Способ предотвращения солеотложения на нефтепромысловом оборудовании



Способ предотвращения солеотложения на нефтепромысловом оборудовании
Способ предотвращения солеотложения на нефтепромысловом оборудовании

 


Владельцы патента RU 2550615:

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

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 нефтяной промышленности и может быть использовано для предотвращения отложений солей на нефтепромысловом оборудовании при добыче нефти.

Известен способ защиты скважинного оборудования от образования твердых осадков (патент RU №1462873, МПК Е21В 43/00, опубл. 20.01.2000 г. в бюл. №2), включающий периодическую закачку расчетного количества ингибитора через добывающую скважину в пласт, продавку оторочки ингибитора буферной жидкостью, выдержку скважины для адсорбции ингибитора минеральным скелетом пласта, пуск скважины в эксплуатацию, отбор проб добываемой жидкости с устья скважины, их анализ на содержание ингибитора в продукции и определение времени последующей закачки ингибитора в пласт, при этом с целью повышения эффективности способа и экономии ингибитора за счет повышения точности и экспрессности определения времени последующей закачки ингибитора, расчетное количество ингибитора перед его закачкой в пласт метят индикатором - тритием - до доведения удельной активности ингибитора до пределов 7,4·108-7,4·109 Бк/кг, после отбора проб добываемой жидкости определяют в них удельную активность трития и последующую закачку ингибитора осуществляют при достижении удельной активностью величины, равной:

qi=aмин·Cm,

где qi - определяемая удельная активность трития в пробах добываемой жидкости, Бк/л;

амин - минимальное содержание ингибитора, при котором еще имеет место эффект защиты, кг/л;

Cm - массовая удельная активность закачиваемого ингибитора, Бк/кг.

Недостатки способа:

- во-первых, закачка и продавка ингибитора производятся непосредственно в пласт, причем при превышении объема ингибитора в процессе проведения технологических операций возможны разрушение призабойной зоны пласта и ее кольматация и, как следствие, снижение проницаемости призабойной зоны пласта, что чревато снижением темпа отбора нефти из добывающих скважин;

- во-вторых, низкая эффективность борьбы с отложениями на нефтепромысловом оборудовании, связанная с тем, что количество ингибитора, необходимого для закачки в призабойную зону скважины для эффективной борьбы с отложениями, определяется теоретическим путем по расчетной формуле, которая имеет погрешность, кроме того, в процессе продавки возможны перепродавка или недопродавка расчетного количества ингибитора в пласт, т.е. невозможно проконтролировать объем закачанного в пласт ингибитора;

- в-третьих, высокие финансовые и материальные затраты на реализацию способа, так как согласно порядку реализации способа необходимо проводить периодическую закачку ингибитора в пласт, а для этого каждый раз необходимо привлекать бригаду подземного или капитального ремонта скважины, извлечь из скважины эксплуатационное оборудование (трубы, насос, штанги при эксплуатации с помощью штангового глубинного насоса), спустить в скважину колонну труб, закачать по ней в пласт ингибитор, извлечь ее, а затем спустить в скважину эксплуатационное оборудование;

- в-четвертых, непродолжительное действие ингибитора, закачанного в призабойную зону скважины по колонне труб, так как в процессе последующего отбора нефти ингибитор выносится из скважины вместе с отбираемой нефтью и на нефтепромысловом оборудовании вновь образуются отложения.

Известен способ предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании (патент RU №2087677, МПК E21B 37/06, опубл. 20.08.1997 г.), включающий последовательную закачку по колонне труб, спущенной в скважину, в призабойную зону ингибитора солеотложения, содержащего, % мас: нитрилотриметилфосфоновую кислоту - 4,97-13,57; соляную кислоту - 11, 24-23,74 и воду - остальное, и гидрофильной продавочной жидкости, при этом перед гидрофильной продавочной жидкостью в призабойную зону скважины дополнительно закачивают щелочь.

