Устройство для предотвращения солеотложений в скважине



Устройство для предотвращения солеотложений в скважине
Устройство для предотвращения солеотложений в скважине

 


Владельцы патента RU 2535546:

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

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 нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для борьбы с солеотложением с целью повышения дебита скважин в условиях высокой минерализации попутно добываемых вод.

Известно магнитно-гидродинамическое устройство против солеотложения (патент RU №2386790, МПК E21B 37/00, опубл. 20.04.2010 г.), содержащее осесимметричную цепь аксиально намагниченных цилиндрических постоянных магнитов с цилиндрическими магнитными наконечниками, собранную на неферромагнитной штанге, проходящей через их осевые отверстия, с ориентацией магнитов одноименными полюсами навстречу друг к другу, и установленную на звездчатых стойках соосно внутри секции ферромагнитной трубы с зазором для протекания жидкости и создания в ней поперечного ее потоку неоднородного магнитного поля, при этом устройство имеет между каждым полюсом магнита и магнитным наконечником турбину из ферромагнита с лопастями с заостренными кромками, обращенными к стенке трубы, а концы штанги установлены в подшипниках, укрепленных соосно на звездчатых стойках, допускающих вращение всей магнитной сборки относительно трубы под действием потока протекающей жидкости.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, высокие финансовые и материальные затраты, связанные с привлечением бригады капитального или подземного ремонта скважин для извлечения насосного оборудования из скважины, спуска данного устройства с последующим его подъемом после отработки и спуском насосного оборудования для последующей эксплуатации добывающей скважин;

- во-вторых, низкая эффективность работы устройства, обусловленная слабой неоднородностью магнитного поля в направлении, поперечном к струе жидкости, и ослабление со временем магнитного поля в потоке жидкости, обусловленное замыканием полюсов постоянных магнитов ферромагнитным шламом, заносимым потоком жидкости, требующее периодической очистки магнитного устройства.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является устройство для очистки колонны лифтовых труб от отложений (патент RU №2452850, МПК E21B 37/06, опубл. 10.06.2012 г.), содержащее спущенную в скважину колонну лифтовых труб с глубинным насосом, при этом ниже глубинного насоса установлен трубчатый контейнер с открытым низом и армированная трубка для подачи химического реагента в контейнер с устья скважины, оснащенной выкидной линией с трубной задвижкой, установленной на верхнем конце лифтовой колонны труб, при этом контейнер предварительно покрывают изнутри теплоизоляционным составом, стойким к различным химическим реагентам, и на всю длину по осевой линии снабжают электронагревательным элементом, в частности греющим кабелем с переменной по длине мощностью, на внутренней стороне контейнера равномерно по его длине располагают датчики измерения температуры, электронагревательный элемент и датчики измерения температуры соединяют электрической связью со станцией управления на устье скважины для организации и контролирования процесса разогрева химического реагента в контейнере.

Недостатками устройства являются:

- во-первых, низкая надежность работы, связанная с повреждением греющего кабеля или армированной трубки в процессе проведения спускоподъемных операций или в процессе работы устройства, что приводит к выходу устройства из строя;

- во-вторых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей (электронагревательный элемент, датчики измерения температуры, греющий кабель и т.д.);

- в-третьих, высокие финансовые затраты на подготовку устройства к работе (монтаж устройства в скважине), связанные с привлечением бригады капитального или подземного ремонта скважин для спуска трубчатого контейнера с открытым низом ниже глубинного насоса и армированной трубки для подачи растворителя в контейнер с устья скважины. Кроме того, высокие материальные затраты на скважинное оборудование устройства: электронагревательный элемент, датчики измерения температуры, греющий кабель, армированную трубку;

- в-четвертых, сложный технологический процесс обслуживания устройства.

Технической задачей изобретения является упрощение конструкции и его обслуживания, а также повышение надежности работы устройства и снижение затрат по подготовке устройства к работе.

Поставленная техническая задача решается устройством для предотвращения солеотложений в скважине, содержащим спущенную в скважину колонну лифтовых труб с глубинным насосом, станцию управления, размещенную на устье скважины, устьевую арматуру, оснащенную выкидной линией с трубной задвижкой, установленную на верхнем конце лифтовой колонны труб.

