ПРИСПОСОБЛЕНИЕ ДЛЯ ОЧИСТКИ ВНУТРЕННЕЙ ПОВЕРХНОСТИ ТРУБ НЕФТЯНЫХ ИЛИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ОТ ГИДРАТНЫХ И ПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ И ПРОБОК

Полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче нефти из скважин, разбуренных в зоне вечной мерзлоты, для очистки внутренней поверхности труб нефтяных или газовых скважин от гидратных и парафиновых отложений и пробок.
Известно приспособление для очистки внутренней поверхности скважинных труб от гидратных и парафиновых отложений и пробок по патенту России №2131510, МПК 6, Е21В 36/04, дата публикации 1999.06.10., содержащее герметически закрытый трубчатый токопроводящий корпус, электрод с наконечником, погруженным в электропроводный раствор в полости нижней части корпуса и связанный другим концом с токоподводящим кабелем через соединительную головку с изолированным от него узлом.
Наиболее близким техническим решением по совокупности признаков к заявляемой полезной модели, является нагревательное электродное приспособление для очистки внутренней поверхности нефтескважины от гидратных и парафиновых отложений и пробок по патенту Украины, №41722А, МПК 7 Е21В 43/24, дата публикации 2001.09.17, бюл. №8, содержащее разъемный составной трубчатый корпус, частично заполненный электролитом, электрод с наконечником, погруженным в электролит, размещенный внутри разъемного составного корпуса с оставлением межу ими зазора под рабочую камеру и изоляционную головку, через которую электрод соединен с кабелем источника питания.
Причинами, которые препятствуют достижению технического результата, есть ограниченные функциональные возможности приспособления и обусловлены тем, что лубрикаторы в трубопроводной арматуре нефтяной скважины не всегда одинаковые по высоте. В вышеприведенных приспособлениях их длина взята равной наименьшей величине высоты лубрикатора. В связи с тем, что приспособление ограничено по длине, он имеет низкую массу, а площадь теплоотдачи недостаточна для поддержки температуры плавления отложений над ним в процессе проходки трубы нефтяной скважины. В результате чего, по мере очистки тубы нефтяной скважины от гидратных и парафиновых отложений и пробок нагревательное электродное приспособление продвигается вглубь нее. Разогретые приспособлением гидратные и парафиновые отложения в жидком состоянии под давлением вытесняются из нефтескважины на поверхность обрабатываемого массива. Однако, под воздействием температуры внешней среды, в гидратных и парафиновые отложениях происходит процесс аморфного превращения из жидкого состояния в
твердое, не успев вытечь из трубы нефтяной скважины. Образование твердых смоляных, парафиновых отложений на стенках нефтяной скважины приводит к уменьшению диаметра скважины и, как следствие, к ухудшению условий проходимости приспособления при обратном его ходе.
Для того, чтобы извлечь нагревательное приспособление из трубы нефтяной скважины используют дополнительные средства для повторной очистки участка трубы нефтяной скважины над приспособлением, что требует дополнительных затрат времени и средств. При этом для преодоления давления столба текучей среды в трубе нефтяной скважины, которое действует на приспособление, увеличивают его массу. Увеличения массы приспособления достигают путем наращивания грузов, которые размещают на кабеле. В процессе проходки трубы нагревательным приспособлением, грузы находятся вне зоны действия его тепловой энергии, потому что прогревание отложений в трубе нефтяной скважины осуществляется приспособлением только со стороны его рабочей камеры, а в верхней части трубы нефтяной скважины, в которой находятся грузы, температура продуктов плавления не поддерживается. В результате чего, они обрастают застывшим слоем парафиновых отложений, и перекрывают трубу нефтяной скважины, что негативно отбивается на вытекании из ее нефти и затрудняет вывод приспособления из упомянутой трубы в лубрикатор. Кроме того, сам процесс размещения грузов на кабеле и их центрирования является трудоемким и длительным, что осложняет процесс обслуживания приспособления. В свете вышеизложенного, данные приспособления предназначены только для очистки не глубоких нефтяных скважин, с незначительным давлением столба жидкости на приспособление, лубрикатором трубопроводной арматуры имеющей небольшую высоту, и пробка в трубе находиться вблизи устья скважины.
В основу полезной модели поставленная задача, усовершенствовать приспособление для очистки внутренней поверхности труб нефтяных или газовых скважин от гидратных и парафиновых отложений и пробок, путем изменения конструкции элементов приспособления, унифицировать приспособление и за счет этого расширить его функциональные возможности, улучшить условия труда и повысить его эксплуатационные свойства.
Задача решена тем, что в приспособлении для очистки внутренней поверхности труб нефтяных или газовых скважин от гидратных и парафиновых отложений и пробок, содержащее герметически закрытый, разъемный, составной трубчатый корпус, частично заполненный электролитом, электрод с наконечником, погруженным в электролит, размещенный внутри разъемного составного корпуса с оставлением межу ними зазора под рабочую камеру и изоляционную головку, соединяющая электрод с кабелем источника питания, согласно полезной модели, электрод выполнен составным, при этом каждая составляющая составного электрода и каждая соответствующая составляющая составного трубчатого корпуса выполнены равновеликими по длине, и соответственно связаны между собой
разъемным соединением, а величина зазора под рабочую камеру взята не менее (0,07-0,16)dв, где dв - внутренний диаметр составного трубчатого корпуса.
При этом каждая часть составного электрода выполнена в виде пустой трубы.
Благодаря тому, что электрод выполнен составным, при этом каждая часть составного электрода и каждая соответствующая ей часть составного трубчатого корпуса выполнены равными по длине, и соответственно связаны между собой разъемным соединением, обеспечивается унификация приспособления, расширение его функциональных возможностей, улучшений условий труда и повышение его эксплуатационных свойств.
