RU178242U1

RU178242U1 - INHIBITOR FEEDING DEVICE

Info

Publication number: RU178242U1
Application number: RU2017128947U
Authority: RU
Inventors: Виктор Васильевич Смыков; Азат Альбертович Нургалиев; Петр Валерьевич Филькин; Рамиль Фаритович Бикчурин
Original assignee: Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2017-08-14
Filing date: 2017-08-14
Publication date: 2018-03-28

Abstract

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для подачи ингибитора на прием насоса УЭЦН с целью проведения профилактических обработок на скважинах, склонных к солеотложению без подъема насоса. Устройство для подачи ингибитора на прием установки электрического центробежного насоса содержит стыковочный узел, наружную и внутреннюю колонны насосно-компрессорных труб, при этом наружная колонна насосно-компрессорных труб дополнительно снабжена специальной муфтой с отверстием с присоединенным ловителем в виде цилиндра с посадочным местом и обратным клапаном, причем для подачи ингибитора на прием установки электроцентробежного насоса в колонне насосно-компрессорных труб на всю ее глубину соосно размещена насосно-компрессорная труба меньшего диаметра, оснащенная стыковочным узлом, состоящим из корпуса с уплотнительным кольцом, выполненным из полиуретана. 3 фиг.The utility model relates to the oil and gas industry, namely, devices for supplying an inhibitor to an ESP pump for the purpose of performing preventive treatments in wells prone to scaling without raising the pump. A device for supplying an inhibitor to an electric centrifugal pump installation receiving device includes a docking unit, an outer and an inner tubing string, while the outer tubing string is additionally equipped with a special coupling with an opening with an attached catcher in the form of a cylinder with a seat and a check valve, moreover, to supply the inhibitor to the installation of the electric centrifugal pump in the column of tubing to its entire depth coaxially placed tubing a smaller diameter pipe equipped with a docking unit consisting of a body with a sealing ring made of polyurethane. 3 of FIG.

Description

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для подачи ингибитора на прием насоса УЭЦН с целью проведения профилактических обработок на скважинах, склонных к солеотложению без подъема насоса.The utility model relates to the oil and gas industry, namely, devices for supplying an inhibitor to an ESP pump for the purpose of performing preventive treatments in wells prone to scaling without raising the pump.

При эксплуатации установки электрического центробежного насоса (УЭЦН) нередко происходит выход из строя подземного оборудования по причине отложения солей в насосе. Основными методами борьбы с отложениями солей в глубинно-насосном оборудовании (ГНО) на сегодняшний день являются обработки призабойной зоны (ОПЗ) при проведении текущего подземного ремонта скважины (ПРС) ингибитором солеотложений. Постоянная подача ингибитора солеотложений в затрубное пространство скважины осуществляется с подключением дозаторной установки к затрубной задвижке, разовые обработки ингибитором солеотложения ГНО - закачкой ингибитора в затрубное пространство через затрубную задвижку при помощи насосного агрегата л водовозов.During operation of the installation of an electric centrifugal pump (ESP), underground equipment often fails due to salt deposits in the pump. The main methods of combating salt deposits in downhole pumping equipment (GDO) today are the treatment of the bottom hole zone (SC) during ongoing underground well repair (ORS) with a scale inhibitor. Constant deposition inhibitor is fed into the annulus of the well with the connection of the metering unit to the annular valve, one-time treatment by the inhibitor of the deposition of GNO is injected into the annulus through the annular valve using the pumping unit of water carriers.

По существующей технологии проведение ОПЗ сопряжено с остановкой работы скважины, извлечением глубинно-насосного оборудования, и затем уже непосредственно производится ОПЗ. Извлечение ГНО из скважины влечет за собой дополнительные финансовые затраты, а в результате простоев скважины уменьшается добыча нефти.According to the existing technology, conducting an SCR involves stopping the operation of the well, removing the downhole pumping equipment, and then the SCR is directly carried out. The extraction of oil from the well entails additional financial costs, and as a result of the downtime of the well, oil production is reduced.

