Способ предотвращения отложения неорганических солей



Способ предотвращения отложения неорганических солей
Способ предотвращения отложения неорганических солей
Способ предотвращения отложения неорганических солей
Способ предотвращения отложения неорганических солей
Способ предотвращения отложения неорганических солей
Способ предотвращения отложения неорганических солей
Способ предотвращения отложения неорганических солей

 


Владельцы патента RU 2484238:

ООО "РН-УфаНИПИнефть" (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для предупреждения образования отложений неорганических соединений солей в процессе добычи нефти в скважинах с исправным состоянием обсадных колонн и оборудованных УЭЦН. Технический результат - минимизация рисков повреждения пласта за счет изменения фазовых проницаемостей и набухания глин, снижение коррозионных рисков и рисков, связанных с образованием малорастворимых продуктов взаимодействия компонентов состава с породами пласта и попутно-добываемыми водами. В способе предотвращения отложения неорганических солей в нефтегазопромысловом оборудовании, включающем последовательную закачку в призабойную зону пласта оторочек растворителя, раствора ингибитора солеотложения и гидрофильной продавочной жидкости, в качестве растворителя закачивают взаимный растворитель, ингибитор солеотложения закачивают в водном растворе хлорида калия и в качестве гидрофильной продавочной жидкости закачивают указанный водный раствор хлорида калия, причем в качестве взаимного растворителя закачивают бутилцеллозольв или смесь растворителей при следующем соотношении компонентов, % мас.: метанол 10, ацетон 50, бутилцеллозольв 35, диметил-сульфоксид 5, ингибитор солеотложения закачивают в водном растворе хлорида калия при соотношении компонентов, % мас.: ингибитор солеотложения 10, хлорид калия 1-2, пресная вода остальное, в качестве гидрофильной продавочной жидкости закачивают 1-2%-ный раствор хлорида калия в пресной воде, в качестве ингибитора солеотложения используют ингибитор фосфорорганического типа. 7 ил., 7 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для предупреждения образования отложений неорганических соединений солей в процессе добычи нефти в скважинах с исправным состоянием обсадных колонн и оборудованных УЭЦН.

Процессы добычи нефти сопровождаются нежелательными образованиями отложений неорганических солей в призабойной зоне пласта, на подземном и надземном оборудовании, на стенках скважин, в нефтегазопромысловых коммуникациях системы сбора и подготовки продукции. Для предотвращения отложений солей широко применяют химическую обработку скважин ингибиторами солеотложения, вводимыми в пласт. Технология обработки заключается в периодической продавке водного раствора ингибитора отложения солей в ПЗП в виде оторочки продавочной жидкостью, адсорбции ингибитора на поверхности породы и постепенной десорбции его в процессе отбора продукции из скважины. Вынос ингибитора добываемой жидкостью (после продавки и пуска скважины в эксплуатацию) до минимально необходимых концентраций, требуемых для ингибирования, предопределяет период последействия и срок защиты нефтепромыслового оборудования от отложения солей и время между продавками ингибитора.

Известен способ предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании путем ввода в призабойную зону скважины следующего состава, % мас.:

Нитрилотриметилфосфоновая кислота 4,97-13,57
Соляная кислота 11,24-23,74
Вода остальное,

и продавки его в пласт продавочной жидкостью попутно добываемой водой (а.с. СССР N996721, E21B 43/12,1980).

Известен способ предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании, который осуществляют следующим образом. В обрабатываемый пласт закачивают 0,5-5,0% мас. предварительно подготовленного раствора ингибитора на пластовой воде, подкисленной до pH менее 2,0 соляной кислотой и содержащей не менее 2,0 г/л ионов кальция. До или после закачки раствора ингибитора в пласт закачивают 0,5-2,0% мас. раствора соды или щелочи. В качестве буферной прослойки во избежание преждевременного реагирования между раствором соды или щелочи и раствором ингибитора закачивается инертная (гидрофобная) жидкость. Затем закачивается гидрофобная продавочная жидкость газовый конденсат для продавки смеси вглубь пласта. Применение гидрофобной продавочной жидкости придает известному способу бифункциональный характер, направленный одновременно на обработку нефтенасыщенных коллекторов от асфальтосмолопарафиновых отложений (а.с. СССР N1268715, E21B 37/06, 1983).

