Способ подачи ингибитора в гидрофобной термопластичной смеси в скважину и устройство для его осуществления

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.

 

Изобретения относятся к нефтедобывающей промышленности, в частности к доставке ингибитора в гидрофобной термопластичной смеси в скважину и подаче его в поток пластовой жидкости для предотвращения коррозии и отложения солей, парафинов на глубинно-насосном оборудовании.

Известен способ подачи термопластичных ингибиторов, состоящий из приготовления термопластичной смеси, содержащей ингибитор, формирования из смеси цилиндрических блоков, размещения их с образованием зазора внутри цилиндрического корпуса, имеющего отверстия на торцевых боковых стенках, спуска корпуса в скважину, нагрева смеси до температуры окружающей среды, растворения смеси с ингибитором потоком пластовой жидкости, проходящим между блоками и корпусом (патент РФ №2227206, Е21В 37/06, 2004). Известный способ подачи реагента в скважину и устройство для его осуществления позволяют обеспечить постоянную обработку пластовой жидкости как одним видом реагента, так и реагентами разного вида на протяжении всего цикла нефтедобычи при различном дебите и режимах эксплуатации скважины.

Недостатком известного способа подачи и устройства является уменьшение концентрации реагента в линейной зависимости в пластовой жидкости по мере растворения реагента в виде длинных цилиндров («колбасок») и уменьшения их линейных размеров во времени, что значительно снижает эффективность реагента.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ подачи термопластичного реагента в скважину, включающий приготовление гидрофобной термопластичной смеси, содержащей реагент, размещение ее в цилиндрическом корпусе с отверстиями на торцах, спуск корпуса в скважину, нагрев смеси до температуры окружающей среды, растворение смеси с реагентом потоком пластовой жидкости на поверхности проницаемого материала, перекрывающего отверстие на нижнем торце корпуса, с последующим переносом растворенного ингибитора в пластовую жидкость. При этом растворение смеси проводят со скоростью, меньшей скорости оседания смеси на поверхность проницаемого материала, термопластичный реагент используют с вязкостью, препятствующей его прохождению через проницаемый материал под действием собственного веса (патент РФ №.2379478, Е21В 37/06, 2010). Известный способ подачи реагента в скважину и устройство для его осуществления позволяют обеспечить постоянную обработку пластовой жидкости как одним видом реагента, так и реагентами разного вида на протяжении всего цикла нефтедобычи при различном дебите и режимах эксплуатации скважины.

Недостатком известного способа подачи и устройства является изменение скорости растворения гидрофобной термопластичной смеси, содержащей реагент, а следовательно, и изменение концентрации в пластовой жидкости в зависимости от изменения обводненности добываемой пластовой жидкости. При этом при увеличении обводненности происходит уменьшение скорости растворения гидрофобной термопластичной смеси (и реагента), а следовательно, и уменьшение концентрации в пластовой жидкости, вплоть до практически полного прекращения растворения смеси (реагента) при концентрации нефти в пластовой жидкости, близкой к 0%, и наоборот.

Настоящее изобретение направлено на повышение равномерности количества растворяющейся гидрофобной термопластичной смеси, содержащей ингибитор, в единицу времени (концентрации смеси в пластовой жидкости) во времени, обеспечения необходимой постоянной концентрации смеси в течение заданного времени ее дозирования в поток откачиваемой скважинной жидкости при разных условиях эксплуатации нефтедобывающих скважин, независимо от изменения обводненности откачиваемой скважинной жидкости.

Указанный технический результат достигается предлагаемым способом подачи ингибитора в гидрофобной термопластичной смеси в скважину, включающим 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 смеси с ингибитором на поверхности проницаемого материала, перекрывающего отверстие на нижнем торце корпуса, со скоростью, меньшей скорости оседания смеси на поверхность проницаемого материала, и с последующим переносом растворенного ингибитора в пластовую жидкость, при этом новым является то, что в качестве основы гидрофобной термопластичной смеси и гидрофобного термопластичного ингибитора выбирают высоковязкие, нерастворимые в воде и медленно растворимые в нефти вещества, используют цилиндрический корпус, обладающий адгезией к гидрофобной смеси, отводят газ из зоны дозировочного отверстия за пределы цилиндрического корпуса, отверстие на нижнем торце корпуса устанавливают выше нижних радиальных отверстий в корпусе, создают гидрозатвор в верхней части цилиндрического корпуса над термопластичным реагентом.

