Патенты автора Валеев Мурад Давлетович (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для измерения содержания пластовой воды в продукции скважины для получения информации для контроля за разработкой нефтяного месторождения. Технически результат заключается в повышении точности замеров и расчетов содержания пластовой воды в продукции скважины. Способ включает отбор пробы продукции скважины, дегазацию ее при атмосферном давлении до полного ее освобождения от пузырькового газа, замеры высоты столба жидкости в калиброванном цилиндрическом сосуде и гидростатического давления жидкости в нем. При этом отобранную пробу продукции скважины делят на две части, одну часть отобранной продукции скважины разделяют на нефть и пластовую воду, например, с применением деэмульгаторов, центрифугированием или нагревом. Затем производят заполнение калиброванного цилиндрического сосуда вначале одной разделенной жидкостью, например нефтью, измеряют высоту ее столба и гидростатическое давление в сосуде, по которым рассчитывают плотность нефти, затем после освобождения от нефти сосуд очищают от нее и заполняют разделенной пластовой водой для аналогичных измерений и расчетов ее плотности. После чего в освобожденный сосуд заливают другую часть пробы продукции скважины и производят измерения высоты столба водонефтяной смеси и гидростатического давления в сосуде, а расчет содержания пластовой воды в продукции скважины производят на основе полученной плотности водонефтяной смеси и полученных в предыдущих измерениях значений плотностей нефти и пластовой воды. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для удаления из полости электроцентробежных насосов различных видов осадков, например неорганических солей, твердых взвешенных частиц песка, асфальтосмолистых и др. веществ. Клапан обратный электроцентробежного насоса для очистки погружного оборудования от осадков содержит корпус с верхней и нижней присоединительными резьбами, сферический клапан, перекрывающий посадочное седло, шлицевый вал погружного электронасоса насоса, выходящий в полость ловильной головки насоса. Между шлицевым валом электроцентробежного насоса и обратным клапаном размещена крыльчатка, содержащая корпус со ступенчатой внутренней полостью и наклонные к вертикали лопасти. Верхний торец корпуса соединен со штоком, входящим в проходное отверстие седла обратного клапана насоса. Внутрь корпуса с помощью резьбового соединения входит ступенчатый приводной шток. Нижняя часть штока под нижним торцом крыльчатки соединена со шлицевой втулкой, насаженной неподвижно на шлицевый вал насоса. Для осуществления способа очистки погружного оборудования от осадков останавливают насос для проведения ремонта. Производят закачку с устья скважины в колонну насосно-компрессорных труб химического реагента в расчетном объеме. Включают электроцентробежный насос в обратном направлении для посадки шарика клапана в седло и выдерживают время для растворения осадка в оборудовании. Производят запуск насоса в постоянный режим работы с обычным направлением вращения его вала. Достигается технический результат - повышение надежности открытия обратного клапана и удаления осадков из полости погружного оборудования скважины с применением химических реагентов. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для удаления из полости электроцентробежных насосов и колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) различных видов осадков, например неорганических солей, твердых взвешенных частиц песка, асфальтосмолистых и др. веществ. Клапан для закачки жидкости в скважину содержит корпус с верхним и нижним присоединительными резьбами, запорный элемент в виде шара, пружину с регулятором силы ее сжатия, неподвижный полый шток в виде цилиндрической опоры со сквозными радиальными каналами для протока жидкости из колонны насосно-компрессорных труб, ограничитель перемещения шара. Внутри цилиндрической опоры, выполненной ступенчатой, размещен гидрораспределитель потоков со сквозными непересекающимися между собой радиальными и вертикальными каналами. Радиальные каналы гидрораспределителя сообщены с радиальными каналами цилиндрической опоры и соединены между собой центральным вертикальным каналом, перекрытым в нижнем торце дополнительным подпружиненным шаром. Наружная поверхность верхней ступени цилиндрической опоры выполнена с диаметром, меньшим внутреннего диаметра корпуса клапана. Достигается технический результат – повышение надежности работы клапана в условиях присутствия в добываемой продукции твердых взвешенных частиц и обеспечение возможности удаления осадков из погружного оборудования использованием малых объемов химических реагентов. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения массовых дебитов нефти и воды, а также объемного расхода свободного нефтяного газа в продукции нефтяной скважины. Технический результат предлагаемого способа заключается в сокращении времени, затрачиваемого на измерения и повышение их точности при добыче высоковязкой или высокообводненной нефти с малым газосодержанием. Способ включает поступление продукции нефтяной скважины в измерительную емкость с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы, поочередный отбор газа из верхней части емкости сепаратора по газоотводной линии и жидкости из нижней части емкости сепаратора, измерение дебита жидкости по скорости наполнения калиброванной части емкости, а дебита газа - по скорости ее опорожнения. Измерение гидростатического перепада давления в емкости при полном заполнении ее калиброванной части для переключения цикла налива емкости на цикл слива жидкости. При этом переключение налива жидкости в емкость сепаратора на ее последующий слив производится по достижению в емкости сепаратора заданного перепада гидростатического давления, а в емкости сепаратора поднимают давление выше давления в выкидном коллекторе скважины установкой на газоотводной линии регулируемого дросселя. Причем повышение давления в емкости сепаратора производят пропорционально уменьшению количества газа в добываемой продукции, а при полном отсутствии газа в продукции газоотводную линию перекрывают полностью. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для удаления из полости электроцентробежных насосов различных видов осадков, а также парафиновых отложений со стенок верхней части колонны насосно-компрессорных труб. Способ включает остановку скважины, подачу тока на электродвигатель клапана с выдвижным штоком запорного органа, промывку полости электропогружного насоса жидкостью из колонны насосно-компрессорных труб под давлением, подачу на электродвигатель клапана тока обратной полярности и закрытие клапана с последующим запуском насоса в работу. Подачу тока на электродвигатель клапана для выдвижения штока запорного органа производят при работающем насосе перед его остановкой для очистки, далее останавливают насос и в колонну насосно-компрессорных труб с устья производят закачку расчетных объемов химического растворителя осадка и продавочной жидкости, а затем производят подачу на электродвигатель клапана тока обратной полярности для возврата выдвижного штока в крайнее нижнее положение и посадки клапана в седло, после чего выдерживают расчетное время для растворения. Упрощается технология очистки насоса от осадков, повышается надежность и эффективность очистки. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при одновременно-раздельной эксплуатации скважин, оборудованных установками скважинных штанговых насосов. Способ заключается в том, что поворот плунжера насоса за каждый ход станка-качалки передается переключающему органу, поочередно соединяющему подплунжерную полость насоса через боковые клапаны с верхним и нижним пластами в течение полного оборота колонны штанг. Соотношение периодов отбора продукций обоих пластов устанавливают переключающим органом в соответствии с требуемыми отборами жидкостей. В периоды отборов производят замеры дебитов каждого пласта, причем обводненность продукции каждого пласта определяют при остановленном штанговращателе отбором пробы жидкости на устье скважины по истечении времени, необходимого для полного замещения жидкости в колонне насосно-компрессорных труб продукцией исследуемого пласта.В установке в нижней части цилиндра насоса герметично размещен переключающий орган в виде поворотного стакана с горизонтальными сквозными вырезами в цилиндрической части, выполненными на разных уровнях расположения отверстий в цилиндре насоса, с соотношением длин по окружности, равным соотношению отборов жидкостей из пластов. Содержит фигурные проходные отверстия в днище. К плунжеру насоса снизу закреплен шток с поперечным сечением, геометрически подобным фигурному отверстию в днище стакана с возможностью свободного прохода через него, с окнами в верхней части. Содержит заглушку в нижней части и длиной, превышающей длину хода плунжера насоса. Внутри патрубка расположена заглушенная снизу труба, образующая концентрический канал, сообщающий нижний боковой всасывающий клапан насоса с нижним продуктивным пластом. Упрощается конструкция и повышается надежность работы оборудования скважин. 2 н.