Патенты автора Рогачев Михаил Константинович (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Технический результат - повышение эффективности эксплуатации скважин, осложненных интенсивным образованием асфальтосмолопарафиновых отложений АСПО, при добыче нефти погружными электроцентробежными насосами ЭЦН из многопластовых залежей. Способ борьбы с АСПО при добыче высокозастывающей аномальной нефти включает закачку растворителя в колонну насосно-компрессорных труб НКТ, заполнение колонны НКТ и направление растворителя через перепускной клапан для накопления над глубинным насосом, с помощью частотного преобразователя тока, плавно повышая частоту тока погружного электродвигателя установки, запуск ЭЦН в действие с производительностью, обеспечивающей транспортировку растворителя из межтрубного пространства сверху вниз в полость электроцентробежного насоса через его приемные отверстия. Для полного удаления АСПО необходимо данную процедуру подачи растворителя в насос повторить несколько раз. При этом предварительно осуществляют определение массового соотношения высокозастывающей аномальной нефти и нефти с меньшим массовым содержанием парафина, при котором обеспечивают наибольшее снижение глубины и интенсивности образования АСПО в колонне лифтовых труб при добыче высокозастывающей аномальной нефти из многопластовой залежи. Наибольшую эффективность дает массовое соотношение высокозастывающей аномальной нефти и нефти с меньшим массовым содержанием парафина 10:90 соответственно. Выбирают компоновку внутрискважинного оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких продуктивных пластов и частоту вращения вала ЭЦН на основе проведения количественной оценки изменения глубины образования АСПО в скважине при добыче высокозастывающей аномальной нефти в зависимости от частоты вращения вала ЭЦН. Наибольшее снижение глубины образования АСПО в скважине достигается при частоте вращения вала ЭЦН, равной 54 Гц. Осуществляют сбор данных изменения дебита скважины и толщины отложений в колонне лифтовых труб в зависимости от времени. Определяют межочистной период работы скважины по точке пересечения на графике зависимостей изменения дебита скважины и толщины отложений от времени. 11 ил., 4 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Технический результат - повышение эффективности эксплуатации газлифтных скважин, осложненных интенсивным образованием асфальтосмолопарафиновых отложений АСПО в лифтовых трубах при добыче высокопарафинистой нефти, увеличение межремонтного периода работы скважины. В способе предотвращения образования АСПО в лифтовых трубах при газлифтной эксплуатации нефтяных скважин получают исходные данные по компонентным составам пластовой жидкости и попутно-нефтяного газа ПНГ, который используют в качестве рабочего агента, далее проводят его очистку от сероводорода и углекислого газа, затем проводят закачку очищенного попутного нефтяного газа без изменения его углеводородного состава и определяют температуру Т1 насыщения нефти парафином и глубину его образования в скважине с учетом изменения компонентного состава нефти при закачке попутно-нефтяного газа. Изменяют соотношение легких и тяжелых фракций закачиваемого попутного нефтяного газа и определяют температуру Т2 насыщения нефти парафином и глубину его образования для данного соотношения легких и тяжелых фракций. Если Т2 > Т1, заново изменяют соотношение легких и тяжелых фракций закачиваемого рабочего агента и повторяют определение температуры Т2 насыщения нефти парафином и глубину его образования. Если Т2 < Т1, принимают полученную температуру как новый исходный вариант. Проверяют условие возможности обеспечения требуемого соотношения фракций исходя из компонентного состава ПНГ, если оно подтверждается, то повторяют данную процедуру для другого варианта соотношений легких и тяжелых фракций, если не подтверждается, выбирают оптимальный вариант требуемого количества расхода рабочего агента при наиболее низкой температуре насыщения нефти парафином. Осуществляют закачку горячего ПНГ в затрубное пространство скважины между колонной насосно-компрессорных труб НКТ и технологической колонной, при этом предварительно определяют оптимальный расход горячего ПНГ исходя из объема закачиваемого рабочего агента и наименьшего значения глубины его закачки. Интервал спуска технологической колонны с теплоизоляционным покрытием с оптимальной