Известен способ (RU 2070910, C09K 3/00, 1996), в котором для обработки скважины вводится состав, содержащий нитрилотриметиленфосфоновую кислоту, соляную кислоту, кремнефтористоводородную кислоту (КФВК) и воду при следующем соотношении компонентов, % мас.:

Нитрилотриметиленфосфоновая кислота 0,2-0,5
Соляная кислота 8,0-13,0
Кремнефтористоводородная кислота 1,0-3,0
Вода - остальное.

Однако указанные способы не всегда обеспечивают долговременную защиту оборудования скважин от солеотложения, основной залповый вынос ингибитора происходит в течение первых суток, при обработке существует риск повреждения пласта и изменения его фазовых проницаемостей, что приводит к снижению продуктивности, поэтому являются в отдельных случаях малоэффективными и экономически не оправданными.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по назначению и технической сущности, взятым за прототип, является способ предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании, который осуществляют следующим образом (RU 2320852, E21B 37/06, 2007). В скважину осуществляется последовательная закачка оторочки растворителя, оторочки ингибирующего раствора, оторочки щелочи и оторочки гидрофильной продавочной жидкости. При этом в качестве растворителя используют: алифатические, ароматические углеводороды (гексан, петролейный эфир, нефрас), органические растворители (бензольная, толуольная фракции). Композиция ингибирующего раствора включает, % мас.:

Фосфорорганические соединения 1÷15
Соляная кислота 6÷23
Плавиковая кислота 0,1÷5
Вода 57÷92,9

В качестве фосфорорганических соединений используются: нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ), кислота оксиэтилидендифосфоновая (ОЭДФ), натриевые соли нитрилометиленфосфоновых кислот, полиаминометиленфосфонаты, гексаметафосфат натрия, плав солей.

В качестве щелочи используют реагент для добычи нефти универсальный (РДН-У).

Гидрофильная продавочная жидкость является водным раствором реагентов на основе алкилсульфонатов или реагентов на основе моноалкилфенилового эфира полиэтиленгликоля.

Однако применение подобного состава ингибирующего раствора ввиду наличия в нем кислотных реагентов может вызвать рост коррозионных процессов на скважинах. Наличие плавиковой кислоты в составе может привести к образованию труднорастворимого фторида кальция при возможном контакте композиции с пластовыми водами и породами пласта, содержащими ионы кальция. Ввиду того, что применяется предоторочка углеводородного растворителя, существует риск введения ингибирующего раствора в нефтенасыщенные интервалы и изменения фазовых проницаемостей по нефти и воде.

Задачей изобретения является минимизация рисков повреждения пласта за счет изменения фазовых проницаемостей и набухания глин, снижение коррозионных рисков и рисков, связанных с образованием малорастворимых продуктов взаимодействия компонентов состава с породами пласта и попутно-добываемыми водами. Использование предоторочки взаимного растворителя обеспечивает увеличение проникающей способности водных растворов ингибитора в низкопроницаемые зоны пласта, что приводит к повышению эффективности адсорбции ингибиторов солеотложения и к более длительному выносу ингибитора с добываемой жидкостью в процессе эксплуатации скважины.

Поставленная задача решается тем, что предлагаемый способ предотвращения отложения неорганических солей в нефтегазопромысловом оборудовании, включающий последовательную закачку в призабойную зону пласта оторочек растворителя, раствора ингибитора солеотложения и гидрофильной продавочной жидкости, отличается тем, что в качестве растворителя закачивают взаимный растворитель, ингибитор солеотложения закачивают в водном растворе хлорида калия и в качестве гидрофильной продавочной жидкости закачивают указанный водный раствор хлорида калия.