В преимущественном выполнении способа гидрофобную термопластичную смесь используют с вязкостью, препятствующей ее прохождению через проницаемый материал под действием собственного веса.

Указанный способ реализуется предлагаемым устройством для подачи ингибитора в гидрофобной термопластичной смеси в скважину, содержащим, по меньшей мере, одну секцию в виде полого цилиндрического корпуса с непроницаемой боковой поверхностью, с днищем для размещения термопластичной смеси, и перекрытым снизу перфорированной заглушкой, а днище корпуса снабжено дозировочным отверстием, перекрытым проницаемым материалом, при этом для образования гидрозатвора над термопластичным реагентом секция открыта со стороны верхнего торца и размещена с образованием зазора в цилиндрическом кожухе, на нижнем и верхнем участках которого выполнены радиальные отверстия, при этом новым является то, что для скапливания нефти под днищем цилиндрического корпуса днище с дозировочным отверстием, перекрытым проницаемым материалом, устанавливают не заподлицо с нижней частью корпуса, нижними радиальными отверстиями в корпусе, а выше нижней кромки корпуса - радиальных отверстий в корпусе; при этом проницаемый материал применяют с размером ячейки, учитывающей невозможность прохождения гидрофобной термопластичной смеси сквозь нее и свободное прохождение твердых водорастворимых частичек ингибиторов и наполнителей, входящих в состав смеси и освободившихся после растворения гидрофобной части смеси, для окончательного растворения в гидрозатворе нижерасположенного цилиндрического корпуса или на перфорированном диске - перфорированной заглушке; причем термопластичная смесь, заливаемая в жидком состоянии в непроницаемый корпус, обладает адгезией к внутренней поверхности корпуса для предотвращения отслаивания, образования прохода между смесью и внутренней поверхностью корпуса, движения пластовой жидкости по проходу и предотвращения быстрого неконтролируемого растворения смеси.

При установке нескольких цилиндрических корпусов с термопластичной смесью в цилиндрическом кожухе для свободного подхода пластовой жидкости внутрь верхней и нижней частях цилиндрических корпусов в их верхней и нижней части сделаны отверстия, расположенные с зазором выше относительно термопластичной смеси и ниже днища с дозировочным отверстием соответственно для скапливания воды и нефти.

Цилиндрический кожух выполнен сборным, при этом составные части кожуха соединены с помощью муфт и разделены перфорированными дисками.

В нижней части цилиндрического кожуха, но выше ручек перфорированных дисков между кожухами и выше нижних радиальных отверстий кожуха, устанавливаются штифты для предотвращения выпадения корпусов с термопластичной смесью из кожуха.

Термопластичная смесь использована с удельным весом, превышающим удельный вес добываемой жидкости.

В качестве проницаемого материала использована сетка.

Днище с дозировочным отверстием выполнено плоским или в виде усеченного конуса вершиной вниз (для скапливания газа между стенками цилиндра и днища).

Для отвода газа из зоны дозировочного отверстия за пределы корпуса используют трубку высотой, достаточной для выдавливания газа скапливающейся нефтью.

Дозировочное отверстие выполнено круглой, овальной или прямоугольной формы.

Дозировочное отверстие расположено по центру или со смещением от оси цилиндрического корпуса.

Площадь дозировочного отверстия подобрана в зависимости от необходимого количества дозирования ингибитора в пластовую жидкость.

Перфорированные диски сверху оснащены ручками в форме скобы.

Суммарная площадь поперечных сечений радиальных отверстий и отверстий в перфорированных заглушке и дисках, работающих на вход, приближенно равна суммарной площади отверстий, работающих на выход, и определена расчетным путем с учетом необходимой скорости растворения смеси с ингибитором и величины концентрации ингибитора, достаточной для предотвращения отложений.

