Контейнер для подачи ингибитора в скважину

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам для дозирования реагента-ингибитора в жидкую среду. Контейнер состоит из секции, верхняя часть которой выполнена с возможностью соединения переводником с насосом и снабжена торцевым гидравлическим каналом, выполненным с возможностью соединения внутренней полости секции с межтрубным пространством скважины. Нижняя часть секции соединена с контактором. Контактор выполнен в виде емкости с перфорацией в нижней части и перфорированной верхней заглушкой. Внутри указанного контактора размещены сыпучие, пористые гранулы. В качестве гранул можно использовать керамзит, или аглопорит, или пемзу, или шлаковую пемзу, или пенокерамику, или другие пористые гранулы с открытой пористостью 10-50%. Внутри секции размещен ингибитор, ограниченный с обеих сторон глухими шайбами в виде диска, диаметр которых меньше внутреннего диаметра секции. Указанные шайбы выполнены с возможностью фиксации, по меньшей мере, в двух точках на их боковой поверхности к внутренней стенке секции, с образованием зазоров в местах вне указанной фиксации между внешней боковой поверхностью шайбы и внутренней поверхностью секции. Контейнер может быть объединен в модуль из нескольких секций, при этом контактор связан с нижней секцией, а канал выполнен в верхней части верхней секции. Повышается равномерность и стабилизируется дозирование ингибитора в скважину на различных стадиях его растворения: от начала до окончания, при различной плотности и обводненности пластовой жидкости, и при различном содержании мехпримесей. 9 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

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.

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.

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).

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

Основным недостатком указанных контейнеров является неравномерная скорость дозирования 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.

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.

Также из уровня техники известен ряд технических решений, в которых в конструкции устройств для подачи ингибитора в скважину предусмотрено использование пористых материалов.

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.

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.

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).

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.

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).

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.

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).

Недостатками известного устройства являются следующие:

- 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;

- 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;

- сложность конструкции ввиду необходимости использования поршня.

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.

Однако это известное устройство обладает следующими недостатками:

- предназначено для подачи в скважину только жидкого реагента, т.е. не является универсальным;

- 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;

- 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.

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.

Дополнительным техническим результатом является упрощение конструкции и повышение надежности ее работы.

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.

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.

Масса гранул в контакторе соотносится с массой ингибитора во всех секциях контейнера как 1 к (1-90) соответственно.

Зазоры, образованные в местах вне мест фиксации внешней боковой поверхности глухой шайбы и внутренней поверхности секции, выполнены различного размера.

Стенки камеры контактора выполнены перфорированными и в боковой части.

В качестве пористых, химически нейтральных к пластовой жидкости и к ингибитору гранул он содержит керамзит или аглопорит, или пемзу, или шлаковую пемзу, или пенокерамику.

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.

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.

Цилиндрические капсулы выполнены из полимерного материала, преимущественно, полиэтилена или полиэтилентерефталата.

Ингибитор внутри секции между глухими шайбами размещен в цилиндроподобных капсулах, выполненных из тканого материала.

Поставленный технический результат достигается за счет следующего.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

Открытой пористостью материала называется объем тех пор, которые сообщаются с внешней средой. Их объем может быть измерен путем водонасыщения материала.

Открытую пористость, Поткр, %, вычисляют по формуле:

где m2, m1 - масса образца соответственно в насыщенном водой и сухом состоянии; V - объем материала; ρв - плотность воды.

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»).

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.

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.

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.

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.

Фиксацию точек боковой поверхности глухой шайбы к внутренним стенкам секции производят, например, точечной сваркой или высокотемпературным клеящим составом, устойчивым к агрессивным средам.

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.

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.

Также ингибитор может быть помещен в цилиндроподобные капсулы, выполненные из тканого материала.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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».

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.

Работает предлагаемый контейнер следующим образом.

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.

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.

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.

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.

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).

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.

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.

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.

