Устройство для дозированной подачи химического реагента в скважину



Устройство для дозированной подачи химического реагента в скважину
Устройство для дозированной подачи химического реагента в скважину

Владельцы патента RU 2531014:

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения коррозии и отложений на оборудовании. Устройство содержит установку дозировочную электронасосную, линию нагнетания в виде жесткого шланга, соединенную с помощью устройства ввода, выполненного в устьевой арматуре с капиллярным трубопроводом, проходящим по наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб и насосного агрегата, на нижнем конце которого размещены подвесное устройство, распылитель и центратор. Устройство ввода капиллярного трубопровода смонтировано в боковом отводе устьевой арматуры в виде патрубка с заглушкой, оснащенной центральным каналом. Снаружи канал заглушки сообщен с линией нагнетания, а изнутри - с верхним концом капиллярного трубопровода, имеющим возможность герметизации в заглушке. Между боковым отводом и заглушкой патрубок оснащен отводом с угловым вентилем. Капиллярный трубопровод выполнен в виде полимерного армированного кабеля и в подвесном устройстве соединен с полой штангой, жестко присоединенной сверху к подвесному устройству. На нижнем конце полой штанги установлен распылитель, оснащенный регулируемым обратным клапаном. Повышается надежность, эффективность, снижается металлоемкость. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения коррозии, отложения солей и парафинов на нефтедобывающем оборудовании.

Известно устройство дозирования реагента в скважину с приводом от станка-качалки (патент RU №2433249, МПК Е21В 37/06, опубл. 10.11.2011 г., бюл. №31), содержащее насос-дозатор, выполненный в виде гидроцилиндра с размещенным в нем поршнем, ограничителя возвратно-поступательного перемещения поршня и возвратной пружины, установленной на поршне, дозирующее устройство, взаимодействующее с рабочей полостью гидроцилиндра, регулятор дозировки реагента, механизм передачи движения привода станка-качалки к насосу-дозатору, узел крепления устройства к устьевому фланцу обсадной колонны, при этом механизм передачи движения привода станка-качалки к насосу-дозатору выполнен в виде рычага, закрепленного на сальниковом штоке станка-качалки перпендикулярно оси штока с возможностью взаимодействия с поршнем гидроцилиндра, при этом дозирующее устройство выполнено в виде всасывающего и нагнетательного клапанов, расположенных на оси, перпендикулярной оси поршня насоса-дозатора, а регулятор дозировки реагента выполнен в виде механизма изменения величины рабочего хода поршня посредством перемещения гидроцилиндра относительно рычага, закрепленного на сальниковом штоке, при этом узел крепления устройства к устьевому фланцу обсадной колонны выполнен подвижным, при этом механизм изменения величины рабочего хода поршня выполнен в виде резьбового стержня, один конец которого жестко соединен с гидроцилиндром и блоком клапанов, а другой конец снабжен регулирующим и ограничивающим элементами и закреплен на опорном элементе с возможностью осевого перемещения и фиксации в разных положениях, причем регулирующий элемент выполнен в виде резьбовой гайки, при этом опорный элемент выполнен в виде цилиндрической детали со сквозным пазом для закрепления в нем ограничивающего перемещение стержня элемента, выполненного в виде поперечно установленного стержню болтового соединения, причем ограничитель возвратно-поступательного перемещения поршня выполнен в виде трубы, один конец которой жестко закреплен на стержне, а второй снабжен крышкой с отверстием для прохода штока поршня, взаимодействующей с ограничительной шайбой, установленной на штоке поршня. Устройство снабжено механическим регулируемым уплотнением поршня, выполненным в виде кольца из упругого материала - фторопласта, при этом механизм регулирования механического уплотнения поршня выполнен в виде гайки, которая служит также для упора пружины и ограничения движения поршня при нагнетании реагента в скважину. Устройство снабжено гидравлическим уплотнением поршня, выполненным в виде стакана, в дне которого выполнено отверстие для прохода поршня, а рычаг, закрепленный на сальниковом штоке, выполнен в виде пластины, имеющей форму полукруга, при этом узел крепления устройства к устьевому фланцу обсадной колонны выполнен в виде шарнирного соединения.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, пульсирующая нерегулируемая подача реагента, которая зависит от частоты вращения редуктора станка-качалки, поэтому эффективность очистки колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) от этого снижается вследствие непродолжительного по времени взаимодействия химического реагента с отложениями;

- во-вторых, дозирующее устройство в виде всасывающего и нагнетательного клапанов, которые создают дополнительные гидравлические потери, что приводит к увеличению энергозатрат;

- в-третьих, сложность и металлоемкость конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей.