Известный способ постоянной подачи ингибитора солеотложения в затрубное пространство скважины с подключением дозаторной установки к затрубной задвижке устьевой арматуры скважины имеет недостаток - вследствие того, что для обеспечения оптимального режима работы насоса требуется поддержание динамического уровня столба жидкости в скважине не менее 0,8 глубины спуска насоса. При данном методе подачи ингибитора солеотложения проблематично подобрать оптимальную дозировку в связи с большой площадью межтрубного пространства скважины, происходит размазывание по стенкам насосно-компрессорных трубах и эксплуатационной колонны, так как ингибитор эффективен при определенной концентрации растворения в пластовой жидкости. Вместе с тем прием насоса остается незащищенным, в связи с чем идет процесс солеотложения на наружных и внутренних рабочих органах насоса. Это приводит к выходу насоса из строя.The known method for the constant supply of a scale inhibitor to the annulus of the well with the connection of the metering unit to the annular valve of the wellhead reinforcement has a drawback because it requires maintaining a dynamic level of the liquid column in the well of at least 0.8 times the descent of the pump. With this method of supplying a scale inhibitor, it is problematic to choose the optimal dosage due to the large annular space of the well, smearing along the walls of the tubing and production string occurs, since the inhibitor is effective at a certain concentration of dissolution in the reservoir fluid. At the same time, the intake of the pump remains unprotected, in connection with which there is a process of scaling on the external and internal working bodies of the pump. This causes the pump to fail.

Разовые обработки оборудования ингибитором солеотложений закачкой ингибитора в затрубное пространство скважины через затрубную задвижку устьевой арматуры при помощи агрегата и водовозов также является недостаточно эффективным методом в связи с тем, что отсутствует постоянная подача, а вместе с тем и постоянная защита оборудования. Невозможность подачи химического реагента на любую глубину насосного оборудования, подбор оптимальной дозировки и отложение солей во внутренних рабочих органах (колесах) УЭЦН. Кроме этого высокие транспортные затраты.One-time treatment of equipment with a scale inhibitor by injecting the inhibitor into the annulus of the well through the annular valve of the wellhead fittings using the unit and water carriers is also not an effective method due to the fact that there is no constant supply and, at the same time, constant protection of the equipment. The inability to supply a chemical reagent to any depth of the pumping equipment, the selection of the optimal dosage and the deposition of salts in the internal working bodies (wheels) of the ESP. In addition, high transportation costs.

Известно "Устройство для подачи ингибитора в скважину" (патент RU №2559977, МПК Е21В 37/06, опубл. 2014.07.29), содержащее цилиндрический корпус с двумя сообщающимися камерами, в одну из который закачен газ под давлением, а вторая выполнена с дозировочным отверстием и заполнена ингибитором. Камеры разделены перегородкой, перпендикулярной оси корпуса, и связаны друг с другом через устройство для понижения давления, вмонтированное в перегородку и снабженное трубкой. Один конец трубки погружен в ингибитор.It is known "Device for feeding the inhibitor into the well" (patent RU No. 2559977, IPC ЕВВ 37/06, publ. 2014.07.29), containing a cylindrical body with two communicating chambers, one of which is injected with gas under pressure, and the second is made with a dosing hole and filled with inhibitor. The chambers are separated by a partition perpendicular to the axis of the housing and are connected to each other through a pressure reducing device mounted in the partition and provided with a tube. One end of the tube is immersed in the inhibitor.

Известно "Устройство для подачи ингибитора в скважину" (патент RU №152713, МПК Е21В 37/06, опубл. 2015.06.10), содержащее цилиндрический корпус, перекрытый снизу днищем, ингибитор, размещенный в корпусе, выше уровня которого расположено входное отверстие, и, по крайней мере, одно дозировочное отверстие, выполненное в нижней части корпуса и обеспечивающее вытекание ингибитора под действием силы тяжести, отличающееся тем, что оно снабжено полой трубкой, один конец которой погружен в ингибитор, а другой - вмонтирован во входное отверстие и гидравлически связан с затрубным пространством.It is known "Device for supplying an inhibitor to a well" (patent RU No. 152713, IPC ЕВВ 37/06, publ. 2015.06.10), comprising a cylindrical body overlapped from the bottom by an inhibitor located in the housing, above the level of which the inlet is located, and at least one metering hole made in the lower part of the housing and allowing the inhibitor to flow out under the action of gravity, characterized in that it is provided with a hollow tube, one end of which is immersed in the inhibitor, and the other is mounted in the inlet and is hydraulically connected Yazan with an annulus.

