Контейнер для подачи ингибитора в скважину (варианты)

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.

 

Изобретения относятся к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам для дозирования реагента-ингибитора в жидкую среду, и может быть использовано при дозировании растворами реагента в восходящем потоке пластовой жидкости, преимущественно, в высокотемпературных скважинах. Предлагаемое техническое решение может быть использовано в процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, где требуется растворить реагент-ингибитор в пластовой жидкости с заданной интенсивностью, обеспечивая при этом предотвращение отложений солей и/или парафина в насосно-компрессорных трубах (НКТ) и на корпусе насоса, а также обеспечивая предотвращение коррозии нефтепромыслового оборудования. Устройство может быть использовано как в газлифтных скважинах, так и в скважинах, оборудованных глубинными насосами.

Из уровня техники широко известны различные конструкции устройств для подачи ингибитора в скважину. Наиболее распространенные из них представляют собой перфорированную с боковой поверхности трубную секцию, с размещенным внутри реагентом-ингибитором между жестко закрепленными внутри трубной секции заглушками-фильтрами (Патенты РФ №2227206, 2277627, 2342519, 2405915 и другие).

Основное отличие их друг от друга заключается в размерах перфорационных отверстий, в особом их расположении на боковой поверхности трубной секции, в наличии на концевых участках емкости предварительного смешивания, в способе соединения друг с другом, например, гибкой связью или посредством муфты.

Основным недостатком указанных контейнеров является неравномерная скорость дозирования, особенно, в скважинах, с повышенным содержанием механических примесей в пластовой жидкости, ввиду возможного засорения отверстий фильтров.

Из этой серии известно устройство для подачи реагента (Патент РФ №2386791), выполненное в виде соединенных между собой по торцам с помощью муфт секций, каждая из которых представляет собой полый цилиндрический контейнер, включающий расположенные в его торцах камеры смешения, снабженные отверстиями для гидравлического соединения со скважиной и отделенные от полости, заполненной реагентом, дозирующими фильтрами из пластиковых или металлических сеток.

Однако это известное устройство не лишено недостатков, а именно:

- низкая точность дозирования реагента из-за возможного закупоривания ячеек дозирующих фильтров механическими примесями, попадающими в камеры смешения со скважинной жидкостью;

- сложность настройки дозирующих фильтров под проявляющиеся осложняющие факторы в скважине;

- трудоемкость формирования наклонных отверстий в длинномерных цилиндрических контейнерах.

Также известны контейнеры, которые представляют собой металлический трубный корпус, внутри которого устанавливаются цилиндрические камеры с ингибитором. Такие конструкции описаны в ряде патентов.

Например, из патента РФ №2350912 известен Дозатор реагента в скважину, содержащем цилиндрический корпус контейнера, имеющего в нижней и верхней боковой части отверстия, и ячейку для реагента, нижнее входное отверстие в корпусе контейнера закрывается посредством заслонки, работающей при воздействии на нее тросика, который подведен сверху через распределительную муфту, которая одновременно служит для скрепления корпуса контейнера с насосно-компрессорной трубой (НКТ), верхнее выходное отверстие снабжено обратным клапаном, внутри корпуса контейнера размещена ячейка для реагента, имеющая крышку и днище с отверстиями и прижатая к внутренней стенке корпуса контейнера упорным кольцом, снизу корпус контейнера снабжен днищем в виде крышки. В преимущественном варианте выполнения известного дозатора: 1) цилиндрический корпус контейнера имеет несколько нижних входных и верхних выходных отверстий; 2) он содержит несколько цилиндрических корпусов контейнера, соединенных между собой переходной муфтой.

Недостатком указанного известного дозатора является сложность конструкции обратного клапана и возможность заклинивания клапана при повышенном содержании механических примесей в пластовой жидкости, в результате чего увеличивается расход ингибитора.

Также известен скважинный контейнер для дозирования реагента (Патент РФ №2584710), который 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.

Недостатками указанного известного устройства является то, что камера смешения контактирует с пластовой жидкостью через отверстия, и отсутствует контакт всей массы ингибитора с жидкостью, так как нет сквозного омывания ингибитора содержащегося внутри контейнера. В случае засорения отверстий камеры смешения растворение ингибитора прекращается и контейнер перестает эффективно работать.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является устройство для подачи реагента в скважину, описанное в Патенте РФ №2552276. Известное устройство выполнено в виде контейнера, состоящего из секций и вторичных регулируемых дозирующих механизмов (обычные перфорационные отверстия). В каждой секции контейнера расположены один или несколько картриджей с реагентом. Картридж представляет собой корпус, закрытый с торцов заглушками с регулируемыми первичными дозирующими механизмами (это обычные фильтры) или с одного торца глухой заглушкой, а со второго - заглушкой с регулируемыми первичными дозирующими механизмами. Картриджи закреплены внутри секции посредством фиксирующих механизмов.

