Контейнер для подачи реагента в скважину



Контейнер для подачи реагента в скважину
Контейнер для подачи реагента в скважину
Контейнер для подачи реагента в скважину

 


Владельцы патента RU 2551150:

Акционерное общество "Новомет-Пермь" (АО "Новомет-Пермь") (RU)

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. Перфорации расположены окружными рядами, распределенными по всей длине корпуса. Перфорации во всех рядах за исключением ближнего к верхней крышке ряда перекрыты растворимыми пробками. Повышается равномерность дозирования реагента. 3 ил.

 

Изобретение относится к погружным контейнерам преимущественно с порошкообразным реагентом и предназначено для предупреждения отложения солей на нефтепогружном оборудовании.

Известно устройство для обработки пластовой жидкости в виде трубы с радиальными отверстиями в верхней части, заполненной ниже отверстий сыпучим твердым реагентом с возможностью движения скважинной жидкости через реагент и отверстия (патент РФ №2165009, Е21В 37/06, 1999).

Недостатком данного устройства является ограниченная продолжительность работы, поскольку растворение твердого реагента пластовой жидкостью происходит одновременно по всей его поверхности.

Известно устройство для подачи реагента в скважину в виде соединенных муфтами секций, каждая из которых представляет собой заполненный реагентом цилиндрический контейнер с камерами смешения по торцам, отделенными от реагента дозирующими сеточными фильтрами и гидравлически соединенными со скважиной через отверстия (патент РФ №2386791, Е21В 37/06, 2008).

Недостаток устройства заключается в уменьшающейся со временем скорости дозирования реагента из-за закупоривания сеточных фильтров дисперсными частицами из пластовой жидкости.

Известно устройство для подачи реагента в скважину, содержащее цилиндрические контейнеры с реагентом, у которых верхний торец перекрыт крышкой с дозатором, а нижний торец - заглушкой, и соединяющие контейнеры муфты с камерами смешения, имеющие входные и выходные отверстия (патент РФ №2472922, Е21В 37/06, 2013).

Недостатком описанного устройства является зависимость скорости дозирования от проницаемости поверхностного слоя порошкообразного реагента и его загрязненности нефтью и дисперсными частицами.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является контейнер для подачи реагента в скважину в виде цилиндрического корпуса с перфорациями в верхней части, снабженного нижней крышкой и верхней крышкой с центральным отверстием и заполненного порошкоообразным реагентом ниже уровня перфораций с образованием свободной полости (патент РФ №2502860, Е21В 37/06, 2013).

Недостатком принятого за прототип контейнера является неравномерное количество реагента, поступающего в пластовую жидкость в единицу времени. Это обусловлено тем, что при растворении уровень порошкообразного реагента в корпусе снижается, вследствие чего возрастает время, необходимое попадающей в него из скважины пластовой жидкости на преодоление увеличившегося расстояния от перфораций к реагенту и обратно к отверстиям в верхней крышке после обогащения растворившимся реагентом.

Заявляемый контейнер повышает равномерность дозирования реагента в пластовую жидкость.

Указанный технический результат достигается тем, что в контейнере для подачи реагента в скважину, содержащем 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, согласно изобретению перфорации расположены окружными рядами, распределенными по всей длине корпуса, причем перфорации во всех рядах за исключением ближнего к верхней крышке ряда перекрыты растворимыми пробками.

На фиг.1 схематично изображен заявляемый контейнер для подачи реагента на начальной стадии эксплуатации, общий вид, разрез; на фиг.2 - то же, на промежуточной стадии эксплуатации; на фиг.3 - то же, на завершающей стадии эксплуатации.

