Способы или устройства для очистки буровых скважин: .с использованием химических средств для предотвращения или уменьшения отложений парафина или подобных веществ – E21B 37/06

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. Способ уменьшения кажущейся вязкости углеводородной текучей среды, встречающейся в операциях с нефтью, включает: приведение в контакт углеводородной текучей среды с эффективным эмульгирующим количеством композиции, содержащей, по меньшей мере, один гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер, имеющий приведенную общую формулу. Способ уменьшения количества отложений в затрубном пространстве скважины или в трубопроводе включает: приведение в контакт углеводородной текучей среды, встречающейся в операциях с нефтью, внутри затрубного пространства или трубопровода с эффективным эмульгирующим количеством композиции, содержащей, по меньшей мере, один гидрофобно-модифицированный неионогенный полимер, имеющий приведенную общую формулу. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение производительности и эффективности выделения нефти после транспортировки. 2 н. и 1 3 з.п. ф-лы, 4 табл., 7 пр., 3 ил.

Изобретение относится к горнодобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи углеводородов и обеспечение бесперебойной работы скважин без остановок добычи на время ремонтов. В способе в скважины закачивают рабочие жидкости для обработки призабойных зон и вытеснения нефтей из пластов, производят ремонт скважин и антикоррозийную обработку труб и оборудования в них, очищают трубы в верхних частях добывающих скважин от асфальтеновых и смолопарафиновых отложений АСПО. В качестве рабочей жидкости используют комплексный органический растворитель, состоящий из производных ароматических углеводородов, сложных эфиров карбоновых и органических кислот, у которого изменяют плотность и вязкость в зависимости от изменяющихся условий конкретных месторождений. Процесс обработки пластов указанным растворителем из всех добывающих скважин на месторождениях повторяют многократно через заданные промежутки времени и поддерживают требуемый уровень добычи нефтей и газов на месторождениях. Для очистки от АСПО многократно прокачивают указанный растворитель с введенными в него антикоррозийными добавками в виде фосфатов по трубам из забоев скважин на поверхность и обратно по замкнутому циклу. Для добычи газа из месторождений с высокой обводненностью пластов и низким пластовым давлением плотность комплексного органического растворителя изменяют для вытеснения пластовых вод вглубь пластов. Для увеличения объемов добычи нефтей одновременно с обработкой комплексным органическим растворителем призабойных зон всех добывающих скважин осуществляют глушение им всех нагнетательных скважин и вытесняют нефти в сторону добывающих скважин, при этом чередуют объемы закачки в нагнетательные скважины комплексного органического растворителя с объемами закачиваемых вслед за ним пластовых вод в соотношениях от 1:1 в начале закачки в пласты и до не менее 1:20 в конце по мере увеличения общего объема закачки в пласты этого состава. 2 ил.

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. Верхние торцы цилиндрических контейнеров перекрыты фильтрами-дозаторами, а нижние торцы - заглушками. Муфты снаружи оснащены уплотнительными манжетами. Фильтры-дозаторы помещены в цилиндрический корпус, оснащенный сверху калиброванным отверстием. Выше фильтра-дозатора в муфте установлен струйный насос, а ниже струйного насоса в муфте установлен эжектор, сообщенный с рядом входных отверстий муфт патрубками. Камера смешения расположена в муфте на выходе струйного насоса. Выше струйного насоса в муфте размещены диафрагмы с центральными щелевыми отверстиями. Каждое отверстие последующей диафрагмы смещено на угол 25-30° по направлению часовой или против часовой стрелки. Проходные сечения отверстий диафрагм выполнены уменьшающимися снизу вверх. Повышается эффективность работы устройства за счет повышения качества смешивания реагента и точности дозирования. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и направлено на повышение эффективности эксплуатации скважинных глубинных электроцентробежных насосов, осложненных образованием асфальтосмолопарафиновых отложений на рабочих органах насоса. В качестве растворяющего отложения реагента предложено использовать горячую нефть по технологии динамического воздействия. С этой целью выше и ниже глубинного насоса предварительно устанавливают камеры одинакового объема с электронагревательным элементом и датчиками температуры. Скважинную нефть после остановки ЭЦН нагревают до необходимой температуры в нижней камере и перемещают через полость насоса самим же насосом в верхнюю камеру нагрева. Для снижения скорости движения горячей нефти через полость насоса производительность последнего снижают с помощью частотного регулятора тока. При наличии клапана обратного трехпозиционного (КОТ) над верхней камерой нагрева горячую нефть возвращают обратно в нижнюю камеру с устья скважины с помощью передвижного насосного агрегата типа ЦА-320. При отсутствии выше насоса и верхней камеры нагрева обратного клапана типа КОТ горячая нефть самотеком под действием сил гравитации спускается в нижнюю камеру. Общее время циклического воздействия горячей нефти на отложения в полости глубинного электроцентробежного насоса должно быть равным времени, необходимому для полного растворения АСПО. Это время предварительно определяется в лабораторных условиях с моделированием скважинных условий. Периодическое применение способа на осложненных скважинах позволит повысить сроки их безаварийной эксплуатации. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

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. В способе ингибирования образования гидратов углеводородов, включающем закачку в прискважинную зону или в участок трубопровода водной композиции полимера, указанная композиция содержит водный раствор полимера из группы, включающей: сополимер пирролидона или капролактама, терполимер на основе N-винил-2-пирролидона, диметиламиноэтилметакрилат, гидроксиэтилцеллюлозу, поливинилпирролидон, поливинилкарбоксилат, полиакрилат, поливинилкапролактам, акриламидометилпропансульфонат полиакриламид, гипан, полиоксипро в масле полимера из группы, включающей: полиакриламид, карбоксиметилцеллюлозу, эфир оксиэтилцеллюлозы, полиметакрилат, поливинилацетат или поливиниловый спирт или их сополимеры, и дополнительно - карбамидоформальдегидный концентрат КФК и гидрофобизирующую добавку при следующем соотношении компонентов, масс.%: указанные водный раствор или эмульсия 0,05-5,0, КФК 0,1-5,0, гидрофобизирующая добавка 0,1-5,0, вода - остальное, а перед закачкой указанной композиции дополнительно закачивают оторочку КФК в количестве 0,1-5,0 мас.% от массы указанной композиции и осуществляют выдержку не менее 3-5 часов. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - повышение ингибирующей способности. 1 з.п. ф-лы, 19 пр., 2 табл., 1 ил.

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. В заглушке выполнено сквозное отверстие, снаружи перекрытое дозатором, а со стороны свободной полости - рукавным фильтром из полимерного материала. На корпусе установлена муфта с отверстиями для выноса разбавленного реагента, поступающего из свободной полости через дозатор. Изобретение обеспечивает продолжительное равномерное поступление реагента в пластовую жидкость. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

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. Предварительно строят кривые распределения температуры скважинного потока в интервалах эксплуатационной колонны от забоя до приема насоса и колонны насосно-компрессорных труб от насоса до устья с учетом определения температуры жидкости на выкиде насоса, кривые распределения давления в скважине в указанных выше интервалах и кривые распределения температуры насыщения нефти парафином в скважине с учетом изменения давления в скважине и газосодержания нефти в процессе подъема газожидкостной смеси согласно формуле: t_нi=t_нд+A₁·P_i /P_нас-A₂Г_i/Г₀, где t_нi - температура насыщения нефти парафином в скважине; t_нд - температура насыщения дегазированной нефти; P_i - ряд последовательных значений давления в заданном интервале, МПа; P_нас - давление насыщения нефти газом; Г_i - газонасыщенность нефти при соответствующих значениях давления P_i и температуре T_i, м³ /м³; Г₀ - газосодержание нефти при давлении P_нас; A₁ и A₂ - корреляционные коэффициенты, зависящие от состава и свойств нефти. По построенным кривым распределения в точке пересечения температуры скважинного потока и температуры насыщения нефти парафином определяют глубину и термодинамические условия интенсивной парафинизации в скважине. Далее с учетом определяемых условий подбирают количество и концентрацию компонентов для выноса расплавленного парафина. Технический результат - повышение эффективности борьбы с асфальтено-смоло-парафиновыми отложениями. 1 ил., 1 табл.

