Устройство для добычи высокопарафинистой нефти


 


Владельцы патента RU 2560024:

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

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, в частности к устройствам для добычи высокопарафинистой нефти.

Известно устройство для дозированной подачи химического реагента в скважину (патент RU №2231628, МПК Е21В 37/06, опубл. в бюл. №18 от 2004 г.), содержащее дозатор, гидравлически связанный с емкостью для химического реагента и линией нагнетания химического реагента в скважину, сообщенной со скважиной, выпускной клапан и привод дозатора, кинематически связанный с дозатором, отличающееся тем, что дозатор выполнен в виде плунжерного насоса с камерами нагнетания и всасывания, при этом камера всасывания трубопроводом сообщена с емкостью для химического реагента, а камера нагнетания - с линией нагнетания химического реагента в скважину, привод дозатора выполнен в виде шарнирно закрепленного на стойке гидротолкателя с электрическим приводом и блоком управления, а кинематическая связь привода и дозатора осуществлена через систему двуплечий рычаг - подпружиненный упор, закрепленные на стойке, при этом шток гидротолкателя шарнирно связан с одним плечом рычага, конец второго плеча которого посредством закрепленного на нем ролика находится во взаимодействии с размещенным в стакане подпружиненным упором, а двуплечий рычаг размещен на стойке с возможностью поворота, при этом корпус плунжерного насоса и стакан, в котором размещен подпружиненный упор, жестко закреплены на стойке таким образом, что их продольные оси расположены на одной прямой, при этом линия нагнетания химического реагента в скважину выполнена в виде гибкой капиллярной бронированной трубки и закреплена на внешней поверхности насосно-компрессорных труб, а выпускной клапан размещен на указанной трубке в зоне приема скважинного насоса.

Также известно устройство для дозированной подачи химического реагента в скважину (патент RU №2171364, МПК Е21В 37/06, опубл. 27.07.2001 г., бюл. №21), содержащее дозатор, гидравлически связанный с емкостью для химического реагента и линией нагнетания, сообщенной с помощью устройства ввода со скважинным трубопроводом, выполненным в виде колонны полых штанг, обратный клапан, редуктор и привод погружного насоса, при этом дозатор расположен в пазах, выполненных на боковой поверхности корпуса редуктора с возможностью перемещения вдоль него, а кинематическая связь привода погружного насоса с валом дозатора выполнена независимой в виде клиноременной передачи, причем гидравлическая связь колонны полых штанг и дозатора осуществлена посредством преобразователя движения, при этом дозатор выполнен в виде пластинчатого насоса, причем нагнетательная линия выполнена в виде жесткого шланга.

Недостатки данного устройства:

- во-первых, низкая эффективность работы устройства, так как подача реагента осуществляется в колонну труб, в которой отложение парафина уже произошло;

- во-вторых, высокая вероятность прихвата установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) при срыве планшайбы по причине отложения парафина на теле погружного электродвигателя (ПЭД);

- в-третьих, большой расход реагента, связанный с тем, что реагент подается в колонну труб для растворения уже образовавшихся отложений парафина;

- в-четвертых, большая металлоемкость конструкции, связанная с применением полых штанг в качестве скважинного трубопровода.

Наиболее близким по технической сущности является устройство для дозированной подачи химических реагентов в скважину (патент RU №65117, МПК Е21В 37/06, 27.07.2007 г., бюл. №21), включающее спущенную в скважину 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, а также размещенные на устье скважины емкость для химического реагента и насос-дозатор, соединенный с капиллярным трубопроводом линией нагнетания, введенной в скважину через устройство ввода, выполненное в планшайбе устьевой арматуры, силовой кабель, также введенный в скважину через устройство ввода и соединенный со станцией управления скважинного насоса, протекторы, размещенные на колонне насосно-компрессорных труб, причем в нижней части капиллярный трубопровод оснащен распылителем, при этом на нижнем конце насосного агрегата размещено подвесное устройство, к которому подвешен трос, а к тросу жестко крепится капиллярный трубопровод, а на нижнем конце троса размещен груз с центрирующими ребрами.

