Патенты автора Варфоломеев Михаил Алексеевич (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности с возможностью использования при контроле за разработкой нефтяного месторождения. Техническим результатом изобретения является снижение вредного влияния на окружающую среду закачиваемой жидкости в пласт, содержащей трассер, в соответствии с токсикологическими требованиям. Заявленный способ межскважинного трассерного теста с низким пределом обнаружения, содержащего натриевые или калиевые соли 2,4- или 3,5-динитробензойных кислот, осуществляют следующим образом. Получают натриевую или калиевую соль 2,4- или 3,5-динитробензойной кислоты перемешиванием 2,4- или 3,5-динитробензойных кислот с гидроокисью натрия или калия при массовом соотношении 1:1 и дальнейшим растворением в воде до концентрации, зависящей от пластовых условий. Закачивают в нагнетательную скважину водорастворимый и распределяющийся трассеры. Отбирают пробу пластовой воды из добывающей скважины с периодичностью по времени. Определяют концентрации водорастворимого и распределяющегося трассеров в пробе пластовой воды методом высокоэффективной жидкостной хроматографии с УФ-детектированием. Строят график зависимости концентраций водорастворимого и распределяющегося трассеров в пробе пластовой воды, отобранной из добывающей скважины, от времени. Затем на основе значений времени, соответствующих максимальным концентрациям водорастворимого и распределяющегося трассеров в пробе пластовой воды, и коэффициента распределения распределяющегося трассера рассчитывают остаточную нефтенасыщенность. 4 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способу определения эффективных газоблокирующих систем для селективного блокирования высокопроницаемых газонасыщенных зон подгазовых месторождений. Технический результат изобретения заключается в достоверном определении эффективных в пластовых условиях газоблокирующих систем и, как следствие, в увеличении эффективности селективного блокирования высокопроницаемых газонасыщенных зон нефтегазовых месторождений. Способ содержит следующие этапы: a) получение промысловых данных о пластовой температуре, пластовом давлении, уровне минерализации пластовой и/или попутно добываемой воды, физико-химических свойствах пластовой нефти и типе коллектора на исследуемом объекте; b) получение и анализ образцов пластовых флюидов и кернового материала по исследуемому объекту; c) определение газоблокирующих систем, соответствующих геолого-физическим условиям исследуемого объекта; d) определение газоблокирующих систем, совместимых с пластовой и/или попутно добываемой водой и пластовой нефтью, путем проведения исследований в свободном объеме; e) определение стабильных в течение 30 дней при пластовой температуре газоблокирующих систем, прошедших отбор на совместимость с пластовой и/или попутно добываемой водой на предыдущем этапе; f) определение пенообразующих газоблокирующих систем из отобранных на предыдущем этапе, g) определение газоблокирующих систем из отобранных на предыдущем этапе, h) определение газоблокирующих систем из отобранных на предыдущем этапе, обладающих селективностью по насыщенности и проницаемости по результатам исследований на параллельных керновых моделях. 18 з.п. ф-лы, 18 ил., 32 табл.
Ингибитор гидратообразования и коррозии на основе полиуретана, содержащего фрагменты дибутиламина // 2783443
Настоящее изобретение относится к ингибиторам гидратообразования и коррозии на основе полиуретанов формулы I, включая изомеры:
,где сумма n, m, x и p представляет собой число, достаточное для получения средней молекулярной массы 4 кДа. Данные ингибиторы могут найти применение в нефтегазовой отрасли в процессах добычи, подготовки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов и коррозии. 2 ил., 3 пр.
