Методика системного выбора растворителя для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений (аспо) с учётом оценки его влияния на кинетическую устойчивость нефти с использованием спектрофотометрических исследований



Методика системного выбора растворителя для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений (аспо) с учётом оценки его влияния на кинетическую устойчивость нефти с использованием спектрофотометрических исследований

 


Владельцы патента RU 2570080:

Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" (RU)

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 нефтяной промышленности и может быть использовано для системного выбора эффективного растворителя, учитывающего влияние данного растворителя на устойчивость нефтяной дисперсной системы.

Как правило, при выборе и оценке эффективности растворителей для удаления АСПО проводится только оценка их растворяющей способности с использованием одной из методик: (Нагимов Н.М., Шарифуллин А.В., Козин В.Г. «Коллоидно-химические свойства углеводородных растворителей асфальтено-смоло-парафиновых отложений», журнал «Нефтяное хозяйство», №11, 2002 г. - стр. 79-81), (Турукалов М.Б. «Критерии выбора эффективных углеводородных растворителей для удаления асфальто-смоло-парафиновых отложений», Дис. канд. хим. наук. - Краснодар. Кубанский государственный технологический университет, 2007 г. - стр. 156), (СТП 03-153-2001 «Методика лабораторная по определению растворяющей и удаляющей способности растворителей АСПО» Стандарт предприятия АНК Башнефть. - 2001 г.).

При этом не учитывается, что растворители оказывают существенное влияние на кинетическую устойчивость нефти. Это свойство растворителей широко используется в процессах переработки нефти. Изменение кинетической устойчивости нефти может оказать негативное влияние на процессы выработки запасов и эксплуатации скважин. Происходит расслоение, разрушение нефтяной дисперсной системы в результате выделения коагулятов, представляющих собой в зависимости от плотностей дисперсной фазы и дисперсионной среды осадки или всплывающие образования. Расслоение нефтяной дисперсной системы приводит к образованию нефтешламов, снижению фильтрационно-емкостных свойств пластовой системы и призабойной зоны пласта. Таким образом, кинетическая устойчивость отражает способность системы сохранять в течение определенного времени одинаковое в каждой точке распределение частиц дисперсной фазы в дисперсионной среде.

Цель изобретения - выбор эффективного растворителя для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО) с учетом оценки его влияния на кинетическую устойчивость нефти с использованием спектрофотометрических исследований.

Изобретение может быть использовано для проведения параллельных исследований по оценке растворяющих способностей растворителя и определения влияния данного растворителя на устойчивость нефтяной дисперсной системы.

Поставленная цель достигается применением методики системного выбора растворителя для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО) с учетом оценки его влияния на кинетическую устойчивость нефти с использованием спектрофотометрических исследований.

При осуществлении технологий для удаления органических отложений с применением растворителя проводится выбор эффективного растворителя, не оказывающего негативного влияния на нефтяную дисперсную систему. Это достигается посредством окончательного выбора растворителя с наибольшей величиной фактора устойчивости и наиболее высокой растворяющей способностью.

Методика системного выбора растворителя включает в себя отбор проб АСПО с параллельным отбором проб продукции скважин, сравнительную оценку растворяющей способности анализируемых растворителей по предлагаемой методике, определение изменения оптических свойств нефти после контакта с анализируемым растворителем, сравнение оптических свойств нефти после контакта с анализируемым растворителем с контрольной пробой, оценку влияния растворителя на кинетическую устойчивость нефти на основе фактора устойчивости, представляющего собой отношение установившейся оптической плотности нефти в верхнем слое нефти, после перемешивания с растворителем, к оптической плотности верхнего слоя контрольной пробы нефти без контакта с растворителем, определение коэффициента эффективности, определяемого как произведение фактора устойчивости на эффективность растворения, и выбор растворителя, не оказывающего негативного влияния на кинетическую устойчивость и обладающего наиболее высокой растворяющей способностью. Такой подход обеспечит системный выбор растворителя и исключит формирование нефтешламов и снижение фильтрационно-емкостных свойств пласта, которые являются результатом последействия применения растворителей.