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.

Недостатками данного устройства являются:

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

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

- в-третьих, большой расход реагента, связанный с тем, что реагент подается в колонну труб для растворения уже образовавшихся солей, что приводит к повышению себестоимости нефти;

- 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, опубл. 27.07.2007 г., бюл. №21), включающее установку дозировочную электронасосную, линию нагнетания, выполненную в виде жесткого шланга с устройством ввода, выполненным в планшайбе устьевой арматуры, капиллярный трубопровод, выполненный из бронированного кабеля, проходящий по наружной поверхности насосно-компрессорных труб и глубинно-насосного агрегата, 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 центратором.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, низкая эффективность работы устройства, так как клапан-распылитель не позволяет спрессовать капиллярный трубопровод и не имеет возможности регулировки давления подачи химического реагента в интервал перфорации скважины;

- во-вторых, низкая надежность работы устройства, связанная с высокой вероятностью прихвата груза, подвешенного на гибком тросе, и/или повреждением капиллярного трубопровода ниже подвесного устройства в процессе спуско-подъемных операций при наличии в скважине асфальтено-парафиновых отложений, и, как следствие, обрыв троса и/или капиллярного трубопровода;

- в-третьих, большая металлоемкость конструкции, связанная с тем, что груз на тросе и клапан-распылитель на капиллярном трубопроводе спущены раздельно;

- в-четвертых, разрушение капиллярного трубопровода, выполненного из бронированного кабеля, под воздействием механического усилия, возникающего в процессе спуско-подъемных операций, который не восстанавливает проходное сечение капиллярного трубопровода, что также снижает надежность работы устройства;

- в-пятых, невозможность спуска геофизических приборов через отверстие в планшайбе устьевой арматуры для контроля работы скважины, так как устройство ввода выполнено в опорном фланце устьевой арматуры.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности и надежности работы устройства, уменьшение металлоемкости конструкции.

Поставленные технические задачи решаются устройством для дозированной подачи химического реагента в скважину, содержащим установку дозировочную электронасосную, линию нагнетания, выполненную в виде жесткого шланга и соединенную с помощью устройства ввода, выполненного в устьевой арматуре с капиллярным трубопроводом, проходящим по наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб и насосного агрегата, на нижнем конце которого размещены подвесное устройство, распылитель и центратор.

Новым является то, что устройство ввода капиллярного трубопровода смонтировано в боковом отводе устьевой арматуры в виде патрубка с заглушкой, оснащенной центральным каналом, при этом снаружи центральный канал заглушки сообщен с линией нагнетания, а изнутри центральный канал заглушки сообщен с верхним концом капиллярного трубопровода, имеющим возможность герметизации в заглушке, причем между боковым отводом и заглушкой патрубок оснащен отводом с угловым вентилем для проведения технологических операций в скважине, при этом капиллярный трубопровод выполнен в виде полимерного армированного кабеля, а в подвесном устройстве капиллярный трубопровод соединен с полой штангой, жестко присоединенной сверху к подвесному устройству, а на нижнем конце полой штанги установлен распылитель с центратором, при этом распылитель оснащен внутри регулируемым обратным клапаном.

На фиг.1 схематично изображено предлагаемое устройство.

На фиг.2 схематично в продольном разрезе изображен клапан-распылитель.

