Патенты автора Зейгман Юрий Вениаминович (RU)
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и предназначено для воздействия на призабойную зону скважины с целью снижения вязкости скважинного флюида перед приемом погружного насоса, для повышения его производительности и предупреждения образования асфальтено-парафино-гидратных отложений. Скважинная установка для добычи высоковязкой нефти состоит из станции управления с регулятором мощности, которая подключена к промышленной питающей электрической сети, трансформатора, погружного электродвигателя, обеспечивающего привод погружного насоса, блока телеметрии, блока электромагнитного излучателя. Причем станция управления своим выходом подключена ко входу силового трансформатора, выход которого силовым кабелем соединен со входом погружного электродвигателя. В составе скважинной установки имеется блок радиатора, осуществляющий термическое воздействие на скважинный флюид, блок управления и блок подключения. Причем блок подключения своим первым входом подключен к выходу погружного электродвигателя, а выходом соединен с первым входом блока электромагнитного излучателя, первым входом блока радиатора и первым входом-выходом блока телеметрии, у которого второй вход-выход соединен с первым входом-выходом блока управления. Второй выход блока управления подключен ко второму входу блока радиаторов. Третий его выход подключен ко второму входу блока электромагнитного излучателя. Четвертый выход соединен со вторым входом блока подключения. Техническим результатом является повышение эффективности технологического процесса добычи высоковязкой нефти электропогружными насосами за счет повышения надежности погружного оборудования, упрощения спускоподъемных операций. 3 з.п. ф-лы, 5 ил.
Изобретение относится к области нефтяной и нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технике интенсификации притока пластовых флюидов в скважину на нефтяных месторождениях, и может быть использовано при освоении скважины после проведения кислотной обработки продуктивного нефтяного пласта. Способ заключается в использовании глубинного электроцентробежного насоса с регулируемой производительностью и скважинного пакера. При этом в пакер монтируют два обратных клапана, способных пропускать флюиды в разных направлениях от пакера. Первый клапан открывается при появлении перепада давления и пропускает флюиды снизу вверх, второй - электромагнитный - клапан открывается и пропускает флюиды в обратном направлении - сверху вниз по команде со станции управления скважины при снижении давления в зоне насоса ниже допустимой величины. Пакер располагают выше электроцентробежного насоса. Электроцентробежный насос спускают на заданную глубину. Пакером перекрывают кольцевое пространство между обсадной колонной и колонной лифтовых труб. Электроцентробежный насос включают в работу для откачки скважинной и пластовой жидкости на поверхность земли. Техническим результатом является обеспечение постоянного и регулируемого во времени притока пластовой продукции в скважину после кислотного воздействия на пласт, равного производительности электроцентробежного насоса, с исключением перегрева погружного электродвигателя. 1 ил.
Изобретение относится к области эксплуатации внутрипромысловых и магистральных трубопроводов, осложненных формированием внутриполостных отложений. Способ включает подачу в трубопровод подогретой нефти и замер времени прохождения ею трубопровода по данным двух датчиков температуры, установленных в начале и конце трубопровода. До подачи в трубопровод подогретой нефти в него закачивают малорастворимый в жидкости газ - метан или азот, до и после закачки газа в трубопровод закачивают оторочку высоковязкой мелкодисперсной водонефтяной эмульсии с эмульгатором. Объем отложений определяют как разницу между внутренним объемом чистого трубопровода и объемом нефти, предварительно нагретой до температуры 40-60°С, находящейся между двумя датчиками температуры. Повышается точность диагностики объема отложений, обеспечивается выбор оптимального способа их удаления. 2 ил.
