Патенты автора Рабаев Руслан Уралович (RU)
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение ингибирующей способности в отношении газогидратообразования и солеотложения карбоната кальция при уменьшении расхода ингибитора. Комплексный ингибитор газогидратообразования и отложения карбоната кальция при разработке и эксплуатации нефтегазовых месторождений включает полисахарид арабиногалактан, одноатомный алифатический спирт или смесь спиртов общей формулы CnH2n+1OH, где n=1-3, гликоль или смесь гликолей общей формулы CnH2n(ОН)2, где n=2, 3, а также воду, причем в качестве одноатомного алифатического спирта используют метанол или этанол, или изопропиловый спирт, а в качестве гликоля - моно- или диэтиленгликоль, или пропиленгликоль, при следующем соотношении компонентов, мас.%: арабиногалактан 1-20; одноатомный алифатический спирт или смесь спиртов 1-40; гликоль или смесь гликолей 10-25; вода остальное. 4 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин в низкопроницаемых карбонатных коллекторах. Технический результат - увеличение проницаемости пласта за счет повышения глубины обработки, обработки низкопроницаемых зон пласта, предотвращения кольматации призабойной зоны продуктами реакции, предотвращения развития биоценоза, разглинизации призабойной зоны пласта. Состав для обработки призабойной зоны содержит, об.%: соляную кислоту или грязевую кислоту 10-24; многофункциональный реагент 2-5; стабилизатор железа 0,5-1; воду - остальное. Многофункциональный реагент представляет собой соль алкил С10-16 триалкиламмония общей формулы (R1R2R3R4N)+An-, где R1=С10Н21-С16Н33, R2=R3=R4=СН3, An- = фосфонат, формиат или ацетат-ион. Состав для обработки призабойной зоны дополнительно может содержать ингибитор коррозии в количестве 1-2 об.%. 1 з.п. ф-лы, 1 ил., 5 табл.
СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ // 2781205
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения массового дебита нефти, а также газового фактора нефти с измерением остаточного количества растворенного газа в нефти в рабочих условиях измерений. Способ измерения продукции нефтяной скважины передвижной установкой включает поступление продукции нефтяной скважины в измерительную емкость с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы и измерение массового дебита жидкости по времени наполнения калиброванной части емкости и по максимально заданному гидростатическому перепаду давления в ней при закрытой линии слива жидкости. Перед началом наполнения производят предварительную циркуляцию добываемой продукции через измерительную емкость с достижением в ней давления в напорной линии скважины и минимально заданного перепада гидростатического давления. Далее перекрывают слив жидкости из емкости и наполняют измерительную емкость продукцией с поддержанием в ней постоянного давления отводом из емкости дополнительного объема поступающего в нее газа и замером этого объема счетчиком, установленным после перепускного клапана, настроенного на давление в напорной линии скважины. При достижении в емкости максимально заданного значения перепада гидростатического давления перекрывают линию входа продукции в емкость, открывают вентиль на байпасной линии перепускного клапана и продолжают отводить газ из емкости и измерять его объем до достижения в емкости атмосферного значения давления. Газовый фактор нефти рассчитывают как отношение измеренного счетчиком количества газа с вычетом объема жидкости, поступившей в емкость в период ее наполнения, к массе нефти, вошедшей в емкость в цикле ее наполнения. Обеспечивается измерение полного количества попутного газа, добываемого вместе с нефтью. 1 ил.
АФРОНСОДЕРЖАЩАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЖИДКОСТЬ // 2776817
Изобретение относится к бурению и реконструкции нефтяных и газовых скважин. Технический результат: минимизация потерь технологической жидкости при возникновении осложнений, минимизация нагрузки на вскрываемые или вскрытые пласты, экранирование и защита от явлений, происходящих внутри скважины и далее в призабойной зоне, которые инициируют формирование вокруг ствола скважины зону пониженной проницаемости, применение технологической жидкости в традиционной циркуляционной системе открытого типа без дополнительного включения какого-либо нетипичного оборудования. Афронсодержащая технологическая жидкость на водной основе, содержащая бактерицид, кальцинированную соду, ингибитор комплексного действия ПКД-515, хлорид калия, крахмал, биополимер, активатор-пенообразователь при следующем соотношении компонентов, %: бактерицид Atren Bio В - 0,3, кальцинированная сода - 0,5, ингибитор комплексного действия ПКД 515 - 0,35, хлорид калия - 0,5, крахмал - 2, биополимер ксантанового ряда - 0,4, активатор-пенообразователь - 0,5, вода - остальное. 2 табл., 3 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к заканчиванию и ремонту нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур, в условиях низких температур Крайнего Севера для глушения и выполнения различных видов работ, в том числе в скважинах, разрабатывающих один или несколько пластов, имеющих разное пластовое давление и проницаемость. Состав тяжелой технологической жидкости для глушения скважин содержит 10,0-16,6 мас. % хлорида цинка, 0,30-0,62 мас. % ингибитора коррозии, 23,1-30,1 мас. % хлорида кальция, 16,5-21,5 мас. % нитрата кальция и 38,0-43,3 мас. % воды. Техническим результатом является низкая коррозионная активность и температура замерзания состава, сохранение подвижности при низкой температуре. 4 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл.
