Патенты автора Денисламова Гульнур Ильдаровна (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, в лифтовых трубах которых образуются различного рода отложения. При осуществлении способа в колонну лифтовых труб скважины закачивают растворитель и ожидают определенное время для растворения отложений. Предварительно нижнюю часть колонны НКТ над глубинным электроцентробежным насосом (ЭЦН) снабжают обратным клапаном, перепускным клапаном в межтрубное пространство и датчиком давления. Второй датчик давления устанавливают также внутри колонны НКТ на устье скважины. Данные по давлению с обоих датчиков выводят по линии электропитания ЭЦН на станцию управления скважиной. Растворитель закачивают с устья скважины в колонну НКТ с понижающейся во времени объемной скоростью и одновременно наблюдают по датчикам давления за изменением давления в нижней и верхней точках колонны НКТ. О заполнении колонны лифтовых труб растворителем судят по моменту стабилизации гидростатической составляющей давления столба жидкости в зоне нижнего датчика. Степень удаления отложений путем их растворения оценивают по росту плотности растворителя и гидростатической составляющей давления в зоне нижнего датчика до максимального значения при поддержке уровня растворителя на отметке устья скважины или выше. Оценку первой и второй стабилизации гидростатического давления столба растворителя в колонне НКТ производят при отсутствии движения растворителя и скважинной продукции по колонне НКТ, то есть в статическом положении флюидов. Циклическую закачку растворителя в колонну НКТ производят до полного удаления отложений из колонны труб. Повышается эффективность удаления отложений за счет обеспечения возможности контроля за процессом и рационального использования реагентов. 2 ил.
Изобретение относится к области эксплуатации пробоотборных устройств для оценки степени загрязнения нефтепродуктами природных водоемов. Устройство состоит из двух частей: отсекателя с положительной плавучестью со съемной пробкой в головной части и делительной воронки значительного объема. Положительная плавучесть отсекателя обеспечивается поплавком по окружности отсекателя, который в разрезе имеет лепестковую форму. Пробка отсекателя содержит завихритель в виде винта Архимеда для организации движения растворителя сверху вниз по спирали и повышения степени отмыва нефти с внутренней стороны отсекателя. Перевод смеси растворителя с отсеченной нефтью в делительную воронку производится путем создания вакуума в делительной воронке с помощью аспиратора АМ-5. Изобретение обеспечивает повышение точности определения толщины слоя нефти над водой за счет двухстадийной подачи растворителя в слой нефти над водой и герметичного перевода их смеси в делительную воронку. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл.
Изобретение относится к технике измерения обводненности скважинной нефти, то есть оценки доли нефти и воды в добываемой пластовой жидкости. Техническим результатом является отсечение пробы в трубке. Устройство включает вертикальную тонкостенную отсекающую трубку и узел герметизации нижнего отверстия трубки в соответствующем приемном гнезде днища емкости для сбора скважинной продукции. При этом нижняя часть отсекающей трубки снабжена со своей внешней стороны ободком, кромка которого по периметру имеет закругленный профиль, приемное отверстие в днище емкости соответствует внешнему диаметру трубки, днище емкости снабжено вокруг отверстия герметизирующим кольцом из маслостойкой резины, по периметру резинового кольца на высоту, превышающую высоту налива жидкости в емкость, расположены направляющие стержни для удобного и вертикального спуска отсекающей трубки сквозь набранную в емкость жидкость, причем в верхней части направляющих стержней расположена внутренняя резьба с крупным шагом, а в верхней части отсекающей трубки расположена ответная внешняя резьба с аналогичным шагом для осуществления соединения трубки и днища емкости и прижатия закругленной кромки ободка трубки к резиновому кольцу, верхняя часть трубка также снабжена поворотным штурвалом для вращения трубки вокруг своей оси. 2 ил.
