Устройство для подачи ингибитора

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.

 

Изобретение относится к устройствам, дозирующим реагент, и может использоваться в нефтяной отрасли промышленности для подачи в пластовую жидкость ингибитора солеотложений.

Известно устройство для дозирования реагента в нефтедобывающую скважину, содержащее глубинный насос, контейнер для реагента, разобщенный с ним пакером, и дозировочный узел с клапаном, размещенный под насосом и связанный с контейнером для реагента трубкой, проходящей через пакер, причем реагент находится выше пакера в межтрубном пространстве [патент №2127799 РФ, 1997]. После включения в работу насоса открывается клапан дозировочного узла, и в область всасывания насоса из контейнера по трубке попадает доза реагента. При остановке насоса клапан закрывается и перекрывает поступление реагента.

Недостатком такого устройства является высокая концентрация реагента в межтрубном пространстве над пакером, что вызывает коррозию обсадных труб и труб НКТ. Кроме того, наличие пакера в устройстве осложняет монтаж установки в целом.

Известно скважинное устройство для подачи химических реагентов на вход погружной установки для добычи пластовой жидкости, которое располагается ниже ЭЦН, состоит из клапана с электрическим управлением, камеры с химическим реагентом, находящимся под повышенным давлением, создаваемым баллоном с газом или пружиной [патент №2258805 РФ, 2005].

Недостатком такого устройства является сложность реализации электрического управления подачи химического реагента.

Еще одним известным устройством является устройство для подачи ингибитора на вход погружной установки для добычи пластовой жидкости, представляющее собой цилиндрический корпус, имеющий в верхней части радиальные каналы, в котором ниже каналов размещен ингибитор в термопластичной матрице, цилиндрический корпус снизу перекрыт днищем, под которым дополнительно размещена рабочая камера в форме стакана со сплошным донышком и перфорацией на боковых стенках, при этом в днище цилиндрического корпуса выполнено, по крайней мере, одно дозировочное отверстие, обеспечивающее перетекание ингибитора под действием силы тяжести в рабочую камеру с заданной скоростью [патент РФ №2398097, 2010].

Основным недостатком такого устройства является уменьшение скорости подачи ингибитора в скважину в результате понижения скорости его растворения в пластовой жидкости внутри цилиндрического корпуса по мере уменьшения высоты столба ингибитора, заключенного в термопластичную матрицу. Кроме того, к недостаткам указанной конструкции можно отнести отсутствие элементов, защищающих дозировочное отверстие от засорения механическими примесями, риск закупорки контейнера и, как следствие, прекращение подачи ингибитора.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является устьевой дозатор на основе сосуда Мариотта, содержащий емкость, заполненную ингибитором, полую трубку, один конец которой погружен в ингибитор, а другой - вмонтирован во входное отверстие и гидравлически связан с внешним пространством и дозировочное отверстие, выполненное в нижней части корпуса и обеспечивающее вытекание ингибитора наружу [патент на ПМ №52476 РФ, опубл. 27.03.2006). Скорость вытекания жидкости u из контейнера постоянна и определяется высотой столба жидкости h между уровнем дозировочного отверстия и нижним краем трубки: , где g - ускорение свободного падения. Регулировка диаметра дозировочного отверстия с помощью штуцера позволяет получить требуемую подачу реагента.

Однако на практике получение малых расходов реагента приводит к необходимости выполнять отверстия размером менее 1 мм, т.е. подвергать изделие риску потери работоспособности из-за попадания механических примесей и полной закупорки контейнера. Простое увеличение диаметра до величин порядка нескольких миллиметров приводит к необходимости значительного снижения скорости вытекания, т.к. расход вытекающего реагента пропорционален произведению скорости вытекания на площадь самого отверстия. А регулировка скорости за счет уменьшения h не удается, поскольку величина h не может быть сколь угодно малой из-за конечных допусков на изготовление и взаимное позиционирование деталей конструкции.

Задачей настоящего изобретения является обеспечение равномерности поступления ингибитора в пластовую жидкость и повышение надежности конструкции в целом.

