RU2698346C1 - Container for inhibitor supply into well - Google Patents
Container for inhibitor supply into well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2698346C1 RU2698346C1 RU2019102631A RU2019102631A RU2698346C1 RU 2698346 C1 RU2698346 C1 RU 2698346C1 RU 2019102631 A RU2019102631 A RU 2019102631A RU 2019102631 A RU2019102631 A RU 2019102631A RU 2698346 C1 RU2698346 C1 RU 2698346C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- section
- inhibitor
- container
- contactor
- well
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing, limiting or eliminating the deposition of paraffins or like substances
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам для дозирования реагента-ингибитора в жидкую среду, и может быть использовано при дозировании растворами реагента в восходящем потоке пластовой жидкости в нефтедобывающих скважинах осложненного солевыми отложениями фонда.The invention relates to the oil industry, and in particular to devices for dispensing an inhibitor reagent into a liquid medium, and can be used when dosing with solutions of the reagent in an upward flow of formation fluid in oil wells complicated by salt deposits.
Предлагаемое техническое решение может быть использовано в процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, где требуется растворить реагент-ингибитор в пластовой жидкости с заданной интенсивностью и равномерностью, обеспечивая при этом предотвращение отложений солей и/или парафина в насосно-компрессорных трубах (НКТ) и на корпусе погружного насоса, или обеспечивая предотвращение коррозии нефтепромыслового оборудования. Устройство может быть использовано как в газлифтных скважинах, так и в скважинах, оборудованных глубинными насосами.The proposed technical solution can be used in the development and operation of oil fields, where it is necessary to dissolve the inhibitor-reagent in the reservoir fluid with a given intensity and uniformity, while ensuring the prevention of salt and / or paraffin deposits in tubing and tubing submersible pump, or providing prevention of oilfield equipment corrosion. The device can be used both in gas-lift wells and in wells equipped with deep pumps.
Из уровня техники широко известны различные конструкции устройств для подачи реагента в скважину. Наиболее распространенные из них представляют собой перфорированную с боковой поверхности трубную секцию, с размещенным внутри реагентом-ингибитором между жестко закрепленными внутри трубной секции заглушками-фильтрами (Патенты РФ №2227206, 2277627, 2342519, 2405915 и другие).Various constructions of devices for supplying a reagent to a well are widely known in the art. The most common of them are a tube section perforated from the side surface, with an inhibitor-reagent placed between filter plugs rigidly fixed inside the tube section (RF Patents No. 2227206, 2277627, 2342519, 2405915 and others).
Основное отличие их друг от друга заключается в размерах перфорационных отверстий, в особом их расположении на боковой поверхности трубной секции, в наличии на концевых участках емкости предварительного смешивания, в способе соединения друг с другом, например, гибкой связью или посредством муфты.The main difference between them is the size of the perforations, in their particular location on the side surface of the pipe section, in the presence on the end sections of the premixing tank, in the method of connection with each other, for example, by flexible connection or by means of a coupling.
Основным недостатком указанных контейнеров является неравномерная скорость дозирования во времени, особенно, ближе к концу растворения, когда заканчивается ингибитор, а также недостаточное по продолжительности время дозирования ингибитора в его эффективной концентрации, ввиду быстрого вымывания ингибитора из контейнера.The main disadvantage of these containers is the uneven dosing rate over time, especially closer to the end of dissolution when the inhibitor ends, as well as the insufficient dosing time of the inhibitor in its effective concentration, due to the rapid washing out of the inhibitor from the container.
Кроме того, надежность работы известных контейнеров напрямую зависит от содержания механических примесей в пластовой жидкости, ввиду возможного засорения отверстий фильтров при повышенном содержании этих мехпримесей в пластовом флюиде.In addition, the reliability of the known containers directly depends on the content of mechanical impurities in the reservoir fluid, due to the possible clogging of the filter openings with a high content of these solids in the reservoir fluid.
Также из уровня техники известен ряд технических решений, в которых в конструкции устройств для подачи ингибитора в скважину предусмотрено использование пористых материалов.Also, a number of technical solutions are known from the prior art, in which the design of devices for supplying an inhibitor to a well provides for the use of porous materials.
Из этой серии известно устройство для подачи ингибитора в скважину (Патент РФ №2612400), которое содержит емкость с ингибитором, полую трубку, один конец которой погружен в ингибитор, а другой - вмонтирован во входное отверстие емкости и гидравлически связан с внешним пространством. В нижней части емкости выполнено дозировочное отверстие, обеспечивающее вытекание ингибитора наружу. Над дозировочным отверстием внутри емкости расположен узел регулирования потока ингибитора, на котором происходит потеря энергии потока. Узел регулирования потока выполнен в виде двух встречно направленных комплектов верхних и нижних цилиндрических перегородок с наглухо закрытыми противоположными концами и образованием кольцевых зазоров между отрытыми концами. В одном или нескольких кольцевых зазорах узла регулирования потока может содержаться пористая цилиндрическая вставка, закрепленная своим верхним торцом на крышке и примыкающая боковой поверхностью к внутренней стенке верхней цилиндрической перегородки. Указанная пористая вставка перекрывает пространство между крышкой и днищем емкости, непосредственно над дозировочным отверстием. Пористая вкладка может быть изготовлена, например, из пенометалла. Вставка предназначена для удлинения пути прохождения ингибитора через узел регулирования потока с целью гашения скорости его движения. Кроме того, наличие вкладки способствует очистке потока от механических примесей.From this series, a device for supplying an inhibitor to a well is known (RF Patent No. 2612400), which contains a container with an inhibitor, a hollow tube, one end of which is immersed in the inhibitor, and the other end is mounted in the inlet of the container and is hydraulically connected to the external space. In the lower part of the tank, a metering hole is made that allows the inhibitor to flow out. An inhibitor flow control unit is located above the dosing hole inside the container, on which flow energy is lost. The flow control unit is made in the form of two counter-directed sets of upper and lower cylindrical partitions with tightly closed opposite ends and the formation of annular gaps between the open ends. One or more annular gaps of the flow control unit may contain a porous cylindrical insert fixed with its upper end to the lid and adjoining the side surface to the inner wall of the upper cylindrical partition. The specified porous insert overlaps the space between the lid and the bottom of the container, directly above the metering hole. The porous insert can be made, for example, of foam metal. The insert is designed to lengthen the path of the inhibitor through the flow control unit in order to dampen its speed. In addition, the presence of the tab helps to clean the flow of mechanical impurities.
Однако это известное устройство не обеспечивает равномерную скорость дозирования ингибитора во времени, особенно, ближе к концу растворения, когда количество выносимого ингибитора будет значительно снижено, и в результате этого продолжительность времени дозирования ингибитора в его эффективной концентрации будет также снижена.However, this known device does not provide a uniform dosing rate of the inhibitor over time, especially near the end of the dissolution, when the amount of the inhibitor to be withdrawn will be significantly reduced, and as a result, the length of time for dosing the inhibitor in its effective concentration will also be reduced.
Известно устройство для подачи реагента в скважину, включающее дозатор для ввода химреагента в среду скважины, нижняя часть которого заполнена песком и по торцам ограничена сеткой, промежуточная часть представляет цилиндрическую полость (емкость) с химреагентом, верхняя - также цилиндрическую полость (емкость) с размещенными в ней поршнем с грузом для создания избыточного давления в емкости с химреагентом для ввода химреагента через песок в скважинную среду путем выдавливания; пробозаборное устройство, установленное в трубопроводе, соединенное со скважиной; дозатор соединяется с глубинным насосом с приводом и лифтом (трубопровод, расположенный в земле над глубинным насосом) для откачки скважинной среды из скважины, размещаемые в скважине (Устройство для ввода химического реагента в скважину. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб. ГОСТ 2517-85-М.: ИПК издательство стандартов. Чертеж 18).A device is known for supplying a reagent to a well, including a dispenser for introducing a chemical into the well medium, the lower part of which is filled with sand and limited by a mesh at the ends, the intermediate part is a cylindrical cavity (tank) with a chemical, and the upper one is also a cylindrical cavity (tank) with her piston with a load to create excess pressure in the tank with a chemical for introducing a chemical through sand into the borehole medium by extrusion; a sampling device installed in the pipeline connected to the well; the dispenser is connected to a downhole pump with a drive and an elevator (a pipeline located in the ground above the downhole pump) for pumping the borehole medium from the borehole, placed in the borehole (Device for introducing a chemical reagent into the borehole. Oil and oil products. Sampling methods. GOST 2517-85 -M .: IPK publishing house of standards. Drawing 18).