Недостатки способа:

- во-первых, закачку и продавку ингибитора в призабойную зону скважины производят последовательно в виде нескольких составов, причем при превышении объема одного из составов, например соляной кислоты, в процессе проведения технологических операций возможны разрушение призабойной зоны пласта и ее кольматация и, как следствие, снижение проницаемости призабойной зоны пласта, что чревато снижением темпа отбора нефти из добывающих скважин;

- во-вторых, низкая эффективность борьбы с отложениями на нефтепромысловом оборудовании, связанная с тем, что количество ингибитора, необходимого для закачки в призабойную зону скважины для эффективной борьбы с отложениями, определяется теоретическим путем по расчетной формуле, которая имеет погрешность, кроме того, в процессе продавки возможны перепродавка или недопродавка расчетного количества ингибитора в пласт, поэтому необходимо точно замерять объем продавки;

- в-третьих, высокие финансовые и материальные затраты на реализацию способа, так как согласно порядку реализации способа необходимо проводить периодическую закачку ингибитора в пласт, а для этого каждый раз необходимо привлекать бригаду подземного или капитального ремонта скважины, извлечь из скважины эксплуатационное оборудование (трубы, насос, штанги при эксплуатации с помощью штангового глубинного насоса), спустить в скважину колонну труб, закачать по ней в пласт ингибитор, извлечь колонну труб, а затем спустить в скважину эксплуатационное оборудование;

- в-четвертых, непродолжительное действие ингибитора, закачанного в призабойную зону скважины по колонне труб, так как в процессе последующего отбора нефти ингибитор выносится из скважины вместе с отбираемой нефтью и на нефтепромысловом оборудовании вновь образуются отложения, т.е. ингибитор позволяет растворить существующие отложения, но после этого образуются новые отложения (временная мера).

Наиболее близким по технической сущности является способ химической защиты скважинного оборудования от коррозии, парафиноотложения, солеотложения и сульфатвосстанавливающих бактерий (патент RU №2260677, МПК E21B 37/06, опубл. 20.09.2005 г.), включающий спуск в скважину насоса на колонне труб с капиллярным трубопроводом, отбор продукции скважины с помощью насоса по колонне труб с одновременной регулируемой дозированной подачей химических реагентов через капиллярный трубопровод, состоящий из нескольких капиллярных трубок, защитной подушки и брони, причем регулировку расхода реагентов осуществляют на устье скважины установкой дозировочной электронасосной, соединенной на устье скважины с капиллярным трубопроводом, причем подачу различных типов химических реагентов осуществляют одновременно или последовательно на различные заданные глубины в зависимости от технологических и технических особенностей эксплуатации скважины.

Недостатки способа:

- во-первых, низкая эффективность борьбы с солеотложениями, так как химические реагенты (ингибиторы) дозируются в различные интервалы для различных целей, то есть для борьбы с коррозией, парафиноотложениями, солеотложениями и сульфатвосстанавливающими бактериями, при этом отсутствует индивидуальный подбор ингибитора и расхода в зависимости от агрессивности среды;

- во-вторых, сложность реализации способа и финансовые затраты, связанные с применением дорогостоящего капиллярного трубопровода, состоящего из нескольких капиллярных трубок (минимум четырех) с защитной подушкой и броней в разы превышающего стоимость капиллярного трубопровода с одной трубкой, а также трудоемкость монтажа такого капиллярного трубопровода в скважине с целью дозирования различных ингибиторов в нескольких интервалах скважины;

- в-третьих, низкое качество смешивания ингибитора с добываемой продукцией вследствие того, что ингибитор дозируется струей в заданный интервал скважины без распыления, а отсутствие обратного клапана на конце капиллярного трубопровода не защищает его от попадания добываемой продукции в капиллярный трубопровод и, как следствие, негативного влияния агрессивной среды на внутреннюю поверхность капиллярного трубопровода.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности предотвращения отложения солей на нефтепромысловом оборудовании путем индивидуального подбора ингибитора и расхода в зависимости от агрессивности среды, снижение финансовых затрат при реализации способа, а также повышение качества смешивания ингибитора солеотложений с добываемой продукцией и исключение попадания добываемой продукции в капиллярный трубопровод.

