Патенты автора Пономарев Александр Иосифович (RU)
Заявлен способ эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождений природного газа. Техническим результатом является увеличение (поддержание) дебита скважин, обеспечение устойчивых технологических режимов эксплуатации скважин на завершающем этапе разработки газовых месторождений, увеличение коэффициента газоотдачи, а также расширение области применения струйных аппаратов при добыче газа. Способ включает добычу газожидкостной смеси со скважин. Сепарацию свободного газа от жидкости и последующую подачу его на вход камеры смешения струйного аппарата, который снижает устьевое давление газовых скважин и увеличивает фактическую скорость потока добываемой газожидкостной смеси с забоя скважины. Высоконапорный поток для эжекции низконапорного газа создают водометанольным раствором, который используют в режиме рециркуляции. Захватываемый добытый газ выделяют в первой секции буллита за счет центробежных и гравитационных сил и направляют его по газопроводу-шлейфу на установку комплексной подготовки газа. Осуществляют отбор части этого газа, которую периодически закачивают в затрубное пространство отдельных эксплуатационных скважин для удаления из их насосно-компрессорных труб скопившегося столба жидкости. Выбор НКТ осуществляет АСУ ТП по значениям контролируемых ее системой телемеханики газового промысла на устьях скважин параметров, позволяющих выявлять скважины, которые требуют проведения этой операции. Выделенную в сепараторе дегазированную жидкость направляют во вторую секцию буллита, из которой осуществляют ее закачку обратно в пласт месторождения ниже уровня газоводяного контакта через наименее производительную или бездействующую скважину куста. Скважина имеет максимальное удаление от забоев других скважин куста. Также заявлено устройство для реализации способа. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.
СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНОГО ГАЗОХРАНИЛИЩА // 2716673
Изобретение относится к эксплуатации подземных хранилищ природного газа, созданных в водоносном пласте или в истощенных газовых пластах с активной краевой водой. Технический результат – повышение эффективности эксплуатации подземного газохранилища. Предлагается способ, заключающийся в циклическом режиме закачки природного газа через скважины в газосодержащий пласт и отборе газа из этих же скважин с предварительным созданием оторочки для снижения проникновения пластовой воды в газовую часть подземного газохранилища. Закачку газа в начальный период ведут путем закачки в скважины оторочки мелкодисперсной водогазовой смеси. Эту оторочку в последующем продвигают по пласту газом путем закачки в скважины газа. При этом применяют оторочку такой мелкодисперсной водогазовой смеси, что при закачке обеспечивают ее продвижение на отдаленные от нагнетательной скважины зоны пласта с ускоренным ее движением по кровле пласта и выравниванием фронта вытеснения по вертикальному разрезу газохранилища в зоне нагнетательной скважины. При снижении давления при эксплуатации газохранилища обеспечивают в подошвенной зоне пласта такое выделение и такой рост пузырьков в ней, что они блокируют движение воды в вышеотмеченной зоне пласта.