Недостаток известного устройства состоит в том, что структура каналов части дозатора, заполненная песком (применяемого в качестве пористого материала для обеспечения относительно постоянного расхода химреагента при его выдавливании из емкости поршнем под воздействием избыточного давления, создаваемого силой тяжести груза, установленного сверху на поршне), подвержена изменению. При работе передаваемая вибрация от глубинного насоса на песок, даже если он спрессован, приводит к стиранию частиц песка, разбавлению реагента большой массой непрерывно образующейся измельченной примесью, уменьшению гидравлического сопротивления и, соответственно, к нерациональному увеличению расхода реагента и снижению его эффективности, поскольку поступающая вместе с ним песочная примесь дестабилизирует водную фазу, увеличивает способность роста в скважине соле-, смолопарафиновых и асфальтеновых отложений, а также отложений частичек глины, выносимой из нефтеносных пластов извлекаемой жидкостью. Эффективность обработки нефтеносной зоны скважины реагентом-ингибитором при этом снижается.A disadvantage of the known device is that the channel structure of the portion of the dispenser filled with sand (used as a porous material to ensure a relatively constant flow of the chemical when it is squeezed out of the container by the piston under the influence of excessive pressure created by the gravity of the load mounted on top of the piston) change. During operation, the transmitted vibration from the deep pump to the sand, even if it is compressed, leads to the erasure of sand particles, dilution of the reagent with a large mass of continuously formed crushed impurity, a decrease in hydraulic resistance and, accordingly, to an irrational increase in the consumption of the reagent and decrease its efficiency, since it comes together with it, a sand admixture destabilizes the aqueous phase, increases the growth ability in the well of salt, resin-paraffin and asphaltene deposits, as well as deposits of frequent clay clay removed from oil formations by recoverable liquid. The processing efficiency of the oil zone of the well with an inhibitor reagent is reduced.
Кроме того, применение песка в распределителе для ввода химреагента в среду скважины в качестве основы для распределения химреагента в среде скважины с расходом порядка 30-150 г на тонну откачиваемой из скважины среды, требуется песок в большом объеме для соответствующего достижения гидравлического сопротивления распределителя, при относительно небольшом диаметре скважины длина дозатора при этом имеет большую длину (кратно превышающую диаметр скважины).In addition, the use of sand in the distributor for introducing the chemical into the well’s environment as a basis for distributing the chemical in the well’s environment with a flow rate of about 30-150 g per tonne of medium pumped out of the well requires large volumes of sand to achieve the corresponding hydraulic resistance of the distributor, with with a small diameter of the well, the length of the dispenser has a large length (multiple times the diameter of the well).
Вместе с этим, применяемый в известном устройстве для создания избыточного давления груз создает нерегулируемое избыточное давление, в результате имеет место либо перерасход химреагента, либо недостаток расхода. Все вышеуказанные недостатки делают работу известного устройства не достаточно эффективной.At the same time, the load used in the known device for creating overpressure creates an unregulated overpressure, as a result of which either a chemical overrun or a flow shortage occurs. All of the above disadvantages make the operation of the known device not efficient enough.
Из патента РФ №2387808 известно устройство для ввода химического реагента в скважину, включающее дозатор химреагента, который имеет полость для хранения химреагента, поршень для выдавливания химреагента из дозатора под воздействием избыточного давления, расположенный в полости для хранения химреагента, распределитель химреагента для ввода путем выдавливания через него химреагента в среду скважины под воздействием избыточного давления, устройство для создания избыточного давления, при этом распределитель для ввода химреагента в среду скважины выполнен из несыпучего пористого материала, значения проницаемости и объем которого рассчитаны из условия обеспечения заданного расхода химреагента при его вводе в среду скважины при регулируемом избыточном давлении в дозаторе. Причем распределитель устройства, выполненный из несыпучего пористого материала, представляет собой сегмент высотой 40 мм абразивного круга зернистости 63С, ГОСТ 2424-83, проницаемость которого соответствовала 10-500 мД. Абразивный круг представляет собой пористое тело, состоящее из абразивных зерен и связующего вещества (связки).From the patent of the Russian Federation No. 2387808, a device is known for introducing a chemical reagent into a well, including a chemical dispenser, which has a cavity for storing the chemical reagent, a piston for squeezing the chemical out of the dispenser under the influence of excessive pressure, located in the chemical storage space, and a chemical dispenser for injection by extruding through chemical reagent into the well’s environment under the influence of excess pressure, a device for creating excess pressure, while a dispenser for introducing the chemical into the medium kvazhiny nesypuchego made of porous material and the permeability values calculated from the volume of which conditions provide a predetermined chemical to flow in its input into the borehole environment at a controlled excess pressure in the dispenser. Moreover, the distributor of the device, made of bulk porous material, is a segment with a height of 40 mm of an abrasive circle of grain size 63C, GOST 2424-83, the permeability of which corresponded to 10-500 mD. An abrasive wheel is a porous body consisting of abrasive grains and a binder (ligament).
Недостатками известного устройства являются следующие:The disadvantages of the known device are the following:
- несмотря на то, что известным устройством обеспечивается ввод химреагента в скважину с заданным расходом, но по времени этот процесс не будет продолжительным, т.к. распределитель устройства, выполненный из пористого несыпучего материала - абразивного круга, имеет выпукло-вогнутую неровную поверхность, имеющую большую поверхность контакта со средой из скважины, в результате чего происходит более интенсивное перемешивание химреагента с пластовой жидкостью и обеспечивается более быстрый переход и растворение химреагента в этой жидкости;- despite the fact that the known device provides the input of a chemical agent into the well with a given flow rate, but in time this process will not be long, because the dispenser of the device, made of a porous bulk material - an abrasive wheel, has a convex-concave uneven surface having a large surface of contact with the medium from the well, which results in more intensive mixing of the chemical with the reservoir fluid and provides a faster transition and dissolution of the chemical in this fluid ;
- недостаточная эффективность при дозировании реагента в скважину при наличии пластовой среды с повышенным содержанием механических примесей, которые могут забивать поры такого несыпучего пористого материала, что приводит к снижению выхода в скважину ингибитора с заданным расходом;- insufficient efficiency when dosing the reagent into the well in the presence of a reservoir medium with a high content of mechanical impurities that can clog the pores of such a non-flowing porous material, which leads to a decrease in the output of the inhibitor into the well at a given flow rate;
- сложность конструкции ввиду необходимости использования поршня.- design complexity due to the need to use a piston.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является устройство для дозирования жидкого реагента в скважину, описанное в патенте РФ №172968. Известное устройство содержит корпус с отверстиями в верхней части для входа пластовой жидкости, проницаемую горизонтальную перегородку из пористого материала, выполняющую роль первоначально дозирующего устройства для расположенного над ней реагента, заполняющего корпус, кроме того оно снабжено подвижным поршнем, который установлен над реагентом ниже отверстий для входа пластовой жидкости и выполнен из материала, имеющего плотность, превышающую как плотность реагента, так и плотность пластовой жидкости для возможности обеспечения равномерности его перемещения.Closest to the proposed invention is a device for dispensing a liquid reagent into a well described in RF patent No. 172968. The known device comprises a housing with holes in the upper part for the inlet of the formation fluid, a permeable horizontal septum of porous material, acting as the initial metering device for the reagent located above it, filling the housing, in addition, it is equipped with a movable piston that is mounted above the reagent below the inlet openings reservoir fluid and is made of a material having a density exceeding both the density of the reagent and the density of the reservoir fluid to provide avnomernosti its displacement.
Однако это известное устройство обладает следующими недостатками:However, this known device has the following disadvantages:
- предназначено для подачи в скважину только жидкого реагента, т.е. не является универсальным;- designed to supply only liquid reagent to the well, i.e. not universal;
- характеризуется сложностью конструкции, за счет необходимости использования поршня, а также недостаточной надежностью в его работе при значительном содержании в пластовой жидкости гидратов, парафина, которые имеют тенденцию осаждения на механических участках и на поршне;- characterized by the complexity of the design, due to the need to use a piston, as well as insufficient reliability in its operation with a significant content of hydrates and paraffin in the formation fluid, which tend to precipitate in mechanical areas and on the piston;
- недостаточной точностью дозирования реагента при наличии в пластовой жидкости повышенного содержания механических примесей, которые при работе устройства могут оседать на поршне, увеличивая его вес, который в этом случае будет отличаться от оптимального, заранее выбранного. А именно от веса поршня в прототипе зависит точность дозирования.- insufficient accuracy of dosing of the reagent in the presence of a high content of mechanical impurities in the reservoir fluid, which during operation of the device can settle on the piston, increasing its weight, which in this case will differ from the optimal one selected in advance. Namely, the dosing accuracy depends on the weight of the piston in the prototype.
Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением заключается в повышении равномерности и стабилизации дозирования ингибитора в скважину на различных стадиях его растворения: от начала до окончания, при различной плотности и обводненности пластовой жидкости, и при различном, в том числе повышенном, содержании в ней механических примесей.The technical result achieved by the present invention is to increase the uniformity and stabilization of the dosage of the inhibitor into the well at various stages of its dissolution: from start to finish, at different densities and water cuts of the formation fluid, and at different, including increased, content of mechanical impurities in it.
Дополнительным техническим результатом является упрощение конструкции и повышение надежности ее работы.An additional technical result is to simplify the design and increase the reliability of its work.
Указанный технический результат достигается предлагаемым Контейнером для подачи ингибитора в скважину, включающим секцию, внутри которой размещен ингибитор, а нижняя часть секции снабжена контактором, выполненным с использованием пористого материала, при этом новым является то, что контейнер содержит, по меньшей мере, одну неперфорированную секцию, верхняя часть которой выполнена с возможностью соединения переводником с погружной насосной установкой и снабжена торцевым гидравлическим каналом, выполненным с возможностью соединения внутренней полости секции с межтрубным пространством скважины, а нижняя часть секции соединена с контактором, выполненным в виде емкости с перфорацией в ее нижней части и перекрытой сверху перфорированной заглушкой, при этом в качестве пористого материала внутри указанного контактора размещены сыпучие, пористые, химически нейтральные к пластовой жидкости и к ингибитору гранулы, характеризующиеся открытой пористостью 10%-50%, ингибитор размещен внутри секции, ограниченный с обеих сторон глухими шайбами в виде диска, диаметр которых меньше внутреннего диаметра секции, причем указанные шайбы выполнены с возможностью фиксации, по меньшей мере, в двух точках их боковой поверхности к внутренней стенке секции, с образованием в местах вне указанной фиксации зазоров между внешней боковой поверхностью шайбы и внутренней поверхностью секции.The specified technical result is achieved by the proposed Container for feeding the inhibitor into the well, including a section inside which the inhibitor is placed, and the lower part of the section is equipped with a contactor made using porous material, while the new one is that the container contains at least one non-perforated section , the upper part of which is made with the possibility of connection by a sub with a submersible pump installation and is equipped with an end hydraulic channel made with the possibility of connection the internal cavity of the section with the annular space of the well, and the lower part of the section is connected to a contactor made in the form of a container with perforation in its lower part and a perforated plug overlapped from above, while loose, porous, chemically neutral to the reservoir are placed as porous material inside the specified contactor liquid and to the inhibitor granules, characterized by an open porosity of 10% -50%, the inhibitor is placed inside the section, limited on both sides by blind washers in the form of a disk, the diameter of which is smaller the inner diameter of the section, and these washers are made with the possibility of fixing at least two points of their lateral surface to the inner wall of the section, with the formation in places outside the specified fixation of gaps between the outer side surface of the washer and the inner surface of the section.
Он объединен в модуль из нескольких секций, соединенных посредством муфтового соединения, при этом контактор связан с нижней секцией, а торцевой гидравлический канал, выполненным с возможностью соединения внутренней полости секции с межтрубным пространством скважины, выполнен в верхней части верхней секции.It is combined into a module of several sections connected by means of a coupling connection, the contactor being connected to the lower section, and the end hydraulic channel configured to connect the internal cavity of the section to the annular space of the well, is made in the upper part of the upper section.
Масса гранул в контакторе соотносится с массой ингибитора во всех секциях контейнера как 1 к (1-90) соответственно.The mass of granules in the contactor is related to the mass of the inhibitor in all sections of the container as 1 to (1-90), respectively.
Зазоры, образованные в местах вне мест фиксации внешней боковой поверхности глухой шайбы и внутренней поверхности секции, выполнены различного размера.The gaps formed in places outside the fixation points of the outer side surface of the blind washer and the inner surface of the section are made of various sizes.
Стенки камеры контактора выполнены перфорированными и в боковой части.The walls of the contactor chamber are perforated in the side.
В качестве пористых, химически нейтральных к пластовой жидкости и к ингибитору гранул он содержит керамзит или аглопорит, или пемзу, или шлаковую пемзу, или пенокерамику.As porous, chemically neutral to the reservoir fluid and to the granule inhibitor, it contains expanded clay or agloporite, or pumice, or slag pumice, or foam ceramics.
В качестве керамзита используют его мелкую фракцию с размером гранул от 5,0 до 10,0 мм с удельной массой 450 кг/м3 и/или среднюю фракцию с размером гранул от 10,0 до 20,0 мм с удельной массой 400 кг/м3.As expanded clay, its fine fraction with a granule size of from 5.0 to 10.0 mm with a specific gravity of 450 kg / m 3 and / or the middle fraction with a granule size of from 10.0 to 20.0 mm with a specific gravity of 400 kg / is used m 3 .
Ингибитор внутри секции между глухими шайбами размещен в цилиндрических капсулах, боковые стенки которых в верхней и нижней частях имеют перфорационные отверстия, причем капсулы размещены в секции с зазором относительно внутренних стенок секции и выполнены с возможностью свободного перемещения внутри секции.The inhibitor inside the section between the blind washers is placed in cylindrical capsules, the side walls of which have perforations in the upper and lower parts, the capsules being placed in the section with a gap relative to the inner walls of the section and made to move freely inside the section.
Цилиндрические капсулы выполнены из полимерного материала, преимущественно, полиэтилена или полиэтилентерефталата.The cylindrical capsules are made of a polymeric material, mainly polyethylene or polyethylene terephthalate.
Ингибитор внутри секции между глухими шайбами размещен в цилиндроподобных капсулах, выполненных из тканого материала.The inhibitor inside the section between the blind washers is placed in cylinder-like capsules made of woven material.
Поставленный технический результат достигается за счет следующего.The technical result is achieved due to the following.
Благодаря тому, что секция контейнера выполнена неперфорированной, исключается неконтролируемый выход ингибитора через эту перфорацию, что позволяет обеспечить именно требуемое и эффективное, в соответствии со скважинными условиями, количество поступающего раствора ингибитора в скважину через отверстия контактора.Due to the fact that the container section is non-perforated, the uncontrolled release of the inhibitor through this perforation is eliminated, which allows to provide exactly the required and effective, in accordance with the well conditions, amount of the inhibitor solution entering the well through the contactor openings.