Указанный технический результат достигается за счет того, что в устройстве для подачи ингибитора, содержащем емкость с ингибитором, полую трубку, один конец которой погружен в ингибитор, а другой - вмонтирован во входное отверстие емкости и гидравлически связан с внешним пространством и, по крайней мере, одно дозировочное отверстие, выполненное в нижней части емкости и обеспечивающее вытекание ингибитора наружу, согласно изобретению внутри емкости над дозировочным отверстием расположен узел регулирования потока ингибитора, на котором происходит потеря энергии потока.

Узел регулирования потока выполнен в виде двух встречно направленных комплектов цилиндрических перегородок, у которых противоположные концы наглухо закрыты, а открытые концы концентрично размещены в кольцевых пространствах друг друга с образованием между наружной поверхностью одних и внутренней поверхностью других перегородок кольцевых зазоров, а между открытыми концами перегородок одного комплекта и глухой торцовой перегородкой другого комплекта образованы зоны перехода потока из одного кольцевого зазора в другой, при этом зоны перехода потока с кольцевыми зазорами образуют лабиринт. Концы нижних цилиндрических перегородок вмонтированы в днище емкости с внутренней стороны вокруг дозировочного отверстия, а противоположные им концы верхних цилиндрических перегородок закреплены на крышке в форме диска. Максимальное количество перегородок определяется требуемой длиной лабиринта, по нему рассчитываются потери энергии жидкости при ее движении к отверстию и соответствующая скорость вытекания реагента из отверстия.

Кроме того, узел регулирования потока может быть дополнительно снабжен пористой цилиндрической вставкой, закрепленной верхним торцом на крышке и размещенной в кольцевом зазоре между цилиндрическими перегородками и/или на внутренней стенке цилиндрической перегородки минимального радиуса.

Наличие внутри контейнера узла регулирования потока, на котором происходит потеря энергии потока жидкости до момента вытекания ее наружу, приводит к снижению скорости вытекания, поскольку в этом случае скорость вытекания и будет определяться из соотношения , где Δр - потери энергии на вязкое обтекание препятствия, ρ - плотность реагента, ρ0 - плотность вытесняющей жидкости в верхней части емкости. Благодаря этому диаметр дозировочного отверстия может быть увеличен до значений, позволяющих избежать засорения механическими примесями, а расход вытекающего реагента, пропорциональный произведению скорости вытекания на площадь самого отверстия, сохранится малым.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг. 1 приведена общая схема предлагаемого устройства с узлом регулирования потока в виде двух встречно направленных комплектов цилиндрических перегородок; на фиг. 2 - устройство с узлом регулирования потока, снабженным пористой вставкой.

Устройство (фиг. 1, 2) содержит емкость 1 с днищем, внутри которой помещен ингибитор 2. В верхней части емкости 1 имеется входное отверстие 3, а в нижней части - выходное дозировочное отверстие 4. Внутри емкости 1 размещена открытая с обоих концов полая трубка 5, вмонтированная одним своим торцом во входное отверстие 3 и соединяющая внутренний объем емкости 1 с затрубным пространством, второй торец трубки расположен под уровнем ингибитора 2, но выше уровня дозировочного отверстия 4. Через трубку 5 происходит выравнивание давления внутри емкости 1 и в затрубном пространстве в процессе вытекания ингибитора 2 из емкости 1. Внутри емкости 1 над дозировочным отверстием 4 размещен узел регулирования потока, который выполнен в виде двух встречно направленных комплектов нижних 6 и верхних 7 цилиндрических перегородок, противоположные концы которых закрыты посредством закрепления на глухих торцовых перегородках: соответственно на днище 8 емкости 1 вокруг дозировочного отверстия 4 и на крышке 9 в форме диска (фиг. 1). Открытые концы перегородок 6 и 7 концентрично размещены в кольцевых пространствах друг друга с образованием между наружной поверхностью одних и внутренней поверхностью других кольцевых зазоров 10, а между открытыми концами перегородок одного комплекта и глухой торцовой перегородкой другого комплекта образованы зоны перехода 11 потока из одного кольцевого зазора 10 в другой, при этом зоны перехода 11 потока с кольцевыми зазорами 10 образуют лабиринт. Высота и количество цилиндрических перегородок 6 и 7, а также расстояние между нижним открытым торцом полой трубки 5 и уровнем отверстия 4 определяют скорость вытекания (дозирования) ингибитора.