Поставленные технические задачи решаются способом предотвращения солеотложения на нефтепромысловом оборудовании, включающим спуск в скважину насоса на колонне труб с капиллярным трубопроводом, отбор продукции скважины с помощью насоса по колонне труб и регулируемую дозированную подачу химического реагента в скважину по капиллярному трубопроводу, причем регулировку расхода химического реагента осуществляют на устье скважины установкой дозировочной электронасосной, соединенной на устье скважины с капиллярным трубопроводом.

Новым является то, что в процессе спуска в скважину насоса на колонне труб нижний конец капиллярного трубопровода оснащают распылителем с регулируемым обратным клапаном, при этом капиллярный трубопровод состоит из одной капиллярной трубки с двухслойной проволочной оплеткой, причем колонну труб спускают так, чтобы распылитель находился напротив подошвы пласта, после спуска в скважину насоса на колонне труб с капиллярным трубопроводом запускают насос в работу и начинают добычу продукции, при этом на устье скважины осуществляют отбор пробы добываемой продукции, производят анализ пробы продукции на содержание ионов кальция в попутно добываемой воде, в зависимости от результата анализа по капиллярному трубопроводу в призабойную зону пласта дозируют химические реагенты, в качестве которых применяют ингибиторы солеотложений: при содержании ионов кальция в попутно добываемой воде от 100 до 299 мг/л производят периодическую закачку с расходом 20-30 мг/л ингибитора солеотложений для слабоагрессивных сред, при содержании ионов кальция в попутно добываемой воде от 300 до 600 мг/л производят периодическую закачку с расходом 30-40 мг/л ингибитора солеотложений для среднеагрессивных сред, а при содержании ионов кальция в попутно добываемой воде от 601 мг/л и выше производят постоянную закачку с расходом 10-20 мг/л ингибитора солеотложений для сильноагрессивных сред, в процессе эксплуатации скважины периодически производят отбор пробы добываемой продукции на устье скважины и анализ пробы добываемой продукции, 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.

На чертежеизображена схема реализации способа предотвращения отложения на нефтепромысловом оборудовании.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом.

В скважину 1 спускают насос 2 на колонне труб 3 с капиллярным трубопроводом 4, состоящим из одной капиллярной трубки с двухслойной проволочной оплеткой. В процессе спуска колонну труб 3 в скважину нижний конец капиллярного трубопровода 4 оснащают распылителем (на чертеже показан условно), совмещенным с регулируемым обратным клапаном 5. В качестве насоса 2 используют электроцентробежный насос, например марки УЭЦНМК5-125-1300 производства НПО «Борец» (г. Москва). В качестве колонны труб 3 используют колонну насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм по ГОСТ 633-80. В качестве капиллярного трубопровода применяют капиллярный трубопровод, состоящий из одной капиллярной трубки с двухслойной проволочной оплеткой производства ООО «Инжиниринговая компания «Инкомп-Нефть» (г. Уфа, Россия), который имеет низкую стоимость по сравнению с капиллярным трубопроводом, состоящим из нескольких капиллярных трубок (минимум четырех) с защитной подушкой и броней. Капиллярный трубопровод 4 состоит из одной капиллярной трубки с двухслойной проволочной оплеткой, что позволяет снизить трудоемкость монтажа капиллярного трубопровода по сравнению с прототипом и снизить финансовые затраты на реализацию способа. В качестве распылителя, совмещенного с регулируемым обратным клапаном 5, используют распылитель с обратным клапаном марки РКО производства ООО «Инжиниринговая компания «Инкомп-Нефть» (г. Уфа, Россия) с диапазоном настройки срабатывания клапана от 0,5 до 10 МПа.

Колонну труб 3 спускают в скважину 1 так, чтобы распылитель с регулируемым обратным клапаном 5 находился напротив подошвы 6 пласта 7.

На устье скважины капиллярный трубопровод 4 обвязывают с дозировочной установкой электронасосной 8, в качестве которой применяют дозировочную установку для подачи химических реагентов УДР - Инкомп-Нефть производства ООО «Инжиниринговая компания «Инкомп-Нефть» (г. Уфа, Россия).