Благодаря тому, что верхняя часть секции выполнена с возможностью соединения переводником с погружной насосной установкой или с лифтовыми трубами и снабжена именно торцевым гидравлическим каналом, выполненным с возможностью соединения внутренней полости секции с межтрубным пространством скважины, будет обеспечена возможность стабилизации дозирования ингибитора в скважину при различной обводненности пластовой жидкости. Это объясняется двумя причинами: во-первых, исходя из того, что основная часть жидкости поступает внутрь секции сверху, то, учитывая более длительный период прохода пластовой жидкости вдоль контейнера (от низа до верха), она к моменту подхода к верху контейнера будет в какой-то степени разделяться на составляющие: нефть, водонефтяную эмульсию и воду. А учитывая, что плотность нефти меньше плотности водонефтяной эмульсии и воды, то ее скорость движения в затрубье будет несколько выше, поэтому в секцию будет, преимущественно, поступать жидкость с большей степенью обводненности, чем была у первоначальной пластовой жидкости; а во-вторых, при таком поступлении пластовой жидкости внутрь секции контейнера будет возникать своего рода эффект поворота этой жидкости. А из практики известно, что при повороте потока происходит грубое небольшое расслоение жидкости на составляющие вода-нефть-газ. При этом нефть, имеющая меньшую плотность, будет уходить вверх, а водонефтяная эмульсия и вода, как элемент смеси, имеющий большую плотность, будет силой инерции забрасываться в канал переводника и далее внутрь секции через торец. В этом случае, конечно, достаточно высокая степень сепарации исключена, а наблюдается лишь самое грубое и частичное расслоение потока на составляющие. Но в любом случае внутрь секции будет поступать водонефтяная смесь с гораздо более прогнозируемыми параметрами (смесь воды с нефтью, где процент содержания воды выше, чем в сравнении со скважинной жидкостью. А ингибитор растворяется именно в водной фазе). Причем этот эффект будет наблюдаться при достаточно широких пределах обводненности пластовой жидкости. А значит, благодаря этому, будет обеспечен эффект стабильного дозирования реагента, невзирая на обводненность пластового флюида.Due to the fact that the upper part of the section is adapted to be connected by a sub with a submersible pumping unit or with lift pipes and equipped with an end hydraulic channel configured to connect the internal cavity of the section to the annulus of the well, it will be possible to stabilize the dosage of the inhibitor into the well at different water cuts formation fluid. This is due to two reasons: firstly, based on the fact that the main part of the fluid enters the section from above, then, given the longer period of passage of the reservoir fluid along the container (from bottom to top), it will be in which way to the top of the container To some extent, they are divided into components: oil, oil-water emulsion and water. And taking into account that the density of oil is less than the density of water-oil emulsion and water, its speed of movement in the annulus will be slightly higher, therefore, the section will mainly receive fluid with a greater degree of water cut than that of the original formation fluid; and secondly, with such a flow of formation fluid into the container section, a kind of rotation effect of this fluid will occur. And from practice, it is known that when the flow turns, a coarse slight separation of the liquid into water-oil-gas components occurs. In this case, oil with a lower density will go up, and the oil-water emulsion and water, as an element of the mixture having a higher density, will be thrown by inertia into the channel of the sub and further into the section through the end. In this case, of course, a sufficiently high degree of separation is excluded, and only the coarsest and partial stratification of the flow into components is observed. But in any case, an oil-water mixture with much more predictable parameters will come into the section (a mixture of water and oil, where the percentage of water is higher than in comparison with the well fluid. And the inhibitor dissolves in the aqueous phase). Moreover, this effect will be observed with a fairly wide range of water cut in the reservoir fluid. So, thanks to this, the effect of stable dosing of the reagent will be ensured, regardless of the water content of the formation fluid.
Наличие контактора, с которым соединена нижняя часть секции, с размещенными в этом контакторе сыпучими, пористыми, химически нейтральными к пластовой жидкости и к ингибитору гранулами, характеризующимися открытой пористостью 10%-50%, обеспечивается эффект пропитки пор этих гранул ингибитором. То есть получается своего рода дополнительное «хранилище» этого ингибитора. И в случае увеличения обводненности продукции скважины, ингибитор из этого «хранилища» будет дополнительно поступать в скважину, а при снижении обводненности этого не произойдет (ингибитор растворяется только в водной фазе). Это будет обеспечивать стабильность и равномерность дозирования. Кроме того, ингибитор, содержащийся в порах, будет работать на равномерность дозирования и в конце работы устройства, когда количество ингибитора снижено, чтобы концентрация реагента в пластовой жидкости была не менее минимально эффективной заданной концентрации.The presence of a contactor, to which the lower part of the section is connected, with granular, porous, chemically neutral granules with an open porosity of 10% -50% placed in this contactor, provides an effect of impregnation of the pores of these granules with an inhibitor. That is, it turns out a kind of additional "storage" of this inhibitor. And in the event of an increase in water cut in well production, the inhibitor from this “storage” will additionally enter the well, but this will not happen when the water cut decreases (the inhibitor dissolves only in the aqueous phase). This will ensure stability and uniformity of dosage. In addition, the inhibitor contained in the pores will work on uniform dosage even at the end of the device when the amount of inhibitor is reduced so that the concentration of the reagent in the reservoir fluid is not less than the minimum effective target concentration.
Причем в качестве гранул можно использовать керамзит или аглопорит, или пемзу, или шлаковую пемзу, или пенокерамику или гранулы из других пористых материалов. Лишь бы они были сыпучими и с предлагаемой характеристикой открытой пористости.Moreover, expanded clay or agloporite, or pumice, or slag pumice, or ceramic foam or granules from other porous materials can be used as granules. If only they were loose and with the proposed characteristic of open porosity.
Если в качестве гранул будет использован керамзит, то можно используют его мелкую фракцию с размером гранул от 5,0 до 10,0 мм с удельной массой 450 кг/м3 или среднюю фракцию с размером гранул от 10,0 до 20,0 мм с удельной массой 400 кг/м3. Возможно применять дробление исходных материалов для получения гранул необходимого размера и необходимой открытой пористости.If expanded clay will be used as granules, then it is possible to use its small fraction with a granule size from 5.0 to 10.0 mm with a specific gravity of 450 kg / m 3 or the middle fraction with a granular size from 10.0 to 20.0 mm s specific gravity 400 kg / m 3 . It is possible to apply crushing of the starting materials to obtain granules of the required size and the necessary open porosity.
При этом следует отметить, что пористостью называют степень заполнения общего объема материала порами (отношение объема пор к объему образца). Пористость подразделяется на открытую, закрытую и общую. От величины пористости зависят водопоглощение, водо-, газо- и паропроницаемость материалов.It should be noted that porosity is the degree to which the total volume of the material is filled with pores (the ratio of pore volume to sample volume). Porosity is divided into open, closed and general. Water absorption, water, gas and vapor permeability of materials depend on the porosity.
Открытой пористостью материала называется объем тех пор, которые сообщаются с внешней средой. Их объем может быть измерен путем водонасыщения материала.The open porosity of a material is the volume of those pores that communicate with the external environment. Their volume can be measured by water saturation of the material.
Открытую пористость, Поткр, %, вычисляют по формуле:Open porosity, P open ,%, calculated by the formula:
где m2, m1 - масса образца соответственно в насыщенном водой и сухом состоянии; V - объем материала; ρв - плотность воды.where m 2 , m 1 - the mass of the sample, respectively, in a saturated water and dry state; V is the volume of material; ρ in - the density of water.
Открытые поры сообщаются между собой и с окружающей средой, поэтому при погружении образцов материала в воду они насыщаются водой. Открытые поры увеличивают проницаемость и водопоглощение материала (https://megalektsii.ru/s40120t7.html «Пористость материалов. Определение пористости. Влияние пористости на свойства материалов»).Open pores communicate with each other and with the environment, so when immersed samples of the material in water, they are saturated with water. Open pores increase the permeability and water absorption of the material (https://megalektsii.ru/s40120t7.html "Porosity of materials. Determination of porosity. Effect of porosity on the properties of materials").
В зависимости от скважинных условий, в предлагаемом контейнере желательно, чтобы масса гранул в контакторе соотносилась с массой ингибитора во всех секциях контейнера как 1 к (1-90) соответственно. Например, при дебите скважины меньше 20 кубических метров в сутки, на одну и ту же массу гранул, ингибитора требуется меньше, а при таких условиях, как дебит скважины 40 кубических метров в сутки, на одну и ту же массу гранул ингибитора уже требуется больше. Соотношение, когда на 1 кг гранул используется меньше 1 кг ингибитора (например, на 0,4 кг гранул 0,3 кг ингибитора), то контейнер практически не работает, ввиду невозможности добиться равномерного дозирования ингибитора в его эффективном количестве; а в случае, когда на 1 кг гранул используется более 90 кг ингибитора, приведет к неоправданному перерасходу ингибитора, т.к. дозирование будет происходить значительно выше требуемого эффективного количества, что приведет к его перерасходу.Depending on the downhole conditions, in the proposed container, it is desirable that the mass of granules in the contactor correlate with the mass of the inhibitor in all sections of the container as 1 to (1-90), respectively. For example, with a well flow rate of less than 20 cubic meters per day, for the same mass of granules, the inhibitor is required less, and under conditions such as a well flow of 40 cubic meters per day, more and more inhibitor granules are required for the same mass. The ratio when less than 1 kg of inhibitor is used per 1 kg of granules (for example, 0.4 kg of granules 0.3 kg of inhibitor), the container practically does not work, due to the inability to achieve uniform dosage of the inhibitor in its effective amount; and in the case when more than 90 kg of inhibitor is used per 1 kg of granules, it will lead to an unjustified overspending of the inhibitor, because dosing will occur much higher than the required effective amount, which will lead to its cost overrun.