В одном или нескольких кольцевых зазорах 10 узла регулирования потока может содержаться пористая цилиндрическая вставка 13, закрепленная своим верхним торцом на крышке 9 и примыкающая боковой поверхностью к внутренней стенке верхней цилиндрической перегородки 7 (фиг. 2). Возможно также дополнительное или самостоятельное размещение пористой цилиндрической вставки 13 на внутренней стенке нижней цилиндрической перегородки 8 с минимальным радиусом. В этом случае вставка 13 перекрывает пространство между крышкой 9 и днищем емкости 1, непосредственно над дозировочным отверстием 4. Пористая вкладка 13 может быть изготовлена, например, из пенометалла и предназначена для удлинения пути прохождения ингибитора через узел регулирования потока с целью гашения скорости его движения. Кроме того, наличие вкладки 13 способствует очистке потока от механических примесей.

Плотность ингибитора 2 должна быть больше плотности пластовой жидкости 12.

Устройство для подачи ингибитора работает следующим образом.

При вытекании ингибитора 2 из дозировочного отверстия 4 емкости 1 трубка 5, гидравлически связанная с затрубным пространством, заполняется более легкой пластовой жидкостью 12 при использовании устройства в погружном исполнении, либо воздухом в наземном исполнении. Более легкий компонент 12, попадающий в емкость 1, через нижний торец трубки 5 поднимается вверх и, скапливаясь в верхней части емкости 1, вытесняет ингибитор 2. При вытекании ингибитор 2 движется через узел регулирования потока по извилистой траектории за счет лабиринта, образованного нижними 6 и верхними 7 цилиндрическими перегородками (фиг. 1) и дополнительно за счет лабиринта в структуре пористой вкладки 13, размещенной в одном или нескольких кольцевых зазорах 10 (фиг. 2). В результате происходит потеря энергии потока и замедление скорости вытекания ингибитора при сохранении ее постоянства, а также происходит выпадение механических примесей, что делает возможным увеличение диаметра дозировочного отверстия и обеспечивает незасоряемость и надежность устройства в целом.

1. Устройство для подачи ингибитора, содержащее емкость с ингибитором, полую трубку, один конец которой погружен в ингибитор, а другой вмонтирован во входное отверстие емкости и гидравлически связан с внешним пространством, и, по крайней мере, одно дозировочное отверстие, выполненное в нижней части емкости и обеспечивающее вытекание ингибитора наружу, отличающееся тем, что внутри емкости над дозировочным отверстием расположен узел регулирования потока ингибитора, выполненный в виде двух встречно направленных комплектов верхних и нижних цилиндрических перегородок с наглухо закрытыми противоположными концами, при этом их открытые концы концентрично размещены в кольцевых пространствах друг друга, и между открытыми концами перегородок одного комплекта и глухой торцовой перегородкой другого комплекта образованы зоны перехода потока из одного кольцевого зазора в другой, концы нижних цилиндрических перегородок вмонтированы в днище емкости с ее внутренней стороны вокруг дозировочного отверстия, а противоположные им концы верхних цилиндрических перегородок закреплены на крышке в форме диска.

2. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что узел регулирования потока дополнительно снабжен, по меньшей мере, одной пористой цилиндрической вставкой, закрепленной верхним торцом на крышке и размещенной в кольцевом зазоре между цилиндрическими перегородками и/или на внутренней стенке цилиндрической перегородки минимального радиуса.



 

Похожие патенты:

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

Изобретение относится в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, в лифтовых трубах которых образуются различного рода отложения.

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.

