Устройство для подачи реагента в скважину, наземное оборудование и способ подачи реагента



Устройство для подачи реагента в скважину, наземное оборудование и способ подачи реагента
Устройство для подачи реагента в скважину, наземное оборудование и способ подачи реагента
Устройство для подачи реагента в скважину, наземное оборудование и способ подачи реагента

 


Владельцы патента RU 2552276:

ЛЯЛИН СТАНИСЛАВ ВИКТОРОВИЧ (RU)

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.

 

Группа изобретений относится к области нефтедобычи, в частности к способам регулируемой подачи в скважину и наземному трубному оборудованию разных по физическому состоянию и назначению реагентов, а также относится к оборудованию, предназначенному для подачи реагентов в поток жидкости.

Известен контейнер химреагента по патенту №2135743, «Скважинная дозирующая насосная установка» (опубл. 27.09.1999), выполненный по типу "труба в трубе", в нем установлен в качестве дозатора струйный аппарат, причем струйный аппарат и внутренняя труба оснащены по входу добываемой жидкости обратным клапаном типа "шарик-пружина", и клапан по входу внутренней трубы имеет более жесткую пружину или более легкий шарик по сравнению с клапаном по входу струйного аппарата.

Недостатком данного вида контейнеров является то, что они не предназначены для разных по физическому состоянию и назначению реагентов. Выполнение контейнера химреагента по типу «труба в трубе» является не технологичным, одноразовым.

Известно «Устройство для подачи реагента в скважину» по патенту №2490427 (опубл. 29.03.2012), состоящее из заполненных реагентом цилиндрических контейнеров с торцевыми заглушками, соединенных муфтами, и дозаторов, сообщающихся с камерами смешения, гидравлически связанных со скважиной, причем в каждом контейнере установлен вал с резьбовыми окончаниями, завинченными в осевые резьбовые отверстия торцевых заглушек, дозатор выполнен в верхней части вала в виде осевого канала и сообщающихся с ним радиальных отверстий, а камеры смешения расположены внутри муфт, устройство для подачи реагента в скважину может быть выполнено из стеклопластиковой трубы или из тонкостенной трубы из нержавеющей стали.

Недостатком данного устройства является сложность конструкции, а также то, что данные устройства не предназначены для разных по физическому состоянию и назначению реагентов.

Известно «Устройство для обработки скважинной жидкости» по патенту №2165009 (опубл. 10.04.2001), содержащее корпус в виде патрубка, внутри которого размещен твердый реагент, причем патрубок соединен с башмаком лифтовых труб, имеет в верхней части радиальные каналы, площадь сечения которых не менее площади сечения лифтовых труб, при этом твердый реагент размещен ниже радиальных каналов патрубка и выполнен с открытой пористостью для прохода через него и верхний конец патрубка в лифтовые трубы восходящего потока скважинной жидкости.

Недостатком данного устройства является сложность конструкции, нетехнологичность, а также то, что данные устройства не предназначены для разных по физическому состоянию и назначению реагентов.

Наиболее близким к заявляемому устройству является решение, выбранное в качестве прототипа «Устройство для подачи реагента в скважину» по патенту №2405915 (опубл. 09.10.2009), выполненное в виде камерного контейнера, состоящего их отдельных камер для размещения в них реагента, представляющих полые цилиндры с регулируемыми вторичными дозирующими механизмами, гидравлически связанными со скважиной, причем в каждой камере контейнера установлены регулируемые первичные дозирующие механизмы для реагентов разных видов, разного физического состояния и разного назначения, заполняющих камеры контейнера, при этом регулируемые вторичные дозирующие механизмы, через которые осуществляется гидравлическая связь с внутрискважинным или внутритрубным пространством, расположены в той части камер контейнера, которая образуется между регулируемыми первичными дозирующими механизмами и глухой заглушкой камеры в емкости предварительного смешивания.

Недостатком данного устройства для подачи реагента в скважину является то, что используемые в нем контейнеры являются одноразовыми, что не экономично и не технологично.

