Патенты автора Ильин Алексей Владимирович (RU)
Изобретение относится к способам для добычи газа из буровых скважин. Для осуществления способа регулирования режимов работы кустовых газовых и газоконденсатных скважин первоначально с помощью аппаратно-программной гидродинамической модели куста определяют целевые значения эквивалентных диаметров проходных сечений устьевых регуляторов для каждой скважины куста и регулятора на входе в установку комплексной подготовки газа при давлениях, расходе и температуре газа, соответствующих максимальной добыче углеводородов из скважин. Определяют фактические эквивалентные диаметры проходных сечений устьевых регуляторов для каждой скважины куста при фактических пластовом и устьевых давлениях, расходе и температуре газа на скважинах куста, фактическом давлении перед регулятором на входе установки комплексной подготовки газа. Определяют целевое значение давления газа перед регулятором на входе установки комплексной подготовки газа при целевом значении эквивалентного диаметра регулятора на входе установки комплексной подготовки газа. С помощью аппаратно-программной модели куста выполняют для первого куста скважины расчет целевых дебитов и устьевых давлений, заменив эквивалентный диаметр устьевого регулятора на его целевое значение. Выполняют пошаговый расчет для всех остальных скважин куста, заменяя на каждом шаге эквивалентный диаметр устьевого регулятора текущей скважины на его целевое значение. Диаметры остальных устьевых регуляторов устанавливают по их значениям, принятым на предыдущем шаге расчета. Полученные значения давлений используют, устанавливая целевое значение давления перед регулятором на входе установки комплексной подготовки газа, а затем на устьевых регуляторах на каждой скважине куста. Достигается технический результат – регулирование работы кустовых скважин за один цикл с повышением добычи газа. 1 з.п. ф-лы, 2 ил., 6 табл.
Группа изобретений относится к газодобывающей отрасли и может использоваться при контроле за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений. Техническим результатом является повышение эффективности оперативного контроля за обводнением газовых и газоконденсатных скважин за счет диагностики генезиса попутной жидкости в онлайн режиме. В частности, заявлен способ контроля за обводнением скважин, включающий непрерывное определение минерализации попутной воды, выносимой из скважин, и расчёт доли пластовой воды. При этом предварительно выполняют калибровку резистивного датчика, заключающуюся в измерении электрического сопротивления и температуры солевых растворов заданной минерализации в лабораторных условиях с применением герметизированной кондуктометрической ячейки, имитирующей условия измерения в обвязке скважины. В качестве калибровочных используют солевые растворы и прямые эмульсии с различной долей пластовой воды. Для каждого калибровочного раствора при помощи термостата задают не менее пяти режимов, равномерно расположенных в ожидаемом диапазоне температур. Данные, полученные при калибровке, используют для численного подбора коэффициентов аппроксимации А, В, С, D путем минимизации нелинейного функционала методом Нелдера-Мида. После калибровки резистивный датчик устанавливают на нижней образующей трубопровода в цилиндрической выемке глубиной 8 мм и внутренним диаметром 20 мм, являющейся одновременно пробоуловителем и измерительной ячейкой, при этом прямая соединяющая электроды ориентирована перпендикулярно направлению газожидкостного потока. Затем проводят измерения с заданной дискретностью температуры и электрического сопротивления попутной жидкости. Далее выполняют обработку полученных данных, заключающуюся в фильтрации пиковых значений, связанных с переключением диапазонов измерения электрического сопротивления, и расчет значения моды электрического сопротивления за заданный промежуток времени, рассчитывают минерализацию и диагностируют генезис попутной воды. Далее по минерализации и данным о применении технических жидкостей выполняют диагностику попутной воды в следующем порядке: вода с минерализацией менее или равной 1 г/л является 100% конденсационной; если в скважине не проводились геолого-технические мероприятия, связанные с закачкой в скважину технических жидкостей, то выносимая вода представляет собой смесь конденсационной и пластовой, при этом доля пластовой воды определяется по формуле:
где Sпл - доля пластовой воды в пробе; М, Мкон, Мпл - минерализация пробы попутной воды, конденсационной и пластовой соответственно, г/л. Заявлена также установка для осуществления указанного способа. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 9 ил.
СПОСОБ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН // 2784672
Изобретение относится к способу газоконденсатных исследований скважин. Способ газоконденсатных исследований скважин используют для определения исходных и текущих газоконденсатных характеристик разрабатываемых залежей. Скважины одной кустовой площадки группируют. Отдельные группы скважин включают в себя скважины одного эксплуатационного объекта разработки. На первом режиме исследований все скважины группы работают в исследовательскую линию. На последующих режимах исследований выполняют поочередный перевод потока добываемой смеси скважин группы на работу в газосборный коллектор. Скважины группы работают в газосборный коллектор до стабилизации фазового равновесия в пластовой системе. Затем скважины переключают в исследовательскую линию. Дебит каждой скважины задают с помощью регулирующего устройства. Проводят газоконденсатные исследования скважин на каждом режиме. Газоконденсатные исследования проводят до накопления в сепараторах объемов газового конденсата и попутной воды, достаточных для определения их дебита и отбора проб. После завершения исследований на всех режимах составляют и решают систему уравнений материального баланса газоконденсатных потоков. Рассчитывают газоконденсатные характеристики каждой скважины группы. Технический результат заключается в сокращении времени газоконденсатных исследований. 1 ил.
Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений углеводородов. Способ регулирования давления на входе в промысел при разработке многопластовых газовых месторождений включает в себя вскрытие скважинами продуктивных пластов многопластового месторождения с различным пластовым давлением и осуществление добычи углеводородов по двум пластам одновременно, с помощью увеличения проходного сечения устьевого регулируемого углового штуцера, установленного в составе обвязки скважин пласта с относительно высоким пластовым давлением. Изменение проходного сечения устьевого регулируемого углового штуцера осуществляют в автоматическом режиме, применяя для управления электромеханическим приводом управления и положением иглы штуцера дистанционно управляемый промышленный контроллер, выполненный на основе микроконтроллера, снабженного радиомодулем. При этом силовой выход контроллера подключают к двигателю упомянутого электромеханического привода, вал которого соединен со шкивом, установленным на игле штуцера. Задачей изобретения, совпадающей с положительным результатом от его применения, является возможность изменять проходное сечение устьевото регулируемого углового штуцера, установленного в составе обвязки скважин пласта c относительно высоким пластовым давлением, в автоматическом режиме. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.
УСТАНОВКА ДОЗИРОВАНИЯ РЕАГЕНТА // 2776881
Установка дозирования реагента относится к устройствам контроля и управления процессами транспортировки, подготовки и переработки продукции нефтегазодобывающих скважин и может быть использована в нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей, химической и других отраслях промышленности, где требуется автоматизировать процесс смешения, добавления в многофазные среды химических реагентов (деэмульгаторов, ингибиторов коррозии, ингибиторов АСПО и т.д.). Техническим результатом заявленного устройства является расширение арсенала технических средств для дозирования реагента за счет оптимизации объема дозировки химического реагента с учетом анализа и регулирования в т.ч. температуры процесса разделения нефти. Заявленный технический результат достигается за счет того, что установка дозирования реагента, содержащая фильтр механических примесей, расходомер, влагомер, смесительное устройство, линию подачи реагента, оснащенную нагревательным элементом, датчиком температуры и гасителем пульсации, а также емкость хранения реагента, содержащую уровнемер, датчик температуры реагента и нагревательный элемент, плунжерные дозировочные насосы, многофазный уровнемер, датчик температуры поступающего потока и датчик температуры процесса разделения эмульсии, частотный регулятор, контроллер, оснащенный блоком накопления и хранения информации, причем контроллер осуществляет управление оптимальной скоростью выхода разделяемых сред на основе данных расходомеров-счетчиков путем управления электроклапанами и блоком нагрева, поддерживая необходимую оптимальную температуру. 1 ил.
Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений углеводородов. Способ включает строительство раздельных сеток добывающих скважин на каждый объект разработки. Скважины, эксплуатирующие разные объекты разработки, подключают к единой трубопроводной сети. При разработке месторождения в устьевой обвязке скважин на пласты с относительно низким содержанием конденсата в газе уменьшают проходное сечение регулирующего устройства с одновременным увеличением проходного сечения регулирующего устройства в устьевой обвязке скважин на пласты с относительно высоким содержанием конденсата в газе, увеличивая добычу газового конденсата без изменения уровня добычи газа. Технический результат заключается в увеличении добычи конденсата при неизменных уровнях добычи газа. 1 ил.
Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых месторождений углеводородов. Способ разработки многопластовых газовых месторождений включает строительство кустов скважин из нескольких вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин на разные пласты месторождения. При этом скважины, эксплуатирующие разные пласты разработки, имеют различный пространственный профиль, на устьях скважин устанавливают регулирующие расход газа устройства, скважины подключают к единой трубопроводной сети и разработку месторождения начинают с эксплуатации нижних залежей газа, имеющих более высокое начальное пластовое давление. Вышезалегающие залежи включают в разработку, когда текущее устьевое давление скважин, дренирующих нижние залежи, снизится до начального устьевого давления скважин, и при необходимости, путем увеличения проходного сечения в регулирующих устройствах, увеличивают расход газа в скважинах пластов с более высоким пластовым давлением без длительного ожидания снижения пластового давления в этих пластах. Изобретение позволяет повысить коэффициент извлечения запасов и увеличивать добычу газа при одновременной эксплуатации скважин с более низким пластовым давлением пластов. 2 ил.