Благодаря размещению гидрофобной термопластичной смеси в полом корпусе с непроницаемой боковой поверхностью, обладающей адгезией к смеси, подаче смеси только с нижней части, преимущественно в нефть, скапливающейся под сеткой, наличию трубки для отвода газа из зоны дозировочного отверстия за пределы цилиндрического корпуса, создаются условия для равномерного растворения гидрофобной термопластичной смеси с ингибитором в единицу времени по мере работы скважины, и во времени поддерживается постоянная концентрация гидрофобной смеси в пластовой жидкости независимо от изменения обводненности пластовой жидкости во времени. Это обусловлено тем, что гидрофобная термопластичная смесь растворяется только с одной стороны в одном направлении, в нефти и, в связи с этим, при прочих равных условиях количество растворяющейся смеси в единицу времени (концентрация смеси в пластовой жидкости) во времени будет постоянной, т.к. состав жидкости, растворяющей гидрофобную термопластичную смесь, во времени будет постоянным независимо от изменения обводненности добываемой жидкости во времени, и будет состоять преимущественно из нефти, и площадь контакта гидрофобной термопластичной смеси с растворяющей ее нефтью также будет постоянной во времени.

Для предотвращения неконтролируемого вытекания гидрофобной термопластичной смеси с ингибитором и для ее равномерного во времени растворения в нефти независимо от высоты столба смеси над поверхностью днища и свободного прохождения сквозь проницаемый материал твердых частиц водорастворимого ингибитора и наполнителей, возможно входящих в гидрофобную термопластичную смесь, проницаемый материал применяют с соответствующим размером ячейки, причем дозировочное отверстие в днище может быть круглым, овальным, прямоугольным или иметь любую другую форму, а само днище может быть плоским или в виде усеченного конуса вершиной вниз для скапливания газа в пространстве между стенками конуса и корпуса. Площадь дозировочного отверстия в днище, расположенного по центру или со смещением от оси цилиндрического корпуса, подобрана в зависимости от необходимого количества дозирования гидрофобной термопластичной смеси в добываемую жидкость. Гидрофобную смесь необходимо использовать с удельным весом, превышающим удельный вес добываемой жидкости.

В предлагаемых конструкциях суммарная площадь поперечных сечений радиальных отверстий в кожухе и отверстий в перфорированных дисках и/или заглушке, работающих на вход, приближенно равна суммарной площади отверстий, работающих на выход, и определяется расчетным путем с учетом скорости растворения смеси с ингибитором и величины концентрации ингибитора, необходимого для предотвращения отложений.

Размещение гидрофобной термопластичной смеси внутри непроницаемого с боковой поверхности, обладающей адгезией к смеси, цилиндрического корпуса, имеющего, утопленное внутрь относительно торца и радиальных отверстий в нижней части корпуса, днище с дозировочным отверстием, перекрытое, например, сеткой, со скапливанием нефти под дозировочным отверстием, наличие трубки для отвода газа из зоны дозировочного отверстия за пределы цилиндрического корпуса, и открытого сверху корпуса для подхода жидкости с целью образования на поверхности смеси гидрозатвора, предотвращает быстрое и неконтролируемое растворение термопластичной смеси скважинной жидкостью и создает условия для равномерного, контролируемого растворения нефтью с остаточной водой смеси с ингибитором во времени на поверхности сетки независимо от изменения во времени обводненности добываемой жидкости и высоты столба реагента. Это обеспечивается за счет того, что в качестве основы гидрофобной термопластичной смеси, а также гидрофобного термопластичного ингибитора (активной основы смеси) выбраны высоковязкие, нерастворимые в воде и медленно растворимые в нефти вещества, которые по мере растворения, в постоянно скапливающейся под сеткой нефти, проходящего на поверхности сетки, оседают под собственным весом вниз по корпусу, но не проходят из-за своей высокой вязкости через сетку, что способствует равномерному растворению гидрофобной термопластичной смеси во времени независимо от изменения обводненности добываемой жидкости. Водорастворимые частицы ингибиторов и наполнителей, возможно входящих в состав гидрофобной термопластичной смеси, по мере растворения гидрофобной смеси, растворяются на сетке, в воде, оставшейся в нефти, а нерастворившиеся частицы осыпаются сквозь сетку в гидрозатвор нижерасположенного цилиндрического корпуса или из нижнего цилиндра на перфорированный диск (перфорированную заглушку) в поток добываемой жидкости, где окончательно растворяются в воде.

