Патенты автора Латфуллин Рустэм Русланович (RU)

Изобретение относится к компоновке скважинного оборудования для механизированной добычи нефти с механическими примесями. Компоновка скважинного оборудования для механизированной добычи нефти с механическими примесями включает спущенные в эксплуатационную колонну и разъединенные между собой верхнюю и нижнюю части. Верхняя часть состоит из соединенных последовательно колонны насосно-компрессорных труб, скважинного насоса и приемного фильтра с контейнером для сбора механических примесей. Нижняя часть жестко соединена с эксплуатационной колонной пакером и состоит из соединительно-разъединительного устройства, обратного клапана и нижнего фильтра. Расстояние между нижней и верхней частями составляет не менее 12-15 м. Нижний фильтр выполнен самоочищающимся. Технический результат заключается в повышении межремонтного периода скважинного оборудования за счет повышения эффективности очистки пластовой жидкости от механических примесей, в снижении трудоемкости подземного ремонта скважинного оборудования. 1 ил.

Заявлен способ регулирования режима работы скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса, в системе межскважинной перекачки. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи залежи при упрощении реализации способа регулирования режима работы скважины, снижение рисков отказа насоса, повышение коэффициента эксплуатации, расширение технологических возможностей способа регулирования режима работы скважины. Способ включает анализ условий разработки, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины-акцепторы межскважинной перекачкой пластовой воды от скважины-донора, оборудованной электроцентробежным насосом с частотно-регулируемым приводом, отбор пластовой продукции из добывающих скважин, регулирование объема закачки. Дополнительно анализируют текущие и предшествующие за три года данные по дебитам добывающих скважин, объемам закачки пластовой воды в скважины-акцепторы, дебитам скважин-доноров с учетом гидродинамических характеристик системы межскважинной перекачки жидкости, определяют параметры оптимального рабочего диапазона напорно-расходной характеристики насосной установки и допустимый диапазон частоты вращения погружного электродвигателя, при которых обеспечивается стабильность показателей работы электроцентробежного насоса. Разрабатывают режим закачки с учетом суточного объема добычи по каждой скважине-донору и суточный объем закачки жидкости для каждой скважины-акцептора. Проверяют герметичность глубинно-насосного оборудования, на выкидную линию устья устанавливают датчик давления и подключают к контроллеру станции управления. В контроллер станции управления вводят алгоритм управления установкой электроцентробежного насоса по давлению на устье скважины, предельно допустимые номинальные значения по давлению на устье скважины, по которым в дальнейшем производится регулирование частоты питающего напряжения. Запускают со станции управления электроцентробежный насос на оптимальной производительности с частотой 50 Гц, эксплуатируют насос до достижения значения рабочего давления на устье, равного номинальному значению Рраб = Рном ± ∆, ∆ = 5%, при отклонении давления от рабочего давления в большую сторону Р > Рраб уменьшают частоту питающего напряжения на величину ∆, равную 5 Гц, продолжают эксплуатацию насоса до достижения номинального значения устьевого давления Рраб = Рном ± ∆, при отклонении давления от рабочего давления на устье в меньшую сторону Р < Рраб увеличивают частоту питающего напряжения на величину ∆, продолжают эксплуатацию насоса до достижения номинального значения устьевого давления Рраб = Рном ± ∆, причем при отклонении давления на устье скважины более или менее 5% от номинального давления циклы повторяют в зависимости от характера отклонения на величину ∆ в один шаг меньше до 4 Гц. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – возможность работы на больших площадях с высоким давлением закачки излишков горячей воды в нагнетательные скважины с высокой проницаемостью, очистка фильтров без остановки и разбора линии нагнетания для каждой из этих скважин. Способ разработки залежи битуминозной нефти тепловыми методами включает строительство группы паронагнетательных и добывающих скважин в пределах одного пласта залежи, закачку пара, приготовленного из пресной воды в парогенераторе, в паронагнетательные скважины и отбор из добывающих скважин продукции, содержащей попутно добываемую воду, отделение и подготовку попутно добываемой горячей воды, добавление в пресную воду перед парогенератором. Избыток горячей воды отдельно закачивают в нагнетательные скважины по соответствующим линиям нагнетания. У каждой нагнетательной скважины строят соответствующий шурф для закачки через фильтр горячей воды, оборудуют шурф глубинным насосом. Причем закачку в пласт ведут из шурфа, при этом дополнительно строят сливной колодец, через регулируемый кран, связанный со входом фильтра, а линию нагнетания оборудуют регулировочными задвижками и байпасной линией с запорным элементом, связывающей выход глубинного насоса с выходом фильтра. Периодически регулировочные задвижки одной из линий нагнетания перед фильтром и после байпасной линии закрывают. На байпасной линии запорный элемент вместе с регулировочным краном сливного колодца используют для реверсивной промывки и очистки фильтра со сбросом жидкости в сливной колодец, после чего линию нагнетания приводят регулировочными задвижками и краном в исходное состояние для нагнетания горячей воды в нагнетательную скважину. 1 ил.