Недостатки данной конструкции:

- во-первых, низкая надежность работы устройства, что связано с высокой вероятностью обрыва силового кабеля и/или капиллярного трубопровода вследствие контакта наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб с внутренними стенками скважины в процессе проведения спуско-подъемных операций и/или в процессе добычи высокопарафинистой нефти, а также высокой вероятностью прихвата груза, подвешенного на гибком тросе, и/или повреждением капиллярного трубопровода ниже подвесного устройства, и как следствие, обрыв троса и/или капиллярного трубопровода;

- во-вторых, низкая эффективность работы, связанная с тем, что химический реагент по капиллярной трубке подается только в призабойную зону пласта, где взаимодействует с «холодной» высокопарафинистой нефтью, а это снижает скорость реакции химического реагента с высокопарафинистой нефтью, поэтому в процессе подъема высоковязкой нефти из скважины происходит отложение парафина на внутренних стенках колонны насосно-компрессорных труб и выкидном трубопроводе;

- в-третьих, груз на тросе и клапан-распылитель на капиллярном трубопроводе спущены в скважину раздельно, что увеличивает металлоемкость конструкции;

- в-четвертых, ограниченные функциональные возможности, так как устройство имеет только один кабельный ввод, выполненный совмещенным для силового кабеля и капиллярной трубки, и не позволяет герметизировать на устье скважины их по отдельности.

Технической задачей предложения является повышение надежности и эффективности работы устройства, снижение металлоемкости, а также расширение функциональных возможностей устройства.

Поставленная техническая задача решается устройством для добычи высокопарафинистой нефти, включающим спущенную в скважину 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, а также 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.

Новым является то, что 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, причем линия нагнетания введена в скважину через герметичный боковой отвод фонтанной арматуры, а на устье скважины силовой кабель дополнительно соединен со станцией управления нагревателем, при этом колонна насосно-компрессорных труб выше скважинного насоса снабжена муфтой с радиальным отверстием, к которому подсоединен нижний конец капиллярного трубопровода.

На фигуре схематично изображено предлагаемое устройство для добычи высокопарафинистой нефти.

Устройство для добычи высокопарафинистой нефти включает спущенную в скважину 1 (см. фигуру) колонну насосно-компрессорных труб 2 со скважинным насосом 3 и силовым кабелем 4, закрепленным совместно с капиллярным трубопроводом 5 для подачи химического реагента в скважину 1, выполненным из бронированного кабеля на наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб 2.

Также устройство включает в себя размещенные на устье скважины емкость 6 для химического реагента и насос-дозатор 7, соединенный с капиллярным трубопроводом 5 линией нагнетания 8. Силовой кабель 4, введенный в скважину через устройство ввода 9, выполненное в планшайбе устьевой арматуры, соединен со станцией управления 10 скважинного насоса 3. Протекторы 11 размещены на колонне насосно-компрессорных труб 2 и защищают силовой кабель 4 и капиллярную трубопровод 5 от прямого контакта с внутренней поверхностью скважины 1, что позволяет исключить обрыв силового кабеля и/или капиллярного трубопровода вследствие контакта наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб с внутренними стенками скважины в процессе проведения спуско-подъемных операций и/или в процессе добычи высокопарафинистой нефти, что повышает надежность работы устройства.

Колонна насосно-компрессорных труб 2 снизу оснащена стационарным электронагревателем 12 с регулируемой мощностью, подсоединенным с помощью удлинителя 13 к силовому кабелю 4.

Линия нагнетания 8 введена в скважину 1 через герметичный боковой отвод 14 фонтанной арматуры скважины 1.

Герметичный боковой отвод 14 фонтанной арматуры скважины 1 позволяет герметизировать капиллярный трубопровод 5 раздельно от силового кабеля 4, что расширяет функциональные возможности устройства.

На устье скважины 1 силовой кабель 4 дополнительно соединен со станцией управления 15 стационарным электронагревателем 12. Колонна насосно-компрессорных труб 2 выше скважинного насоса 4 снабжена муфтой 16 с радиальным отверстием 17, к которому подсоединен нижний конец капиллярного трубопровода 5.

