Скважинный контейнер для дозирования реагента

Авторы патента:

E21B37/06 - с использованием химических средств для предотвращения или уменьшения отложений парафина или подобных веществ

Владельцы патента RU 2584710:

Акционерное общество "Новомет-Пермь" (RU)

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

Изобретение относится к скважинным контейнерам с твердым реагентом, предназначенным для предупреждения отложения солей на погружном оборудовании.

Известны скважинные контейнеры для обработки пластовой жидкости в виде цилиндрической секции, имеющей вверху ряды радиальных или ориентированных под углом к оси отверстий, которая заполнена ниже отверстий сыпучим твердым реагентом с возможностью движения скважинной жидкости через реагент и отверстия (патенты №2165009 РФ, Е21В 37/06, 1999; №2382177 РФ, Е21В 37/06, 2010).

Недостатком описанных скважинных контейнеров является ограниченная продолжительность работы, поскольку сыпучий реагент имеет большую поверхность контакта с пластовой жидкостью, по которой происходит его растворение.

Известен скважинный контейнер для подачи реагента, содержащий цилиндрические секции с реагентом, у которых верхний торец перекрыт крышкой с дозатором, а нижний торец - заглушкой, и соединяющие секции муфты с камерами смешения, имеющие входные и выходные отверстия (патент №2472922 РФ, Е21В 37/06, 2013).

Недостатком скважинного контейнера является неравномерная скорость дозирования, зависящая от состояния поверхностного слоя порошкообразного реагента, который с течением времени обволакивается нефтью и покрывается дисперсными частицами из пластовой жидкости.

Известен скважинный контейнер для подачи реагента, содержащий заполненные реагентом цилиндрические секции, оснащенные на нижнем торце заглушкой, а на верхнем торце - крышкой с дозатором, и снабженные центральной трубкой с перфорированным нижним концом и выведенным в дополнительное отверстие в крышке верхним концом, и соединительные муфты с входными и выходными отверстиями в стенке (патент №141232 РФ, Е21В 37/06, 2014).

Известен также скважинный контейнер для подачи реагента в виде цилиндрической секции с перфорациями вверху, заполненной порошкообразным реагентом ниже уровня перфораций с образованием свободной полости и снабженной нижней крышкой и верхней крышкой с центральным отверстием, перекрытым снаружи дозатором, а со стороны свободной полости - рукавным фильтром, и установленной на секции муфты с отверстиями (патент №2502860 РФ, Е21В 37/06, 2013).

Общий недостаток описанных скважинных контейнеров состоит в их необоснованно сложной конструкции, а также в низкой технологичности изготовления.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является скважинный контейнер для дозирования реагента в виде соединенных муфтами цилиндрических секций, заполненных реагентом и имеющих по торцам камеры смешения, отделенные от реагента дозирующими сеточными фильтрами и гидравлически соединенные со скважиной через отверстия (патент №2386791 РФ, Е21В 37/06, 2008).

Недостаток принятого за прототип скважинного контейнера заключается в том, что количество реагента, поступающего из камер смешения в скважину, со временем снижается. Это обусловлено уменьшением усилия продавливания реагента через нижний дозирующий фильтр вследствие понижения столба реагента. Кроме того, к недостаткам следует отнести вероятность перекрытия пор верхнего дозирующего фильтра мелкодисперсными частицами из пластовой жидкости, а также сложность конструкции контейнера.

Настоящее изобретение решает задачу повышения надежности скважинного контейнера за счет упрощения конструкции и стабилизации дозирования реагента в пластовую жидкость.

Указанный технический результат достигается тем, что в скважинном контейнере для подачи реагента в виде соединенных муфтами цилиндрических секций с реагентом, имеющих камеру смешения, отделенную от реагента проницаемой перегородкой и снабженную отверстиями для соединения со скважиной, согласно изобретению проницаемая перегородка ориентирована вдоль оси секции.

На фиг. 1 схематично изображен заявляемый контейнер для подачи реагента, общий вид, разрез; на фиг. 2 - проницаемая перегородка выпуклой формы.

Скважинный контейнер для дозирования реагента содержит соединенные муфтами 2 цилиндрические секции 1, полость которых разделена проницаемой перегородкой 3 с перфорациями 4, ориентированной вдоль оси секции 1, на камеру 5, заполненную реагентом 6, и полую камеру смешения 7 (фиг. 1). Стенка цилиндрической секции 1 снабжена в пределах камеры смешения 7 нижним 8 и верхним 9 отверстиями, сообщающими последнюю со скважиной.