Изобретение относится к способу адаптации гидродинамической модели с учетом неопределенности геологического строения. Техническим результатом является минимизация погрешности расчета технологических показателей разработки месторождения с применением гидродинамических моделей. Способ включает проведение геофизических, газодинамических, гидродинамических исследований скважин, отбор керна, проведение петрофизических исследований, обобщение материалов по изучению геологического строения, построение геологической модели месторождения, определение распределения фаций по площади месторождения по данным петрофизических и геофизических исследований, определение минимального, максимального и наиболее вероятного значений коэффициентов песчанистости, пористости, нефтегазонасыщенности, проницаемости, эффективных нефтегазонасыщенных толщин для каждой ячейки (блока) трехмерной модели месторождения, оценку геологических показателей в межскважинном пространстве, расчет показателей разработки на гидродинамической модели. В базу данных автоматической системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) и/или информационно-управляющей системы (ИУС) вводят рассчитанные на гидродинамической модели показатели разработки и допустимые отклонения. Осуществляют контроль фактических показателей разработки по приборам, установленным на скважинах, и записывают результаты этих измерений в свою базу данных. Проводят проверку отклонения расчетных показателей от фактически измеренных. Формируют блок информации о фактических текущих и исторических показателях разработки, которые передаются по каналам связи на дополнительную обработку. Строят трехмерное распределение погрешности расчета адаптируемого показателя разработки по гидродинамической модели. Определяют аналитическую зависимость между геологическими параметрами, участвующими в адаптации, и адаптируемым показателем разработки. Определяют значения геологических параметров для каждой ячейки (блока) трехмерной модели. Для каждой ячейки проверяют соответствие значений заданных параметров. Если величина геологического параметра выходит за границы вероятностных отклонений, ему присваивают соответственно максимальное или минимальное вероятное значение. Продолжают процесс адаптации для других ячеек (блоков) модели до достижения заданной погрешности. Передают уточненные расчетные данные в базу данных АСУ ТП и/или ИУС для дальнейшего контроля за разработкой месторождения. В случае невозможности обеспечения заданной точности расчета показателей определяют геологические параметры с наибольшей степенью неопределенности и высоким влиянием на показатели разработки. Определяют зоны месторождения с максимальной погрешностью расчета показателей разработки и в выявленных зонах месторождения проводят дополнительные геофизические, петрофизические, гидродинамические исследования для локального уточнения геологических параметров, и по результатам дополнительных исследований проводят повторную процедуру адаптации гидродинамической модели, после чего соответствующие параметры загружают в базу данных для дальнейшего контроля за разработкой месторождения. 1 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.
Способ снижения затрубного давления механизированных скважин и устройство для его осуществления // 2698785
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для добычи нефти из скважин механизированным способом, в частности электроцентробежными насосами, с высоким содержанием свободного газа. Способ включает совместную обвязку высоконапорной газовой или нефтяной скважины с высоким газовым фактором, вскрывающей пласт с высоким потенциалом, и низконапорной нефтяной скважины с высоким газовым фактором, вскрывающей пласт с низким потенциалом, через устьевой газоструйный аппарат, откачку продукций высоконапорной и низконапорной скважин из пластов, сепарацию свободного газа низконапорной скважины от жидкости, последующее поступление свободного газа в затрубное пространство низконапорной скважины, последующее поступление высоконапорного потока в сопло устьевого газоструйного аппарата, эжектирование газоструйным аппаратом низконапорного потока-газа из затрубного давления низконапорной скважины, при этом снижая значение затрубного давления низконапорной скважины, последующее восстановление давления смешанного потока до значения линейного давления общего нефтегазосборного коллектора. Технический результат заключается в повышении эффективности добычи нефти из скважин. 2 ил.
Изобретение относится к области разработки нефтяного и газонефтяного пласта трещино-кавернозно-порового типа с помощью добывающих и нагнетательных скважин. Технический результат - обеспечение дополнительной добычи нефти и более высокой конечной нефтеотдачи пласта. При разработке нефтенасыщенного карбонатного пласта трещино-кавернозно-порового типа цикл закачки газа в пласт производят под давлением выше давления насыщения нефти газом до насыщения нефти газом в кавернах и тупиковых порах за счет фильтрационных и диффузионных процессов. Цикл добычи нефти и газа из скважин ведут при снижении давления в пласте ниже давления насыщения нефти газом на 10-15% до интенсивного выделения газа на межфазной поверхности карбонатной породы и нефти. В течение цикла закачки газа в пласт добывающие скважины не эксплуатируют, отбор нефти и газа не производят. В течение цикла отбора нефти и газа из добывающих скважин нагнетательные скважины простаивают, закачку газа не ведут.
Изобретение относится к области добычи природного газа, а именно к способу контроля за разработкой многопластовых месторождений газа, при расчете пластового давления, как по отдельным пластам, так и по месторождению в целом. Техническим результатом является повышение точности прогноза пластового давления в каждой точке многопластового месторождения. Способ построения карты изобар для многопластовых месторождений, с одновременной эксплуатацией скважинами нескольких пластов и неравномерностью отборов по разрезу, включающий газодинамические исследования скважин, уточнение трехмерного распределения пластового давления, полученного по результатам гидродинамического моделирования, замерами пластового давления. При этом построение карты изобар проводят по результатам расчета гидродинамической модели, которые объединяют с результатами исследований скважин, используя детерминистическую интерполяцию.