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. Производят дозирование ингибитора коррозии перед насосами, производящими периодическую откачку продукции скважин из резервуаров по мере их заполнения. После заполнения резервуара производят автоматическую откачку разделившейся на нефть и воду продукции скважин насосом, при этом производят дозирование ингибитора коррозии в приемный коллектор насоса для откачки продукции скважин насосом-дозатором. Запуск насоса-дозатора производят автоматически и синхронизируют с запуском насоса для откачки продукции скважин. Остановку насоса-дозатора производят автоматически при снижении обводненности перекачиваемой продукции скважин до 30%. Для контроля обводненности откачиваемой продукции скважин на напорный нефтепровод устанавливают поточный прибор для измерения содержания воды. Техническим результатом является уменьшение расхода ингибитора коррозии и увеличение защитного эффекта от коррозии. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - эффективная обработка призабойной и фильтровой зоны скважины, очищение от солей рабочих органов насоса и одновременным упрощением технологии за счет исключения спуско-подъемных операций. В способе обработки призабойной зоны двухустьевой добывающей скважины при срыве подачи электроцентробежного насоса ЭЦН без видимых отклонений в параметрах его работы и при росте щелочности добываемой продукции до водородного показателя pH>7 производят расчет необходимого объема раствора соляной кислоты, исходя из длины и диаметра колонны фильтровой части скважины выбирают объем раствора соляной кислоты, необходимый для обработки всего объема фильтра, рассчитывают необходимый объем продавочной жидкости для доводки реакционного состава до наклонного устья. Перед закачкой раствора соляной кислоты производят остановку ЭЦН с вертикального устья. Производят закачку необходимого объема раствора соляной кислоты в затрубное пространство скважины со стороны вертикального устья. После закачки раствора соляной кислоты увеличивают отбор с наклонного устья и кратковременно запускают ЭЦН с вертикального устья. После остановки ЭЦН с вертикального устья производят продавку раствора соляной кислоты продавочной жидкостью в фильтровую часть скважины. После запуска ЭЦН увеличенным темпом отбора с наклонного устья периодически отбирают пробы жидкости на показатель pH, отслеживают динамику изменения подачи жидкости с наклонного устья. После восстановления pH до нормального уровня запускают в работу ЭЦН с вертикального устья и возвращают подачу с наклонного устья в нормальный режим работы. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к автономным устройствам для доставки реагента в скважину и его дозирования в добываемую жидкость. Устройство состоит из заполненных реагентом цилиндрических контейнеров с торцевыми заглушками, соединенных муфтами, и дозаторов, сообщающихся с камерами смешения, гидравлически связанных со скважиной. В каждом контейнере установлен вал с резьбовыми окончаниями, завинченными в осевые резьбовые отверстия торцевых заглушек. Дозатор выполнен в верхней части вала в виде осевого канала и сообщающихся с ним радиальных отверстий, а камеры смешения расположены внутри муфт. Контейнер может быть выполнен из стеклопластиковой трубы или тонкостенной трубы из нержавеющей стали. Технический результат заключается в увеличении вместимости устройства без возрастания его веса для повышения продолжительности дозирования реагента в скважинную жидкость. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для предупреждения образования отложений неорганических соединений солей в процессе добычи нефти в скважинах с исправным состоянием обсадных колонн и оборудованных УЭЦН. Технический результат - минимизация рисков повреждения пласта за счет изменения фазовых проницаемостей и набухания глин, снижение коррозионных рисков и рисков, связанных с образованием малорастворимых продуктов взаимодействия компонентов состава с породами пласта и попутно-добываемыми водами. В способе предотвращения отложения неорганических солей в нефтегазопромысловом оборудовании, включающем последовательную закачку в призабойную зону пласта оторочек растворителя, раствора ингибитора солеотложения и гидрофильной продавочной жидкости, в качестве растворителя закачивают взаимный растворитель, ингибитор солеотложения закачивают в водном растворе хлорида калия и в качестве гидрофильной продавочной жидкости закачивают указанный водный раствор хлорида калия, причем в качестве взаимного растворителя закачивают бутилцеллозольв или смесь растворителей при следующем соотношении компонентов, % мас.: метанол 10, ацетон 50, бутилцеллозольв 35, диметил-сульфоксид 5, ингибитор солеотложения закачивают в водном растворе хлорида калия при соотношении