Диаметр дозировочного отверстия, размер ячейки проницаемого материала - сетки, подбирается с учетом вязкости, скорости растворения гидрофобной термопластичной смеси при температуре окружающей среды, возможного дополнительного снижения ее вязкости и выноса активной основы из глубины смеси при диффузионном проникновении в нее компонентов добываемой жидкости и, как следствие, изменения скорости растворения смеси, производительности скважины, скорости накопления нефти под дозировочным отверстием, вязкости и обводненности самой скважинной жидкости, а также условий эксплуатации скважины. Кроме того, размеры ячейки сетки подбираются с учетом свободного прохождения водорастворимых частиц ингибитора и наполнителя, возможно входящих в состав гидрофобной термопластичной смеси, которые по мере растворения основы гидрофобной термопластичной смеси освобождаются и растворяются на сетке или осыпаются сквозь сетку и нефть в воду, где окончательно растворяются. Обладающая высокими механическими свойствами, с адгезией к гидрофобной термопластичной смеси, непроницаемая поверхность корпуса предотвращает неконтролируемое вытекание, растворение и смятие термопластичной смеси под действием собственного веса при повышенных температурах. Диаметр дозировочного отверстия, выбранный с учетом скорости растворения смеси, концентрации активной основы в термопластичной смеси и обводненности добываемой жидкости, регулирует поступление в скважинную жидкость необходимого объема растворимого ингибитора, а поскольку сетка задерживает вытекание термопластичной смеси, но пропускает, возможно, не растворившиеся на сетке водорастворимые частицы ингибитора, ранее находившиеся в растворившемся гидрофобном наполнителе, для дальнейшего растворения в воде гидрозатвора, то процесс растворения происходит на поверхности сетки с равномерной скоростью независимо от высоты столба смеси и обводненности добываемой жидкости, а заполнение корпуса сверху добываемой водой по мере снижения уровня смеси препятствует ее растворению в верхней части и способствует окончательному растворению в этой воде водорастворимых частиц ингибитора и наполнителей, ранее находившихся в растворившемся гидрофобном наполнителе термопластичной смеси и выпадающих сквозь сетку в осадок в гидрозатвор.

Сущность предлагаемого изобретения иллюстрируется чертежом, где на фиг. 1 показана принципиальная схема устройства с корпусами, размещенными в цилиндрическом кожухе.

Устройство для подачи ингибитора в гидрофобной термопластичной смеси в скважину состоит из одного или нескольких цилиндрических кожухов 1, в нижней и верхней частях которых имеются радиальные отверстия 2 (фиг. 1). Гидрофобная термопластичная смесь 3 помещена в цилиндрические корпуса 4, имеющие непроницаемые боковые поверхности и расположенные внутри кожухов 1 с образованием зазоров 5. Корпус 4 в верхней и нижней частях имеет радиальные отверстия 6 для захода - выхода добываемой жидкости и захода газа в пространство между корпусами 4. Корпус 4 может быть выполнен из любых материалов, имеющих адгезию к гидрофобной термопластичной смеси 3 и разрешенных на применение в нефтяной промышленности. В нижней части корпуса 4 на некотором расстоянии от нижнего торца имеется днище 7 с дозировочным отверстием 8, перекрытое сеткой 9, предназначенное для дозирования гидрофобной термопластичной смеси 3 во время эксплуатации скважины. Днище 7 может быть выполнено в виде отдельной детали, плоским или в виде усеченного конуса вершиной вниз для скапливания газа между стенками корпуса 4 и днищем. От днища 7 с дозировочным отверстием 8 до нижней кромки корпуса 4 (или до нижних отверстий 6) образуется застойная зона 10, где скапливается нефть. Скапливающийся в зоне 10 газ уходит по трубке 11 за пределы корпуса 4.

