Патенты автора Меньшиков Сергей Николаевич (RU)

Изобретение относится к области геофизических исследований обсаженных газовых и нефтегазовых скважин промыслово-геофизическими методами (ПГИ) для контроля за разработкой нефтегазовых месторождений и обеспечивает исследования через насосно-компрессорные трубы (НКТ). Комплекс ПГИ, дополненный методами индукционной резистивиметрии и диэлектрической влагометрии, позволяет детально определить состав флюида, поступающего из интервала перфорации, и его распределение по стволу скважины или НКТ. Комплексная аппаратура состоит из соединенных между собой двух скважинных модулей, при этом в корпусе верхнего модуля установлены средства ПГИ, зонды спектрометрического гамма-каротажа и сканирующей магнитно-импульсной дефектоскопии, а в корпусе нижнего модуля размещены большой и малый зонды с детекторами нейтрон-нейтронного каротажа, зонд импульсного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа и источник нейтронов. Изобретение позволяет расширить круг решаемых задач на всех этапах жизни газовых и нефтегазовых скважин на основе использования основных видов взаимодействия нейтронов с породой и насыщающими ее флюидами в процессе облучения их потоками нейтронов от управляемого генератора нейтронов, работающего как в импульсном, так и в стационарном режимах, с возможностью переключения режима через интерфейс программы для регистрации данных измерений. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области ядерно-физических методов исследований газовых скважин, к способам оценки газонасыщенности галитизированных коллекторов, поровое пространство которых, наряду с газом, содержит галит (соль). Согласно заявленному способу для достоверности оценки Г коллекторов производят измерение прибором 2ИННКт нейтронных потоков: Jмзим, Jбзим, вычисление функции пористости и декрементов затухания плотности потоков тепловых нейтронов: SigМЗим, SigБЗим в физических моделях (ФМ) скважины, помещенных в имитатор водоносыщенного пласта, слагаемого известняком или кварцитом с заполнением пор пресной водой с различным известным водородосодержанием (Wим). Для каждой из указанных ФМ строят палеточные зависимости (ПЗ): Wим - F(Kр)ИННКтим и ПЗ: SigМЗим, SigБЗим, - Σим (известные значения сечения поглощения тепловых нейтронов в пласте), на основе которых создают сводную базу ПЗ. Данные ПЗ используют для перехода от измеренных значений: F(Kр)ИННКтим, SigМЗим и SigБЗим к геологическим параметрам исследуемого пласта: - Wпл и Σпл по прилагаемым формулам. Затем, используя Wпл и Σпл, на основе приведенных петрофизических зависимостей рассчитывают коэффициенты газонасыщенности и галитизации коллектора, %. Технический результат - способ позволяет повысить достоверность оценки газонасыщенности (Г) указанных коллекторов по результатам измерений в скважинах с использованием двухзондового импульсного нейтрон-нейтронного каротажа - 2ИННКт по тепловым нейтронам. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к методам нейтронного каротажа для определения рапонасыщенных интервалов в геологическом разрезе обсаженных нефтегазовых скважин, разделению рапосодержащих и рапопоглощающих интервалов относительно пластов соли, а также выделению интервалов с рапой в цементном камне. Способ позволяет решить проблему выделения рапоносных интервалов при строительстве скважин для планирования и проведения комплекса мероприятий, предотвращающих рапопроявления в скважине, являющегося причиной техногенной аварии. В результате измерений спектрометрического нейтрон-гамма-каротажа - НГК и нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - ННК вначале выделяют пласты соли по аномальному росту показаний больших зондов - ННКбз при отсутствии роста показаний малых зондов - ННКмз на фоне показаний этих зондов в водонасыщенном пласте (ВП), затем на фоне полученных показаний выделяют пласты, насыщенные рапой, по резкому падению показаний зондов НГКбз и ННКбз и резкому росту кривой декремента ИННК по сравнению с показаниями указанных зондов в ВП. О наличии рапопоглощающих интервалов судят по их положению под пластами каменной соли с менее резким, чем в случае рапоносного пласта, падением показаний НГКбз и ННКбз и менее резким ростом кривой декремента ИННК по сравнению с их показаниями в ВП. О наличии интервалов поглощения рапы в пустотах цементного камня судят по падению показаний НГКмз и ИННКмз при постоянном значении декремента ИННК по сравнению с их показаниями в ВП. Технический результат - расширение функциональных возможностей комплекса нейтронных методов по выделению интервалов разреза обсаженных нефтегазовых скважин, содержащих рапу, разделению рапосодержащих интервалов и интервалов солей, выделению рапопоглощающих интервалов, а также интервалов с рапой в цементном камне. 4 ил.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам повышения производительности скважин с применением гидравлического разрыва пласта и может быть использовано при разработке трудноизвлекаемых газовых залежей, характеризующихся высокой неоднородностью и заглинизированностью. Технический результат - повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов газа за счет применения первичных жидкостей вскрытия пласта на углеводородной основе и проведения многостадийного ГРП с применением высоковязкого геля на основе углеводородов. По способу осуществляют бурение наклонно-направленной скважины с нисходящим профилем. Спускают эксплуатационную колонну с последующей перфорацией либо хвостовик. При бурении скважину ориентируют по азимуту вдоль минимальных напряжений. Участки продуктивных пластов последовательно вскрывают, применяя буровой раствор на основе эмульсии смеси газойлей и воды в соотношении 7:1. Ствол скважины обсаживают эксплуатационной колонной. Производят перфорацию эксплуатационной колонны комбинированными зарядами. Осуществляют многостадийный гидроразрыв пласта с применением жидкости на основе дизельного топлива. При этом формируют систему параллельных трещин, направленных вдоль линий естественной трещиноватости. 4 ил.