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для привода скважинных штанговых насосов. Технический результат - повышение надежности работы устройства за счет снижения нагрузок на узлы привода штангового насоса, уменьшения количества подвижных сочленений, повышающих риск заклинивания, и возможности регулирования длины хода компрессора. К передней части балансира станка-качалки через установленный в ряде отверстий палец на балансире подвешен шатун компрессора. Он связан через шарнирные соединения одним концом с упомянутым пальцем, а другим - со штоком компрессора. Компрессор соединен с поршнем компрессора, находящимся в его цилиндре. Цилиндр компрессора соединен с затрубным пространством через газопровод и всасывающий клапан с одной стороны и выкидной линией скважины через нагнетательный клапан и газопровод - с другой стороны. Цилиндр установлен на опорах. Они находятся на подвижной площадке, позволяющей перемещать цилиндр компрессора вдоль оси станка-качалки. Установка длины хода поршня компрессора происходит за счет взаимного перемещения системы «поршень-цилиндр» компрессора. Цилиндр компрессора обеспечен возможностью перемещения на стойке по направляющей опоре. Шток компрессора с его поршнем через верхний шарнир имеет возможность перемещения вдоль балансира и закреплен пальцем в одном из ряда отверстий. Шток компрессора имеет центраторы, установленные на верхней кромке цилиндра компрессора. Компримирование затрубного газа обеспечено при ходе головки балансира вниз за счет неуравновешенного веса штанговой колонны. 5 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано при эксплуатации скважин, оборудованных установками скважинных штанговых насосов (УСШН). Для осуществления способа добычи нефти штанговыми насосными установками выполняют циклическую принудительную откачку газа из затрубного пространства. При ходе головки балансира вверх в полуцикле «всасывания» штангового насоса задвижку затрубного пространства на устье скважины сообщают с напорной емкостью, содержащей газ под высоким давлением, и повышают давление в затрубном пространстве. При ходе головки балансира вниз в полуцикле «нагнетания» штангового насоса задвижку затрубного пространства сообщают с компрессором. Откачивают газ из затрубного пространства и понижают давление в затрубном пространстве. Компрессор нагнетает газ обратно в напорную емкость. При превышении давления в напорной емкости определенного значения газ перепускают в выкидную линию. Переключение режима затрубного пространства и направления откачки компрессора производят путем изменения положения двух трехходовых кранов, регулируемых автоматическим блоком управления. Цикл работы блока управления определяется циклом хода головки балансира и смещен относительно него на величину, необходимую для передачи возмущения давления из затрубного пространства к приему штангового насоса через столб жидкости в затрубном пространстве. Достигается технический результат – повышение эффективности добычи нефти, снижение нагрузок на штанговую колонну и головку балансира, повышение подачи штангового насоса. 4 ил.
СПОСОБ ФОРМОВАНИЯ МАССЫ АКТИВАТОРА АНОДНЫХ ЗАЗЕМЛИТЕЛЕЙ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ // 2516731
Изобретение относится к технологии формования изделий из твердых сыпучих материалов и термопластичной связки. Способ включает подачу массы активатора порциями, величина которой достаточна для формования отдельного активатора. Уплотнение и формование порции массы вокруг центрального электрода в виде цилиндра вибрационным воздействием в неэластичной электропроводной оболочке. Уплотнение и формование производят вначале в вертикальной формообразующей трубе и затем в продолжении ее в оболочке постоянно образуемой намоткой электропроводной бумаги на формообразующую трубу и стягиваемой с нее перемещением сформованного цилиндра активатора. Сформованный активатор в оболочке охлаждают до затвердения только поверхностного слоя массы, затем анодный заземлитель выдерживают в вертикальном положении до полного затвердения активатора, вне устройства. Устройство для осуществления способа включает узел смешения и разогрева массы активатора, узел подачи ее в формообразующую трубу порцией, узел уплотнения и формования массы, орбитальный механизм намотки оболочки, холодильник, систему контроля и поддержания постоянства скорости перемещения формуемого активатора. Технический результат, достигаемый при использовании способа по изобретению, заключается в увеличении эффективности и производительности процесса формования массы активатора, повышении качества активатора, упрощении конструкции устройства и уменьшении трудоемкости процесса формования. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.
СПОСОБ СБОРКИ ГЛУБИННОГО АНОДНОГО ЗАЗЕМЛИТЕЛЯ, ГЛУБИННЫЙ АНОДНЫЙ ЗАЗЕМЛИТЕЛЬ, ЭЛЕКТРОД ЗАЗЕМЛИТЕЛЯ // 2476622
Изобретение относится к области защиты от коррозии магистральных трубопроводов и подземных сооружений
СОСТАВ ДЛЯ ИЗГОТОВЛЕНИЯ АНОДНЫХ ЗАЗЕМЛИТЕЛЕЙ // 2455393
Изобретение относится к электрохимии и электротехнике, в частности к составам для изготовления оболочек анодных заземлителей, применяемых для защиты от электрохимической коррозии подземных сооружений и трубопроводов
СОСТАВ ДЛЯ ИЗГОТОВЛЕНИЯ АНОДНЫХ ЗАЗЕМЛИТЕЛЕЙ // 2453633
Изобретение относится к области защиты металлов от коррозии и может быть использовано для защиты от электрохимической коррозии подземных сооружений и трубопроводов
Изобретение относится к защите магистральных трубопроводов и подземных металлических сооружений от электрохимической коррозии