Известен «Способ подачи жидких и твердых реагентов» по патенту 2342519 (опубл. 13.10.2006), заключающийся в том, что размещают устройство с реагентом в стволе скважины или во внутритрубном пространстве нефтепромыслового оборудования и осуществляют растворение реагента добываемой жидкостью, проникающей в устройство, выполненное в виде связанного с лифтовыми трубами или внутритрубным пространством камерного контейнера, представляющего собой несколько полых цилиндров с отверстиями, гидравлически связанных со скважиной или внутритрубным пространством поверхностного нефтепромыслового оборудования, при этом указанным устройством осуществляют дозированную подачу жидких и/или твердых реагентов, а камерный контейнер состоит из последовательно соединенных по торцам камер с установленными в каждой камере фильтрами или фильтром, выполняющими роль первоначально дозирующих устройств, указанные камеры заполняют реагентами, при этом указанные камеры через отверстия, расположенные в емкости предварительного смешивания, образованной между фильтром и глухой заглушкой камеры, связаны гидравлически с внутрискважинным или внутритрубным пространством.

Недостатком данного способа является то, что при его использовании применяется не экономичное и не технологичное оборудование.

Наиболее близким к заявляемому способу является «Способ подачи реагента в скважину» по патенту №2405915 (опубл. 09.10.2009), выбранный в качестве прототипа, в котором используют камерный контейнер из последовательно соединенных по торцам камер с установленными в каждой камере регулируемыми первичными дозирующими механизмами, при этом указанные камеры заполнены реагентом одного или разных видов и разного физического состояния жидких или твердых, при этом указанные камеры через регулируемые вторичные дозирующие механизмы, расположенные в емкости предварительного смешивания, образующейся между регулируемым первичным дозирующим механизмом и глухой заглушкой камеры, связаны гидравлически с внутрискважинным или внутритрубным пространством.

Недостатком данного способа является то, что в данном способе используются одноразовые контейнеры, кроме того, нефтедобывающие предприятия не могут заказать и оплатить известные устройства (контейнеры с реагентом (реагентами) для всего, осложненного отложениями солей, асфальто-смоло-парафиновых веществ (АСПВ), коррозией и образованием эмульсий, фонда добывающих скважин).

Предлагаемым изобретением решается задача удобства дозирования, обеспечения технологичности устройства регулируемой подачи реагентов в зависимости от технических и технологических параметров работы каждой конкретной скважины, исключение потери реагента в процессе его транспортировки от изготовителя до конкретной скважины, экономия материальных ресурсов.

Для достижения указанного технического результата устройство для подачи жидкого и/или твердого, пастообразного, порошкообразного, гранулированного реагента в скважину или во внутритрубное пространство поверхностного нефтепромыслового оборудования, выполненное в виде контейнера, состоящего из секций и вторичных регулируемых дозирующих механизмов, причем в каждой секции контейнера расположены один или несколько картриджей с реагентом, содержащих корпус с внутренней камерой, который с торцов закрыт заглушками с регулируемыми первичными дозирующими механизмами или с одного торца глухой заглушкой, а со второго - заглушкой с регулируемыми первичными дозирующими механизмами, картридж/и закреплены посредством фиксирующих механизмов, выполненных в стенках секции контейнера, при этом регулируемые вторичные дозирующие механизмы, через которые осуществляется гидравлическая связь с внутрискважинным или внутритрубным пространством, расположены в той части секций контейнера, которая образуется между регулируемыми первичными дозирующими механизмами картриджей и: глухой заглушкой секции контейнера, или концом секции контейнера или другим картриджем.