Муфты 2 имеют сплошную поперечную перегородку 10, исключающую перетекание или перемещение реагента из секции в секцию. Перфорации 4 сообщают камеры 5, 7 и играют роль дозатора реагента, при этом их размер, форма, количество и местоположение определяются с учетом характеристик реагента и пластовой жидкости. Оси отверстий 8, 9 могут быть ориентированы перпендикулярно или под острым углом к оси секции 1. Проницаемая перегородка 3 имеет выпуклую форму (фиг. 2). Возможно выполнение проницаемой перегородки плоской или трубчатой формы (не показано).

Скважинный контейнер для дозирования реагента работает следующим образом.

С учетом температуры и состава пластовой жидкости подбирают наилучшие по химической активности реагенты в виде, например, порошкообразного вещества и заполняют им камеры 5 цилиндрических секций 1, оставляя полыми камеры смешения 7. В случае проявления в скважине одновременно нескольких осложняющих факторов камеры 5 в разных секциях 1 могут заполняться отличающимися по составу реагентами. Благодаря простоте конструкции скважинного контейнера процесс заполнения секций 1 реагентом 6 несложен и не требует специальной оснастки. Количество секций 1 в скважинном контейнере определяется дебитом скважины. Секции 1 с реагентом 6 поочередно спускают в скважину, соединяя их между собой муфтами 2, а верхнюю секцию присоединяют к электродвигателю (не показан) погружной насосной установки. Контейнер размещают в скважине выше интервала перфораций. Минимальное число сборочных единиц в скважинном контейнере упрощает процесс его монтажа.

Ввиду однотипности секций рассмотрим работу скважинного контейнера на примере одной секции 1. При работе погружного насоса основной поток пластовой жидкости течет вдоль секции 1. Часть жидкости попадает из скважины в секцию 1 через нижнее отверстие 8 и оказывается в камере смешения 7, где течет вдоль продольной перегородки 3 вверх к отверстию 9 (фиг. 1). Одновременно жидкость проникает через перфорации 4 в камеру 5 с реагентом 6 и растворяет его поверхностный слой. Образовавшийся концентрированный раствор реагента возвращается по диффузионному механизму из камеры 5 в камеру смешения 7, где перемешивается с восходящим потоком пластовой жидкостью. Вытекающий из камеры 5 реагент постоянно замещается пластовой жидкостью из камеры смешения 7 и так продолжается вплоть до полного растворения реагента. Обогащенная реагентом пластовая жидкость выносится из камеры смешения 7 через верхнее отверстие 9 в скважину, смешивается с основным потоком пластовой жидкости, омывающим секцию 1, в результате чего концентрация реагента снижается до необходимого уровня. Наличие реагента в откачиваемой пластовой жидкости предотвращает в скважине проявление нежелательного осложняющего фактора, например отложение солей на рабочих органах погружного насоса.

В отличие от прототипа в заявляемом скважинном контейнере исключается гравитационное осаждение механических примесей из пластовой жидкости на расположенную вдоль оси секции 1 проницаемую перегородку 3 и засорение имеющихся в ней перфораций 4. Благодаря этому сохраняется массобмен между камерой 5, заполненной реагентом 6, и камерой смешения 7 и поддерживается стабильная концентрация реагента, попадающего в откачиваемую пластовую жидкость.

Скважинный контейнер для подачи реагента в виде соединенных муфтами цилиндрических секций с реагентом, имеющих камеру смешения, отделенную от реагента проницаемой перегородкой и снабженную отверстиями для соединения со скважиной, отличающийся тем, что проницаемая перегородка ориентирована вдоль оси цилиндрической секции, выполнена плоской или выпуклой формы и разделяет ее полость на камеру, заполненную реагентом, и полую камеру смешения, стенка цилиндрической секции снабжена в пределах камеры смешения нижним и верхним отверстиями, сообщающими камеру смешения со скважиной.

Похожие патенты:

Способ ремонта скважины // 2584440

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины. Способ включает промывку забоя циркуляцией моющей композиции в скважине по гибкой трубе и колонне насосно-компрессорных труб.

Способ индивидуальной подготовки закачиваемой жидкости для очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины // 2584426

Изобретение относится к области нефтедобычи и, в частности, к способам стимуляции пласта и его призабойной зоны для повышения приемистости нагнетательных скважин.

Способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений // 2584172

Изобретение относится к области нефтяной промышленности. В способе удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающем подачу моющей композиции в затрубное пространство скважины, циркуляцию моющей композиции по замкнутому циклу, вынос продуктов отмыва из скважины, в качестве моющей композиции используют композицию НПС-Р1, которую подают в объеме 10-50% от объема циркуляции, равного сумме объемов затрубного пространства и колонны НКТ, причем цикл отмыва повторяют дважды.