Контейнер для подачи реагента в скважину содержит по крайней мере один цилиндрический корпус 1, снабженный нижней крышкой 2 и верхней крышкой 3 с центральным отверстием 4, по всей длине которого выполнены перфорации 5, расположенные окружными рядами 6 (фиг.1). Оси перфораций 5 могут быть ориентированы перпендикулярно к оси корпуса 1 или направлены к ней под острым углом вниз. Перфорации 5 в ближнем к верхней крышке 3 окружном ряду 6 выполнены открытыми, а во всех остальных рядах они оснащены растворимыми пробками 7, выполненными с одинаковой толщиной. Корпус 1 заполнен ниже открытых перфораций 5 порошкообразным водорастворимым реагентом 8, причем между реагентом и верхней крышкой 3 остается свободная полость 9. Пробки 7 растворяются при взаимодействии с концентрированным водным раствором реагента. Состав порошкообразного реагента 8 подбирается с учетом температуры, обводненности и химического состава добываемой пластовой жидкости. Сверху на цилиндрический корпус 1 устанавливается перфорированная муфта (не показана), с помощью которой он присоединяется к основанию погружного электродвигателя (не показан). Для увеличения количества дозируемого в пластовую жидкость реагента контейнер может содержать несколько цилиндрических корпусов 1, соединенных между собой вышеназванными муфтами.

Устройство для подачи реагента работает следующим образом.

При работе погружного насоса пластовая жидкость в виде водонефтяной эмульсии течет вверх вдоль контейнера. За счет вихревых течений, образующихся в открытых перфорациях 5 ближнего к верхней крышке 3 окружного ряда 6, поток пластовой жидкости заворачивает в цилиндрический корпус 1 и попадает в свободную полость 9 (фиг.1). При движении внутри свободной полости 9 происходит частичное разделение пластовой жидкости на фракции. Более легкая нефть перемещается с пластовой жидкостью вверх и покидает корпус 1 через центральное отверстие 6, а вода опускается на порошкообразный реагент 8, смачивая и растворяя его поверхностный слой. Образовавшийся концентрированный раствор реагента движется за счет диффузии вверх и перемешивается с вихревыми потоками пластовой жидкости, перемещающимися в свободной полости 9. Обогащенная реагентом пластовая жидкость выносится через центральное отверстие 4 из корпуса 1 в скважину и попадает на рабочие органы погружного насоса, предотвращая отложение на них солей. В корпусе 1 за счет постоянного растворения водой порошкообразного реагента 8 вновь образуется концентрированный раствор реагента, который также выносится пластовой жидкостью в скважину.

В процессе растворения уровень порошкообразного реагента в корпусе 1 понижается, а расстояние, преодолеваемое реагентом за счет диффузии до области с вихревыми течениями, возрастает, равно как и затрачиваемое на это время. Это приводит к небольшому уменьшению количества реагента, выносимого из контейнера в пластовую жидкость за единицу времени. Однако так происходит только до тех пор, пока уровень концентрированного раствора реагента не достигнет растворимых пробок 7, перекрывающих перфорации 5 второго окружного ряда 2 относительно верхней крышки 3. Материал пробок 7 вступает в реакцию с концентрированным раствором реагента, и пробки растворяются, открывая вторую, более короткую траекторию для движения пластовой жидкости внутри корпуса 1 через перфорации 5 второго окружного ряда 2 (фиг.2). Движущаяся по вновь открывшейся укороченной траектории пластовая жидкость после попадания в корпус 1 сразу вступает в контакт с концентрированным раствором реагента, смешивается с ним и покидает корпус 1 через центральное отверстие 4. При этом количество оказывающегося в пластовой жидкости реагента возрастает и приближается к начальной величине. Это происходит за счет повышения вклада вихревых течений в процесс переноса реагента, имеющих кратно большую скорость, чем скорость диффузионного движения реагента.

Аналогичным образом при дальнейшем растворении порошкообразного реагента 8 продолжается порядное растворение пробок 7 и вскрытие перфораций 5 в нижерасположенных окружных рядах 2 (фиг.3). Циркуляция пластовой жидкости по возникающим дополнительным укороченным траекториям уменьшает отклонение от среднего значения количества реагента, поступающего в нее в единицу времени, причем с увеличением числа окружных рядов с растворимыми пробками равномерность дозирования улучшается.