Регулируемые вторичные дозирующее механизмы - отверстия, 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.

Недостатками известного устройства являются следующие:

- недостаточная точность дозирования реагента из-за возможного закупоривания ячеек дозирующих фильтров механическими примесями, попадающими в камеру смешения вместе со скважинной жидкостью, что особенно ярко будет проявляться в низкотемпературных и высокодебитных скважинах; т.е. известное устройство не является универсальным для скважин с различными пластовыми условиями.

- возможность замоноличивания массы ингибитора, ввиду проникновения водонефтяной эмульсии к нему в ограниченном по площади фильтре.

- сложность настройки дозирующих фильтров под проявляющиеся осложняющие факторы в скважине, например, при уменьшении обводненности жидкости в скважине, в результате чего нефтесодержащий флюид может закупоривать отверстия в фильтрах, оседая на стенках фильтра, так как нет постоянного потока флюида внутри секции.

Настоящие изобретения по обоим вариантам решают задачу повышения продолжительности дозирования ингибитора в пластовую жидкость, за счет равномерности растворения ингибитора при различных температурных скважинных условиях и при различном, в том числе повышенном, содержании механических примесей в пластовой жидкости.

Указанный технический результат достигается предлагаемым контейнером для подачи ингибитора в скважину, включающим перфорированный корпус, внутри которого размещена, по меньшей мере, одна цилиндрическая емкость, заполненная ингибитором и снабженная по торцам съемной крышкой и днищем, при этом новым по первому варианту является то, что емкость не закреплена внутри корпуса и размещена в нем с образованием зазора между ее наружными стенками и внутренней поверхностью корпуса, при этом емкость выполнена перфорированной в радиальном направлении, причем перфорация в емкости выполнена в виде отверстий диаметром 1-7 мм, а крышка и днище емкости выполнены глухими, корпус контейнера снабжен по торцам перфорированными нижней и верхней заглушками, или перфорированной нижней и глухой верхней заглушками, причем перфорационные отверстия в корпусе выполнены в его верхней и/или в средней частях, а соотношение суммарной площади отверстий в корпусе контейнера к суммарной площади перфорационных отверстий во всех емкостях, находящихся внутри корпуса, составляет 1 к (0,003-70) соответственно; а по второму варианту новым является то, что емкость выполнена в виде цилиндрической капсулы с торцевыми выступами, имеющими закругленную форму, и снабженной глухой съемной крышкой и глухим днищем, выполненным заодно с телом капсулы, причем капсула не закреплена внутри корпуса и размещена в нем с образованием зазора между ее наружными стенками и внутренней поверхностью корпуса, при этом капсула выполнена перфорированной и перфорация выполнена в виде отверстий диаметром 1-7 мм, а корпус контейнера снабжен по торцам перфорированными нижней и верхней заглушками, или перфорированной нижней и глухой верхней заглушками, причем перфорационные отверстия в корпусе выполнены в его верхней и/или в средней частях, а соотношение суммарной площади отверстий в корпусе контейнера к суммарной площади перфорационных отверстий во всех капсулах, находящихся внутри корпуса, составляет 1 к (0,003-70) соответственно.

В предпочтительном исполнении по первому варианту:

- его корпус выполнен в виде металлической трубы.

- цилиндрическая емкость выполнена из полимерного материала, преимущественно, полиэтилена или полиэтилентерефталата.

- внутри корпуса над крышкой верхней емкости размещена перфорированная шайба, выполненная с возможностью продольного перемещения в корпусе.

- перфорационные отверстия в стенках емкости выполнены под углом 10-80 градусов к продольной оси, а в корпусе контейнера - под углом 30-150 градусов.

- в корпусе контейнера размещено 1-10 емкостей с ингибитором.

- он объединен в модуль из нескольких контейнеров и при этом его корпус соединен с корпусом другого контейнера посредством муфты.

В предпочтительном исполнении по второму варианту:

- его корпус выполнен в виде металлической трубы.

- торцевые выступы имеют закругленную форму подобно полусферической.

- цилиндрическая капсула выполнена из полимерного материала, преимущественно, полиэтилена или полиэтилентерефталата.

- внутри корпуса, над крышкой верхней капсулы размещена перфорированная шайба, выполненная с возможностью продольного перемещения в корпусе.

- в корпусе контейнера размещено 1-10 емкостей с ингибитором.

- толщина стенок капсулы составляет 1-10 мм.

- перфорационные отверстия в корпусе контейнера выполнены под углом 30-150 градусов к продольной оси.

