Устройство для подачи реагента в скважину



Устройство для подачи реагента в скважину
Устройство для подачи реагента в скважину
Устройство для подачи реагента в скважину

 


Владельцы патента RU 2524579:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

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 нефтепогружному оборудованию, а именно к устройствам для подачи химических реагентов в скважинную жидкость.

Известно устройство для подачи ингибитора, содержащее цилиндрический корпус, имеющий в верхней части отверстия, расположенные в верхнем и нижнем рядах, и ингибитор, размещенный в корпусе ниже отверстий, причем оси отверстий рядов направлены под углом и сходятся внутри корпуса (патент RU №2382177, МПК E21B 37/06, 2010 г.).

Недостатками данного устройства являются:

- невысокая точностью дозирования реагента;

- низкая адаптационная способность к внутрискважинным условиям;

- низкий ресурс работ.

Известно устройство для подачи реагента (патент RU №2386791, МПК E21B 37/06, 2008 г.), выполненное в виде соединенных между собой по торцам с помощью муфт секций, каждая из которых представляет собой полый цилиндрический контейнер, включающий расположенные в его торцах камеры смешения, снабженные отверстиями для гидравлической соединения со скважиной и отделенные от полости, заполненной реагентом, дозирующими фильтрами из пластиковых или металлических сеток

Недостатками данного устройства являются:

- низкая точность дозирования реагента из-за заклинивания ячеек дозирующих фильтров механическими примесями, попадающими в камеры смешения со скважинной жидкостью;

- сложность настройки дозирующих фильтров под проявляющиеся осложняющие факторы в скважине;

трудоемкость формирования наклонных отверстий в длинномерных цилиндрических контейнерах.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является устройство для подачи реагента в скважину (патент RU №2472922 МПК E21B 37/06, опубл. 20.01.20013 г., бюл №2), содержащее соединенные по торцам с помощью муфт цилиндрические контейнеры с реагентом, камеры смешения с отверстиями и фильтры-дозаторы, при этом верхние торцы цилиндрических контейнеров перекрыты фильтрами-дозаторами, а нижние торцы - заглушками, камеры смешения и фильтры-дозаторы расположены в муфтах, имеющих, по крайней мере, по одному ряду входных и выходных отверстий.

Недостатками данного устройства являются:

- низкое качество смешивания реагента со скважинной жидкостью в камере смешения;

- низкая эффективность работы устройства, связанная с тем, что основной поток скважинный жидкости не попадает в камеру смешения через входные отверстия, а перетекает снизу вверх за козырьками;

- низкая точность дозирования реагента, так как дозирование реагента происходит по всей наружной площади фильтра-дозатора.

Технической задачей изобретения являются повышения качества смешивания реагента в камере смешения и точности дозирования реагента в скважинную жидкость, а также повышение эффективности работы устройства.

Поставленная техническая задача решается устройством для подачи реагента в скважину, содержащим соединенные по торцам с помощью муфт цилиндрические контейнеры с реагентом, верхние торцы цилиндрических контейнеров перекрыты фильтрами-дозаторами, а нижние торцы - заглушками, камеры смешения и фильтры-дозаторы, расположенные в муфтах, имеющих, по одному ряду входных и выходных отверстий.

Новым является то, что муфты снаружи оснащены уплотнительными манжетами, фильтры-дозаторы помещены в цилиндрический корпус, оснащенный сверху калиброванным отверстием, причем выше фильтра-дозатора в муфте установлен струйный насос, а ниже струйного насоса в муфте установлен эжектор, сообщенный с рядом входных отверстий муфт патрубками, при этом камера смешения расположена в муфте на выходе струйного насоса, причем выше струйного насоса в муфте размещены диафрагмы с центральными щелевыми отверстиями, при этом каждое щелевое отверстие последующей диафрагмы смещено на угол 25-30° по направлению часовой или против часовой стрелки, причем проходные сечения щелевых отверстий диафрагм выполнены уменьшающимися снизу вверх.

Площади сечения входных и выходных отверстий в муфте совпадают. Выполнение отверстий на муфте, имеющих существенно меньшую длину по сравнению с контейнером, улучшает технологичность изготовления заявляемого устройства дозирования реагента в целом.

Фильтр-дозатор может быть выполнен из профилированной проволоки, или из пористого спеченного материала, или из металлической или полимерной сетки. Гидравлическая связь камеры смешения со скважиной и полостью контейнера осуществляется через отверстия в муфте и фильтр-дозатор соответственно.

