Женеленко — Автор (original) (raw)
Женеленко
Способ освобождения прихваченных труб
Номер патента: 1716860
Опубликовано: 20.03.1996
Авторы: Белевцев, Бугаенко, Галимов, Женеленко, Мокроносов, Суханов
МПК: E21B 31/03
Метки: освобождения, прихваченных, труб
1. СПОСОБ ОСВОБОЖДЕНИЯ ПРИХВАЧЕННЫХ ТРУБ, включающий подачу в скважину рабочего агента с плотностью, меньшей чем у бурового раствора, рассоединение колонны труб выше зоны прихвата до подачи в скважину рабочего агента, соединение колонны труб и выравнивание гидростатических давлений в трубах и затрубном пространстве, отличающийся тем, что, с целью сокращения времени ликвидации прихвата труб от действия перепада давления в системе скважина-пласт, колонну труб соединяют после подачи в скважину рабочего агента и выравнивания давлений в трубах и затрубном пространстве, причем глубину рассоединения выбирают в соответствии со следующей зависимостью:при этом
Способ освоения скважины
Номер патента: 1493770
Опубликовано: 15.07.1989
Авторы: Александров, Женеленко, Свиридов
МПК: E21B 43/18, E21B 43/25
...М(порощкообраэного) при 100 С величина эАФсктивцой вязкости раствора равняется266 сП, что соответствует расчету,Значения расчетной эдн 1 ективной вязкости воды, равной 275 сП, лобцвяю-, -ся после добавки в нее 1,5% КГЦ,Такими же добавками обряГятьвяк 1 тконтактирующие порции (по 1,2 и -)бурового раствора и воры, в зятрубное пространство зякачцвяют обработанные объемы воды и раствора, я зятем воду в объеме скважины эямсняютна раствор,П р и м е р 2, В скважине (Т- 100 С) после испытания послед е 1 ообъекта в интервале 3065-3047 и доустановки це:1 ентного моста ."ямецяютводу ца буровой раствор плотностью2,12 гсиз.Расчетом (по формуле) определяют,что для обеспечения стрГкгурцс го режима тече.нця буровогс раствора величина его вязкосги должна...
Способ определения места порыва обсадной колонны в скважине
Номер патента: 1183673
Опубликовано: 07.10.1985
Авторы: Батеев, Женеленко, Логвиненко
МПК: E21B 47/10
Метки: колонны, места, обсадной, порыва, скважине
...чэксплуатации нефтяных и газовыхскважин.Цель изобретения - повышение точности и сокращение затрат временидля определения местонахождения нару"шення колонны (обсадной, бурильной 10или насосно-компрессорной).На чертеже представлена диаграммазаписи станции СКЦМ при определении места порыва 140 мм обсадной колонны скважины. 15Место нарушения колонны определяют следующим образом.В мернике цементировочного агрегата заготовляют 6 м бетонитовогораствора (буферная пачка) повышенной вязкости. Вязкость буферной пачки по СПВсоставляет 80-90 с, абурового раствора - 25-30 с,Контроль прокачивания буфернойпачки ведут с помощью станции СКЦМ 25(станция контроля цементирования).Процесс закачивания буферной пачкии ее продавливания буровым раствором...
Буровой раствор
Номер патента: 998486
Опубликовано: 23.02.1983
Авторы: Вязенкин, Егинова, Женеленко, Ковалева, Левик, Ясельская
МПК: C09K 7/02
...и значения которого представлены в той же табл. 1, 15Из полученных данных следует,чтообе пробы предлагаемого раствора после термостатирования при 120 и 160 Симеют хорошие значения технологических показателей. 20Для сравнения степени ингибирования предлагаемого бурового растворас известным определяют набухаемостьи распускаемость бентонитового глинопорошка в фильтрах указанных растворов. Результаты приведены в табл 2.Из данных табл. 2 видно, что предлагаемый .буровой раствор пробы 2и 3) обладает значительно более высокими ингибирующими свойствами, чемизвестный, При добавлении бентонитового глинопорошка к фильтрату известного раствора минимальная структурапоявляется при 20 Ъ-ной добавке, а вслучае использования фильтрата пред, лагаемого...