- он объединен в модуль из нескольких контейнеров и при этом его корпус соединен с корпусом другого контейнера посредством муфты.

Поставленный технический результат достигается за счет следующего.

Благодаря тому, что по первому варианту цилиндрическая емкость, в которой размещен ингибитор, полностью заполняющий ее объем, выполнена перфорированной в радиальном направлении (при этом крышка и днище глухие) и размещена с возможностью свободного перемещения в корпусе контейнера (не закреплена внутри корпуса) с образованием зазора (величина указанных зазоров может составлять 1 мм и более) между ее наружными стенками и внутренней поверхностью корпуса, обеспечивается ее омывание пластовой жидкостью (это водонефтяная эмульсия, далее - ВНЭ), попадающей внутрь корпуса через перфорированную заглушку корпуса.

Вынос ингибитора из емкости осуществляется диффузией и течением внутри нее, которое создается внешним потоком пластовой жидкости, омывающей эту емкость.

Однако, учитывая, что перфорационные отверстия в емкости выполнены в виде совсем небольших отверстий диаметром 1-7 мм, в преимущественном исполнении 1,5-4 мм, то эти отверстия, по нашему мнению, будут способствовать частичному отделению нефти от водонефтяной эмульсии (ВНЭ) нефти, и, возможно, одновременно будет реализовываться частично «капиллярный эффект» по втягиванию оставшейся эмульсии внутрь емкости (благодаря малому диаметру отверстий. Хотя отверстия диаметром более 0,5 мм относятся уже к сверхкапиллярным каналам и они в большей степени подчиняются закону гидравлики). Ингибитор, находящийся в емкости, растворяется в водной фазе и выходит противотоком по этим же каналам в зазор между корпусом и наружной стенкой емкости и далее через отверстия в корпусе в межтрубное пространство скважины. Учитывая, что стенки канала отверстий в емкости частично будут покрыты слоем ВНЭ и, в частности, гидрофобной средой - нефтью, то эффект вытягивания раствора ингибитора (ингибитор растворяется только в воде) из емкости будет несколько замедлен, в результате чего обеспечивается продолжительное время растворения ингибитора, но одновременно обеспечивая при этом строго дозированный вынос ингибитора из емкости. Причем, как показали наши исследования, указанный эффект будет практически одинаково проявляться при различных температурах в скважине (от +10 до +130°С).

Выполнение отверстий заявляемых размеров именно в боковых стенках емкости по первому варианту, преимущественно, под углом 10-80 градусов к продольной оси, а в капсуле по второму варианту - в боковых стенках, но могут быть несколько приближены к области закругленных выступов, обеспечивает возможность работать с ВНЭ, содержащей различное количество механических примесей (как с малым, так и с высоким содержанием). Это обусловлено тем, что в емкости предложенной конструкции снижено влияние силы тяжести на мехпримеси и они не будут скапливаться внизу емкости, а будут распространены по объему емкости. Вот почему у емкости выполнены глухими крышка и дно.

В прототипе же (Патент РФ №2552276) ВНЭ проникает внутрь емкости через фильтры, размещенные снизу и сверху, и при этом, в результате воздействия силы тяжести, мехпримеси в большей степени будут отлагаться в зоне нижнего фильтра или близко к нему, что может привести к частичному блокированию ингибитора в этой массе примесей и даже к закупориванию фильтра, особенно, если содержание этих примесей в ВНЭ велико. Подобного эффекта удалось избежать в предлагаемом контейнере за счет совокупности его конструкторских особенностей.

Экспертным путем было установлено, что указанный технический результат - «повышение продолжительности дозирования реагента в пластовую жидкость, за счет равномерности растворения ингибитора при различных температурных скважинных условиях и при различном содержании механических примесей в пластовой жидкости» достигается только в том случае, если в конструкции предлагаемого контейнера по обоим вариантам выполнено условие, что соотношение суммарной площади отверстий в корпусе контейнера к суммарной площади перфорационных отверстий во всех емкостях, находящихся внутри корпуса, составляет 1 к (0,003-70) соответственно. Возможно, это обусловлено опять же совокупностью физических, взаимообусловленных процессов, влияющих на вынос ингибитора из емкости, а именно, наличием частичных, подобных капиллярным эффектам, в отверстиях емкости (втягивание ВНЭ внутрь емкости и вынос ингибитора по этим каналам из нее) и более спокойным, в большей степени ламинарным, течением ВНЭ в зазорах между внутренними стенками корпуса и внешними стенками емкости (это будет внешним давлением), обеспечивающими оптимальное соотношение этого внешнего давления в указанных зазорах, которое зависит от скорости выхода ВНЭ через отверстия корпуса в затрубье скважины, и давления в отверстиях емкости. В результате чего и будет увеличена продолжительность дозирования ингибитора, при этом в необходимой дозировке.