В качестве взаимного растворителя закачивают бутилцеллозольв или смесь растворителей при следующем соотношении компонентов, % мас.:

метанол 10
ацетон 50
бутилцеллозольв 35
диметил-сульфоксид 5,

ингибитор солеотложения закачивают в водном растворе хлорида калия при соотношении компонентов, % мас.:

ингибитор солеотложения 10,
хлорид калия 1-2,
пресная вода остальное,

и в качестве гидрофильной продавочной жидкости закачивают (1-2)-%-ный раствор хлорида калия в пресной воде, в качестве ингибитора солеотложения используют ингибитор фосфорорганического типа.

В качестве взаимного растворителя используют органические растворители, имеющие широкий диапазон совместимости с водной и нефтяной фазами, например:

вариант 1 - бутилцеллозольв

вариант 2 - смесь органических растворителей следующего состава:

метанол 10%
ацетон 50%
бутилцеллозольв 35%
диметил-сульфоксид 5%

Для снижения риска набухания глинистой составляющей коллекторов в задавливаемых в пласт водных растворах предлагается использовать подавитель набухания глин хлорид калия [Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин: Монография. - М.: НПО «Бурение», 2006. - 230 с.] в количестве 1-2% мас.

Ввиду отсутствия в составе кислот данный способ не является коррозионно-опасным.

Технический результат - снижение рисков повреждения пласта и минимизация процессов коррозии оборудования скважин при проведении обработок пласта. За счет использования взаимного растворителя происходит увеличение проникающей способности водных растворов ингибитора в низкопроницаемые зоны пласта, что приводит к повышению эффективности адсорбции ингибиторов солеотложения и к более длительному выносу ингибитора с добываемой жидкостью в процессе эксплуатации скважины.

Заявляемый способ представляет собой последовательное введение в пласт следующих оторочек:

- предварительная стадия - взаимный растворитель, например:

вариант 1 - бутилцеллозольв

вариант 2 - смесь органических растворителей следующего состава:

метанол 10%
ацетон 50%
бутилцеллозольв 35%
диметил-сульфоксид 5%

- основная стадия - водный раствор ингибитора солеотложения фосфорорганического типа, состава:

10% мас. ингибитора солеотложения, 1-2% мас. хлорида калия, пресная вода - остальное;

- продавка - раствор 1-2% мас. хлорида калия, пресная вода - остальное.

Пример 1. При проведении ремонта по скважине 674 Комсомольского месторождения провели задавку в пласт следующих оторочек:

5 м3 взаимного растворителя, представляющего собой смесь органических растворителей следующего состава:

метанол 10%
ацетон 50%
бутилцеллозольв 35%
диметил-сульфоксид 5%

25 м3 10% раствора ингибитора солеотложения фосфорорганического типа Ипроден С-1 (ТУ 2458-001-45305665-2006), в 1% растворе хлорида калия,

45 м3 1% раствора хлорида калия.

Динамика добычи воды и нефти до и после применения заявляемого способа приведена на фиг.1. Стрелкой обозначена дата проведения обработки скважины, сплошной линией обозначен дебит скважины по жидкости до и после проведения обработки, пунктирной линией обозначен дебит скважины по нефти до и после проведения обработки, треугольниками - обводненность продукции скважины до и после проведения обработки.

Видно, что после применения заявляемого способа увеличился дебит жидкости и нефти, обводненность снизилась.

Пример 2. При проведении ремонта на скважине 651 Южного купола Харампурского месторождения провели задавку в пласт следующих оторочек:

взаимный растворитель не применялся;

28 м3 10% раствора ингибитора солеотложения фосфорорганического типа Ипроден С-1 (ТУ 2458-001-45305665-2006) в 1% растворе хлорида калия;

40 м3 1% раствора хлорида калия.

Динамика добычи воды и нефти до и после проведения задавки в пласт приведена на фиг.2. Стрелкой обозначена дата проведения обработки скважины, сплошной линией обозначен дебит скважины по жидкости до и после проведения обработки, пунктирной линией обозначен дебит скважины по нефти до и после проведения обработки, треугольниками - обводненность продукции скважины до и после проведения обработки.