Перед спуском в скважину 12 устройство присоединяют к основанию глубинного оборудования 13. При наличии нескольких цилиндрических кожухов 1 их соединяют друг с другом посредством муфт 14, внутри которых установлены перфорированные диски 15 с отверстиями 16. Нижний торец нижнего кожуха 1 перекрыт перфорированной заглушкой 17 с отверстиями 18. Перфорированные диски 15 оснащены ручками 19 в форме скобы. В нижней части кожуха 1, но выше нижних отверстий 2 и ручек 19, для предотвращения выпадения корпусов 4 из кожуха 1 устанавливаются штифты 20. Внутри цилиндрического кожуха 1 секции в виде цилиндрических корпусов 4 размещаются произвольно друг на друге (см. верхний кожух 1 на фиг. 1, секции в нижнем кожухе разнесены для наглядной демонстрации работы устройства), нижняя секция опирается на штифт 20. Число корпусов 4 в зависимости от их длины и длины цилиндрического кожуха 1 может варьироваться. Между цилиндрическим кожухом 1 и скважиной 12 имеется межтрубное пространство 21.

В предлагаемых устройствах для подачи ингибитора в гидрофобной термопластичной смеси могут использоваться любые комбинации как одних гидрофобных термопластичных ингибиторов и гидрофобных термопластических основ, так и комбинации гидрофобных термопластичных основ с твердыми порошкообразными гидрофильными ингибиторами, применяемые для предотвращения отложений солей, парафина, коррозии в глубинном оборудовании, которые растворяются в скважинной жидкости, например гидрофобная термопластичная смесь с ингибитором солеотложения состава: растворимый в воде ингибитор солеотложения в виде нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ) или оксиэтилендифосфоновой кислоты (ОЭДФ), состоящий из твердых сыпучих, отдельных частиц, (45±25) мас.%, и нерастворимый в воде и малорастворимый в нефти высоковязкий гидрофобный наполнитель, и при необходимости утяжеляющий водорастворимый пылевидный наполнитель, например хорошо растворимые в воде поваренная соль (NaCl) или хлористый кальций (СаСl2) - остальное.

Устройство для подачи ингибитора в гидрофобной термопластичной смеси работает следующим образом.

Устройство, присоединенное к основанию глубинного оборудования 13, спускается в скважину 12.

При работе устройства (фиг. 1) добываемая жидкость, представляющая собой смесь нефти с водой и газом, движется по межтрубному пространству 21 вдоль цилиндрического кожуха 1, часть жидкости и газа через радиальные отверстия 2 в нижней части кожуха 1, а также через отверстия 18 в заглушке 17 попадают внутрь кожуха 1, далее движутся вдоль цилиндрических корпусов 4 по кольцевому зазору 5, часть жидкости и газа через радиальные отверстия 6 заходят в пространство между корпусами 4 под днище 7 с дозировочным отверстием 8, и над гидрофобной термопластичной смесью 3, где за счет разницы в удельных весах, под днищем 7 в зоне 10 скапливается нефть с малым количеством воды и газ, а сверху на поверхности смеси 3 скапливается вода. Газ и нефть подходят к дозировочному отверстию 8, откуда газ по трубке 11 уходит за пределы корпуса 4. Здесь на поверхности проницаемого материала, например сетки 9, нефть частично растворяет гидрофобный наполнитель, а оставшаяся в нефти вода частично растворяет ту водорастворимую активную основу (ингибитор), которая освободилась от гидрофобного наполнителя термопластичной смеси 3, находящейся в цилиндрическом корпусе 4. Частично нефть и вода растворяются в смеси 3, дополнительно снижая ее вязкость. Та часть возможных водорастворимых частиц активной основы (например, ингибитор солеотложений НТФ или ОЭДФ) и утяжеляющего водорастворимого наполнителя (например, соли NaCl, СаСl2), которые не растворились на поверхности сетки, осыпаются сквозь сетку вниз, проходят сквозь нефть в воду, находящуюся в гидрозатворе в нижестоящем корпусе 4, на перфорированном диске 15 или на заглушке 17, где и окончательно растворяются. После этого нефть и вода из зоны 10 и из гидрозатвора, насыщенные растворенными компонентами смеси 3, выходят обратно в кольцевой зазор 5, поднимаются по кольцевому зазору 5, выходят через радиальные отверстия 2 в верхней части кожуха 1 в межтрубное пространство 21 скважины 12, где смешиваются с основным потоком добываемой жидкости, и ингибитор солеотложений предотвращает отложения солей. По мере растворения оставшаяся смесь 3 под собственным весом опускается на сетку 9, на поверхности которой она продолжает растворяться добываемой нефтью и водой, а на верхней поверхности смесь 3 за счет расслоения попадающей в верхнюю часть корпуса 4 добываемой жидкости скапливается вода, имеющая больший по сравнению с нефтью удельный вес, которая, с одной стороны, служит гидрозатвором, предотвращающим растворение смеси 3 сверху, а, с другой стороны, в воде растворяются осыпающиеся с сетки 9 водорастворимые частицы ингибитора солеотложений и утяжеляющего водорастворимого наполнителя, не растворившиеся на сетке 9.