Способ разрушения асфальтосмолистых и парафиновых отложений в скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами, и скважина для добычи нефти // 2581592

Группа изобретений относится к области добычи нефти с использованием добывающих скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами. Технический результат - повышение эффективности работы добывающей скважины.

Способ стимуляции призабойной зоны пласта нагнетательной скважины // 2581422

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к способам и устройствам стимуляции пласта и призабойной зоны в целях повышения приемистости нагнетательных скважин.

Система подачи жидких химических реагентов и способ учета реагентов в такой системе // 2576423

Группа изобретений относится к системе подачи жидких химических реагентов в объекты дозирования нефтяной и газовой промышленности. Система содержит емкость хранения химического реагента, насос-дозатор, объект дозирования, установленные в нем контрольно-измерительные приборы, гидростатический датчик давления, установленный в емкости хранения, блок управления.

Способ подачи жидких химических реагентов // 2572873

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к осуществлению подачи жидких химических реагентов в объекты дозирования нефтяной и газовой промышленности.

Методика системного выбора растворителя для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений (аспо) с учётом оценки его влияния на кинетическую устойчивость нефти с использованием спектрофотометрических исследований // 2570080

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.

Двухлифтовая установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной // 2566844

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.

Состав для предотвращения асфальтено-смоло-парафиновых отложений // 2566795

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.

Устройство гидроударное // 2586122

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

Способ ингибирования отложений в геологическом образовании // 2588513

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

Способ подачи реагента и обработки скважины с высоковязкой нефтью // 2593850

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для ликвидации и предотвращения образования асфальтено-смолопарафиновых отложений (АСПО) в нефтегазодобывающих скважинах. Способ включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с винтовым насосом с приводом от колонны насосных штанг насосом, кабеля питания электродвигателя насоса и капиллярной трубки, одновременный отбор нефти и подачу химического реагента - деэмульгатора дозировочным насосом с устья скважины по капиллярной трубке на прием насоса. Запускают в работу привод винтового насоса с частотой вращения колонны штанг 100 об/мин. Подачу реагента производят по капиллярной трубке в колонну НКТ на расстоянии 0,2 м от ее нижнего конца. В процессе отбора высоковязкой нефти периодически определяют нагрузку на привод винтового насоса по току. При росте нагрузки до 40 А снижают частоту вращения колонны штанг до 60 об/мин, после чего прекращают подачу деэмульгатора по капиллярной трубке в колонну НКТ. В межколонное пространство скважины на геофизическом кабеле спускают наконечник и производят импульсную высокочастотную термоакустическую (ИВЧТА) обработку скважины, не прерывая отбора высоковязкой нефти из скважины. В процессе проведения ИВЧТА обработки скважины производят периодическое определение нагрузки по току на привод винтового насоса через каждые 12 ч до достижения значения по току 15 А, затем восстанавливают частоту вращения колонны штанг до 100 об/мин, после чего ИВЧТА обработку скважины прекращают, извлекают из межколонного пространства скважины наконечник с геофизическим кабелем и возобновляют подачу деэмульгатора по капиллярной трубке, продолжают одновременный отбор высоковязкой нефти и подачу деэмульгатора дозировочным насосом по капиллярной трубке. Повышается эффективность обработки скважины, надежность, увеличивается отбор нефти, исключаются ремонтные работы. 1 ил., 1 табл.

Способ обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины, вскрывшей карбонатный коллектор // 2599155