Изобретение относится к способам дистанционного мониторинга нефтяного пятна, образовавшегося подо льдом при аварийной утечке нефти из подводного нефтепровода. Сущность: в место (3) утечки нефти из подводного нефтепровода (2) подают магнитный материал в мелкодисперсном состоянии. Вместе с нефтью магнитный материал растекается подо льдом (7), образуя пятно (6) определенной толщины и размеров. О границах распространения нефтяного пятна судят по напряженности магнитного поля, измеряемой магнитометрами над поверхностью льда. При невозможности определения местоположения места утечки нефти из подводного нефтепровода (2) мелкодисперсный магнитный материал подают непосредственно в скважину (1) или в подводный нефтепровод (2) до места утечки (3). Технический результат: определение местоположения и размеров нефтяного пятна подо льдом. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ // 2646902
Изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью добывающих и нагнетательных скважин и может быть использовано на нефтяных месторождениях, где добыча высоковязкой нефти из пластов ведется тепловым методом вытеснения нефти горячей водой или паром высокой температуры. Технический результат - организация в нефтяной залежи плоскопараллельной фильтрации пластовой жидкости с помощью системы многофункциональных скважин, исключение возможности образования застойных зон в объеме всей залежи с одновременным уменьшением количества скважин и расстояния между участками закачки вытесняющего агента и отбора пластовой нефти. В способе разработки залежи высоковязкой нефти, заключающемся в закачке в пласт вытесняющего агента через горизонтальный участок многофункциональной скважины и отборе пластовой нефти из перфорированного участка этой же скважины, расположенного горизонтально и параллельно зоне закачки агента, по длине полосообразного элемента ПЭ нефтяной залежи или выбранному направлению залежи располагают многофункциональные скважины последовательно друг за другом так, чтобы в зоне пласта между участками закачки агента и отбора нефти каждой скважины были расположены еще два участка двух соседних многофункциональных скважин: ближе к участку отбора нефти скважины располагают участок закачки агента соседней скважины с левой стороны, а ближе к участку закачки агента рассматриваемой скважины располагают участок отбора нефти второй соседней скважины с правой стороны по длине ПЭ или выбранного направления. Причем рассматриваемые горизонтальные участки всех скважин расположены между собой параллельно на одинаковом расстоянии друг от друга и поперек длины полосообразного элемента. Разработка нефтяной залежи осуществляется путем деления залежи на полосообразные элементы по всей своей площади, каждый из которых разрабатывается с помощью системы многофункциональных скважин, расположенных в границах ПЭ по вышеописанному принципу. 1 ил.
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ // 2646151
Изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов. Технический результат - обеспечение воздействия на нефть как в вертикальном, так и в горизонтальном направлениях, достижение более полной выработки пласта. В способе разработки залежи высоковязкой нефти, заключающемся в закачке в пласт вытесняющего агента, например пара, через вышележащий горизонтальный ствол многофункциональной скважины и отборе пластовой нефти из нижележащего также горизонтального ствола скважины, расположенного параллельно верхнему стволу, по длине полосообразного элемента нефтяной залежи или выбранному направлению залежи располагают многофункциональные скважины с двумя горизонтальными стволами последовательно друг за другом так, чтобы в зоне пласта расстояния по горизонтали между стволами по закачке вытесняющего агента и отбору нефти были одинаковыми. Причем стволы по закачке вытесняющего агента должны располагаться со смещением на половину расстояния между стволами относительно нижележащих стволов по отбору нефти, благодаря чему вертикальная проекция каждого ствола по закачке вытесняющего агента на плоскость со стволами по отбору нефти окажется на равном расстоянии от стволов по отбору нефти. 2 ил.
