Патенты автора Золотарев Иван Владимирович (RU)
СПОСОБ ПЕРИОДИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ С ПОМОЩЬЮ ПОГРУЖНОЙ УСТАНОВКИ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА // 2706153
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин с помощью погружных установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), работающих в периодическом режиме и осложненных асфальто-смоло-парафинистыми отложениями, для удаления которых применяют специальные механические скребки. Способ включает повторение циклов откачки жидкости из скважины, чередующихся с накоплением жидкости в скважине при выключенной погружной установке электроцентробежного насоса, регулирование с помощью станции управления соотношения продолжительностей откачки и накопления. Во время откачки жидкости проводят очистку скважины механическими скребками. Регулирование соотношения продолжительностей откачки и накопления выполняют с учетом очистки скважины. Синхронизацию режимов работы станции управления и привода скребков осуществляют посредством модуля синхронизации, предназначенного для автоматического запуска привода скребков через заданный промежуток времени после запуска режима откачки в станции управления. Режим работы подбирают таким образом, чтобы время откачки было больше суммарного времени скребкования и рассчитанной длительности задержки между запуском двигателя погружной установки электроцентробежного насоса и привода скребка. Устраняется засорение насоса и обеспечивается возможность достижения проектного дебита за счет согласованной и синхронной работы скребка и УЭЦН. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения дебита скважин, оборудованных установками электроцентробежного погружного насоса с частотно-регулируемым приводом и станцией управления. Способ включает построение по характеристикам используемого насоса напорно-расходной и энергетической характеристик, учет мощности, потребляемой насосом, и фактических значений плотности и вязкости откачиваемой газожидкостной смеси, фактических частоты вращения ротора насоса, газосодержания на приеме насоса, тока, напряжения, коэффициента загрузки, давления и температуры на приеме насоса, давления и температуры на выходе из насоса. Построение энергетических характеристик используемого насоса осуществляют на основе фактических данных, полученных для разных значений частот и вязкостей, с последующим формированием непрерывного пространства характеристик с помощью технологий искусственного интеллекта для получения промежуточных значений. Подачу насоса определяют по величине мощности, потребляемой насосом, фактической частоты вращения ротора насоса и вязкости откачиваемой газожидкостной смеси. Мощность, потребляемую насосом, определяют как разницу между мощностью всей насосной установки и се потерями на дополнительных узлах, рассчитанными по энергетическим замерам, а вычисление дебита скважины производят по величине подачи насоса с учетом разгазирования нефти. Технический результат заключается в повышении точности определения дебита скважин. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к способам эксплуатации нефтедобывающих скважин погружными центробежными электронасосами с частотно-регулируемым приводом и станцией управления и может быть использовано для защиты насоса от срыва подачи. Способ включает измерение загрузки, увеличение скорости вращения насоса при падении загрузки до определенной величины и продолжение работы на первоначальной скорости вращения насоса при достижении порогового значения параметра, характеризующего восстановление подачи. В качестве параметра, характеризующего восстановление подачи, используют отношение полезной мощности к величине КПД двигателя. Увеличение скорости вращения насоса осуществляется плавно с заданным темпом, зависящим от максимально допустимой и текущей скоростей вращения насоса и допустимого времени работы насоса «всухую» без возникновения необратимых последствий. При невозможности восстановления параметра производят сброс газа в затрубное пространство за счет уменьшения скорости вращения насоса до минимального для данной установки значения и при восстановлении параметра продолжают работу на первоначальной скорости вращения. Изобретение направлено на повышение эффективности процесса эксплуатации скважины за счет оптимального выбора параметров изменения скорости вращения насоса. 1 ил., 1 табл.
ТУРБИННЫЙ РАСХОДОМЕР // 2572220
Изобретение относится к геофизическим исследованиям действующих нефтяных скважин и предназначено для оценки производительности погружных нефтяных насосов в процессе эксплуатации. Турбинный расходомер содержит расположенные в корпусе турбинки с различными шагами винтовой линии лопастей и узлы съема сигнала. Турбинки и узлы съема сигнала расположены на отделенных друг от друга валах, установленных без возможности вращения. Узлы съема сигнала оборудованы статическими тензодатчиками крутящего момента, которые преобразуют статический момент в электрический сигнал, передаваемый на микроконтроллер. Технический результат - повышение надежности работы и, соответственно, увеличение срока эксплуатации погружного расходомера при использовании в скважинах, осложненных механическими примесями и АСПО. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.
