Патенты автора Изюмченко Дмитрий Викторович (RU)
Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, а именно к технологическому процессу регенерации водного раствора этиленгликоля (моноэтиленгликоля, полиэтиленгликоля) (МЭГ) для его применения в качестве ингибитора гидратообразования в системах сбора и подготовки газа. В способе регенерации водного раствора этиленгликоля и очистки его от солей вначале насыщенный малорастворимыми и растворимыми солями, остаточными углеводородами и продуктами химических реакций МЭГ подвергают дегазации, затем водный раствор МЭГ смешивают с реагентом, обеспечивающим осаждение из упомянутого водного раствора МЭГ нерастворимых солей, затем водный раствор МЭГ направляют на регенерацию путем ректификации, после чего поток регенерированного МЭГ делят на две части, одну из которых направляют на хранение, а другую часть - на вакуумную дистилляцию. Кристаллизированные растворимые соли, выделенные из регенерированного МЭГ, с частью неиспаренного регенерированного МЭГ отводят на центрифугирование и на утилизацию, а пары очищенного от солей регенерированного МЭГ конденсируют и в виде жидкого регенерированного МЭГ делят на два потока, один из которых направляют в качестве ингибитора гидратообразования на комплексную подготовку газа, а другой направляют сначала на смешение с потоком регенерированного МЭГ, полученного в процессе ректификации, а после смешения - на хранение. Технический результат заключается в обеспечении повышения эффективности применения этиленгликоля для предотвращения гидратообразования в системах сбора и подготовки газа за счет его регенерации и максимальной очистки от солей различной растворимости и продуктов химических реакций этиленгликоля. 4 ил.
Изобретение относится к промысловой подготовке природного газа к транспорту по магистральному газопроводу. Исходную смесь, состоящую из природного газа и жидких углеводородов, подвергают первичной сепарации с образованием газа первичной сепарации и жидкой фазы первичной сепарации, которую дегазируют с получением жидкой фазы первичной дегазации и газа первичной дегазации. Газ первичной сепарации охлаждают и подвергают вторичной сепарации с образованием жидкой фазы вторичной сепарации и газа вторичной сепарации, который детандируют с понижением температуры до -35°С…-45°С и выработкой электроэнергии, после чего в него добавляют газ первичной дегазации и жидкую фазу вторичной сепарации. Образовавшуюся смесь подвергают низкотемпературной сепарации, в результате которой получают жидкую фазу низкотемпературной сепарации и газ, который нагревают и направляют потребителю. Жидкие фазы первичной и низкотемпературной сепарации смешивают и направляют в узел подготовки конденсата с образованием газовой фазы и углеводородного конденсата, который направляют потребителю. Технический результат - повышение степени извлечения этана и пропан-бутанов в составе товарной жидкой продукции и снижение энергетических затрат. 2 з.п. ф-лы, 1 табл., 3 ил.
Способ низкотемпературной подготовки природного газа и извлечения углеводородного конденсата // 2775682
Изобретение относится к подготовке природного газа к транспорту по магистральному газопроводу и извлечению из природного газа углеводородного конденсата и может быть использовано на перспективных объектах добычи газа. Осуществляют первичную сепарацию входной газо-жидкостной смеси и вторичную сепарацию охлажденного газа первичной сепарации. Охлаждение газа первичной сепарации протекает в две стадии. На первой стадии газ охлаждают до температуры 0…-10°С и разделяют сконденсировавшиеся жидкие углеводороды и водно-метанольную смесь. Осуществляют дегазацию жидких углеводородов с возвращением образовавшегося при этом газа дегазации в процесс охлаждения газа первичной сепарации посредством эжектирования. На второй стадии проводят охлаждение полученного на первой стадии газа сепарации до температуры до -70°С путем детандирования до давления 2,5…3,5 МПа. Отделяют сконденсировавшиеся жидкие углеводороды и водно-метанольную смесь. Процесс ректификации проводят под давлением 4,5…5,5 Мпа. Газ сепарации, полученный на второй стадии, совместно с газом ректификации сжимают до давления транспортирования по внешнему газопроводу. Техническим результатом является повышение степени извлечения этана и пропан-бутанов в состав товарной жидкой продукции. 1 табл., 1 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении газогидродинамических исследований и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин. Технический результат изобретения - расширение функциональных возможностей, заключающихся в возможности проведения исследований скважин, размещенных в кусте, при их одновременной работе в шлейф, что, в свою очередь, позволяет повысить точность получаемых данных и расширить диапазон исследования скважин, а также сократить сроки проведения исследования всех скважин куста с повышенной продуктивностью. Способ включает измерение дебита, пластового, забойного и устьевого давлений, температур на устье i-й скважины, где i=1, 2, 3, …, n, на каждом из режимов одновременно работающих в шлейф скважин куста, для каждого из которых определяют коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В. При этом в кусте последовательно отключают от одной произвольным образом выбранной до (n-1) одновременно работающих скважин куста и строят кривые зависимости квадратичной депрессии и ее отношения к дебиту от дебита для скважин куста на различных режимах, по которым определяют коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В. 5 ил., 6 табл.
Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород в терригенных и солевых отложениях. Технический результат - повышение крепящих свойств раствора и сохранение устойчивости стенок ствола скважины при одновременном снижении расхода полидадмаха. Катионный буровой раствор содержит, мас.%: глинопорошок 3-5; полидадмах 1,05-2,10; в качестве структурообразователя - катионный полимер Росфлок КФ 0,5-2; неионный эфир целлюлозы 0,2-0,5; воду остальное. 1 ил., 2 табл.
Катионный буровой раствор // 2614838
Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород в терригенных и солевых отложениях. Технический результат - повышение крепящих свойств раствора и сохранение устойчивости (целостности) стенок ствола скважины. Катионный буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 3-5; полидадмах 1,05-2,10; крахмал или декстрин 0,5-3,0; в качестве дополнительного структурообразователя катионный полимер Росфлок КФ 0,5-2; воду - остальное. 2 табл., 1 ил.
Катионный буровой раствор // 2614837
Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат - повышение ингибирующих свойств и улучшение структурных показателей бурового раствора. Катионный буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 3-5; полидадмах 1,75-2,10; структурообразователь - катионный полимер Росфлок КФ 0,5-2; воду остальное. 2 табл.
ТЕРМОСТОЙКИЙ КАТИОННЫЙ БУРОВОЙ РАСТВОР // 2602262
Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород в терригенных и солевых отложениях в условиях воздействия высоких температур до 200°С. Технический результат изобретения - повышение крепящих свойств раствора и сохранение устойчивости (целостности) стенок ствола скважины при одновременном увеличении ингибирующих свойств раствора. Катионный буровой раствор включает мас.%: глинопорошок 3-5; полидадмах 1,75-3,50; катионный полимер Росфлок КФ 0,5-2; поливинилпирролидон 0,3-3,0; воду остальное. 1 ил., 3 табл.
Изобретение относится к технике для исследования движения жидкостных потоков и газожидкостных потоков, например процессов добычи газа в нефтегазовой отрасли, связанной с изучением процессов движения газожидкостных потоков в вертикальных трубопроводах и отдельных устройствах. Технический результат изобретения заключается в создании упрощенной конструкции устройства, которое обеспечивает высокое качество проведения исследований газожидкостных потоков, за счет повышения точности проводимых экспериментов. Устройство содержит испытуемую колонну, смеситель газа и жидкости, кран впуска и выпуска газа, сепаратор, центробежный газовый нагнетатель, жидкостный насос, расходомер жидкости, расходомер газа, блок датчиков перепада давления, блок датчиков давления и температуры, блок аналого-цифрового преобразования и блок обработки данных и визуализации результатов наблюдения. 4 ил.
Изобретение относится к технике для исследования движения жидкостных потоков и газожидкостных потоков, например процессов добычи газа в нефтегазовой отрасли, связанной с изучением процессов движения газожидкостных потоков в вертикальных и отдельных устройствах. Технический результат изобретения заключается в расширении функциональных возможностей способа, позволяющего определять водосодержание вертикальной испытуемой колонны в режиме реального времени. Способ включает измерение давления, температуры, расхода вещества на установившихся режимах работы. В контур установки нагнетают газ до рабочего давления, запускают центробежный газовый нагнетатель и путем регулирования частоты вращения ротора устанавливают требуемую величину расхода газа. С помощью жидкостного насоса в испытуемую колонну подают воду, обеспечивая в ней установившийся режим за счет монотонного во времени роста потерь давления до ее заполнения газожидкостным потоком и постоянного уровня потерь давления в ее нижнем участке. По результатам проведенных измерений на установившемся режиме определяют объем жидкости Vж в исследуемом газожидкостном потоке, как:Vж=qж·(t2-t1), где: t1 - время начала поступления в испытуемую колонну воды; t2 - время начала установившегося режима в испытуемой колонне; qж - объемный расход жидкости при рабочих условиях; и скорость жидкости, приведенную к сечению трубы колонны:, где D - внутренний диаметр вертикальной испытуемой колонны; а также объемное водосодержание φ в исследуемом газожидкостном потоке. При этом среднюю истинную скорость жидкости w определяют исходя из того, что занимаемая в сечении трубы колонны площадь жидкой фазы пропорциональна объемному водосодержанию φ. 4 ил.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для контроля за газонефтепроявлением при бурении и вскрытии продуктивных пластов в условиях аномально высоких пластовых давлений