Устройство для дозированной подачи химического реагента в скважину 1 (см. фиг.1) содержит установку дозировочную электронасосную 2, линию нагнетания 3, выполненную в виде жесткого шланга и соединенную с помощью устройства ввода 4 с капиллярным трубопроводом 5, проходящим по наружной поверхности 6 колонны насосно-компрессорных труб 7 и насосного агрегата 8.

Капиллярный трубопровод 5 выполнен в виде полимерного армированного кабеля, так как полимер позволяет восстановить проходное сечение капиллярного трубопровода 5 при воздействии механического усилия на него в процессе проведения спуско-подъемных операций в скважине 1. В прототипе в качестве капиллярного трубопровода применяется бронированный капиллярный трубопровод, который после приложения механического усилия разрушает проходное сечение капиллярного трубопровода, что приводит к отказу устройства в работе. В связи с вышеизложенным повышается надежность работы предлагаемого устройства.

Установка дозировочная электронасосная 2 представляет собой насос (на фиг.1 и 2 не показан) с блоком управления и емкость. Насос осуществляет регулируемую подачу химического реагента, например ингибитора солеотложений (коррозии, эмульгаторов), из емкости в линию нагнетания 3 (см. фиг.1). Ингибитор завозят на скважину 1 заранее. По мере расхода реагента ингибитор закачивают в емкость 3.

На нижнем конце насосного агрегата 8, например электроцентробежного насоса, размещено подвесное устройство 9.

Устройство ввода 4 капиллярного трубопровода 5 смонтировано, например, при помощи муфты (на фиг.1 и 2 не показана) к боковому отводу 10 (см. фиг.1) устьевой арматуры в виде патрубка 11 с заглушкой 12, оснащенной центральным каналом 13.

Снаружи центральный канал 13 заглушки 12 сообщен с линией нагнетания 3, а изнутри центральный канал 13 заглушки 12 сообщен с верхним концом капиллярного трубопровода 5, имеющим возможность герметизации с помощью кольцевых уплотнений (на фиг.1 изображены условно) в заглушке 12.

Между боковым отводом 10 и заглушкой 12 патрубок 11 оснащен отводом 14 с угловым вентилем 15 для проведения технологических операций в скважине, например глушения скважины. Капиллярный трубопровод 5 выполнен в виде полимерного армированного кабеля, например, марки СКТ 3/10, выпускаемого ООО «Инжиниринговая компания «Инкомп-Нефть» (г.Уфа, Республика Башкортостан, Россия).

В подвесном устройстве 9 капиллярный трубопровод 5 соединен с полой штангой 16, например, с помощью штуцерного соединения (на фиг.1 и 2 не показано). Полая штанга 16 (см. фиг.1) жестко присоединена сверху к подвесному устройству 9. На нижнем конце полой штанги 16 установлен распылитель 17 с центратором 18. Полая штанга 16 выполнена металлической и имеет достаточный вес, чтобы не использовать груз, подвешенный на тросе, как описано в прототипе. Кроме того, использование металлической полой штанги 16 в качестве трубопровода исключает вероятность обрыва капиллярного трубопровода ниже насосного агрегата 8.

Распылитель 17 оснащен внутри регулируемым обратным клапаном 19, пропускающим сверху вниз (см. фиг.2). Например, диапазон настройки регулируемого обратного клапана 19 от 0,1 до 2,0 МПа. Регулируемый обратный клапан 19 состоит из штока 20, подпружиненного пружиной 21, и регулировочной гайки 22.

В теле распылителя 17 (см. фиг.1) выполнены отверстия 23 для распыления химического реагента в интервал перфорации 24 пласта 25.

Распылитель 17 с центратором 18 имеют достаточный вес для надежного спуска в интервал перфорации 24 скважины 1.

Отверстие 26 в планшайбе 27 устьевой арматуры позволяет производить спуск геофизических приборов в скважину 1 с целью контроля ее работы. Подача химического реагента осуществляется непосредственно в интервал перфорации 24 пласта 25, а это предупреждает образование солей в колонне насосно-компрессорных труб 7 (химический реагент начинает действовать до начала образования кристаллов солей), что в свою очередь исключает прихват установки насосного агрегата 8 при срыве планшайбы по причине отложения твердого осадка на теле насосного агрегата 8.