Отличительными признаками предлагаемого изобретения от указанного выше известного, наиболее близкого к нему, является то, что в каждой секции контейнера расположены один или несколько картриджей с реагентом, содержащих корпус с внутренней камерой, который с торцов закрыт заглушками с регулируемыми первичными дозирующими механизмами или с одного торца глухой заглушкой, а со второго - заглушкой с регулируемыми первичными дозирующими механизмами, картридж/и закреплены посредством фиксирующих механизмов, выполненных в стенках секции контейнера, при этом регулируемые вторичные дозирующие механизмы, через которые осуществляется гидравлическая связь с внутрискважинным или внутритрубным пространством, расположены в той части секций контейнера, которая образуется между регулируемыми первичными дозирующими механизмами картриджей и: глухой заглушкой секции контейнера, или концом секции контейнера или другим картриджем.

Для достижения указанного технического результата в способе подачи реагента в нефтедобывающую скважину или во внутритрубное пространство поверхностного нефтепромыслового оборудования, включающем размещение устройства с реагентом в стволе скважины или во внутритрубном пространстве поверхностного нефтепромыслового оборудования и растворение реагента добываемой жидкостью, проникающей в устройство в виде контейнера, связанного со скважиной или внутритрубным пространством, указанным устройством осуществляют дозированную подачу жидких и/или твердых порошкообразных, пастообразных и/или гранулированных реагентов, причем в качестве указанного устройства используют устройство, выполненное в виде контейнера, состоящего из секций по п. 1.

Отличительными признаками предлагаемого способа, включающего размещение устройства с реагентом в стволе скважины или во внутритрубном пространстве поверхностного нефтепромыслового оборудования является то, что в качестве указанного устройства используют устройство, выполненное в виде контейнера, состоящего из секций по п. 1.

Благодаря наличию этих признаков облегчается доставка химреагентов не только на скважину, но и во внутритрубное пространство. Также повышается эффективность использования химреагентов за счет удобства осуществления подачи и дозировки реагентов в скважину, ввиду того, что контейнер из одноразового становится многоразовым. Кроме того, за счет предлагаемого регулируемого способа подачи реагентов можно увеличить количество ступеней дозирования, что приведет к более точной дозировке химреагента, что, в свою очередь, обеспечивает длительный, стабильный, минимальный, эффективный и достаточный вынос реагента.

Предлагаемая конструкция иллюстрируется чертежами, представленными на фиг. 1-3.

На фиг. 1 показан картридж с глухой заглушкой с одного торца и с заглушкой с регулируемыми первичными дозирующими механизмами с другого конца.

На фиг. 2 показан картридж, с двух концов которого закреплены заглушки с регулируемыми первичными дозирующими механизмами.

На фиг. 3 показано устройство для подачи жидкого и/или твердого, пастообразного, порошкообразного, гранулированного реагента в скважину.

Картридж 1 содержит корпус с внутренней камерой. Корпус картриджа 1 может быть выполнен из трубы или из непроницаемой оболочки, например из полиэтиленового шланга. Внутренняя камера картриджа образуется после того, как корпус картриджа с одного торца закрыт глухой заглушкой 2 и заглушкой с регулируемыми первичными дозирующими механизмами 3 (фиг. 1) со второго, или с 2-х концов закрыт заглушками с регулируемыми первичными дозирующими механизмами 3 (фиг. 2).

Для изготовления одного картриджа 1 берут, например, отрезок трубы диаметром 50-170 мм и длиной 0,5-5 м, с одного конца трубы или с одного торца глухой заглушкой 2, а со второго - заглушкой с регулируемыми первичными дозирующими механизмами 3 (фиг. 1), или с 2-х концов крепят заглушку с регулируемыми первичными дозирующими механизмами 3 (фиг. 2), причем картридж 1 заполняют жидким и/или твердым реагентом 4 одного или разных направлений действия. Картридж/и 1 помещают в секцию контейнера 5. Картридж/и 1 закрепляются посредством фиксирующих механизмов 6. Регулируемые вторичные дозирующие механизмы 7 в секции контейнера 5 изображены на чертеже 3. Секции соединены между собой последовательно по торцам посредством гибкой связи 8 или жестко муфтой 9. Картриджи с реагентом могут поставляться на нефтедобывающие предприятия в контейнере и без него, что увеличит технологичность производства и экономию материальных ресурсов. Секции контейнера могут быть закрыты с двух или одного торцов заглушками 10.

