Патенты автора Денисламова Алия Ильдаровна (RU)
СПОСОБ ДОСТАВКИ РАСТВОРИТЕЛЯ АСПО В СКВАЖИНЕ // 2709921
Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для совершенствования технологий по удалению асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) с подземного оборудования нефтедобывающих скважин, имеющих интеллектуальную составляющую в виде средства диагностики объема и местоположения отложений в колонне подъемных труб. Для удаления АСПО с колонны насосно-компрессорных (НКТ) труб без их подъема на поверхность предварительно внутри колонны от устья до электроцентробежного насоса устанавливают реагентную трубку на стационарной основе. После установления объема и местоположения отложений устьевой насос по команде контроллера станции управления подает в реагентную трубку расчетное количество органического растворителя. На втором этапе собранный над глубинным насосом растворитель поднимается по колонне НКТ путем пуска в работу глубинного электроцентробежного насоса на расчетное и необходимое время, определяемое расстоянием нижней части отложений от глубинного насоса по длине колонны НКТ. Повышается надежность, снижаются временные затраты при доставке растворителя. 1 ил.
Изобретение предназначено для применения в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для диагностики местоположения асфальтосмолопарафиновых отложений по длине колонны насосно-компрессорных труб. Внутри колонны лифтовых труб скважины, оборудованной электроцентробежным насосом, равномерно по длине лифтовых труб от устья до глубинного насоса по осевой линии труб располагают датчики температуры на стационарной основе. По данным датчиков температуры периодически строят графики зависимости температуры газожидкостной смеси от расстояния датчика температуры по длине колонны лифтовых труб от устья скважины. По выявленной разнице замеренных зависимостей в сторону повышения температуры судят о формировании отложений во времени в определенной части колонны лифтовых труб. Повышается эффективность обработки скважины за счет обеспечения возможности адресного применения метода удаления отложений, снижаются расходы растворителя, тепловой и электрической энергии. 2 ил.
Изобретение относится к устройствам по измерению обводненности добываемой нефти во внутрискважинной зоне. Техническим результатом является обеспечение гомогенности измеряемой среды и постоянное соответствие газожидкостного состава между измерительными датчиками составу пластовой продукции. Устройство содержит два датчик давления, расположенные на фиксированном расстоянии друг от друга в насосно-компрессорной трубе максимально допустимого диаметра внутри нефтедобывающей скважины. При этом насосно-компрессорную трубу (НКТ) с датчиками давления располагают в средней части колонны лифтовых труб, соединяющей приемные отверстия электроцентробежного насоса с кровлей нефтяного пласта, причем ниже и выше трубы с датчиками давления используют НКТ меньшего диаметра для обеспечения турбулентного режима движения в них скважинной продукции, а в самой трубе с датчиками обеспечивается давление выше, чем давление насыщения нефти газом. 1 ил., 2 табл.
Изобретение предназначено для применения в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) скважины и внутренней полости глубинного насоса. При осуществлении способа в НКТ скважины с электроцентробежным насосом (ЭЦН), обратным и перепускным клапаном закачивают растворитель. Для промывки реагентом глубинного насоса растворитель качают в колонну НКТ, заполняют колонну НКТ и направляют растворитель в межтрубное пространство скважины через перепускной клапан для накопления над глубинным насосом. С помощью частотного преобразователя тока, плавно повысив частоту тока погружного электродвигателя установки, запускают ЭЦН в действие с производительностью, обеспечивающей транспортировку растворителя из межтрубного пространства сверху вниз в полость электроцентробежного насоса через его приемные отверстия, причем для полного удаления АСПО необходимо данную процедуру подачи растворителя в насос повторить несколько раз. Обеспечивается рациональное использование органического растворителя. 1 ил.
