Патенты автора Лекомцев Александр Викторович (RU)
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Раскрыт способ определения дисперсности водонефтяной эмульсии, включающий прямую визуализацию изображения, формирующегося при микроскопическом наблюдении, с дальнейшей компьютерной обработкой данных и определением дисперсности эмульсии по гистограмме распределения капель воды в объеме нефти. При этом при обработке данных дополнительно определяют обводненность, характеризуемую глобулами воды определенного размера, посредством построения гистограммы, показывающей степень вклада размера или диапазона размеров глобул воды в кажущуюся обводненность эмульсии, а кажущуюся обводненность эмульсии определяют следующим образом: количество и соответствующий им размер глобул группируют по величине диаметра di, определяют процентное содержание глобул каждого размера, строят гистограмму распределения глобул воды по диаметру di, далее путем умножения количества глобул, попадающих в каждый интервал, и объема одной сферы, диаметр которой равен середине рассматриваемого интервала, считают объем воды, созданной глобулами данного интервала, определяют суммарный объем всех глобул воды, затем высчитывают процентное содержание объема глобул воды для каждого интервала, кажущуюся обводненность эмульсии определяют как произведение процентного содержания объема глобул воды для каждого интервала на общую обводненность эмульсии. Изобретение обеспечивает оценку дисперсности эмульсии с определением вклада глобул воды различного диаметра в образование кажущейся обводненности, позволяющей повысить эффективность процессов подготовки нефти, оптимизировать процесс оценки дисперсности эмульсии и осуществлять ее непосредственно на промысле. 2 ил., 2 табл., 1 пр.
Предложен способ комбинированного обезвоживания стойких водонефтяных эмульсий, включающий ультразвуковое воздействие на водонефтяную эмульсию, где частоту ультразвукового воздействия выбирают в зависимости от размера капель воды в водонефтяной эмульсии: для капель, которые попадают в диапазон размером 15-20 мкм – 50-44 кГц; для капель, которые попадают в диапазон размером 30-40 мкм – 32-22 кГц; для капель, которые попадают в диапазон размером 60-80 мкм – 18-12 кГц, после чего частично обезвоженную водонефтяную эмульсию направляют на вход теплообменного устройства, перед входом в который в водонефтяную эмульсию подают реагент-деэмульгатор, где способ содержит магнитную обработку в направленном перпендикулярно потоку водонефтяной эмульсии пульсирующем неоднородном магнитном поле для разрушения бронирующих оболочек, при которой нагретую до температуры 90-95°С смесь водонефтяной эмульсии с деэмульгатором неионогенного типа направляют в аппарат магнитной обработки, обрабатывая ее магнитным полем оптимальной частоты 0-50 Гц с шагом 5 Гц, при этом, в случае, если прошедшая обработку ультразвуком и магнитным полем смесь ВНЭ с деэмульгатором удовлетворяет критериям качества, объемная доля воды в нефти менее 0,5%, ее направляют в отстойник установки промысловой подготовки нефти (УППН), при этом, если обработанная смесь ВНЭ с деэмульгатором не удовлетворяет требованиям качества сдачи продукции скважин, ее направляют в турбулизатор, в котором производят дополнительное перемешивание, после чего ее направляют обратно в трубопровод входа в установку, после чего процесс комбинированного обезвоживания водонефтяной эмульсии повторяют. Технический результат - повышение степени расслоения водонефтяной эмульсии. 1 табл., 1 пр., 7 ил.
