Патенты автора Галимов Артур Маратович (RU)

Изобретение относится к практике эксплуатации водозаборных скважин с помощью глубинно-насосного оборудования и может использоваться в нефтедобывающей промышленности и в других отраслях промышленности. Способ определения уровня жидкости в водозаборной скважине основан на различии в теплопроводности газовой среды и жидкости в скважине и различном поведении проводника электрического тока в этих разных средах. Любой проводник нагревается в газовой и жидкой средах по-разному, вследствие этого меняется по-разному и его сопротивление и сила тока в электрической цепи. С учетом этого в скважине от устья до глубинного насоса или продуктивного пласта на стационарной основе располагают сложенный вдвое в U-образной форме электропроводящий одножильный кабель в неэлектропроводящей оболочке с теплопроводящей способностью. Кабель соединяют через резистор (электрическое сопротивление) и амперметр в последовательную электрическую цепь. Предварительно по скважине получают калибровочную зависимость силы тока в электрической цепи от уровня раздела газовой и жидкой сред. Уровень жидкости в скважине определяют дистанционно с необходимой частотой с помощью калибровочной зависимости, подключения электрической цепи к источнику напряжения и снятия показания амперметра через фиксированное время. 1 ил.

Изобретение относится к практике эксплуатации нефтедобывающих и водозаборных скважин с помощью глубинно-насосного оборудования и может использоваться в нефтедобывающей промышленности и в других отраслях промышленности. Способ определения уровня жидкости в скважине заключается в установке электрических устройств равномерно от устья скважины до глубинного насоса. В качестве устройств используют одинаковые теплогенерирующие проводники (полупроводники) - терморезисторы, соединенные параллельно в замкнутую электрическую цепь совместно с амперметром и источником напряжения постоянной величины. Терморезисторы располагают равномерно по абсолютной длине скважины от устья до насоса. Глубину уровня жидкости в скважине определяют по показанию амперметра через определенный интервал времени после подключения электрической цепи к источнику напряжения и предварительно полученной калибровочной зависимости силы тока в цепи от глубины раздела газовой и жидкой сред как фактора общего сопротивления электрической цепи. Технический результат состоит в обеспечении определения уровня жидкости в постоянном режиме времени без участия человека с минимальными затратами и одновременном повышении точности производимых замеров. 1 табл., 2 ил.