В качестве альтернативного варианта пробки 7 могут быть изготовлены из материала, растворяющегося при взаимодействии с пластовой жидкостью, обтекающей корпус 1 снаружи. В этом случае толщина пробок 7 должна закономерно возрастать сверху вниз для их порядного растворения через заданные промежутки времени.

Контейнер для подачи реагента в скважину, содержащий 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, отличающийся тем, что перфорации расположены окружными рядами, распределенными по всей длине корпуса, причем перфорации во всех рядах за исключением ближнего к верхней крышке ряда перекрыты растворимыми пробками.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к семействам ингибиторов солевых отложений и их применению в интенсификации притока из нефтяного месторождения. Способ обеспечения ингибирования образования солевых отложений в нефтяном месторождении, включающий стадии: a) введения по меньшей мере двух входящих потоков жидкости по меньшей мере в две продуктивные зоны нефтедобывающей скважины, соединенной с нефтяным месторождением, или по меньшей мере в две различные нефтедобывающие скважины, из которых по меньшей мере два выходящих потока из двух зон или скважин объединяют перед извлечением с ингибитором солевых отложений, содержащим детектируемые группировки, вводимым в нефтяное месторождение(я) и/или в жидкость, причем применяют два различных ингибитора солевых отложений, каждый из которых предназначен для каждой из двух зон или скважин, указанные е ингибиторы содержат различные детектируемые группировки по их максимумам поглощения, которые различают аналитическим способом на поглощение; b) вытеснения нефти, c) извлечения выходящего потока жидкости, содержащей нефть, d) измерения количеств различных ингибиторов в извлеченном потоке жидкости аналитическим способом на поглощение или жидкости, полученной из него, и e) необязательно решения проблемы образования солевых отложений, которая возникает в зоне или скважине, для которой предназначен ингибитор солевых отложений, если количество ингибитора солевых отложений меньше указанной величины, где один из двух ингибиторов представляет собой указанный полимер и другой ингибитор представляет собой другой указанный полимер.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для предотвращения отложений солей на нефтепромысловом оборудовании. Регулировку расхода реагента осуществляют на устье скважины установкой дозировочной электронасосной, соединенной на устье скважины с капиллярным трубопроводом.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений. Состав содержит поверхностно-активное вещество на основе полимера окиси этилена - реагент ИТПС 806 марка Б 0,1-5,0 мас.% и смесь алифатических и ароматических углеводородов в виде реагента ИТПС 010 марка А - остальное.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при выборе эффективных растворителей для удаления отложений парафина. Способ включает отбор из нефтяного оборудования образцов отложений, определение группового состава и типа отложений, процедуру предварительного смешивания пустых бюксов, приготовления в этих бюксах 10% растворов нефтяного парафина, где в качестве растворителей выступают различные углеводороды и их композиции, доведение до постоянно веса в сушильном шкафу бюксов с содержимым.
Изобретение относится к области нефтегазодобычи. Технический результат - повышение эффективности и технологичности удаления кольматирующих образований из призабойной зоны продуктивного ствола скважин, в том числе пологих и горизонтальных, после использования технологической жидкости, содержащей высокомолекулярные соединения и кольматанты.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - улучшение очистки затрубного пространства перед размещением цементных растворов или во время фазы заканчивания, абразивная очистка всего мягкого материала, присутствующего в затрубном пространстве, в частности, гелеобразной глинистой массы и глинистой корки, без применения дополнительного оборудования и без повреждения металлических деталей.

Изобретение относится к 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.

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.

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.

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.

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. В качестве устройства для подачи реагента, выполненного в виде контейнера, состоящего из секций и вторичных регулируемых дозирующих механизмов. В каждой секции контейнера расположены один или несколько картриджей с реагентом. Картридж с торцов закрыт заглушками с регулируемыми первичными дозирующими механизмами или с одного торца глухой заглушкой, а со второго - заглушкой с регулируемыми первичными дозирующими механизмами. Картриджи закреплены посредством фиксирующих механизмов. Регулируемые вторичные дозирующее механизмы расположены в той части секций контейнера, которая образуется между регулируемыми первичными дозирующими механизмами и глухой заглушкой секции контейнера или концом секции контейнера или другим картриджем. Повышается удобство дозирования, обеспечивается технологичность устройства, исключаются потери реагента в процессе транспортировки. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.

