Патенты автора Шулепин Сергей Александрович (RU)
Изобретение относится к области газовой промышленности, в частности к способам повышения коэффициента продуктивности в добывающих скважинах, и может быть использовано для интенсификации притока газовых скважин месторождений и подземных хранилищ газа как вновь пробуренных, так и находящихся в эксплуатации. В способе по керну проводят определение прочностных свойств породы в призабойной зоне пласта-коллектора и проводят на газовой скважине серию газодинамических исследований (ГДИ) на стационарных режимах. Создают депрессию на пласт-коллектор, приводящую к растрескиванию породы и появлению в пласте искусственной системы макротрещин, посредством продувки газовой скважины через крановое регулирующее устройство (КРУ) без выпуска и потерь газа в атмосферу в общий коллектор подземного хранилища газа. Величину указанной депрессии на пласт-коллектор и процент раскрытия КРУ, необходимый для осуществления депрессии геомехдробления, определяют на основании определенных прочностных свойств породы пласта-коллектора и коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В, полученных при проведении на скважине ГДИ на стационарных режимах. Определяют производительность скважины посредством проведения повторных ГДИ скважины на стационарных режимах. Техническим результатом является повышение продуктивности газовых скважин за счет повышения проницаемости призабойной зоны пласта-коллектора посредством создания в ней системы макротрещин.
Реагентный состав для разрушения сульфатных отложений в газовых скважинах подземных хранилищ газа // 2759749
Изобретение относится к области газовой промышленности. Технический результат заключается в повышении производительности газовых скважин ПХГ за счет интенсификации притока газа. Реагентный состав для разрушения сульфатных отложений в газовых скважинах подземных хранилищ газа содержит компоненты при следующем соотношении, масс. %: Трилон Б 6,3-18,0, гидроксид натрия 7,0-20,0, оксамин 0,3-2,5, алкилполигликозид 0,4-4,0, полиметилсилоксан 0,1-1,5, вода остальное. 3 табл.
Изобретение относится к области газовой промышленности. Технический результат заключается в повышении производительности газовых скважин ПХГ за счет интенсификации притока газа. Реагентный состав для разрушения отложений карбоната кальция в газовых скважинах подземных хранилищ газа содержит соляную кислоту, поверхностно-активное вещество – оксамин и соль щелочного металла и органической сульфокислоты, ингибитор коррозии – 1-гидроксилэтил-2-алкилимидазолин, воду, а также комплексообразующее вещество – оксиэтилендифосфоновую кислоту, гидрофобизатор – соль щелочного металла кремнийорганического соединения, компоненты комплексного действия – формалин и метанол, компоненты комплексного действия, стабилизатор основной кислоты – уксусную кислоту, пеногаситель – полиметилсилоксан, при следующем соотношении компонентов, мас.%: соляная кислота (в пересчете на HCl) – 9,0-22,0, 1-гидроксиэтил-2-алкилимидазолин – 0,5-5,0, соль щелочного металла органической сульфокислоты – 0,1-1,2, оксиэтилендифосфоновая кислота – 0,05-0,2, формалин – 0,3-4,0, метанол – 1,5-7,5, оксамин – 0,25-0,75, соль щелочного металла кремнийорганического соединения – 0,2-1,5, уксусная кислота – 2,2-9,0, полиметилсилоксан – 0,05-0,15, вода – остальное. 3 табл.
Способ проведения обработки газовых скважин подземных хранилищ газа относится к области газовой промышленности. В заявленном способе на первом этапе в колонну насосно-компрессорных труб закачивают технологическую жидкость, приготовленную на основе водного раствора соляной кислоты, для создания реагентной ванны для разрушения кольматанта на проволочном забойном противопесочном фильтре. Затем газовую скважину ПХГ оставляют на технологический отстой для протекания химического взаимодействия между указанной закаченной технологической жидкостью и кольматантом. После продукты упомянутого химического взаимодействия удаляют. На втором этапе повторно закачивают в колонну насосно-компрессорных труб технологическую жидкость, приготовленную на основе водного раствора соляной кислоты, и продавливают ее в пласт для разрушения кольматанта, образованного в зоне гравийно-намывного фильтра и природного пласта-коллектора. По завершении второго этапа проводят газодинамические исследования газовой скважины ПХГ, заключающихся в проведении исследований при различных режимах, в ходе которых определяют зависимость дебита газа от депрессии на пласт и от давления на устье упомянутой скважины. В случае, если дебит скважины ПХГ после проведения указанных выше первого и второго этапов обработки не достиг проектного значения, проводят дополнительную обработку газовой скважины ПХГ технологической жидкостью, приготовленной на основе водного раствора едкого натра с комплексообразующим веществом, проводя последовательно операции, аналогичные операциям, осуществляемым на вышеупомянутых первом и втором этапах обработки. Обеспечивается повышение производительности скважин ПХГ.