компонентов, % мас.: ингибитор солеотложения 10, хлорид калия 1-2, пресная вода остальное, в качестве гидрофильной продавочной жидкости закачивают 1-2%-ный раствор хлорида калия в пресной воде, в качестве ингибитора солеотложения используют ингибитор фосфорорганического типа. 7 ил., 7 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для дозированной подачи жидких реагентов в нефте- или газопроводы при обработке призабойной скважины. Устройство включает емкость для химического реагента с полым сливным реагентопроводом, оснащенным штуцером с калиброванным отверстием, для подачи химического реагента в полость продуктопровода и камеру накопления газа для подачи его газопроводом из полости продуктопровода в емкость для химического реагента. Газопровод снабжен задвижкой и напрямую связывает камеру накопления газа с продуктопроводом, оснащенным изнутри эжектором, а снаружи - цилиндрическим кожухом, который через отверстия в продуктопроводе сообщен с камерой низкого давления эжектора, при этом цилиндрический кожух своими входными отверстиями сообщен с реагентопроводом, присоединенным снизу к емкости и оснащенным задвижкой, в которую вставлен штуцер. Повышаются эффективность смешивания и точность дозирования. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологиям очистки скважинного насоса от отложений. При осуществлении способа реагент подают в полость насоса через клапан обратный трехпозиционный (КОТ), установленный над выкидным отверстием насоса. Подачу и сбор реагента организуют в лифтовых трубах через гибкую армированную трубку, спущенную с устья скважины на время обработки или установленную предварительно стационарно внутри колонны лифтовых труб или по межтрубному пространству скважины. Накопленный объем реагента над насосом и обратным клапаном продавливают в насос через КОТ путем создания необходимого перепада давления в колонне лифтовых труб с устья скважины для открытия КОТ в обратном направлении. Повышается эффективность и экономичность способа промывки насоса. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может найти применение для очистки нефтяных и газовых скважин от отложений. Устройство выполнено в виде концентрически расположенных алюминиевых наружной тонкостенной перфорированной трубки и внутренней трубки или штока, заполнено химически активным веществом в виде полых цилиндров, спрессованных из крошек кальция и алюминия. Цилиндры нанизаны на внутреннюю трубку или шток и помещены в наружную перфорированную трубку. Торцевые концы устройства закрыты при помощи крышек, имеющих внутреннее отверстие по диаметру внутренней трубки или штока и круглую резьбу на наружной части. Головная часть устройства выполнена в виде оливы. На крышке в хвостовой части устройства имеются отверстия диаметром 2-4 мм. Площадь живого сечения перфорации наружной трубки составляет от 5 до 50% площади ее поверхности и увеличивается от хвостовой части к головной на 2% площади трубки на каждые 5 см ее длины. Соотношение кальция и алюминия составляет 70:30; 60:40 и 50:50 вес.%, при этом плотность химически активного вещества изменяется от 1,1 до 1,5 г/см³, внутренняя трубка имеет стенку в 1,5 раза толще наружной. Отверстия на крышке в хвостовой части устройства выполнены под углом 30° к оси трубок. Повышается эффективность и надежность. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, а именно к устройствам для подачи химических реагентов в скважинную жидкость для предотвращения отложения солей на рабочих органах электроцентробежных насосов. Устройство содержит соединенные по торцам с помощью муфт цилиндрические контейнеры с реагентом, камеры смешения с отверстиями и фильтры-дозаторы. Верхние торцы цилиндрических контейнеров перекрыты фильтрами-дозаторами, а нижние торцы - заглушками. В муфтах выполнено, по крайней мере, по одному ряду входных и выходных отверстий. Камеры смешения и фильтры-дозаторы расположены в муфтах. Повышается точность дозирования, улучшается технологичность изготовления, упрощается сборка. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам удаления неорганических солей, отложившихся в скважинах и на поверхности нефтепромыслового оборудования. В способе разрушения сульфатно-кальциевых отложений нефтепромыслового оборудования, включающем обработку отложений водным раствором химического реагента, в качестве указанного раствора применяют насыщенный водный раствор сульфата аммония. Причем повторное использование раствора сульфата аммония осуществляют после отстаивания или фильтрации от осадка кальцийаммоний сульфата, осадок, содержащий кальцийаммоний сульфат, утилизируют в качестве удобрения. Технический результат - повышение экологической эффективности удаления сульфатно-кальциевых отложений при добыче нефти. 2 з.п. ф-лы, 2 пр., 2 табл.