Секции контейнера с картриджами, соединенные между собой, присоединяются к нижней точке глубинно-насосного оборудования скважин или к лифтовым трубам или помещается в наземный трубопровод и работают следующим образом: добываемая жидкость через регулируемые вторичные дозирующие механизмы 7, находящиеся в части секции (емкости для предварительного смешивания 11), попадает в емкость предварительного смешивания.

Емкость для предварительного смешивания 11 образуется между регулируемыми первичными дозирующими механизмами картриджей 3 и: глухой заглушкой 10 секции контейнера 5 или концом секции контейнера 5 или другим картриджем 1.

Часть добываемой жидкости через регулируемый первичный дозирующий механизм 3 попадает в картридж с реагентом, в котором начинается его растворение. Далее насыщенный раствор реагента через регулируемый первичный дозирующий механизм 3 попадает в емкость для предварительного смешивания 11, где его концентрация уменьшается за счет смешивания с добываемой жидкостью. Этот раствор через регулируемый вторичный дозирующий механизм 7 поступает в жидкость, находящуюся в трубном пространстве скважины или во внутритрубном пространстве поверхностного нефтепромыслового оборудования. Процесс растворения и выхода реагента в добываемую жидкость идет постоянно и до полного его растворения. Таким образом, происходит длительная, стабильная самодозировка реагента, без дополнительных насосов и др. дозирующих устройств в минимальных, эффективных и достаточных концентрациях с учетом технико-технологических параметров работы конкретной скважины, под который настраиваются первичные и вторичные регулируемые дозирующие механизмы. Далее обработанная таким образом жидкость поступает в лифтовые трубы или идет по технологической цепочке.

Предлагаемый регулируемый способ подачи реагентов обеспечивает без дополнительных дозирующих устройств длительный, стабильный, минимальный, эффективный и достаточный вынос жидких и твердых реагентов различного химического состава и направления действия (ингибиторов АСПО, коррозии, солеотложения и образования эмульсии) с учетом технико-технологических параметров работы конкретной скважины.

Кроме того, контейнер с предлагаемым регулируемым способом подачи реагентов с учетом параметров работы конкретной скважины, состоящий из отдельных секций со сменными картриджами, легко транспортируется в собранном с картриджами и заправленном реагентом состоянии, что не требует привлечения специального оборудования и средств для их транспортировки, сборки и заправки на месторождении и обеспечивает доставку реагента до самой скважины и, по сравнению с известным устройством, полностью исключает его потери в процессе транспортировки. Также нефтедобывающие предприятия получают возможность перезаправки контейнеров сменными картриджами, что позволяет экономить трудовые, материальные, временные ресурсы, позволяет осуществлять процесс заправки секций контейнера реагентом на месте добычи.

Постоянный и стабильный характер растворения жидких и/или твердых реагентов во всех картриджах, расположенных в секциях контейнера, свободное поступление добываемой жидкости любой плотности, вязкости и обводненности через регулируемые механизмы в картриджи, расположенные в секциях контейнера к жидким и твердым реагентам обеспечивает автономный длительный, стабильный минимальный, эффективный и достаточный вынос реагентов различного химического состава и направления действия (ингибиторов АСПО, коррозии, солеотложения и образования эмульсий) с учетом технико-технологических параметров работы конкретной скважины.

Кроме того, контейнер с регулируемой подачей реагентов позволяет подавать жидкие и твердые реагенты в скважины как с прямым, так и с искривленным стволом, в том числе и при пакерной компоновке, его можно применять в скважинах, оборудованных ЭЦН, ШГН и фонтанных, добывающих нефть из коллекторов с разной степенью проницаемости и любым пластовым давлением.