Регулировку расхода химического реагента, дозируемого в капиллярный трубопровод 4, осуществляют на устье скважины установкой дозировочной электронасосной 8. После спуска насоса 2 на колонне труб 3 с капиллярным трубопроводом 4 в скважину 1 запускают насос 2 в работу и начинают добычу продукции из скважины 1, при этом на устье скважины 1 осуществляют отбор пробы добываемой продукции. Отбор пробы добываемой продукции осуществляют путем ее слива через пробоотборник 9 при открытой задвижке 10. После отбора пробы добываемой продукции задвижку 10 закрывают. Производят анализ пробы добываемой продукции на содержание ионов кальция в попутно добываемой воде.

В зависимости от результата анализа по капиллярному трубопроводу в призабойную зону скважины дозируют химический реагент, в качестве которого применяют ингибиторы солеотложений, при этом применяют ингибиторы солеотложений в зависимости от степени агрессивности среды добываемой продукции, имеющие низкую коррозионную активность, позволяющие эффективно растворять существующие солеотложения на нефтепромысловом оборудовании и исключающие образование новых солеотложений в скважине. Все это позволяет повысить эффективность борьбы с солеотложениями.

При содержании ионов кальция в попутно добываемой воде от 100 до 299 мг/л по капиллярному трубопроводу производят периодическую закачку (15 суток - закачка, 15 суток - остановка) с расходом 20-30 мг/л ингибитора для слабоагрессивных сред.

Например, содержание ионов кальция в попутно добываемой воде составляет 200 мг/л, что относится к слабоагрессивной среде, при этом применяют ингибитор солеотложений для слабоагрессивной среды. Применяют ингибитор солеотложений для слабоагрессивной среды (ИСсбС) со следующим составом, мас.%:

метилфосфоновая кислота - 18-22;

окись цинка - 3,2-4,0;

едкий натр - 5,5-6,5;

вода - остальное.

Внешний вид - жидкость от бесцветного до желтого цвета, плотность при 20°C - в пределах 1055÷1050 г/см3, водородный показатель РН - не менее 6,5, температура кристаллизации - не менее 90°C.

При содержании ионов кальция в попутно добываемой воде от 300 до 600 мг/л по капиллярному трубопроводу производят периодическую закачку (15 суток - закачка, 15 - суток остановка) с расходом 30-40 мг/л ингибитора для среднеагрессивной среды.

Например, содержание ионов кальция в попутно добываемой воде составляет 380 мг/л, что относится к среднеагрессивной среде, при этом применяют ингибитор солеотложений для среднеагрессивной среды (ИСсрС).

Применяют ингибитор солеотложений для среднеагрессивной среды со следующим составом, мас.%:

оксиэтилидендифосфоновая кислота - 25-38,

алканоламин - 20-31,

метиловый спирт или этиленгликоль - 8-18,

вода или раствор этиленгликоля - остальное.

Внешний вид - жидкость светло-желтого цвета, плотность при 20°С - в пределах 1055÷1075 г/см3, показатель концентрации водородных ионов (pH) - не менее 8,0.

При содержании ионов кальция в попутно добываемой воде от 601 мг/л и выше производят постоянную закачку с расходом 10-20 мг/л ингибитора для сильноагрессивных сред.

Например, содержание ионов кальция в попутно добываемой воде составляет 650 мг/л, что относится к сильноагрессивной среде, при этом применяют ингибитор солеотложений для сильноагрессивной среды (ИСслС).

Применяют ингибитор солеотложений для сильноагрессивной среды со следующим составом, мас.%:

оксиэтилидендифосфоновая кислота - 5,0-8,0,

гидроокись натрия - 5,83-7,0,

окись цинка - 5,42-7,12,

этиленгликоль - 25,0-40,0,

лигносульфонат натрия - 4,17-5,0,

нитрилотриметилфосфоновую кислоту - 6,67-9,0,

вода - остальное.

Внешний вид - прозрачная жидкость, плотность при 20°C - в пределах 1150÷1250 г/см3, показатель концентрации водородных ионов (pH) - не менее 10,0.