Непроницаемая боковая поверхность корпусов 4, скапливание преимущественно нефти под днищем 7 независимо от обводненности пластовой жидкости, позволяет контактировать нефти с гидрофобной термопластичной смесью 3 и растворять ее только с нижней части через дозировочные отверстия 8 с проницаемым материалом 9 и обеспечивает ее стабильное во времени дозированное растворение. Наличие адгезии между внутренней боковой поверхностью корпуса 4 и гидрофобной смесью 3 предотвращает отслоение смеси 3 от стенки корпуса 4 и образование щели от дозировочного отверстия 8 до верха корпуса, по которой может пойти поток нефти, воды и газа с очень быстрым неконтролируемым растворением смеси 3. Создание гидрозатвора в верхней части цилиндрического корпуса 4 предотвращает растворение смеси 3 сверху и служит окончательным местом для растворения не растворившихся на сетке 9 и осыпающихся в воду частиц водорастворимого ингибитора и утяжеляющего водорастворимого наполнителя (фиг. 1).

Размеры отверстий 18, 2 и 6 для подхода-отхода нефти, воды и газа с последующим скапливанием нефти, газа около дозировочных отверстий 8, с отводом газа от дозировочных отверстий 8 по трубке 11 рассчитываются таким образом, чтобы их суммарное сечение позволяло входить внутрь корпуса 4 и выходить из них такому объему добываемой жидкости, при котором скорость нефти с остаточной водой около дозировочных отверстий 8 обеспечивала бы необходимую концентрацию растворенного ингибитора в добываемой жидкости при любой обводненности, производительности скважины как в условиях растворения смеси 3 в неподвижной нефти с остаточной водой, так и при различных скоростях движения нефти, то есть должны быть созданы условия для диффузионного, близкого к нему или для другого вида растворения гидрофобной термопластичной смеси при любом изменении обводненности пластовой жидкости во времени.

За счет отверстий 18 в заглушке 17, отверстий 16 в дисках 15, отверстий 6 в корпусах 4 и заглубления днищ 7 с дозировочными отверстиями 8 относительно нижней части цилиндрического корпуса 4 и отверстий 6 около дозировочных отверстий 8 образуются застойные зоны 10 (фиг. 1), где за счет меньшего удельного веса скапливается преимущественно нефть с некоторым количеством воды и газа. Газ, который мешает растворять нефти и воде смесь 3, по трубке 11 уходит в кольцевой зазор 5, а нефть, совместно с находящейся в ней некоторым количеством воды, на поверхности сетки 9 растворяет смесь 3. Кроме того, отверстия 6 способствуют свободному заходу и скапливанию воды в верхней части корпуса 4, что, с одной стороны, предотвращает растворение ингибитора 3 в верхней части корпуса 4, а с другой стороны, в этой воде окончательно растворяются водорастворимые твердые частицы активной основы и утяжеляющего водорастворимого наполнителя, полностью не растворившиеся на сетке 9. Ручки 19 на дисках 15 предназначены для удобного извлечения перфорированных дисков 15 при сборке-разборке секций на устье скважины и повторного их применения. Штифты 20 предназначены, во-первых, для образования пространства между дозировочным отверстием 8 в корпусе 4 и отверстиями 2 кожуха 1, отверстиями 16 диска 15 и отверстиями 18 заглушки 17, что обеспечивает свободное движение жидкости для скапливания преимущественно нефти под дозировочным отверстием 8 для растворения смеси и, во-вторых, для предотвращения выпадения корпусов 4 из кожуха 1 при сборке-разборке устройства на устье скважины.