УСТРОЙСТВО ДЛЯ ДОСТАВКИ РЕАГЕНТА В СКВАЖИНУ // 2730152
Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для обслуживания и эффективной эксплуатации глубинно-насосного оборудования нефтедобывающих скважин, осложненных наличием водонефтяной эмульсии и асфальтосмолопарафиновых отложений. Устройство содержит трубку для подачи реагента внутри колонны лифтовых труб и насос на поверхности земли для закачки в трубку реагента, цилиндрический кожух-контейнер с глубинным электроцентробежным насосом и погружным электродвигателем внутри. Трубка для подачи реагента расположена по всей длине колонны лифтовых труб от устья скважины до глубинного насоса и герметично соединена с клапаном-переводником, который расположен над электроцентробежным насосом и имеет с помощью радиальных каналов гидравлическую связь с кольцевым пространством кожуха-контейнера. Обеспечивается подача необходимого технологического реагента не только в колонну НКТ, но и в полость глубинного насоса, реализуется комплексная защита всей цепочки подземного оборудования, которая включает меры предупреждения осложнений и удаления сформировавшихся отложений. 2 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.
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 при эксплуатации скважин, в лифтовых трубах которых образуются различного рода отложения, например асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО). При осуществлении способа в колонну лифтовых труб скважины закачивают растворитель и ожидают определенное время для растворения отложений, периодически перемешивая растворитель. В колонне лифтовых труб организуют спуско-подъемные операции глубинного малогабаритного манометра на геофизическом кабеле с обратной связью в два этапа. На первом этапе манометр несколько раз спускают до глубинного насоса и поднимают до устья скважины с тем, чтобы по зависимости статического давления в колонне лифтовых труб от вертикальной глубины манометра определить зоны с отложениями по росту градиента давления. На втором этапе спуско-подъемные операции производят в этих зонах с целью перемешивания растворителя с частичками АСПО. Повышается эффективность удаления отложений за счет рационального использования органического растворителя и сокращения времени удаления отложений. 2 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.
Изобретение предназначено для использования в нефтедобывающей промышленности при эксплуатации скважин с обводненными пластами. Технический результат – повышение эффективности эксплуатации скважин за счет обеспечения возможности постоянного режима их эксплуатации при максимально возможной производительности. По способу предусматривают использование электропакера. За счет него обеспечивают поступление на прием электроцентробежного насоса нефти и воды. С помощью электропакера открывают и закрывают проход в обсадной колоне для пластовой жидкости. При закрытом электропакере на прием насоса обеспечивают поступление малообводненной нефти из межтрубного пространства. Одновременно обеспечивают разделение подпакерной жидкости на нефть и воду. При открытии электропакера на прием насоса и в межтрубное пространство обеспечивают поступление нефти и следом - воды. В состав дополнительного оборудования включают влагомер и уровнемер. С помощью них оптимизируют работу электропакера и насоса. Влагомер устанавливают ниже электропакера, а уровнемер - на устье скважины в межтрубном пространстве. При поступлении в зону влагомера эмульсионной пластовой жидкости электропакер закрывают. На прием насоса обеспечивают поступление нефти из межтрубного пространства. По показаниям уровнемера обеспечивают нахождение динамического уровня жидкости в заданных величинах с помощью открытия и закрытия электропакера. 1 ил.
Изобретение относится к способам измерения обводненности скважинной нефти. Технический результат заключается в обеспечении более качественного расслоения скважинной продукции на нефть и воду без долговременной остановки работы глубинного насоса. Способ определения обводненности скважинной нефти заключается в фиксации скважинной продукции в емкости с постоянным сечением по ее высоте, выдержке скважинной продукции в емкости для обеспечения гравитационного разделения на нефть и воду и определении обводненности скважинной продукции по высоте водной части относительно всей высоты жидкости в емкости. Предварительно над глубинным скважинным насосом устанавливают обратный клапан. После остановки работы глубинного насоса из колонны лифтовых труб выпускают попутный нефтяной газ при снижении давления до атмосферного. Несколько раз замеряют статический уровень жидкости в колонне лифтовых труб до постоянства его величины и определяют объем жидкости в колонне лифтовых труб. Путем пуска глубинного насоса в работу скважинную продукцию известного объема из колонны лифтовых труб переводят в емкость на поверхности земли. Давление в трубопроводной линии путем штуцирования поддерживают на уровне величины, равной давлению на выкидной линии скважины при ее штатной эксплуатации. 1 ил.