По капиллярному трубопроводу 4 с помощью дозировочной установки электронасосной 8 в призабойную зону скважины 1 в интервал подошвы 6 пласта 7 производят периодическую закачку (15 суток - закачка, 15 - суток остановка) с расходом, например, 30 мг/л вышеуказанного ингибитора солеотложений.

Дозированная подача ингибитора солеотложений в интервал призабойной зоны скважины, т.е. в интервал подошвы 6 пласта 7 скважины 1, позволяет защитить нефтепромысловое оборудование от солеотложений с минимальным коррозионным воздействием. Распылитель с регулируемым обратным клапаном 5 позволяет производить равномерное смешивание ингибитора солеотложений с добываемой продукцией при его дозировании по капиллярному трубопроводу, что позволит повысить качество смешивания ингибитора в отбираемой продукции, при этом регулируемый обратный клапан защищает капиллярный трубопровод от попадания в него скважинной продукции, а значит, исключает негативное влияние агрессивной среды на внутреннюю поверхность капиллярного трубопровода.

В процессе эксплуатации скважины периодически, например, 1 раз в квартал, производят отбор пробы добываемой продукции на устье скважины 1.

Отбор пробы добываемой продукции осуществляют путем ее слива через пробоотборник 9 при открытой задвижке 10. После отбора пробы добываемой продукции задвижку 10 закрывают. Производят анализ пробы и при содержании ионов кальция в попутно добываемой воде свыше 100 мг/л расход ингибитора солоеотложений, дозируемого в капиллярный трубопровод, повышают на 10-20% от первоначального значения до достижения содержания ионов кальция в попутно добываемой воде ниже 100 мг/л.

Пример практического применения.

На устье скважины 1 осуществляют отбор пробы добываемой продукции, при этом отбор продукции насосом 2 по колонне труб 3 продолжают постоянно.

Производят анализ пробы добываемой продукции на содержание ионов кальция в попутно добываемой воде.

В результате содержание ионов кальция в попутно добываемой воде составляет 320 мг/л. Таким образом, с помощью установки дозировочной электронасосной 8 по капиллярному трубопроводу 4 через распылитель с регулируемым обратным клапаном 5 в призабойную зону скважины 1 (напротив подошвы 6 пласта 7) производят периодическую закачку (15 суток - закачка, 15 - суток остановка) с расходом 30 мг/л ингибитора солеотложений для среднеагрессивой среды.

В процессе эксплуатации скважины периодически, например 1 раз в квартал, производят отбор пробы добываемой продукции на устье скважины 1.

Например, содержание ионов кальция в попутно добываемой воде составляет 190 мг/л, поэтому расход ингибитора солеотложений для среднеагрессивной среды, дозируемого в капиллярный трубопровод, повышают на 20%, т.е. 30 мг/л+(30 мг/л·20%/100%)=36 мг/л, т.е. ингибитор солеотложений для среднеагрессивной среды дозируют в капиллярный трубопровод с расходом 36 мг/л. Через 1 квартал производят повторный анализ проб добываемой продукции, например содержание ионов кальция в попутно добываемой воде составляет 80 мг/л, поэтому расход ингибитора солеотложений для среднеагрессивной среды, дозируемого в капиллярный трубопровод, оставляют прежним - 36 мг/л.

Аналогично выполняют примеры с другими ингибиторами солеотложений. Результаты представлены в таблице.

Предлагаемый способ предотвращения солеотложения на нефтепромысловом оборудовании позволяет:

- повысить эффективность предотвращения отложения солей в нефтепромысловом оборудовании;

- снизить финансовые затраты при реализации способа;

- повысить качество смешивания ингибитора солеотложений с добываемой продукцией и исключить попадание продукции скважины в капиллярный трубопровод.