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. Технический результат - повышение эффективности восстановления обводненной скважины за счет приобщения к эксплуатации верхней ее части. По способу ликвидируют нижнюю обводнившуюся часть эксплуатационной колонны. Для этого извлекают из скважины лифтовую колонну. В эксплуатационной колонне устанавливают ликвидационный цементный мост. Осуществляют перфорацию верхней необводнившейся части эксплуатационной колонны в интервале низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений, расположенных ниже многолетнемерзлых пород. Спускают в интервал перфорации колонну насосно-компрессорных труб. Осуществляют последовательное закачивание в призабойную зону заглинизированных низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений ацетона в объеме 1-2 м3 на 1 м перфорированной толщины. Затем закачивают аэрированно-диспергированный водный раствор перекиси водорода концентрации не более 10-15 мас.% в объеме 2-3 м3 на 1 м перфорированной толщины. Продавливают аэрированно-диспергированный водный раствор перекиси водорода в заглинизированные низкопроницаемые низкотемпературные терригенные отложения газовым конденсатом с кратковременной технологической выстойкой на период отслаивания глинистой составляющей от частиц горной породы. Осуществляют удаление и вынос из скважины на поверхность смеси, состоящей из газового конденсата, аэрированно-диспергированного водного раствора перекиси водорода и ацетона с отслоенными глинистыми составляющими горной породы. Затем осуществляют освоение скважины подачей в скважину инертного газа, например азота. Осуществляют отработку и ввод скважины в эксплуатацию с оставлением в скважине ранее спущенных насосно-компрессорных труб. 3 пр., 5 ил.

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. Устройство содержит цилиндрический корпус с двумя сообщающимися камерами, в одну из который закачен газ под давлением, а вторая выполнена с дозировочным отверстием и заполнена ингибитором. Камеры разделены перегородкой, перпендикулярной оси корпуса, и связаны друг с другом через устройство для понижения давления, вмонтированное в перегородку и снабженное трубкой. Один конец трубки погружен в ингибитор. Повышается надежность работы устройства, обеспечивается длительное равномерное поступление ингибитора в пластовую жидкость. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к устройствам для добычи высокопарафинистой нефти. Устройство включает колонну насосно-компрессорных труб со скважинным насосом и силовым кабелем, закрепленным совместно с капиллярным трубопроводом для подачи химического реагента, выполненным из бронированного кабеля на наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб, размещенные на устье скважины емкость для химического реагента и насос-дозатор, соединенный с капиллярным трубопроводом линией нагнетания, силовой кабель, введенный в скважину через устройство ввода, выполненное в планшайбе устьевой арматуры, и соединенный со станцией управления скважинного насоса. На колонне насосно-компрессорных труб размещены протекторы, а снизу колонна насосно-компрессорных труб оснащена стационарным электронагревателем с регулируемой мощностью, подсоединенным с помощью удлинителя к силовому кабелю скважинного насоса. Линия нагнетания введена в скважину через герметичный боковой отвод фонтанной арматуры, на устье скважины силовой кабель дополнительно соединен со станцией управления нагревателем. Колонна насосно-компрессорных труб выше насоса снабжена муфтой с радиальным отверстием, к которому подсоединен нижний конец капиллярного трубопровода. Повышается надежность и эффективность работы, снижается металлоемкость, расширяются функциональные возможности. 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений. Технический результат - обеспечение повышения эффективности очистки скважин с невысокой температурой, длительное время накапливавших асфальтосмолопарафиновые отложения. В способе ремонта скважины, включающем циркуляцию моющей композиции в скважине, циркуляцию моющей композиции выполняют непрерывно в течение 1-3 ч при расходе 4-6 л/с с перепуском моющей композиции в емкость, заполненную частично с возможностью увеличения уровня моющей композиции в ней при начальном объеме моющей композиции, превышающем расчетный обрабатываемый объем скважины на 0,5-2%, контролируют уровень моющей композиции в емкости, при уменьшении его снижают расход циркуляции, при увеличении - увеличивают расход циркуляции, проводят вымывание продуктов реакции из скважины водой в объеме скважины и промывку забоя водой в объеме 1,5-2,0 объемов скважины, при этом в качестве моющей композиции используют смесь, содержащую, об.ч.: растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений РС-1210 - 100-400, реагент ИТПС-04-А -15-40, техническую воду плотностью от 1,0 до 1,18 г/см3 - 600-900. 1 з.п. ф-лы, 3 пр.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), и может быть использовано для растворения и удаления АСПО из нефтепромыслового оборудования, призабойной зоны пласта, насосно-компрессорных труб, выкидных линий, трубопроводов, резервуаров и оборудования нефтеперерабатывающих предприятий. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений содержит углеводородные растворители и дополнительно включает диметилформамид и газоконденсат, а в качестве углеводородных растворителей содержит толуол и нефрас C2 80-120 при следующем соотношении компонентов, объемных %: нефрас C2 80-120 - 5-15; толуол - 25-35; диметилформамид - 3-7; газоконденсат - остальное. Соотношение компонентов обеспечивает высокую эффективность растворения присутствующих в АСПО составляющих, а именно - асфальтенов, смол и парафинов до 84%. 3 табл.

