Патенты автора Коростелев Алексей Сергеевич (RU)
Тампонажная смесь // 2698347
Изобретение относится к области цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, вскрывающих пласты с полиминеральными водами высокой степени минерализации, может быть также использовано для цементирования колонн в одну ступень одним составом в терригенных отложениях при наличии пресных или слабоминерализованных вод, в интервалах карбонатно-галогенных отложений, установки изоляционных цементных мостов. Тампонажная смесь содержит, мас. %: портландцемент тампонажный - 33,30-43,67, комплексную минеральную добавку КМД-Н - 47,56-49,95, ультрацемент-10 - 3,96-13,72, ускоритель сроков схватывания хлорид натрия или хлорид кальция - 2,91-4,76, разжижающий реагент NTPF-17 - 0,05-0,12. Технический результат - получение тампонажного состава с плотностью раствора 1700±20 кг/м3, характеризующегося высокой растекаемостью и способностью формировать камень повышенной прочности, стойкостью к коррозионному воздействию полиминеральных пластовых вод высокой степени минерализации при низких положительных и нормальных температурах. 1 табл.
Буферная жидкость // 2674348
Изобретение относится к области крепления скважин, а именно к буферным жидкостям для очистки скважин. Технический результат - получение стабильной утяжеленной буферной жидкости на углеводородной основе, обладающей высокой моющей способностью и пониженным показателем фильтрации, позволяющей повысить качество крепления обсадных колонн скважин, пробуренных с использованием эмульсионных буровых растворов на углеводородной основе. Утяжеленная буферная жидкость на углеводородной основе содержит, мас.%: керосин 31,57-55,69; барит 38,01-64,44; органобентонит ОРБЕНТ-91 2,88-5,61; гидрофобизатор АБР 0,69-1,11. 1 табл.
Способ крепления скважины направлением в разрезе многолетнемерзлых пород с высокой льдистостью // 2662830
Изобретение относится к строительству скважин и может быть использовано при оборудовании скважин направлением в многолетнемерзлых породах с высокой льдистостью. Технический результат – повышение качества крепления скважины и обеспечение ее эксплуатационной надежности. По способу предусматривают крепление ствола скважины направлением в разрезе многолетнемерзлых пород с высокой льдистостью. Для этого бурят ствол скважины до устойчивых пород. Бурение осуществляют без промывки скважины буровым раствором. Спускают направление, состоящее из обсадных труб с теплоизолирующей оболочкой. Направление оснащают центрирующими элементами, колонным башмаком и каналом для мониторинга температуры по всей длине направления. При спуске направления в скважину с внешней стороны направления закрепляют трубы малого диаметра. Этим образуют автономный канал для цементирования направления. По этому каналу заколонное пространство заполняют от забоя до устья тампонажным раствором. Одновременно с этим внутриколонное пространство заполняют незамерзающей жидкостью. 1 ил.
Облегченная тампонажная смесь // 2642897
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к тампонажным смесям, и может быть использовано при одноступенчатом цементировании протяженных (более 2500 м) обсадных колонн, перекрывающих интервалы проницаемых пластов и пластов с низкими градиентами гидроразрыва при нормальных, умеренных и повышенных температурах. Тампонажная смесь при следующих соотношениях компонентов включает в себя, мас.%: портландцемент тампонажный - 47,83-48,77, золу-уноса ТЭЦ - 44,94-47,80, микрокремнезем МК-85 или МК-65 0,96-2,93, регулятор структурообразования - гидроксиэтилцеллюлозу Натросол 250 - 0,29-0,49, нитрилотриметилфосфоновую кислоту НТФК - 0,01-0,02, хлорид натрия - 1,95-3,83. Техническим результатом является высокоэффективное цементирование протяженных (более 2500 м) обсадных колонн в одну ступень одним составом с плотностью раствора 1600±20 кг/м3 по всему интервалу размещения при нормальных и умеренных температурах, обладающим необходимым временем загустевания для безопасного выполнения работ по цементированию. 1 табл, 1 пр.