Скважина для разработки нефтяного пласта // 2630830
Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей с глубоким залеганием продуктивного пласта и может быть использовано для добычи нефти методом вытеснения закачиваемым агентом, в частности водой. Технический результат - повышение эффективности разработки участка нефтяного пласта с минимизацией эксплуатационных затрат на строительство и эксплуатацию скважин. Скважина для разработки нефтяного пласта состоит из вертикального и бокового стволов, колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) для закачки вытесняющего агента в продуктивный нефтяной пласт и оборудования для подъема нефти до устья скважины. Скважина принята с h-образным профилем. Точка отхода бокового ствола от вертикальной части скважины принята на расстоянии 300-500 м от продуктивного нефтяного пласта. Расстояние от места вхождения бокового ствола в продуктивный нефтяной пласт до точки вхождения вертикальной части скважины в упомянутый пласт принято в 200-600 м с обеспечением возможности закачки вытесняющего агента в одну зону продуктивного нефтяного пласта и отбора нефти из другой зоны пласта. Верхняя часть колонны НКТ для закачки вытесняющего агента находится в вертикальном стволе скважины. Нижняя часть упомянутой колонны находится в боковом стволе скважины и запакерована выше продуктивного нефтяного пласта. Вторая колонна НКТ с глубинной насосной установкой находится в вертикальном стволе скважины. Насосная установка помещена на необходимой высоте над продуктивным нефтяным пластом из условия снижения забойного давления и увеличения отбора нефти. 1 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 скважинной добыче асфальтосмолопарафиновых нефтей с помощью глубинных насосов с электрическими приводами, снабженными частотными регуляторами электротока. Техническим результатом является продление безаварийной и эффективной эксплуатации скважин. Способ определения объема отложений в колонне подъемных труб скважины заключается в заполнении колонны подъемных труб скважины жидкостью со свойством, отличным от пластовой жидкости, измерении объема этой жидкости и вычитании этой величины от внутреннего объема колонны чистых подъемных труб. В данном способе меняют обводненность жидкости в колонне подъемных труб путем изменения производительности глубинного насоса благодаря изменению частоты электрического тока, питающего электропривод насоса. Объем жидкости с измененной обводненностью в колонне подъемных труб определяют как произведение измененной производительности насоса на время заполнения колонны труб жидкостью с измененной обводненностью. Исходя из математического выражения, объем отложений определяют с учетом длины колонны лифтовых труб от глубинного насоса до устья скважины, внутреннего диаметра чистых лифтовых труб, производительности электроцентробежного насоса после изменения частоты тока электропривода, времени изменения частоты тока электропривода и времени изменения обводненности скважинной продукции на устье скважины. 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.
СПОСОБ ТАРИРОВКИ СКВАЖИНЫ ПО УДЛИНЕНИЮ СТВОЛА СКВАЖИНЫ ОТНОСИТЕЛЬНО ЕЕ ВЕРТИКАЛЬНОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ // 2559967
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при расчетах технологических процессов, происходящих в наклонно-направленных скважинах. Техническим результатом является повышение точности определения степени кривизны и удлинения ствола скважины. Предложен способ тарировки скважины по удлинению ствола скважины относительно ее вертикальной составляющей, заключающийся в определении высоты гидростатического столба жидкости по давлению в его нижней точке. При этом скважину с обсадной колонной перекрывают пакером над продуктивным пластом или на необходимой глубине, заполняют пресной или минерализованной водой с известной плотностью, поддерживают уровень воды на устье скважины неизменным, замеряют давление и температуру в стволе скважины через равные промежутки длины спущенного кабеля или проволоки с манометром-термометром. А удлинение ствола скважины от ее вертикальной составляющей определяется по приведенному математическому выражению. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии нефтедобычи с применением кислотных составов для обработки призабойной зоны карбонатного пласта