Способ предотвращения солеотложения на нефтепромысловом оборудовании, включающий спуск в скважину насоса на колонне труб с капиллярным трубопроводом, отбор продукции скважины с помощью насоса по колонне труб и регулируемую дозированную подачу химического реагента в скважину по капиллярному трубопроводу, причем регулировку расхода химического реагента осуществляют на устье скважины установкой дозировочной электронасосной, соединенной на устье скважины с капиллярным трубопроводом, отличающийся тем, что в процессе спуска в скважину насоса на колонне труб нижний конец капиллярного трубопровода оснащают распылителем с регулируемым обратным клапаном, при этом капиллярный трубопровод состоит из одной капиллярной трубки с двухслойной проволочной оплеткой, причем колонну труб спускают так, чтобы распылитель находился напротив подошвы пласта, после спуска в скважину насоса на колонне труб с капиллярным трубопроводом запускают насос в работу и начинают добычу продукции, при этом на устье скважины осуществляют отбор пробы добываемой продукции, производят анализ пробы продукции на содержание ионов кальция в попутно добываемой воде, в зависимости от результата анализа по капиллярному трубопроводу в призабойную зону пласта дозируют химические реагенты, в качестве которых применяют ингибиторы солеотложений: при содержании ионов кальция в попутно добываемой воде от 100 до 299 мг/л производят периодическую закачку с расходом 20-30 мг/л ингибитора солеотложений для слабоагрессивных сред, при содержании ионов кальция в попутно добываемой воде от 300 до 600 мг/л производят периодическую закачку с расходом 30-40 мг/л ингибитора солеотложений для среднеагрессивных сред, а при содержании ионов кальция в попутно добываемой воде от 601 мг/л и выше производят постоянную закачку с расходом 10-20 мг/л ингибитора солеотложений для сильноагрессивных сред, в процессе эксплуатации скважины периодически производят отбор пробы добываемой продукции на устье скважины и анализ пробы добываемой продукции, 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.



 

Похожие патенты:
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 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.
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.

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.

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.

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.

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.