Сравнение результатов обработок, приведенных в примерах 1 и 2, показывают, что при применении взаимного растворителя негативных изменений в добыче жидкости и нефти не произошло, в то время как без взаимного растворителя наблюдается снижение дебита по нефти и рост обводненности продукции скважины. Объяснение этому следующее. Так как взаимный растворитель закачивается в самой первой оторочке, то при запуске скважины в эксплуатацию он выходит из пласта самым последним и восстанавливает фазовые проницаемости по воде и нефти, что значительно снижает риск нарушения проницаемости пласта по нефти.

Пример 3. Сравнение выноса ингибитора солеотложения фосфорорганического типа Ипроден С-1 (ТУ 2458-001-45305665-2006) из модели керна с применением взаимного растворителя, представляющего собой смесь органических растворителей следующего состава:

метанол 10%
ацетон 50%
бутилцеллозольв 35%
диметил-сульфоксид 5%

по предлагаемому способу и без его использования (фиг.3) в лабораторных условиях.

Как видно, добавление взаимного растворителя позволяет снизить первоначальный залповый вынос ингибитора и, соответственно, обеспечить более длительный вынос ингибитора во времени до минимальной рабочей концентрации.

Пример 4. При проведении ремонта на скважине 6389 Приобского месторождения провели задавку в пласт следующих оторочек:

4,2 м3 взаимного растворителя WAW85202, представляющего собой бутилцеллозольв,

50 м3 10% раствора раствора ингибитора солеотложения фосфорорганического типа SCW82697 в 1% растворе хлорида калия,

150 м3 1% раствора хлорида калия.

Сравнение наработки на отказ до и после обработки показано на фиг.4. Заштрихованным столбцом слева указана средняя наработка на отказ оборудования скважины до проведения обработки скважины, столбцом справа указана наработка на отказ оборудования скважины после обработки. Цифрами указана наработка на отказ оборудования, выраженная в сутках. Как видно, после проведения обработки предлагаемым способом наработка на отказ оборудования скважины увеличилась.

Пример 5. При проведении ремонта на скважине 939 Приразломного месторождения провели задавку в пласт следующих оторочек:

3 м3 взаимного растворителя, представляющего собой смесь органических растворителей следующего состава:

метанол 10%
ацетон 50%
бутилцеллозольв 35%
диметил-сульфоксид 5%;

28 м3 10% раствора раствора ингибитора солеотложения фосфорорганического типа SCW82697 в 1% растворе хлорида калия;

70 м3 1% раствора хлорида калия.

Сравнение наработки на отказ до и после обработки показано на фиг.5. Заштрихованным столбцом слева указана средняя наработка на отказ оборудования скважины до проведения обработки скважины, столбцом справа указана наработка на отказ оборудования скважины после обработки. Цифрами указана наработка на отказ оборудования, выраженная в сутках. Как видно, после проведения обработки предлагаемым способом наработка на отказ оборудования скважины увеличилась.

Пример 6. При проведении ремонта на скважине 8760 Приобского месторождения провели задавку в пласт следующих оторочек:

6 м3 взаимного растворителя, представляющего собой смесь органических растворителей следующего состава:

метанол 10%
ацетон 50%
бутилцеллозольв 35%
диметил-сульфоксид 5%;

85 м3 10% раствора раствора ингибитора солеотложения фосфорорганического типа Ипроден С-1 (ТУ 2458-001-45305665-2006) в 1% растворе хлорида калия;

210 м3 1% раствора хлорида калия.

Сравнение наработки на отказ до и после обработки показано на фиг.6. Заштрихованным столбцом слева указана средняя наработка на отказ оборудования скважины до проведения обработки скважины, столбцом справа указана наработка на отказ оборудования скважины после обработки. Цифрами указана наработка на отказ оборудования, выраженная в сутках. Как видно, после проведения обработки предлагаемым способом наработка на отказ оборудования скважины увеличилась.