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для определения газового фактора нефти, а также дебитов нефти и воды нефтяных скважин. Технический результат заключается в упрощении измерений дебитов и повышении их точности. Способ включает поступление продукции нефтяной скважины в сепаратор с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы, последовательный отбор газа и жидкости из сепаратора с помощью поплавка и переключателя потоков. Измерение дебита жидкости по скорости наполнения калиброванной части сепаратора, а дебита газа - по скорости ее опорожнения, измерение гидростатического перепада давления в сепараторе при полном заполнении ее калиброванной части для определения количества воды в добываемой продукции. Переключение отбора газа на слив жидкости из сепаратора при достижении уровнем жидкости в нем крайнего верхнего положения производится поплавком за счет архимедовой силы выталкивания его в жидкости, действующей на верхнюю сторону переключателя потоков. Переключение слива жидкости на отбор газа из сепаратора при достижении уровнем жидкости крайнего нижнего положения производится поплавком за счет его силы тяжести в газовой среде, действующей на нижнюю сторону переключателя потоков. Дебиты жидкости и газа рассчитываются по периодам времени между замыканиями электрических контактов, установленных на обеих сторонах переключателя потоков, а периоды времени перемещения переключателя потоков после замыкания контактов до его крайних положений из расчетов исключаются. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для определения газового фактора нефти, а также дебитов нефти и воды нефтяных скважин. Технический результат заключается в обеспечении возможности измерения дебита жидкости при малом содержании свободного нефтяного газа или его отсутствия в измеряемой продукции. Способ измерения продукции нефтяной скважины включает поступление продукции нефтяной скважины в сепаратор с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы, последовательный отбор газа и жидкости соответственно из верхней и нижней точек сепаратора, измерение дебита жидкости по скорости наполнения калиброванной части сепаратора, а дебита газа – по скорости ее опорожнения, а также плотности продукции в калиброванной части сепаратора с помощью датчиков гидростатического перепада давления, установленных на разных уровнях калиброванной части сепаратора. В условиях дефицита свободной газовой фазы в продукции скважины циклические опорожнения сепаратора от жидкости после ее заполнений производят с помощью сифонной трубки, восходящую линию которой соединяют с нижней точкой калиброванной части сепаратора, а нисходящую – с напорной линией скважины, и заряжающейся при достижении уровнем жидкости в сепарационной емкости крайней верхней точки трубки сифона, а срывающего свою работу при достижении уровнем жидкости в сепараторе точки ее отбора сифоном. Точку отбора жидкости из емкости сифоном располагают непосредственно под нижним датчиком, а верхнюю точку трубки сифона – непосредственно над верхним датчиком гидростатического давления. Объемный расход жидкости, сливаемый через сифон, поддерживают превышающим объемный расход поступающей жидкости в сепаратор регулированием дросселя на нисходящей линии сифона. 1 ил.

Изобретение относится к области компрессоростроения и может быть использовано в различных отраслях промышленности. Способ периодического компримирования газа, включающий цикл подачи насосом рабочей жидкости под давлением от питающей емкости в компрессионную камеру с одновременным вытеснением из ее верхней части газа в напорную линию через нагнетательный клапан и, по мере достижения уровнем рабочей жидкости в компрессионной камере максимального положения, переключение компрессионной камеры на слив, цикл опорожнения этой камеры от рабочей жидкости с одновременным поступлением в нее компримируемого газа через всасывающий клапан и, по мере достижения уровнем рабочей жидкости минимального положения, повторение циклов. Цикл опорожнения компрессионной камеры от рабочей жидкости производят без прекращения ее подачи насосом в компрессионную камеру, причем опорожнение этой камеры от рабочей жидкости производят с расходом, превышающим подачу перекачивающего рабочую жидкость насоса. Задачей предложенного способа является упрощение способа и повышение надежности работы компрессора. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации нефтяной скважины, оборудованной штанговым или электроцентробежным насосами, на многопластовых залежах нефти. Технический результат - обеспечение возможности раздельного учета добычи жидкостей из пластов и регулирования отборов продукции каждого пласта. По способу осуществляют отбор продукции нижнего пласта через приемный патрубок, проходящий через пакер, разделяющий продуктивные пласты. Отбор продукции верхнего пласта осуществляют через боковое отверстие в приемном патрубке. Измерение дебита жидкости и ее обводненности производят на дневной поверхности скважины. Отборы продукции каждого пласта, а также измерения их дебитов и обводненностей на дневной поверхности производят поочередно после переключения запорного органа, сообщающего пласты с приемом насоса. Выбор насоса производят, исходя из необходимости превышения его подачи над плановыми дебитами нефти пластов в циклах их подключения, равного недоборам нефти из пластов в циклах их отключения. Периоды переключения пластов подбирают из условий обеспечения плановых отборов нефти из каждого пласта в соответствии с их продуктивностью. 