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к строительству, заканчиванию и капитальному ремонту скважин. Технический результат - повышение эффективности и технологичности удаления кольматирующих образований из призабойной зоны продуктивного ствола скважин после использования бурового раствора, содержащего полисахариды и кольматапты. В способе технологической обработки ствола скважины, преимущественно, пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта, включающем введение перскисного соединения в буровой раствор, используемый для вскрытия и промывки продуктивного пласта и содержащий полисахариды и кольматант, с последующим замещением указанного бурового раствора на кислотный технологический состав, включающий указанное перекисное соединение, кислоту и воду, выдержку его на реакции с последующим удалением из пласта продуктов реакции, в качестве перекисного соединения используют пероксогидрат мочевины, или пероксоборат нaтpия, или перкарбонат натрия, введение указанного перекисного соединения в концентрации 0,5-1,0 мас.% в буровой раствор производят при его циркуляции после последнего подъема бурового инструмента из скважины и спуска насосно-компрессорных труб с выдержкой указанного состава на реакции не менее четырех часов, причем в качестве кислотного технологического состава используют состав со следующим содержанием компонентов, мас.%: указанное перекисное соединение 0,5-3,0, гидроксикарбоновая кислота - лимонная, или гликолевая, или молочная 5,0-10,0, неионогенное поверхностно-активное вещество - оксанол, или неонол АФ_9-12 , или LML-4312, или МЛ-80 0,005-0,02, минерализованная вода остальное, при этом плотность указанного кислотного технологического состава равна плотности используемого при вскрытии продуктивного пласта скважины бурового раствора или отличается от него не более чем на 10%. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 4 з.п. ф-лы, 3 пр., 4 табл.

Изобретение относится к скважинной добыче нефти, газа, газоконденсата и других полезных ископаемых. Способ доставки реагента в колонну лифтовых труб скважины заключается в использовании колонны лифтовых труб с глубинным насосом и пакером. При этом глубинный насос снабжают обратным клапаном. Выше насоса на ближайшем расстоянии к нему располагают с внешней стороны лифтовой трубы обратный клапан, обеспечивающий односторонний проход жидкости из лифтовой трубы в межтрубное пространство. Само межтрубное пространство заполняют технической жидкостью с ингибитором коррозии необходимой концентрации. Давление в межтрубном пространстве поддерживают не выше допустимого значения с помощью электроконтактного манометра, связанного с пультом управления работой глубинного насоса. А закачку реагента в колонну лифтовых труб ведут с устья скважины при открытой задвижке межтрубного пространства. Предложенное техническое решение обеспечивает рациональную доставку реагента в колонну подъемных труб и повышение безопасности добычи пластовой жидкости или газа. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для очистки призабойной зоны пласта. В способе реагентно-импульсной обработки - РИО призабойной зоны пласта (ПЗП), включающем замену жидкости глушения в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) на активную жидкую реагентную среду (АЖРС) с одновременным репрессионно-импульсным воздействием, после доведения АЖРС до кровли продуктивного пласта закачку ее в ПЗП при репрессионно-депрессионном воздействии, затем многократно повторяющееся имплозионное воздействие с выносом из ПЗП образовавшейся пассивной среды, содержащей продукты разрушения асфальто-смолопарафиновых отложений (АСПО) и других кольматирующих образований, до удаления закачанного объема АЖРС и последующую обработку ПЗП через затрубное пространство при репрессионно-депрессионно-импульсном воздействии жидкости глушения с добавкой гидрофобизирующих или гидрофилизирующих ПАВ, используют АЖРС в виде растворителя с добавкой до 5 мас.