Новым является то, что глубинный насос снизу оснащен хвостовиком, спущенным ниже интервала перфорации скважины, устьевая арматура оснащена двумя нагнетательными линиями, сообщенными с межколонным пространством скважины, причем первая нагнетательная линия оснащена штуцером, задвижкой и обвязана с насосным агрегатом, установленным на устье скважины, причем устройство оснащено манифольдной линией с задвижкой, гидравлически связывающей выкидную линию скважины со второй нагнетательной линией, оснащенной задвижной за манифольдной линией, при этом устройство оснащено двухпозиционным переключателем потока жидкости, соединенным со станцией управления, причем в первом положении двухпозиционный переключатель потока жидкости обеспечивает подачу химического реагента от первой нагнетательной линии в межколонное пространство скважины, а во втором положении переключатель потока жидкости соединяет выкидную линию с отбираемой из скважины жидкостью через манифольдную линию со второй нагнетательной линией.

Интенсификация процессов добычи путем заводнения нефтяных пластов позволяет резко увеличить нефтедобычу, однако наблюдаемое при этом опреснение пластовых вод приводит, на ряде месторождений, к образованию гипсовых отложений.

Гипс образуется на забое скважины, что приводит к тому, что интервал перфорации скважины перекрывается. В результате дебит скважины значительно снижается при росте обводненности. Скважина выходит в капитальный ремонт, что влечет за собой большие финансовые затраты, связанные с разбуриванием отложений гипса с целью очистки интервала перфорации и забоя скважины.

На фиг.1 и 2 схематично представлено устройство для предотвращения солеотложений в скважине.

Устройство для предотвращения солеотложений в скважине содержит спущенную в скважину 1 (см. фиг.1) колонну лифтовых труб 2 с глубинным насосом 3, например электроцентробежным насосом (ЭЦН), станцию управления 4, размещенную на устье скважины 1, а также устьевую арматуру 5, оснащенную выкидной линией 6 с трубной задвижкой 7.

Глубинный насос 3 снизу оснащен хвостовиком 8, спущенным ниже интервала перфорации 9 скважины 1.

Устьевая арматура 5 оснащена двумя нагнетательными линиями 10 и 11, сообщенными с межколонным пространством 12 скважины 1.

Первая нагнетательная линия 10 оснащена штуцером 13, задвижкой 14 и обвязана с насосным агрегатом 15, установленным на устье скважины 1. Штуцер 13 имеет калиброванный диаметр - d, который подбирается опытным, что позволяет установить необходимый расход дозирования химического реагента в межколонное пространство 12 скважины 1 в зависимости от объема химического регента, подлежащего закачке в скважину 1.

В качестве насосного агрегата 15, например, используют цементировочный агрегат ЦА-320.

Устройство оснащено манифольдной линией 16 с задвижкой 17, гидравлически связывающей выкидную линию 6 скважины 1 со второй нагнетательной линией 11, оснащенной задвижной 18 за манифольдной линией 16.

Устройство оснащено двухпозиционным переключателем 19 потока жидкости, соединенным со станцией управления 4.

В первом положении двухпозиционный переключатель 19 потока жидкости обеспечивает подачу химического реагента по первой нагнетательной линии 10 в межколонное пространство 12 скважины 1, по которому химический реагент попадает на солеотложения 20 на забое 21 скважины 1.

В качестве химического реагента для борьбы с солеотложением используют любой известный ингибитор. Например, применяют ингибитор солеотложений СНПХ-5312Т, предназначенный для защиты скважины и нефтепромыслового оборудования от отложений сульфата кальция в условиях высокой минерализации попутно добываемых вод.

Удельный расход ингибитора составляет 5-30 грамм на одну тонну отбираемой глубинным насосом 3 из скважины 1 продукции. В зависимости от степени минерализации промысловых вод СНПХ-5312Т предотвращает отложения сульфата бария при концентрации 10-30 мг/дм3.

Во втором положении (см. фиг.2) переключатель потока жидкости соединяет выкидную линию 6 с отбираемой из скважины жидкостью через манифольдную линию 16 со второй нагнетательной линией 11.

Устройство для предотвращения солеотложений в скважине работает следующим образом.

Перед началом эксплуатации скважины 1 (см. фиг.1) на конце глубинного насоса 3 спускают хвостовик 8, например, состоящий из насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, так, чтобы нижний конец хвостовика 8 находился ниже интервала перфорации 9.

Оснащение глубинного насоса 3 хвостовиком 8, нижний конец которого размещен ниже интервала перфорации 9 скважины 1, позволяет снизить процесс солеобразования в процессе эксплуатации скважины 1 в интервале перфорации 9 скважины 1.

Затем спускают колонну лифтовых труб 2, например колонну насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм. Монтируют устьевую арматуру и запускают скважину 1 в эксплуатацию.

В процессе отбора продукции из скважины 1 в условиях высокой минерализации попутно добываемых вод, происходит отложение гипса 20 на забое 21 скважины 1, при этом дебит скважины 1 значительно снижается, а обводненность добываемой продукции возрастает.