Изобретение относится к способам определения давления насыщения нефти газом Рнас во внутрискважинной зоне. Способ реализуется на скважинах, оборудованных электроцентробежным насосом (ЭЦН) и частотным преобразователем электрического тока погружного электродвигателя. С помощью двух датчиков давления, расположенных на фиксированном расстоянии друг от друга, во внутрискважинной зоне от глубинного насоса до продуктивного нефтяного пласта организуется измерение давления при различных режимах эксплуатации ЭЦН. Датчики давления соединены с линией электропитания с функцией обратной связи со станцией управления скважиной. На первом этапе с помощью частотного преобразователя тока обеспечивается в зоне датчиков давление выше Рнас, об этом можно судить по стабилизации разницы давлений между двумя датчиками. На втором этапе измерений значительно повышают производительность ЭЦН выше притока жидкости из пласта, в результате давление между датчиками снижается ниже давления насыщения нефти газом, из нефти выделяются первые пузырьки газа, его плотность заметно понижается. Величину давления насыщения нефти газом определяют по графику зависимости разницы давлений между датчиками от среднего значения их показаний при значительном изменении производительности ЭЦН в сторону снижения или, наоборот, повышения. 2 ил.
Изобретение относится к способам определения давления насыщения нефти газом Рнас во внутрискважинной зоне. Техническим результатом является создание способа определения давления насыщения нефти газом без предварительной оценки давления на устье скважины в МП и уровня жидкости. Способ, состоящий в последовательном понижении давления в газожидкостном составе скважины и анализе характера изменения разности давления между двумя точками скважины. При этом в колонну лифтовых труб действующей скважины спускают до глубинного насоса на геофизическом кабеле с обратной связью два глубинных малогабаритных манометра (датчика давления), расположенных на фиксированном расстоянии друг от друга, после стабилизации режима эксплуатации системы «пласт-скважина-насос» манометры поднимают с малой вертикальной скоростью и по началу снижения графика зависимости разницы давлений в зоне двух манометров (датчиков) от среднего их значения находят искомую величину - Рнас.. 2 ил.
СПОСОБ ОЦЕНКИ ОБВОДНЕННОСТИ СКВАЖИННОЙ НЕФТИ // 2674351
Изобретение относится к способам измерения обводненности скважинной продукции, то есть оценки доли нефти и воды в добываемой пластовой жидкости. Техническим результатом является создание способа оценки обводненности скважинной нефти, пригодного для любого скважинного состава по нефти, попутной воде и газу. Технология измерения основана на измерении разности давления в вертикально ориентированном сосуде, содержащем скважинную продукцию в виде пластовой нефти, попутной воды и нефтяного газа. Давление измеряется стационарными датчиками в двух точках скважины - внутри колонны насосно-компрессорной трубы (НКТ), ближайшей к выкиду электроцентробежного насоса. Датчики давления расположены на известном по вертикали расстоянии, а диаметр НКТ выбирается максимально большим с тем, чтобы потери давления на трения были минимальны. Обводненность скважинной продукции определяется по математической формуле, в которой плотность нефти и воды закладываются в станцию управления как известные величины при измеренных значениях давления и температуры, поэтому рядом с датчиками давления в НКТ дополнительно располагают и датчики температуры. 1 ил.