Точность дозирования реагента определяется диаметром проходного сечения калиброванного отверстия цилиндрического корпуса фильтра-дозатора, что повышает точность дозирования химического реагента в скважинную жидкость в сравнении с прототипом.

В устройстве могут применяться реагенты различного химического состава и агрегатного состояния, которые подбираются с учетом внутрискважинных условий.

На фигуре 1 схематично изображено заявляемое устройство для подачи реагента в скважину.

На фигуре 2 и 3 схематично изображены поперечные разрезы диафрагмы с щелевыми отверстиями.

Устройство для подачи реагента в скважину содержит набор цилиндрических контейнеров 1 (см. фиг.1), нижние торцы которых перекрыты заглушками 2, а верхние торцы - фильтрами-дозаторами 3. Контейнеры 1 заполнены реагентом 4, состав и агрегатное состояние которого подбираются с учетом температуры, обводненности и химического состава добываемой жидкости. Контейнеры 1 соединены друг с другом с помощью муфт 5, на цилиндрической поверхности которых выполнен ряд нижних входных 6 и верхних выходных 7 отверстий. Площади сечения входных 6 и выходных 7 отверстий совпадают, при этом диаметр и количество указанных отверстий подбираются в зависимости от подачи жидкости и необходимого содержания в ней химического реагента. Например, выполняют по 8 отверстий диаметром 5 мм как для входных 6, так и выходных 7 отверстий муфты 5.

Муфты 5 снаружи оснащены уплотнительными манжетами 8, выполненными из резины, например в количестве 3 штук. Благодаря плотному взаимодействию уплотнительных манжет со стенками скважины весь поток скважинной жидкости направляется через входные отверстия 6 муфт 5 в камеру смешения 9, что позволяет повысить эффективность работы устройства, так как химический реагент смешивается во всем объеме скважинной жидкости и позволяет исключить отложение солей на рабочих органах электроцентробежного насоса и скважинного оборудования.

Фильтры-дозаторы 3 помещены в цилиндрический корпус 10 с калиброванным отверстием 11 сверху. Диаметр проходного сечения калиброванного отверстия 11 зависит от химического состава реагента, его вязкости и агрегатного состояния и подбирается опытным путем на лабораторной установке, например диаметр калиброванного отверстия 11 составляет 4 мм.

Выше калиброванного отверстия 11 цилиндрического корпуса 10 фильтра-дозатора 3 в муфте 5 установлен струйный насос 12. Ниже струйного насоса 12 в муфте 5 установлен эжектор 13. Ряд входных отверстий 6 муфт 5 сообщен с эжектором 13 патрубками 14.

Выше струйного насоса 12 в муфте 5 размещены диафрагмы 15'; 15";… 15n с центральными щелевыми отверстиями 16'; 16";… 16n, при этом каждое щелевое отверстие 16'; 16";… 16n последующей диафрагмы 15'; 15";.... 15" смещено на угол 25-30° по направлению часовой или против часовой стрелки, например на угол α=25° по направлению часовой стрелки. Проходные сечения щелевых отверстий 16'; 16";… 16n диафрагм 15'; 15";… 15n выполнены уменьшающимися снизу вверх.

Камера смешения 9 расположена в муфте 5 на выходе струйного насоса 12.

Устройство для подачи реагента работает следующим образом.

Заполненные реагентом 4 (см. фиг.1) цилиндрические контейнеры 1 с закрытыми заглушками торцами транспортируют на скважину (на фиг.1 и 2 не показано). При спуске в скважину контейнеры 1 соединяют друг с другом муфтами 5 с одновременной установкой на них фильтров-дозаторов 3. Типоразмер последних определяется необходимой точностью и продолжительностью дозирования реагента с учетом конкретных внутрискважинных условий. Количество контейнеров 1 в спускаемом устройстве задается дебитом скважины.

При включении погружного насоса (на фиг.1 и 2 не показано) скважинная жидкость течет снизу вверх вдоль устройства для подачи реагента. При этом благодаря уплотнительным манжетам 8, взаимодействующим со стенками скважины, весь поток скважинной жидкости через входные отверстия 6 муфты 5 патрубки 14 и эжектор 13 попадает на вход струйного насоса 12.