Блочная установка кустовой сепарации // 2741296
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для разделения продукции скважин на нефтяных месторождениях поздней стадии разработки. Блочная установка кустовой сепарации включает систему подачи водонефтяной эмульсии (ВНЭ) из сборного коллектора скважин или АГЗУ, блок сепарации, систему отвода воды из блока сепарации в систему ППД, систему отвода обезвоженной водонефтяной эмульсии из блока сепарации, систему подачи реагента, систему сбора и подачи газа. В блоке сепарации параллельно установлены две колонны НКТ разной длины, вход более короткой колонны НКТ в верхней части гидравлически связан с выходом трубопровода системы подачи ВНЭ, а выход более длинной колонны НКТ в верхней части гидравлически связан с системой отвода воды из блока сепарации в систему ППД. Блок сепарации выполнен в виде скважины в консервации, а на нижней части более длинной колонны НКТ размещен погружной насос. Выход блока сепарации гидравлически связан с входом в эжектор, выход из которого гидравлически связан с входом в систему сбора. Система сбора и подачи газа включает газоотделитель, гидравлически связанный с входом в камеру эжектора. Технический результат - увеличение эффективности кустовой сепарации за счет использования скважины в консервации, располагающейся на кустовой площадке, без дополнительного строительства новых скважин и капитальных сооружений. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано на установках промысловой подготовки нефти (УППН) при переработке стойкого эмульсионного промежуточного слоя для подготовки товарной нефти и пластовой воды до требуемой группы качества. Мобильная установка выполнена в виде отдельных блоков-контейнеров с возможностью их перемещения. Установка содержит установленные в одном блоке-контейнере фильтр грубой очистки, емкость гомогенизации, насосное оборудование, систему подачи химического реагента, систему теплоснабжения, содержащую емкость для теплоносителя, насос, теплообменное устройство, установленные во втором блоке-контейнере устройство для обезвоживания со смотровыми окнами и устройство для обессоливания, систему подачи пресной воды. Система подачи включает емкость для пресной воды, насос, диспергаторы. Установка включает контрольно-измерительное оборудование, систему трубопроводов, связывающую оборудование блоков-контейнеров между собой. Устройство содержит размещенную в отдельном блоке-контейнере шнековую горизонтальную осадительную центрифугу. Центрифуга осуществляет разделение водонефтяной эмульсии на нефтяную, водную и твердую фазы. Центробежный тарельчатый сепаратор для подготовки воды размещен также в отдельном блоке-контейнере. Сепаратор соединен со стационарной емкостью воды трубопроводом отвода готовой пластовой воды, с дренажной емкостью - трубопроводом отвода остаточной нефти, с емкостями обезвоживания и обессоливания - трубопроводами подтоварной воды, с емкостью пресной воды - трубопроводом пресной воды. Выход теплообменного устройства соединен со входом шнековой горизонтальной центрифуги трубопроводом подвода нагретой водонефтяной эмульсии. Шнековая горизонтальная центрифуга соединена с емкостью обезвоживания трубопроводом нефтяной фазы, а с центробежным тарельчатым сепаратором - трубопроводом отделившейся водной фазы. Емкость обезвоживания соединена с емкостью гомогенизации трубопроводом рецикла для возврата нефти, не соответствующей требованиям качества товарной нефти. Технический результат: расширение диапазона использования мобильной установки, повышение качества переработки промслоев и подтоварной воды. 4 табл., 1 ил.