Известно "Устройство для подачи ингибитора" (патент RU №2382177, МПК Е21В 37/06, опубл. 2010.02.20), содержащее цилиндрический корпус, имеющий в верхней части отверстия, расположенные на верхнем и нижнем рядах, ингибитор, размещенный в корпусе ниже отверстий. Отверстия ориентированы под углом, обеспечивающим поступление пластовой жидкости через нижний ряд отверстий, а выход - через верхний ряд отверстий. Угол наклона верхнего и нижнего рядов отверстий обеспечивает их схождение внутри корпуса.It is known "Device for supplying an inhibitor" (patent RU No. 2382177, IPC ЕВВ 37/06, publ. 2010.02.20), comprising a cylindrical body having holes in the upper part located on the upper and lower rows, an inhibitor located in the body below the holes . The holes are oriented at an angle that ensures the flow of formation fluid through the bottom row of holes, and the outlet through the top row of holes. The angle of inclination of the upper and lower rows of holes ensures their convergence inside the housing.

Известно "Устройство для подачи ингибитора" (патент RU №2390622, МПК Е21В 37/06, опубл. 2010.05.27), содержащее цилиндрический корпус, имеющий в верхней части радиальные каналы, и отверстия, выполненные на боковой поверхности у нижнего торца, размещенный в цилиндрическом корпусе ингибитор. Ингибитор распределен в термопластичной матрице и имеет плотность, превышающую плотность пластовой жидкости. Радиальные каналы расположены выше уровня ингибитора.It is known "Device for supplying an inhibitor" (patent RU No. 2390622, IPC ЕВВ 37/06, publ. 2010.05.27), containing a cylindrical body having radial channels in the upper part and holes made on the side surface at the lower end, located in cylindrical body inhibitor. The inhibitor is distributed in a thermoplastic matrix and has a density higher than the density of the reservoir fluid. Radial channels are located above the level of the inhibitor.

Известно "Устройство для дозированной подачи химического реагента в скважину" (патент RU №2531014, МПК Е21В 37/06, опубл. 2014.10.20), содержащее установку дозировочную электронасосную, линию нагнетания в виде жесткого шланга, соединенную с помощью устройства ввода, выполненного в устьевой арматуре с капиллярным трубопроводом, проходящим по наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб и насосного агрегата, на нижнем конце которого размещены подвесное устройство, распылитель и центратор. Устройство ввода капиллярного трубопровода смонтировано в боковом отводе устьевой арматуры в виде патрубка с заглушкой, оснащенной центральным каналом. Снаружи канал заглушки сообщен с линией нагнетания, а изнутри - с верхним концом капиллярного трубопровода, имеющим возможность герметизации в заглушке. Между боковым отводом и заглушкой патрубок оснащен отводом с угловым вентилем. Капиллярный трубопровод выполнен в виде полимерного армированного кабеля и в подвесном устройстве соединен с полой штангой, жестко присоединенной сверху к подвесному устройству. На нижнем конце полой штанги установлен распылитель, оснащенный регулируемым обратным клапаном.It is known "Device for the dosed supply of a chemical reagent into the well" (patent RU No. 2531014, IPC ЕВВ 37/06, publ. 2014.10.20), comprising an electric dosing pump installation, a discharge line in the form of a rigid hose connected by an input device made in wellhead fittings with a capillary pipe passing along the outer surface of the tubing string and pump unit, at the lower end of which there is a suspension device, sprayer and centralizer. The capillary pipeline input device is mounted in the lateral branch of the wellhead fittings in the form of a pipe with a plug equipped with a central channel. Outside, the plug channel is in communication with the discharge line, and from the inside with the upper end of the capillary pipeline, which has the ability to be sealed in the plug. Between the side outlet and the plug, the nozzle is equipped with an outlet with an angle valve. The capillary pipeline is made in the form of a polymer reinforced cable and in a suspension device is connected to a hollow rod rigidly attached from above to the suspension device. A sprayer equipped with an adjustable check valve is installed at the lower end of the hollow rod.