толщиной 20-35 мм устанавливают ниже глубины закачки горячего ПНГ в скважину на величину не более 30 м. Теплоизоляционное покрытие технологической колонны выполнено из полиуретана. Закачиваемый ПНГ предварительно нагревают до 90-105°С, определяют режим закачки горячего ПНГ в скважину путем прогнозирования скорости образования органических отложений в колонне НКТ по снижению дебита скважины и увеличению толщины отложений с течением времени - область точки пересечения зависимостей изменения дебита скважины и толщины отложений соответствует оптимальному значению межочистного периода работы скважины, далее непрерывно закачивают горячий ПНГ в газлифтную скважину до восстановления запланированного значения текущего дебита скважины, после этого клапан постоянного давления закрывают. 10 ил., 2 табл., 4 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, в частности к способам предотвращения образования отложений на нефтедобывающем оборудовании парафина и других составляющих углеводородного сырья, например асфальтосмолопарафиновых композиций, при его добыче и транспортировке. Способ включает закачку рабочего агента в межтрубное пространство скважины. Получают исходные данные по компонентным составам пластовой жидкости и попутно-нефтяного газа, который используют в качестве рабочего агента, далее проводят его очистку от сероводорода и углекислого газа, затем проводят закачку очищенного попутного нефтяного газа без изменения его углеводородного состава и определяют температуру насыщения нефти парафином и глубину его образования в скважине с учетом изменения компонентного состава нефти при закачке попутно-нефтяного газа, далее изменяют соотношение легких и тяжелых фракций закачиваемого попутного нефтяного газа и определяют температуру насыщения нефти парафином и глубину его образования для данного соотношения легких и тяжелых фракций. Затем проводят сравнение показателей и выбирают оптимальный вариант требуемого количества расхода рабочего агента при наиболее низкой температуре насыщения нефти парафином. Повышается эффективность эксплуатации газлифтных скважин, осложненных асфальтосмолопарафиновыми отложениями, увеличивается межремонтный период их работы. 2 табл., 4 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке нефтяных месторождений с использованием заводнения. Состав для вытеснения для закачки в глинизированный нефтяной пласт, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество - НПАВ N-алкил-N,N-ди(полиэтиленгликоль) амин на основе кислот кокосового масла оксамин Л-15 и воду, дополнительно содержит катионное поверхностно-активное вещество - КПАВ алкилдиметилбензиламмоний хлорид С12 - С14 спиртовой, при следующем соотношении компонентов, масс. %: НПАВ 0,01-0,5; КПАВ 0,1-0,5; вода - остальное. Технический результат - снижение межфазного натяжения на границе «нефть-вода», уменьшение степени набухания глинистых минералов, и в конечном итоге более эффективное вытеснение нефти из глинизированного пласта. Дополнительно состав имеет бактерицидные свойства и является ингибитором коррозии. 1 ил., 2 табл., 3 пр.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для растворения и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) с поверхности скважинного оборудования, в резервуарах и нефтесборных коллекторах. Растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений содержит ароматический и алифатический углеводородные растворители и неионогенное поверхностно-активное вещество, в качестве которого используют депрессорно-диспергирующую присадку (ДДП), содержащую эмульгатор «Ялан-Э2» и сополимер этилена с альфа-олефинами с молекулярной массой от 500 до 100000 или полиалкилакрилат, при следующем соотношении компонентов, мас.%: растворители - 97-98, депрессорно-диспергирующая присадка - 2-3. При использовании ДДП наблюдается увеличение моющей, растворяющей, диспергирующей способностей растворителя, применяемого для удаления АСПО в осложненных условиях. 3 ил., 1 табл., 3 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений и коррозии скважинного оборудования при добыче нефти, работающего в высокотемпературных условиях. Ингибитор коррозии и асфальтосмолопарафиновых отложений содержит активную часть, присадку и растворитель. В качестве активной части используют эмульгатор обратных водонефтяных эмульсий - Ялан Э-2 марки Б2 (конц.), в качестве присадки используют четвертичные аммониевые основания, неионогенное поверхностно-активное вещество и низкомолекулярную кислоту (С1-С4), а в качестве растворителя используют смесь спиртовых и углеводородных соединений при следующем соотношении компонентов, мас.