Устройство для дозированной подачи химического реагента в скважину работает следующим образом.

Перед монтажом устройства в скважине 1 производят настройку давления срабатывания регулируемого обратного клапана 19 (см. фиг.2) вворачиванием регулировочной гайки 22 в тело регулируемого обратного клапана 19. Например, настраивают давление срабатывания регулируемого обратного клапана 19 на 1,5 МПа.

Далее устройство монтируют в скважине 1, как показано на фиг.1. Включают установку дозировочную электронасосную 2, при этом насос (на фиг.1 и 2 не показан) осуществляет регулируемую в зависимости от параметров настройки насоса подачу химического реагента из емкости, например ингибитора солеотложений, в линию нагнетания 3 (см. фиг.1). Например, применяют дозировочную установку для подачи химических реагентов, выпускаемую ООО «ИК «Инкомп-Нефть» (г.Уфа, Республика Башкортостан), с подачей ингибитора солеотложений 0,001 м3/ч.

Ингибитор солеотложений по нагнетательной линии 3 через центральный канал 13 заглушки 12 устройства ввода 4 поступает в капиллярный трубопровод 5, по которому через штуцерное соединение (на фиг.1 и 2 не показано) попадает во внутреннее пространство полой штанги 16 (см. фиг.1).

Из внутреннего пространства полой штанги 16 ингибитор солеотложений поступает в регулируемый обратный клапан 19 (см. фиг.2), и производится опрессовка капиллярного трубопровода до достижения давления срабатывания регулируемого обратного клапана 19, равного 1,5 МПа.

При достижении давления 1,5 МПа шток 20 сжимает пружину 21 и смещается вниз под действием гидравлического давления сверху. В результате регулируемый обратный клапан 19 перепускает ингибитор солеотложений под давлением выше 1,5 МПа из внутреннего пространства полой штанги 16 (см. фиг.1) через отверстия 23 распылителя 17 в интервал перфорации 24 пласта 25. При этом центратор 18 обеспечивает центрацию распылителя 17 в скважине 1, благодаря регулируемому давлению ингибитор солеотложений струей воздействует непосредственно на интервалы перфорации 24 пласта 25.

Проведение опрессовки капиллярного трубопровода перед подачей химического реагента в интервал перфорации скважины позволяет исключить вероятность утечки химического реагента в другой интервал скважины в случае возможного повреждения капиллярного трубопровода в процессе транспортировки его на скважину или в процессе проведения спуско-подъемных и монтажных работ в скважине, что повышает эффективность работы устройства.

Применение устройства ввода 4, смонтированного на боковом отводе 10 устьевой арматуры, позволяет производить спуск геофизических приборов через отверстие 26, выполненное в планшайбе 27 устьевой арматуры.

Применение полой штанги 16 повышает надежность работы устройства, так как исключает повреждение капиллярного трубопровода в процессе проведения спуско-подъемных операций. Кроме того, использование полой штанги 16, присоединяемой к подвесному устройству 9, позволяет совместить раздельно спущенные в прототипе груз на тросе и распылитель на капиллярном трубопроводе, что уменьшает металлоемкость конструкции.

Таким образом, предлагаемое устройство является более эффективным и надежным в работе, а также менее металлоемким.

Устройство для дозированной подачи химического реагента в скважину, содержащее установку дозировочную электронасосную, линию нагнетания, выполненную в виде жесткого шланга и соединенную с помощью устройства ввода, выполненного в устьевой арматуре с капиллярным трубопроводом, проходящим по наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб и насосного агрегата, на нижнем конце которого размещены подвесное устройство, распылитель и центратор, отличающееся тем, что устройство ввода капиллярного трубопровода смонтировано в боковом отводе устьевой арматуры в виде патрубка с заглушкой, оснащенной центральным каналом, при этом снаружи центральный канал заглушки сообщен с линией нагнетания, а изнутри центральный канал заглушки сообщен с верхним концом капиллярного трубопровода, имеющим возможность герметизации в заглушке, причем между боковым отводом и заглушкой патрубок оснащен отводом с угловым вентилем для проведения технологических операций в скважине, при этом капиллярный трубопровод выполнен в виде полимерного армированного кабеля, а в подвесном устройстве капиллярный трубопровод соединен с полой штангой, жестко присоединенной сверху к подвесному устройству, а на нижнем конце полой штанги установлен распылитель с центратором, при этом распылитель оснащен внутри регулируемым обратным клапаном.