1. Устройство для подачи жидкого и/или твердого, пастообразного, порошкообразного, гранулированного реагента в скважину или во внутритрубное пространство поверхностного нефтепромыслового оборудования, выполненное в виде контейнера, состоящего из секций и вторичных регулируемых дозирующих механизмов, отличающееся тем, что в каждой секции контейнера расположены один или несколько картриджей с реагентом, содержащих корпус с внутренней камерой, который с торцов закрыт заглушками с регулируемыми первичными дозирующими механизмами или с одного торца глухой заглушкой, а со второго - заглушкой с регулируемыми первичными дозирующими механизмами, картридж/и закреплены посредством фиксирующих механизмов, выполненных в стенках секции контейнера, при этом регулируемые вторичные дозирующие механизмы, через которые осуществляется гидравлическая связь с внутрискважинным или внутритрубным пространством, расположены в той части секций контейнера, которая образуется между регулируемыми первичными дозирующими механизмами картриджей и: глухой заглушкой секции контейнера, или концом секции контейнера или другим картриджем.

2. Способ подачи реагента в нефтедобывающую скважину или во внутритрубное пространство поверхностного нефтепромыслового оборудования, включающий размещение устройства с реагентом в стволе скважины или во внутритрубном пространстве поверхностного нефтепромыслового оборудования и растворение реагента добываемой жидкостью, проникающей в устройство в виде контейнера, связанного со скважиной или внутритрубным пространством, отличающийся тем, что в качестве указанного устройства используют устройство, выполненное в виде контейнера, состоящего из секций по п.1.



 

Похожие патенты:

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.

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 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.
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 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.

Изобретение относится к добыче нефти при одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной. Установка включает основной и дополнительный приводы, пакер, установленный между верхним и нижним продуктивными пластами, основную, сообщенную с подпакерным пространством скважины, и дополнительную, сообщенную с надпакерным пространством скважины, колонны лифтовых труб со штанговыми насосами, закрепленными на устье скважины двухствольной арматурой, параллельный якорь, установленный на обеих колоннах лифтовых труб и выполненный с возможностью фиксации их относительно друг друга. При этом добыча продукции из нижнего продуктивного пласта производится трубным насосом с отверстием в середине цилиндра и плунжером, длина которого меньше длины половины цилиндра. Технический результат заключается в повышении надежности работы установки. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО) при добыче. Методика включает отбор проб АСПО с параллельным отбором проб продукции скважин, сравнительную оценку растворяющей способности растворителей. Проводится определение изменения оптических свойств нефти после контакта с анализируемым растворителем, сравнение оптических свойств нефти после контакта с анализируемым растворителем, сравнение оптических свойств нефти после контакта с анализируемым растворителем с контрольной пробой, оценка влияния растворителя на кинетическую устойчивость нефти на основе фактора устойчивости. Определяют коэффициент эффективности как произведение фактора устойчивости на эффективность растворения. Фактор устойчивости представляет собой отношение установившейся плотности нефти в верхнем слое нефти после перемешивания с растворителем к оптической плотности верхнего слоя контрольной пробы нефти без контакта с растворителем. Повышается эффективность растворения отложений, исключаются осложнения в процессах добычи и подготовки нефти. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к осуществлению подачи жидких химических реагентов в объекты дозирования нефтяной и газовой промышленности. При осуществлении способа измеряют давление столба химического реагента в емкости хранения с помощью гидростатического датчика давления, передают сигнал от датчика в блок управления, определяют с помощью блока управления массу химического реагента в емкости хранения. Прекращают подачу реагента при достижении заданной максимальной массы в емкости хранения, определяют параметры технологического процесса в объекте дозирования, по результатам этих измерений с помощью блока управления определяют необходимое к подаче количество и осуществляют подачу с помощью насоса дозатора. Определяют текущий расход химического реагента в объекте дозирования косвенно, путем определения разности масс химического реагента в емкости хранения через задаваемые в блоке управления интервалы времени. Повышается точность учета химического реагента без изменения его текучести и, следовательно, уменьшение нагрузки на оборудование. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх