Погружной скважинный контейнер для подачи реагента в скважину

Полезная модель относится к области нефтедобычи, а именно к скважинным погружным устройствам для подачи реагента-ингибитора в жидкую среду. Предлагаемое техническое решение может быть использовано в процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, где требуется растворить реагент-ингибитор в восходящем потоке пластовой жидкости, обеспечивая при этом предотвращение отложений солей и/или асфальтосмолопарафиновых отложений на корпусе насоса, а также обеспечивая предотвращение отложений и/или коррозии нефтепромыслового оборудования.
Из уровня техники широко известны различные конструкции погружных скважинных контейнеров, предназначенных для подачи ингибитора в скважину.
Например, из патента РФ №2350912 известен дозатор реагента в скважину, представляющий собой контейнер, содержащий несколько цилиндрических корпусов-секций, соединенных между собой в контейнер переходной муфтой, при этом цилиндрический корпус секции контейнера имеет в нижней и верхней боковой части перфорационные отверстия, и размещенную внутри него ячейку для реагента, имеющую крышку и днище с отверстиями и прижатую к внутренней стенке корпуса контейнера упорным кольцом, причем нижнее входное отверстие в корпусе контейнера закрывается посредством регулируемой заслонки, а верхнее выходное отверстие корпуса снабжено обратным клапаном, снизу корпус контейнера снабжен днищем в виде крышки.
Недостатком указанного известного дозатора является сложность конструкции обратного клапана и возможность заклинивания как указанного клапана, так и регулируемой заслонки, при повышенном содержании механических примесей в пластовой жидкости, в результате чего контейнер может перестать выполнять свою функцию.
Наиболее близким к предлагаемой полезной модели является погружной скважинный контейнер для подачи реагента в скважину, описанный в патенте РФ на полезную модель №175467. Известный погружной контейнер состоит из секций, соединенных друг с другом посредством муфт, в которых выполнено отверстие. Каждая секция состоит из корпуса в виде цельной, не перфорированной трубы. Корпус нижней секции контейнера снабжен перфорированной заглушкой. Внутри корпуса секции с зазором размещена емкость, заполненная реагентом и снабженная по торцам глухими крышкой и днищем. Емкость содержит радиальные отверстия в боковой части. Нижняя часть корпуса секции снабжена защитным - упорным элементом, выполненным с возможностью предотвращения выпадения емкости из корпуса при вертикальном расположении секции, и не влияющим на свободное перемещение емкости внутри корпуса под действием движения пластовой жидкости или при различном пространственном расположении корпуса секции.
Недостатком известного погружного скважинного контейнера является недостаточная эффективность работы в условиях наличия в пластовой жидкости механических примесей, особенно, при использовании при дозировании реагентов гранулированной (таблетированной) формы или пластичной структуры (например, реагент в веществе-носителе), т.к. указанные механические примеси могут блокировать поверхность реагента, особенно это касается той ситуации, когда реагент будет в виде вышеуказанных форм и структур, а значит подача реагента в поток жидкости может происходить не постоянно.
Кроме того, при транспортировке такого контейнера в скважину и заполнении при этом внутренней полости секций пластовой жидкостью возможны такие динамические воздействия на емкости, находящиеся внутри корпуса, при которых они могут «всплывать» в верхнерасположенные секции, что нежелательно, т.к. при определенных условиях всплывающая емкость/и может перекрыть внутреннее сечение трубы в месте соединения погружного скважинного контейнера с насосной установкой. Это может привести к уменьшению количества протекающей (добываемой) жидкости, в результате непостоянству дозирования реагента, а также к возможной остановке насосной установки и вплоть до возможного выхода ее из строя (поломки).
Технический результат, достигаемый предлагаемой полезной моделью, заключается в повышении эффективности защиты нефтепромыслового оборудования, за счет обеспечения постоянного растворения реагента, в том числе, имеющего гранулированную, таблетированную форму, и его подачу в поток скважинной жидкости, содержащей механические примеси, при одновременном исключении попадания емкости в верхнерасположенную секцию при транспортировке (опускании) контейнера внутрь скважины.
Указанный технический результат достигается предлагаемым погружным скважинным контейнером для подачи реагента в скважину, включающим соединенные друг с другом посредством муфтового соединения секции, каждая из которых состоит из трубчатого корпуса и размещенной внутри него и при этом не закрепленной емкости с реагентом, установленной в корпусе с образованием зазора между ее наружными стенками и внутренней поверхностью корпуса, при этом емкость выполнена с обоими глухими торцами и перфорирована в радиальном направлении; нижняя часть корпуса секции снабжена упорным элементом, предотвращающим выпадение емкости из корпуса при вертикальном расположении секции, при одновременном исключении его влияния на свободное перемещение емкости внутри корпуса под действием движения пластовой жидкости или при различном пространственном расположении корпуса; при этом нижний торец нижней секции контейнера снабжен перфорированной заглушкой, отличающийся тем, что корпус секции выполнен перфорированным, причем корпус секции в верхней части, выше перфораций корпуса, дополнительно снабжен ограничительным элементом, закрепленным в стенке корпуса, при этом расстояние между упорным и ограничительным элементами в корпусе превышает длину емкости.
Перфорация в корпусе секции выполнена в виде одного или нескольких отверстий.
Упорный и ограничительный элементы выполнены в виде технического средства, закрепленного в стенке корпуса секции.
Техническое средство выполнено в виде самореза со сверлом, или стержня, или трубки.
В корпусе секции размещено от 1 до 8 емкостей с реагентом.
Расстояние между упорным и ограничительным элементами в корпусе соотносится с длиной емкости/емкостей, находящихся в корпусе, преимущественно, как 1 к 0,3-0,99 соответственно.
Верхняя секция контейнера выполнена с возможностью присоединения к скважинному насосу через переводник.
Емкость выполнена из металлического или полимерного материала.
Перфорация в емкости выполнена в верхней и/или нижней боковой части, причем количество отверстий в верхней части емкости равно или больше количества отверстий в нижней части.
Перфорация в емкости выполнена в виде отверстий диаметром 1,5-5 мм, а соотношение количества отверстий в нижней части емкости к количеству отверстий в верхней части составляет 1 к (1-4) соответственно.
Поставленный технический результат достигается за счет следующего.
Благодаря тому, что корпус секции выполнен перфорированным, обеспечивается равномерная боковая подача пластовой жидкости к емкости с реагентом, наряду с вертикальным потоком жидкости, поступающим через перфорации нижней заглушки нижней секции и проходящим вдоль емкостей всех секций контейнера. При этом ламинарный вертикальный поток будет «разбиваться» указанным боковым потоком с созданием завихрения, что исключит забивание отверстий, как корпуса, так и отверстий емкости, механическими примесями. А особенно это важно для реагентов с гранулированной формой, постоянный доступ пластовой жидкости к которым необходим для непрерывного растворения и поступления реагента в скважину.
Снабжение корпуса секции в верхней части дополнительно ограничительным элементом, выполненным, например, в виде самореза со сверлом, или в виде трубки, или в виде стержня, закрепленным в стенке корпуса, позволяет при перемещении емкости внутри пространства корпуса (т.к. емкость не закреплена) под действием динамического протекающего потока пластовой жидкости (а этот поток в скважинных условиях может быть, например, пульсирующим, с газовыми пробками, чередующимися пачками нефти, воды), ударяться об этот элемент, в результате чего будет происходить своего рода «встряхивание» емкости, а значит и реагента внутри нее, что не только исключит забивание мехпримесями отверстий в емкости, но и дополнительно исключит образование застойных зон с мехпримесями внутри емкости и замоноличивание реагента внутри емкости этими механическими примесями. При таком «встряхивании» гарантировано будет очищаться поверхность реагента от налипших мехпримесей, т.е. пластовая жидкость будет иметь постоянный доступ к реагенту для его растворения.