 

Похожие патенты:

В настоящем изобретении предложены способы обработки углеводородных текучих сред с целью уменьшения кажущейся вязкости углеводородных текучих сред, встречающихся в операциях с нефтью, уменьшения количества отложений в затрубном пространстве скважины или в трубопроводе.

Изобретение относится к горнодобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи углеводородов и обеспечение бесперебойной работы скважин без остановок добычи на время ремонтов.

Изобретение относится к устройствам для подачи химических реагентов в скважинную жидкость.Устройство содержит соединенные по торцам с помощью муфт цилиндрические контейнеры с реагентом, камеры смешения и фильтры-дозаторы, расположенные в муфтах, имеющих, по крайней мере, по одному ряду входных и выходных отверстий.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и направлено на повышение эффективности эксплуатации скважинных глубинных электроцентробежных насосов, осложненных образованием асфальтосмолопарафиновых отложений на рабочих органах насоса.

Изобретение относится к способам ингибирования образования гидратов углеводородов в прискважинной зоне или в участках трубопровода при добыче и транспорте природных и попутных газов и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти.

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию, в частности к устройствам для подачи химических реагентов в скважину. Устройство содержит цилиндрический корпус с заглушкой и отверстиями в верхней части, заполненный ниже уровня отверстий реагентом с образованием свободной полости.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам борьбы с асфальтено-смоло-парафиновыми отложениями при добыче парафинистой нефти. Способ депарафинизации нефтедобывающей скважины включает создание в зоне отложения парафина температуры, превышающей температуру плавления парафина, путем закачки в скважину взаимодействующих с выделением тепла компонентов, вынос продуктов реакции и расплавленного парафина из насосно-компрессорных труб.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может использоваться при защите от внутренней коррозии трубопроводов системы сбора нефти с высокой обводненностью на поздней стадии разработки нефтяного месторождения.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. .

Изобретение относится к автономным устройствам для доставки реагента в скважину и его дозирования в добываемую жидкость. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может применяться для очистки скважин от асфальтосмолопарафиновых отложений. Колонну труб спускают в скважину на глубину от 1 до 10 м от забоя, к первой затрубной задвижке монтируют нагнетательную линию и обвязывают ее с насосным агрегатом и автоцистернами с реагентом и технологической жидкостью.Насосным агрегатом по нагнетательной линии закачивают в затрубное пространство растворитель, одновременно вытесняя скважинную жидкость через колонну труб в нефтепровод и не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну. Отсоединяют от насосного агрегата автоцистерну с реагентом и подсоединяют к нему автоцистерну с технологической жидкостью, насосным агрегатом подают технологическую жидкость в нагнетательную линию в объеме 1,0 м3 и прокачивают реагент из нагнетательной линии в затрубное пространство скважины. Оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 6 ч, закрывают задвижку на нефтепроводе и обвязывают первую затрубную задвижку с автоцистерной с растворителем. Промывают ствол скважины по замкнутому кругу в три цикла. Открывают вторую трубную задвижку, открывают задвижку на нефтепроводе и отсоединяют от насосного агрегата автоцистерну с реагентом и подсоединяют к нему автоцистерну с технологической жидкостью, промывают ствол скважины от растворителя технологической жидкостью, вытесняя его в нефтепровод и не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну и нефтепровод. Повышается эффективность очистки, сокращается длительность процесса, повышается культура производства. 2 ил.