Предлагаемое изобретение относится к скважинной добыче нефти, может быть использовано на всех предприятиях нефтедобывающей промышленности. Способ заключается в том, что в межтрубном пространстве скважины на устье скважины устанавливают стационарный датчик давления с регистрацией его показаний в постоянном режиме времени. Расчет объема выделенного из скважины попутного нефтяного газа за отчетный промежуток времени ведут по участкам непрерывного снижения давления в межтрубном пространстве в зоне датчика, причем до атмосферного давления, по формуле:
где Vпотерь - объем потерь легких углеводородов в виде выпущенного в атмосферу из скважины попутного нефтяного газа за отчетный период времени;D - внутренний диаметр обсадной колонны, м;d - внешний диаметр колонны лифтовых труб (насосно-компрессорных труб - НКТ), м;Ндин - динамический уровень жидкости в межтрубном пространстве на время i-гo выпуска попутного нефтяного газа (ПНГ) в атмосферу, м;Руст - показание устьевого датчика давления в межтрубном пространстве (МП) в начальный момент процесса снижения межтрубного давления газа до атмосферного, Па;Рдин - давление ПНГ в зоне динамического уровня жидкости в начальный момент процесса снижения межтрубного давления газа до атмосферного, Па (определяется расчетным путем, например по формуле Лапласа-Бабинэ);Ратм - атмосферное давление, равное 1,013⋅105 Па;n - количество кратковременных снижений устьевого давления до атмосферного давления за отчетный период времени. 3 ил.
Изобретение относится к скважинной добыче нефти, осложненной выпадением асфальтосмолопарафиновых веществ на поверхности глубинного оборудования скважин. Техническим результатом является повышение эффективности эксплуатации скважин, осложненных образованием отложений из тяжелых компонентов нефти внутри частей глубинного насоса и колонны НКТ. Способ определения массы растворителя в нефтедобывающей скважине заключается в измерении давления столба жидкости на площадь известной величины. Причем датчик давления располагают в межтрубном пространстве скважины в зоне глубинного насоса, информация с датчика давления с необходимой частотой поступает на станцию управления скважины, а масса растворителя после его подачи в межтрубное пространство скважины определяется как произведение величины кратковременного изменения (скачка) давления на площадь межтрубного пространства по математической формуле. 3 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения динамического или статического уровня жидкости в водозаборных скважинах. Техническим результатом является контроль состояния уровня жидкости в межтрубном пространстве в режиме реального времени, дистанционно без привлечения персонала предприятия к выездным работам. Способ оценки уровня жидкости в водозаборной скважине, включает создание акустической волны в полости скважины и измерение времени распространении волны в исследуемой среде. При этом в зоне глубинного электроцентробежного насоса скважины стационарно размещают генератор и приемник акустической волны (АВ), на уровне жидкости скважины размещают шарики карбомидные или из материала с аналогичными свойствами положительной плавучести в воде, акустическую волну создают в жидкой среде в зоне глубинного насоса и измеряют время прохождения АВ от глубинного насоса до карбомидных шариков, находящихся на уровне жидкости, и время прохождения отраженной АВ от уровня жидкости до приемника акустической волны в зоне глубинного насоса, а уровень жидкости определяют по математической формуле. 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения динамического или статического уровня жидкости в нефтедобывающей или водозаборной скважинах. Техническим результатом является создание способа определения уровня жидкости в скважине в постоянном режиме без применения электромагнитной волны в качестве сигнала, инициирующего начало отсчета времени. Способ заключается в создании акустической волны на уровне жидкости в скважине и измерении времени распространения волны в скважинном пространстве. При этом акустическую волну одновременно создают в газовой и жидкой средах и фиксируют хронологическое время прихода акустической волны по газовой среде от уровня жидкости до приемника на устье скважины - tгаз и хронологическое время прихода второй акустической волны от уровня жидкости до приемника в зоне глубинной насосной установки - tжид, информация по этим хронологическим временам передается на станцию управления скважины, а уровень жидкости определяют по математической формуле. 1 ил.