При выборе растворителя для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО), имеющего максимальную эффективность и не оказывающего негативного влияния на кинетическую устойчивость нефти, проводятся поэтапные лабораторные исследования.

Первый этап. Определяется эффективность растворения (Эр) следующим образом. Проводится измерение массы подготовленных образцов поверхности (металлическая или иная пластинка размером 50×30×2 мм, с покрытием и без покрытия, с различной степенью шероховатости). Затем образец поверхности нагревается до 80°C, на него приплавляется образец пробы органических отложений, отобранный с максимальной осторожностью для сохранения структуры. До проведения исследований образец отложений, отобранный с максимальной осторожностью, хранится в герметичном контейнере. При нанесении образца отложений на нагретую до температуры плавления металлическую пластинку происходит сцепление отложений с поверхностью за счет разницы температур отложения и металла. Таким образом, обеспечивается прочность сцепления образцов с поверхностью и исключается погрешность определения, связанная с уплотнением структуры органических отложений в процессе формирования образца.

В случае необходимости обеспечения динамического режима растворения используется перемешивающее устройство. Определяется масса пластинки с органическими отложениями. Затем пластинка с наплавленными отложениями подвешивается на нижний крюк весов, опускается в термостатируемый сосуд с растворителем объемом 100 см, установленным на платформе перемешивающего устройства (при необходимости), и располагается в растворе вертикально. Температура растворителя поддерживается с точностью ±0,1°C, градиент температуры по объему сосуда составляет не более ±0,1°C.

Второй этап. Определяется влияние растворителя на кинетическую устойчивость нефти (Фу). Для этого пробы нефти со скважинного пробоотборника отбираются в сосуд объемом 1500 мл, затем проводится обезвоживание проб с использованием центрифуги ОПн-Зм в течение 5 минут при частоте 2500 об/мин, далее проводился отбор пробы нефти объемом 10 мл. Центрифуга ОПн-Зм изготовлена в климатическом исполнении УХЛ 4.2 по ГОСТ 15150-69. Устройство обеспечивает задание частоты вращения пробиркодержателя от 500 до 2700 об/мин с дискретностью 100 об/мин, допустимое приведенное отклонение частоты вращения от максимальной рабочей частоты вращения в диапазоне от 2000 до 2700 об/мин - не более 5%, максимальная величина фактора разделения 1670, максимальный объем центрифуги 150 мл, центрифуга обеспечивает задание времени центрифугирования в интервале от 0 до 99 мин с дискретностью 1 мин.

10 мл нефти смешивается с 10 мл растворителя и термостатируется в трубках Либиха в течение 8 часов при температуре 30°C. Эксперименты проводятся на 2 трубках. В первой трубке находится контрольная проба нефти, во второй - нефть с исследуемым растворителем. По истечении 8 часов с верхней части трубки отбираются пробы нефти в объеме по 0,08 мл для измерения оптической плотности по предлагаемой методике. Оптическая плотность измеряется на фотометре КФК-3. Спектральный диапазон работы фотометра КФК-3 от 315 до 990 нм. Пределы измерения: коэффициента пропускания 0,1-100%, оптической плотности 0-3. Предел допускаемого значения основной абсолютной погрешности фотометра при измерении коэффициента пропускания 0,5% абс. Предел допускаемой основной абсолютной погрешности установки длины волны 3 нм. Предел допускаемого среднеквадратического отклонения случайной составляющей основной абсолютной погрешности 0,15% абс. В опытах используется кварцевая кювета с длиной оптического пути 1,060 мм.

Выбор растворителя проводится на основе комплексного показателя Кэ - коэффициента эффективности растворителя, характеризующего эффективность растворения с учетом влияния растворителя на нефтяную дисперсную систему.

Коэффициент эффективности растворителя Кэ определяется по формуле:

где Эр - эффективность растворения, определяется по предлагаемой методике;

Фу - фактор устойчивости, определяется как отношение установившейся оптической плотности нефти в верхнем слое нефти после перемешивания с растворителем к оптической плотности верхнего слоя контрольной пробы нефти без контакта с растворителем.