Изобретение относится к измерительной аппаратуре, в частности к диэлектрической спектроскопии, и предназначено для измерения свойств клатратных гидратов под давлением газа-гидратообразователя. Сущностью заявленного технического решения является устройство для измерения диэлектрических свойств in-situ под высоким давлением в широком температурном диапазоне, состоящее из измерительной ячейки, канала подачи газа-гидратообразователя; внешней продувочной камеры, датчика температуры, измерителя диэлектрической проницаемости, регулятора давления, датчика давления, баллона с газом-гидратообразователем, системы охлаждения. При этом измерительная ячейка состоит из алюминиевого корпуса, оснащенного алюминиевой крышкой с резиновым уплотнительным кольцом, камеры для образца, образуемой алюминиевым корпусом и крышкой, верхнего латунного электрода, нижнего латунного электрода с бортиком, являющимся одновременно защитным кольцом, фторопластовых вставок, болтовых отверстий с размещенными болтами с возможностью обеспечивания жесткой фиксации крышки к корпусу ячейки; канала подачи газа-гидратообразователя измерительной ячейки, размещенного в алюминиевой крышке. Верхний латунный электрод вмонтирован в алюминиевую крышку, а нижний латунный электрод с бортиком - в стенку алюминиевого корпуса измерительной ячейки через фторопластовые вставки. При этом по периметру кольцевого бортика выполнены отверстия, расположенные перпендикулярно плоскости нижнего латунного электрода, с возможностью прохождения через них газа-гидратообразователя. Канал подачи газа-гидратообразователя измерительной ячейки и верхняя алюминиевая крышка изолированы фторопластовой вставкой, выполняющей роль уплотнителя. К каналу подачи газа-гидратообразователя измерительной ячейки подсоединен баллон с газом-гидратообразователем через канал подачи газа-гидратообразователя, регулятор давления и датчик давления. Измерительная ячейка помещена во внешнюю продувочную камеру, к которой подключена линия подачи газообразного азота из системы охлаждения; при этом к измерительной ячейке подключен датчик измерения температуры и измеритель диэлектрической проницаемости. Технический результат - повышение точности измерений. 9 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к добыче жидких или газообразных текучих сред из буровых скважин вытеснением водой. Техническим результатом является определение полного коэффициента вытеснения и четкое определение коэффициента довытеснения нефти. Заявлен способ определения коэффициента вытеснения и коэффициента довытеснения нефти ионно-модифицированной водой, заключающийся в том, что берут один или несколько образцов породы и создают начальную нефтенасыщенность согласно ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях»; вытесняют нефть пластовой водой до полного прекращения выхода нефти и определяют коэффициент вытеснения; останавливают эксперимент на старение в течение не менее 24 часов; повторно вытесняют нефть пластовой водой до полного прекращения выхода нефти и определяют коэффициент вытеснения; вытесняют нефть составом ионно-модифицированной воды до полного прекращения выхода нефти и определяют коэффициент довытеснения; останавливают эксперимент на старение и изменение смачиваемости за счет контакта с раствором ионно-модифицированной воды; вытесняют нефть составом ионно-модифицированной воды до полного прекращения выхода нефти; извлекают образец или образцы породы из фильтрационной установки, помещают в сосуд Аммота для капиллярной пропитки и определяют коэффициент довытеснения.
Изобретение относится к химии полимерных соединений, а именно к новым ингибиторам гидратообразования и коррозии на основе полиуретанов общей формулы I, включая изомеры, где сумма n, m, x, y, z и p представляет собой число, достаточное для получения средней молекулярной массы 4.3 кДа. Заявленный ингибитор может найти применение в нефтегазовой отрасли в процессах добычи, подготовки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов и коррозии. 2 ил., 3 пр.
Заявленное устройство относится к области экспериментальных исследований массообменных процессов при фильтрации нефти с газами на насыпной дезинтегрированной керновой модели пласта-коллектора в условиях лаборатории. Кернодержатель состоит из основания, боковых крышек, при этом боковые крышки выполнены плотно прилегающими к основанию с обеих сторон с помощью болтовых соединений; между основанием, левой крышкой и правой крышкой размещена уплотнительная прокладка из мягкого металла; с обеих сторон основания выполнены внутренние спиралевидные каналы левый и правый, в центральной части основания выполнен сквозной канал перехода для соединения двух спиралевидных каналов посредством соединения типа болт-гайка; в основании кернодержателя выполнено сквозное отверстие с возможностью подачи агента закачки, а в правом спиралевидном канале выполнено противоположное отверстие с возможностью вывода нефти и газа. Технический результат - возможность регулирования диапазона проницаемости посредством возможности регулирования усилия затяжки боковых крышек кернодержателя. 7 ил.
Изобретение относится к нефтепромысловой химии, а именно к новым поверхностно-активным веществам формулы I, включая изомеры, где n представляет собой число от 2 до 9. Заявленное ПАВ может найти применение в нефтегазовой отрасли в процессах добычи углеводородного сырья для увеличения нефтеотдачи пластов карбонатных залежей с высокой минерализацией. 4 ил., 4 пр.
Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к термогазохимической обработке призабойной и удаленной зон пласта с тяжелой и высоковязкой нефтью. Технический результат - увеличение охвата зоны обработки, повышенная нефтеотдача, отсутствие необходимости оборудования для предварительного прогрева продуктивного пласта, сохранение концентрации закаченного термогазохимического состава, возможность контроля качества смешения компонентов термогазохимического состава ввиду того, что смешение происходит на поверхности перед закачкой в скважину. Термогазохимический состав для добычи высоковязкой нефти содержит, мас.%: нитрит натрия 27,8; нитрат аммония 32,2; сульфат меди 0,12; вода остальное. В способе добычи высоковязкой нефти используют скважину, имеющую на горизонтальном или наклонном участке первую и вторую вскрытые зоны, и указанный выше термогазохимический состав для добычи высоковязкой нефти. 2 н.п. ф-лы, 2 ил., 2 пр.
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может найти применение при добыче и транспортировке нефти с высоким газовым фактором без её разгазирования посредством намеренного получения газовых гидратов и создания контролируемого потока гидрат-содержащей нефти. Изобретение касается способа транспортировки нефти с высоким газовым фактором с использованием контролируемого потока гидратов, в котором рассчитывают равновесное условие гидратообразования с помощью компьютерной программы; сравнивают рассчитанное равновесное условие гидратообразования с условием транспортировки нефти с высоким газовым фактором; подбирают степень смещения температуры, необходимую для расширения области стабильности гидрата по всему градиенту Р,Т-условий транспортировки нефти; подбирают подходящий термодинамический промотор гидратообразования, в том числе его концентрацию для подобранной степени смещения температуры; добавляют подобранный термодинамический промотор гидратообразования для смещения равновесной температуры; добавляют кинетический промотор гидратообразования для ускорения образования газовых гидратов; при необходимости добавляют антиагломерант для предотвращения агломерации частиц гидрата. Технический результат - контроль гидратообразования за счет подбора оптимальных концентраций реагентов для обеспечения стабильности гидратов и безопасного режима транспортировки нефти. 7 ил., 3 пр.
Изобретение относится к промотору гидратообразования и может найти применение в нефтегазовой отрасли в процессах добычи, транспортировки и хранения природного газа. Промотор гидратообразования представляет собой соединение на основе касторового масла формулы (I), включая его возможные изомеры, которые одновременно образуются при синтезе указанного соединения. Технический результат – производное сульфированного касторового масла формулы (I), способное промотировать гидратообразование и минимизирующее нагрузку на окружающую среду и здоровье человека. 5 ил., 5 пр.
Изобретение относится к химии полимерных соединений, ингибирующих рост гидратов метана, и может найти применение в нефтегазовой отрасли в процессах добычи, подготовки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения роста газовых гидратов. Технический результат – получение эффективного биоразлагаемого и безопасного нефтепромыслового ингибитора роста газовых гидратов, расширение линейки нефтепромысловых реагентов указанного назначения с одновременным снижением экономических затрат и минимизацией нагрузки на окружающую среду. Основой ингибитора роста гидратов метана является сульфированный хитозан формулы (I):
3 ил., 2 пр.
Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к добыче тяжелой и высоковязкой нефти из горизонтальных или имеющих наклонный участок многофункциональных скважин, совмещающих в себе функции добывающих и нагнетающих, с применением тепла за счет термохимической обработки нефтяного пласта. Технический результат - повышение эффективности добычи высоковязкой нефти из наклонных и/или горизонтальных скважин. Способ заключается в том, что скважину обсаживают обсадной трубой, имеющей на горизонтальном или наклонном участке первую и вторую вскрытые зоны. В скважину спускают нижний и верхний термостойкие пакеры, соединённые между собой нагнетательной перфорированной трубой. Соединяют нижнюю колонну, поверх которой надевают коаксиально перфорированную трубу отбора флюида. Устанавливают разделительный термостойкий пакер, ограничивающий межтрубное пространство. Вворачивают опору со встроенным настраиваемым клапаном в перфорированную трубу отбора флюида. Соединяют погружной насос и вставляют сверху в опору байпасную трубу, соответствующую длине погружного насоса. На свободный конец байпасной трубы и выкид погружного насоса монтируют тройник. С его противоположной стороны навертывают верхнюю колонну и до тройника вводят с кольцевым зазором дополнительную трубу с герметизирующим элементом. На конце этой трубы крепят тройник. Кольцевое пространство между обсадной трубой и верхней колонной заполняют водой. В нижней части движение воды ограничивают разделительным термостойким пакером и встроенным настраиваемым клапаном в опоре. Производят закачку бинарного