Известно "Скважинное устройство для обработки жидкости" (патент RU №119018, МПК Е21В 37/06, опубл. 2012.08.10), содержащее корпус с входными отверстиями, концентрично установленную в корпусе отводящую трубу, спиралевидную лопасть в кольцевой полости между корпусом и отводящей трубой и сборник примесей. Сборник примесей заполнен реагентом. Патрубок, соединяющий сборник примесей с корпусом, служит дозатором.The well-known "downhole fluid processing device" (patent RU No. 119018, IPC ЕВВ 37/06, publ. 2012.08.10), comprising a housing with inlets, a discharge pipe concentrically mounted in the housing, a spiral blade in the annular cavity between the housing and the discharge pipe and a collection of impurities. The collection of impurities is filled with reagent. A pipe connecting the impurity collector to the housing serves as a dispenser.

Известно "Устройство для обработки скважинной жидкости" (патент RU №2292448, МПК Е21В 37/06, опубл. 2007.01.27), содержащее включает корпус с отверстиями, соединенный верхним концом с насосно-компрессорной трубой и содержащий твердый реагент, размещенный с возможностью движения потока скважинной жидкости. Согласно изобретению твердый реагент помещен в высокопроницаемую пенометаллическую оболочку, которая образует зазор с корпусом и имеет трехмерную сетчато-ячеистую структуру с размером ячеек 2-5 мм и удельную площадь поверхности 500-1400 м2/м3, а насосно-компрессорная труба снабжена самоуплотняющимися эластичными манжетами, при этом отверстия выполнены на нижнем конце корпуса, а также на участке насосно-компрессорной трубы выше манжет, причем отверстия на корпусе имеют суммарную площадь, соизмеримую с площадью отверстий на насосно-компрессорной трубе и площадью проходного сечения последней.It is known "Device for processing borehole fluid" (patent RU No. 2292448, IPC ЕВВ 37/06, publ. 2007.01.27), comprising a housing with holes connected by its upper end to the tubing and containing a solid reagent placed with the possibility of movement well fluid flow. According to the invention, the solid reagent is placed in a highly permeable foam shell, which forms a gap with the body and has a three-dimensional mesh-cell structure with a mesh size of 2-5 mm and a specific surface area of 500-1400 m2 / m3, and the tubing is equipped with self-sealing elastic cuffs the holes are made on the lower end of the housing, as well as on the part of the tubing above the cuffs, and the holes on the housing have a total area commensurate with the area of the holes on the tubing molecular weight and area of the pipe flow section of the latter.