Сущность заявляемой полезной модели поясняется чертежом, на котором представлен общий вид приспособления для очистки внутренней поверхности нефтескважины от гидратных и парафиновых отложений и пробок.
Приспособление для очистки внутренней поверхности труб нефтяных или газовых скважин от гидратных и парафиновых отложений и пробок содержит герметически закрытый, разъемный, составной трубчатый корпус 1 с днищем 2, частично заполненный электролитом 3, электрод 4 с наконечником 5 и изоляционную головку 6. Наконечник 5 погружен в электролит 3. Электрод 4 размещен внутри разъемного составного корпуса 1 с оставлением между ними зазора 7 под рабочую камеру. Электрод 4 соединен через изоляционную головку 6 с подводящим кабелем 8, подключенным к источнику питания (на чертеже не показано). Электрод 4 выполнен составным. Каждая составляющая 9, 10, 11, 12 составного электрода 4 и каждая соответствующая ей составляющая 13, 14, 15, 16, составного трубчатого корпуса 1 выполнены одинаковыми по длине. Составляющие 9, 10, 11, 12 составного электрода 4 связаны между собой разъемным соединением 17. Составляющие 13, 14, 15, 16 составного трубчатого корпуса 1 связаны между собой разъемным соединением 18. Величина зазора 7 под рабочую камеру взята не менее (0,07-0,16)dв, где dв - внутренний диаметр составного трубчатого корпуса. Каждая составляющая 9, 10, 11, 12 составного электрода 4 выполнена в виде пустотелой трубы.
Сведения, подтверждающие возможность использования приспособления для очистки труб нефтяной или газовой скважины от гидратных и парафиновых отложений.
Предварительно в трубопроводной арматуре над трубой нефтяной скважины измеряют высоту лубрикатора (на чертеже не показано). Сборку приспособления производят на месте. Для чего из набора составляющих 13, 14, 15, 16, 17 составного трубчатого корпуса 1 набирают высоту корпуса равной высоте лубрикатора и скручивают их между собой элементами резьбового приспособления 18. В собранный из набора составляющих 13, 14, 15, 16 составной корпус 1 частично заливают электролит 3, потом вводят электрод 4 с наконечником 5, аналогичным образом собранный из набора
составляющих 9, 10, 11, 12 и соединенных между собой элементами резьбового соединения 17. В качестве электролита 3 используют 2% соляной раствор. Электрод 4 в корпусе 1 размещают с возможностью оставления между ними зазору 7 под рабочую камеру. Величина зазора 7 под рабочую камеру установлена экспериментально и взята не менее (0,07-0,16)dв., где dв - внутренний диаметр составного трубчатого корпуса. Изменение величины зазора в сторону уменьшения экспериментально установленных граничных параметров может привести к образованию вольтовой дуги и к каротажу приспособления. Изменение величины зазора 7 в сторону увеличения установленных предельных параметров приводит к снижению температуры поверхности корпуса 1 приспособления. После фиксации в составном корпусе 1 составного электрода 4, его соединяют с подводящим кабелем 8, который пропускают через составной корпус 1, и подсоединяют к источнику питания. Герметично закрытую с одного конца составляющую корпуса 1 соединяют со следующей составляющей рабочей камеры корпуса 1. Проверяют приспособление на герметичность и готовность к работе. При подключении приспособления к источнику питания через подводящий кабель 8 на составной электрод 4 подается питающее напряжение. Под действием электрического тока, который протекает через электролит 3, происходит разогрев раствора в рабочей камере 7 до температуры кипения. Образующиеся при этом пары электролита направляется в верхнюю часть рабочей камеры 7.
Под воздействием паров электролита 2, обеспечивается прогревание составного корпуса 1 по всей его длине.
В процессе работы приспособления происходит конденсация паров электролита 3, то есть солевого раствора, при этом жидкость из верхней части камеры 7 по стенкам корпуса 1 стекает назад в рабочую камеру 7. Изменение агрегатного состояния солевого раствора сопровождается коммутацией в цепи наконечник 5 - электролит 3. Температура нагревания приспособления задается соотношением плотности и массы соляного раствора в рабочей камере 7 и мощности токопроводящего наконечника 5.
За счет теплопроводности электропроводного раствора и конвективного теплообмена в рабочей камере 7 корпуса 1 происходит интенсивный его разогрев на всех уровнях, что обеспечивает поддержку и стабилизацию общей температуры корпуса по всей его рабочей поверхности. Работы по очистке трубы нефтяной скважины производят в соответствие с заданной технологией, при которой расплавленную массу выводят из скважины на поверхность обрабатываемого блока с помощью воды, которую в процессе ведения очистительных работ вводят в скважину.
Удлинение прибора, набором соответствующих составляющих корпуса и электрода, и их размещение один относительно одного с зазором не менее (0,07-0,16) внутреннего диаметра составного трубчатого корпуса, позволило равномерно распределить тепловую энергию по высоте прибора и увеличить площадь теплоотдачи, что обусловило поддержку температуры плавления отложений над приспособлением, в процессе его внедрения в упомянутые
отложения трубы нефтяной скважины. Этим достигается беспрепятственный вывод приспособления из трубы нефтяной скважины в процессе ее очистки. Кроме того, при удлинении приспособления увеличивается и его масса, величина которой достаточна для преодоления сопротивления давления столба текучей среды в трубе нефтяной скважины на приспособление. Это позволило исключить использование грузов, а также трудоемкие операции по их размещению и центрирование их на кабеле, и негативные явления, связанные с наращиванием на грузах слоя застывших отложений.
Улучшенные эксплуатационные свойства приспособления и простота в обслуживании позволили повысить производительность очистки трубы нефтяной скважины данным приспособлением в 2,5 раза по сравнению с устройством по прототипу.