В прототипе же будет наблюдаться, по-видимому, вихревой эффект при поступлении ВНЭ в емкость предварительного смешивания (если принимать во внимание скорость откачки насосом пластовой жидкости и небольшой объем указанной емкости предварительного смешивания в контейнере), и этот динамичный поток способствует более быстрому растворению ингибитора, чем в предлагаемом контейнере, и выносу его в межтрубное пространство скважины. Тем более по чертежу прототипа емкости предварительного смешивания находятся с обоих торцев контейнера.

Снабжение корпуса предлагаемого контейнера перфорированной нижней заглушкой обусловлено двумя причинами: необходимостью поступления пластовой жидкости внутрь корпуса, а также тем, что она несет функцию опоры, ограничителя передвижения емкостей с реагентом внутри корпуса контейнера, т.е. иными словами, эта заглушка не дает емкостям высыпаться из корпуса.

Снабжение корпуса контейнера верхней перфорированной заглушкой необходимо для того, чтобы поток пластовой жидкости свободно проходил по всему модулю, состоящему из ряда контейнеров, т.к. обычно в скважину редко спускают один контейнер, в большинстве случаев - в виде связки из нескольких контейнеров, наполненных ингибиторами различного назначения и различного фазового состояния.

Однако, в некоторых случаях, например, при большом дебите скважины и при большой обводненности ВНЭ, верхняя заглушка корпуса может быть выполнена глухой, чтобы обеспечить оптимальную скорость растворения ингибитора. Кроме того, такое выполнение заглушки является в некоторых ограниченных случаях необходимым для верхнего контейнера, когда он объединен в модуль.

Выполнение перфорационных отверстий в корпусе в его верхней и/или в средней частях, обеспечивающих гидравлическую связь внутренней полости корпуса с межтрубным пространством, обусловлена следующим. Верхние отверстия необходимы во всех случаях, но особенно, в том случае, когда нужна повышенная концентрация ингибитора на высокодебитных скважинах, так как пластовая жидкость преодолевает больший путь внутри через контейнер и капсулы. А средние и верхние отверстия используются для снижения концентрации на низкодебитных скважинах с более низкой скоростью потока жидкости. Таким образом, такое расположение перфорационных отверстий в корпусе предлагаемого контейнера, в совокупности с их размерами-диаметрами (могут колебаться от 1 мм до 50 мм и ниже-выше, в зависимости от реальных скважинных условий) и размерами-диаметрами отверстий емкости, также работает на увеличение продолжительности дозирования ингибитора.

В предлагаемом контейнере цилиндрическая емкость по первому варианту может быть выполнена из полимерного материала, преимущественно, полиэтилена или полиэтилентерефталата.

Предпочтительно, если в обоих вариантах конструкции контейнера внутри корпуса над крышкой верхней емкости будет размещена перфорированная шайба, выполненная с возможностью продольного перемещения в корпусе. Ее функция заключается в том, что она под действием своей тяжести способствует прижатию емкостей вниз. Увеличением или уменьшением сечения перфорационных отверстий в шайбе способствует прогнозируемому выносу ингибитора, так как регулируется скорость потока жидкости внутри контейнера.

Причем она желательна также в том случае, если стенки емкости не очень большой толщины и могут иметь небольшую деформацию, в этом случае указанная шайба будет в какой-то степени уплотнять ингибитор.

Предпочтительно, чтобы в корпусе контейнера по обоим вариантам было размещено 1-10 емкостей с ингибитором. Необходимое их количество определяется длиной корпуса контейнера (обычно его длина в пределах 1-3 м), а также скважинными условиями: температурой, требуемой дозировкой ингибитора, его фазовым состоянием, продолжительностью защиты, от дебита добываемой жидкости и мощности насоса.

В конструкции контейнера по второму варианту есть особенности в форме выполнения емкости, а именно, она выполнена в виде цилиндрической капсулы с торцевыми выступами, имеющими закругленную форму, в преимущественном исполнении, подобно полусферической, с глухой крышкой и глухим днищем, выполненным заодно с телом капсулы. Такая форма выполнения емкости позволяет получить дополнительный к основному технический результат, заключающийся в том, что повышается возможность омывания жидкостью всего тела капсулы на протяжении всего внутреннего пространства модулей контейнера, отсутствие мертвых зон и застоя жидкости внутри контейнера. Капсулы, находясь в контейнере, соприкасаются друг с другом (т.к. они не закреплены внутри корпуса) и при перемещении контейнера в скважину могут чуть смещаться в пределах внутреннего пространства корпуса, и, имея такой закругленный профиль, не перекрывают перфорационные отверстия другой капсулы.