Вышеуказанные аналоги имеют ряд недостатков: ограничение и отсутствие универсальности в применении для установки электрического центробежного насоса (УЭЦН) (сложность в монтаже в связи с наличием кабеля нефтепогружного бронированного плоского (КРБП)) УЭЦН, вероятность защемления и повреждения трубопровода для подачи химического реагента об эксплуатационную колонну при проведении подземного ремонта на скважинах с большим углом наклона.The above analogues have a number of disadvantages: limitation and lack of universality in the application for installing an electric centrifugal pump (ESP) (difficulty in installation due to the presence of an armored flat oil cable (КРПП)) of the ESP, the likelihood of crushing and damage to the pipeline for supplying the chemical reagent to the production casing during underground repairs in wells with a large angle of inclination.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является "Способ подачи реагента в скважину" (патент RU №2302513, МПК Е21В 37/06, Е21В 41/02, опубл. 2007.07.10), включающий периодическую регулируемую подачу реагента в межтрубное пространство скважины дозировочным насосом при подземном ремонте осложненной скважины. Кабель питания электродвигателя центробежного насоса меняют на кабель с капиллярной трубкой, который спускают на колонне насосно-компрессорных труб в скважину, и осуществляют по его капиллярному каналу подачу химического реагента. Подачу осуществляют либо на прием скважинного насоса, либо в интервал перфорации скважины, для чего на конец капиллярной трубки кабеля присоединяют полиэтиленовую капиллярную трубку расчетной длины с помощью соединительного ниппеля с грузом-форсункой.Closest to the proposed technical solution is the "Method of supplying the reagent to the well" (patent RU No. 2302513, IPC ЕВВ 37/06, ЕВВ 41/02, publ. 2007.07.10), including periodic controlled supply of reagent to the annulus of the well with a dosing pump at underground repair of a complicated well. The power cable of the centrifugal pump electric motor is changed to a cable with a capillary tube, which is lowered into the well on the tubing string and the chemical reagent is supplied through its capillary channel. The feed is carried out either at the reception of the borehole pump, or in the interval of perforation of the well, for which a polyethylene capillary tube of the calculated length is connected to the end of the capillary tube of the cable using a connecting nipple with a nozzle load.

По своим признакам и достигаемому результату это устройство наиболее близко к заявляемому и принято за прототип.According to its features and the achieved result, this device is closest to the claimed one and is taken as a prototype.

Данный прототип имеет ряд недостатков: сложность конструкции, недостаточная эффективность данной технологии из-за невозможности подачи химического реагента на любую глубину насосного оборудования, подбор оптимальной дозировки, отложение солей ниже динамического уровня и как следствие выход из строя насоса, высокая доля вероятности защемления кабеля с капиллярной трубкой для подачи химического реагента и его повреждения об эксплуатационную колонну при проведении подземного ремонта на скважинах с большим углом наклона. Сложность конструкции проявляется в том, что замена поврежденной гибкой капиллярной трубки требует извлечения из скважины и разборки всех насосно-компрессорных труб с насосом и последующей их сборки и установки в скважину с закрепленной на них исправной гибкой капиллярной трубкой.This prototype has several disadvantages: the complexity of the design, the lack of effectiveness of this technology due to the impossibility of supplying a chemical reagent to any depth of the pumping equipment, the selection of the optimal dosage, salt deposition below the dynamic level and, as a result, the failure of the pump, a high probability of pinching the cable with capillary a pipe for supplying the chemical reagent and its damage to the production string during underground repairs at wells with a large angle of inclination. The complexity of the design is manifested in the fact that replacing a damaged flexible capillary tube requires removing from the well and disassembling all the tubing with the pump and their subsequent assembly and installation in the well with a working flexible capillary tube fixed to them.

Задачей предлагаемой полезной модели является создание конструкции глубинно-насосного оборудования, позволяющей сократить время простоя скважины, оборудованной установкой электрического центробежного насоса (УЭЦН) при проведении обработки призабойной зоны (ОПЗ), гарантированная подача химического реагента на любую глубину и защиту насосного оборудования с подбором оптимальной дозировки, обеспечение безаварийной работы скважины, и как следствие - увеличение межремонтного периода глубинно-насосного оборудования (ГНО).The objective of the proposed utility model is to create the design of downhole pumping equipment, which allows to reduce well downtime, equipped with an electric centrifugal pump (ESP) during the treatment of the bottom-hole zone, guaranteed flow of chemical reagent to any depth and protection of pumping equipment with the selection of the optimal dosage ensuring trouble-free operation of the well, and as a result - an increase in the overhaul period of deep-well pumping equipment (GNO).

