Способ ремонта скважины



Владельцы патента RU 2560453:

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

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 нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО).

Известен способ удаления АСПО и диспергирования их в нефтепромысловом оборудовании. Реагент-ингибитор подают в затрубное пространство в количестве 0,5-20 мас.% от объема нефти в откачиваемой продукции, заключенной во внутренней полости насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве от динамического уровня до приема насоса. Работу глубинного насоса осуществляют по замкнутому кольцу - насосные трубы и выкидная линия, по которому циркулирует смесь откачиваемой продукции с реагентом. Использование изобретения повышает эффективность ингибирования АСПО и увеличение объема добываемой продукции (Патент РФ №2132450, опубл. 27.06.1999).

Недостатком известного способа является необходимость применения глубинного насоса для циркуляции реагентов в скважине, тогда как весьма часто отложения накапливаются именно в насосе, препятствуя его работе.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ ремонта скважины, согласно которому проводят циркуляцию моющей композиции в скважине в течение 3-6 ч при расходе 5-10 л/с, после чего проводят вымывание продуктов реакции из скважины водой в объеме скважины и промывку забоя водой в объеме не менее 1,5 объемов скважины, при этом в качестве моющей композиции используют смесь, содержащую, об. ч.: растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений «ИНТАТ-4» в количестве 100-360, реагент ИТПС-04-А в количестве 45-60, техническую воду плотностью от 1,0 до 1,18 г/см3 - 1000 (патент РФ №2455463, кл. Е21В 37/06, опубл. 10.07.2012 - прототип).

При использовании гибкой трубы выполняют ее расхаживание в процессе циркуляции в пределах от забоя скважины до кровли продуктивного пласта.

Известный способ обладает невысокой эффективностью при очистке скважин с невысокой температурой, длительное время накапливавших АСПО.

В изобретении решается задача повышения эффективности очистки скважин с невысокой температурой, длительное время накапливавших АСПО.

Задача решается тем, что в способе ремонта скважины, включающем циркуляцию моющей композиции в скважине, согласно изобретению 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.

Кроме того, ремонт производят с использованием гибких труб, которые расхаживают в процессе циркуляции в пределах от забоя до кровли продуктивного пласта.

Сущность изобретения

Вследствие отложений АСПО в колонне насосно-компрессорных труб уменьшается проходное сечение и снижается добыча нефти, происходит засорение геофизических приборов при исследовании скважин. Несмотря на большое количество технических решений, направленных на предупреждение отложений или очистку скважины от АСПО, очистка скважин с невысокой температурой, длительное время накапливавших АСПО мало эффективна. В предложенном способе решается задача повышения эффективности очистки скважин с невысокой температурой, длительное время накапливавших АСПО.

Способ осуществляют в следующим образом.

Для проведения работ по промывке используют следующие материалы:

- растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений РС-1210;

- реагент ИТПС-04-А;

- технологическая жидкость с удельным весом от 1,0 до 1,18 г/см3.

Растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений РС-1210 представляет собой насыщенные углеводороды, выпускается согласно ТУ 2458-004-83459339-2012 и представляет собой однородную жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета, плотностью не менее 0,7 г/см3 и температурой начала кипения не ниже плюс 33°C.

Водорастворимая композиция ПАВ - реагент ИТПС-04-А выпускается согласно ТУ 2458-003-27913102-2003 и представляет собой композицию полимерного компонента и комплекса поверхностно-активных веществ в углеводородном или водно-органическом растворителе. По внешнему виду это жидкость от желтого до темно-коричневого цвета с массовой долей активной основы не менее 20% с температурой застывания минус 40°C.

Техническая вода плотностью от 1,0 до 1,18 г/см3 представляет собой либо пресную воду, либо пластовую, либо их смесь для достижения заданной плотности.

Порядок выполнения работ.

Перед ремонтом скважины промывают забой скважины для предварительной очистки.

Готовят моющую композицию в емкости. Емкость наполняют технической водой, в нее добавляют растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений РС-1210 и реагент ИТПС-04-А при следующем соотношении компонентов, об. ч.: растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений РС-1210 в количестве 100-400, реагент ИТПС-04-А в количестве 15-40, техническую воду плотностью от 1,0 до 1,18 г/см3 - 600-900.