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 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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению обводненной скважины и, в частности, к восстановлению обводненной скважины, верхняя часть которой расположена в заглинизированном низкотемпературном терригенном коллекторе вблизи многолетнемерзлых пород. Технический результат - повышение эффективности восстановления обводненной скважины за счет приобщения к эксплуатации верхней ее части. По способу ликвидируют нижнюю обводнившуюся часть эксплуатационной колонны. Для этого извлекают из скважины лифтовую колонну. В эксплуатационной колонне устанавливают ликвидационный цементный мост. Осуществляют перфорацию верхней необводнившейся части эксплуатационной колонны в интервале низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений, расположенных ниже многолетнемерзлых пород. Спускают в интервал перфорации колонну насосно-компрессорных труб. Осуществляют последовательное закачивание в призабойную зону заглинизированных низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений ацетона в объеме 1-2 м3 на 1 м перфорированной толщины. Затем закачивают аэрированно-диспергированный водный раствор перекиси водорода концентрации не более 10-15 мас.% в объеме 2-3 м3 на 1 м перфорированной толщины. Продавливают аэрированно-диспергированный водный раствор перекиси водорода в заглинизированные низкопроницаемые низкотемпературные терригенные отложения газовым конденсатом с кратковременной технологической выстойкой на период отслаивания глинистой составляющей от частиц горной породы. Осуществляют удаление и вынос из скважины на поверхность смеси, состоящей из газового конденсата, аэрированно-диспергированного водного раствора перекиси водорода и ацетона с отслоенными глинистыми составляющими горной породы. Затем осуществляют освоение скважины подачей в скважину инертного газа, например азота. Осуществляют отработку и ввод скважины в эксплуатацию с оставлением в скважине ранее спущенных насосно-компрессорных труб. 3 пр., 5 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к погружным устройствам для дозированной подачи ингибитора, и может быть использовано для предотвращения коррозии, отложения солей и парафинов на нефтедобывающем оборудовании. Устройство содержит цилиндрический корпус с двумя сообщающимися камерами, в одну из который закачен газ под давлением, а вторая выполнена с дозировочным отверстием и заполнена ингибитором. Камеры разделены перегородкой, перпендикулярной оси корпуса, и связаны друг с другом через устройство для понижения давления, вмонтированное в перегородку и снабженное трубкой. Один конец трубки погружен в ингибитор. Повышается надежность работы устройства, обеспечивается длительное равномерное поступление ингибитора в пластовую жидкость. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к устройствам для добычи высокопарафинистой нефти. Устройство включает колонну насосно-компрессорных труб со скважинным насосом и силовым кабелем, закрепленным совместно с капиллярным трубопроводом для подачи химического реагента, выполненным из бронированного кабеля на наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб, размещенные на устье скважины емкость для химического реагента и насос-дозатор, соединенный с капиллярным трубопроводом линией нагнетания, силовой кабель, введенный в скважину через устройство ввода, выполненное в планшайбе устьевой арматуры, и соединенный со станцией управления скважинного насоса. На колонне насосно-компрессорных труб размещены протекторы, а снизу колонна насосно-компрессорных труб оснащена стационарным электронагревателем с регулируемой мощностью, подсоединенным с помощью удлинителя к силовому кабелю скважинного насоса. Линия нагнетания введена в скважину через герметичный боковой отвод фонтанной арматуры, на устье скважины силовой кабель дополнительно соединен со станцией управления нагревателем. Колонна насосно-компрессорных труб выше насоса снабжена муфтой с радиальным отверстием, к которому подсоединен нижний конец капиллярного трубопровода. Повышается надежность и эффективность работы, снижается металлоемкость, расширяются функциональные возможности. 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений. Технический результат - обеспечение повышения эффективности очистки скважин с невысокой температурой, длительное время накапливавших асфальтосмолопарафиновые отложения. В способе ремонта скважины, включающем циркуляцию моющей композиции в скважине, циркуляцию моющей композиции выполняют непрерывно в течение 1-3 ч при расходе 4-6 л/с с перепуском моющей композиции в емкость, заполненную частично с возможностью увеличения уровня моющей композиции в ней при начальном объеме моющей композиции, превышающем расчетный обрабатываемый объем скважины на 0,5-2%, контролируют уровень моющей композиции в емкости, при уменьшении его снижают расход циркуляции, при увеличении - увеличивают расход циркуляции, проводят вымывание продуктов реакции из скважины водой в объеме скважины и промывку забоя водой в объеме 1,5-2,0 объемов скважины, при этом в качестве моющей композиции используют смесь, содержащую, об.ч.: растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений РС-1210 - 100-400, реагент ИТПС-04-А -15-40, техническую воду плотностью от 1,0 до 1,18 г/см3 - 600-900. 1 з.п. ф-лы, 3 пр.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), и может быть использовано для растворения и удаления АСПО из нефтепромыслового оборудования, призабойной зоны пласта, насосно-компрессорных труб, выкидных линий, трубопроводов, резервуаров и оборудования нефтеперерабатывающих предприятий. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений содержит углеводородные растворители и дополнительно включает диметилформамид и газоконденсат, а в качестве углеводородных растворителей содержит толуол и нефрас C2 80-120 при следующем соотношении компонентов, объемных %: нефрас C2 80-120 - 5-15; толуол - 25-35; диметилформамид - 3-7; газоконденсат - остальное. Соотношение компонентов обеспечивает высокую эффективность растворения присутствующих в АСПО составляющих, а именно - асфальтенов, смол и парафинов до 84%. 3 табл.

Изобретение относится к области эксплуатации нефтегазовых месторождений и может быть использовано для интенсификации дебитов и повышения нефтеотдачи. Устройство включает алюминиевый корпус в виде тонкостенного цилиндрического стакана с зауженной горловиной. Корпус заполнен активной массой на основе натрия металлического. Горловина усилена отбортовкой. Герметизация корпуса выполнена в виде разрушаемой мембраны с ее креплением по диаметру отбортовки. Повышается безопасность, достигается универсальность использования. 2 з.п. ф-лы. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для предотвращения отложения асфальтенов, смол и парафинов, и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти. Состав содержит в мас.%: неионогенное поверхностно-активное вещество - 1,0-20,0, моноэтаноламин - 0,5-7,0, производное сульфоновой кислоты - 1,0-20,0, метанол - 0,5-95,0, ароматический растворитель - остальное. Состав обладает высокой растворяющей, диспергирующей и моющей активностью по отношению к асфальтено-смоло-парафиновым отложениям различного типа и деэмульгирующим эффектом. 4 табл., 19 пр.
Наверх