состава, который по кольцевому зазору, байпасной трубе и нижней колонне подают в концевой участок обсадной трубы. Далее бинарный состав через первую вскрытую зону или вторую вскрытую зону подают в предварительно прогретый продуктивный пласт и далее его продавливают водой. Выдерживают расчётное время активации экзотермической химической реакции и время разогрева высоковязкой нефти в пласте. Разогретую водонефтяную эмульсию с непрореагированными продуктами реакции подают через первую вскрытую зону в межтрубное пространство между нижней колонной и начальным участком обсадной трубы и далее через встроенный настраиваемый клапан на прием погружного насоса. Разогретую водонефтяную эмульсию откачивают на поверхность по дополнительной трубе. При снижении дебита откачку прекращают и вновь закачивают бинарный состав в продуктивную зону пласта по нижней колонне для повышения текучести жидкой нефти. Далее проводят откачку и циклы повторяют. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к химии полимерных соединений, а именно - к ингибитору гидратообразования и коррозии на основе полиуретанов для добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья общей формулы I, включая изомеры:
где сумма n, m, x и z представляет собой число, достаточное для получения молекулярной массы 1850 - 2000 Да приR = этил CH3-СН2–(I-1) (Et)R = н-пропил CH3–CH2–CH2–(I-2) (n-Pr)R = н-бутил CH3−CH2−CH2−CH2−(I-3) (n-Bu)Техническим результатом является повышение эффективности предотвращения образования газовых гидратов и коррозии. 3 пр., 5 ил.
Изобретение относится к области защиты металлов от коррозии и может найти применение в нефтегазовой отрасли в процессах добычи, подготовки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов и коррозии. Соединение на основе биоразлагаемого хитозана формулы (I), обладающее способностью ингибировать образование газовых гидратов и коррозию. 1 ил., 2 табл.
Изобретение относится к новому высокотемпературному уплотнению для цилиндрического керна и способу его (уплотнения) сборки в кернодержателе с целью исследования термического воздействия на цилиндрический керн путем парогравитационного дренажа. Уплотнение цилиндрического керна характеризуется тем, что уплотняющий материал, выполненный из терморасширенного графита, измельченного до фракции не более 3 мм, помещен и уплотнен в зазоре между внутренней цилиндрической поверхностью кернодержателя и уплотняемой внешней поверхностью керна с возможностью герметичного заполнения указанного зазора с обеспечением возможности использования при тепловом воздействии на керн путем парогравитационного дренажа при высоких давлениях до 20 МПа и температурах до 400 °С. Технический результат заключается в обеспечении возможности проведения исследований с керном при высоких давлениях и температурах в условиях лаборатории. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к способам разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов. Технический результат - обеспечение возможности подземного облагораживания нефти с целью повышения эффективности нефтеотдачи карбонатных коллекторов, необратимое снижение вязкости тяжелой нефти и природных битумов, снижение доли тяжелых фракций и увеличение доли легких фракций тяжелой нефти и природных битумов. В способе разработки битуминозных карбонатных коллекторов в наклонно-направленную скважину с эксплуатационной колонной диаметром не менее 168 мм опускают колонну труб с заглушенными концом и выполненными на концевом участке отверстиями для закачки рабочего агента в интервал щелевой перфорации продуктивного пласта. Через отверстия трубы производят закачку катализатора акватермолиза нефти, содержащего, мас.%: органическую нефтерастворимую соль никеля 20-50; смесь алифатических и ароматических углеводородов 50-80, посредством цементировочного агрегата с использованием насосов при скорости закачки в продуктивный пласт 1-5 м3/ч. Объем закачки рассчитывают по формулам в зависимости от наличия или отсутствия данных по размерам паровой камеры. Через отверстия трубы производят закачку органического растворителя, состоящего из смеси алифатических и ароматических углеводородов, с возможностью вымывания остатков закачанного ранее катализатора из ствола скважины и доставки его в нефтенасыщенную зону пласта, объем закачки растворителя рассчитывают по формуле Vp = 1,5⋅(hНКТ⋅(π⋅RНКТ2)+(hВДП-hНКТ)⋅(π⋅RЭК2)), где hНКТ - длина участка насосно-компрессорной трубы НКТ, по которой закачивался катализатор, м; RНКТ - радиус участка НКТ, по которой закачивался катализатор, м; hВДП - длина скважины от устья до верхних дыр перфорации ВДП, м; RЭК - радиус эксплуатационной колонны. Далее закрывают скважину на срок не менее двух суток. Закачивают пар при температуре от 200 °С до 350 °С, при давлении в пласте от 3,0 МПа до 15,0 МПа, прогревают продуктивный пласт, доводят до температуры от 200 °С до 300 °С и продолжают закачку пара в течение не менее пяти суток с возможностью протекания реакций акватермолиза в продуктивном пласте. Скважину останавливают на срок от 5 суток до 14 суток, производят отбор жидкой продукции из скважины. 2 з.п. ф-лы, 6 ил., 4 пр.