СПОСОБ ИСПЫТАНИЯ СКВАЖИНЫ В ОТКРЫТОМ СТВОЛЕ // 2625126
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для испытания и освоения глубоких скважин с близкорасположенными продуктивными пластами, а также в многопластовом разрезе, преимущественно на ачимовские или юрские отложения. Технический результат – повышение эффективности способа. По способу бурят перспективный интервал ствола скважины. По совокупности геологической, технической и геофизической информации определяют расположение перспективных пластов. Спускают хвостовик-фильтр на транспортировочной колонне для сохранения устойчивости стенок ствола скважины. Хвостовик-фильтр образуют из ряда секций, каждая из которых состоит из последовательно соединенных между собой обсадных труб, скважинных фильтров и заколонных пакеров. Низ хвостовика-фильтра оборудуют башмаком с обратным клапаном. Хвостовик-фильтр образуют с возможностью использования компоновки испытательного инструмента с одним или двумя пакерами для проведения испытаний всех пластов в направлениях снизу вверх или сверху вниз соответственно. Крепят хвостовик-фильтр в эксплуатационной колонне при помощи подвесного устройства. Промывают скважину через башмак с обратным клапаном. Закачивают забойную жидкость в интервал перспективных пластов. Разобщают пласты при помощи заколонных пакеров. Спускают комплект испытательных инструментов на трубах. Создают депрессию на пласт и вызывают приток пластового флюида. Отрабатывают скважину с целью очистки призабойной зоны пласта. Проводят газогидродинамические исследования на установившихся режимах фильтрации. Отбирают глубинные и устьевые пробы пластового флюида. Извлекают комплект испытательных инструментов. Задавливают водой исследованный пласт. После этого воду заменяют на технологический раствор. Следующие пласты испытывают аналогичным образом. После испытания всех пластов, интерпретации записей глубинных приборов и анализа проб пластового флюида определяют продуктивные пласты, дающие промышленный приток. Скважину готовят к опытно-промышленной эксплуатации. 3 ил.
СПОСОБ УСТАНОВКИ ЦЕМЕНТНОГО МОСТА В ОБСАЖЕННОЙ СКВАЖИНЕ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ // 2603110
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при испытании и ремонте нефтяных и газовых скважин с установкой цементного моста. Технический результат - повышение надежности, безопасности работ, сокращение объема технологических операций и сохранение недр при установке цементного моста. Способ включает спуск в скважину на рабочей колонне устройства, состоящего из башмачного узла, хвостовика и пакер-якоря. Затем осуществляют промывку скважины и последовательное закачивание первой буферной жидкости, тампонажного раствора, второй буферной жидкости и продавочной жидкости. Между тампонажным раствором и второй буферной жидкостью пропускают разделительную пробку. Башмачный узел располагают в нижнем интервале установки цементного моста, а в верхнем интервале установки цементного моста размещают пакер-якорь, состоящий из пакерного узла и якорного узла, зафиксированных срезным штифтом. Пакер-якорь также включает обратный клапан. При прохождении разделительной пробки через пакерный узел разделительная пробка сбивает полый штифт и открывает нагнетательный канал для сообщения гидравлической камеры с внутриколонным пространством. После посадки разделительной пробки в башмачный узел повышением давления приводят в действие якорный узел, в результате чего пакер-якорь фиксируют на обсадной колонне и открепляют от рабочей колонны. Разделительную пробку фиксируют в башмачном узле. Тампонажный раствор размещают в интервале установки цементного моста в кольцевом пространстве между обсадной колонной и хвостовиком, а также выше пакер-якоря из расчета его запаса для замещения объема, высвободившегося после подъема хвостовика с башмачным узлом из интервала установки цементного моста. Вторую буферную жидкость и продавочную жидкость размещают внутри хвостовика и рабочей колонны. Затем производят подъем рабочей колонны с хвостовиком до интервала размещения пакер-якоря. В момент выхода башмачного узла из пакер-якоря обеспечивают закрытие обратного клапана, перекрывающего центральный канал пакер-якоря. После этого с помощью подпружиненных кулачков через башмачный узел рабочей колонной создают осевую нагрузку на верхнюю часть пакер-якоря и производят пакеровку. Последующим повышением давления в рабочей колонне в башмачном узле открывают циркуляционные отверстия и при помощи второй буферной жидкости вымывают избыточный тампонажный раствор из интервала выше установки пакер-якоря. Затем рабочую колонну с хвостовиком и башмачным узлом поднимают на поверхность. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.