Изобретение относится нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам с устьевым приводом для добычи битуминозной нефти из горизонтальных скважин. Скважинная насосная установка для добычи битуминозной нефти содержит колонну насосно-компрессорных труб с насосом, состоящим из корпуса и ротора с выходным валом больше длины ротора. Штанги, спущенные в ствол скважины для добычи нефти. Наземный привод для вращения штанг, хвостовик с фильтром на приеме насоса, спущенного в горизонтальный участок ствола скважины. Для вращения выходного вала с ротором шлицевой вал соединен с колоколом, оснащенным внутренними шлицами, с возможностью ограниченного продольного перемещения и образованием телескопической пары. Телескопическая пара шлицевым валом или колоколом жестко соединена с удлиненным выходным валом, колокол снабжен центратором, а выходной вал - центратором с упором, ограничивающим вход выходного вала в колокол. Длина шлицевого вала и колокола выбраны такими, чтобы компенсировать удлинение или сжатие штанг с запасом при любых возможных изменениях температуры внутри ствола скважины. Шлицевой вал на торце снабжен ограничителем, предотвращающим выход его из колокола. Достигается технический результат - увеличение ресурса работы между ремонтами и возможность исключения постоянного контроля за работой насосной установки. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам эксплуатации горизонтальных скважин сверхвязкой нефти (СВН) при разработке тепловыми методами. Насосная установка содержит электроцентробежный насос, спускаемый на колонне труб. Насос снабжен наружным герметизирующим кожухом, выполненным с возможностью гидравлического сообщения приема электроцентробежного насоса с хвостовиком. Хвостовик оснащен расположенными равномерно по периметру в один ряд отверстиями и собран длиной, достаточной для входа в фильтрующую часть горизонтального ствола скважины, с концом в требуемом интервале установки. Конец хвостовика снабжен обтекаемой насадкой с наружным диаметром, большим, чем наружный диаметр хвостовика. В конце хвостовика расположены входные каналы с суммарной площадью не менее площади проходного сечения хвостовика. Исходя из перепадов температур вдоль горизонтального ствола и перепадов высот горизонтального ствола для выпуска газа и/или пара из хвостовика определяют места расположения рядов отверстий. Суммарное поперечное сечение отверстий в ряду как минимум в 100 раз меньше площади проходного сечения хвостовика. Первый ряд отверстий расположен на расстоянии 0,5-15 м от кожуха. Достигается технический результат – повышение надежности насосной установки для добычи сверхвязкой нефти из горизонтальной скважины с защитой от механических повреждений и выделенного газа и/или пара при добыче сверхвязкой нефти термическими методами. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки месторождения тяжелой нефти или битума за счет равномерности прогрева паровой камеры путем изменения интервалов закачки теплоносителя и/или отбора продукции. Способ разработки залежи высоковязкой нефти включает строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола, спуск в добывающую скважину спускаемого на колонне НКТ насоса, оснащенного на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконного кабеля по всей длине фильтра, закачка пара через нагнетательную скважину и отбор продукции насосом в добывающей скважине, проведение термобарометрических измерений посредством геофизических исследований в добывающей скважине, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют зоны с экстремально высокими температурами. При наличии экстремально высоких температур в интервале концов колонн НКТ в нагнетательной скважине и/или в интервале приема насоса в добывающей скважине колонны НКТ смещают так, что концы колонн НКТ и/или прием насоса в нагнетательной и/или добывающей скважине соответственно находились в менее прогретом интервале на расстоянии не менее 50 м от первоначальной установки. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при очистке фильтрационной зоны горизонтальной скважины с аномально низким пластовым давлением. Способ включает спуск в скважину гибкой трубы (ГТ) в район уровня жидкости, прокачку через нее воздухоазотной смеси до полного замещения скважинной жидкости газом, последовательный спуск гибкой трубы до забоя и закачивание через нее в скважину одновременно промывочной жидкости с воздухоазотной смесью. При этом после спуска ГТ на 20 м ниже уровня жидкости в скважине через гибкую трубу одновременно с воздухоазотной смесью прокачивают промывочную жидкость до выхода и циркуляции из скважины. Далее ГТ спускают до начала фильтра и при стабильном выходе жидкости из скважины продолжают спуск до забоя скважины с постоянной скоростью 0,015-0,5 м/с и поддержанием стабильного выхода промывочной жидкости с воздухоазотной смесью из скважины. После чего приостанавливают процесс закачки и приподнимают ГТ на первоначальную глубину спуска. Повторяют операции по промывке скважины и подъема ГТ до окончания выноса механических примесей на поверхность. Техническим результатом является повышение эффективности очистки фильтрационной зоны скважины и исключение аварийных ситуаций за счет отсутствия неподвижных труб в скважине. 