Отсутствие груза на тросе и клапана-распылителя на капиллярном трубопроводе, спущенных раздельно, снижают металлоемкость конструкции устройства. Также отсутствие груза на тросе и клапана-распылителя на капиллярном трубопроводе исключает вероятность прихвата груза, подвешенного на гибком тросе, и/или повреждение капиллярного трубопровода ниже подвесного устройства, и как следствие, обрыв троса и/или капиллярного трубопровода, что повышает надежность работы устройства.

Устройство работает следующим образом.

Предлагаемое устройство монтируют в скважине 1 как показано на фигуре. Запускают в работу электронагреватель 3 и производят технологическую выдержку в течение 6 ч с целью прогревания призабойной зоны пласта 18 напротив интервала перфорации 19.

В процессе работы электронагревателя 12 при повышении температуры нефти или содержащей ее пластовой жидкости в призабойной зоне пласта 18 напротив интервала перфорации 19, например, до 70°С, т.е. выше номинальной, например 65°С, электронагреватель изменяет свое сопротивление, что приводит к уменьшению отдаваемой мощности стационарным электронагревателем 3.

При охлаждении мощность стационарного электронагревателя 3 возрастает, т.е. при снижении температуры нефти или содержащей ее пластовой жидкости в призабойной зоне пласта 18 напротив интервала перфорации 19, например до 60°С, т.е. ниже номинальной, как указано выше 65°С, электронагреватель изменяет свое сопротивление, что приводит к увеличению отдаваемой мощности стационарным электронагревателем 12.

По истечении технологической выдержки одновременно запускают в работу скважинный насос 3 и насос-дозатор 7, который подает химический регент, в качестве которого используют, например, углеводородный растворитель «МИА-пром» из емкости 7 через линию нагнетания 8 в капиллярный трубопровод 5, например, с расходом 0,4 кг на 1 тонну добываемого продукта под давлением, например, 3,0 МПа.

Скважинный насос 3 перекачивает разогретую в призабойной зоне высокопарафинистую нефть по колонне насосно-компрессорных труб 2 и выкидной трубопровод на сборный пункт (на фигуре не показано), а по капиллярному трубопроводу 5 через радиальное отверстие 17 муфты 16 в колонну насосно-компрессорных труб 2 выше скважинного насоса 3, например, на расстоянии 5 м от скважинного насоса 3 подают углеводородный растворитель «МИА-пром», растворяющий парафин в нефти в процессе подъема высокопарафинистой нефти по колонне насосно-компрессорных труб 2.

Благодаря наличию в конструкции устройства стационарного электронагревателя с регулируемой мощностью обеспечивается подогревание высокопарафинистой нефти в призабойной зоне пласта, в связи с чем повышается скорость реакции химического реагента, дозируемого в скважину по капиллярному трубопроводу, с высокопарафинистой нефтью, при этом на всем протяжении течения высокопарафинистой нефти (колонны насосно-компрессорных труб и выкидного трубопровода) химический реагент воздействует на высокопарафинистую нефть, поэтому в процессе подъема высоковязкой нефти из скважины исключается отложение парафина на внутренних стенках колонны насосно-компрессорных труб, что повышает эффективность работы устройства.

Предлагаемое устройство для добычи высокопарафинистой нефти позволяет повысить надежность и эффективность работы, а также снизить металлоемкость конструкции и расширить функциональные возможности устройства.

Устройство для добычи высокопарафинистой нефти, включающее спущенную в скважину 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, а также 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, отличающееся тем, что 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, причем линия нагнетания введена в скважину через герметичный боковой отвод фонтанной арматуры, а на устье скважины силовой кабель дополнительно соединен со станцией управления нагревателем, при этом колонна насосно-компрессорных труб выше скважинного насоса снабжена муфтой с радиальным отверстием, к которому подсоединен нижний конец капиллярного трубопровода.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

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 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.