Наличие в емкости контактора в ее нижней части перфорационных отверстий обеспечивает определенное поступление пластовой жидкости в контактор. Размер и количество указанных отверстий перфорации на нижней части емкости выбирается в зависимости от дебита скважины и от диаметра гранул (например, чтобы не выпали). Кроме того, перфорация может быть выполнена и в боковой части емкости контактора, например, в условиях высокодебитных или низкотемпературных скважин.The presence in the capacitor of the contactor in its lower part of the perforations ensures a certain flow of formation fluid into the contactor. The size and number of these perforation holes on the bottom of the tank is selected depending on the flow rate of the well and on the diameter of the granules (for example, so as not to fall out). In addition, perforation can be performed in the side of the contactor, for example, in conditions of high flow rate or low temperature wells.
Благодаря тому, что ингибитор размещен внутри секции, ограниченный с обеих сторон глухими шайбами в виде диска, диаметр которых меньше внутреннего диаметра секции, и указанные диски выполнены с возможностью фиксации, по меньшей мере, в двух точках их боковой поверхности (боковая поверхность диска - это край диска, который может быть, например, ровным или зубчатым; https://kartaslov.ru/значение-слова/диск) к внутренней стенке секции, с образованием в местах вне указанной фиксации зазоров между внешней боковой поверхностью диска и внутренней поверхностью секции, обеспечивается доступ к ингибитору пластовой жидкости как сверху через торец, так и снизу через контактор (через контактор в течение времени погружения контейнера в скважину). Пластовая жидкость через эти зазоры омывает боковую часть ингибитора, частично растворяя его, и после установки контейнера в требуемом месте и начала работы, с учетом силы тяжести раствор ингибитора через зазоры нижней заглушки секции и перфорированную заглушку контактора попадает на гранулы в контактор. Причем этот процесс будет происходить постепенно, т.к. процесс растворения ингибитора происходит не во всей массе ингибитора, а только в контактной зоне боковой поверхности ингибитора и протекающей вдоль этой поверхности жидкости, что позволит дозировать четко определенное равномерное количество раствора ингибитора в скважину. Причем при таком конструктивном выполнении предлагаемого устройства механические примеси, даже при повышенном их содержании, не будут влиять на процесс равномерности дозирования, т.к. в заявляемом контейнере эта равномерность и стабильность обеспечивается условно двумя стадиями: первичное растворение ингибитора по боковой поверхности пластовой жидкостью (проникновение мехпримесей внутрь массы ингибитора не будет происходить, т.к. на них будет влиять сила тяжести) и корректировка дозирования в скважину посредством открытых пор гранул контактора, в зависимости от обводненности пластовой жидкости, от концентрации количества ингибитора, поступающего из секции к гранулам.Due to the fact that the inhibitor is placed inside the section, limited on both sides by blind washers in the form of a disk, the diameter of which is smaller than the internal diameter of the section, and these disks are made with the possibility of fixing at least two points of their side surface (the side surface of the disk is the edge of the disk, which can be, for example, even or serrated; https://kartaslov.ru/value-words/disk) to the inner wall of the section, with the formation of gaps between the outer side surface of the disk and the inner surface in places outside the indicated fixation Tew section provides access to an inhibitor of the formation fluid through either the top end or the bottom through the contactor (a contactor container for immersion time in the wellbore). The reservoir fluid through these gaps washes the lateral part of the inhibitor, partially dissolving it, and after installing the container in the required place and starting work, taking into account the gravity, the inhibitor solution passes through the gaps of the bottom plug of the section and the perforated plug of the contactor onto the granules in the contactor. Moreover, this process will occur gradually, because the process of dissolution of the inhibitor does not occur in the entire mass of the inhibitor, but only in the contact zone of the side surface of the inhibitor and the fluid flowing along this surface, which will allow to dose a well-defined uniform amount of the inhibitor solution into the well. Moreover, with such a constructive implementation of the proposed device, mechanical impurities, even with their increased content, will not affect the uniformity of dosage, since in the inventive container, this uniformity and stability is conditionally provided in two stages: the primary dissolution of the inhibitor along the lateral surface with the formation fluid (penetration of solids into the mass of the inhibitor will not occur, since gravity will affect them) and dosage adjustment into the well through open pore granules contactor, depending on the water content of the reservoir fluid, on the concentration of the amount of inhibitor coming from the section to the granules.
Наряду с указанным, глухие шайбы-диски, ограничивающие объем ингибитора в секции, могут выступать в заявляемом контейнере в качестве средства, предотвращающего выведение ингибитора из секции при транспортировке.Along with the above, blind washers-disks, limiting the volume of the inhibitor in the section, can act in the inventive container as a means of preventing the removal of the inhibitor from the section during transportation.
Фиксацию точек боковой поверхности глухой шайбы к внутренним стенкам секции производят, например, точечной сваркой или высокотемпературным клеящим составом, устойчивым к агрессивным средам.The fixation of the points of the side surface of the blind washer to the inner walls of the section is carried out, for example, by spot welding or a high-temperature adhesive composition resistant to aggressive environments.
Также следует отметить, что использование в предлагаемом контейнере именно сыпучих гранул по сравнению с пористым телом в прототипе, повышает надежность работы контейнера в случае наличия в пластовой жидкости повышенного содержания различных механических частиц. Если в прототипе механические частицы могут перекрыть определенное сечение пористого тела, и скорость движения жидкости при этом снизится, то при использовании сыпучих гранул в предлагаемом контейнере этого не произойдет, т.к. жидкость имеет возможность обтекать участок возможной закупорки через промежутки между гранулами. Поэтому мехпримеси не будут влиять на равномерность и стабильность дозирования в предлагаемом контейнере.It should also be noted that the use in the proposed container of granular granules in comparison with the porous body in the prototype increases the reliability of the container if there is a high content of various mechanical particles in the reservoir fluid. If in the prototype mechanical particles can overlap a certain section of the porous body, and the fluid velocity decreases, then when using granules in the proposed container this will not happen, because the liquid has the ability to flow around the area of possible blockage through the gaps between the granules. Therefore, solids will not affect the uniformity and stability of the dosage in the proposed container.
В преимущественном варианте, например, при высокой растворяющей способности ингибитора и при высоком дебите скважины, последний может быть размещен в секции между глухими заглушками не навалом, а в капсулах с перфорацией в боковых стенках (преимущественно, отверстия диаметром 1-7 мм, в оптимальном исполнении 1,5-4 мм). При этом капсулы размещаются свободно, без закрепления и помещаются внутрь секции с образованием зазора между ее наружными стенками и внутренней поверхностью секции. Указанная капсула может быть выполнена из полимерного материала, преимущественно, полиэтилена или полиэтилентерефталата. Поток пластовой жидкости будет омывать боковую поверхность капсул, заходить внутрь через боковые перфорационные отверстия, растворяя ингибитор, и обеспечивая в последующем вывод раствора ингибитора в зазор между стенкой капсулы и внутренней поверхности секции, перетекая в контактор.In an advantageous embodiment, for example, with a high dissolving power of the inhibitor and with a high flow rate of the well, the latter can be placed in the section between the blind plugs not in bulk, but in capsules with perforation in the side walls (mainly holes with a diameter of 1-7 mm, in optimal design 1.5-4 mm). In this case, the capsules are placed freely, without fixing, and are placed inside the section with the formation of a gap between its outer walls and the inner surface of the section. The specified capsule can be made of a polymeric material, mainly polyethylene or polyethylene terephthalate. The flow of formation fluid will wash the side surface of the capsules, go inside through the side perforations, dissolving the inhibitor, and subsequently providing the inhibitor solution in the gap between the capsule wall and the inner surface of the section, flowing into the contactor.
Также ингибитор может быть помещен в цилиндроподобные капсулы, выполненные из тканого материала.Also, the inhibitor can be placed in cylindrical capsules made of woven material.
