Патенты автора Киселёв Михаил Николаевич (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.
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.
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 способам добычи газа из буровых скважин и может применяться при разработке месторождений на поздних стадиях эксплуатации. Способ включает выполнение измерений величины снижения пластового давления в скважинах первого газового промысла, запущенного после реконструкции, после первого месяца его эксплуатации, после трех месяцев, а затем после пяти месяцев его эксплуатации. При проведении реконструкции второго промысла, предусматривающего его остановку, выполняют измерения восстановления пластового давления в скважинах второго промысла, измерения средних потерь давления на установке комплексной подготовки газа, величины давления на входе в межпромысловый коллектор. С помощью гидродинамической модели участка месторождения, входными параметрами которой являются измеренные ранее величины снижения пластового давления в скважинах первого промысла, средние потери давления на установке комплексной подготовки газа и величина давления на входе в межпромысловый коллектор, прогнозируют величину восстановления пластового и устьевого давлений, позволяющих запустить фонд скважин второго газового промысла после его реконструкции в эксплуатацию без дополнительного компримирования газа. Снижается количество технологических операций, упрощается добыча, уменьшаются эксплуатационные затраты. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к медицинской технике, а именно к устройству для дренирования полости раны при пластике грыжевого дефекта брюшной стенки. Устройство содержит трубчатый дренаж, соединенный с системой активной аспирации. Устройство снабжено эластическими элементами, скреплёнными в пучок в проксимальной их части для вывода в трубчатый дренаж из полости раны и с возможностью установки дистальных концов в полость раны. При размере раны 15х10 см площадью 150 см2 для трубчатого дренажа длиной 20 см и диаметром просвета 8 мм выбрано от 4 до 8 эластических элементов. Длина эластичных элементов составляет от 20 до 30 см, а ширина от 0,2 до 0,5 мм. Техническим результатом является повышение эффективности дренирования, преодоление полного коллабирования тканей, возможность заполнения раневой полости любой формы и отсутствие необходимости расширения раны контрапертуры. 2 з.п. ф-лы, 2 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.
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ // 2605216
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.
Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для обоснования технологических режимов газовых промыслов, включающих системы добычи и подготовки газа к транспорту. Технический результат - увеличение объемов добычи газа за счет улучшения условий эксплуатации газовых скважин и технологического оборудования и обеспечение безопасной работы газового промысла. По способу создают газодинамическую модель системы добычи газа, объединяющую скважины с газосборной сетью промысла. В эту модель вводят результаты промысловых исследований по каждой скважине в виде зависимостей давления газа в скважинах от расхода газа. После этого модель настраивают на фактические параметры работы системы добычи газа за предыдущий период. Задают пластовое давление по каждой скважине и определяют давление на входе системы подготовки газа к транспорту при различных отборах газа с промысла в соответствии с фактическими данными предыдущего периода работы промысла. При этом определяют положение регулируемых дросселей в обвязке скважин из условия обеспечения минимальных потерь пластовой энергии при соблюдении геолого-технических ограничений для безопасной эксплуатации скважин и газосборной сети. Получают газодинамическую характеристику системы добычи газа. Создают газодинамическую модель системы подготовки газа к транспорту, объединяющую установки очистки, осушки, компримирования и внутрипромыслового транспорта газа, которую, как и предыдущую газодинамическую модель, настраивают на фактические параметры работы системы подготовки газа к транспорту за предыдущий период. Задают давление на выходе данной системы и определяют давление на ее входе при различных отборах газа с промысла, определяя положение регулирующих элементов из условия обеспечения максимальной добычи газа при минимальных потерях пластовой энергии и соблюдении геолого-технологических ограничений, обеспечивающих безопасную эксплуатацию упомянутых установок. Получают газодинамическую характеристику системы подготовки газа к транспорту, которую вместе с газодинамической характеристикой системы добычи газа представляют на одном графике. По точке пересечения кривых определяют максимальный технологический режим газового промысла. Этот режим включает давление на входе системы подготовки газа к транспорту и объем добычи газа с соответствующими им параметрами работы скважин, газосборной сети, установок очистки, осушки, компримирования, внутрипромыслового транспорта газа в период пиковых отборов газа при обеспечении безопасной эксплуатации упомянутых скважин, сетей и установок. 3 ил.
ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ ОБРАБОТКИ РАНЕВОЙ ПОЛОСТИ // 2565832
Изобретение относится к медицинской технике и может быть применяемой в хирургии и травматологии для осуществления механической антисептики при лечении ран. Корпус гильзы изготовлен из эластичного материала с максимально допустимым истончением стенки в области рабочей части. Фиксирующий элемент надевают на концевую фалангу пальца кисти, вводят подготовленный таким образом палец в полость раны, производя при этом ее ревизию и механическую обработку. Тесное облегание кончика пальца в области мякоти, его «подушечки», повышение ощущения производимых инструментом движений дает возможность приблизить манипуляцию к оптимальной по ее лечебной эффективности.5 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах, обводненных пластовыми водами с подъемом ГВК выше середины интервала перфорации
Изобретение относится к медицине