Выполнение капсулы перфорированной в боковой области, близкой к зоне закругленных выступов, обеспечивает полный контакт ингибитора с пластовой жидкости, свободное обтекание жидкости вдоль тела капсулы.

Выполнение толщины стенок капсулы в пределах 1-10 мм позволяет обеспечить достаточную прочность такой емкости, предпочтительно, выполненной из полимерного материала.

Предлагаемое изобретение иллюстрируется чертежами, где на фиг. 1 схематично изображен заявляемый контейнер по первому варианту, общий вид, разрез; на фиг. 2 - заявляемый контейнер по второму варианту, общий вид, разрез.

Предлагаемый контейнер по обоим вариантам состоит из корпуса 1, в стенках которого выполнены перфорационные отверстия 2, преимущественно, под углом 30-150 градусов к продольной оси. Указанные отверстия 2 в корпусе 1 выполнены в его верхней 3 и/или в средней 4 частях. Корпус 1 контейнера 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 в полном объеме ингибитором 8, и снабженная по торцам глухими крышкой 9 и днищем 10 (по первому варианту фиг. 1). Емкость 7 выполнена перфорированной в радиальном направлении (преимущественно, перфорационные отверстия 11 в боковых стенках емкости выполнены под углом 10-80 градусов к продольной оси). Диаметр отверстий 11 составляет 1-7 мм, преимущественно, до 4 мм. Емкость 7 размещена в корпусе 1 с образованием зазора 12 между ее наружными стенками и внутренней поверхностью корпуса. Соотношение суммарной площади отверстий 2 в корпусе 1 контейнера к суммарной площади перфорационных отверстий 11 во всех емкостях 7, находящихся внутри корпуса 1, должно составлять как 1 к (0,003-70) соответственно.

Указанное соотношение рассчитывается следующим образом: например, в корпусе 1 выполнено 3 отверстия диаметром 15 мм; в помещенной внутрь корпуса емкости, например, изготовленной из полиэтилена, выполнено 2 отверстия диаметром 5 мм, емкостей внутри корпуса 2 шт. В этом случае суммарная площадь отверстий в корпусе равна 529,89 мм2, суммарная площадь отверстий в двух емкостях равна 78,5 мм2; и соотношение суммарной площади отверстий в корпусе к суммарной площади отверстий в двух емкостях будет равно 1 к 0,15. Т.е. такой контейнер отвечает заявляемой конструкции и может успешно работать на скважине, что было подтверждено лабораторными и промысловыми испытаниями.

Для других конструкций предлагаемого контейнера расчет указанного соотношения аналогичен. Причем в корпусе контейнера может быть размещено от 1 до 10 емкостей с ингибитором.

Емкость 7 может быть выполнена из полимерного материала, преимущественно, полиэтилена или полиэтилентерефталата.

По обоим вариантам внутри корпуса 1 над крышкой 9 верхней емкости 7 может быть размещена перфорированная шайба 13, выполненная с возможностью продольного перемещения в корпусе. Указанная шайба выполняет роль регулятора потока жидкости в модуле контейнера, от нее тоже может зависеть скорость растворения и выноса ингибитора.

Также по обоим вариантам заявляемый контейнер может быть объединен в модуль из нескольких контейнеров и при этом его корпус 1 соединен с корпусом 1 другого контейнера посредством муфты 14. При этом корпус 1 верхнего контейнера модуля может быть снабжен сверху глухой заглушкой 20 (фиг. 1) или перфорированной заглушкой 6 (фиг. 2) и перфорированной заглушкой 6 внизу, а корпус 1 нижнего контейнера модуля - перфорированными заглушками 6 с обоих торцев.

По второму варианту (фиг. 2) заявляемый контейнер отличается от контейнера первого варианта тем, что емкость 7 выполнена в виде капсулы с торцевыми выступами 15 и 16, имеющими закругленную форму, в преимущественном исполнении, подобно полусферической (следует указать, что термин «подобно» указывает только на принцип подхода к указанной форме, но это может быть и классическая полусфера, и усеченная полусфера, и заостренная, и с прогибом внутрь, и квадратная, прямоугольная и каплеобразная (http://vseorgsteklo.ru/polusfera-iz-orgstekla), с глухой крышкой 17 и глухим днищем 18, выполненным заодно с телом капсулы. Указанная капсула, выполненная преимущественно, из полимерного материала, например, из полиэтилена или из полиэтилентерефталата, заполнена ингибитором в полном объеме и свободно размещена в корпусе 1 контейнера с образованием зазора между ее наружными стенками и внутренней поверхностью корпуса 1. При этом преимущественно толщина стенок капсулы может быть от 1 до 10 мм. Капсула выполнена перфорированной в боковых областях, и отверстия 19 преимущественно могут быть чуть смещены к торцевым выступам 15 и 16 и размер отверстий 19 составляет 1-7 мм. Для контейнера по второму варианту, также как и по первому варианту, соотношение суммарной площади отверстий в корпусе контейнера к суммарной площади перфорационных отверстий во всех капсулах, находящихся внутри корпуса, должно быть 1:(0,003-70) соответственно. Расчет указанного соотношения аналогичен первому варианту.