В преимущественном исполнении контейнер может быть объединен в модуль из нескольких секций, соединенных посредством муфтового соединения, при этом контактор связан с нижней секцией, а торцевой гидравлический канал, выполненным с возможностью соединения внутренней полости секции с межтрубным пространством скважины, выполнен в верхней части верхней секции. Необходимое количество секций в контейнере определяется длиной секции контейнера (преимущественно, его длина в пределах 1-3 м), и наряду с этим параметры контейнера и контактора, соотношение ингибитора и пористых гранул с определенной открытой пористостью, определяются скважинными условиями: температурой, требуемой дозировкой ингибитора, его фазовым состоянием, продолжительностью защиты, от дебита добываемой жидкости, мощности (производительности) насоса. Учет скважинных условий является традиционным подходом в нефтедобыче при подаче реагента в скважину.In an advantageous embodiment, the container can be combined into a module of several sections connected by means of a sleeve coupling, the contactor being connected to the lower section and the end hydraulic channel configured to connect the internal cavity of the section to the annular space of the well, made in the upper part of the upper section. The required number of sections in the container is determined by the length of the container section (mainly, its length is within 1-3 m), and along with this, the parameters of the container and contactor, the ratio of inhibitor and porous granules with a certain open porosity, are determined by the downhole conditions: the temperature required by the dosage of the inhibitor , its phase state, duration of protection, from the flow rate of the produced fluid, power (productivity) of the pump. Consideration of downhole conditions is a traditional approach in oil production when reagent is fed into the well.
Таким образом, поставленный технический результат обеспечивается совокупностью конструктивных признаков предлагаемого контейнера, каждый из которых является существенным и связан причинно-следственной связью с достигаемым техническим результатом.Thus, the delivered technical result is ensured by a combination of design features of the proposed container, each of which is significant and is connected by a causal relationship with the achieved technical result.
Предлагаемое изобретение иллюстрируется чертежами, где на фиг. 1 схематично изображен заявляемый контейнер; на фиг. 2 - разрез А-А; на фиг. 3 - график временной зависимости концентрации выноса ингибитора из лабораторной модели контейнера при массовом соотношении гранул керамзита к ингибитору как 1 к 10; на фиг. 4 - график временной зависимости концентрации выноса ингибитора из лабораторной модели контейнера при массовом соотношении гранул аглопорита к ингибитору как 1 к 70.The invention is illustrated by drawings, where in FIG. 1 schematically shows the inventive container; in FIG. 2 - section aa; in FIG. 3 is a graph of the time dependence of the concentration of the removal of the inhibitor from the laboratory model of the container with a mass ratio of expanded clay granules to the inhibitor as 1 to 10; in FIG. 4 is a graph of the time dependence of the concentration of removal of the inhibitor from the laboratory model of the container at a mass ratio of granules of agloporite to inhibitor as 1 to 70.
Предлагаемый контейнер состоит из секции 1, в стенках которой отсутствует перфорация. Верхняя часть 2 секции 1 выполнена с возможностью соединения переводником 3, например, с погружной насосной установкой (на чертеже не показана) и снабжена торцевым гидравлическим каналом 4, выполненным с возможностью соединения внутренней полости секции с межтрубным пространством скважины (на чертеже не показано). Нижняя часть секции 1 соединена с контактором 7. Контактор 7 выполнен в виде емкости с перфорацией в нижней части и перфорированной верхней заглушкой 5. В некоторых случаях, перфорация также может быть выполнена и в боковой поверхности контактора 7 (на чертеже не показаны). Емкость контактора 7 может быть выполнена, например, в виде полой цилиндрической втулки, снабженной перфорированными заглушками 5 и 8 сверху и снизу соответственно. Внутри указанной емкости контактора 7 размещены сыпучие, пористые, химически нейтральные к пластовой жидкости и к ингибитору гранулы 9. В качестве указанных гранул можно использовать керамзит или аглопорит, или пемзу, или шлаковую пемзу, или пенокерамику или другие пористые гранулы с открытой пористостью 10-50%. В случае, если в качестве гранул используют керамзит, то можно использовать его мелкую фракцию с размером гранул от 5,0 до 10,0 мм с удельной массой 450 кг/м3 или среднюю фракцию с размером гранул от 10,0 до 20,0 мм с удельной массой 400 кг/м3.The proposed container consists of a
Внутри секции 1 размещен ингибитор 10, ограниченный с обеих сторон глухими шайбами 11 в виде диска, диаметр которых меньше внутреннего диаметра секции. Указанные шайбы 11 выполнены с возможностью фиксации, по меньшей мере, в двух точках 12 и 13 их боковой поверхности к внутренней стенке секции 1, с образованием зазоров 14 в местах вне указанной фиксации (фиг. 2) между внешней боковой поверхностью шайбы 11 и внутренней поверхностью секции 1. Фиксация точек 12 и 13 может быть выполнена, например, посредством точечной сварки или высокотемпературным клеящим составом устойчивым к агрессивным средам.An
Ингибитор 10 внутри секции 1 может быть размещен и в капсулах (на чертеже не показаны), имеющих глухие дно и крышку, боковые стенки которых в верхней и нижней частях имеют перфорационные отверстия. Указанные капсулы размещают в секции с зазором относительно внутренних стенок секции. Капсула может быть выполнена из полимерного материала, преимущественно, из полиэтилена или полиэтилентерефталата. Капсулы могут быть размещены в количестве от 1 до 12 штук в одной секции. Также ингибитор может быть помещен и в цилиндроподобные капсулы из тканого материала.The
Контейнер может быть объединен в модуль из нескольких секций, соединенных посредством муфтового соединения 6, при этом контактор 7 связан с нижней секцией, а торцевой гидравлический канал 4, соединяющий полость секции с межтрубным пространством скважины, выполнен в верхней части 2 верхней секции 1.The container can be combined into a module of several sections connected by means of a
В зависимости от скважинных условий, масса гранул 9 в контакторе 7 может соотносится с массой ингибитора 10 во всех секциях контейнера (если он объединен в модуль), или в одной секции, если контейнер не объединен в модуль, как 1 к (1-90) соответственно.Depending on the downhole conditions, the mass of
Например, контейнер состоит из 4 трубных секций (например, длина каждой секции 2 м, а внутренний диаметр 62 мм), в каждой из которых находится по 4 кг ингибитора солеотложений, например, марки ИСБ-1. Ингибитор в каждой секции находится между двумя глухими шайбами диаметром 56 мм. Боковая поверхность указанных шайб приварена к внутренней стенке секции в двух-трех местах. А вне зоны этой сварки оставлены зазоры 2-3 мм между внутренней стенкой секции и шайбой (зазоры 14 показаны на фиг. 2). Все секции объединены в модуль посредством муфтового соединения секций друг с другом. Нижняя часть нижней секции присоединена посредством муфтового соединения к контактору. Емкость контактора может быть выполнена, например, в виде полого цилиндра, снабженного сверху и снизу перфорированными заглушками с перфорационными отверстиями, например, в верхней заглушке отверстия в количестве 2-6 шт и диаметром примерно 4-8 мм, а в нижней заглушке отверстия в количестве 2-6 шт и диаметром около 4-8 мм. Контактор заполняют гранулами, например, керамзитом, массой 2 кг, открытая пористость которых была в пределах 10-50% (можно использовать керамзит различных фракций, но только чтобы открытая пористость гранул была в пределах 10-50%). В этом случае соотношение массы керамзита к массе ингибитора составляет как 1 к 8 (что входит в заявленный диапазон такого соотношения из формулы изобретения). При этом должна приниматься во внимание обводненность пластового флюида, чем она выше, тем больше соотношение массы гранул к массе ингибитора (т.е. ближе 1 к 10-90). А чем ниже обводненность, тем меньше соотношение массы гранул к массе ингибитора (т.е. ближе 1 к 1-10), При этом, конечно же, должны быть приняты во внимание и другие скважинные условия. В качестве гранул можно использовать также гранулы из других пористых материалов, например, из аглопорита, или пемзы, или шлаковой пемзы, или пенокерамики. Гранулы из указанных пористых материалов получают, например, путем дробления. А открытую пористость у них определяют по вышеуказанному методу: https://megalektsii.ru/s40120t7.html «Пористость материалов. Определение пористости. Влияние пористости на свойства материалов».For example, a container consists of 4 pipe sections (for example, the length of each section is 2 m and the inner diameter is 62 mm), each of which contains 4 kg of a scale inhibitor, for example, ISB-1 grade. The inhibitor in each section is located between two blind washers with a diameter of 56 mm. The lateral surface of these washers is welded to the inner wall of the section in two or three places. And outside the zone of this welding, gaps of 2-3 mm were left between the inner wall of the section and the washer (
При компоновке вышеуказанного контейнера-модуля с приведенными параметрами должны быть учтены скважинные условия: температура, состав пластовой жидкости, ее обводненность, количество в ней механических примесей, дебит скважины, мощность производительности насоса.When arranging the above container module with the given parameters, well conditions must be taken into account: temperature, formation fluid composition, water cut, amount of mechanical impurities, well flow rate, pump capacity.