% ПАВ, а указанную закачку осуществляют при нановолновом репрессионно-импульсном воздействии с чередующимися депрессионными импульсами. Установка для РИО ПЗП, содержащая колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), последовательно установленные на ней свабирующее устройство, пакер, депрессионный генератор импульсов (ДГИ), радиальные каналы которого находятся на одном уровне с нижними перфорационными отверстиями интервала перфорации скважины, и установленный на дневной поверхности с возможностью подключения как к НКТ, так и к затрубному пространству импульсно-волновой депрессатор с камерой разрядки, имеющей свободный гидравлический вывод в технологическую емкость, снабжена установленным перед ДГИ мультипликатором давления с наногенератором импульсов. Технический результат - восстановление и повышение продуктивности и начальной проницаемости ПЗП скважин. 2 н.п. ф-лы, 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к способу удаления отложений из трубопроводов и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности для очистки нефтесборных трубопроводов от отложений с помощью растворителей. Способ заключается в заполнении трубопровода растворителем отложений, выдержке времени на растворение отложений и пуске трубопровода в эксплуатацию. Окончание заполнения растворителем участка нефтесборного трубопровода с отложениями определяют по периодически отбираемым пробам с пробоотборника в конце участка трубопровода. Время, необходимое на растворение отложений, делят на интервалы и в каждом интервале времени растворитель возвращают из трубопровода в исходную емкость благодаря упругой энергии газожидкостной смеси в трубопроводе для оценки остаточной растворяющей способности растворителя, а затем вновь закачивают в трубопровод. При необходимости для обратного движения растворителя в исходную емкость используют работу добывающих скважин, присоединенных к нефтесборному трубопроводу после обрабатываемого участка. Достигаемый при этом технический результат заключается в повышении эффективности применения химических реагентов и увеличении сроков эксплуатации нефтесборных трубопроводов. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к установкам для дозированной подачи химического реагента в продуктопровод, например, в скважину или в трубопроводы. Блок содержит корпус с открывающейся крышкой. Внутри корпуса размещены блок управления с электрооборудованием, емкость для химического реагента в подвешенном состоянии, снабженная системой контроля за наличием в ней реагента и насос-дозатор. Емкость имеет горловину для заливки химического реагента. В блоке управления расположены цепи управления насосом-дозатором. Емкость установлена посредством узла, выполняющего одновременно функцию крепления и функцию весоизмерительной системы. Узел содержит размещенные на верхней части емкости две, разнесенные на расстоянии друг от друга, металлические планки, жестко соединенные с корпусом. Узел снабжен двумя П-образными рычагами, состоящими из перекладины и ветвей. Рычаги установлены под указанными планками зеркально, перекладинами навстречу друг другу. Каждый рычаг посредством шарнирного соединения соединен телом ветвей с первой и второй планками. Концевые участки ветвей П-образных рычагов, ближние к торцевым, соединены с емкостью посредством шарнирного соединения. Перекладины рычагов соединены друг с другом посредством шарнирного соединения каждой перекладины с тензометрическим весовым датчиком, выход которого связан с блоком управления. Упрощается конструкция, повышается эксплуатационная надежность, снижаются материальные затраты. 7 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к технике, предназначенной для периодической закачки в скважины различных видов ингибиторов. Устройство выполнено в виде кузова-фургона, установленного на шасси транспортного средства и разделенного на приборный отсек и технологический отсек посредством глухой герметичной перегородки. В приборном отсеке установлены шкаф управления, емкость с промывочной водой, станция водоснабжения, проточный водонагреватель, кабель заземления и модуль порошкового пожаротушения. В технологическом отсеке установлены емкости для разных видов химических реагентов с дозировочным насосом для каждой из них, дренажная емкость, самовсасывающий насос, модуль порошкового пожаротушения, видеокамера, электроконтактные манометры, предохранительные клапана, обратные клапана, счетчики расходомеры, линии всасывания, линии нагнетания и посты управления взрывозащищенные. Каждая из емкостей выполнена с возможностью переключения на дозировочный насос из любой другой из указанных емкостей. Блок оборудован узлом присоединения к обрабатываемой скважине, позволяющим отсоединить нагнетательную линию от обрабатываемой скважины в случае невозможности закрытия трубной задвижки или пропусками трубной задвижки, а также источником питания в виде синхронного генератора, расположенного в передней или задней части рамы шасси с карданным приводом от коробки отбора мощности транспортного средства. Увеличивается количество обрабатываемых скважин в течение рабочей смены. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений. Способ включает циркуляцию моющей композиции в скважине в течение 3-6 часов при расходе 5-10 л/с, вымывание продуктов реакции из скважины водой в объеме скважины, промывку забоя водой в объеме не менее 1,5 объемов скважины. В качестве моющей композиции используют смесь, содержащую, об. ч.: растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений «ИНТАТ-4» - 100-360, реагент ИТПС-04-А - 45-60, техническую воду плотностью от 1,0 до 1,18 г/см³ - 1000. При использовании гибких труб производят их расхаживание в процессе циркуляции в пределах от забоя до кровли продуктивного пласта. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам и устройствам по удалению парафиновых отложений с колонны лифтовых труб растворителем. Устройство содержит трубчатый контейнер ниже глубинного насоса и трубку для подачи в контейнер растворителя с поверхности земли. Контейнер имеет открытый низ и содержит электронагревательный элемент с переменной по длине мощностью. Внутренняя поверхность контейнера покрыта теплоизоляционным составом. Степень нагрева растворителя в контейнере и его дальнейшее перемещение оценивается с помощью датчиков измерения температуры, расположенных равномерно по длине контейнера. Повышается эффективность очистки. 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к дезинфекции обрабатываемых флюидов, используемых при операциях в стволе скважины. Технический результат - повышение эффективности дезинфекции обрабатывющих флюидов. Способ содержит этапы, на которых обеспечивают мутный обрабатывающий флюид, имеющий первое количество микроорганизмов, помещают его в автономный, дорожный мобильный манифольд обработки УФ светом, который содержит источник УФ света, облучают мутный обрабатывающий флюид с помощью источника УФ света в присутствии ослабляющего реагента для формирования облученного обрабатывающего флюида и подают облученный обрабатывающий флюид в смесительную систему. Мобильная система обработки обрабатывающего флюида УФ светом, содержащая впускное приспособление, источник обрабатывающего УФ света, камеру обработки УФ светом, ослабляющий реагент, выпускное приспособление, причем система обработки обрабатывающего флюида УФ светом транспортируется с помощью автономной, дорожной мобильной платформы. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 2 табл., 8 ил.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к добыче высоковязкой нефти с использованием энергии упругих колебаний, и может быть реализовано при выполнении работ в условиях низких климатических температур. Комплекс оборудования для добычи высоковязкой нефти содержит насосно-компрессорную трубу с размещенным внутри нее приводом нефтяного насоса и последовательно смонтированную на ней компоновку из нефтяного насоса, перфорированного участка трубы с якорем насоса и скважинного аппарата. Скважинный аппарат выполнен в виде цилиндрического корпуса, в котором последовательно расположены герметичная полость и кольцевая камера с радиальными каналами в его корпусе. При этом в герметичной полости размещен источник упругих колебаний высокой частоты, выполненный в виде ультразвукового преобразователя кольцевой формы. Герметичная полость по оси компоновки снабжена стяжкой, имеющей внутренний сквозной канал, ведущий в кольцевую камеру. Скважинный аппарат электрическим кабелем соединен с наземным источником электропитания. При этом комплекс дополнен снабженной наземным насосом линией подачи жидкого химического реагента через внутренний канал стяжки герметичной полости в кольцевую камеру. Перфорированный участок трубы между нефтяным насосом и якорем насоса снабжен отверстием для подвода кабеля электропитания и линии подачи химического реагента. Техническим результатом является повышение эффективности ультразвуковой обработки за счет интенсификации дополнительного химического воздействия на нефть в обсадной трубе. 