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатный коллектор. Технический результат - повышение эффективности обработки. По способу определяют давления поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе скважины с обсаженной эксплуатационной колонной в вертикальной части. Осуществляют обработку открытого горизонтального ствола скважины жидкостью, обеспечивающей отсутствие поглощения. После этого на устье скважины снизу вверх собирают и спускают в открытый горизонтальный ствол скважины компоновку, состоящую из перфорированного хвостовика с центраторами, пакера, разъединителя, технологической колонны труб. Спуск компоновки производят до достижения нижним концом перфорированного хвостовика забоя горизонтального ствола скважины. Затем вовнутрь перфорированного хвостовика спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ и за 5 м до достижения нижним концом колонны НКТ нижнего конца перфорированного хвостовика спуск колонны НКТ прекращают. Верхний конец эксплуатационной колонны оборудуют затрубной задвижкой с устьевым сальником. Верхний конец технологической колонны труб оборудуют межтрубной задвижкой с устьевым герметизатором. На верхний конец колонны НКТ монтируют трубную задвижку. При открытых трубной и межтрубной задвижках и закрытой затрубной задвижке закачивают в колонну НКТ обратную эмульсию. Ее продавливают кислотным составом до заполнения межтрубного пространства скважины обратной эмульсией. Закрывают межтрубную задвижку и открывают затрубную задвижку и продолжают закачку кислотного состава через затрубное пространство скважины в емкость. Производят циркуляцию кислотного состава до потери активности кислотного состава. После этого циркуляцию кислотного состава прекращают. Закрывают трубную задвижку и открывают межтрубную задвижку. Закачкой жидкости в межтрубное пространство скважины вытесняют обратную эмульсию из межтрубного в затрубное пространство скважины. Обратной эмульсией вытесняют продукты реакции кислотного состава с карбонатным коллектором через затрубную задвижку в емкость. Производят посадку пакера. Отсоединяют разъединитель и извлекают из скважины технологическую колонну труб. Перфорированный хвостовик оставляют в горизонтальном стволе скважины. Скважину оснащают эксплуатационным оборудованием и запускают ее в работу. 2 ил.

Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины // 2599156

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатную породу. Технический результат - повышение эффективности обработки. По способу определяют давление поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе скважины. Осуществляют обработку открытого горизонтального ствола для ликвидации поглощения. После обработки на устье скважины снизу вверх собирают и спускают в открытый горизонтальный ствол скважины компоновку, состоящую из перфорированного хвостовика с центраторами, пакера, разъединителя, технологической колонны труб. Осуществляют спуск компоновки в открытый горизонтальный ствол скважины. Спуск ее производят до достижения нижним концом перфорированного хвостовика забоя горизонтального ствола скважины. Затем вовнутрь перфорированного хвостовика спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ и за 5 м до достижения нижним концом колонны НКТ нижнего конца перфорированного хвостовика спуск колонны НКТ прекращают. На устье скважины верхний конец эксплуатационной колонны оборудуют затрубной задвижкой с устьевым сальником. Верхний конец технологической колонны труб оборудуют межтрубной задвижкой с устьевым герметизатором. На верхний конец колонны НКТ монтируют трубную задвижку. Закачивают в затрубное пространство обратную эмульсию до появления ее на устье. Закрывают затрубную задвижку и открывают межтрубную и трубную задвижки. По колонне НКТ закачивают обратную эмульсию в межтрубное пространство до появления обратной эмульсии на устье скважины из межтрубного пространства. Закачку прекращают и закрывают межтрубную задвижку. Затрубную задвижку открывают. Производят поинтервальную обработку горизонтального ствола, который разделяют на участки длиной по 50 м, начиная с участка от забоя скважины. Для этого при закрытой затрубной задвижке и открытых межтрубной и трубной задвижках в колонну НКТ закачивают кислотный состав и продавливают его в межтрубное пространство в объеме, равном объему кольцевого пространства между колонной НКТ и перфорированным хвостовиком на длине обрабатываемого участка. Закрывают межтрубную задвижку. Открывают затрубную задвижку и обратной эмульсией, вышедшей на поверхность, продавливают кислотный состав по колонне НКТ из кольцевого пространства между колонной НКТ и перфорированным хвостовиком на длине обрабатываемого участка в призабойную зону пласта по всей длине обрабатываемого участка. Ожидают реагирование в течение 12 час. Закачивают в колонну НКТ обратную эмульсию и вытесняют продукты реакции из горизонтального ствола в вертикальную часть. Перемещают колонну НКТ в следующий интервал. После обработки всех участков горизонтального ствола колонну НКТ спускают до забоя. Закрывают затрубную задвижку и открывают межтрубную задвижку. В колонну НКТ закачивают товарную нефть до ее появления на устье из межтрубного пространства. Затем производят посадку пакера. Отсоединяют разъединитель и извлекают из скважины технологическую колонну труб. Перфорированный хвостовик оставляют в горизонтальном стволе скважины. Оснащают скважину эксплуатационным оборудованием и запускают ее в работу. 2 ил.