Сюда же через калиброванное отверстие 11 цилиндрического корпуса 10 фильтра-дозатора 3 поступает концентрированный раствор реагента 4 из контейнера 1.

На входе в струйный насос 12 создается пониженное давление и образуется камера низкого давления 17 за счет высокой скорости потока скважинной жидкости в эжекторе 13 и резким ее падением при выходе из эжектора 13, а поскольку камера низкого давления 17 сообщена с калиброванным отверстием цилиндрический корпус 10 фильтры-дозатора 3, то через калиброванное отверстие 11 происходит всасывание химического реагента из контейнера 1. Поток скважинной жидкости совместно с химическим реагентом попадают в струйный насос 12, причем на выходе струйного насоса 12 в камере смешения 9 происходит распределение реагента во всем объеме скважинной жидкости.

Далее из камеры смешения 9 скважинная жидкость, предварительно перемешанная с химическим реагентом, проходит сквозь щелевые отверстия 16'; 16";… 16n, соответствующих диафрагм 15'; 15";… 15n в муфте 5, при этом химический реагент интенсивно перемешивается в скважинной жидкости за счет резкого сужения в диафрагмах 15'; 15";… 15n и резкого расширения за диафрагмами 15'; 15";… 15n.

Благодаря тому, что каждое щелевое отверстие последующей диафрагмы смещено на угол α=25° (см. фиг.2 и 3) по направлению часовой стрелки исключаются «мертвые зоны» за диафрагмами 15'; 15";… 15n и провидит к завихрению потока жидкости при интенсивном перемешивании скважинной жидкости с химическим реагентом.

Выполнение проходных сечений щелевых отверстий диафрагм 15'; 15";… 15n уменьшающимися снизу вверх позволяют стабилизировать поток перемешанной жидкости.

Перемешанный поток скважинной жидкости с химическим реагентом, движущийся вверх вдоль муфты 5, создает в выходных отверстиях 7 вихревое течение. Под их действием насыщенная реагентом скважинная жидкость вытекает через выходные отверстия муфты 5 в затрубное пространство, поднимаясь по которому попадает на прием погружного насоса. Благодаря наличию реагента предотвращается отложение солей на рабочих органах насоса и скважинном оборудовании.

Предложенное устройство для подачи реагента в скважину позволяет повысить качество смешивания реагента в камере смешения, а также повысить точность дозирования реагента в скважинную жидкость и эффективность работы устройства.

Устройство для подачи реагента в скважину, содержащее соединенные по торцам с помощью муфт цилиндрические контейнеры с реагентом, верхние торцы цилиндрических контейнеров перекрыты фильтрами-дозаторами, а нижние торцы - заглушками, камеры смешения и фильтры-дозаторы, расположенные в муфтах, имеющих, по крайней мере, по одному ряду входных и выходных отверстий, отличающееся тем, что муфты снаружи оснащены уплотнительными манжетами, фильтры-дозаторы помещены в цилиндрический корпус, оснащенный сверху калиброванным отверстием, причем выше фильтра-дозатора в муфте установлен струйный насос, а ниже струйного насоса в муфте установлен эжектор, сообщенный с рядом входных отверстий муфт патрубками, при этом камера смешения расположена в муфте на выходе струйного насоса, причем выше струйного насоса в муфте размещены диафрагмы с центральными щелевыми отверстиями, при этом каждое щелевое отверстие последующей диафрагмы смещено на угол 25-30° по направлению часовой или против часовой стрелки, причем проходные сечения щелевых отверстий диафрагм выполнены уменьшающимися снизу вверх.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и направлено на повышение эффективности эксплуатации скважинных глубинных электроцентробежных насосов, осложненных образованием асфальтосмолопарафиновых отложений на рабочих органах насоса.

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.

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.

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.

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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. .

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

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.

