Патенты автора Показаньев Константин Владимирович (RU)
Способ эксплуатации добывающей скважины // 2783453
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины. Техническим результатом является создание способа эксплуатации добывающей скважины, который позволяет производить закачку рабочего агента и/или реагентов сразу после остановки ШГН по колонне обсадных труб за счет наличия проходного канала в пакере, что, как следствие, экономит большое количество рабочего времени. Заявлен способ эксплуатации добывающей скважины, включающий спуск и герметичную посадку в эксплуатационной колонне выше продуктивного пласта пакера с патрубком с направляющим конусом, спуск в скважину на штангах штангового глубинного насоса – ШГН с замком на цилиндре до герметичного взаимодействия с замковой опорой, отбор продукции пласта, остановку ШГН и закачку рабочего агента и/или реагентов в продуктивный пласт. При этом перед спуском пакер оснащают проходным продольным каналом, остающимся открытым после установки пакера в эксплуатационной колонне и оснащенным подпружиненным клапаном, выполненным с возможностью удерживания в закрытом состоянии при удержании столба жидкости выше пакера. Причем при закачке рабочего агента и/или реагентов в продуктивный пласт в эксплуатационной колонне создают избыточное давление для открытия подпружиненного клапана и перетока рабочего агента и/или реагентов из надпакерного пространства эксплуатационной колонны в подпакерное и далее в продуктивный пласт. 1 ил.
Компоновка скважинного оборудования для механизированной добычи нефти с механическими примесями // 2782663
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 герметизации устья скважины, эксплуатирующейся установкой скважинного штангового насоса с подъёмом продукции по эксплуатационной колонне, и герметизирующее устройство сальника устьевого самоустанавливающегося для герметизации устья при замене сальниковых уплотнителей. Техническим результатом является повышение технологичности и надежности проведения ремонтных работ по замене сальниковых манжет (уплотнений), расширение области применения, снижение недоборов нефти, упрощение при повышении технологичности и надежности проведения ремонтных работ по замене сальниковых манжет (уплотнений). Способ герметизации устья скважины, эксплуатирующейся установкой скважинного штангового насоса с подъёмом продукции по эксплуатационной колонне, включает анализ воздушной среды. Остановку станка-качалки, закрытие линейной задвижки, ослабление контргайки под верхней крышкой самоустанавливающегося устьевого сальника, извлечение грундбуксы, нажимного кольца, верхних сальниковых манжет. Набивку сальниковых манжет, сборку самоустанавливающегося устьевого сальника и пуск в работу. Перед эксплуатацией скважинного штангового насоса на корпус сальника устьевого самоустанавливающегося дополнительно устанавливают нижнюю камеру, перед установкой нижней камеры навинчивают контргайку на шаровую головку. Нижнюю камеру собирают последовательно, через полированный шток устанавливают опорное кольцо, далее тарельчатые манжеты внутренним диаметром 35 мм, между манжетами размещают промежуточные кольца, кольцо нажимное, вкладыш, втулку, навинчивают сверху корпус нижней камеры на шаровую головку. К верхней резьбе нижней камеры навинчивают корпус сальника, поджимают контргайку нижней камеры с усилием, достаточным для смятия манжет, исключающего трение манжет с полированным штоком, и не допускающим вращение корпуса сальника. Перед ослаблением контргайки под верхней крышкой самоустанавливающегося устьевого сальника затягивают контргайку под нижней камерой с усилием, обеспечивающим сжатие и герметичное прижатие тарельчатых манжет нижней камеры к наружной поверхности полированного штока. После набивки сальниковых манжет в корпусе сальника ослабляют контргайку под нижней камерой так, чтобы исключить сжатие тарельчатых манжет. Также заявлен самоустанавливающийся устьевой сальник. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.
