RU175467U1 - Погружной скважинный контейнер для подачи реагента в скважину - Google Patents

Abstract

Полезная модель относится к области нефтедобычи, а именно к скважинным погружным устройствам для дозирования реагента-ингибитора в жидкую среду. Технический результат заключается в повышении эффективности защиты нефтепромыслового оборудования, преимущественно, скважинного насоса и оборудования, расположенного выше него, за счет продолжительности дозирования реагента в пластовую жидкость. Сущность: Контейнер состоит из секций 1, соединенных друг с другом посредством муфты 2, в которой выполнено отверстие 15. Верхняя секция снабжена перфорированным переводником 3, выполненным с возможностью присоединения к скважинному насосу. В переводнике 3 выполнены отверстия 4, посредством которых раствор реагента выходит за пределы контейнера. Секция 1 состоит из корпуса 5 в виде цельной, не перфорированной трубы. Корпус 5 нижней секции контейнера снабжен заглушкой 6, в которой выполнено отверстие 7. Внутри корпуса 5 с зазором 13 размещена емкость 8, заполненная реагентом 9 и снабженная по торцам глухими крышкой 10 и днищем 11. Емкость 8 содержит отверстия 12. Нижняя часть корпуса 5 секции 1 снабжена защитным элементом 14, выполненным с возможностью предотвращения выпадения емкости 8 из корпуса 5 при вертикальном расположении секции, и не влияющим на свободное перемещение емкости внутри корпуса под действием пластовой жидкости или при различном пространственном расположении корпуса. 8 з.п. ф-лы, 1 ил.

Description

Полезная модель относится к области нефтедобычи, а именно к скважинным погружным устройствам для дозирования реагента-ингибитора в жидкую среду, и может быть использована при дозировании раствора реагента в восходящий поток пластовой жидкости.

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 на корпусе насоса, а также обеспечивая предотвращение отложений и коррозии нефтепромыслового оборудования. Предлагаемый контейнер может быть использован в нефтяных скважинах, оборудованных погружными насосами.

Из уровня техники широко известны различные конструкции контейнеров, предназначенных 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 фильтрами (Патенты РФ №2277627, 2342519, 2405915).

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 секции емкости предварительного смешивания, в способе соединения секций 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 и снижения их пропускной способности.

Из этой серии также 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 радиальными 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;

- трудоемкость формирования наклонных отверстий в длинномерных цилиндрических контейнерах.

Также известны контейнеры, секции которых 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, содержащий цилиндрический корпус секции 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 корпуса снабжено обратным клапаном, внутри корпуса секции дозатора размещена ячейка для реагента, имеющая крышку и днище с отверстиями и прижатая к внутренней стенке корпуса контейнера упорным кольцом, снизу корпус секции контейнера снабжен днищем в виде крышки. В преимущественном варианте выполнения известного дозатора: 1) цилиндрический корпус секции имеет несколько нижних входных и верхних выходных отверстий; 2) дозатор содержит несколько цилиндрических корпусов, соединенных между собой в контейнер 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 реагента.

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 реагента с жидкостью, т.к. нет сквозного омывания реагента, содержащегося внутри секции. В случае засорения отверстий камеры смешения растворение ингибитора прекращается и контейнер перестает эффективно работать.

Наиболее близким к предлагаемой полезной модели является устройство для подачи реагента в скважину, описанное в патенте РФ №2552276. Известное устройство выполнено в виде контейнера, состоящего из связанных муфтами секций, каждая из которых состоит из корпуса с выполненными в нем радиальными вторичными регулируемыми дозирующими механизмами (регулируемые радиальные перфорационные отверстия). В корпусе каждой секции расположены один или несколько картриджей с реагентом. Картридж представляет собой корпус с внутренней камерой, закрытый с торцов заглушками с регулируемыми первичными дозирующими механизмами (фильтры) или с одного торца глухой заглушкой, а со второго - заглушкой с регулируемыми первичными дозирующими механизмами. Картриджи жестко прикреплены к корпусу секции посредством фиксирующих механизмов.