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 области весоизмерительной техники и может быть использовано для определения взлетной массы и положения центра тяжести самолета. Для реализации способа измеряют величины сил тяжести, действующие на все опоры самолета, которыми самолет касается горизонтальной поверхности аэродрома, предварительно амортизатор каждой опоры тарируется на стенде с получением численной зависимости длины сжатого амортизатора от величины вертикальной и осевой нагрузки, приложенной к амортизатору. В условиях аэродрома по всем опорам определяют искомые величины сжатия амортизаторов. По имеющимся зависимостям находят величины сил тяжести, действующие на опоры, массу и положение центра тяжести самолета находят по приведенным формулам. Технический результат заключается в упрощении процесса определения массы и положения центра тяжести самолета. 3 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 относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является обеспечение определения остаточного содержания газа в жидкости после дегазации продукции группы скважин в газосепараторе перед дальнейшей откачкой в нефтепровод. Способ включает в себя процедуры нахождения начального содержания газа в жидкости и замера выделенного из жидкости объема газа. При этом начальное газосодержание в жидкости определяют по каждой из группы нефтедобывающих скважин, работающих на единый трубопровод. Остаточное содержание газа в трубопроводной жидкости после отвода газа в сепарационной емкости определяют по формуле: Г = ∑ i = 1 n ( Г i ⋅ Q i ) − Q г ∑ i = 1 n Q i где Гi - начальное газосодержание в жидкости i-ой скважины; Qi - дебит по жидкости i-ой скважины; n - количество скважин в группе, работающих на единый трубопровод; Qг - объем газа, выделившийся из трубопроводной жидкости в сепарационной емкости за единицу времени. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и направлено на повышение эффективности эксплуатации скважинных глубинных электроцентробежных насосов, осложненных образованием асфальтосмолопарафиновых отложений на рабочих органах насоса. В качестве растворяющего отложения реагента предложено использовать горячую нефть по технологии динамического воздействия. С этой целью выше и ниже глубинного насоса предварительно устанавливают камеры одинакового объема с электронагревательным элементом и датчиками температуры. Скважинную нефть после остановки ЭЦН нагревают до необходимой температуры в нижней камере и перемещают через полость насоса самим же насосом в верхнюю камеру нагрева. Для снижения скорости движения горячей нефти через полость насоса производительность последнего снижают с помощью частотного регулятора тока. При наличии клапана обратного трехпозиционного (КОТ) над верхней камерой нагрева горячую нефть возвращают обратно в нижнюю камеру с устья скважины с помощью передвижного насосного агрегата типа ЦА-320. При отсутствии выше насоса и верхней камеры нагрева обратного клапана типа КОТ горячая нефть самотеком под действием сил гравитации спускается в нижнюю камеру. Общее время циклического воздействия горячей нефти на отложения в полости глубинного электроцентробежного насоса должно быть равным времени, необходимому для полного растворения АСПО. Это время предварительно определяется в лабораторных условиях с моделированием скважинных условий. Периодическое применение способа на осложненных скважинах позволит повысить сроки их безаварийной эксплуатации. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и служит для повышения эффективности эксплуатации глубинных плунжерных насосов. В полость насоса и на приеме насоса помещают датчики измерения давления. Всасывающий клапан выполняют в виде электромагнитного клапана, конструкция которого обеспечивает прохождение скважинной жидкости в полость под плунжером без потери сплошности потока и без гидродинамического сопротивления. Электромагнит всасывающего клапана и датчики давления связаны информационной и исполнительной связью со станцией управления, расположенной на поверхности земли. Открытие-закрытие всасывающего клапана осуществляется синхронно ходу плунжера вверх-вниз благодаря постоянному сравнению станцией управления величин давления в полости насоса и на его приеме и своевременной подаче команд на электромагнит клапана. Организация принудительной работы всасывающего клапана обеспечивает полное заполнение полости насоса даже при повышенной вязкости скважинной жидкости и образовании асфальтосмолопарафиновых отложений на элементах всасывающего клапана. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и используется для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) механическим путем. Для спускоподьемных операций со скребком используют многожильный электрический бронированный кабель и мобильный подъемник с гидрофицированной лебедкой. Верх и низ скребка комплектуют электронагревательными элементами с тем, чтобы при остановке скребка во время спуска или подъема в пробке из АСПО имелась возможность прогрева отложений до текучего или жидкого состояния. При остановке скребка при подъеме снижают давление над скребком путем разрядки устьевого давления в лифтовых трубах до атмосферного. Для этого продукцию скважины направляют в открытую емкость или в межтрубное пространство скважины без избыточного давления. Создание дополнительной подъемной силы за счет разности давлений ниже и выше скребка в совокупности с электропрогревом пробки из АСПО позволяет освободить скребок от прихвата в колонне лифтовых труб. Повышается эффективность и надежность, расширяются технологические возможности. 2 ил.

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано для перемешивания газожидкостной продукции в трубопроводе

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологиям очистки скважинного насоса от отложений

Изобретение относится к электротехнике, к устройствам выработки электрической энергии и может найти применение в конструкции добывающих скважин, имеющих станки-качалки (СК)

Изобретение относится к скважинной добыче нефти, газа, газоконденсата и других полезных ископаемых

Изобретение относится к способу удаления отложений из трубопроводов и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности для очистки нефтесборных трубопроводов от отложений с помощью растворителей

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для повышения эффективности эксплуатации скважин со склонностью к образованию отложений в лифтовых трубах

Изобретение относится к устройству для измерения толщины слоя нефти над водой и может быть использовано для оценки количества нефти в скважинной продукции с большой долей воды, а также для определения объема нефти на поверхности природного водоема при аварийных разливах нефти из трубопровода или резервуара

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам и устройствам по удалению парафиновых отложений с колонны лифтовых труб растворителем

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к технологиям внутрискважинной очистки подземного оборудования от отложений

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологиям удаления отложений с внутренней поверхности лифтовых труб добывающих скважин

Изобретение относится к арматуростроению и предназначено для использования в качестве запорной арматуры на трубопроводах по перекачке агрессивных жидкостей и составов с повышенным содержанием механических примесей и склонностью к образованию отложений внутри вентилей и кранов

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти и воды с помощью глубинного плунжерного насоса

Изобретение относится к подготовке нефти в нефтепарковом хозяйстве нефтегазодобывающих предприятий, в частности к технике доотмыва нефти от хлористых солей подачей пресной воды

Изобретение относится к скважинной добыче нефти и может быть применено для оптимизации режима работы глубинного насосного оборудования

Изобретение относится к устройству для отбора проб из емкости под давлением

Изобретение относится к емкостному оборудованию нефтедобывающих и нефтехимических предприятий

 


Наверх