где D1 - оптическая плотность верхнего слоя нефти после контакта с растворителем;

D2 - оптическая плотность верхнего слоя контрольной пробы нефти.

Выбирается растворитель, имеющий максимальный коэффициент эффективности.

Результаты экспериментов для различных типов растворителей представлены в таблице 1.

Таким образом, из таблицы 1 видно, что минимальное влияние на кинетическую устойчивость нефти оказывает нефть + МИА-Пром. Следовательно, при прочих равных условиях и примерно равной эффективности растворения наибольший коэффициент эффективности у растворителя МИА-Пром.

Данная методика позволяет исключить осложнения в процессах добычи и подготовки нефти после применения растворителей, выбранных без учета их влияния на кинетическую устойчивость.

Применение методики системного выбора растворителя для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО) с учетом оценки его влияния на кинетическую устойчивость нефти с использованием спектрофотометрических исследований на основе определения коэффициента эффективности растворителя обеспечит не только эффективное растворение АСПО, но и предопределит появление осложнений, связанных с формированием устойчивых эмульсий в системе нефтесбора, связанных с последующим быстрым снижением фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта после проведения обработок призабойной зоны (ОПЗ) растворителем вследствие адсорбции насыщенных асфальтенами тяжелых фракций нефти на поверхности пор породы коллектора.

Учитывая высокую стоимость деэмульгаторов, а так же то, что стоимость одного подземного ремонта скважин по ликвидации осложнений составляет около 4 тыс. рублей, и незначительные затраты на проведение исследований по определению фактора кинетической устойчивости, данный метод является более экономически эффективным, так как позволяет учитывать возможные риски появления осложнений.

Такой подход обеспечит системный выбор растворителя и исключит формирование нефтешламов и снижение фильтрационно-емкостных свойств пласта, которые являются результатом последействия применения растворителей.

Методика системного выбора растворителя включает в себя отбор проб АСПО с параллельным отбором проб продукции скважин, сравнительную оценку растворяющей способности анализируемых растворителей, отличающаяся тем, что проводится определение изменения 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, представляющего собой отношение установившейся оптической плотности нефти в верхнем слое нефти, после перемешивания с растворителем, к оптической плотности верхнего слоя контрольной пробы нефти без контакта с растворителем, определение коэффициента эффективности, определяемого как произведение фактора устойчивости на эффективность растворения, и выбор растворителя, не оказывающего негативного влияния на кинетическую устойчивость и обладающего наиболее высокой растворяющей способностью, где коэффициент эффективности растворителя Кэ определяется по формуле:

где Эр - эффективность растворения;
Фу - фактор устойчивости, определяется как отношение установившейся оптической плотности нефти в верхнем слое нефти после перемешивания с растворителем к оптической плотности верхнего слоя контрольной пробы нефти без контакта с растворителем:

где D1 - оптическая плотность верхнего слоя нефти после контакта с растворителем;
D2 - оптическая плотность верхнего слоя контрольной пробы нефти.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

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.
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.

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 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.