Причем на эту же цель работает и то, что расстояние между упорным и ограничительным элементами в корпусе превышает длину емкости (в преимущественном исполнении длину всех емкостей, если их будет в корпусе секции несколько), причем в преимущественном (оптимальном) исполнении, но, не ограничиваясь только этим диапазоном, расстояние между упорным и ограничительным элементами в корпусе соотносится с длиной емкости/емкостей, находящихся в корпусе, преимущественно, как 1 к 0,3-0,99 соответственно.
Благодаря тому, что емкости не закреплены, это позволяет емкости/емкостям перемещаться внутри корпуса при динамическом воздействии потока жидкости и касаться («ударяться») не только об ограничительный элемент, но и об упорный, что обеспечит дополнительное встряхивание емкости, а значит даже при наличии повышенного содержания мехпримесей, они не будут оказывать замедляющее (блокирующее) влияние на растворимость реагента, и последний будет непрерывно растворяться и подаваться в поток жидкости. Это важно для любых реагентов, т.к. любое «блокирование» их поверхности мехпримесями (особенно это актуально для реагентов в гранулированной форме) может привести к нестабильному растворению реагента в пластовой жидкости.
Кроме того, при транспортировке такого контейнера в скважину и заполнении при этом внутренней полости секций пластовой жидкости возможны такие динамические воздействия на емкости, находящиеся внутри корпуса, при которых они могут «всплывать» в верхнерасположенные секции, что нежелательно, т.к. при определенных условиях всплывающая емкость/емкости может перекрыть внутреннее сечение трубы в месте соединения погружного скважинного контейнера с насосной установкой. Это может привести к уменьшению количества протекающей (добываемой) жидкости, что приведет к нестабильной растворимости реагента, а кроме того может привести к полной остановке насосной установки и к возможному выходу ее из строя (поломки). А наличие ограничительного и упорного элемента в заявляемом контейнере исключит это нежелательное событие.
Благодаря тому, что емкость, в которой размещен реагент, выполнена перфорированной в радиальном направлении (при этом ее торцы, снабженные в преимущественном варианте крышкой и днищем, выполнены глухими, исключающими попадание через них пластовой жидкости внутрь емкости, а также атмосферных осадков при хранении и транспортировке) и размещена с возможностью свободного перемещения в корпусе контейнера (т.к. не закреплена внутри корпуса секции) с образованием зазора (величина указанных зазоров может составлять 2 мм и более) между ее наружными стенками и внутренней поверхностью корпуса, обеспечивается в скважинных условиях ее полное омывание пластовой жидкостью, попадающей внутрь корпуса при работе скважинного насоса через отверстие перфорированной заглушки, размещенной на нижнем торце нижней секции контейнера, и через перфорационные отверстия корпуса. Вынос реагента из емкости осуществляется диффузией и течением внутри нее, которое создается внешним потоком пластовой жидкости, омывающей эту емкость со всех сторон. Именно при таком выполнении отверстий снижается влияние силы тяжести на механические примеси, т.к. пластовая жидкость заходит внутрь емкости и выходит из нее сбоку. Что также не позволит замоноличиваться реагенту, будет исключена блокировка его поверхности мехпримесями, а значит растворяться реагент будет без проблем, независимо от его формы, например, гранулированной.
