Патенты автора Хвостова Вера Юрьевна (RU)
Композиция неуглеводородной смеси газов и способ эксплуатации подземного хранилища природного газа // 2768850
Изобретение относится к области газовой промышленности и предназначено для эксплуатации подземных хранилищ природного газа (ПХГ). Техническим результатом является повышение эффективности эксплуатации ПХГ с комбинированным буферным объемом газа. Композиция состава неуглеводородной смеси газов содержит диоксид углерода не более 85%, азот не более 55%, оксид углерода не более 30%. Способ эксплуатации подземного хранилища природного газа включает сооружение эксплуатационных скважин со вскрытием коллекторов хранилища, циклическую закачку в хранилище природного газа с созданием буферного и активного его объемов и отбор активного объема природного газа, при этом в процессе эксплуатации подземного хранилища газа в нижнюю его часть закачивают неуглеводородную смесь газов с замещением в буферном объеме природного газа. 2 н.п. ф-лы, 4 ил., 3 табл.
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 нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение эффективности растворения сульфатного кольматанта, повышение надежности и продуктивности скважин. Реагентный состав для растворения сульфатного кольматанта включает, мас.%: комплексообразующее вещество 13,0-16,0; гидроксид калия 12,0-14,0; пероксосоединение 1,0-2,0; воду остальное. При этом комплексообразующее вещество состоит из этилендиаминотетрауксусной и нитрилотриуксусной кислот, взятых в соотношении (3,00-3,33):1. 5 табл.
Изобретение относится к газовой промышленности, 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. В способе крепления продуктивного пласта-коллектора газовой скважины в скважину закачивают связующий состав, представляющий собой смесь реагентов, содержащую 60-80 мас.% модифицированного тетраэтоксисилана и 20-40 мас.% водного раствора кислотного катализатора. Продавливают его в пласт-коллектор газообразным агентом, выбранным из группы газов: азот, выхлопные газы двигателя внутреннего сгорания, углекислый газ. При этом газообразный агент подают в скважину при давлении, превышающем значение давления пласта-коллектора не менее чем на 1,0 МПа. После этого осуществляют выдержку скважины в технологическом отстое в течение по меньшей мере двух суток. Техническим результатом является снижение водонасыщенности призабойной зоны пласта и повышение продуктивности эксплуатационных газовых скважин при однократной обработке пласта-коллектора. 3 ил., 3 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.
СПОСОБ ЗАХОРОНЕНИЯ CO2 (ВАРИАНТЫ) // 2583029
Группа изобретений предназначена для использования в области подземного хранения CO2 и других вредных газов, а также защиты окружающей среды. Технический результат - повышение надежности хранилища и снижение затрат на его создание. В первом варианте реализации способа для закачки CO2 выбирают ловушку водоносного пласта с термобарическими параметрами, способствующими длительному захоронению CO2 в жидком агрегатном состоянии. Бурят скважины в купольной части структуры ловушки. Закачивают жидкий CO2 в центральные скважины и по мере опускания контакта «жидкий CO2-вода» закачивают CO2 в периферийные скважины. Осуществляют контроль динамики пластового давления с одновременным мониторингом появления жидкого СО2 в наблюдательных скважинах. Закачку жидкого СО2 прекращают при обнаружения его в наблюдательных скважинах, а также при достижении в ловушке давления, соответствующего максимально допустимому пластовому давлению. Контроль за герметичностью по латерали ловушки осуществляют посредством наблюдательных скважин, расположенных вблизи замыкающей изогипсы ловушки, а по вертикали ловушки - посредством расположенных на вышезалегающих горизонтах контрольных скважин. Во втором варианте реализации способа закачивают газообразный CO2. Одновременно контролируют динамику пластового давления глубинными манометрами. При достижении давления в ловушке значения, соответствующего жидкому агрегатному состоянию CO2, продолжают закачку CO2 уже в жидком агрегатном состоянии в приконтактные зоны ловушки, контролируя динамику пластового давления глубинными манометрами. 2 н.п. ф-лы, 6 ил.