3 з.п. ф-лы, 2 ил., 3 табл., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения коррозии, отложения солей и парафинов на нефтедобывающем оборудовании. Устройство содержит емкость для реагента и сообщенный с ней насос-дозатор с собственным приводом и системой управления. Устройство помещено внутри скважины ниже нефтедобывающего оборудования. Питание привода насоса-дозатора подведено от батареи гальванических элементов, расположенных в герметичной полости устройства. Обеспечивается эффективная подача реагента, повышается надежность защиты всей погружной установки. 5 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к технологиям внутрискважинной очистки подземного оборудования от отложений. Способ включает доставку растворителя на прием глубинного насоса с помощью гибкой износостойкой трубки малого диаметра по межтрубному пространству. Растворитель в необходимом объеме подают под пакер через его переходной канал с обратным клапаном при остановленном глубинном насосе и закрытой задвижке на выходе лифтовых труб на устье скважины. После этого глубинным насосом из имеющегося объема растворителя под пакером закачивают в лифтовые трубы такой объем растворителя V₁, который заполнит пространство в колонне лифтовых труб, свободное от отложений. Скважина останавливается на время, необходимое для растворения максимально возможной части отложений объемом V¹ _отл, после этого вторым циклом глубинным насосом в лифтовые трубы закачивают растворитель объемом V₂ =V₁+V¹ _отл с последующим ожиданием растворения отложений при остановленной скважине. Такое циклическое заполнение лифтовых труб растворителем продолжают до тех пор, пока из лифтовых труб на устье скважины не будет выходить растворитель без значительного содержания элементов отложений. Повышается эффективность очистки. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологиям удаления отложений с внутренней поверхности лифтовых труб добывающих скважин. При осуществлении способа к приему глубинного насоса герметично соединяют контейнер с открытым нижним концом из труб необходимого объема, гибкую износостойкую трубку герметично вводят в верхнюю часть контейнера в зону приема глубинного насоса, контейнер заполняют растворителем через гибкую износостойкую трубку при закрытом выкиде колонны лифтовых труб на устье скважины. В последующем растворитель из контейнера подают в лифтовые трубы с помощью глубинного насоса при открытом выкиде колонны лифтовых труб. Допускается доставка растворителя в контейнер при открытом выкиде колонны лифтовых труб при одновременном перемещении растворителя из контейнера в лифтовые трубы с помощью глубинного насоса при условии, что скорость подачи растворителя в контейнер будет не ниже, чем производительность глубинного насоса. Повышается эффективность очистки от отложений. 1 ил.

Изобретение относится к применению определенной группы алкоксилированных и/или ацилированных нечетвертичных азотсодержащих соединений в качестве противоагломератов для газовых гидратов. Противоагломераты являются поверхностно-активными нечетвертичными азотсодержащими соединениями с 1-5 атомами азота, которые имеют по меньшей мере одну гидрофобную группу с 6-24 углеродными атомами - С и где гидрофобная группа связана с остатком от молекулы аминной частью, эфирной частью или амидной частью, при условии, что, когда гидрофобная группа связана посредством амидной части с остатком молекулы, соединения должны содержать в общей сложности по меньшей мере два атома азота и необязательно содержать 1-12 -CH₂CH₂O- группы и/или 1-6 гидроксиалкильных групп с 3-4 атомами С; и соединениями, имеющими по меньшей мере одну С₂-С₃-ацильную группу и/или по меньшей мере одну гидроксиалкильную группу с 3-4 атомами С; или их солью. Способ ингибирования агломерации газовых гидратов в трубопроводе, содержащем текучую смесь, содержащую углеводороды с 1-4 атомами С и воду, включает добавление в смесь указанного выше агломерата в количестве 0,05-10% от содержания воды в текучей смеси. Композиция содержит указанный выше противоагломерат газовых гидратов, ингибитор коррозии и/или ингибитор образования парафиновых отложений. Технический результат - повышение эффективности противоагломерата для газовых гидратов и его способности к биоразложению. 3 н. и 6 з.п. ф-лы, 2 табл.