Полученные данные по этим двум опытам показали следующее:

- достигалась равномерность дозирования при различном соотношении массы гранул к массе ингибитора, при различной пористости гранул; и на различных этапах растворения (вначале и в конце);

- 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.

Преимущества предлагаемого контейнера по сравнению с известными заключаются в следующем:

- обеспечение равномерности выноса ингибитора даже в конце работы;

- отсутствие влияния мехпримесей на равномерность выноса;

- простота изготовления, низкая себестоимость, отсутствие подвижных механизмов, что повышает надежность работы предлагаемого контейнера.

1. Контейнер для подачи ингибитора в скважину, включающий секцию, внутри которой размещен ингибитор, а нижняя часть секции снабжена контактором, выполненным с использованием пористого материала, отличающийся тем, 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 и ограничен 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.

2. Контейнер по п. 1, отличающийся тем, что он объединен в модуль из нескольких секций, соединенных посредством муфтового соединения, при этом контактор связан с нижней секцией, а торцевой гидравлический канал, выполненный с возможностью соединения внутренней полости секции с межтрубным пространством скважины, выполнен в верхней части верхней секции.

3. Контейнер по п. 1, отличающийся тем, что масса гранул в контакторе соотносится с массой ингибитора во всех секциях контейнера как 1 к (1-90) соответственно.

4. Контейнер по п. 1, отличающийся тем, что зазоры, образованные в местах вне мест фиксации внешней боковой поверхности глухой шайбы и внутренней поверхности секции, выполнены различного размера.

5. Контейнер по п. 1, отличающийся тем, что стенки камеры контактора выполнены перфорированными и в боковой части.

6. Контейнер по п. 1, отличающийся тем, что в качестве пористых, химически нейтральных к пластовой жидкости и к ингибитору гранул он содержит керамзит, или аглопорит, или пемзу, или шлаковую пемзу, или пенокерамику.

7. Контейнер по п. 6, отличающийся тем, что 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.

8. Контейнер по п. 1, отличающийся тем, что 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.

9. Контейнер по п. 8, отличающийся тем, что цилиндрические капсулы выполнены из полимерного материала, преимущественно, полиэтилена или полиэтилентерефталата.

10. Контейнер по п. 1, отличающийся тем, что ингибитор внутри секции между глухими шайбами размещен в цилиндроподобных капсулах, выполненных из тканого материала.



 

Похожие патенты:

Изобретение предназначено для применения в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) скважины и внутренней полости глубинного насоса.

Изобретение относится к сформованным прессованным гранулам и способу их применения для медленного выпуска в скважину скважинных обрабатывающих агентов. Предлагается сформованная прессованная гранула связующего и скважинного обрабатывающего композита, содержащего скважинный обрабатывающий агент и кальцинированный пористый оксид металла, пористость и проницаемость которого таковы, что указанный агент адсорбирован на кальцинированном пористом оксиде металла или в его поровых пространствах, и сформованная прессованная гранула получена путем кальцинирования пористого оксида металла, адсорбции скважинного обрабатывающего агента на кальцинированном пористом оксиде металла или в его поровые пространства для формирования скважинного обрабатывающего композита, где скважинный обрабатывающий агент выбран из группы, состоящей из ингибиторов отложений, ингибиторов коррозии, ингибиторов парафиноотложения, ингибиторов солеотложения, ингибиторов образования газогидратов, ингибиторов асфальтена, поглотителей кислорода, поглотителей сульфида водорода, биоцидов, вспенивающих агентов, антиэмульгаторов, поверхностно-активных веществ и их смесей, и добавления связующего в скважинный обрабатывающий композит, и затем прессования связующего и скважинного обрабатывающего композита в требуемую конфигурацию.

Изобретение относится к области добычи природного газа и может быть использовано при разработке газовых месторождений, в призабойной зоне скважин которых может происходить гидратообразование.

Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к предупреждению гидратообразования в системах сбора установок комплексной/предварительной подготовки газа (УКПГ/УППГ).
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для воздействия на добываемые флюиды, предназначенным для образования стойкой водонефтяной эмульсии, а также для предотвращения отложения асфальтенов, смол, асфальто-смоло-парафиновых веществ (АСПВ) при добычи и транспортировки нефти.

Изобретение предназначено для применения в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, в лифтовых трубах которых образуются различного рода отложения, например асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО).

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли. В способе очистки призабойной зоны пласта (ПЗП) от глинистых образований удаляют рыхлую часть глинистых образований путем промывки ПЗП технической водой, после чего закачивают в ПЗП очищающий реагент на водной основе и выдерживают упомянутый реагент до разрушения плотной части глинистых образований.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть применено для дозированной подачи ингибиторов коррозии и метанола в технологические трубопроводы газоконденсатных скважин и в магистральные газопроводы.

Группа изобретений относиться к нефтедобыче. Технический результат - уменьшение налипание битума и/или тяжелых нефтяных материалов на металлические поверхности, такие как буровые головки, бурильная колонна, обсадная колонна и тому подобное, хорошая способность к биологическому разложению и низкая токсичность для водных организмов добавки против образования.

Изобретение относится к способам оценки эффективности ингибитора/диспергатора асфальтена при использовании сырой нефти. Способ оценки эффективности ингибитора/диспергатора асфальтена в сырой нефти, содержит: a) взвешивание первой металлической контрольной пластины; погружение первой металлической контрольной пластины или ее части в первую пробу, в течение первого выбранного периода времени, причем первая проба содержит аликвоту сырой нефти; добавление осаждающего вещества к первой пробе в течение первого выбранного периода времени; извлечение первой металлической контрольной пластины из первой пробы в конце первого выбранного периода времени; и высушивание и взвешивание первой металлической контрольной пластины; b) взвешивание второй металлической контрольной пластины; погружение второй металлической контрольной пластины или ее части во вторую пробу в течение второго выбранного периода времени, где вторая проба содержит аликвоту сырой нефти и ингибитор/диспергатор асфальтена; добавление осаждающего вещества ко второй пробе в течение второго выбранного периода времени; извлечение второй металлической контрольной пластины из второй пробы в конце второго выбранного периода времени; и высушивание и взвешивание второй металлической контрольной пластины; c) определение массы асфальтенов, осажденных на первой металлической контрольной пластине и массы асфальтенов, осажденных на второй металлической контрольной пластине; и d) определение процента ингибирования осаждения асфальтена.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам для дозирования реагента-ингибитора в жидкую среду. Контейнер состоит из секции, верхняя часть которой выполнена с возможностью соединения переводником с насосом и снабжена торцевым гидравлическим каналом, выполненным с возможностью соединения внутренней полости секции с межтрубным пространством скважины. Нижняя часть секции соединена с контактором. Контактор выполнен в виде емкости с перфорацией в нижней части и перфорированной верхней заглушкой. Внутри указанного контактора размещены сыпучие, пористые гранулы. В качестве гранул можно использовать керамзит, или аглопорит, или пемзу, или шлаковую пемзу, или пенокерамику, или другие пористые гранулы с открытой пористостью 10-50. Внутри секции размещен ингибитор, ограниченный с обеих сторон глухими шайбами в виде диска, диаметр которых меньше внутреннего диаметра секции. Указанные шайбы выполнены с возможностью фиксации, по меньшей мере, в двух точках на их боковой поверхности к внутренней стенке секции, с образованием зазоров в местах вне указанной фиксации между внешней боковой поверхностью шайбы и внутренней поверхностью секции. Контейнер может быть объединен в модуль из нескольких секций, при этом контактор связан с нижней секцией, а канал выполнен в верхней части верхней секции. Повышается равномерность и стабилизируется дозирование ингибитора в скважину на различных стадиях его растворения: от начала до окончания, при различной плотности и обводненности пластовой жидкости, и при различном содержании мехпримесей. 9 з.п. ф-лы, 4 ил.

Наверх