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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатную породу.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатный коллектор.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для ликвидации и предотвращения образования асфальтено-смолопарафиновых отложений (АСПО) в нефтегазодобывающих скважинах.

Настоящее изобретение относится к способу ингибирования отложений в геологическом образовании, таком как углеводородный пласт, и набору составляющих для выполнения этого способа.

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.

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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для снижения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутрискважинном оборудовании и разрушения водонефтяной эмульсии в скважине при эксплуатации скважины, добывающей высоковязкую нефть. Способ освоения скважины с высоковязкой нефтью включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с насосом и капиллярной трубки, закрепленной на наружной поверхности колонны НКТ клямсами, одновременный отбор нефти и подачу химического реагента дозировочным насосом с устья скважины по капиллярной трубке. В качестве насоса используют винтовой насос с верхним приводом от колонны насосных штанг. В качестве химического реагента, дозируемого по капиллярной трубке, используют растворитель парафинов нефтяной. За 12 ч до запуска привода винтового насоса осуществляют импульсную высокочастотную термоакустическую - ИВЧТА обработку призабойной зоны пласта. Перед запуском винтового насоса подачей растворителя насосом-дозатором заполняют капиллярную трубку растворителем от интервала приема винтового насоса до устья, прекращают подачу растворителя в капиллярную трубку, выставляют максимальную нагрузку по току на привод винтового насоса в зависимости от номинальной нагрузки по току электродвигателя привода винтового насоса. Запускают привод винтового насоса с оборотами ротора 70 об/мин с последующим плавным увеличением до 110 об/мин. После запуска привода винтового насоса осуществляют подачу растворителя по капиллярной трубке на прием винтового насоса с расходом 10% от дебита скважины. При росте нагрузки по току на 15% от номинальной нагрузки снижают обороты ротора до 60 об/мин, производят ступенчатое увеличение подачи растворителя в капиллярную трубку до 20% от дебита скважины. В случае роста нагрузки выше максимального значения и отключения насоса производят обратную промывку горячей нефтью и продолжают освоение скважины с высоковязкой нефтью. Техническим результатом предлагаемого способа освоения скважины с высоковязкой нефтью является повышение надежности реализации способа за счет исключения отложения АСПО на внутрискважинном оборудовании с началом запуска насоса в работу при повышении эффективности скважинного насоса. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к погружным устройствам для внутрискважинной подачи ингибитора солеотложений на вход погружных установок для добычи пластовой жидкости. Устройство содержит цилиндрический корпус с верхней крышкой, перекрытый снизу днищем с дозировочным отверстием для вытекания ингибитора, размещенного в корпусе. Корпус снабжен полой трубкой, один конец которой погружен в ингибитор, а второй вмонтирован во входное отверстие верхней крышки и гидравлически связан с затрубным пространством. На верхней крышке смонтирован входной модуль, сообщающийся с полой трубкой и предотвращающий попадание пластовой воды внутрь контейнера. Входной модуль выполнен в виде толстостенного цилиндра, имеющего центральный сквозной канал и равномерно расположенные вокруг него по окружности внутренние осевые каналы, радиальные входные отверстия, выполненные под заборным козырьком и соединенные с нижней частью осевых каналов, причем осевые каналы в своей верхней части сообщены с центральным каналом посредством наклонных соединительных проточек. Обеспечивается постоянная скорость вытекания ингибитора без изменения его концентрации. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к погружным устройствам для подачи реагента в скважину, на поверхность погружных электродвигателей и вход электроцентробежных насосов, и может быть использовано для предотвращения коррозии, отложения солей и парафинов. Устройство содержит цилиндрический корпус, с одной стороны которого установлены герметичный модуль с интеллектуальным блоком, с другой стороны установлено основание с камерой смешивания, с управляемым клапаном и с выходным каналом, сообщенным с камерой смешивания. Интеллектуальный блок соединен электрическим проводником в изоляционной оболочке, находящимся в герметичной трубе с управляемым клапаном. Внутренняя полость цилиндрического корпуса выполнена герметичной с возможностью заполнения пластовой жидкостью и химическим реагентом и герметично разделена поршнем. Герметичная труба является направляющей для поршня и расположена по оси цилиндрического корпуса. В основании дозатора дополнительно выполнен заливной канал химического реагента с клапаном. В качестве управляемого клапана установлен электромагнитный клапан, выполненный с возможностью открытия/закрытия по управляющему сигналу. Электромагнитный клапан установлен в выходном канале. Интеллектуальный блок соединен с нулевым проводом трехфазного электрического привода погружного насоса. Увеличивается полезный объем химического реагента. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к погружным устройствам для подачи реагента в скважину, на поверхность погружных электродвигателей и вход электроцентробежных насосов. Устройство содержит цилиндрический корпус. С одной стороны корпуса установлен герметичный модуль с интеллектуальным блоком. С другой стороны корпуса установлено основание с камерой смешивания, с управляемым клапаном, с входным и выходным каналами, сообщенными с камерой смешивания. Интеллектуальный блок соединен электрическим проводником в изоляционной оболочке, находящимся в герметичной трубе с управляемым клапаном, а герметичный модуль состоит из соединенных корпусом ниппеля и фланца. В ниппеле герметичного модуля выполнены два канала. В одном канале герметично установлен датчик температуры. В другом канале герметично установлен датчик давления. Во фланце герметичного модуля установлен датчик температуры погружного электродвигателя. Указанные датчики электрически соединены с интеллектуальным блоком. Интеллектуальный блок выполнен с функцией контроля сопротивления изоляции и температуры обмотки электродвигателя посредством соединения с обмоткой электродвигателя через нулевой провод. Повышается надежность погружного дозатора химического реагента. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к скважинной добыче нефти, осложненной выпадением асфальтосмолопарафиновых веществ на поверхности глубинного оборудования скважин. Техническим результатом является повышение эффективности эксплуатации скважин, осложненных образованием отложений из тяжелых компонентов нефти внутри частей глубинного насоса и колонны НКТ. Способ определения массы растворителя в нефтедобывающей скважине заключается в измерении давления столба жидкости на площадь известной величины. Причем датчик давления располагают в межтрубном пространстве скважины в зоне глубинного насоса, информация с датчика давления с необходимой частотой поступает на станцию управления скважины, а масса растворителя после его подачи в межтрубное пространство скважины определяется как произведение величины кратковременного изменения (скачка) давления на площадь межтрубного пространства по математической формуле. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к погружным устройствам для подачи реагента в скважину, на поверхность погружных электродвигателей и вход электроцентробежных насосов. Устройство содержит цилиндрический корпус, с одной стороны которого установлены герметичный модуль с интеллектуальным блоком, с другой стороны установлено основание с камерой смешивания, с управляемым клапаном и с выходным каналом, сообщенным с камерой смешивания. Интеллектуальный блок соединен электрическим проводником в изоляционной оболочке, находящимся в герметичной трубе, с управляемым клапаном. Внутренняя полость цилиндрического корпуса выполнена герметичной с возможностью заполнения пластовой жидкостью и химическим реагентом и герметично разделена поршнем. Герметичная труба является направляющей для поршня и расположена по оси цилиндрического корпуса. В основании дозатора дополнительно выполнен заливной канал химического реагента с клапаном. В качестве управляемого клапана установлен электромагнитный клапан, выполненный с возможность открытия/закрытия по управляющему сигналу. Электромагнитный клапан установлен в выходном канале. Дозатор дополнительно содержит компенсатор, расположенный в полости корпуса, заполненной пластовой жидкостью. Внутренняя полость компенсатора соединена с полостью герметичной емкости посредством канала, выполненного в ниппеле герметичной емкости. Интеллектуальный блок соединен нулевым проводом трехфазного электрического привода погружного насоса. Повышается надежность конструкции. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам предупреждения образования гидратов в углеводородах, и может быть использовано при их добыче, транспортировке и переработке. Способ включает ввод в углеводороды антигидратного реагента. Дополнительно подают один или несколько газов, в каждом из которых гидраты образуются при давлении большем и температуре меньшей, чем в углеводородах, и получают смесь, в которой образование гидратов не происходит при исходных давлении и температуре углеводородов. При ликвидации гидратов, помимо газов, подают еще и антигидратный реагент, причем газы и реагент подают с расходами, обеспечивающими необходимую скорость разложения гидратов, определяемую по формуле. Уменьшаются энергетические затраты. 6 з.п. ф-лы, 2 ил., 6 пр.