Перемешивание раствора происходит во время транспортировки на скважину. Общий объем моющей композиции должен быть равен обрабатываемому объему скважины плюс 0,1-0,2 м3.

Смесь компонентов не образует раствора и с течением времени расслаивается, поэтому во избежание расслоения композиции смесь непрерывно перемешивают в течение всего процесса промывки скважины.

Спускают в скважину колонну труб (гибкая труба либо насосно-компрессорные трубы до текущего забоя). Расставляют технику, обвязывают устье скважины, спрессовывают нагнетательную линию. Закачкой технической воды в трубы вызывают циркуляцию технической воды. Закачивают в трубы моющую композицию до начала выхода ее из межтрубного пространства, вытесняемую при этом из скважины техническую воду направляют в автоцистерну (либо герметичную желобную систему). Производят переобвязку устья скважины для циркуляции моющей композиции по замкнутому циклу по схеме «автоцистерна - насос - трубы в скважине - затрубное пространство - автоцистерна». Циркуляцию моющей композиции выполняют непрерывно в течение 1-3 ч при расходе 4-6 л/с с перепуском моющей композиции в частично заполненную емкость. Контролируют уровень моющей композиции в емкости с условием наличия в емкости не менее 0,5 м3 и не более 1 м3. При уменьшении уровня снижают расход циркуляции, при увеличении уровня увеличивают расход циркуляции в пределах от 4 до 6 л/с.При использовании гибкой трубы производят ее расхаживание, т.е. подъем вверх и опускание вниз, в процессе циркуляции жидкости в пределах от искусственного забоя скважины до кровли продуктивного пласта. Расхаживание гибкой трубы позволяет повысить качество очистки скважины за счет выноса отложений с забоя. Производят вымывание продуктов реакции из скважины технической водой из желобной системы в объеме скважины. Производят промывку забоя технической водой в объеме 1,5-2,0 объема скважины. Скважина очищена от АСПО.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Выполняют ремонт нагнетательной скважины с применением колтюбинговой установки «Гибкая труба». Глубина забоя 1800 м, температура на забое 20°C, диаметр эксплуатационной колонны 146 мм. Скважину в течение 3 месяцев не очищали от АСПО. В скважину спущена колонна насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм на глубину 1750 м. Глубина кровли продуктивного пласта 1780 м. Расчетный обрабатываемый объем скважины составляет 4,23 м3. Спускают в колонну насосно-компрессорных труб гибкую трубу диаметром 38 мм толщиной стенки 2,77 мм и промывают забой скважины технической водой плотностью 1 г/см3. В автоцистерну заливают растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений РС-1210, реагент ИТПС-04-А и техническую воду плотностью от 1,0 г/см3 при их объемном соотношении соответственно 100:15:600. Общий объем моющей композиции равен 4,33 м3. Спускают в скважину в колонну насосно-компрессорных труб колонну колтюбинговых труб до текущего забоя. Расставляют технику, обвязывают устье скважины, спрессовывают нагнетательную линию. Закачкой технической воды в гибкую трубу вызывают циркуляцию технической воды. Закачивают в гибкую трубу моющую композицию до начала выхода ее из межтрубного пространства, вытесняемую при этом из скважины техническую воду направляют в желобную систему. Производят переобвязку устья скважины для циркуляции моющей композиции по замкнутому циклу по схеме «автоцистерна - насос - трубы в скважине - затрубное пространство - автоцистерна». Циркуляцию моющей композиции в скважине производят непрерывно в течение 1 ч при расходе 4 л/с. Контролируют уровень моющей композиции в емкости с условием наличия в емкости не более 1 м3 моющей композиции. Постепенно уровень жидкости увеличивается. Увеличивают расход циркуляции до 5 л/с. Производят расхаживание гибкой трубы в процессе циркуляции в пределах 20 м. Производят вымывание продуктов реакции из скважины технической водой из желобной системы в объеме скважины от искусственного забоя. Производят промывку забоя технической водой в объеме 1,5 объема скважины. Скважина очищена от АСПО. Поднимают из скважины технологическое оборудование для очистки.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Температура на забое 25°C, скважину в течение 2,5 месяцев не очищали от АСПО. Ремонт производят без использования колонны гибких труб. Расчетный обрабатываемый объем скважины составляет 24,3 м3. Спускают в скважину колонну НКТ диаметром 73 мм и промывают забой скважины технической водой плотностью 1,09 г/см3. В автоцистерну заливают растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений РС-1210, реагент ИТПС-04-А и техническую воду плотностью от 1,09 г/см3 при их объемном соотношении соответственно 250:30:750. Общий объем моющей композиции равен 24,4 м3. Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб до текущего забоя. Расставляют технику, обвязывают устье скважины, спрессовывают нагнетательную линию. Закачкой технической воды в трубы вызывают циркуляцию технической воды. Закачивают в трубы моющую композицию до начала выхода ее из межтрубного пространства, вытесняемую при этом из скважины техническую воду направляют в желобную систему. Производят переобвязку устья скважины для циркуляции моющей композиции по замкнутому циклу по схеме «автоцистерна - насос - трубы в скважине - затрубное пространство - автоцистерна». Циркуляцию моющей композиции в скважине производят непрерывно в течение 2 ч при расходе 5 л/с. Контролируют уровень моющей композиции в емкости. Постепенно уровень жидкости снижается. Снижают расход циркуляции до 4 л/с. Производят вымывание продуктов реакции из скважины технической водой из желобной системы в объеме скважины. Производят промывку забоя технической водой в объеме 1,7 объема скважины. Скважина очищена от АСПО.