Поставленная задача решается тем, что при помощи предлагаемой конструкции комплекта глубинно-насосного оборудования (ГНО) проведение обработки призабойной зоны (ОПЗ) скважины осуществляется без подъема насоса из скважины, что значительно экономит время проведения данной операции, а предлагаемая конструкция устройства обеспечивает надежную работу глубинно-насосного оборудования.The problem is solved in that, using the proposed design of a set of deep-pumping equipment (GNO), the treatment of the bottom-hole zone (BHP) of the well is carried out without lifting the pump from the well, which significantly saves the time of this operation, and the proposed design of the device ensures reliable operation of the deep well pumping equipment.

Предлагаемая конструкция состоит из наружной колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), муфты с ловителем в виде цилиндра, внутренней колонны труб и стыковочного узла, выполняющего роль соединительного устройства.The proposed design consists of an external column of tubing, a coupling with a catcher in the form of a cylinder, an internal pipe string and a docking unit that acts as a connecting device.

Полезная модель поясняется фиг. 1 и осуществляется следующим образом.A utility model is illustrated in FIG. 1 and is carried out as follows.

В эксплуатационную колонну 8 спускается колонна насосно-компрессорных труб 5 с установкой электрического центробежного насоса 9. На поверхности земли находится емкость с ингибитором солеотложений 1 и насосом-дозатором 1, который посредством трубопровода 2, проходящего на устье скважины через лубрикатор 3 и сальниковое уплотнение (на фигуре не обозначено) по насосно-компрессорной трубе меньшего диаметра 4, обеспечивает подачу ингибитора. На колонне насосно-компрессорных труб 5, на 10-20 м выше установки электрического центробежного насоса 9, устанавливается муфта 6 (входящая в состав стыковочного узла), сообщающаяся с межтрубным пространством скважины через отверстие 7, на которую с помощью резьбового соединения накручен ловитель 10 (фиг. 2). В колонну насосно-компрессорных труб 5 спущена насосно-компрессорная труба меньшего диаметра 4 (предназначенная для постоянной подачи ингибитора), конец которой оснащен стыковочным узлом (фиг. 2) с помощью резьбового соединения.A tubing string 5 descends into production casing 8 with the installation of an electric centrifugal pump 9. On the surface of the earth there is a container with a scale inhibitor 1 and a metering pump 1, which, through a pipe 2 passing through the wellhead through a lubricator 3 and an stuffing box (on the figure is not indicated) through the tubing of smaller diameter 4, provides the flow of the inhibitor. On the tubing string 5, 10-20 m higher than the installation of the electric centrifugal pump 9, a sleeve 6 (which is part of the docking unit) is installed, which communicates with the annular space of the well through an opening 7 onto which the trap 10 is screwed ( Fig. 2). A tubing of smaller diameter 4 (intended for constant supply of the inhibitor), the end of which is equipped with a docking unit (Fig. 2) by means of a threaded connection, is lowered into the tubing string 5.

Ловитель 10 (фиг. 2) представляет собой цилиндр снизу с внутренней метрической резьбой 11 и посадочным местом 12 сверху, под стыковочный узел 13.Catcher 10 (Fig. 2) is a cylinder from below with an internal metric thread 11 and a seat 12 from above, under the docking unit 13.

Стыковочный узел 13 состоит из корпуса 14 с уплотнительным кольцом 15 для посадки в цилиндр 10 ловителя. Сверху ловителя 10 для соединения с насосно-компрессорной трубой меньшего диаметра 4 выполнена наружная метрическая резьба 16.Docking unit 13 consists of a housing 14 with a sealing ring 15 for landing in the cylinder 10 of the trap. On top of the catcher 10 for connection with a tubing of smaller diameter 4, an external metric thread 16 is made.

За счет применения насосно-компрессорной трубы меньшего диаметра 4 обеспечивается беспрепятственное прохождение в колонне насосно-компрессорных труб 5 при спуско-подъемных операциях.Through the use of a tubing of smaller diameter 4, unhindered passage in the string of tubing 5 during tripping operations is ensured.

Полезная модель работает следующим образом.The utility model works as follows.