Изобретение относится к области нефтедобычи и, в частности, к способам стимуляции пласта и его призабойной зоны для повышения приемистости нагнетательных скважин. Технический результат - повышение эффективности способа. По способу определяют объем обрабатываемой зоны призабойной зоны пласта, радиус обрабатываемой зоны пласта и коэффициент пористости пласта, перфорированный интервал без учета непроницаемых пропластков на основании предварительно проведенных геофизических и гидродинамических исследований. Определяют первый расчетный объем поверхностно-активного вещества для первой закачиваемой жидкости. Первой закачиваемой жидкостью обеспечивают оторочку, промывающую коллектор при последующей закачке второй закачиваемой жидкости. Первый расчетный объем определяют согласно аналитическому выражению, учитывающему первый расчетный объем поверхностно-активного вещества, объем обрабатываемой зоны призабойной зоны пласта, коэффициент пористости пласта, радиус обрабатываемой зоны и перфорированный интервал без учета непроницаемых пропластков. Обеспечивают подачу первой закачиваемой жидкости в скважину. Обеспечивают дозированную подачу второго расчетного объема поверхностно-активного вещества для второй закачиваемой в скважину жидкости в течение заданного времени. При этом суточный объем дозы второго расчетного объема поверхностно-активного вещества не превышает 1% суточного объема закачки воды и заданное время составляет от 1 до 5 суток. 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины. Способ включает промывку забоя циркуляцией моющей композиции в скважине по гибкой трубе и колонне насосно-компрессорных труб. Промывают забой пластовой водой до ухода ее части, затем промывают газожидкостной смесью, стравливают давление до атмосферного, доливают в скважину пластовую воду, по колонне насосно-компрессорных труб прокачивают и по гибкой трубе внутри колонны насосно-компрессорных труб отбирают моющую композицию из пластовой воды, водорастворимого поверхностно-активного вещества "ИТПС-04-А" и органического растворителя «МИА-пром», заполняют скважину раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в пластовой воде, вспененным на 40-60% воздухом с количеством кислорода менее 9%, промывают скважину циркуляцией указанного раствора, вымывают продукты реакции прямой и обратной промывкой, стравливают давление до атмосферного, заполняют скважину пластовой водой, определяют приемистость пласта, закачивают в призабойную зону глинокислоту, проводят выдержку на реагирование, вымывают продукты реакции раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в пластовой воде, вспененным на 40-60% воздухом с количеством кислорода менее 9%, определяют приемистость пласта. Повышается эффективность очистки скважины.

Изобретение относится к скважинным контейнерам с твердым реагентом, предназначенным для предупреждения отложения солей на погружном оборудовании. Устройство включает цилиндрические секции с реагентом, соединенные муфтами и имеющие камеру смешения, отделенную от реагента проницаемой перегородкой и снабженную отверстиями для соединения со скважиной. Проницаемая перегородка ориентирована вдоль оси цилиндрической секции, выполнена плоской или выпуклой формы и разделяет ее полость на камеру, заполненную реагентом, и полую камеру смешения. Стенка цилиндрической секции снабжена в пределах камеры смешения нижним и верхним отверстиями, сообщающими камеру смешения со скважиной. Повышается надежность контейнера за счет упрощения конструкции и стабилизации дозирования реагента в пластовую жидкость. 2 ил.

Изобретение относится к эксплуатации и ремонту нефтяных и газовых скважин. Устройство гидроударное для очистки ствола скважины от песчано-глинистой пробки состоит из разъемного корпуса, седла с продольными пазами, соединительного патрубка с кольцевым поршнем, размещенным в корпусе компенсатора, подпружиненного толкателя торцевого клапана со штоком и коронкой, гайки на нижнем конце разъемного корпуса. Устройство снабжено ограничительной шайбой, установленной под коронкой и связанной с гайкой шпильками, свободно пропущенными через отверстия в коронке, в теле которой выполнена внутренняя проточка для охвата ограничительной шайбы в момент рабочего хода, причем в теле ограничительной шайбы выполнено центральное отверстие. Применение устройства в лифтовой колонне труб малого внутреннего диаметра позволяет эффективно транспортировать механические примеси на поверхность по межтрубному пространству. 3 ил.

Настоящее изобретение относится к способу ингибирования отложений в геологическом образовании, таком как углеводородный пласт, и набору составляющих для выполнения этого способа. Способ ингибирования отложений в геологическом образовании содержит: нанесение связующего на поверхность геологического образования, доставку наноматериала на углеродной основе к поверхности геологического образования, чтобы вызвать сцепление вследствие химического взаимодействия между наноматериалом и связующим, причем наноматериал обеспечивает один или более центров адсорбции для ингибитора отложений, помещение некоторого количества ингибитора отложений в геологическое образование так, что доза ингибитора отложений адсорбируется наноматериалом, и ингибирование отложений в геологическом образовании вследствие продленного высвобождения упомянутой дозы ингибитора отложений из наноматериала в геологическое образование. Набор составляющих для выполнения указанного способа содержит связующее и указанные наноматериал и ингибитор отложений. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение срока действия ингибитора отложений. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 1 табл., 24 ил.
Наверх