Изобретение относится к области эксплуатации нефтегазовых месторождений и может быть использовано для интенсификации дебитов и повышения нефтеотдачи. Устройство включает алюминиевый корпус в виде тонкостенного цилиндрического стакана с зауженной горловиной. Корпус заполнен активной массой на основе натрия металлического. Горловина усилена отбортовкой. Герметизация корпуса выполнена в виде разрушаемой мембраны с ее креплением по диаметру отбортовки. Повышается безопасность, достигается универсальность использования. 2 з.п. ф-лы. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для предотвращения отложения асфальтенов, смол и парафинов, и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти. Состав содержит в мас.%: неионогенное поверхностно-активное вещество - 1,0-20,0, моноэтаноламин - 0,5-7,0, производное сульфоновой кислоты - 1,0-20,0, метанол - 0,5-95,0, ароматический растворитель - остальное. Состав обладает высокой растворяющей, диспергирующей и моющей активностью по отношению к асфальтено-смоло-парафиновым отложениям различного типа и деэмульгирующим эффектом. 4 табл., 19 пр.

Изобретение относится к добыче нефти при одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной. Установка включает основной и дополнительный приводы, пакер, установленный между верхним и нижним продуктивными пластами, основную, сообщенную с подпакерным пространством скважины, и дополнительную, сообщенную с надпакерным пространством скважины, колонны лифтовых труб со штанговыми насосами, закрепленными на устье скважины двухствольной арматурой, параллельный якорь, установленный на обеих колоннах лифтовых труб и выполненный с возможностью фиксации их относительно друг друга. При этом добыча продукции из нижнего продуктивного пласта производится трубным насосом с отверстием в середине цилиндра и плунжером, длина которого меньше длины половины цилиндра. Технический результат заключается в повышении надежности работы установки. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО) при добыче. Методика включает отбор проб АСПО с параллельным отбором проб продукции скважин, сравнительную оценку растворяющей способности растворителей. Проводится определение изменения оптических свойств нефти после контакта с анализируемым растворителем, сравнение оптических свойств нефти после контакта с анализируемым растворителем, сравнение оптических свойств нефти после контакта с анализируемым растворителем с контрольной пробой, оценка влияния растворителя на кинетическую устойчивость нефти на основе фактора устойчивости. Определяют коэффициент эффективности как произведение фактора устойчивости на эффективность растворения. Фактор устойчивости представляет собой отношение установившейся плотности нефти в верхнем слое нефти после перемешивания с растворителем к оптической плотности верхнего слоя контрольной пробы нефти без контакта с растворителем. Повышается эффективность растворения отложений, исключаются осложнения в процессах добычи и подготовки нефти. 1 табл.
Наверх