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. Глубинный насос снизу оснащен хвостовиком, спущенным ниже интервала перфорации. Устьевая арматура оснащена двумя нагнетательными линиями, сообщенными с межколонным пространством скважины. Первая линия оснащена штуцером, задвижкой и обвязана с насосным агрегатом на устье скважины. Устройство оснащено манифольдной линией с задвижкой, гидравлически связывающей выкидную линию скважины со второй линией, оснащенной задвижной за манифольдной линией. В первом положении двухпозиционный переключатель потока жидкости обеспечивает подачу химического реагента от первой нагнетательной линии в межколонное пространство скважины. Во втором положении переключатель соединяет выкидную линию с отбираемой из скважины жидкостью через манифольдную линию со второй нагнетательной линией. Повышается надежность, упрощается конструкция. 2 ил.

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. Одновременно запускают в работу паропередвижную установку и насосный агрегат, заполняют эксплуатационную колонну и спущенную в нее колонну насосно-компрессорных труб растворителем, подогретым в теплообменном устройстве до температуры 75-80°C. Температуру растворителя на выходе из теплообменного устройства поддерживают путем изменения расхода насосного агрегата, подающего растворитель из автоцистерны, при постоянных значениях температуры и расхода пара, создаваемых паропередвижной установкой на ее выходе. Процесс заполнения растворителем производят с одновременным вытеснением в нефтепровод скважинной жидкости. По окончании заполнения растворителем прекращают подачу пара в теплообменное устройство, насосным агрегатом подают технологическую жидкость в нагнетательную линию в объеме 1,0 м3 и прокачивают растворитель в скважину. Оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 4 ч, после чего запускают в работу глубинный насос в режиме циркуляции, запускают скважину в эксплуатацию и откачивают отработанный растворитель в нефтепровод. Повышается эффективность и надежность обработки, сокращается продолжительность, повышается культура производства. 1 ил.

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. При этом основной ствол бурят с заданным зенитным углом, обсаживают его эксплуатационной колонной, в которой предварительно вырезано окно в алюминиевой оболочке для бурения и заканчивания бокового ствола меньшего диаметра. Продуктивные участки стволов бурят пологими и оснащают фильтрами соответствующих диаметров. Производят одновременный спуск сдвоенной лифтовой колонны насосно-компрессорных труб на основной и боковой горизонты, изолируя их между собой пакером выше кровли нижнего продуктивного горизонта, и осуществляют раздельную эксплуатацию горизонтов по отдельным колоннам насосно-компрессорных труб. При эксплуатации скважины осуществляют подачу метанола в автоматическом режиме с установленным расходом в трубное пространство основного ствола и затрубное пространство бокового ствола. Технический результат заключается в повышении эффективности разработки многопластовых месторождений, залежи которых гидродинамически не связаны между собой. 2 ил.

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. Промывочная текучая среда для удаления отложений со стенки подземной буровой скважины включает жидкий носитель, имеющий вязкость, близкую к вязкости воды, и способный к перекачиванию по стенке буровой скважины в режиме турбулентного течения, и дисперсный компонент, диспергированный в жидком носителе и включающий сферические частицы, имеющие размер по меньшей мере 100 микрон и плотность, варьирующую от 0,8 до 1,3 г/см3, причем дисперсный компонент составляет 1-10% по объему от текучей среды. Способ удаления отложений со стенки подземной буровой скважины включает стадию, в которой нагнетают указанную выше текучую среду над стенкой буровой скважины так, чтобы создавать турбулентное течение, по меньшей мере, в области отложений. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 5 ил.
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. В способе производят закачку в скважину кислотного технологического состава, выдержку его на реакции с последующим удалением из пласта продуктов реакции. До закачки в скважину кислотного технологического состава после последнего спуска бурового инструмента для промывки ствола скважины перед освоением в буровой раствор, содержащий высокомолекулярные соединения и кольматант, используемый для вскрытия и промывки продуктивного пласта, по циркуляции вводят смесь неионогенного поверхностно-активного вещества с сульфаминовой кислотой при массовом соотношении 0,003-0,005:1 в количестве 1-3 мас.%. Затем после последнего подъема бурового инструмента из скважины и спуска насосно-компрессорных труб осуществляют замещение указанного бурового раствора на кислотный технологический состав и выдерживают последний на реакции не менее четырех часов. В качестве кислотного технологического состава используют состав, содержащий, мас.%: перекисное соединение 0,5-3,0; сульфаминовую кислоту 5,0-10,0; неионогенное поверхностно-активное вещество 0,005-0,02; минерализованную воду остальное. Плотность указанного технологического состава равна плотности используемого при вскрытии продуктивного пласта скважины бурового раствора или отличается от него не более чем на 10%. 6 з.п. ф-лы, 4 табл., 2 пр.

