Устройство для подачи ингибитора

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 нефтяной промышленности, в частности к погружным устройствам для внутрискважинной подачи ингибитора солеотложений, и может быть использовано для повышения надежности УЭЦН.

Известно скважинное устройство для подачи химических реагентов на вход погружной установки для добычи пластовой жидкости, располагаемое ниже ЭЦН, содержащее цилиндрический корпус с двумя сообщающимися камерами, одна из которых содержит закачанный под давлением газ, а вторая заполнена химическим реагентом и имеет дозировочное отверстие. Реагент вытекает под действием силы тяжести и давления перетекшего газа [патент РФ №2559977, Е21В 37/06, 2015].

Недостатком такого устройства является зависимость давления газа от окружающей температуры, а также необходимость размещения газовой камеры, что влечет увеличение габаритов устройства.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является устройство для подачи ингибитора на вход погружной установки для добычи пластовой жидкости, содержащее цилиндрический корпус с верхней крышкой, перекрытый снизу днищем с дозировочным отверстием, ингибитор, размещенный в корпусе, полую трубку, один конец которой погружен в ингибитор, а другой вмонтирован во входное отверстие, расположенное в верхней крышке, и гидравлически связан с затрубным пространством. Дозировочное отверстие, выполненное в днище корпуса, обеспечивает вытекание ингибитора под действием силы тяжести за счет давления столба жидкости, высота которого равна расстоянию от дозировочного отверстия до нижнего погруженного конца трубки, при этом вытекший объем ингибитора замещается пластовой жидкостью [патент РФ №152713, Е21В 37/06, 2015].

Недостатком известного устройства является снижение эффективности его применения при значительном содержании воды в пластовой жидкости, т.к. ее попадание внутрь корпуса через полую трубку приводит к частичному растворению ингибитора в воде и понижению его концентрации.

Задачей настоящего изобретения является предотвращение понижения концентрации ингибитора в корпусе в процессе эксплуатации и обеспечение его длительного равномерного поступления в пластовую жидкость.

Указанный технический результат достигается тем, что в устройстве для подачи ингибитора на вход погружной установки для добычи пластовой жидкости, содержащем цилиндрический корпус с верхней крышкой, перекрытый снизу днищем с дозировочным отверстием для вытекания ингибитора, размещенного в корпусе, и снабженный полой трубкой, один конец которой погружен в ингибитор, а второй вмонтирован во входное отверстие верхней крышки и гидравлически связан с затрубным пространством, согласно изобретению на верхней крышке смонтирован входной модуль, сообщающийся с полой трубкой и предотвращающий попадание пластовой воды внутрь корпуса.

В предпочтительном варианте исполнения входной модуль может быть выполнен в виде толстостенного цилиндра с центральным сквозным отверстием, гидравлически связанным с полой трубкой, и выполненными в верхней части наклонными соединительными проточками, которые соединены с равномерно расположенными по окружности осевыми каналами, сообщающимися, в свою очередь, в нижней части с радиальными входными отверстиями, окруженными заборным козырьком.

Наличие входного модуля на входе пластовой жидкости обеспечивает поступление в корпус только отсепарированной нефти, но не воды.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг. 1 приведен общий вид заявляемого устройства, на фиг. 2 - поперечный разрез А-А.

Устройство (фиг. 1) содержит цилиндрический корпус 1, перекрытый снизу днищем с по крайней мере одним дозировочным отверстием 2, а сверху - крышкой 3, в которой выполнено входное отверстие 4. Внутри корпуса 1 размещен ингибитор. Дозировочное отверстие 2 служит для вытекания ингибитора в затрубное пространство. Во входном отверстии 4 установлена полая трубка 5, проходящая вдоль корпуса 1 и соединяющая его внутренний объем с затрубным пространством. Нижний конец полой трубки 5 погружен в ингибитор. Через трубку 5 происходит выравнивание давления внутри корпуса 1 и в затрубном пространстве при вытекании ингибитора из корпуса 1.

Размер и число дозировочных отверстий 2, высота h между нижним концом полой трубки 5 и дозировочным отверстием 2 определяют скорость вытекания ингибитора из корпуса 1.