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 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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения коррозии и отложений на оборудовании. Устройство содержит установку дозировочную электронасосную, линию нагнетания в виде жесткого шланга, соединенную с помощью устройства ввода, выполненного в устьевой арматуре с капиллярным трубопроводом, проходящим по наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб и насосного агрегата, на нижнем конце которого размещены подвесное устройство, распылитель и центратор. Устройство ввода капиллярного трубопровода смонтировано в боковом отводе устьевой арматуры в виде патрубка с заглушкой, оснащенной центральным каналом. Снаружи канал заглушки сообщен с линией нагнетания, а изнутри - с верхним концом капиллярного трубопровода, имеющим возможность герметизации в заглушке. Между боковым отводом и заглушкой патрубок оснащен отводом с угловым вентилем. Капиллярный трубопровод выполнен в виде полимерного армированного кабеля и в подвесном устройстве соединен с полой штангой, жестко присоединенной сверху к подвесному устройству. На нижнем конце полой штанги установлен распылитель, оснащенный регулируемым обратным клапаном. Повышается надежность, эффективность, снижается металлоемкость. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может применяться для очистки скважин от асфальтосмолопарафиновых отложений. Колонну труб спускают в скважину на глубину от 1 до 10 м от забоя, к первой затрубной задвижке монтируют нагнетательную линию и обвязывают ее с насосным агрегатом и автоцистернами с реагентом и технологической жидкостью.Насосным агрегатом по нагнетательной линии закачивают в затрубное пространство растворитель, одновременно вытесняя скважинную жидкость через колонну труб в нефтепровод и не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну. Отсоединяют от насосного агрегата автоцистерну с реагентом и подсоединяют к нему автоцистерну с технологической жидкостью, насосным агрегатом подают технологическую жидкость в нагнетательную линию в объеме 1,0 м3 и прокачивают реагент из нагнетательной линии в затрубное пространство скважины. Оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 6 ч, закрывают задвижку на нефтепроводе и обвязывают первую затрубную задвижку с автоцистерной с растворителем. Промывают ствол скважины по замкнутому кругу в три цикла. Открывают вторую трубную задвижку, открывают задвижку на нефтепроводе и отсоединяют от насосного агрегата автоцистерну с реагентом и подсоединяют к нему автоцистерну с технологической жидкостью, промывают ствол скважины от растворителя технологической жидкостью, вытесняя его в нефтепровод и не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну и нефтепровод. Повышается эффективность очистки, сокращается длительность процесса, повышается культура производства. 2 ил.