Группа изобретений относится к системе подачи жидких химических реагентов в объекты дозирования нефтяной и газовой промышленности. Система содержит емкость хранения химического реагента, насос-дозатор, объект дозирования, установленные в нем контрольно-измерительные приборы, гидростатический датчик давления, установленный в емкости хранения, блок управления. Блок управления выполнен с возможностью управления насосом-дозатором в зависимости от сигналов гидростатического датчика давления и контрольно-измерительных приборов. На основании сигнала блок управления определяет массу химического реагента в емкости хранения, текущий расход реагента в объекте дозирования определяется косвенно, через разность масс химического реагента в емкости хранения через задаваемые в блоке управления интервалы времени. Повышается точность учета химического реагента без изменения его текучести и, следовательно, с уменьшением нагрузки на оборудование. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к способам и устройствам стимуляции пласта и призабойной зоны в целях повышения приемистости нагнетательных скважин. Технический результат - увеличение приемистости нагнетательных скважин за счет возможности использования пресной воды в терригенных коллекторах и обеспечения равномерного вытеснения нефти. По способу производят геофизические и гидродинамические исследования. По их результатам определяют текущее состояние призабойной зоны пласта нагнетательной скважины. Текущее состояние призабойной зоны пласта признают неудовлетворительным, если определенное текущее значение приемистости меньше допустимого предельного значения приемистости для работы нагнетательной скважины. Выполняют промывку призабойной зоны пласта объемом поверхностно-активного вещества - ПАВ, обеспечивающим оторочку, промывающую коллектор, при последующей закачке. Объем ПАВ определяют с учетом геологических параметров пласта, включающих в себя объем обрабатываемой зоны и коэффициент пористости пласта. Обеспечивают дозированную подачу ПАВ в течение заданного времени с учетом геологических параметров пласта, включающих в себя фильтрационно-емкостные параметры и технологический параметр среднесуточного объема закачки воды в скважину. Суточной объем дозы ПАВ не превышает 1% суточного объема закачки воды. Повторно производят геофизические и гидродинамические исследования. По их результатам определяют текущее состояние призабойной зоны пласта нагнетательной скважины. Если повторно определенное текущее значение приемистости больше допустимого предельного значения приемистости для работы нагнетательной скважины, то текущее состояние призабойной зоны пласта признают удовлетворительным. Если повторно определенное текущее значение приемистости меньше допустимого предельного значения приемистости для работы нагнетательной скважины, то производят корректировку дозы ПАВ и повторяют этап дозированной подачи ПАВ. Корректировка дозы ПАВ включает в себя этап, на котором осуществляют корректировку суточного объема дозы ПАВ и корректировку времени подачи. Время подачи следующей дозы ПАВ корректируют с учетом текущего радиуса призабойной зоны пласта, находящегося под влиянием ПАВ на некотором удалении от забоя нагнетательной скважины по аналитическому выражению. 9 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к области добычи нефти с использованием добывающих скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами. Технический результат - повышение эффективности работы добывающей скважины. По способу на трубе системы устьевой герметизации скважины, расположенной выше планшайбы устьевого противофонтанного оборудования, или на полированном устьевом штоке, связанном с колонной насосных штанг, закрепляют совместно с упругой развязкой виброакустический излучатель. В качестве упругой развязки используют пружину между траверсой канатной подвески и полированным устьевым штоком. С помощью этой развязки уменьшают передачу колебаний на станок-качалку. В качестве виброакустического излучателя используют низкодобротный излучатель с широкой резонансной полосой. Виброакустические колебания передают на колонну насосных штанг, насосно-компрессорные трубы, эксплуатационную колонну и асфальтосмолистые и парафиновые отложения. Выходное механическое сопротивление виброакустического излучателя согласуют с изменчивым во времени комплексным механическим сопротивлением нагрузки. Для этого виброакустический излучатель закрепляют на упомянутых трубе или штоке произвольно, а его рабочие частоту, амплитуду и форму модулирующего сигнала регулируют в широком низкочастотном диапазоне как в непрерывном, так и в радиоимпульсном режимах при контроле амплитуды и скорости возбуждаемых механических колебаний. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 3 ил.
Наверх