Пример 3. Выполняют, как пример 2. Температура на забое 30°C, скважину в течение 2 месяцев не очищали от АСПО. Ремонт производят без использования колонны гибких труб. Расчетный обрабатываемый объем скважины составляет 24,3 м3. Спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм в скважину и промывают забой скважины технической водой плотностью 1,18 г/см3. В автоцистерну заливают растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений РС-1210, реагент ИТПС-04-А и техническую воду плотностью от 1,18 г/см3 при их объемном соотношении соответственно 400:40:900. Общий объем моющей композиции равен 24,5 м3. Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб до текущего забоя. Расставляют технику, обвязывают устье скважины, спрессовывают нагнетательную линию. Закачкой технической воды в трубы вызывают циркуляцию технической воды. Закачивают в трубы моющую композицию до начала выхода ее из межтрубного пространства, вытесняемую при этом из скважины техническую воду направляют в желобную систему. Производят переобвязку устья скважины для циркуляции моющей композиции по замкнутому циклу по схеме «автоцистерна - насос - трубы в скважине - затрубное пространство - автоцистерна». Циркуляцию моющей композиции в скважине производят непрерывно 3 ч при расходе 6 л/с. Контролируют уровень моющей композиции в емкости. Постепенно уровень жидкости снижается. Снижают расход циркуляции до 5 л/с. Производят вымывание продуктов реакции из скважины технической водой из желобной системы в объеме скважины. Производят промывку забоя технической водой в объеме 2 объема скважины. Скважина очищена от АСПО.

В результате скважина очищена от АСПО без применения глубинного насоса.

Применение предложенного способа позволит очищать скважины от АСПО, используя наземное оборудование без применения глубинных насосов.

1. Способ ремонта скважины, включающий циркуляцию моющей композиции в скважине, отличающийся тем, что 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.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что ремонт производят с использованием гибких труб, которые расхаживают в процессе циркуляции в пределах от забоя до кровли продуктивного пласта.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.
Изобретение относится к области нефтяной промышленности. В способе удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающем подачу моющей композиции в затрубное пространство скважины, циркуляцию моющей композиции по замкнутому циклу, вынос продуктов отмыва из скважины, в качестве моющей композиции используют композицию НПС-Р1, которую подают в объеме 10-50% от объема циркуляции, равного сумме объемов затрубного пространства и колонны НКТ, причем цикл отмыва повторяют дважды. Технический результат - увеличение межочистного периода скважины. 2 пр.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-08-20 2015-08-19T17:24:39
Наверх