Принцип работы предлагаемого контейнера по обоим вариантам следующий.

Контейнер может быть использован в скважине и в качестве отдельного узла (это зависит от скважинных условий), но преимущественно, он используется в виде модуля из нескольких, контейнеров, например, длиной 1-3 м каждый, соединенных друг с другом посредством муфты 14 (фиг. 1 и фиг. 2). В перфорированный корпус 1 (количество выполненных в нем отверстий 2 и их размещение: только вверху или еще дополнительно и в средней части, выбирают в зависимости от скважинных условий: температуры, состава ВНЭ, количества в ней мехпримесей, дебита скважины, мощности насоса) помещают то количество емкостей 7, начиненных ингибитором 8, которое заполняет весь внутренний объем корпуса 1 (емкости не закреплены внутри корпуса и размещены свободно). Ингибиторы в разных контейнерах, а то и в одном, могут быть различного назначения и различного фазового состояния. Размещают модуль в скважине под насосом (на чертеже не показан) и включают насос в работу. Пластовая жидкость через отверстия перфорированной заглушки 5 корпуса заходит внутрь корпуса, проходит в зазорах 12 между боковыми стенками емкостей 7 и внутренними стенками корпуса 1, поступает по отверстиям 11 (по первому варианту) и 19 (по второму варианту) внутрь емкостей 7, растворяя ингибитор. Раствор ингибитора также выходит из боковых отверстий в зазор 12 и далее - через отверстия 2 корпуса 1 в межтрубное пространство скважины, и благодаря этому происходит защита насоса от коррозии, от отложений солей и асфальтенов и пр. А часть жидкости переходит в корпус 1 следующего контейнера через верхнюю перфорированную заглушку 6. Учитывая, что в межтрубье скважины выводится не вся жидкость с ингибитором, а ее часть проникает к другим емкостям, то это будет также способствовать увеличению продолжительности выноса ингибитора, за счет того, что в жидкости с ингибитором растворится уже меньшее количество ингибитора, чем на первом этапе. Следует отметить, что пластовая жидкость также будет частично попадать внутрь корпуса 1 и сверху, за счет верхних и/или средних отверстий 2. Таким образом, контейнер будет работать, пока работает насос в скважине.

Кроме того жидкость может попадать в контейнер через нижнюю перфорированную заглушку и, поднимаясь внутри контейнера, выходить через верхнее и/или среднее отверстие, а далее попадая через верхнее отверстие в другой контейнер модуля и через перфорированную заглушку омывать все капсулы внутри всех контейнеров всего модуля.

Для доказательства существенности ряда признаков, указанных в формуле изобретения, были проведены испытания на лабораторной установке, представляющей собой единичный контейнер, состоящий из корпуса, установленной в нем одной емкости (цилиндрическая емкость из полиэтилена, из сетки, в виде капсулы), заполненной ингибитором солеотложения на основе нитрилотриметилфосфоновой кислоты (выпускается по ТУ 6-09-5283-86 под торговой маркой ИСБ-1). Отверстия в корпусе были выполнены вверху и снабжены шлангами для отвода пропускаемой жидкости. В качестве жидкости использовали природную ВНЭ с обводненностью 83% и наличием 1% механических примесей. Испытания проводили при температурах +30 и +100 градусов. Через 15, 25, 40 и 60 минут прокачки ВНЭ замеряли в отводимой ВНЭ содержание информационного иона (фосфат-иона) по методике, изложенной в РД 39-1-237-79, «Определение содержания ингибитора отложения солей и фосфорорганических химреагентов в пластовых и пресных водах», Уфа, БашНИПИнефть, 1979 г.

Также был проведен опыт и с контейнером по прототипу, который состоял из корпуса, в средней части которого находилось то же количество ингибитора, обрамленного с торцев фильтрами, что и в емкости предлагаемого контейнера. Отверстия в корпусе были выполнены снизу и сверху в области емкости предварительного смешивания. Указанные отверстия были снабжены шлангами, предназначенными для ввода ВНЭ и ее отвода.