Изобретение относится к области технологических процессов. Описана композиция для подземного облагораживания тяжелой нефти и интенсификации нефтеотдачи при закачке пара c температурой воздействия 100-400 °С, включающая наноразмерный катализатор с размером частиц 60-155 нм на основе смешанного оксида железа Fe3O4, причем композиция дополнительно содержит водород-донорный растворитель нефрас С4 -155/205 в соотношении: катализатор Fe3O4 : нефрас C4 – 155/205 = 1-40 мас.%: 99-60 мас.%. Технический результат – повышение эффективности облагораживания и конверсии тяжелых нефтей за счет совместного применения наноразмерного катализатора и водород-донорного растворителя при паротепловом воздействии. 3 ил., 2 пр.
Изобретение относится к исследованию коэффициента извлечения нефти в лабораторных условиях на основе данных, полученных при анализе образцов керна из месторождения, при использовании процесса парового дренажа. Способ заключается в лабораторном определении коэффициента извлечения нефти при вытеснении нефти водой. При этом образец керна изготавливают из модельной смеси, содержание нефти в которой соответствует керну, полученному при бурении залежи, по длине образца создают перепад давления, к одному торцу образца керна подают водяной пар, с другого торца образца керна осуществляют отбор жидкости, коэффициент извлечения нефти рассчитывают как отношение массы нефти в выделившейся жидкости к массе нефти, находившейся в образце керна. Достигается повышение надежности и упрощение определения. 1 ил.
Способ мониторинга и контроля над разработкой месторождений нефти методом внутрипластового горения // 2693073
Изобретение относится к горному делу и может быть применено для наземного наблюдения за процессами термического воздействия на нефте- и газосодержащие породы путем локализации пространственного положения фронта горения на различных этапах эксплуатации месторождения. Определение положения фронта горения проводится по результатам многоэтапных (многолетних) геофизических наблюдений (выполняются не менее двух измерений в год, с интервалом 5-8 месяцев). Краткой сущностью является использование в одном способе единовременно трёх известных как таковых методов, а именно: метода естественного электрического поля (ЕП), метода высокоточной магнитной разведки и электроразведки методом зондирования становления поля в ближней зоне. Способ содержит следующие этапы: создают полигон, перекрывающий предполагаемую площадь горения в 2-3 раза, проводят измерения фоновых значений геофизических полей, измеряют естественное электрическое поле, модуль магнитной индукции, горизонтальную магнитную компоненту (Hy) электромагнитного поля, повторяют указанные измерения в течение года не менее чем один раз, вводят полученную информацию в электронно-вычислительную машину, выполняют обработку данных посредством использования программных комплексов, интерпретируют и сопоставляют полученные данные между собой и с фоновыми значениями, полученными на подготовительном этапе, получают фактические параметры фронта распространения горения, его скорости и направления. Технический результат заключается в повышении эффективности наземного мониторинга и контроля над параметрами фронта горения при разработке месторождений нефти методом внутрипластового горения.
Изобретение относится к оборудованию, которое при использовании в условиях лаборатории обеспечивает возможность исследования процессов термического воздействия на искусственно изготовленные образцы керна(ов), моделирующие реальные керн(ы), извлеченные при бурении из тех или иных нефтяных пластов. Устройство для исследования внутрипластового горения и парогравитационного дренажа состоит из системы подачи газа и жидкости под высоким давлением, камеры высокого давления, которая включает в себя внутреннюю теплоизолированную камеру, снабженную датчиками температуры и образцом, системы разделения со сборником жидких продуктов, системы анализа газа и системы контроля. Система подачи газа и жидкости под высоким давлением снабжена парогенератором с питающим расходным сосудом высокого давления, который снабжен весоизмерительным устройством. Внутренняя теплоизолированная камера дополнительно снабжена датчиками давления. На выходе из камеры высокого давления перед системой разделения установлены автоматизированные пробоотборники, а сборник жидких продуктов системы разделения снабжен весоизмерительным устройством. 2 ил.