Использование: для нейтронного каротажа в режиме кругового сканирования нефтегазовых скважин. Сущность изобретения заключается в том, что реализуют трехзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам - ЗННКнт с помощью скважинного прибора с тремя зондами разной длины. При вращении вокруг оси корпуса прибора регистрируют интенсивности надтепловых нейтронов - центральными и периферийными счетчиками нейтронов всех зондов ЗННКнт и нормируют показания - на показания этих счетчиков в воде - Jц.i, используя и Jц.i, по формулам производят вычисление функции цемента Fцем., определяющей распределение цемента в заколонном пространстве на разном удалении от стенки обсадной колонны скважины, и вычисление функции дефицита цемента ΔFцем. Используя минимальные и максимальные значения ΔFцем., производят интегральную оценку доли цемента по периметру кольцевого заколонного пространства - по отдельным i секторам для каждого зонда. Используя минимальные и максимальные значения Jц.i, рассчитывают интегральную оценку - доли цемента по периметру кольцевого заколонного пространства по исследованному интервалу. Технический результат: повышение достоверности исследования скважин нейтронным методом, позволяющее осуществлять детальное изучение особенностей заполнения заколонного пространства цементом. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазопромысловой геологии и может быть использовано на месторождениях и подземных хранилищах газа для оценки технического состояния газовых скважин с межколонными давлениями. Техническим результатом является повышение точности и достоверности выделения интервалов поступления газа в межколонное пространство скважин и оценка масштабов возможных перетоков УВ в газовых скважинах. Способ включает создание базы данных геохимических эталонных объектов, отбор проб межколонного газа из тех скважин, оценку технического состояния которых надо сделать, анализ проб с определением состава углеводородов, в том числе изотопного состава углерода метана. Дополнительно проводится определение изотопного состава водорода метана и определяется тот газоносный горизонт из которого газ попал в межколонное пространство скважин. На стадии интерпретации материалов выполняется классификация скважин по степени их безопасности при эксплуатации: безопасны, относительно надежны и опасны для эксплуатации. 2 табл., 1 ил.