Предлагаемое устройство позволяет обработать скважину 1 химическим реагентом без привлечения бригад КРС и предотвратить образование солей гипса и выпадения его кристаллов на забой 21 скважины 1.

С целью исключения привлечения бригады капитального ремонта и очистки забоя скважины от солеотложений на устье скважины 1 монтируют предлагаемое устройство, как показано на фиг.1.

Останавливают глубинный насос 3 и закрывают задвижки 7, 17, 18 и открывают задвижку 14.

Сигналом со станции управления 4 устанавливают двухпозиционный переключатель 19 потока жидкости в первой положение.

Запускают в работу насосный агрегат 15, который подает ингибитор солеотложений СНПХ-5312Т (химический реагент) по первой нагнетательной линии 10, через штуцер 13 в межколонное пространство 12 скважины 1, по которому опускается на солеотложения (гипсовые) 20, образованные на забое 21 скважины 21, с которыми вступает в химическую реакцию.

Закачку химического реагента с помощью насосного агрегата 15 в межколонное пространство 12 скважины 1 с заданным расходом через штуцер 13 продолжают до израсходования заданного объема химического реагента, например, в течении одного часа, после чего отключают насосный агрегат 15.

Далее закрывают задвижку 14 и открывают задвижки 7 и 17, при этом задвижка 18 остается закрытой.

Запускают в работу глубинный насос 3, который отбирает жидкость, т.е. смесь продукции пласта и химической реакции продуктов солеотложения (гипса) из интервала перфорации 9 через хвостовик 8 по лифтовой колонне труб 2 через выкидную линию 6, двухпозиционный переключатель 19 потока жидкости, манифольдную линию 16 и вторую нагнетательную линию 11 в межколонное пространства 12 скважины 1, по которому жидкость опускается на забой 21 скважины 1. Таким образом, глубинный насос 3 работает «сам на себя», например, в течение 24 часов.

В течение этого времени происходит замкнутая циркуляция жидкости. В результате ингибитор солеотложений СНПХ-5312Т полностью растворяет солеотложения 20, образованные на забое 21 (см. фиг.2). В результате забой скважины и интервалы перфорации 9 остаются открытыми.

Такую обработку достаточно проводить 4 раза в год, т.е. ежеквартально, что позволит увеличить межремонтный период работы скважины.

Предлагаемое устройство имеет простую конструкцию, а также легкое и простое в обслуживании, так как все технологические параметры устройства регулируются на устье скважины. Также предлагаемое устройство имеет высокую надежность, так как для предотвращения солеотложений в скважине не надо производить спускоподъемные операции для монтажа устройства в скважине, что может привести к повреждению устройства, при этом исключаются затраты на скважинное оборудование устройства: электронагревательный элемент, датчики измерения температуры, греющий кабель, армированную трубку. Для монтажа устройства на скважине не нужно привлекать бригаду капитального ремонта, вследствие чего снижаются затраты на подготовку устройства к работе.

Устройство для предотвращения солеотложений в скважине, содержащее спущенную в скважину колонну лифтовых труб с глубинным насосом, станцию управления, размещенную на устье скважины, устьевую арматуру, оснащенную выкидной линией с трубной задвижкой, установленную на верхнем конце лифтовой колонны труб, отличающееся тем, что глубинный насос снизу оснащен хвостовиком, спущенным ниже интервала перфорации скважины, устьевая арматура оснащена двумя нагнетательными линиями, сообщенными с межколонным пространством скважины, причем первая нагнетательная линия оснащена штуцером, задвижкой и обвязана с насосным агрегатом, установленным на устье скважины, причем устройство оснащено манифольдной линией с задвижкой, гидравлически связывающей выкидную линию скважины со второй нагнетательной линией, оснащенной задвижной за манифольдной линией, при этом устройство оснащено двухпозиционным переключателем потока жидкости, соединенным со станцией управления, причем в первом положении двухпозиционный переключатель потока жидкости обеспечивает подачу химического реагента от первой нагнетательной линии в межколонное пространство скважины, а во втором положении переключатель потока жидкости соединяет выкидную линию с отбираемой из скважины жидкостью через манифольдную линию со второй нагнетательной линией.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

Изобретение относится к горнодобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи углеводородов и обеспечение бесперебойной работы скважин без остановок добычи на время ремонтов.

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.