Регулируемые вторичные дозирующее механизмы - радиальные отверстия, расположены в той части корпуса секции контейнера, которая образуется между регулируемыми первичными дозирующими механизмами и глухой заглушкой корпуса секции контейнера или концом секции контейнера или другим картриджем.

Недостатками известного устройства, выполненного из ряда соединенных между собой секций, 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 и отсутствии омывания по всей длине, т.к. картридж жестко скреплен с корпусом секции.

- сложность настройки как дозирующих фильтров, так и регулируемых вторичных дозирующих механизмов, 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.

- не предусмотрен вариант присоединения контейнера непосредственно к скважинному насосу, защита которого от отложений является одной из главных задач, т.к. выход его из строя приведет к аварийной ситуации, которая может заключаться в том, что произойдет отложение солей на корпус насоса, которое приведет к перегреву насоса и к замыканию проводки внутри насоса.

Технический результат, достигаемый предлагаемой полезной моделью, заключается в повышении эффективности защиты нефтепромыслового оборудования, преимущественно, скважинного насоса и оборудования, расположенного выше него, за счет обеспечения продолжительной доставки раствора реагента нужной концентрации к погружному насосу путем продолжительности дозирования реагента в пластовую жидкость, при одновременной равномерности растворения ингибитора-реагента при различных температурных скважинных условиях и при различном, в том числе повышенном, содержании механических примесей в пластовой жидкости.

Указанный технический результат достигается предлагаемым погружным скважинным контейнером для подачи реагента в скважину, включающим соединенные друг с другом посредством муфтового соединения секции, каждая из которых состоит из трубчатого корпуса и размещенной внутри него емкости с реагентом, при этом новым является то, что верхняя секция контейнера дополнительно снабжена перфорированным переводником, выполненным с возможностью присоединения к скважинному насосу; при этом корпус секции выполнен в виде цельной трубы без перфорации, а емкость не закреплена внутри корпуса и размещена в нем с образованием зазора между ее наружными стенками и внутренней поверхностью корпуса, с обеспечением возможности свободного перемещения в пределах корпуса под воздействием пластовой жидкости или под воздействием силы тяжести при вертикальном расположении корпуса; причем емкость выполнена с обоими глухими торцами, с обеспечением исключения попадания через них пластовой жидкости внутрь емкости, и перфорирована в радиальном направлении; нижняя часть корпуса секции снабжена защитным элементом, предотвращающим выпадение емкости из корпуса при вертикальном расположении секции, при одновременном исключении его влияния на свободное перемещение емкости внутри корпуса под действием пластовой жидкости или при различном пространственном расположении корпуса; при этом в муфте, соединяющей секции контейнера, выполнено отверстие; а нижняя секция контейнера снабжена перфорированной заглушкой.

Перфорация в переводнике выполнена в виде одного или нескольких отверстий.

Емкость выполнена из полимерного материала, преимущественно, полиэтилена или полиэтилентерефталата.

В корпусе контейнера размещено от 1 до 10 емкостей с реагентом.

Защитный элемент выполнен в виде технического средства: самореза со сверлом, или стержня, или трубки; и/или в виде накладной перфорированной шайбы, установленной внизу корпуса.

Емкость выполнена цилиндрической или в виде цилиндрической капсулы с торцовыми выступами, имеющими закругленную форму, и снабженной глухой съемной крышкой и глухим днищем, выполненным заодно с телом капсулы.

Перфорация в емкости выполнена в верхней и нижней боковой части, причем количество отверстий в верхней части емкости равно или больше количества отверстий в нижней части.

Перфорация в емкости выполнена в виде отверстий диаметром 1-8 мм, а соотношение количества отверстий в нижней части емкости к количеству отверстий в верхней части составляет 1 к (1-6) соответственно.

В муфте, соединяющей секции контейнера, выполнено одно или более отверстий.

Поставленный технический результат достигается за счет следующего.