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для борьбы с солеотложением. Устройство содержит колонну лифтовых труб с глубинным насосом, станцию управления на устье скважины, устьевую арматуру, оснащенную выкидной линией с трубной задвижкой, установленную на верхнем конце лифтовой колонны труб. Глубинный насос снизу оснащен хвостовиком, спущенным ниже интервала перфорации. Устьевая арматура оснащена двумя нагнетательными линиями, сообщенными с межколонным пространством скважины. Первая линия оснащена штуцером, задвижкой и обвязана с насосным агрегатом на устье скважины. Устройство оснащено манифольдной линией с задвижкой, гидравлически связывающей выкидную линию скважины со второй линией, оснащенной задвижной за манифольдной линией. В первом положении двухпозиционный переключатель потока жидкости обеспечивает подачу химического реагента от первой нагнетательной линии в межколонное пространство скважины. Во втором положении переключатель соединяет выкидную линию с отбираемой из скважины жидкостью через манифольдную линию со второй нагнетательной линией. Повышается надежность, упрощается конструкция. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для очистки скважин. На устье монтируют нагнетательную линию, проходящую через теплообменное устройство, которое обвязывают с паропередвижной установкой и автоцистернами с растворителем и технологической жидкостью, обвязанными с насосным агрегатом. Одновременно запускают в работу паропередвижную установку и насосный агрегат, заполняют эксплуатационную колонну и спущенную в нее колонну насосно-компрессорных труб растворителем, подогретым в теплообменном устройстве до температуры 75-80°C. Температуру растворителя на выходе из теплообменного устройства поддерживают путем изменения расхода насосного агрегата, подающего растворитель из автоцистерны, при постоянных значениях температуры и расхода пара, создаваемых паропередвижной установкой на ее выходе. Процесс заполнения растворителем производят с одновременным вытеснением в нефтепровод скважинной жидкости. По окончании заполнения растворителем прекращают подачу пара в теплообменное устройство, насосным агрегатом подают технологическую жидкость в нагнетательную линию в объеме 1,0 м3 и прокачивают растворитель в скважину. Оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 4 ч, после чего запускают в работу глубинный насос в режиме циркуляции, запускают скважину в эксплуатацию и откачивают отработанный растворитель в нефтепровод. Повышается эффективность и надежность обработки, сокращается продолжительность, повышается культура производства. 1 ил.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть применено для разработки трудноизвлекаемых залежей газа. Способ включает бурение основного ствола, спуск эксплуатационной колонны, проведение геофизических исследований, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте. При этом основной ствол бурят с заданным зенитным углом, обсаживают его эксплуатационной колонной, в которой предварительно вырезано окно в алюминиевой оболочке для бурения и заканчивания бокового ствола меньшего диаметра. Продуктивные участки стволов бурят пологими и оснащают фильтрами соответствующих диаметров. Производят одновременный спуск сдвоенной лифтовой колонны насосно-компрессорных труб на основной и боковой горизонты, изолируя их между собой пакером выше кровли нижнего продуктивного горизонта, и осуществляют раздельную эксплуатацию горизонтов по отдельным колоннам насосно-компрессорных труб. При эксплуатации скважины осуществляют подачу метанола в автоматическом режиме с установленным расходом в трубное пространство основного ствола и затрубное пространство бокового ствола. Технический результат заключается в повышении эффективности разработки многопластовых месторождений, залежи которых гидродинамически не связаны между собой. 2 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - улучшение очистки затрубного пространства перед размещением цементных растворов или во время фазы заканчивания, абразивная очистка всего мягкого материала, присутствующего в затрубном пространстве, в частности, гелеобразной глинистой массы и глинистой корки, без применения дополнительного оборудования и без повреждения металлических деталей. Промывочная текучая среда для удаления отложений со стенки подземной буровой скважины включает жидкий носитель, имеющий вязкость, близкую к вязкости воды, и способный к перекачиванию по стенке буровой скважины в режиме турбулентного течения, и дисперсный компонент, диспергированный в жидком носителе и включающий сферические частицы, имеющие размер по меньшей мере 100 микрон и плотность, варьирующую от 0,8 до 1,3 г/см3, причем дисперсный компонент составляет 1-10% по объему от текучей среды. Способ удаления отложений со стенки подземной буровой скважины включает стадию, в которой нагнетают указанную выше текучую среду над стенкой буровой скважины так, чтобы создавать турбулентное течение, по меньшей мере, в области отложений. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 5 ил.
Изобретение относится к области нефтегазодобычи. Технический результат - повышение эффективности и технологичности удаления кольматирующих образований из призабойной зоны продуктивного ствола скважин, в том числе пологих и горизонтальных, после использования технологической жидкости, содержащей высокомолекулярные соединения и кольматанты. В способе производят закачку в скважину кислотного технологического состава, выдержку его на реакции с последующим удалением из пласта продуктов реакции. До закачки в скважину кислотного технологического состава после последнего спуска бурового инструмента для промывки ствола скважины перед освоением в буровой раствор, содержащий высокомолекулярные соединения и кольматант, используемый для вскрытия и промывки продуктивного пласта, по циркуляции вводят смесь неионогенного поверхностно-активного вещества с сульфаминовой кислотой при массовом соотношении 0,003-0,005:1 в количестве 1-3 мас.%. Затем после последнего подъема бурового инструмента из скважины и спуска насосно-компрессорных труб осуществляют замещение указанного бурового раствора на кислотный технологический состав и выдерживают последний на реакции не менее четырех часов. В качестве кислотного технологического состава используют состав, содержащий, мас.%: перекисное соединение 0,5-3,0; сульфаминовую кислоту 5,0-10,0; неионогенное поверхностно-активное вещество 0,005-0,02; минерализованную воду остальное. Плотность указанного технологического состава равна плотности используемого при вскрытии продуктивного пласта скважины бурового раствора или отличается от него не более чем на 10%. 6 з.п. ф-лы, 4 табл., 2 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при выборе эффективных растворителей для удаления отложений парафина. Способ включает отбор из нефтяного оборудования образцов отложений, определение группового состава и типа отложений, процедуру предварительного смешивания пустых бюксов, приготовления в этих бюксах 10% растворов нефтяного парафина, где в качестве растворителей выступают различные углеводороды и их композиции, доведение до постоянно веса в сушильном шкафу бюксов с содержимым. Исследования проводят с использованием нефтяного парафина марки В2, дополнительно определяют температуру плавления чистого парафина и парафина после обработки различными углеводородами методом дифференциальной сканирующей калориметрии и оценивают эффективность растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений. Повышается точность оценки эффективности реагентов для удаления парафиновых отложений. 1 ил.
Наверх