Группа изобретений относится к способу восстановления работоспособности скважины, эксплуатирующейся штанговым глубинным насосом, и к вращающемуся устройству для его осуществления. Способ включает остановку привода насоса, доспуск полого плунжера при помощи штанг в крайнее нижнее положение до взаимодействия запорного элемента и нагнетательного клапана со штоком, выполненным подвижно в осевом направлении. При работе насоса на скважине периодически определяют давление на выкидной линии на закрытую линейную задвижку, увеличивая рабочее давление. При отсутствии подачи снимают динамограмму межтраверсным прибором, по динамограмме определяют причину отсутствия подачи. После определения срыва подачи по причине засорения нагнетательного клапана останавливают привод насоса. Фиксируют полированный шток от осевого перемещения при помощи противополетного устройства – зажима для фиксации полированного штока, освобождают его от траверсы с канатной подвеской, оставляют канатную подвеску в подвешенном состоянии на головке балансира станка-качалки. Заводят вращающееся устройство на полированный шток, затем траверсу канатной подвески. Кратковременно запустив станок-качалку в работу «на подъем», снимают противополетное устройство – зажим для фиксации полированного штока, фиксируют верхний штангодержатель на полированном штоке при помощи сухарей. Кратковременным запуском станка-качалки в работу «на спуск» разгружают колонну насосных штанг, выполняют доспуск полого плунжера при помощи штанг в крайнее нижнее положение до взаимодействия запорного элемента и нагнетательного клапана со штоком, выполненным подвижно в осевом направлении. Выполняют 3-4 поворота на 90° колонны насосных штанг. За счет создаваемого осевого давления колонной насосных штанг, выполняют истирание мелких частиц и сгустков различных отложений, попавших между сопрягаемыми частями нагнетательного клапана. После выполнения очистки нагнетательного клапана подключают привод насоса, кратковременно запустив станок-качалку «на подъем», устанавливают противополетное устройство – зажим для фиксации полированного штока, разгружают колонну штанг до момента соприкосновения противополетного устройства с крышкой сальника устьевого, отсоединяют траверсу с канатной подвеской, в обратной последовательности извлекают вращающееся устройство, устанавливают траверсу с канатной подвеской на полированный шток. Кратковременно запустив станок-качалку «на подъем», демонтируют противополетное устройство – зажим для фиксации полированного штока, запускают скважину в работу. Техническим результатом является повышение эффективности работы дифференциального скважинного штангового насоса, повышение качества очистки нагнетательного клапана тарельчатой формы, восстановление его работоспособности. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.
Термический способ очистки добывающей скважины и скважинного оборудования от плавких отложений // 2713060
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к термическим способам очистки скважины и скважинных устройств от плавких отложений. Способ включает использование для нагрева колонны труб с обратными клапанами, нагнетание теплоносителя в виде пара в скважину и вызывание циркуляции теплоносителя с температурой на выходе не ниже температуры плавления отложений. В качестве колонны труб используют колонну труб, спущенных с плунжерным скважинным насосом, где в качестве обратных клапанов используют всасывающий нагнетательный и нагнетательный клапаны насоса. Нагнетание теплоносителя производят по межтрубному пространству скважины со снижением уровня скважинной жидкости ниже входного канала насоса, после чего циркуляцию осуществляют только теплоносителя из межтрубного пространства через обратные клапаны и колонну труб на поверхность с плавлением отложений запуском в работу насосного оборудования при помощи штанг, после снижения нагрузки на штанги ниже приемлемого значения. Циркуляцию теплоносителя останавливают с поднятием уровня пластовой жидкости выше входа насосного оборудования. Работу насоса ведут с постоянным контролем нагрузки на штангах, измеряемой на устье скважины. Циклы прогрева и очистки повторяют, когда нагрузка на штанги при работе насосного оборудования превысит допустимую нагрузку. Упрощается реализация, сокращается время на прогрев за счет подключения к существующему устьевому оборудованию, расширяются функциональные возможности за счет использования в скважинах с неработающим глубинным насосным оборудованием. 1 з.п. ф-лы.
СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ // 2550776
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, добывающей вязкую нефтяную эмульсию. Технический результат - повышение эффективности добычи вязкой нефтяной эмульсии. По способу скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб со штанговым глубинным насосом. Упомянутая колонна имеет также хвостовик с фильтром, нагревательный кабель на наружной поверхности от устья до штангового глубинного насоса, капиллярный скважинный трубопровод от устья до глубины ниже штангового глубинного насоса с входом во внутреннюю полость хвостовика. При эксплуатации скважины одновременно отбирают пластовую продукцию по колонне насосно-компрессорных труб посредством штангового глубинного насоса. По нагревательному кабелю пропускают электрический ток. По капиллярному скважинному трубопроводу прокачивают смесь растворителя асфальтеносмолопарафиновых отложений «Интат» и деэмульгатора «Рекод». Соотношение деэмульгатора и растворителя принимают (1:18)-(1:22). В качестве нагревательного кабеля используют кабель с максимальной температурой нагрева до 105°C и максимальной мощностью до 60 кВт·ч. 1 пр., 1 ил.