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для отбора газа из затрубного пространства нефтяной скважины и закачки его в выкидной коллектор. Технический результат - повышение надежности и эффективности работы насоса перекачки жидкости в емкости для вытеснения из них газа в напорную линию. Насосная установка включает две емкости с подводящими к ним газовыми линиями, соединенными с затрубным пространством скважины, и отводящими газовыми линиями, соединенными с выкидным коллектором скважины. Всасывающие и нагнетательные клапаны установлены соответственно на подводящих и отводящих газовых линиях. Имеются также насос для перекачки рабочей жидкости и линии для входа и выхода жидкости в нижних частях обеих емкостей. Каждая из линий сообщена с приемной и напорной сторонами перекачивающего насоса. Между насосом и емкостями расположен переключатель потоков жидкости, В каждой из емкостей размещены гибкие растягивающиеся мембраны. Они герметично разделяют емкости на две равные части. Пространство каждой емкости над мембраной заполнено жидкостью объемом, равным объему мертвого пространства над мембраной в газовой линии между верхней точкой емкости и клапанами для входа и выхода откачиваемого газа в цикле его вытеснения из емкости. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для отбора газа из затрубного пространства и закачки его в выкидной коллектор скважины. Технический результат - повышение эффективности отбора сепарированного газа из затрубного пространства скважины и его закачки в коллектор. По способу осуществляют бурение бокового ствола ниже динамического уровня жидкости в основном стволе скважины. Цементируют забой основного ствола и спускают в него оборудование. В основной ствол ниже врезки бокового ствола спускают хвостовик и глубинный насос. Их располагают выше места врезки бокового ствола. Затрубное пространство скважины соединяют с верхней частью напорной емкости и выкидным коллектором, расположенным на устье скважины. Нижнюю часть напорной емкости связывают с насосом, приемную часть которого сообщают с питающей емкостью для рабочей жидкости. Откачку накапливающегося газа из затрубного пространства производят периодически с помощью насоса, включаемого для подачи рабочей жидкости в нагнетательную емкость с газом в цикле его закачки в выкидной коллектор, и отключаемого для слива рабочей жидкости из нагнетательной емкости в питающую в цикле поступления газа из затрубного пространства в нагнетательную емкость. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для последовательного отбора нефти и воды из скважины. Устройство содержит спущенный в скважину электроцентробежный насос с заглушенным снизу приемным патрубком, проходящим через пакер, разделяющий верхний и нижний пласты, и имеющим отверстия для выхода продукции нижнего пласта в надпакерное пространство и отверстия для входа расслоившихся нефти и воды нижнего пласта в приемный патрубок, верхний и нижний поплавки промежуточной плотности с посадочными седлами, расположенными перед входными отверстиями, глубинный прибор, спущенный внутрь приемного патрубка и соединенный с телеметрической системой погружного электродвигателя кабелем. При этом в цилиндре над посадочным седлом верхнего поплавка промежуточной плотности расположен подпружиненный поршень с нижним штоком, выполненным с возможностью входа в посадочное седло поплавка. В нижней части приемного патрубка установлен подпружиненный обратный клапан. Причем упругость пружины поршня над верхним поплавком превышает упругость пружины обратного клапана. Технический результат заключается в повышении надежности последовательного отбора нефти и воды из скважины для раздельного учета продукции пластов при одновременно-раздельной эксплуатации скважины. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для пескопроявляющих нефтяных скважин, оборудованных штанговыми невставными насосами. Устройство содержит на приеме штангового трубного насоса фильтр для очистки добываемой жидкости от твердых взвешенных частиц, установленный концентрично снаружи приемного патрубка, отверстия для поступления отфильтрованной жидкости в насос, подпружиненный поршень, цилиндр насоса с всасывающим и плунжер с нагнетательным клапанами. Подпружиненный снизу проходной поршень расположен в приемном патрубке над всасывающим клапаном насоса, имеет центральный шток в верхнем торце и перекрывает своей боковой поверхностью отверстие в приемном патрубке, сообщающее в нижнем положении проходного поршня цилиндр насоса с полостью между приемным патрубком насоса и фильтром. Упрощается и повышается надежность эксплуатации фильтра. 