Группа изобретений относится к области нефтедобычи, в частности к способам подачи реагентов в скважину и наземное оборудование. 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 используется камерный контейнер, состоящий по меньшей мере из одной камеры с установленными в каждой камере по меньшей мере одним наружным и по меньшей мере одним внутренним дозатором, одни из которых, внутренние или наружные, выполняются регулируемыми, а вторые нерегулируемыми, при этом указанные камеры заполнены реагентом. Обеспечивается возможность применения регулируемого способа подачи реагента в скважины, выводимые из бурения, или после гидроразрыва пласта, или после капитального ремонта скважин, или в другие скважины, где для настройки устройства ограниченно используются параметры глубинно-насосного оборудования и/или скважины, повышается надежность, снижаются временные затраты на настройку. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области внутрипромыслового сбора газа, а именно к системам ввода ингибитора образования гидратов в газовые шлейфы. Система содержит емкость с ингибитором, трубопроводы подачи ингибитора к защищаемым точкам, исполнительный механизм, обеспечивающий прямую управляемую программную подачу ингибитора, преобразователи температуры и давления, установленные в защищаемых точках и соединенные со станцией управления и исполнительным механизмом беспроводным каналом связи, устройства дозирования ингибитора, состоящие из обратного и управляемого прямого клапанов и регулирующей шайбы, которые установлены в защищаемых точках и соединены с трубопроводом подачи ингибитора. Емкость с ингибитором выполнена в виде гидроаккумулятора с датчиком давления, соединенным со станцией управления беспроводным каналом связи. Исполнительный механизм выполнен в виде регулирующего редуктора. Обеспечивается диагностирование образования гидратной пробки в режиме реального времени и оперативная подача ингибитора непосредственно на тот участок, в котором начинается образование гидратной пробки. 2 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам для дозирования реагента-ингибитора в жидкую среду. Контейнер по обоим вариантам состоит из корпуса 1, в стенках которого выполнены перфорационные отверстия 2. Отверстия 2 в корпусе 1 выполнены в его верхней 3 и/или в средней 4 частях. Корпус 1 снабжен по торцам перфорированными нижней 5 и верхней 6 заглушками, или перфорированной нижней и глухой 20 верхней заглушками. Внутри контейнера размещена, по меньшей мере, одна цилиндрическая емкость 7, заполненная ингибитором 8 и снабженная по торцам глухими крышкой 9 и днищем 10. Емкость 7 выполнена перфорированной в радиальном направлении. Диаметр отверстий 11 составляет 1-7 мм. По второму варианту емкость 7 выполнена в виде капсулы с торцевыми выступами, имеющими закругленную форму, преимущественно, подобно полусферической, с глухой крышкой и глухим днищем, выполненным заодно с телом капсулы. Капсула выполнена перфорированной в боковых областях, отверстия могут быть чуть смещены к торцевым выступам и их размер составляет 1-7 мм. По обоим вариантам емкости не закреплены в корпусе 1 и образуют зазоры между их наружными стенками и внутренней поверхностью корпуса 1. Соотношение суммарной площади отверстий 2 в корпусе 1 контейнера к суммарной площади отверстий 11 (или 19) во всех емкостях 7, находящихся внутри корпуса 1, должно составлять 1 к (0,003-70) соответственно. Повышается продолжительность дозирования ингибитора за счет равномерности растворения ингибитора при различных температурных скважинных условиях и при различном, в том числе повышенном, содержании мехпримесей в пластовой жидкости 2 н. и 14 з.п. ф-лы; 1 табл.; 2 ил.
Наверх