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение эффективности растворения карбонатного кольматанта при одновременном сохранении от разрушения глинистого цемента породы терригенного пласта-коллектора, повышение надежности и продуктивности скважин. Реагентный состав для растворения карбонатнного кольматанта содержит, мас. %: соляную кислоту 8,0-20,0; комплексообразующее вещество - оксиэтилендифосфоновую кислоту 0,5-4,0; уксусную кислоту 2,0-5,0; ингибитор набухания глинистых частиц - алкилдиметилбензиламмонийхлорид третичного амина 0,2-1,0; ингибитор коррозии - 1-гидроксиэтил-2-алкилимидазолин 0,5-2,0; пеногаситель – полидиметилсилоксан 0,5-1,0; воду остальное. 4 табл.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин, и может быть использовано для восстановления герметичности эксплуатационных колонн нефтегазовых скважин путем ликвидации межколонного и заколонного давления, источниками возникновения которого являются утечки газа по негерметичным резьбам указанных колонн и по микротрещинам цементного камня. Способ включает глушение скважины, установку в ней цементного моста, продувку скважины газообразным агентом до полной просушки труб в скважине и для поддержания в скважине давления газообразного агента, превышающего значение пластового давления не менее чем на 1,0 МПа. При этом газообразный агент выбран из группы газов: азот, выхлопные газы двигателя внутреннего сгорания, углекислый газ. Закачивают в затрубное пространство герметизирующий состав, представляющий собой смесь модифицированной эпоксидной смолы или модифицированной силиконовой смолы с отвердителем, от которого с помощью цементного моста защищают продуктивный пласт-коллектор для сохранения его фильтрационно-емкостных свойств. Осуществляют выдержку скважины в течение времени, необходимого для перемещения герметизирующего состава до забоя с последующей продувкой скважины выбранным ранее газообразным агентом до полного удаления излишков герметизирующего состава из затрубного пространства скважины. В технологическом отстое скважину выдерживают в течение по меньшей мере двух суток с последующим разбуриванием цементного моста, установкой эксплуатационного оборудования и освоением скважины. Техническим результатом является ликвидация негерметичности колонн нефтегазовых скважин, повышение надежности эксплуатации газовых скважин с использованием физико-химических методов воздействия, увеличение продолжительности действия герметизации неплотных соединений колонн и каналов в цементном камне. 7 ил., 4 табл.
Изобретение относится к технике для исследования движения жидкостных потоков и газожидкостных потоков, например процессов добычи газа в нефтегазовой отрасли, связанной с изучением процессов движения газожидкостных потоков в вертикальных трубопроводах и отдельных устройствах. Технический результат изобретения заключается в создании упрощенной конструкции устройства, которое обеспечивает высокое качество проведения исследований газожидкостных потоков, за счет повышения точности проводимых экспериментов. Устройство содержит испытуемую колонну, смеситель газа и жидкости, кран впуска и выпуска газа, сепаратор, центробежный газовый нагнетатель, жидкостный насос, расходомер жидкости, расходомер газа, блок датчиков перепада давления, блок датчиков давления и температуры, блок аналого-цифрового преобразования и блок обработки данных и визуализации результатов наблюдения. 4 ил.
Изобретение относится к технике для исследования движения жидкостных потоков и газожидкостных потоков, например процессов добычи газа в нефтегазовой отрасли, связанной с изучением процессов движения газожидкостных потоков в вертикальных и отдельных устройствах. Технический результат изобретения заключается в расширении функциональных возможностей способа, позволяющего определять водосодержание вертикальной испытуемой колонны в режиме реального времени. Способ включает измерение давления, температуры, расхода вещества на установившихся режимах работы. В контур установки нагнетают газ до рабочего давления, запускают центробежный газовый нагнетатель и путем регулирования частоты вращения ротора устанавливают требуемую величину расхода газа. С помощью жидкостного насоса в испытуемую колонну подают воду, обеспечивая в ней установившийся режим за счет монотонного во времени роста потерь давления до ее заполнения газожидкостным потоком и постоянного уровня потерь давления в ее нижнем участке. По результатам проведенных измерений на установившемся режиме определяют объем жидкости Vж в исследуемом газожидкостном потоке, как:Vж=qж·(t2-t1), где: t1 - время начала поступления в испытуемую колонну воды; t2 - время начала установившегося режима в испытуемой колонне; qж - объемный расход жидкости при рабочих условиях; и скорость жидкости, приведенную к сечению трубы колонны:, где D - внутренний диаметр вертикальной испытуемой колонны; а также объемное водосодержание φ в исследуемом газожидкостном потоке. При этом среднюю истинную скорость жидкости w определяют исходя из того, что занимаемая в сечении трубы колонны площадь жидкой фазы пропорциональна объемному водосодержанию φ. 4 ил.
Изобретение относится к газовой промышленности и, в частности, к способам повышения продуктивности эксплуатационных скважин подземных хранилищ газа и снижения водонасыщенности призабойной зоны пласта с использованием физико-химических методов воздействия на пласт-коллектор. Технический результат - снижение водонасыщенности призабойной зоны пласта и повышение продуктивности эксплуатационных газовых скважин при однократной обработке пласта-коллектора. Способ включает гидрофобизацию порового пространства пород призабойной зоны 0,5-25%-ным раствором полиметилгидридсилоксана в органической жидкости, содержащим катализатор его полимеризации. Упомянутый раствор продавливают вглубь пласта-коллектора газообразным агентом, выбранным из группы газов: азот, природный газ, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания. Газообразный агент подают в скважину при давлении, превышающем значение давления пласта-коллектора не менее чем на 1,0 МПа. После окончания продавливания раствора осуществляют технологическую выдержку скважины в покое в течение по меньшей мере двух суток. 3 табл.
Изобретение относится к химии полимеров, а именно к интерполимерным полиэлектролитным комплексам, которые могут использоваться для укрепления грунтов, состоящих из глины и песка. Изобретение позволяет увеличить прочность грунтов на растяжение и на сжатие, а также их водостойкость при снижении расхода связующего до 0,003-0,012% масс. Эффект достигается за счет использования в композиции катионактивного имидазолина и полиакриловой кислоты, которые образуют при химическом взаимодействии нерастворимый интерполимерный полиэлектролитный комплекс. Изобретение относится к способу получения устойчивой структурной композиции на основе грунтовой смеси из глины и песка в качестве природных наполнителей и может быть использовано в технических целях для получения формовочных средств, ускоренного отвердевания грунтов и придания им гидрофобных свойств. 1 табл.