Полученные данные приведены в таблице 1.

Данные, приведенные в таблице 1, показывают, что контейнер предлагаемой конструкции по обоим вариантам при заявленных конструкторских параметрах действительно обеспечивает равномерность растворения ингибитора при различной температуре и даже при высоком содержании механических примесей в пластовой жидкости. В промысловых условиях это приведет к увеличению продолжительности дозирования.

Контейнер по прототипу стал забиваться мехпримесями и со временем снизил количество выносимого ингибитора.

Контейнер заявляемой конструкции был испытан в промысловых условиях. Продолжительность его работы составила 287 суток, отложений на насосно-компрессорном оборудовании, в частности, и на корпусе насоса, не наблюдалось.

1. Контейнер для подачи ингибитора в скважину, включающий перфорированный корпус, внутри которого размещена, по меньшей мере, одна цилиндрическая емкость, заполненная ингибитором и снабженная по торцам съемной крышкой и днищем, отличающийся тем, что емкость не закреплена внутри корпуса и размещена в нем с образованием зазора между ее наружными стенками и внутренней поверхностью корпуса, при этом емкость выполнена перфорированной в радиальном направлении, причем перфорация в емкости выполнена в виде отверстий диаметром 1-7 мм, а крышка и днище емкости выполнены глухими, корпус контейнера снабжен по торцам перфорированными нижней и верхней заглушками, или перфорированной нижней и глухой верхней заглушками, причем перфорационные отверстия в корпусе выполнены в его верхней и/или в средней частях, а соотношение суммарной площади отверстий в корпусе контейнера к суммарной площади перфорационных отверстий во всех емкостях, находящихся внутри корпуса, составляет 1 к (0,003-70) соответственно.

2. Контейнер по п. 1, отличающийся тем, что его корпус выполнен в виде металлической трубы.

3. Контейнер по п. 1, отличающийся тем, что цилиндрическая емкость выполнена из полимерного материала, преимущественно, полиэтилена или полиэтилентерефталата.

4. Контейнер по п. 1, отличающийся тем, что внутри корпуса над крышкой верхней емкости размещена перфорированная шайба, выполненная с возможностью продольного перемещения в корпусе.

5. Контейнер по п. 1, отличающийся тем, что перфорационные отверстия в стенках емкости выполнены под углом 10-80 градусов к продольной оси, а в корпусе контейнера - под углом 30-150 градусов.

6. Контейнер по п. 1, отличающийся тем, что в корпусе контейнера размещено 1-10 емкостей с ингибитором.

7. Контейнер по п. 1, отличающийся тем, что он объединен в модуль из нескольких контейнеров и при этом его корпус соединен с корпусом другого контейнера посредством муфты.

8. Контейнер для подачи ингибитора в скважину, включающий перфорированный корпус, внутри которого размещена, по меньшей мере, одна цилиндрическая емкость, заполненная ингибитором и снабженная по торцам съемной крышкой и днищем, отличающийся тем, что емкость выполнена в виде цилиндрической капсулы с торцевыми выступами, имеющими закругленную форму, и снабженной глухой съемной крышкой и глухим днищем, выполненным заодно с телом капсулы, причем капсула не закреплена внутри корпуса и размещена в нем с образованием зазора между ее наружными стенками и внутренней поверхностью корпуса, при этом капсула выполнена перфорированной и перфорация выполнена в виде отверстий диаметром 1-7 мм, а корпус контейнера снабжен по торцам перфорированными нижней и верхней заглушками, или перфорированной нижней и глухой верхней заглушками, причем перфорационные отверстия в корпусе выполнены в его верхней и/или в средней частях, а соотношение суммарной площади отверстий в корпусе контейнера к суммарной площади перфорационных отверстий во всех капсулах, находящихся внутри корпуса, составляет 1 к (0,003-70) соответственно.

9. Контейнер по п. 8, отличающийся тем, что его корпус выполнен в виде металлической трубы.

10. Контейнер по п. 8, отличающийся тем, что торцевые выступы имеют закругленную форму подобно полусферической.

11. Контейнер по п. 8, отличающийся тем, что цилиндрическая капсула выполнена из полимерного материала, преимущественно, полиэтилена или полиэтилентерефталата.

12. Контейнер по п. 8, отличающийся тем, что внутри корпуса, над крышкой верхней капсулы размещена перфорированная шайба, выполненная с возможностью продольного перемещения в корпусе.

13. Контейнер по п. 8, отличающийся тем, что в корпусе контейнера размещено 1-10 емкостей с ингибитором.

14. Контейнер по п. 8, отличающийся тем, что толщина стенок капсулы составляет 1-10 мм.