Работает предлагаемый контейнер следующим образом.The proposed container works as follows.
Верх секции контейнера в сборе посредством муфтового соединения 6 присоединяют через переводник 3 к насосному оборудованию (на чертеже не показано). Начинают спуск контейнера в скважину. При этом часть пластовой жидкости через перфорации заглушки 8 контактора 7 заходит внутрь, проходит через контактор 7, зазоры 14, смачивая при этом ингибитор 10. После спуска контейнера на расчетную глубину, включают насос в работу. Пластовая жидкость через канал переводника 15 поступает в торцевой канал 4 секции 1, проходит через зазоры 14 в зону, где находится ингибитор 10, омывая его боковую поверхность, и затем под силой тяжести поступает в контактор 7, частично проходит через открытое поровое пространство гранул 9, а частично через открытое межгранулярное поровое пространство этих гранул. При этом раствор ингибитора адсорбируется и насыщает поровое пространство гранул, создавая своеобразное «хранилище». И в случае увеличения обводненности жидкости, поступающей в контактор, ингибитор из этого «хранилища» будет дополнительно поступать в скважину, а при снижении обводненности этого не произойдет (ингибитор растворяется только в водной фазе). Это будет обеспечивать стабильность и равномерность дозирования и при начале растворения, и в конце растворения, когда количества ингибитора становится немного.The top of the assembly section of the container by means of a
Кроме того, ингибитор, содержащийся в порах, будет работать на равномерность дозирования и в конце работы устройства, когда количество ингибитора в контейнере уже снижено, чтобы концентрация реагента в пластовой жидкости была не менее минимально эффективной заданной концентрации. Это будет происходить в результате того, что, учитывая меньшую концентрацию в этих условиях ингибитора в жидкости, ингибитор из пор пористого материала по законам химии будет переходить дополнительно в эту жидкость, и количество выносимого ингибитора в скважину будет восстановлено до необходимого.In addition, the inhibitor contained in the pores will work on uniform dosage even at the end of the device when the amount of inhibitor in the container is already reduced so that the concentration of the reagent in the reservoir fluid is not less than the minimum effective target concentration. This will occur as a result of the fact that, given the lower concentration of the inhibitor in the liquid under these conditions, the inhibitor from the pores of the porous material, according to the laws of chemistry, will additionally transfer to this liquid, and the amount of the inhibitor removed into the well will be restored to the required value.
Предлагаемое изобретение было испытано с использованием лабораторной установки следующей конструкции. Был создан испытательный стенд, который имитировал обсадную колонну и спущенный в нее контейнер, состоящий из секции с отверстием в торцевой верхней части и контактора с перфорированной нижней заглушкой. В нижнюю часть обсадной трубы (ниже контактора контейнера) подавалась жидкость (имитация пластовой жидкости) - модель пластовой воды, с температурой 90°С, а из верхней части обсадной трубы выше контейнера обеспечили отвод жидкости по каналу. После запуска стенда периодически производился отбор проб модели пластовой воды из отводного канала. Отбор проб производился через 24 часа от начала испытания, далее через 24 часа в течение 8 суток. Каждые сутки прокачки жидкости замеряли в отводимой жидкости 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. В лабораторной установке использована одна неперфорированная секция из трубы диаметром 62 мм, внутри которой между двумя глухими шайбами диаметром 56 мм, зафиксированными сваркой в двух точках, размещен ингибитор солеотложения на основе нитрилотриметилфосфоновой кислоты (выпускается по ТУ 6-09-5283-86 под торговой маркой ИСБ-1) в количестве 4000 г. Нижняя часть секции присоединена к контактору с 400 г гранул керамзита средней фракции и открытой пористостью 12%, с соотношением при этом массы гранул к массе ингибитора как 1 к 10. Использовали модель пластовой воды следующего ионного состава: Са+2-288 мг/л; Mg+2-98 мг/л; Na+-7278 мг/л; НСО3 --3281 мг/л; CI--3720 мг/л; содержание механических примесей 0,7%. Следует отметить, что в указанном опыте была взята не водонефтяная эмульсия, а модель пластовой воды, в связи с тем, чтобы доказать равномерность выноса ингибитора во времени (ингибитор растворяется в воде) даже при наличии большого содержания мехпримесей и работоспособность при наличии у предлагаемого контейнера заявляемых конструктивных элементов и заявляемых параметров. Точно также заявляемый контейнер будет работать и в скважине при наличии пластового флюида в виде водонефтяной эмульсии.The present invention was tested using a laboratory setup of the following design. A test bench was created that simulated a casing string and a container lowered into it, consisting of a section with a hole in the end upper part and a contactor with a perforated bottom plug. Liquid (simulated formation fluid) was supplied to the lower part of the casing pipe (below the container contactor) —a model of produced water with a temperature of 90 ° C, and from the upper part of the casing above the container the fluid was discharged through the channel. After the launch of the stand, sampling of the produced water model from the bypass channel was periodically performed. Sampling was carried out after 24 hours from the start of the test, then after 24 hours for 8 days. Every day the fluid was pumped, the content of the informational ion (phosphate ion) was measured in the discharged liquid according to the method described in RD 39-1-237-79, “Determination of the Content of the Inhibitor of Salt and Organophosphorus Chemical Reagents in Formation and Fresh Waters”, Ufa, BashNIPIneft, 1979 In a laboratory setup, one non-perforated section of a pipe with a diameter of 62 mm was used, inside of which a nitrite-trimethylphospho scale inhibitor was placed between two blind washers with a diameter of 56 mm, fixed by welding at two points hydrochloric acid (produced according to TU 6-09-5283-86 under the brand name ISB-1) in an amount of 4000 g. The lower part of the section is connected to a contactor with 400 g of expanded clay granules of medium fraction and an open porosity of 12%, with the ratio of the mass of granules to the mass of the inhibitor as 1 to 10. A reservoir water model of the following ionic composition was used: Ca +2 -288 mg / l; Mg + 2 -98 mg / L; Na + -7278 mg / L; HCO 3 - -3281 mg / l; CI - -3720 mg / l; content of solids 0.7%. It should be noted that in this experiment, not a water-oil emulsion was taken, but a model of produced water, in order to prove the uniformity of the removal of the inhibitor over time (the inhibitor dissolves in water) even in the presence of a high content of mechanical impurities and the availability of the proposed container structural elements and the claimed parameters. In the same way, the inventive container will work in the well in the presence of reservoir fluid in the form of a water-oil emulsion.
Полученные результаты приведены на Фиг. 3. Данные, приведенные на Фиг. 3, показывают, что равномерность дозирования ингибитора была достигнута на 4-ые сутки и во все последующие дни оставалась практически неизменной.The results are shown in FIG. 3. The data shown in FIG. 3 show that the uniformity of dosage of the inhibitor was achieved on the 4th day and remained virtually unchanged on all subsequent days.
Был проведен еще один опыт. Второй опыт отличалось от первого другим соотношением массы гранул к массе ингибитора, а именно: 1 к 70, другими гранулами - аглопорит с открытой пористостью 35%, другим содержанием мехпримесей 0,9%. При этом аглопорит - искусственный пористый заполнитель для легких бетонов - продукт дробления шихты, изготовленной методом агломерации (спекания) из глинистых пород или глиносодержащих отходов добывающей промышленности. Спекшийся аглопорит дробят и сортируют на нужные фракции (https://dic.academic.ru/; chudoogorod.ru/vse-pro-dachu/agloporit-svojstva.html).Another experiment was conducted. The second experiment differed from the first in a different ratio of the mass of granules to the mass of the inhibitor, namely: 1 to 70, in other granules - agloporite with an open porosity of 35%, and a different content of solids of 0.9%. At the same time, agloporite, an artificial porous aggregate for lightweight concrete, is a product of crushing a mixture made by agglomeration (sintering) of clay rocks or clay-containing mining waste. Sintered agloporite is crushed and sorted into the desired fractions (https://dic.academic.ru/; chudoogorod.ru/vse-pro-dachu/agloporit-svojstva.html).
Полученные результаты приведены на Фиг. 4. Данные, приведенные на Фиг. 4, показывают, что равномерность дозирование ингибитора при втором опыте была достигнута также на четвертые сутки и во все последующие дни оставалась практически неизменной.The results are shown in FIG. 4. The data shown in FIG. 4 show that the uniformity of inhibitor dosing in the second experiment was also achieved on the fourth day and remained virtually unchanged on all subsequent days.