Пример 7. При проведении ремонта на скважине 12376 Комсомольского месторождения провели задавку в пласт следующих оторочек:

5 м3 взаимного растворителя, представляющего собой смесь органических растворителей следующего состава:

метанол 10%
ацетон 50%
бутилцеллозольв 35%
диметил-сульфоксид 5%;

20 м3 10% раствора раствора ингибитора солеотложения фосфорорганического типа Ипроден С-1 (ТУ 2458-001-45305665-2006) в 2% растворе хлорида калия;

45 м3 2% раствора хлорида калия.

Сравнение наработки на отказ до и после обработки показано на фиг.7. Заштрихованным столбцом слева указана средняя наработка на отказ оборудования скважины до проведения обработки скважины, столбцом справа указана наработка на отказ оборудования скважины после обработки. Цифрами указана наработка на отказ оборудования, выраженная в сутках. Как видно, после проведения обработки наработка на отказ оборудования скважины увеличилась.

Таким образом, способ минимизирует риски повреждения пласта за счет изменения фазовых проницаемостей и набухания глин, снижает коррозионные риски и риски, связанные с образованием малорастворимых продуктов взаимодействия компонентов состава с породами пласта и попутно-добываемыми водами. Предоторочка взаимного растворителя обеспечивает увеличение проникающей способности водных растворов ингибитора в низкопроницаемые зоны пласта, что приводит к повышению эффективности адсорбции ингибиторов солеотложения и к более длительному выносу ингибитора с добываемой жидкостью в процессе эксплуатации скважины.

Способ предотвращения отложения неорганических солей в нефтегазопромысловом оборудовании, включающий последовательную закачку в призабойную зону пласта оторочек растворителя, раствора ингибитора солеотложения и гидрофильной продавочной жидкости, отличающийся тем, что в качестве растворителя закачивают взаимный растворитель, ингибитор солеотложения закачивают в водном растворе хлорида калия и в качестве гидрофильной продавочной жидкости закачивают указанный водный раствор хлорида калия, причем в качестве взаимного растворителя закачивают бутилцеллозольв или смесь растворителей при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Метанол 10
Ацетон 50
Бутилцеллозольв 35
Диметил-сульфоксид 5,

ингибитор солеотложения закачивают в водном растворе хлорида калия при соотношении компонентов, мас.%:
Ингибитор солеотложения 10
Хлорид калия 1-2
Пресная вода Остальное,

и в качестве гидрофильной продавочной жидкости закачивают 1-2%-ный раствор хлорида калия в пресной воде, в качестве ингибитора солеотложения используют ингибитор фосфорорганического типа.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для дозированной подачи жидких реагентов в нефте- или газопроводы при обработке призабойной скважины.

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

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может найти применение для очистки нефтяных и газовых скважин от отложений. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, а именно к устройствам для подачи химических реагентов в скважинную жидкость для предотвращения отложения солей на рабочих органах электроцентробежных насосов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам удаления неорганических солей, отложившихся в скважинах и на поверхности нефтепромыслового оборудования.

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к строительству, заканчиванию и капитальному ремонту скважин. .

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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для очистки призабойной зоны пласта. .

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 области нефтедобычи, в частности к установкам для дозированной подачи химического реагента в продуктопровод, например, в скважину или в трубопроводы.

Изобретение относится к автономным устройствам для доставки реагента в скважину и его дозирования в добываемую жидкость