15. Контейнер по п. 8, отличающийся тем, что перфорационные отверстия в корпусе контейнера выполнены под углом 30-150 градусов к продольной оси.

16. Контейнер по п. 8, отличающийся тем, что он объединен в модуль из нескольких контейнеров и при этом его корпус соединен с корпусом другого контейнера посредством муфты.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к погружным устройствам для подачи реагента в скважину, на поверхность погружных электродвигателей и вход электроцентробежных насосов.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к погружным устройствам для подачи реагента в скважину, на поверхность погружных электродвигателей и вход электроцентробежных насосов.

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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к погружным устройствам для внутрискважинной подачи ингибитора солеотложений на вход погружных установок для добычи пластовой жидкости.

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 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.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к предотвращению отложений на глубинно-насосном оборудовании. Способ включает приготовление гидрофобной термопластичной смеси, содержащей ингибитор, размещение ее в цилиндрическом корпусе с отверстиями на торцах, спуск корпуса в скважину, нагрев смеси до температуры окружающей среды, растворение гидрофобной части смеси на поверхности проницаемого материала, перекрывающего дозировочное отверстие в днище корпуса, скапливающейся под ним нефтью с последующим растворением частичек водорастворимого ингибитора водой (при наличии ингибитора в смеси), частично содержащейся в нефти на поверхности проницаемого материала, и окончательным растворением упавшего ингибитора в гидрозатворе нижерасположенной секции. Растворение осуществляют со скоростью, меньшей скорости оседания смеси на поверхность проницаемого материала, с последующим постоянным во времени переносом растворенного ингибитора в пластовую жидкость независимо от изменения обводненности пластовой жидкости во времени. Устройство включает по меньшей мере одну секцию в виде полого цилиндрического корпуса с днищем для размещения термопластичной смеси и перекрыто снизу перфорированной заглушкой. Корпус выполнен с непроницаемой боковой поверхностью, обладающей адгезией к гидрофобной смеси. Днище снабжено дозировочным отверстием, перекрытым проницаемым материалом. Под днищем расположенного выше нижнего торца корпуса скапливается нефть для растворения смеси независимо от обводненности пластовой жидкости. Газ, скапливающийся под днищем, отводится с помощью трубки за пределы корпуса. Для образования гидрозатвора над термопластичной смесью секция открыта со стороны верхнего торца и размещена с образованием зазора в цилиндрическом кожухе. Повышается эффективность и экономичность процесса подачи ингибитора. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для глушения и промывки скважин. Состав полисахаридной жидкости для промывки скважин или промысловых трубопроводов или глушения скважин, полученный растворением биоцида «Биолан» в пресной или минерализованной воде, представленной преимущественно раствором одновалентных катионов, растворением и гидратацией в полученном растворе гуарового загустителя, последующим введением комплексного реагента Нефтенол УСП с перемешиванием до получения мицеллярной дисперсии, с последующим добавлением борного сшивающего агента СП-РД и перемешиванием до полного сшивания, при следующем соотношении компонентов, мас.%: гуаровый загуститель 0,2-1,0, указанный сшивающий агент 0,2-1,0, реагент Нефтенол УСП 6,0-10,0, биоцид «Биолан» 0,004-0,01, указанная вода - остальное. Способ промывки скважин и очистки интервала перфорации от асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах с аномально низким пластовым давлением, включающий закачку указанного выше состава в затрубное пространство скважины в качестве блокирующей пачки, выдержку для размещения ее на забое скважины, последующую обратную промывку скважины закачкой в затрубное пространство скважины промывочной жидкости, в качестве которой используют подогретый до 30-40°C водный раствор реагента Нефтенол УСП с концентрацией 60-100 л на 1 м3 пресной или минерализованной воды, объем блокирующей пачки определяют расчетным путем с учетом объема зумпфа и оставления стакана, перекрывающего интервал перфорации на 100-200 м, и ее плотность превышает на 20-50 кг/м3 плотность указанной промывочной жидкости. Способ промывки скважин, включающий закачку в скважину указанного выше состава и его циркулирование в полном объеме скважины. Способ промывки промысловых трубопроводов, включающий закачку в промысловый трубопровод подогретой до 30-40°C промывочной жидкости, в качестве которой используют водный раствор реагента Нефтенол УСП с концентрацией 60-100 л на 1 м3 пресной или минерализованной воды, и затем продавку указанного выше состава. Способ промывки промысловых трубопроводов, включающий закачку в промысловый трубопровод указанного выше состава. Технический результат – повышение эффективности обработки. 5 н.п. ф-лы, 2 табл.

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 иили 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 во всех емкостях 7, находящихся внутри корпуса 1, должно составлять 1 к 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