Следует отметить, что поступление растворившейся смеси в основной поток межтрубного пространства 21 происходит не только за счет движения жидкости, но и посредством диффузионного переноса компонентов смеси от более насыщенной компонентами смеси частей нефти и воды, находящихся в полости 10 и в зоне гидрозатвора, к жидкости без смеси за пределами устройства. Таким образом, предлагаемое устройство позволяет реализовать способ, обеспечивающий оптимальную траекторию движения скважинной жидкости с точки зрения ее насыщения ингибитором независимо от изменения обводненности добываемой нефти во времени.

Зная производительность скважины, концентрацию ингибитора в гидрофобной термопластичной смеси, обводненность добываемой жидкости, температуру добываемой жидкости на глубине размещения установки, скорость растворения смеси от тех или иных условий через дозировочное отверстие разного сечения, можно рассчитать, независимо от изменения обводненности добываемой жидкости во времени, необходимую оптимальную концентрацию ингибитора в добываемой жидкости и определить необходимое для использования в этой скважине количество корпусов со смесью.

Время окончания срока действия ингибитора зависит от количества растворения смеси в единицу времени, концентрации ингибитора в смеси и объема смеси, размещенной в корпусе 4 секции.

Подбирая необходимую высоту, диаметр корпуса, заливаемого смесью, необходимую высоту полости 10 для скапливания нефти с остаточной водой, высоту трубки 11 для отвода газа от места его скопления под днищем 7, размеры ячейки проницаемого материала с учетом удержания заливаемой смеси и возможности прохождения сквозь нее возможно нерастворившихся на поверхности проницаемого материала растворимых в воде активной основы и утяжеляющего наполнителя, можно добиться строгого постоянного дозирования гидрофобной термопластичной смеси при заданной вязкости смеси и необходимой скорости растворения смеси на поверхности проницаемого материала независимо от изменения обводненности добываемой жидкости во времени.

Таким образом, предлагаемый способ подачи ингибитора в гидрофобной термопластичной смеси в скважину и устройство для его реализации обеспечивают постоянную обработку пластовой жидкости активной основой гидрофобной термопластичной смеси на протяжении всего цикла нефтедобычи, независимо от изменения обводненности добываемой жидкости во времени. При этом гарантируется равномерный и экономичный вынос термопластичной смеси при различных дебитах, обводненности и режимах эксплуатации скважины, что позволяет, наряду с увеличением межочистного периода работы скважины, увеличить и межремонтный период работы таких скважин.

1. Способ подачи ингибитора в гидрофобной термопластичной смеси в скважину, включающий 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 смеси с ингибитором на поверхности проницаемого материала, перекрывающего отверстие на нижнем торце корпуса, со скоростью, меньшей скорости оседания смеси на поверхность проницаемого материала, и с последующим переносом растворенного ингибитора в пластовую жидкость, отличающийся тем, что в качестве основы гидрофобной термопластичной смеси и гидрофобного термопластичного ингибитора выбирают высоковязкие, нерастворимые в воде и медленно растворимые в нефти вещества, используют цилиндрический корпус, обладающий адгезией к гидрофобной смеси, отводят газ из зоны дозировочного отверстия за пределы цилиндрического корпуса, отверстие на нижнем торце корпуса устанавливают выше нижних радиальных отверстий в корпусе, создают гидрозатвор в верхней части цилиндрического корпуса над термопластичным реагентом.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что гидрофобную термопластичную смесь используют с вязкостью, препятствующей ее прохождению через проницаемый материал под действием собственного веса.