3 ил.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может быть применена для промывки приема и полости электроцентробежных насосов от твердых взвешенных частиц песка, асфальтосмолистых веществ и солей. Клапан включает корпус с верхней и нижней присоединительными резьбами, седло для клапана, закрепленное неподвижно внутри корпуса, упорную втулку и шайбу с центральным и периферийными отверстиями, закрепленную в корпусе с помощью стопорного кольца, тарельчатый клапан со штоком, проходящим через центральное отверстие шайбы, подвижную втулку и пружину, установленную между шайбой и подвижной втулкой. Шток тарельчатого клапана выполнен полым с горизонтальными отверстиями в верхней части, соединяющими надклапанную область НКТ с подклапанной. Подвижная втулка выполнена ступенчатой, нижняя часть которой с меньшим диаметром образует с наружной поверхностью полого штока клапана скользящую пару трения. В верхней части втулки с ввернутой крышкой и центраторами выполнены горизонтальные отверстия большего в сравнении с отверстиями штока клапана диаметра. В верхней части штока клапана снаружи установлены стопорное кольцо и уплотнительные кольца из эластичного материала, расположенные по обе стороны горизонтальных отверстий штока клапана. Технический результат заключается в повышении эффективности очистки фильтра. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для эксплуатации скважин, оборудованных глубинными насосами с повышенным содержанием песка в добываемой продукции. Способ промывки фильтра, установленного на приеме скважинного насоса, включает спуск в пескопроявляющую скважину штангового насоса вставного типа, оборудованного фильтром на приеме, остановку скважины после засорения фильтра песком, частичный подъем колонны штанг на величину, достаточную для срыва корпуса насоса с замковой опоры и образования концентрического проточного канала между корпусом насоса и насосно-компрессорными трубами для перетока жидкости из колонны труб в скважину. Колонну штанг удерживают в приподнятом положении до момента достижения динамическим уровнем жидкости в затрубном пространстве скважины статического положения, после чего колонну штанг опускают до начального положения и производят запуск насоса в работу. Повышается эффективность промывки фильтра. 1 ил.

зобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для добычи обводненной нефти, сброса попутной воды и ее закачки в нагнетательные скважины непосредственно на кустах добывающих скважин. Способ сброса попутно-добываемой воды на кустах нефтедобывающих скважин включает ввод газоводонефтяной смеси, содержащей твердые взвешенные частицы, в успокоительный трубопровод и далее в наклонный трубный водоотделитель, отвод воды из его нижнего участка, отвод газа и нефти из верхнего участка водоотделителя, и очистку отделившейся воды вводом ее в гидрофобный нефтяной слой водоочистителя с регулируемой границей раздела фаз нефть-вода, отвод очищенной воды из водоочистителя в шурф с электроцентробежным насосом и последующую закачку воды в нагнетательную скважину, расположенную на одном кусте с нефтедобывающими скважинами. Ввод очищаемой воды в водоочиститель производится в водную фазу ниже гидрофобного слоя, причем перед вводом очищаемая вода смешивается с частью сепарированного в водоотделителе газа с обеспечением объемного содержания диспергированного газа в воде в пределах 0,3-0,4 дол.ед. Технический результат состоит в повышении эффективности и степени очистки сбрасываемой воды. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при насосной добыче нефтей с повышенным содержанием механических примесей. Устройство включает трубу-хвостовик, установленный на приеме насоса и проходящий через пакер, промежуточную трубу, заглушенную сверху, образующую с хвостовиком заглушенную снизу концентрическую полость, трубу-накопитель твердых частиц, цилиндрический фильтрующий элемент, расположенный между хвостовиком и трубой-накопителем. Концентрическая полость имеет радиальные каналы, расположенные непосредственно над и под пакером. Под нижними радиальными каналами в промежуточной трубе расположены горизонтальные перемычки с отверстиями, между которыми промежуточная труба имеет сквозные отверстия. С обеих сторон горизонтальных перемычек расположены подпружиненные верхний и нижний клапаны, жестко соединенные штоком. Над пружиной верхнего клапана расположен негерметичный поршень одинакового с верхним клапаном диаметра. Упругость верхней пружины превышает упругость нижней. Расширяются технологические возможности. 7 ил.

 


Наверх