Изобретение относится к нефтяной промышленности

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может использоваться при защите от внутренней коррозии трубопроводов системы сбора нефти с высокой обводненностью на поздней стадии разработки нефтяного месторождения. Производят дозирование ингибитора коррозии перед насосами, производящими периодическую откачку продукции скважин из резервуаров по мере их заполнения. После заполнения резервуара производят автоматическую откачку разделившейся на нефть и воду продукции скважин насосом, при этом производят дозирование ингибитора коррозии в приемный коллектор насоса для откачки продукции скважин насосом-дозатором. Запуск насоса-дозатора производят автоматически и синхронизируют с запуском насоса для откачки продукции скважин. Остановку насоса-дозатора производят автоматически при снижении обводненности перекачиваемой продукции скважин до 30%. Для контроля обводненности откачиваемой продукции скважин на напорный нефтепровод устанавливают поточный прибор для измерения содержания воды. Техническим результатом является уменьшение расхода ингибитора коррозии и увеличение защитного эффекта от коррозии. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам борьбы с асфальтено-смоло-парафиновыми отложениями при добыче парафинистой нефти. Способ депарафинизации нефтедобывающей скважины включает создание в зоне отложения парафина температуры, превышающей температуру плавления парафина, путем закачки в скважину взаимодействующих с выделением тепла компонентов, вынос продуктов реакции и расплавленного парафина из насосно-компрессорных труб. Предварительно строят кривые распределения температуры скважинного потока в интервалах эксплуатационной колонны от забоя до приема насоса и колонны насосно-компрессорных труб от насоса до устья с учетом определения температуры жидкости на выкиде насоса, кривые распределения давления в скважине в указанных выше интервалах и кривые распределения температуры насыщения нефти парафином в скважине с учетом изменения давления в скважине и газосодержания нефти в процессе подъема газожидкостной смеси согласно формуле: tнi=tнд+A1·Pi/Pнас-A2Гi/Г0, где tнi - температура насыщения нефти парафином в скважине; tнд - температура насыщения дегазированной нефти; Pi - ряд последовательных значений давления в заданном интервале, МПа; Pнас - давление насыщения нефти газом; Гi - газонасыщенность нефти при соответствующих значениях давления Pi и температуре Ti, м3/м3; Г0 - газосодержание нефти при давлении Pнас; A1 и A2 - корреляционные коэффициенты, зависящие от состава и свойств нефти. По построенным кривым распределения в точке пересечения температуры скважинного потока и температуры насыщения нефти парафином определяют глубину и термодинамические условия интенсивной парафинизации в скважине. Далее с учетом определяемых условий подбирают количество и концентрацию компонентов для выноса расплавленного парафина. Технический результат - повышение эффективности борьбы с асфальтено-смоло-парафиновыми отложениями. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию, в частности к устройствам для подачи химических реагентов в скважину. Устройство содержит цилиндрический корпус с заглушкой и отверстиями в верхней части, заполненный ниже уровня отверстий реагентом с образованием свободной полости. В заглушке выполнено сквозное отверстие, снаружи перекрытое дозатором, а со стороны свободной полости - рукавным фильтром из полимерного материала. На корпусе установлена муфта с отверстиями для выноса разбавленного реагента, поступающего из свободной полости через дозатор. Изобретение обеспечивает продолжительное равномерное поступление реагента в пластовую жидкость. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к способам ингибирования образования гидратов углеводородов в прискважинной зоне или в участках трубопровода при добыче и транспорте природных и попутных газов и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти. В способе ингибирования образования гидратов углеводородов, включающем закачку в прискважинную зону или в участок трубопровода водной композиции полимера, указанная композиция содержит водный раствор полимера из группы, включающей: сополимер пирролидона или капролактама, терполимер на основе N-винил-2-пирролидона, диметиламиноэтилметакрилат, гидроксиэтилцеллюлозу, поливинилпирролидон, поливинилкарбоксилат, полиакрилат, поливинилкапролактам, акриламидометилпропансульфонат полиакриламид, гипан, полиоксипро в масле полимера из группы, включающей: полиакриламид, карбоксиметилцеллюлозу, эфир оксиэтилцеллюлозы, полиметакрилат, поливинилацетат или поливиниловый спирт или их сополимеры, и дополнительно - карбамидоформальдегидный концентрат КФК и гидрофобизирующую добавку при следующем соотношении компонентов, масс.%: указанные водный раствор или эмульсия 0,05-5,0, КФК 0,1-5,0, гидрофобизирующая добавка 0,1-5,0, вода - остальное, а перед закачкой указанной композиции дополнительно закачивают оторочку КФК в количестве 0,1-5,0 мас.% от массы указанной композиции и осуществляют выдержку не менее 3-5 часов. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - повышение ингибирующей способности. 1 з.п. ф-лы, 19 пр., 2 табл., 1 ил.