Предложены технологии разрушения стойких водонефтяных эмульсий ультразвуковым методом, где эмульсию (ВНЭ) нагревают, вводят реагент-деэмульгатор и воду и в зависимости от изменяющегося в процессе разрушения эмульсий размера преобладающего количества капель воды последовательно изменяют частоту и удельную акустическую мощность ультразвукового воздействия по мере укрупнения капель воды. Перед подачей в емкость нагретой ВНЭ с преобладающим количеством капель воды размером в интервале 10-80 мкм в нее осуществляют ввод активированной пресной воды, на которую предварительно воздействуют ультразвуковыми генераторами с частотами излучаемых волн 18, 22 и 44 кГц, при этом в стационарной емкости производят укрупнение капель воды, содержащейся в ВНЭ, размером от 10 мкм при частоте ультразвукового воздействия 50-44 кГц, удельной акустической мощности 20-30 Вт/дм3 и интенсивности не более 3 Вт/см2; при этом перед подачей в следующую отстойную емкость повторно подают активированную пресную воду и реагент-деэмульгатор, после чего производят проточную обработку водонефтяной эмульсии, производя на этом этапе укрупнение капель воды размером от 30 мкм при оптимальной частоте ультразвукового воздействия 32-22 кГц и удельной акустической мощности порядка 30-50 Вт/дм3, после чего уже в отстойной емкости производят укрупнение капель воды в ВНЭ размером от 60 мкм и более при оптимальной частоте ультразвукового воздействия 18-12 кГц, удельной акустической мощности 50-100 Вт/дм3; при этом если в исходной ВНЭ преобладают водяные капли размером менее 20 мкм, то после ввода реагента-деэмульгатора, нагрева ВНЭ и смешивания с водой, активированной ультразвуковым воздействием с частотами 18, 22 и 44 кГц, производят далее первоначальное стационарное ультразвуковое воздействие на ВНЭ при частоте ультразвукового воздействия 50-44 кГц, удельной акустической мощности 20-30 Вт/дм3, далее в поток частично обезвоженного сырья повторно вводят реагент-деэмульгатор и активированную воду и затем производят проточную обработку водонефтяной эмульсии, смешанной с активированной водой, при частоте ультразвукового воздействия 32-22 кГц, удельной акустической мощности 30-50 Вт/дм3, после чего производят стационарную обработку частично обезвоженной ВНЭ с частотой ультразвукового воздействия 18-12 кГц и удельной акустической мощностью 50-100 Вт/дм3; при этом при обработке исходной ВНЭ с преобладающим составом капель воды размером 30-40 мкм технологический процесс от вышеописанного отличается уменьшением количества необходимых ступеней ультразвукового воздействия, где после ввода в поток водонефтяной эмульсии деэмульгатора и активированной воды ВНЭ в емкости сначала озвучивают ультразвуковым воздействием частотой 32-22 кГц, удельной акустической мощностью 30-50 Вт/дм3, после чего частично обезвоженную ВНЭ смешивают с реагентом-деэмульгатором и активированной водой, после их смешения производят проточную обработку ВНЭ при частоте ультразвукового воздействия 18-12 кГц и удельной акустической мощности 50-100 Вт/дм3, производя окончательный процесс обезвоживания только за счет гравитационного отстоя; при обработке исходной ВНЭ с преобладающим составом капель воды размером 60-80 мкм технологический процесс отличается уменьшением количества необходимых ступеней ультразвукового воздействия, где после ввода в поток ВНЭ деэмульгатора и активированной воды в емкости поток озвучивают ультразвуковым воздействием с частотой 18-22 кГц, удельной акустической мощностью 50-100 Вт/дм3, после чего обезвоженное сырье смешивают с реагентом-деэмульгатором и/или активированной водой и после производят окончательный процесс обезвоживания за счет гравитационного отстоя. Технический результат - повышение эффективности процесса разрушения водонефтяной эмульсии. 1 ил., 1 табл.
СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ // 2659445
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам расчета забойного давления по промысловым измерениям в остановленных нефтедобывающих скважинах. Технический результат заключается в повышении достоверности способа путем расчета объемного соотношения газовой и нефтяной фаз по столбу многофазной газожидкостной смеси (ГЖС) в эксплуатируемой скважине и построения ее гидродинамической модели. Технический результат получают за счет того, что в способе исследования нефтедобывающей скважины, включающем определение забойного давления на основе устьевых измерений показателей эксплуатации скважины, согласно изобретению осуществляют промысловые измерения, на основе которых строят гидродинамическую модель нефтедобывающей скважины, заполненной многофазным флюидом, и рассчитывают забойное давление для каждого момента времени после остановки скважины с учетом интенсивности протекания процесса разгазирования ГЖС, для чего осуществляют подбор кривой разгазирования, соответствующий фактическим промысловым измерениям.