При производстве подземного ремонта скважины, осложненной солеотложениями в УЭЦН 9 или эксплуатационной колонне 8, в компоновку глубинно-насосного оборудования, спускаемую на колонне насосно-компрессорных труб 5, включается муфта 6 с отверстием 7 для сообщения внутреннего пространства насосно-компрессорной трубы меньшего диаметра 4 с межтрубным пространством колонны насосно-компрессорных труб 5 и эксплуатационной колонной 8. На муфту 6 сверху с помощью метрической резьбы навернут ловитель 10 (фиг. 2) в виде цилиндра с посадочным местом 12.When performing underground repair of a well, complicated by scaling in ESP 9 or production casing 8, a coupling 6 with an opening 7 is included in the arrangement of downhole pumping equipment lowered on the tubing string 5 to communicate the inner space of the tubing of smaller diameter 4 s the annulus of the tubing string 5 and the production string 8. On top of the sleeve 6 with a metric thread, a trap 10 (Fig. 2) is screwed in the form of a cylinder with a seat 12.

После спуска колонны насосно-компрессорных труб 5 и установки УЭЦН 9 на необходимую глубину, во внутреннее пространство колонны насосно-компрессорных труб 5 производится спуск насосно-компрессорной трубы меньшего диаметра 4, с завернутым снизу стыковочным узлом 13 с помощью резьбового соединения. При минимальной скорости (не более 0.1 м/сек) спуска насосно-компрессорной трубы меньшего диаметра 4 производится посадка стыковочного узла 13, состоящего из корпуса 14 с уплотнительным кольцом 15 в посадочное место 12 цилиндра 10 ловителя. Герметичность данного узла достигается с помощью уплотнительного кольца 15, изготовленного из полиуретана. При необходимости для исключения обратных перетоков ингибитора солеотложений из межтрубного пространства колонны насосно-компрессорных труб 5 и эксплуатационной колонной 8 во внутреннее пространство насосно-компрессорной трубы меньшего диаметра 4 между колонной насосно-компрессорных труб 5 и стыковочным узлом 13 устанавливается обратный клапан 17 (Фиг. 3).After the descent of the tubing string 5 and the installation of the ESP 9 to the required depth, the tubing of the smaller diameter 4 is lowered into the inner space of the tubing string 5, with the docking unit 13 turned upside down using a threaded connection. At a minimum speed (not more than 0.1 m / s) of lowering the tubing of smaller diameter 4, the docking unit 13 is planted, consisting of a housing 14 with a sealing ring 15 in the seat 12 of the fishing cylinder 10. The tightness of this node is achieved using a sealing ring 15 made of polyurethane. If necessary, to eliminate the reverse flows of the scale inhibitor from the annulus of the tubing string 5 and production string 8 into the interior of the tubing of smaller diameter 4, a check valve 17 is installed between the tubing string 5 and the docking unit 13 (Fig. 3 )

Применение данного устройства позволит производить постоянную подачу ингибитора солеотложения непосредственно на прием насоса на скважинах, склонных с солеотложению, снизить потери нефти, связанные с простоем скважины в ожидании подземного ремонта скважины, сократить производственные и эксплуатационные затраты, повысить межремонтный период работы скважин, увеличить добычу нефти.The use of this device will make it possible to continuously supply the scaling inhibitor directly to the pump intake in wells prone to scaling, reduce oil losses associated with downtime in anticipation of underground well repair, reduce production and operating costs, increase the overhaul period of wells, and increase oil production.

Claims

A device for supplying an inhibitor to a receiving installation of an electric centrifugal pump, comprising a tubing arranged coaxially with a pipe for supplying an inhibitor to a receiving installation of an electric centrifugal pump, a docking unit, characterized in that the pipe for supplying an inhibitor is made in the form of a smaller tubing diameter installed to the entire depth of the tubing and equipped with a docking unit made in the form of a housing with a polyurethane seal ring, a tubing compressor the pipe is equipped with a sleeve with a hole for communication with the annular space of the well, a catcher is attached to the sleeve in the form of a cylinder with a seat for a docking unit, while a check valve is installed between the tubing of a smaller diameter and the docking unit, and the tubing of a smaller diameter communicated with the hole.