Изобретение относится к области газодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений для осуществления гидрохимического контроля за обводнением эксплуатационных скважин с использованием электрохимических методов анализа попутных вод. Задачей заявляемого изобретения является количественное определение относительного содержания пластовой, конденсационной и техногенной воды в выносимой газом жидкости по результатам инструментальных измерений удельной электропроводности кондуктометрическим методом и концентрации основных ионов пластовой и техногенной воды потенциометрическим методом. Способ диагностики попутных вод газоконденсатных скважин по данным их анализа электрохимическими методами включает отбор проб попутных вод, анализ концентрации в них химических элементов и расчет относительного содержания пластовой, конденсационной и техногенной воды в выносимой газом жидкости. Способ отличается тем, что предварительно с помощью электрохимических методов анализа определяют зависимости относительного содержания пластовой воды в смеси вод конденсационная-пластовая и техногенной воды в смесях вод конденсационная-техногенная и пластовая-техногенная от удельной электропроводности и концентрации основных ионов. Затем отбирают пробу попутных вод из эксплуатационной скважины, определяют ее удельную электропроводность и концентрацию основных ионов с помощью кондуктометра и иономера непосредственно на месте отбора проб. Вычисляют относительное содержание пластовых и техногенных вод в соответствующих смесях посредством установленных регрессионных уравнений. После чего устанавливают определенным образом базовую для дальнейших расчетов двухкомпонентную смесь и рассчитывают содержание двух компонентов базовой смеси вод и примеси третьего компонента по заданным уравнениям. Технический результат выражается в повышении оперативности диагностики происхождения попутных вод за счет определения удельной электропроводности и основных ионов в полевых условиях непосредственно на месте отбора проб, что позволяет уменьшить периоды остановки и увеличить эффективность эксплуатации скважин. 4 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений для осуществления гидрохимического контроля за обводнением эксплуатационных скважин. Задачей заявляемого изобретения является количественное определение относительного содержания пластовой, конденсационной и техногенной воды по данным химического анализа проб попутных вод на основные макрокомпоненты. Способ диагностики попутных вод газовых скважин по данным химического анализа включает отбор проб попутных вод, анализ концентрации химических элементов в пробах и расчет относительного содержания пластовой, конденсационной и техногенной воды. Способ отличается тем, что предварительно устанавливают регрессионные уравнения для двухкомпонентных смесей попутных вод, отражающие зависимости относительного содержания пластовой воды в смеси вод конденсационная-пластовая и техногенной воды в смесях вод конденсационная-техногенная и пластовая-техногенная от концентрации основных ионов и величины общей минерализации. Затем отбирают пробы попутных вод, проводят их химический анализ и подставляют значения концентрации основных ионов и общей минерализации в регрессионные уравнения, по которым вычисляют относительные содержания пластовой и техногенной воды в соответствующих смесях. После чего устанавливают определенным образом базовую для дальнейших расчетов двухкомпонентную смесь и рассчитывают содержание двух компонентов базовой смеси вод и примеси третьего компонента по заданным уравнениям. Технический результат заявляемого изобретения выражается в повышении эффективности гидрохимического контроля за обводнением эксплуатационных скважин за счет более полного учета гидрохимических условий конкретного участка работ и рецептур применяемых технологических растворов при сокращении перечня используемых коррелятивных элементов. 4 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к средствам контроля состояния цементного камня за обсадной колонной нефтегазовых скважин и качества цементирования. Технический результат заключается в повышении достоверности результатов исследований скважин нейтронными методами путем раскрытия аналитических возможностей комплекса нейтронных зондов в модификациях 2ННКнт - двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам и 2ННКт - двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам. В исследуемых скважинах производят 2ННКт и 2ННКнт, в результате которых регистрируют интенсивность потоков надтепловых нейтронов на малом - и большом - зондах метода 2ННКнт и интенсивность потоков тепловых нейтронов на малом - и большом - зондах метода 2ННКт, производят вычисление функционала цемента , затем по палеточной зависимости от , полученной на моделях пластов, определяют количественное содержание цемента в % в соответствии с коэффициентом пористости , определяемым по комплексу геофизических исследований скважин (ГИС) открытого ствола исследуемой скважины или в соответствии с коэффициентом пористости полученным в результате измерения зондами метода 2ННКт: . 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 4 ил.
Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений углеводородов с наличием в разрезе пласта подстилающих подошвенных вод. Способ эксплуатации месторождения углеводородов включает вскрытие пласта кустом из нескольких скважин, как минимум по одной вертикальной, наклонно-направленной и горизонтальной, и выработку запасов до предельного обводнения добываемой продукции. На начальном этапе разработки перфорируют нижние интервалы в вертикальной и наклонно-направленной скважинах, а горизонтальная скважина дренирует только верхнюю часть разреза. При обводнении залежи подошвенными водами и поступлении воды в вертикальную и в наклонно-направленную скважины нижние интервалы изолируют и перфорируют новые интервалы, расположенные в скважинах выше. Горизонтальная скважина продолжает работать в заданном технологическом режиме. Достигаемый технический результат – одновременная равномерная обработка пласта и сокращение числа капитальных ремонтов скважин за весь период разработки залежи.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для повышения производительности скважин, работающих с накоплением жидкостных и песчаных пробок на забое. Способ эксплуатации скважины содержит следующие последовательные стадии. Сначала производят удаление жидкостной и песчаной пробок путем дозированной подачи пенообразователя на забой скважины. Пенообразователь закачивают в затрубное пространство на устье скважины без спуска дополнительных трубок на забой в количестве, рассчитанном по следующему математическому выражению: Мпо=mудπR2(L+(Pпл-ΔPг-Pу)/(cos(α)ρжg)), где Мпо - количество пенообразователя, необходимое для вспенивания всей жидкости, накопленной в скважине, кг; mуд - количество пенообразователя, необходимое для вспенивания 1 м3 жидких примесей в скважине, кг/м3; R - внутренний радиус эксплуатационной колонны скважины, м; L - длина скважины от нижнего края лифтовой колонны до текущего забоя, м; Pпл - пластовое давление, приведенное к нижнему краю лифтовой колонны, Па; ΔPг - перепад давления, обусловленный весом столба газа в скважине, может быть рассчитан по барометрической формуле, Па; Ру - давление на устье скважины, Па; α - угол отклонения ствола скважины от вертикали, град; ρж - плотность воды, кг/м3; g - ускорение свободного падения, м/с2. Затем запускают скважину в работу с расходом газа, обеспечивающим вынос примесей из скважины на установку утилизации ее продукции. После снижения концентрации примесей в газовом потоке до допустимых значений скважину переводят в работу на газовый промысел. Стабильный режим скважины обеспечивается путем постоянной подачи пенообразователя с расходом, рассчитываемым по следующему математическому выражению: Qпо =mуд(qв+ qк), где Qпо - расход пенообразователя, необходимый для поддержания стабильной работы скважины, кг/сут; mуд - количество пенообразователя, необходимое для вспенивания 1 м3 жидкости в скважине, кг/м3; qв - расход жидких примесей, поступающих в скважину из пласта, м3/сут; qк - расход жидких примесей, конденсирующихся из паровой фазы в газовом потоке при его движении по лифтовой колонне, м3/сут. Предлагаемый способ позволяет эффективно удалять жидкостные и песчаные пробки с забоя скважины и обеспечивает ее дальнейшую работу без накопления жидкости. 1 ил., 1пр.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений углеводородов. Технический результат - повышение эффективности разработки месторождений углеводородов. По способу предусматривают разработку залежи углеводородов в условиях низкопроницаемых, маломощных коллекторов. Залежь углеводородов вскрывают многозабойной скважиной с одним вертикальным стволом и несколькими горизонтальными стволами. Вертикальным стволом вскрывают начальное положение флюидальных контактов. Искусственный забой вертикального ствола располагают на 10-15 м ниже флюидальных контактов. Горизонтальными стволами увеличивают зону дренирования залежи углеводородов. Из горизонтального ствола добывают углеводородное сырье. Вертикальный ствол служит для проведения геофизических исследований скважины. Входную воронку лифтовой колонны располагают выше технологического «окна» горизонтального ствола. Этим обеспечивают возможность использования геофизического оборудования для вертикальных скважин. В результате из одной скважины добывают углеводородное сырье и одновременно проводят геофизический контроль за внедрением подошвенных вод. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. Технический результат - увеличение газоотдачи газовых месторождений и повышение эффективности их эксплуатации. По способу останавливают эксплуатационные скважины одного или нескольких газовых промыслов, которые имеют наибольшее значение критерия остановки промысла, зависящего от запасов газа в продуктивном пласте не разбуренной периферийной зоны газового промысла, объема притока газа из данной зоны, количества нестабильно работающих скважин. Критерий остановки газовых промыслов, текущие запасы газа не разбуренной периферийной зоны этих промыслов, объемы притока газа из периферийных зон и прочие параметры, характеризующие способ, рассчитывают по аналитическим выражениям. При этом в первую очередь останавливают скважины, работающие нестабильно с накоплением жидкости на забое. Способ обеспечивает возможность вовлечения в разработку запасов газа, расположенных в не разбуренной периферийной зоне, решить проблему эффективной эксплуатации газового месторождения на завершающей стадии разработки с повышением производительности скважин. 1 пр., 4 табл., 1 ил.