Изобретение относится к технологии снижения выбросов попутного нефтяного газа из нефтедобывающих скважин. Технический результат - исключение попадания попутного нефтяного газа в атмосферу, повышение безопасности работ, проводимых на скважинах. По способу накопившийся нефтяной газ в межтрубном пространстве за время эксплуатации скважины полностью переводят в систему нефтесбора путем его вытеснения высокоминерализованной водой. Для этого предварительно выше глубинного насоса устанавливают два клапана: обратный - ближе к насосу и перепускной типа КОТ-93. В колонну насосно-компрессорных труб - НКТ с устья скважины с помощью передвижного насосного агрегата или ближайшей нагнетательной скважины системы поддержания пластового давления закачивают высокоминерализованную воду. При превышении давления выше определенной величины перепускной клапан открывают. Высокоминерализованной водой заполняют межтрубное пространство и вытесняют при этом нефтяной газ в систему нефтесбора. Процесс закачки воды ведут до тех пор, пока из пробоотборника на патрубке, соединяющем межтрубное пространство на устье скважины с системой нефтесбора, не появится высокоминерализованная вода. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение предназначено для применения в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, в лифтовых трубах которых образуются различного рода отложения, например асфальтосмолопарафиновые отложения. При осуществлении способа предварительно снижают уровень жидкости в скважине до допустимо возможной глубины и повышают производительности электроцентробежного насоса (ЭЦН) на период движения растворителя по межтрубному пространству. В момент попадания растворителя на рабочие колеса ЭЦН производительность насоса снижается с тем, чтобы увеличилась продолжительность контактирования реагента с отложениями в насосе и лифтовых трубах. Контролирование процесса ведется с помощью постоянного или периодического слежения за динамическим уровнем жидкости в скважине. Повышается эффективность промывки колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) органическим растворителем путем доставки реагента по межтрубному пространству скважины за короткий период времени. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение предназначено для определения в скважинных условиях содержания свободного газа в потоке скважинной продукции на приеме глубинного насоса. Техническим результатом является обеспечение защиты ЭЦН и его работы в оптимальном режиме в системе «пласт-скважина-насос». Способ заключается в измерении объема свободного газа в газожидкостном объеме скважинной продукции. При этом под погружным электродвигателем глубинного электроцентробежного насоса внутри обсадной колонны устанавливают два датчика давления на фиксированном расстоянии друг от друга по вертикали, которые с заданной периодичностью передают информацию по давлению на контроллер станции управления работы скважины, находящийся на поверхности земли, а содержание свободного газа определяют по математической формуле. 1 ил., 1 табл.
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ УЧАСТКА НЕФТЯНОГО ПЛАСТА // 2667181
Изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью нефтедобывающих и нагнетательных скважин и может найти применение при разработке нефтяных месторождений с глубоким залеганием продуктивного пласта. Техническим результатом является повышение нефтеизвлечения. Способ включает разработку участка нефтяного пласта прямоугольной формы двумя скважинами, расположенными по верхушкам диагонали участка. Скважины имеют по два горизонтальных ствола, расположенных по краям участка пласта. Каждый из 4-х горизонтальных стволов расположен на одной плоскости пласта, перпендикулярен второму стволу одной скважины и параллелен одному из стволов второй скважины. На первом этапе закачивают вытесняющий агент в первый горизонтальный ствол (ГС) первой скважины. Отбирают нефть из параллельного ему ствола второй скважины. На втором этапе движение закачиваемого агента в пласте меняют на 90° путем закачки агента (воды) в другой ГС первой скважины. Отбирают нефть из второго горизонтального ствола второй скважины. На завершающем этапе разработки закачивают вытесняющий агент в один или два, или три ГС. Отбирают остаточную нефть через один или два или три горизонтальных ствола. Длительность этапов определяют исходя из обводненности добываемой пластовой продукции, накопленной добычи нефти по каждому из горизонтальных стволов, степени выработанности участка пласта или других геолого-технических критериев разработки нефтяного пласта. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.
Изобретение относится к технологиям снижения выбросов попутного нефтяного газа из нефтедобывающих скважин. Технический результат - исключение попадания попутного нефтяного газа в атмосферу. По способу попутный нефтяной газ из нефтедобывающих скважин куста эксплуатационных скважин собирают в горизонтальную емкость объемом 20-200 м3 до повышения давления до предельно допустимой величины, превышающей давление в системе нефтесбора. Транспортировку газа в систему нефтесбора осуществляют путем подачи в емкость воды системы поддержания пластового давления под давлением, превышающим давление в системе нефтесбора. Дальнейшее освобождение емкости от воды осуществляют с помощью передвижного насосного агрегата путем отбора воды из емкости и ее закачки в ближайшую нагнетательную скважину куста. При этом емкость соединяют с системой нефтесбора через выкидную линию - ВЛ той нефтедобывающей скважины куста, где имеется наиболее низкое давление ВЛ среди прочих скважин куста. 1 ил.