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 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.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений. Состав содержит поверхностно-активное вещество на основе полимера окиси этилена - реагент ИТПС 806 марка Б 0,1-5,0 мас.% и смесь алифатических и ароматических углеводородов в виде реагента ИТПС 010 марка А - остальное. Изобретение обеспечивает высокую растворяющую, диспергирующую и моющую активность состава по отношению к асфальтеносмолопарафиновым отложениям различного типа, а также снижение вязкости нефти в обрабатываемой зоне. 4 табл., 4 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для предотвращения отложений солей на нефтепромысловом оборудовании. Регулировку расхода реагента осуществляют на устье скважины установкой дозировочной электронасосной, соединенной на устье скважины с капиллярным трубопроводом. В процессе спуска в скважину насоса на колонне труб нижний конец капиллярного трубопровода оснащают распылителем с регулируемым обратным клапаном. Капиллярный трубопровод состоит из одной капиллярной трубки с двухслойной проволочной оплеткой. Колонну труб спускают так, чтобы распылитель находился напротив подошвы пласта. После спуска в скважину запускают насос в работу и начинают добычу продукции. На устье осуществляют отбор пробы добываемой продукции, производят анализ пробы на содержание ионов кальция в попутно добываемой воде. В зависимости от результата анализа по капиллярному трубопроводу в призабойную зону пласта дозируют реагенты, в качестве которых применяют соответствующие ингибиторы солеотложений с соответствующим расходом. Периодически производят отбор пробы добываемой продукции на устье и ее анализ. При содержании ионов кальция в попутно добываемой воде свыше 100 мг/л расход ингибитора, дозируемого в капиллярный трубопровод, повышают на 10-20% от первоначального значения до достижения содержания ионов кальция в попутно добываемой воде ниже 100 мг/л. Повышается эффективность предотвращения отложений. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к семействам ингибиторов солевых отложений и их применению в интенсификации притока из нефтяного месторождения. Способ обеспечения ингибирования образования солевых отложений в нефтяном месторождении, включающий стадии: a) введения по меньшей мере двух входящих потоков жидкости по меньшей мере в две продуктивные зоны нефтедобывающей скважины, соединенной с нефтяным месторождением, или по меньшей мере в две различные нефтедобывающие скважины, из которых по меньшей мере два выходящих потока из двух зон или скважин объединяют перед извлечением с ингибитором солевых отложений, содержащим детектируемые группировки, вводимым в нефтяное месторождение(я) и/или в жидкость, причем применяют два различных ингибитора солевых отложений, каждый из которых предназначен для каждой из двух зон или скважин, указанные е ингибиторы содержат различные детектируемые группировки по их максимумам поглощения, которые различают аналитическим способом на поглощение; b) вытеснения нефти, c) извлечения выходящего потока жидкости, содержащей нефть, d) измерения количеств различных ингибиторов в извлеченном потоке жидкости аналитическим способом на поглощение или жидкости, полученной из него, и e) необязательно решения проблемы образования солевых отложений, которая возникает в зоне или скважине, для которой предназначен ингибитор солевых отложений, если количество ингибитора солевых отложений меньше указанной величины, где один из двух ингибиторов представляет собой указанный полимер и другой ингибитор представляет собой другой указанный полимер. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности ингибирования. 3 н. и 4 з.п. ф-лы, 6 табл., 10 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и предназначено для предупреждения отложения солей на нефтепогружном оборудовании. Контейнер содержит по крайней мере один цилиндрический корпус с перфорациями, снабженный верхней крышкой с отверстием, нижней крышкой и заполненный порошкообразным реагентом ниже уровня перфораций с образованием свободной полости. Перфорации расположены окружными рядами, распределенными по всей длине корпуса. Перфорации во всех рядах за исключением ближнего к верхней крышке ряда перекрыты растворимыми пробками. Повышается равномерность дозирования реагента. 3 ил.

Группа изобретений относится к области нефтедобычи, в частности к способам регулируемой подачи реагентов в скважину и наземному оборудованию. Способ включает размещение устройства с реагентом в стволе скважины или во внутритрубном пространстве поверхностного нефтепромыслового оборудования, растворение реагента добываемой жидкостью. В качестве устройства для подачи реагента, выполненного в виде контейнера, состоящего из секций и вторичных регулируемых дозирующих механизмов. В каждой секции контейнера расположены один или несколько картриджей с реагентом. Картридж с торцов закрыт заглушками с регулируемыми первичными дозирующими механизмами или с одного торца глухой заглушкой, а со второго - заглушкой с регулируемыми первичными дозирующими механизмами. Картриджи закреплены посредством фиксирующих механизмов. Регулируемые вторичные дозирующее механизмы расположены в той части секций контейнера, которая образуется между регулируемыми первичными дозирующими механизмами и глухой заглушкой секции контейнера или концом секции контейнера или другим картриджем. Повышается удобство дозирования, обеспечивается технологичность устройства, исключаются потери реагента в процессе транспортировки. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.
Наверх