К корпусу 1 с помощью ловильной головки 6 присоединен входной модуль 7, который представляет собой толстостенный цилиндр с центральным сквозным каналом 8, связанным в своей нижней части с открытым концом полой трубки 5, проходящей внутри корпуса 1. На нижней части входного модуля 7 установлен заборный козырек 9 с цилиндрическим кожухом 10 на расширенной части, предназначенный для первичной сепарации воды и нефти в поле гравитационных сил во внутреннем пространстве 11 кожуха 10 между его внутренней стенкой и внешней стенкой входного модуля 7. Входные радиальные отверстия 12 для пластовой жидкости, выполненные в цилиндрическом корпусе входного модуля 7 непосредственно под крышей козырька 9, гидравлически связаны с нижней частью внутренних осевых каналов 13, заглушенных сверху и равномерно расположенных по окружности вокруг центрального канала 8 (фиг. 2). Осевые каналы 13 соединены, в свою очередь, в своей верхней части с центральным каналом 8 посредством наклонных соединительных проточек 14. Длина, диаметр и количество каналов 13 выбираются такими, чтобы во время прохождения по ним пластовой жидкости обеспечивалась гравитационная сепарация нефти из пластовой жидкости.

Устройство для подачи ингибитора работает следующим образом.

При установке устройства в скважину пластовая жидкость попадает во входные радиальные отверстия 12 входного модуля 7, проходя при этом через внутреннее пространство кожуха 10 под крышей заборного козырька 9, в котором осуществляется первичное гравитационное разделение жидкости на нефть и воду. Нефть как фракция с меньшей плотностью скапливается в верхней части внутреннего пространства 11 кожуха 10, откуда происходит ее забор во входной модуль 7, а более тяжелая вода остается в нижней части и опускается вниз затрубного пространства. Далее из входных отверстий 12 частично обезвоженный поток жидкости поступает в осевой канал 13, поднимается по нему вверх с малой скоростью течения, позволяющей более легкой фракции занять верхнюю часть канала 13, а более тяжелой - нижнюю. В верхней части канал 13 сообщен с центральным каналом 8 входного модуля 7 посредством наклонных соединительных проточек 14, поэтому в центральный канал 8 и далее в корпус 1 через трубку 5 поступает обезвоженная во входном модуле 7 нефть. Одновременно с заполнением трубки 5 пластовой нефтью происходит вытекание ингибитора в скважину через дозировочное отверстие 2, выполненное в днище корпуса 1, под действием давления р=(ρ-ρfluid)gh, где ρ - плотность ингибитора, ρfluid - плотность отсепарированной нефти, h - высота между нижним концом трубки 5 и дозировочным отверстием 2. При этом скорость вытекания остается постоянной. Высота h подбирается за счет варьирования длины трубки 5 таким образом, чтобы на всем протяжении работы устройства уровень ингибитора в корпусе 1 был выше, чем нижний конец полой трубки 5.

Таким образом, в отличие от прототипа гарантируется постоянная скорость вытекания ингибитора без изменения его концентрации.

Устройство для подачи ингибитора на вход погружной установки для добычи пластовой жидкости, содержащее цилиндрический корпус с верхней крышкой, перекрытый снизу днищем с дозировочным отверстием для вытекания ингибитора, размещенного в корпусе, и снабженный полой трубкой, один конец которой погружен в ингибитор, а второй вмонтирован во входное отверстие верхней крышки и гидравлически связан с затрубным пространством, отличающееся тем, что на верхней крышке смонтирован входной модуль, сообщающийся с полой трубкой и предотвращающий попадание пластовой воды внутрь корпуса, при этом 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.



 

Похожие патенты:

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.

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

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 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.

Изобретение относится к частице сшитого препятствующего образованию отложений вещества для операций добычи нефти, для источника воды охлаждающей колонны, способу изготовления частицы и ее использованию. Частица сшитого препятствующего образованию отложений вещества для операций добычи нефти, для источника воды охлаждающей колонны, содержащая препятствующее образованию отложений вещество и сшивающий реагент. Препятствующее образованию отложений вещество сшивается сшивающим реагентом. Способ изготовления частиц согласно настоящему изобретению. Способы осуществления операции механического гидроразрыва для уменьшения образования отложений в нефтяной скважине и в охлаждающей колонне с использованием частиц согласно настоящему изобретению. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки при использовании указанных частиц. 9 н. и 32 з.п. ф-лы, 35 пр., 13 табл., 1 ил.

Изобретение относится к скважинным устройствам дозированной подачи реагента в пластовую жидкость с целью защиты насосного оборудования от солей, коррозии и парафинов. Устройство содержит контейнер с дыхательным отверстием, в который помещена деформируемая оболочка, заполненная жидким реагентом, и дозирующий перистальтический насос с эластичной трубкой, взаимодействующей с ротором посредством прижимных роликов. Приводом перистальтического насоса служит гидротурбина, вал которой соединен через редуктор с ротором перистальтического насоса. Гидротурбина охвачена снизу уплотнительным элементом, упирающимся в стенку скважины, и приводится во вращение пластовой жидкостью. Повышается надежность дозированной подачи реагента за счет обеспечения его автономным источником энергии. 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.

Наверх