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 устройствам для подачи химических реагентов в скважинную жидкость.Устройство содержит соединенные по торцам с помощью муфт цилиндрические контейнеры с реагентом, камеры смешения и фильтры-дозаторы, расположенные в муфтах, имеющих, по крайней мере, по одному ряду входных и выходных отверстий. Верхние торцы цилиндрических контейнеров перекрыты фильтрами-дозаторами, а нижние торцы - заглушками. Муфты снаружи оснащены уплотнительными манжетами. Фильтры-дозаторы помещены в цилиндрический корпус, оснащенный сверху калиброванным отверстием. Выше фильтра-дозатора в муфте установлен струйный насос, а ниже струйного насоса в муфте установлен эжектор, сообщенный с рядом входных отверстий муфт патрубками. Камера смешения расположена в муфте на выходе струйного насоса. Выше струйного насоса в муфте размещены диафрагмы с центральными щелевыми отверстиями. Каждое отверстие последующей диафрагмы смещено на угол 25-30° по направлению часовой или против часовой стрелки. Проходные сечения отверстий диафрагм выполнены уменьшающимися снизу вверх. Повышается эффективность работы устройства за счет повышения качества смешивания реагента и точности дозирования. 3 ил.

Изобретение относится к горнодобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи углеводородов и обеспечение бесперебойной работы скважин без остановок добычи на время ремонтов. В способе в скважины закачивают рабочие жидкости для обработки призабойных зон и вытеснения нефтей из пластов, производят ремонт скважин и антикоррозийную обработку труб и оборудования в них, очищают трубы в верхних частях добывающих скважин от асфальтеновых и смолопарафиновых отложений АСПО. В качестве рабочей жидкости используют комплексный органический растворитель, состоящий из производных ароматических углеводородов, сложных эфиров карбоновых и органических кислот, у которого изменяют плотность и вязкость в зависимости от изменяющихся условий конкретных месторождений. Процесс обработки пластов указанным растворителем из всех добывающих скважин на месторождениях повторяют многократно через заданные промежутки времени и поддерживают требуемый уровень добычи нефтей и газов на месторождениях. Для очистки от АСПО многократно прокачивают указанный растворитель с введенными в него антикоррозийными добавками в виде фосфатов по трубам из забоев скважин на поверхность и обратно по замкнутому циклу. Для добычи газа из месторождений с высокой обводненностью пластов и низким пластовым давлением плотность комплексного органического растворителя изменяют для вытеснения пластовых вод вглубь пластов. Для увеличения объемов добычи нефтей одновременно с обработкой комплексным органическим растворителем призабойных зон всех добывающих скважин осуществляют глушение им всех нагнетательных скважин и вытесняют нефти в сторону добывающих скважин, при этом чередуют объемы закачки в нагнетательные скважины комплексного органического растворителя с объемами закачиваемых вслед за ним пластовых вод в соотношениях от 1:1 в начале закачки в пласты и до не менее 1:20 в конце по мере увеличения общего объема закачки в пласты этого состава. 2 ил.

В настоящем изобретении предложены способы обработки углеводородных текучих сред с целью уменьшения кажущейся вязкости углеводородных текучих сред, встречающихся в операциях с нефтью, уменьшения количества отложений в затрубном пространстве скважины или в трубопроводе. Способ уменьшения кажущейся вязкости углеводородной текучей среды, встречающейся в операциях с нефтью, включает: приведение в контакт углеводородной текучей среды с эффективным эмульгирующим количеством композиции, содержащей, по меньшей мере, один гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер, имеющий приведенную общую формулу. Способ уменьшения количества отложений в затрубном пространстве скважины или в трубопроводе включает: приведение в контакт углеводородной текучей среды, встречающейся в операциях с нефтью, внутри затрубного пространства или трубопровода с эффективным эмульгирующим количеством композиции, содержащей, по меньшей мере, один гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер, имеющий приведенную общую формулу. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение производительности и эффективности выделения нефти после транспортировки. 2 н. и 1 3 з.п. ф-лы, 4 табл., 7 пр., 3 ил.
Наверх