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. Исследования проводят с использованием нефтяного парафина марки В2, дополнительно определяют температуру плавления чистого парафина и парафина после обработки различными углеводородами методом дифференциальной сканирующей калориметрии и оценивают эффективность растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений. Повышается точность оценки эффективности реагентов для удаления парафиновых отложений. 1 ил.
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 обеспечивает высокую растворяющую, диспергирующую и моющую активность состава по отношению к асфальтеносмолопарафиновым отложениям различного типа, а также снижение вязкости нефти в обрабатываемой зоне. 4 табл., 4 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для предотвращения отложений солей на нефтепромысловом оборудовании. Регулировку расхода реагента осуществляют на устье скважины установкой дозировочной электронасосной, соединенной на устье скважины с капиллярным трубопроводом. В процессе спуска в скважину насоса на колонне труб нижний конец капиллярного трубопровода оснащают распылителем с регулируемым обратным клапаном. Капиллярный трубопровод состоит из одной капиллярной трубки с двухслойной проволочной оплеткой. Колонну труб спускают так, чтобы распылитель находился напротив подошвы пласта. После спуска в скважину запускают насос в работу и начинают добычу продукции. На устье осуществляют отбор пробы добываемой продукции, производят анализ пробы на содержание ионов кальция в попутно добываемой воде. В зависимости от результата анализа по капиллярному трубопроводу в призабойную зону пласта дозируют реагенты, в качестве которых применяют соответствующие ингибиторы солеотложений с соответствующим расходом. Периодически производят отбор пробы добываемой продукции на устье и ее анализ. При содержании ионов кальция в попутно добываемой воде свыше 100 мг/л расход ингибитора, дозируемого в капиллярный трубопровод, повышают на 10-20% от первоначального значения до достижения содержания ионов кальция в попутно добываемой воде ниже 100 мг/л. Повышается эффективность предотвращения отложений. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к семействам ингибиторов солевых отложений и их применению в интенсификации притока из нефтяного месторождения. Способ обеспечения ингибирования образования солевых отложений в нефтяном месторождении, включающий стадии: a) введения по меньшей мере двух входящих потоков жидкости по меньшей мере в две продуктивные зоны нефтедобывающей скважины, соединенной с нефтяным месторождением, или по меньшей мере в две различные нефтедобывающие скважины, из которых по меньшей мере два выходящих потока из двух зон или скважин объединяют перед извлечением с ингибитором солевых отложений, содержащим детектируемые группировки, вводимым в нефтяное месторождение(я) и/или в жидкость, причем применяют два различных ингибитора солевых отложений, каждый из которых предназначен для каждой из двух зон или скважин, указанные е ингибиторы содержат различные детектируемые группировки по их максимумам поглощения, которые различают аналитическим способом на поглощение; b) вытеснения нефти, c) извлечения выходящего потока жидкости, содержащей нефть, d) измерения количеств различных ингибиторов в извлеченном потоке жидкости аналитическим способом на поглощение или жидкости, полученной из него, и e) необязательно решения проблемы образования солевых отложений, которая возникает в зоне или скважине, для которой предназначен ингибитор солевых отложений, если количество ингибитора солевых отложений меньше указанной величины, где один из двух ингибиторов представляет собой указанный полимер и другой ингибитор представляет собой другой указанный полимер. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности ингибирования. 3 н. и 4 з.п. ф-лы, 6 табл., 10 пр.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2014-10-20 2014-10-19T22:29:34
Наверх