КОМПЕНСАТОР ОСЕВОЙ // 2558833
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в составе технологического и эксплуатационного оборудования для компенсации растяжения (снятия напряжений) в колонне НКТ. Технический результат - повышение эффективности за счет обеспечения возможности фиксации компенсатора в исходном (сжатом) положении и его раскрытия гидравлическим способом. Компенсатор осевой содержит ниппель с установленным на его кольцевом выступе сердечником, соприкасающимся частью своей наружной поверхности с внутренней поверхностью корпуса, насаженного на наружную поверхность ниппеля с образованием между наружной поверхностью сердечника и внутренней поверхностью корпуса пространственного промежутка. Компенсатор включает втулку с расположенными по периметру ее наружной поверхности радиальными отверстиями для срезных винтов и стопорное кольцо, цангу, надетую на сердечник и соприкасающуюся внутренней поверхностью с наружной поверхностью средней части сердечника. Резьбовые лепестки цанги прижаты втулкой. Основание цанги прикреплено к корпусу посредством винтов, находящихся в сквозных радиальных отверстиях, которые выполнены по периметру основания цанги и корпуса. На наружной поверхности концевой части сердечника со стороны, противоположной расположению ниппеля, выполнена зона с зубьями, контактирующими с зубьями на внутренней поверхности стопорного кольца, которое надето на сердечник и расположено внутри полости, выполненной внутри втулки, удерживаемой на сердечнике срезными винтами, находящимися в ее радиальных отверстиях. Зубья стопорного кольца и зоны концевой части сердечника выполнены таким образом, чтобы обеспечить однонаправленное осевое перемещение втулки относительно сердечника. В месте соприкосновения сердечника и ниппеля внутренняя поверхность сердечника и наружная поверхность ниппеля выполнены гранеными для обеспечения передачи вращения. 2 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.
ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ ПОСАДКИ ПАКЕРА // 2533466
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при установке гидравлического пакера в скважинах, оборудованных забойным гравийным фильтром. Инструмент для посадки пакера содержит корпус с отверстиями и срезными винтами, пружину, шар. Соосно корпусу и внутри него расположен золотник. Золотник соприкасается наружной поверхностью с внутренней поверхностью корпуса. Соосно золотнику и внутри него установлена опора. Опора соприкасается наружной поверхностью с внутренней поверхностью золотника, имеет в своей узкой части основание, в котором выполнено седло для шара. Седло содержит проходное отверстие. В проходное отверстие со стороны торца основания опоры вставлен и укреплен патрубок с ограничителем хода. На наружной боковой поверхности патрубка установлена пружина, зажатая между торцом основания опоры и внутренней поверхностью торца цанги. Цанга одета на патрубок поверх пружины. Кулачки лепестков цанги установлены в пазе, выполненном по окружности внутренней поверхности корпуса. По периметру первого кольцевого паза, выполненного на наружной поверхности корпуса на уровне середины длины опоры, расположены отверстия под первые срезные винты. По периметру второго кольцевого паза, выполненного на наружной поверхности корпуса на уровне седла, расположены отверстия под вторые срезные винты. Резьбовые стержни первых срезных винтов оперты на наружную боковую поверхность опоры, имеющую выполненные в продольном направлении каналы для перетока технологической жидкости. На дно каналов оперты резьбовые стержни вторых срезных винтов. Золотник выполнен с возможностью продольного перемещения в зазоре между корпусом и опорой. Опора расположена с возможностью продольного перемещения вдоль внутренней поверхности золотника. Изобретение обеспечивает расширение функциональных возможностей устройства. 5 ил.
БУРОВОЙ РАСТВОР // 2344153
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно к буровым растворам для вскрытия продуктивного пласта-коллектора
БУРОВОЙ РАСТВОР // 2344152
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно к буровым растворам для вскрытия продуктивного пласта-коллектора
Изобретение относится к области фармакологии и касается улучшенного способа получения ксантанового загустителя для лекарственных средств, а также технических целей путем культивирования штаммов-продуцентов Xanthomonas campestris на питательной среде, содержащей источник углеродного питания, минеральные соли и факторы роста, в условиях аэрации, при этом культивирование ведут в ферментерах, которые перед ферментацией последовательно промывают 0,01-0,05% раствором -лактамного антибиотика или антибиотика из рода тетрациклинов, водой и стерилизуют
БУРОВОЙ РАСТВОР БЕЗ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ (ВАРИАНТЫ) // 2304605
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно, к буровым растворам для вскрытия продуктивного пласта-коллектора
