Патенты автора Никулин Владислав Юрьевич (RU)
Изобретение предназначено для применения на нефтедобывающих скважинах, эксплуатация которых осложнена образованием асфальтосмолопарафиновых отложений - АСПО в колонне лифтовых труб и насосном оборудовании. Технический результат - повышение эффективности способа за счет обеспечения равномерного и более длительного поступления реагента в скважину, предупреждение парафинообразования в колонне подъемных труб и глубинном насосе. Предупреждение образования отложения по изобретению выполняют путем двухэтапной закачки в продуктивный неоднородный по проницаемости нефтяной пласт технических жидкостей. На первом этапе в пласт закачивают раствор геля с ингибитором парафинообразования. На втором этапе в пласт закачивают преобразователь геля, имеющий большую вязкость, чем раствор геля и ингибитор АСПО. Благодаря большей вязкости преобразователь геля в основном проникнет в высокопроницаемый зоны пласта и на определенное время консервирует в пропластках раствор геля с ингибитором АСПО. После пуска скважины в эксплуатацию ингибитор АСПО в эксплуатационную колонну будет поступать из пропластков с низкой проницаемостью, куда не поступил преобразователь раствора геля ввиду своей повышенной вязкости. Через определенное и расчетное время под действием перепада давления преобразователь геля теряет свои прочностные свойства, разрушается и открывает фильтрационные каналы для поступления в скважину ингибитора АСПО из высокопроницаемых пропластков. 1 ил.
Изобретение предназначено для применения в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предупреждения образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в насосно-компрессорных трубах и межтрубном пространстве скважин. Способ заключается в том, что предусматривается проведение подготовительной операции по определению требуемой длины. Осуществляют спуск в насосно-компрессорную трубу нагревательного кабеля, его нагрев и регулирование теплового режима с помощью изменения удельной мощности нагревательного кабеля для поддержания постоянной температуры потока жидкости на устье скважины в условиях изменения режима ее работы или состава. При этом в процессе проведения подготовительной операции удельную мощность нагревательного кабеля выбирают в зависимости от устьевой температуры по приведенному математическому выражению или в зависимости от параметров работы скважины - дебита и обводненности по пересчитанной для скважины номограмме. Причем длину кабеля определяют на основании термограммы скважины из расчета расположения нижнего конца нагревательного кабеля на глубине, где температура по термограмме равна температуре насыщения нефти парафином для продукции данного месторождения, определенной в лабораторных условиях. Техническим результатом является повышение среднего дебита скважины и эффективности профилактики АСПО при использовании нагревательных кабелей. 3 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.