Установка подготовки скважинной продукции // 2616466
Изобретение относится к подготовке скважинного продукта и может быть использовано в нефтяной промышленности для подготовки нефти и воды. Установка подготовки скважинной продукции содержит емкость 5 сбора и дегазации скважинного продукта, устройство для обезвоживания 14, насосы 6, 8, 13, теплообменное устройство 11, измерительные приборы, трубопроводную обвязку, запорно-регулирующую арматуру. Установка размещена в сборном корпусе коробчатого типа и снабжена устройством 16 для обессоливания нефти, связанным с системой подачи пресной воды. Корпус устройства 14 для обезвоживания нефти содержит хотя бы одно смотровое окно 15. Внутри корпуса установлены перегородки на направляющих. На трубопроводе сброса пластовой воды установлен фильтр тонкой очистки 17 с возможностью смены фильтрующих наполнителей и сеток фильтра. Участок трубопровода, соединяющий фильтр грубой очистки 4 с теплообменным устройством 11, разветвлен на две линии, одна из которых проходит через емкость 5 сбора и дегазации скважинного продукта. Изобретение позволяет обеспечить возможность использования установки для исследования процессов подготовки нефти и сточной воды без влияния на текущий технологический процесс промысловых установок подготовки нефти. 3 ил.
СПОСОБ ОЧИСТКИ ВНУТРЕННИХ ПОЛОСТЕЙ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ ОТ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ // 2540594
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и обеспечивает высокую степень очистки внутренних полостей труб, характеризующихся степенью загрязненности до 90%, при низких энергетических затратах на его осуществление. При очистке внутренних полостей насосно-компрессорных труб с использованием нагретого рабочего агента трубы (1, 2, 3, 4) последовательно соединяют между собой и помещают в замкнутую систему, включающую насос (7), резервуар подготовки рабочего агента (8), нагревательный элемент (12) и резервуар сбора отложений (10). Затем рабочий агент нагревают до 35-50°C и подают под давлением 2-4 атм в замкнутую систему, осуществляя циркуляцию рабочего агента через внутренние полости труб. В качестве рабочего агента используют водный раствор, содержащий неионогенные и амфотерные поверхностно-активные вещества, щелочные компоненты и комплексообразователи, а отделившийся парафин удаляют из резервуара сбора отложений. Элементы замкнутой системы связаны между собой с помощью быстросъемных герметичных соединений (6). Высокая степень очистки полостей насосно-компрессорных труб обеспечивается за счет циркуляции рабочего реагента заданного состава в нагретом состоянии внутри загрязненных труб по замкнутой системе. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам борьбы с асфальтено-смоло-парафиновыми отложениями при добыче парафинистой нефти. Способ депарафинизации нефтедобывающей скважины включает создание в зоне отложения парафина температуры, превышающей температуру плавления парафина, путем закачки в скважину взаимодействующих с выделением тепла компонентов, вынос продуктов реакции и расплавленного парафина из насосно-компрессорных труб. Предварительно строят кривые распределения температуры скважинного потока в интервалах эксплуатационной колонны от забоя до приема насоса и колонны насосно-компрессорных труб от насоса до устья с учетом определения температуры жидкости на выкиде насоса, кривые распределения давления в скважине в указанных выше интервалах и кривые распределения температуры насыщения нефти парафином в скважине с учетом изменения давления в скважине и газосодержания нефти в процессе подъема газожидкостной смеси согласно формуле: tнi=tнд+A1·Pi/Pнас-A2Гi/Г0, где tнi - температура насыщения нефти парафином в скважине; tнд - температура насыщения дегазированной нефти; Pi - ряд последовательных значений давления в заданном интервале, МПа; Pнас - давление насыщения нефти газом; Гi - газонасыщенность нефти при соответствующих значениях давления Pi и температуре Ti, м3/м3; Г0 - газосодержание нефти при давлении Pнас; A1 и A2 - корреляционные коэффициенты, зависящие от состава и свойств нефти. По построенным кривым распределения в точке пересечения температуры скважинного потока и температуры насыщения нефти парафином определяют глубину и термодинамические условия интенсивной парафинизации в скважине. Далее с учетом определяемых условий подбирают количество и концентрацию компонентов для выноса расплавленного парафина. Технический результат - повышение эффективности борьбы с асфальтено-смоло-парафиновыми отложениями. 1 ил., 1 табл.