Благодаря тому, что верхняя секция контейнера дополнительно снабжена перфорированным переводником, выполненным с возможностью присоединения к скважинному насосу, обеспечивается прямая и непосредственная подача раствора реагента к этому насосу и расположенному выше него нефтепромысловому оборудованию. Причем такое воздействие будет продолжительным и эффективным, благодаря совокупности конструктивных особенностей всего контейнера и секции контейнера. При такой особенности первые порции активного раствора реагента в достаточной концентрации будут гарантированно поступать к погружному насосу, который в силу специфики его работы (образование вокруг него разнопланового движения пластовой жидкости будет способствовать образованию центров кристаллизации) наиболее подвержен воздействию отложений.

Выполнение корпуса секции в виде цельной трубы без перфорации позволяет обеспечить, наряду с продолжительностью дозирования, возможность доставки активного раствора реагента нужной концентрации прямо к скважинному насосу, которая будет поддерживаться постоянно даже при уменьшении количества реагентов в емкости, т.к. весь поток первично направляется прямо к насосу.

Благодаря тому, что емкость, в которой размещен реагент, выполнена перфорированной в радиальном направлении (при этом ее торцы, снабженные в преимущественном варианте крышкой и днищем, выполнены глухими, исключающими попадание через них пластовой жидкости внутрь емкости, а также атмосферных осадков при хранении и транспортировке) и размещена с возможностью свободного перемещения в корпусе контейнера (т.к. не закреплена внутри корпуса) с образованием зазора (величина указанных зазоров может составлять 2 мм и более) между ее наружными стенками и внутренней поверхностью корпуса, обеспечивается в скважинных условиях ее полное омывание пластовой жидкостью (причем, преимущественно ламинарным потоком), попадающей внутрь корпуса при работе скважинного насоса через отверстие перфорированной заглушки, размещенной на нижнем торце нижней секции контейнера. Вынос реагента из емкости осуществляется диффузией и течением внутри нее, которое создается внешним потоком пластовой жидкости, омывающей эту емкость со всех сторон.

А вот в прототипе может наблюдаться, по-видимому, вихревой эффект при поступлении пластовой жидкости в емкость предварительного смешивания (если принимать во внимание скорость откачки насосом пластовой жидкости и небольшой объем указанной емкости предварительного смешивания в секции), и этот динамичный поток способствует более быстрому растворению реагента, чем в заявляемом контейнере, и выносу его в межтрубное пространство скважины через перфорационные отверстия в корпусе секции. Тем более по чертежу прототипа емкости предварительного смешивания находятся с обоих торцов корпуса контейнера. При этом концентрация раствора реагента, дошедшего до скважинного насоса, будет снижена за счет разбавления раствора жидкостью, находящейся в затрубье скважины.

Учитывая, что перфорационные отверстия в емкости секции предлагаемого контейнера выполнены в виде небольших отверстий диаметром 1-8 мм, то эти отверстия, вероятно, будут способствовать частичному отделению нефти от пластовой жидкости, и, возможно, одновременно будет реализовываться частично «капиллярный эффект» по втягиванию оставшейся эмульсии внутрь емкости в области боковых стенок (благодаря малому диаметру отверстий). Реагент, находящийся в емкости, растворяется в водной фазе и выходит по этим же боковым каналам (отверстиям) в зазор между корпусом и наружной стенкой емкости и далее устремляется к переводнику.

Учитывая, что стенки канала отверстий в емкости частично будут покрыты слоем водонефтяной эмульсии (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°C).

Выполнение отверстий заявляемых размеров именно в боковых стенках емкости 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 контейнера снижено влияние силы тяжести на мехпримеси и они не будут скапливаться внизу емкости, а будут распространены по ее объему. Вот почему у емкости выполнены глухими торцы и через них вход пластовой жидкости в емкость не происходит.

Использование в преимущественном варианте выполнения равного или большего количества отверстий в верхней боковой части емкости, по сравнению с нижней, также обеспечивает поставленный 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». Объем пластовой жидкости, поступающей через отверстия в верхней части емкости, будет больше объема жидкости, проходящей через нижние боковые отверстия, благодаря чему из-за разности давлений внутри емкости будут исключены застойные зоны реагента, в которых могут скапливаться и превращаться в монолит мехпримеси, захватывая в свою орбиту и реагент, и в то же время, благодаря такому приему, выход раствора реагента через нижние боковые отверстия емкости в зазор будет меньше, что обеспечит увеличение продолжительности дозирования ингибитора в необходимой дозировке.

В прототипе же (Патент РФ №2552276) ВНЭ проникает внутрь емкости через фильтр/ы, размещенный/е 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 конструкторских особенностей каждой секции.

Снабжение корпуса нижней секции в предлагаемом контейнере защитным элементом, выполненным с возможностью предотвращения выпадения емкости из корпуса при вертикальном расположении секции (т.е. он служит временной подпоркой при сборке контейнера из нескольких секций и при спуске его в скважину), позволяет одновременно исключить его влияние на свободное перемещение емкости внутри корпуса под действием пластовой жидкости или при различном пространственном расположении корпуса. Поэтому то преимущество, которое дает размещение в предлагаемом контейнере емкости с зазором к корпусу и свободное его перемещение в нем, также способствует равномерности и продолжительности растворения ингибитора при различном содержании механических примесей в пластовой жидкости. Это обусловлено тем, что при поступлении пластовой жидкости внутрь корпуса секции (а она поступает под давлением, т.к. откачивается погружным насосом), емкость, находящаяся внутри, может частично перемещаться, изменять свое пространственное положение в пределах корпуса, т.к. она не закреплена к корпусе секции. А учитывая неравномерную скорость откачки указанной жидкости, ввиду наличия газовых пробок, нестабильности выноса из пласта, возможной пульсации, емкость в какие-то моменты совершит движение вверх (но все будет происходить в пределах корпуса), а потом может опуститься вниз до защитного элемента. При таком характере движения может происходить процесс встряхивания реагента (от соударения с защитным элементом), находящегося внутри емкости, благодаря чему также будет исключено образование застойных зон внутри емкости, в которых могут застревать мехпримеси, а значит, будет обеспечена равномерность дозирования реагента и продолжительность этого процесса.

Выполнение отверстия в муфтовом соединении позволяет выровнять давление в контейнере.

Предпочтительно, чтобы в корпусе секции контейнера было размещено от 1 до 10 емкостей с реагентом. Необходимое их количество определяется длиной корпуса секции (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.

Предлагаемая полезная модель иллюстрируется чертежом, где на фиг.1 схематично изображен заявляемый контейнер, представляющий собой ряд секций, связанных друг с другом посредством муфтового соединения; разрез.

Контейнер состоит из секций 1, соединенных друг с другом посредством муфтового соединения (муфты 2), в которой выполнено одно или несколько отверстий 15, обеспечивающих выравнивание давления в контейнере. Верхняя секция контейнера снабжена перфорированным переводником 3, выполненным с возможностью присоединения к скважинному насосу (на чертеже не показан). В переводнике 3 выполнено отверстие/я 4, посредством которого как раствор реагента может выходить за пределы контейнера, так и пластовая жидкость может поступать внутрь. Секция 1 состоит из корпуса 5 в виде цельной, не перфорированной трубы. Корпус 5 нижней секции контейнера снабжен перфорированной заглушкой 6, в которой выполнено отверстие 7. Внутри корпуса 5 размещена емкость 8, заполненная реагентом-ингибитором 9 и снабженная по торцам глухими крышкой 10 (например, в качестве такой крышки может быть использована герметичная пробка для 19-ти литровых бутылей для воды) и днищем 11 (днище может быть съемным или выполненным заодно с телом емкости). Емкость 8 выполнена перфорированной в радиальном направлении на боковых стенках (перфорационные отверстия 12). Диаметр отверстий 12 в преимущественном варианте составляет 1-8 мм. Емкость 8 размещена в корпусе 5 секции 1 с образованием зазора 13 между ее наружными стенками и внутренней поверхностью корпуса.