Устройство для удаления пластовой жидкости из газовой скважины относится к оборудованию для эксплуатации газовых скважин и предназначено для удаления пластовой жидкости из газовых скважин. Обеспечивает повышение надежности работы устройства. Сущность изобретения: устройство состоит из пакера с хвостовиком, на нижнем конце которого телескопически установлен патрубок, обладающий положительной плавучестью, с перфорированной перегородкой на нижнем конусе. В осевом канале хвостовика установлен кольцевой поршень с рядом радиальных отверстий, а в промежутках между ними выполнен ряд продольных отверстий. Кольцевой поршень жестко связан с полым штоком, снабженным в верхней части переводником с внутренней расточкой и патрубком-удлинителем в нижней. Полый шток выполнен с рядом перфорированных отверстий, гидравлически связанных с радиальными отверстиями в кольцевом поршне. Патрубок-удлинитель снабжен конической фаской и полым поплавком, в осевом канале которого установлена перфорированная перегородка с направляющим стержнем, снабженным шаровым клапаном, установленным с возможностью взаимодействия с конической фаской патрубка-удлинителя. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено при эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин

Изобретение относится к добыче нефти и газа и может быть использовано при строительстве колонн для нагнетания теплоносителя в пласт при добыче тяжелой нефти

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для подъема порции пластовой жидкости из скважин энергией добываемого газа

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений на основе данных по пластовым давлениям
Изобретение относится к газодобывающей промышленности и предназначено для предотвращения гидратообразования и удаления жидкости с высокой минерализацией (до 200 г/л) и содержанием газового конденсата в смеси до 50% с забоя низкотемпературных скважин, преимущественно на поздней стадии разработки месторождений
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для удаления жидкости с минерализацией до 200 г/л и содержанием газового конденсата в смеси до 50% с забоя низкотемпературных скважин, преимущественно на поздней стадии разработки месторождений

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для определения дебитов газа, содержания жидкости и твердых примесей в продукции скважин, работающих в газосборные сети и не оборудованных соответствующими измерительными устройствами

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке устройств для автоматического управления технологическими процессами

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке устройств для автоматического управления технологическими процессами и предназначено повысить надежность эксплуатации скважин месторождения углеводородного сырья, преимущественно газовых или газоконденсатных

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам эксплуатации месторождений углеводородного сырья

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам, предназначенным для управления кустом скважин на углеводородных месторождениях

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации компрессорных станций
Изобретение относится к смеси для получения строительного материала, изготовленного из утилизируемых промышленных отходов

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано при эксплуатации подземных резервуаров-хранилищ, создаваемых в многолетнемерзлых породах через скважину для захоронения отходов бурения

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к заканчиванию после бурения и крепления газовых и газоконденсатных скважин, расположенных в зоне многолетнемерзлых пород (ММП), в том числе в процессе опережающего до обустройства месторождения строительства этих скважин

Изобретение относится к области газодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке и эксплуатации газовых месторождений на завершающем этапе разработки
Изобретение относится к строительству, а именно к строительным материалам, изготовленным из утилизируемых промышленных отходов
Изобретение относится к способам переработки и утилизации отходов горных выработок и скважин и может найти применение в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, при строительстве дорог и обустройстве кустовых площадок

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке и эксплуатации многопластовых газовых месторождений

 


© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности
Наверх