%: Ялан Э-2 марки Б2 (конц.) - 10-60, присадка - 1-15, растворитель - остальное, при следующем соотношении компонентов в присадке, мас.%: четвертичное аммониевое основание - 55-100, неионогенное поверхностно-активное вещество - 0-35, низкомолекулярная кислота (С1-С4) - 0-10. Результатом является повышение коррозионной устойчивости скважинного оборудования, работающего в высокотемпературных условиях. 1 з.п. ф-лы, 3 табл., 4 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к внутриконтурному заводнению пластов и поддержанию пластового давления при разработке нефтяных залежей с глиносодержащим коллектором. Технический результат - повышение нефтеотдачи пластов за счет увеличения их охвата. Способ включает циклическое снижение и повышение давления в пласте закачкой воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. В пласт через нагнетательные скважины периодически закачивают минерализованную воду в объеме 0,1-5 поровых объемов пласта и пресную воду в объеме 0,1-5 поровых объемов пласта. Переход к закачке пресной воды после закачки минерализованной воды осуществляют без постепенного снижения минерализации. Состав и концентрацию солей закачиваемой минерализованной воды оставляют на уровне пластовой. Цикл закачки вод различной минерализации многократно повторяют. Пресную воду закачивают до момента времени, когда снижение приемистости нагнетательной скважины превысит допустимый технологический уровень - критическое падение пластового давления в областях целевого воздействия. Минерализованную воду закачивают до момента времени, когда нагнетательная скважина выйдет на начальный или близкий к начальному режим работы, определяемый расходом нагнетаемой жидкости и давлением на устье. 2 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения или ограничения водопритока при ремонте скважин, для создания водонепроницаемого экрана при разобщении водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов, а также для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин. Полимерный состав для внутрипластовой водоизоляции включает гидролизованный в щелочи акрилсодержащий полимер гивпан и хлористый натрий. При этом состав содержит в качестве добавки неионогенное поверхностно-активное вещество (ПАВ) с гидрофобными свойствами - гидрофобизатор НГ-1, представляющий собой смесь продукта реакции ненасыщенных жирных кислот с аминами и их производными с растворителями и функциональными добавками. Состав имеет следующее соотношение компонентов: 3-10 мас.% гивпана, 1-5 мас.% гидрофобизатора НГ-1, 0-10 мас.% хлористого натрия и водно-щелочной раствор. Техническим результатом является повышение проникающей и водоизолирующей способности полимерного состава в условиях неоднородных по проницаемости водо- и нефтегазонасыщенных пород-коллекторов. 4 пр., 1 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добывающих нефтяных скважин с использованием разъедающих веществ, и может быть использовано при обработке призабойной зоны глиносодержащего терригенного пласта
ЭМУЛЬГАТОР ОБРАТНЫХ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ // 2414290
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при приготовлении обратных водонефтяных эмульсий, используемых в качестве технологических жидкостей при вторичном вскрытии продуктивного пласта, глушении, ограничении водопритоков, гидроразрыве и перфорации нефтегазовых скважин
СПОСОБ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ОБРАТНОЙ ЭМУЛЬСИИ ДЛЯ ТЕХНОЛОГИЙ ГЛУШЕНИЯ И ИНТЕНСИФИКАЦИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН // 2359002
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при приготовлении обратных эмульсий, используемых в качестве технологических жидкостей при глушении, кислотной обработке, гидроразрыве и перфорации нефтегазовых скважин
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И БИТУМОВ НАПРАВЛЕННО-ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ // 2344280
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений, а именно залежей высоковязких нефтей и битумов в песчаных коллекторах с прослойками угля с применением тепла в комплексе с направленно-горизонтальными скважинами