Емкость 8 может быть выполнена из полимерного материала, преимущественно, полиэтилена или полиэтилентерефталата.

Нижняя часть корпуса 5 секции снабжена защитным элементом 14, выполненным с возможностью предотвращения выпадения емкости 8 из корпуса при вертикальном расположении секции. Т.е. защитный элемент 14 служит в качестве временной подпорки при сборке контейнера из нескольких секций 1 и при спуске его в скважину и никак не влияет на свободное перемещение емкости внутри корпуса под действием пластовой жидкости или при различном пространственном расположений корпуса, т.к. нет жесткого закрепления посредством него емкости 8 с корпусом 5, как это выполнено в прототипе. В качестве этого защитного элемента могут быть использованы, например, такие технические средства, как саморез со сверлом, или стержень, или трубка; а также и/или накладная перфорированная шайба (на чертеже не показана), установленная с нижнего торца корпуса 5.

Принцип работы предлагаемого контейнера следующий.

Контейнер может состоять и из одной секции 1 (это зависит от скважинных условий), но преимущественно, он используется в виде модуля из нескольких секций, например, длиной 1-3 м каждая, соединенных друг с другом в зоне резьбы 17 корпуса 5 посредством муфты 2. В корпус 5 помещают емкость 8, начиненную ингибитором 9. На практике в корпус 5 помещают несколько емкостей 8. Емкости 8 не закреплены внутри корпуса 5 и размещены свободно с зазором 13 к внутренней поверхности корпуса 5. Верхняя секция контейнера снабжена перфорированным переводником 3, выполненным с возможностью присоединения к скважинному насосу (на чертеже не показан), а нижняя секция снабжена перфорированной заглушкой 6.

Присоединяют контейнер в скважине к скважинному насосу и включают последний в работу. Пластовая жидкость через отверстие 7 перфорированной заглушки 6 заходит внутрь корпуса 5, проходит в зазорах 13 между боковыми стенками емкостей 8 и внутренними стенками корпуса 5, поступает по боковым отверстиям 12 внутрь емкостей 8, растворяя ингибитор. Раствор ингибитора выходит из боковых отверстий 12 в зазор 13 и далее поступает в следующую секцию или непосредственно, или через отверстия перфорированной шайбы (на чертеже не показана), совершая тот же путь, что и в первой секции. Отверстия 15 в муфте 2, расположенной между секциями 1, позволяют обеспечить циркуляцию пластовой жидкости через внутренний объем секции контейнера, выравнивая концентрацию ингибитора между пластовой жидкость и выделяемым раствором ингибитора из капсулы, а так же выравнивает давление внутри секции контейнера при спуске контейнера в скважину. Далее поток раствора ингибитора с пластовой жидкостью поступает в переводник 3 и через отверстия 4 поступает в межтрубное пространство скважины, и благодаря этому происходит гарантированная защита скважинного насоса от коррозии, от отложений солей и асфальтенов. Канал 16, выполненный в переводнике 3, предназначен для соединения внутреннего объема контейнера с отверстиями 4 на переводнике 3. Через этот канал жидкость в насос не поступает, но технологично переводник 3 делать сквозным. Следует отметить, что пластовая жидкость также будет частично попадать внутрь корпуса 5 и сверху, за счет отверстий 4 переводника 3. Таким образом, контейнер будет работать, пока работает насос в скважине.

В лабораторных условиях были проведены испытания модели предлагаемого контейнера, состоящего из двух секций, соединенных посредством муфты с двумя отверстиями в ней. В качестве перфорированного переходника был использован патрубок с двумя отверстиями. Параметры каждой секции были следующими:

- корпус выполнен цельным, неперфорированным;

- в нем размещена одна пластиковая емкость, заполненная твердым порошкообразным ингибитором солеотложения НТФ (нитрилотриметилфосфоновая кислота), в которой в боковых стенках выполнено по два радиальных отверстия.