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть применено в установках для отбора проб жидкости без выпуска углеводородного газа в атмосферу. Установка включает малогабаритный корпус, в котором расположен накопитель, гидравлически связанный с трубой входа жидкости из трубопровода и трубой выхода отсепарированного газа, в установке используется набор сепарационных элементов, оказывающих различные газодинамические эффекты, такие как: центробежное и инерционное изменение направления движения, гравитационное оседание за счет применения в конструкции установки тарелки с отбойной пластиной, прямоточно-центробежного лопастного завихрителя и секционной тарелки. Применение установки позволяет более эффективно сепарировать жидкости, механические примеси и другие фракции от газового потока для отбора проб для выполнения гидрохимического контроля за разработкой нефтегазоконденсатных месторождений. 3 ил.
Изобретение относится к устройствам для оценки скорости коррозионного износа внутренней стенки трубопроводов и технологического оборудования. Изобретение может быть использовано в нефтяной, газовой, химической и других отраслях промышленности. Образец-свидетель выполнен в виде шайбы, внутренняя поверхность которой имеет вогнутую форму с радиусом кривизны, соответствующей радиусу кривизны внутренней поверхности трубопровода, образец размещается в бобышке с отверстием, приваренной к внешней поверхности трубопровода, при этом нижняя часть образца-свидетеля устанавливается на одном уровне с внутренней стенкой трубопровода. Небольшой размер образца-свидетеля и небольшая его масса, позволяют с высокой точностью измерять потерю массы образца-свидетеля за время его экспозиции, а значит с высокой точностью контролировать скорость коррозии. 1 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.
СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ // 2658854
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.
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА СЕПАРАЦИИ // 2632691
Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для определения коэффициентов сепарации установок очистки флюидов, а также сепараторов, предназначенных для контроля содержания примесей в потоке флюида. Способ определения коэффициента сепарации включает подачу имеющего примеси флюида в два сепаратора, установленные последовательно по ходу его движения. При этом флюид в сепараторы подают в течение заданного интервала времени, необходимого для накопления достаточного для измерений количества уловленной сепараторами примеси, после завершения которого измеряют количество примеси в первом и втором по ходу движения флюида сепараторах. После этого подают флюид с теми же расходом и содержанием в нем примесей в обход первого сепаратора во второй в течение другого заданного интервала времени, необходимого для накопления в нем достаточного для измерений количества уловленной примеси, после завершения которого измеряют это количество примеси и рассчитывают коэффициенты сепарации первого и второго сепараторов по формулам: . Техническим результатом является повышение точности определения коэффициентов сепарации. 1 пр.
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ // 2621248
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 области геофизики и может быть использовано для выделения в разрезах скважин продуктивных коллекторов, в частности коллекторов, насыщенных газогидратами. Предложенный способ заключается в проведении исследований методами плотностного гамма-гамма-каротажа и нейтронного каротажа и вычислении коэффициента пористости по данным того и другого метода. Коллекторы, насыщенные газогидратами, выделяют по превышениям значений коэффициентов пористости, вычисленных по плотностному гамма-гамма-каротажу, над значениями, вычисленными по нейтронному каротажу. Технический результат - повышение точности разведочных данных. 2 ил.
Изобретение к области строительства и, в частности, к навесным фасадным системам с воздушным зазором. Технический результат заключается в повышении технологичности навесной фасадной системы с воздушным зазором и кронштейна навесной фасадной системы. Система содержит кронштейн, выполненный плоским с возможностью загиба по месту монтажа к несущему основанию и содержащий центральное отверстие; по меньшей мере два выступа, расположенные по меньшей мере по одному по разные стороны от центрального отверстия, и по меньшей мере один ряд отверстий, выполненных от каждого края кронштейна до ближайшего окончания по меньшей мере одного выступа; направляющую, установленную на упомянутом кронштейне и закрепленную на нем через отверстия упомянутого по меньшей мере одного ряда отверстий, выполненных от каждого края кронштейна до ближайшего окончания по меньшей мере одного выступа; и облицовочные элементы фасадной системы, закрепленные на упомянутой направляющей. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 5 ил.
ФАСАДНАЯ СИСТЕМА С ВОЗДУШНЫМ ЗАЗОРОМ ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ МЕЛКОРАЗМЕРНЫХ ПЛИТ ОБЛИЦОВКИ И СПОСОБ ЕЕ МОНТАЖА // 2447249
Изобретение относится к области промышленного, гражданского строительства, а именно к фасадной системе с воздушным зазором для крепления мелкоразмерных плит облицовки, в частности, выполненных под кирпич, и к способу ее монтажа
Изобретение относится к области промышленного гражданского строительства, а именно к кронштейнам навесной фасадной системы с воздушным зазором
Изобретение относится к области промышленного гражданского строительства, а именно к кронштейну навесной фасадной системы с воздушным зазором
ФИКСАТОР ДЛЯ НАВЕСНЫХ ПАНЕЛЕЙ // 2381342
Изобретение относится к области промышленного гражданского строительства, а именно к технологии устройства вентилируемой облицовки зданий и сооружений из навесных панелей, выполненных из керамогранита со скрытым креплением
Изобретение относится к области промышленного гражданского строительства, а именно к технологии устройства вентилируемой облицовки зданий и сооружений, выполненной из керамических плит (терракотовых) со скрытым креплением