Способ ликвидации внутренних отложений нефтегазового оборудования и устройство для его осуществления // 2603329

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может быть использована для ремонтных работ нефтегазового оборудования и хранилищ нефтепродуктов с целью ликвидации и предотвращения образования гидратопарафиновых и асфальтосмолистых отложений и пробок. При осуществлении способа растворитель отложений предварительно нагревают в замкнутом объеме, размещенном вне обрабатываемой емкости, превращая его в насыщенный пар, который изобарно подают в обрабатываемое оборудование. Пар растворителя дросселируют с обеспечением создания непрерывно пульсирующего пузыря стабильной кавитации паров растворителя, которым обрабатывают нефтепродукты скрытой теплотой конденсации растворителя и ударным механическим воздействием стабильной кавитации для разжижения отложений и нагрева нефтепродуктов, которые избыточным давлением или под собственным весом удаляются из обрабатываемого оборудования. Устройство включает нагревательный элемент в виде конического сопла с дисковым фланцем, закрепленным с кольцевым зазором на аналогичном фланце дросселирующего патрубка питающего трубопровода, внешний конец которого при помощи теплоизолированного шланга подключен к генератору насыщенного пара растворителя. Повышается эффективность и безопасность обработки оборудования. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Способ подготовки магистрального нефтепровода для транспортировки светлых нефтепродуктов // 2609786

Изобретение относится к области трубопроводного транспорта, в частности к способам очистки внутренней поверхности магистральных нефтепроводов. Осуществляют химическую очистку внутренней поверхности нефтепровода, предварительного разделенного на очищаемые участки, путем пропуска по всей длине очищаемого участка пробки растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений. Очистку внутренней поверхности нефтепровода от остатков растворителя осуществляют путем пропуска по всей длине очищаемого участка пробки адсорбционного светлого нефтепродукта. Контроль качества очистки нефтепровода осуществляют путем пропуска по всей длине очищаемого участка пробки контрольного светлого нефтепродукта с последующим отбором пробы в конечной точке очищаемого участка. Сокращается время на перевод магистрального нефтепровода под транспортировку светлых нефтепродуктов, повышается качество очистки внутренней поверхности линейной части магистрального нефтепровода. 8 з.п. ф-лы, 3 ил.

Способ удаления отложений из колонны лифтовых труб нефтедобывающей скважины // 2610946

Изобретение относится в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, в лифтовых трубах которых образуются различного рода отложения. Динамическое воздействие растворителем на отложения в трубах в виде разнонаправленного движения растворителя по полости колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) оказывают с помощью попеременной работы двух источников энергии и давления. После заполнения колонны НКТ растворителем дальнейшее продвижение растворителя в сторону глубинного насоса организуется с помощью избыточного давления попутного нефтяного газа, взятого по трубопроводу из межтрубного пространства соседней скважины. Попутный нефтяной газ соседней скважины направляется в колонну НКТ обрабатываемой скважины, благодаря этому растворитель проникает далее вниз вплоть до глубинного насоса. Для обратного движения растворителя вверх глубинный насос пускают в работу до появления растворителя на устье скважины. Циклическое движение растворителя вверх и вниз повторяют до тех пор, пока не исчерпается его растворяющая способность, например, не стабилизируется его плотность. Повышается эффективность промывки растворителем в скважинах с глубоким динамическим уровнем жидкости в межтрубном пространстве, сокращается время удаления отложений. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Контейнер для подачи реагента в скважину // 2610962

Изобретение относится к погружным контейнерам преимущественно с порошкообразным реагентом и предназначено для предупреждения отложения солей на нефтепогружном оборудовании. Устройство содержит цилиндрический корпус с перфорациями по длине, растворимые пробки, перекрывающие каждую перфорацию за исключением верхней, верхнюю крышку с отверстием, нижнюю крышку и твердый реагент, заполняющий корпус до уровня верхней перфорации. В корпус через перфорации введены трубки, в которых размещены растворимые пробки, отделенные от скважины поджатым пружиной поршнем. Повышается равномерность дозирования реагента в пластовую жидкость. 5 ил.

Устройство для подачи ингибитора // 2612400

Изобретение относится к устройствам, дозирующим реагент, и может использоваться в нефтяной отрасли промышленности для подачи в пластовую жидкость ингибитора солеотложений. Устройство содержит емкость с ингибитором, полую трубку, один конец которой погружен в ингибитор, а другой - вмонтирован во входное отверстие емкости и гидравлически связан с внешним пространством. В нижней части емкости выполнено дозировочное отверстие, обеспечивающее вытекание ингибитора наружу. Над дозировочным отверстием внутри емкости расположен узел регулирования потока ингибитора, на котором происходит потеря энергии потока. Узел регулирования потока выполнен в виде двух встречно направленных комплектов верхних и нижних цилиндрических перегородок с наглухо закрытыми противоположными концами и образованием кольцевых зазоров между отрытыми концами. Обеспечивается равномерность поступления ингибитора в пластовую жидкость и повышение надежности конструкции в целом. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.