Отверстия в патрубке и муфте были снабжены шлангами для отвода пропускаемой жидкости. В качестве жидкости использовали природную ВНЭ с обводненностью 52% и наличием 2,3% механических примесей (взвешенных частиц). ВНЭ имеет плотность 0,873 г/см³, содержание смол 10,8%; асфальтенов 1,5%; парафинов 7%. Температура застывания минус 11°C.

Испытания проводили при температурах +30 и +100 градусов. Через 30 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.

Было установлено, что концентрация выносимого ингибитора НТФ была стабильной, разница между этой концентрацией через 30 и 60 мин была одинаковой при температуре +30°C и отличалась на 4,3% при температуре +100°C. Это доказывало то, что мехпримеси не оказывали влияния на степень и равномерность дозировки. При этом концентрация выносимого ингибитора в зоне перфорационных отверстий патрубка составляла через 60 мин 3-5 мг/л, что соответствует показателю эффективной концентрации.

Таким образом, предлагаемая конструкция контейнера действительно обеспечивает равномерности растворения ингибитора-реагента при различных температурах и даже при повышенном содержании механических примесей в пластовой жидкости, при одновременной гарантированной защите погружного насоса от отложений и коррозии.

Claims (9)

1. Погружной скважинный контейнер для подачи реагента в скважину, включающий соединенные друг с другом посредством муфтового соединения секции, каждая из которых состоит из трубчатого корпуса и размещенной внутри него емкости с реагентом, отличающийся тем, что верхняя секция контейнера дополнительно снабжена перфорированным переводником, выполненным с возможностью присоединения к скважинному насосу; при этом корпус секции выполнен в виде цельной трубы без перфорации, а емкость не закреплена внутри корпуса и размещена в нем с образованием зазора между ее наружными стенками и внутренней поверхностью корпуса, с обеспечением возможности свободного перемещения в пределах корпуса под воздействием пластовой жидкости или под воздействием силы тяжести при вертикальном расположении корпуса; причем емкость выполнена с обоими глухими торцами, с обеспечением исключения попадания через них пластовой жидкости внутрь емкости, и перфорирована в радиальном направлении; нижняя часть корпуса секции снабжена защитным элементом, предотвращающим выпадение емкости из корпуса при вертикальном расположении секции, при одновременном исключении его влияния на свободное перемещение емкости внутри корпуса под действием пластовой жидкости или при различном пространственном расположении корпуса; при этом в муфте, соединяющей секции контейнера, выполнено отверстие; а нижняя секция контейнера снабжена перфорированной заглушкой.

2. Контейнер по п. 1, отличающийся тем, что перфорация в переводнике выполнена в виде одного или нескольких отверстий.

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

4. Контейнер по п. 1, отличающийся тем, что в корпусе контейнера размещено от 1 до 10 емкостей с реагентом.

5. Контейнер по п. 1, отличающийся тем, что защитный элемент выполнен в виде технического средства: самореза со сверлом, или стержня, или трубки; и/или в виде накладной перфорированной шайбы, установленной внизу корпуса.

6. Контейнер по п. 1, отличающийся тем, что емкость выполнена цилиндрической или в виде цилиндрической капсулы с торцевыми выступами, имеющими закругленную форму, и снабженной глухой съемной крышкой и глухим днищем, выполненным заодно с телом капсулы.

7. Контейнер по п. 6, отличающийся тем, что перфорация в емкости выполнена в верхней и нижней боковой части, причем количество отверстий в верхней части емкости равно или больше количества отверстий в нижней части.

8. Контейнер по п. 6 или 7, отличающийся тем, что перфорация в емкости выполнена в виде отверстий диаметром 1-8 мм, а соотношение количества отверстий в нижней части емкости к количеству отверстий в верхней части составляет 1 к (1-6) соответственно.

9. Контейнер по п. 1, отличающийся тем, что в муфте, соединяющей секции контейнера, выполнено одно или более отверстий.

Images