Также был проведен опыт на базе второй модели контейнера, при котором после восьми суток пропускания модели воды была убрана часть ингибитора (имитация окончания растворения ингибитора). При этом равномерность выноса ингибитора также осталась неизменной, что доказывает успешность работы предлагаемого контейнера как вначале, так и в конце растворения ингибитора.An experiment was also conducted on the basis of the second container model, in which, after eight days of passing the water model, a part of the inhibitor was removed (simulating the end of dissolution of the inhibitor). In this case, the uniformity of the removal of the inhibitor also remained unchanged, which proves the success of the proposed container both at the beginning and at the end of dissolution of the inhibitor.
Модель контейнера показала хорошие технические результаты, равномерность выноса ингибитора в модельную пластовую жидкость, высокую стабильность показателей. При разборке контейнера после испытания установлена высокая концентрация ингибитора внутри секции контейнера и наличие еще не растворенного ингибитора, что говорит о высоком техническом результате.The container model showed good technical results, uniformity of the transfer of the inhibitor into the model reservoir fluid, and high stability of the indicators. When disassembling the container after the test, a high concentration of the inhibitor was established inside the container section and the presence of an inhibitor not yet dissolved, which indicates a high technical result.
Полученные данные по этим двум опытам показали следующее:The data obtained for these two experiments showed the following:
- достигалась равномерность дозирования при различном соотношении массы гранул к массе ингибитора, при различной пористости гранул; и на различных этапах растворения (вначале и в конце);- dosing uniformity was achieved with a different ratio of the mass of granules to the mass of the inhibitor, with different porosity of the granules; and at various stages of dissolution (beginning and end);
- давление прокачки пластовой жидкости через установку оставалось неизменным на протяжении всего времени опыта по обеим установкам, что доказывает отсутствие влияния механических примесей на работу установки.- the pressure of pumping formation fluid through the installation remained unchanged throughout the entire experience of both installations, which proves the absence of the influence of mechanical impurities on the operation of the installation.
Преимущества предлагаемого контейнера по сравнению с известными заключаются в следующем:The advantages of the proposed container compared to the known ones are as follows:
- обеспечение равномерности выноса ингибитора даже в конце работы;- ensuring uniformity of removal of the inhibitor even at the end of the work;
- отсутствие влияния мехпримесей на равномерность выноса;- lack of influence of mechanical impurities on the uniformity of removal;
- простота изготовления, низкая себестоимость, отсутствие подвижных механизмов, что повышает надежность работы предлагаемого контейнера.- ease of manufacture, low cost, lack of movable mechanisms, which increases the reliability of the proposed container.
Claims (10)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019102631A RU2698346C1 (en) | 2019-01-30 | 2019-01-30 | Container for inhibitor supply into well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019102631A RU2698346C1 (en) | 2019-01-30 | 2019-01-30 | Container for inhibitor supply into well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2698346C1 true RU2698346C1 (en) | 2019-08-26 |
Family
ID=67733785
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019102631A RU2698346C1 (en) | 2019-01-30 | 2019-01-30 | Container for inhibitor supply into well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2698346C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU197769U1 (en) * | 2020-02-11 | 2020-05-28 | Сергей Владимирович Кривцов | Submersible downhole container for supplying reagent to the well |
| RU204862U1 (en) * | 2021-03-24 | 2021-06-16 | Инесса Геннадьевна Кривцова | Submersible well container for supplying solid inhibitor to the well |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU746090A1 (en) * | 1978-02-20 | 1980-07-07 | Производственное Объединение "Нижневартовскнефтегаз" Министерства Нефтяной Промышленности | Down-hole device for metering out solid agent |
| EA008084B1 (en) * | 2002-08-20 | 2007-02-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Method for controlled placement of oilfield chemicals and composition useful for practicing same |
| RU2330937C1 (en) * | 2006-12-18 | 2008-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | System for prevention of sediments formation in pipeline including pipelines on comlex lay of land (versions) |
| EP2336485A2 (en) * | 2009-12-11 | 2011-06-22 | ConocoPhillips Company | Continuous slow dissolving chemical treatment for oil and gas wells |
| RU172968U1 (en) * | 2016-11-15 | 2017-08-02 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | DEVICE FOR DOSING A LIQUID REAGENT TO A WELL |
| RU175468U1 (en) * | 2017-10-04 | 2017-12-06 | Общество с ограниченной ответственностью "КР-Петролеум" (ООО "КР-Петролеум") | Section of the container for reagent supply to the well |
-
2019
- 2019-01-30 RU RU2019102631A patent/RU2698346C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU746090A1 (en) * | 1978-02-20 | 1980-07-07 | Производственное Объединение "Нижневартовскнефтегаз" Министерства Нефтяной Промышленности | Down-hole device for metering out solid agent |
| EA008084B1 (en) * | 2002-08-20 | 2007-02-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Method for controlled placement of oilfield chemicals and composition useful for practicing same |
| RU2330937C1 (en) * | 2006-12-18 | 2008-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | System for prevention of sediments formation in pipeline including pipelines on comlex lay of land (versions) |
| EP2336485A2 (en) * | 2009-12-11 | 2011-06-22 | ConocoPhillips Company | Continuous slow dissolving chemical treatment for oil and gas wells |
| RU172968U1 (en) * | 2016-11-15 | 2017-08-02 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | DEVICE FOR DOSING A LIQUID REAGENT TO A WELL |
| RU175468U1 (en) * | 2017-10-04 | 2017-12-06 | Общество с ограниченной ответственностью "КР-Петролеум" (ООО "КР-Петролеум") | Section of the container for reagent supply to the well |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU197769U1 (en) * | 2020-02-11 | 2020-05-28 | Сергей Владимирович Кривцов | Submersible downhole container for supplying reagent to the well |
| RU204862U1 (en) * | 2021-03-24 | 2021-06-16 | Инесса Геннадьевна Кривцова | Submersible well container for supplying solid inhibitor to the well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20180298274A1 (en) | Oil field chemical delivery fluids, methods for their use in the targeted delivery of oil field chemicals to subterranean hydrocarbon reservoirs and methods for tracing fluid flow | |
| RU2461706C2 (en) | Method for well treatment at oil fields by mixture of fluid medium and fiber (versions) | |
| Savenok et al. | Secondary opening of productive layers | |
| BRPI0819727B1 (en) | SYSTEM FOR MIXING FLUIDS FOR OIL FIELD APPLICATIONS, METHOD OF MIXING A WELL HOLE FLUID AND METHOD OF INJECTING A WELL HOLE FLUID | |
| RU2698346C1 (en) | Container for inhibitor supply into well | |
| EA004357B1 (en) | Combined liner and matrix system | |
| EA014321B1 (en) | Method and apparatus for managing variable density drilling mud | |
| CN107575186B (en) | It is a kind of to cross screen casing sand-preventing process | |
| US20170002535A1 (en) | Soil and Rock Grouting Using a Hydrajetting Tool | |
| RU2490427C1 (en) | Well reagent supply device | |
| RU2342519C2 (en) | Method of supply of liquid and solid reagents and device for its implementation | |
| CA2481735A1 (en) | Method for controlling water influx into cold production wells using sandy gels | |
| US3498380A (en) | Method for placing gravel packs | |
| CA3120964A1 (en) | System, method, and composition for controlling fracture growth | |
| RU2386791C2 (en) | Method of reagent feeding into well and device for its implementation | |
| MX2012010398A (en) | System and method for separating solids from fluids. | |
| RU175467U1 (en) | Submersible downhole container for supplying reagent to the well | |
| NL2021644B1 (en) | Self propping surfactant for well stimulation | |
| RU197769U1 (en) | Submersible downhole container for supplying reagent to the well | |
| CA2947297C (en) | Use of ultra lightweight particulates in multi-path gravel packing operations | |
| RU2375555C1 (en) | Method for secondary opening of production stratum | |
| RU204862U1 (en) | Submersible well container for supplying solid inhibitor to the well | |
| RU2763199C1 (en) | Submersible downhole container for feeding solid inhibitor into the well (options) | |
| RU2379478C1 (en) | Thermoplastic agent well supply method and device for its execution (versions) | |
| RU198809U1 (en) | LOADING CONTAINER |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20200918 Effective date: 20200918 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20210226 Effective date: 20210226 |