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины от асфальтосмолопарафиновых, сульфидсодержащих, солевых и прочих отложений. При удалении отложений из скважины, снабженной электроцентробежным насосом, проводят закачку горячей нефти в затрубное пространство и ее циркуляцию через колонну насосно-компрессорных труб. Перед закачкой нефти в затрубное пространство производят запуск электроцентробежного насоса, а при закачке горячей нефти прокачивают третью часть объема подогретой нефти с температурой 40°С с расходом не более 6 л/с и давлением не более 4 МПа, после чего прокачивают оставшиеся 2/3 объема горячей нефти с температурой, близкой к 80°С, при этом последние 2 м3 горячей нефти прокачивают в режиме естественного охлаждения, после чего скважину оставляют в работе. Повышается эффективность очистки скважины.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины, снабженной штанговым глубинным насосом от асфальтосмолопарафиновых, сульфидсодержащих, солевых и прочих отложений. При осуществлении способа увеличивают число качаний станка-качалки до состояния, при котором не происходит зависания колонны штанг, останавливают станок-качалку, устанавливают балансир станка-качалки в верхнее положение, открывают задвижки на трубном и затрубном пространстве, закачкой технологической жидкости насосным агрегатом, не превышая давления, допустимого на эксплуатационную колонну, определяют наличие циркуляции. При закачке нефти в затрубное пространство подогревают нефть до температуры 40-45°C и прокачивают третью часть объема подогретой нефти с расходом не более 6 л/с и давлением не более 4 МПа, после чего нагревают нефть до температуры 80-100°C и прокачивают оставшиеся 2/3 объема горячей нефти. Последние 2 м3 горячей нефти прокачивают в режиме естественного охлаждения. Повышается эффективность очистки скважины от отложений.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке жидкости в стволе скважины от плавающего мусора и взвешенных частиц. Устройство включает щелевой патрубок, сетку, клапан, герметизатор межтрубного пространства скважины, муфту, корпус и цилиндрическое днище. Сетка размещена вокруг части щелевого патрубка со щелями. Щелевой патрубок и корпус закреплены нижними частями соответственно внутри и снаружи цилиндрического днища. Щелевой патрубок расположен внутри корпуса и соединен в верхней части выше щелей с корпусом подкосами. В качестве клапана использован клапан тарельчатого типа. Клапан и муфта размещены в верхней части щелевого патрубка. Герметизатор межтрубного пространства скважины размещен на наружной части цилиндрического днища. Отношение ширины щелей патрубка к ширине ячейки сетки составляет (3,5-5):(0,7-3,5). Повышается эффективность очистки скважинной жидкости. 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации устаревших и изношенных скважин с дефектными эксплуатационными колоннами. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти. При эксплуатации скважины проводят спуск в скважину первой колонны насосно-компрессорных труб с пакером. Пакер размещают ниже несплошности эксплуатационной колонны, затем устанавливают пакер. Осуществляют спуск второй - малой колонны насосно-компрессорных труб внутри первой колонны насосно-компрессорных труб с пакером. Осуществляют отбор пластовой продукции по второй малой колонне насосно-компрессорных труб. Для проведения работ выбирают скважину, добывающую нефтяную эмульсию с малым дебитом, способным быть воспроизведенным штанговым насосом в малой колонне насосно-компрессорных труб. В качестве насоса в малой колонне насосно-компрессорных труб подбирают штанговый насос, обеспечивающий дебит скважины, бывший до проведения работ. Монтируют оборудование в скважине. Проводят технологическую выдержку для разделения в скважине нефтяной эмульсии на воду и нефть и образования водной среды на входе в насос. С устья скважины по внутренней стенке первой колонны насосно-компрессорных труб дозируют деэмульгатор. Запускают в работу насос. Уровень жидкости в скважине поддерживают вблизи уровня насоса. 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважин, снабженных электроцентробежными насосами

 


Наверх