3. Устройство для подачи ингибитора в гидрофобной термопластичной смеси в скважину, содержащее по меньшей мере одну секцию в виде полого цилиндрического корпуса с непроницаемой боковой поверхностью, с днищем для размещения термопластичной смеси, и перекрытое снизу перфорированной заглушкой, а днище корпуса снабжено дозировочным отверстием, перекрытым проницаемым материалом, при этом для образования гидрозатвора над термопластичным реагентом секция открыта со стороны верхнего торца и размещена с образованием зазора в цилиндрическом кожухе, на нижнем и верхнем участках которого выполнены радиальные отверстия, отличающееся тем, что для скапливания нефти под днищем цилиндрического корпуса днище с дозировочным отверстием, перекрытым проницаемым материалом, устанавливают не заподлицо с нижней частью корпуса, нижними радиальными отверстиями в корпусе, а выше нижней кромки корпуса - радиальных отверстий в корпусе; при этом проницаемый материал применяют с размером ячейки, учитывающим невозможность прохождения гидрофобной термопластичной смеси сквозь нее и свободное прохождение твердых водорастворимых частичек ингибиторов и наполнителей, входящих в состав смеси и освободившихся после растворения гидрофобной части смеси, для окончательного растворения в гидрозатворе нижерасположенного цилиндрического корпуса или на перфорированном диске - перфорированной заглушке; причем термопластичная смесь, заливаемая в жидком состоянии в непроницаемый корпус, обладает адгезией к внутренней поверхности корпуса для предотвращения отслаивания, образования прохода между смесью и внутренней поверхностью корпуса, движения пластовой жидкости по проходу и предотвращения быстрого неконтролируемого растворения смеси.

4. Устройство по п. 3, отличающееся тем, что при установке нескольких цилиндрических корпусов с термопластичной смесью в цилиндрическом кожухе для свободного подхода пластовой жидкости внутрь верхней и нижней частей цилиндрических корпусов в их верхней и нижней частях сделаны отверстия, расположенные с зазором выше относительно термопластичной смеси и ниже днища с дозировочным отверстием соответственно для скапливания воды и нефти.

5. Устройство по п. 3, отличающееся тем, что цилиндрический кожух выполнен сборным, при этом составные части кожуха соединены с помощью муфт и разделены перфорированными дисками.

6. Устройство по п. 3, отличающееся тем, что в нижней части цилиндрического кожуха, но выше ручек перфорированных дисков между кожухами и выше нижних радиальных отверстий кожуха устанавливаются штифты для предотвращения выпадения корпусов с термопластичной смесью из кожуха.

7. Устройство по п. 3, отличающееся тем, что термопластичная смесь использована с удельным весом, превышающим удельный вес добываемой жидкости.

8. Устройство по п. 3, отличающееся тем, что в качестве проницаемого материала использована сетка.

9. Устройство по п. 3, отличающееся тем, что днище с дозировочным отверстием выполнено плоским или в виде усеченного конуса вершиной вниз (для скапливания газа между стенками цилиндра и днища).

10. Устройство по п. 3, отличающееся тем, что для отвода газа из зоны дозировочного отверстия за пределы корпуса используют трубку высотой, достаточной для выдавливания газа скапливающейся нефтью.

11. Устройство по п. 3, отличающееся тем, что дозировочное отверстие выполнено круглой, овальной или прямоугольной формы.

12. Устройство по п. 3, отличающееся тем, что дозировочное отверстие расположено по центру или со смещением от оси цилиндрического корпуса.

13. Устройство по п. 3, отличающееся тем, что площадь дозировочного отверстия подобрана в зависимости от необходимого количества дозирования ингибитора в пластовую жидкость.

14. Устройство по п. 3, отличающееся тем, что перфорированные диски сверху оснащены ручками в форме скобы.

15. Устройство по п. 3, отличающееся тем, что суммарная площадь поперечных сечений радиальных отверстий и отверстий в перфорированных заглушке и дисках, работающих на вход, приближенно равна суммарной площади отверстий, работающих на выход, и определена расчетным путем с учетом необходимой скорости растворения смеси с ингибитором и величины концентрации ингибитора, достаточной для предотвращения отложений



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к скважинным устройствам дозированной подачи реагента в пластовую жидкость с целью защиты насосного оборудования от солей, коррозии и парафинов.

Изобретение относится к частице сшитого препятствующего образованию отложений вещества для операций добычи нефти, для источника воды охлаждающей колонны, способу изготовления частицы и ее использованию.

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.

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 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, 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, 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.

Наверх