Изобретение относится к скважинной добыче асфальтосмолопарафиновых нефтей и их дальнейшей транспортировке по трубопроводной системе нефтесбора на территории нефтедобывающего предприятия. Техническим результатом является разработка технологии определения объема отложений, находящихся в адгезионной форме, на внутренние поверхности наземного трубопровода, а также оценки распределения этого объема отложений по длине исследуемого трубопровода. Объем отложений на осложненном участке нефтепровода определяется путем запуска в трубопровод разделителя жидкости с изменяющейся геометрией тела в местах сужений трубопровода. Разделитель по изобретению используется в качестве местного сопротивления, в зоне которого потери давления на трение будут тем большими, чем меньшим будет проходное сечение в трубопроводе. В начале и конце исследуемого трубопровода устанавливают два манометра для постоянной фиксации давления во время движения разделителя по трубопроводу. Закачку жидкости после разделителя ведут с постоянным расходом, благодаря этому по полученным временным характеристикам давлений с двух манометров можно определить не только объем отложений, но и их распределение по длине трубопровода. Объем отложений в трубопроводе находят по математической формуле, основанной на времени прохождения разделителя жидкости от первого манометра ко второму манометру. В свою очередь эти два хронологических времени определяются по скачку давления в сторону повышения из-за того, что разделитель несет функцию местного сопротивления подвижного характера. 2 ил.
Изобретение относится к технологии разработки нефтяных пластов с помощью нефтедобывающих и нагнетательных скважин. Способ может быть использован на нефтяных месторождениях, где добыча нефти из пластов ведется методом вытеснения нефти закачиваемым агентом, в частности - водой. Технический результат - повышение эффективности разработки за счет организации в ограниченной зоне пласта плоско-параллельной фильтрации пластовой жидкости с помощью одной скважины с исключением возможности образования застойных зон. По способу строят скважину, в которой горизонтальную часть обсадной колонны располагают непосредственно в участке нефтяного пласта с однородными свойствами. Обеспечивают С-образный вид скважины. Первый и третий участки обсадной колонны скважины имеют одинаковую длину, необходимую плотность перфорационных отверстий и параллельное друг другу расположение. Второй участок соединяет вышеупомянутые участки в единую обсадную колонну. Пространство между обсадной колонной второго участка и горной породой пласта заполняют цементным раствором. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных - НКТ или колтюбинговых труб до границы второго и третьего участков обсадной колонны. Кольцевое пространство в граничной зоне между обсадной колонной и данной колонной труб герметизируют с помощью пакера. На участке нефтяного пласта организуют плоско-параллельную фильтрацию вытесняющего агента и пластовой нефти путем закачки вытесняющего агента в пласт с помощью колонны НКТ или колтюбинговых труб через перфорационные отверстия конечного - третьего горизонтального участка обсадной колонны. Отбор нефти из пласта производят через перфорационные отверстия первого горизонтального участка обсадной колонны с помощью фонтанной или механизированной эксплуатации скважины. Подъем нефти до устья осуществляют по кольцевому - межтрубному пространству скважины. Для организации наблюдения в режиме реального времени за закачкой вытесняющего агента и отбором пластовой нефти скважину в зонах первого и третьего участков обсадной колонны оборудуют датчиками давления и температуры. 1 ил.
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА // 2580330
Изобретение относится к области разработки нефтяных пластов с неколлекторской зоной путем вытеснения нефти с помощью нефтедобывающих и нагнетательных скважин. Технический результат - повышение эффективности разработки. По способу осуществляют закачку вытесняющего агента через скважину в пласт и отбор пластовой нефти из скважины. В зоне пласта, который выклинивается или замещается на не нефтенасыщенную породу, проводят вертикально скважину через нефтяной пласт, продолжают скважину под пластом и на необходимом расстоянии от первого пересечения вновь проводят скважину через пласт вертикально и в обратном направлении - снизу вверх. Построенную таким образом скважину обсаживают эксплуатационной колонной, цементируют по всей длине скважины и перфорируют в местах пересечения скважины с пластом. Освоение скважины осуществляют последовательно. На первом этапе осваивают отдаленную зону, а затем - ближнюю зону первого пересечения скважиной нефтяного пласта. Комплектуют скважину двумя колоннами насосно-компрессорных труб - НКТ. Первую НКТ доводят до подошвы пласта в зоне второго - отдаленного пересечения скважины с пластом и пакеруют в обсадной колонне ниже пласта. Вторую колонну НКТ комплектуют глубинным насосом. Спускают этот насос в скважину на необходимую глубину над пластом в зоне его первого пересечения. Разработку пласта ведут закачкой в пласт вытесняющего агента, в частности воды, через первую колонну НКТ, а отбор нефти из пласта ведут с помощью глубинного насоса и второй колонны НКТ. 1 ил.