Изобретение относится к технологии разработки нефтяных пластов с помощью нефтедобывающих и нагнетательных скважин. Способ может быть использован на нефтяных месторождениях, где добыча нефти из пластов ведется методом вытеснения нефти закачиваемым агентом, в частности - водой. Технический результат - повышение эффективности разработки за счет организации в ограниченной зоне пласта плоско-параллельной фильтрации пластовой жидкости с помощью одной скважины с исключением возможности образования застойных зон. По способу строят скважину, в которой горизонтальную часть обсадной колонны располагают непосредственно в участке нефтяного пласта с однородными свойствами. Обеспечивают С-образный вид скважины. Первый и третий участки обсадной колонны скважины имеют одинаковую длину, необходимую плотность перфорационных отверстий и параллельное друг другу расположение. Второй участок соединяет вышеупомянутые участки в единую обсадную колонну. Пространство между обсадной колонной второго участка и горной породой пласта заполняют цементным раствором. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных - НКТ или колтюбинговых труб до границы второго и третьего участков обсадной колонны. Кольцевое пространство в граничной зоне между обсадной колонной и данной колонной труб герметизируют с помощью пакера. На участке нефтяного пласта организуют плоско-параллельную фильтрацию вытесняющего агента и пластовой нефти путем закачки вытесняющего агента в пласт с помощью колонны НКТ или колтюбинговых труб через перфорационные отверстия конечного - третьего горизонтального участка обсадной колонны. Отбор нефти из пласта производят через перфорационные отверстия первого горизонтального участка обсадной колонны с помощью фонтанной или механизированной эксплуатации скважины. Подъем нефти до устья осуществляют по кольцевому - межтрубному пространству скважины. Для организации наблюдения в режиме реального времени за закачкой вытесняющего агента и отбором пластовой нефти скважину в зонах первого и третьего участков обсадной колонны оборудуют датчиками давления и температуры. 1 ил.
Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности его подготовке к транспортировке, а также эксплуатации газосборных трубопроводов и теплообменной установки для понижения температуры газа после компримирования. Технической задачей изобретения является обеспечение одновременной эффективной и безаварийной эксплуатации двух взаимосвязанных технологических систем: сбор природного газа и его охлаждение в теплообменной установке после компримирования. Способ подготовки к транспортировке природного газа заключается в доставке газа от скважины до дожимной компрессорной станции по газопроводу, очистке, сжатии и охлаждении газа в теплообменнике, с использованием водометанольного раствора (BMP), который после теплообменника в нагретом состоянии направляют для охлаждения в полость газопровода по трубопроводу меньшего диаметра, проложенному внутри газопровода, а охлажденный в газопроводе ВМР возвращают в теплообменник по внешнему трубопроводу, причем в зависимости от температуры окружающей среды изначально BMP может быть направлен после теплообменника в сторону скважины во внешний трубопровод, а от скважины до теплообменника - по трубопроводу, проложенному в полости газопровода. 1 ил.
СПОСОБ ОЧИСТКИ КОЛОННЫ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ СКВАЖИНЫ ОТ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ // 2584192
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологиям удаления асфальтосмолопарафиновых отложений с внутренней поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ) нефтедобывающих скважин, оборудованных электроцентробежными и другими глубинными насосами без привода с поверхности земли. Способ включает организацию движения скребка в полости колонны труб снизу вверх, срезание слоя отложений с внутренней поверхности. Скребок формируют из магнитной жидкости с помощью направленного электромагнитного поля, исходящего от электромагнитных активаторов, равномерно и дискретно расположенных по всей длине колонны НКТ. При необходимости магнитные свойства сформированного скребка могут быть сведены к нулю благодаря обратной работе электромагнитных активаторов в сторону размагничивания жидкости скребка. Решение о необходимости формирования или расформирования скребка принимает станция управления по показаниям датчика давления, расположенного в нижней части колонны НКТ, и датчиков электромагнитной активности, находящихся в комплекте каждого активатора. Обеспечивается возможность регулирования свойств скребка и безаварийная эксплуатация нефтедобывающих скважин. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.