Причем в преимущественном варианте исполнения перфорация в емкости может быть выполнена в верхней и/или нижней боковой части, а количество отверстий в верхней части емкости равно или больше количества отверстий в нижней части, например, в диапазоне (1-4) к 1 соответственно. Это обусловлено тем, что пластовая жидкость, попадает в большей степени в емкость через верхние отверстия, растворяет реагент и выходит через нижние. При этом внутри емкости образуется концентрированный раствор реагента, который будет разбавляться новыми порциями жидкости, поступающими через верхние отверстия, но выходить он будет постепенно через нижние отверстия, которых меньше, чем верхних. А благодаря «встряхиванию» емкости, а также тому, что жидкости внутри емкости достаточно, мехпримеси не будут оседать на поверхности реагента, т.е. задерживаться внутри, а будут выходить вместе с раствором реагента через нижние отверстия емкости в зазор между стенкой емкости и внутренней поверхностью корпуса. В преимущественном варианте, но, не ограничиваясь этим, перфорация в емкости может быть выполнена в виде отверстий, например, диаметром 1,5-5 мм, а соотношение количества отверстий в нижней части емкости к количеству отверстий в верхней части составляет, преимущественно, но, не ограничиваясь только этим, 1 к (1-4) соответственно.
При этом будут исключены застойные зоны реагента, в которых могут скапливаться и превращаться в монолит мехпримеси, захватывая в свою орбиту и реагент, что обеспечит непрерывное дозирования ингибитора в скважину.
Верхняя секция контейнера может быть дополнительно снабжена перфорированным переводником, выполненным с возможностью присоединения к скважинному насосу, при этом будет обеспечена прямая и непосредственная подача раствора реагента к этому насосу и расположенному выше него нефтепромысловому оборудованию, что позволит повысить степень защиты от отложений, от коррозии (в зависимости от направленности действия реагента и его вида).
Предлагаемая полезная модель иллюстрируется чертежом, где на фиг. 1 схематично изображен в разрезе заявляемый контейнер, представляющий собой ряд секций, связанных друг с другом посредством муфтового соединения.
Предлагаемый контейнер состоит из секций 1, соединенных друг с другом посредством муфтового соединения (муфты 2). Верхняя секция контейнера выполнена с возможностью присоединения к скважинному насосу (на чертеже не показан), например, посредством переводника 3. Секция 1 состоит из корпуса 4 в виде трубы (длина такой трубы может варьироваться от 1 до 3 м), в теле которой выполнены перфорационные отверстия 5, обеспечивающие гидравлическое сообщение внутренней полости корпуса со скважинным пространством. Корпус 4 нижней секции контейнера снабжен перфорированной заглушкой 6, в которой выполнено отверстие 7 (например, диаметром 4-5 мм). Внутри корпуса 4 размещена емкость 8, заполненная реагентом-ингибитором 9 (в качестве таких реагентов ингибиторов могут быть, например, ингибиторы коррозии, соле- и парафиноотложений) и снабженная по торцам глухими крышкой 10 (например, в качестве такой крышки может быть использована герметичная пробка для 19-ти литровых бутылей для воды) и днищем 11 (днище может быть съемным или выполненным заодно с телом емкости). Емкость 8 выполнена перфорированной в радиальном направлении на боковых стенках (перфорационные отверстия 12). Диаметр отверстий 12 в преимущественном варианте может составлять 1,5-5 мм. Емкость 8 размещена в корпусе 4 секции 1 с образованием зазора 13 между ее наружными стенками и внутренней поверхностью корпуса 4. Этот зазор может быть 2 мм и более. Емкость 8 может быть выполнена из металлического или полимерного материала.
Нижняя часть корпуса 4 секции снабжена упорным элементом 14, выполненным с возможностью предотвращения выпадения емкости 8 из корпуса при вертикальном расположении секции. Т.е. упорный элемент 14 служит в качестве временной подпорки при сборке контейнера из нескольких секций 1 и при спуске его в скважину и не влияет на свободное перемещение емкости внутри корпуса под действием пластовой жидкости или при различном пространственном расположений корпуса, т.к. нет жесткого закрепления емкости 8 с корпусом 4. В верхней части корпуса 4 установлен ограничительный элемент 15. При этом расстояние между ограничительным элементом 15 и упорным элементом 14 больше длины емкости 8 с реагентом (или длины всех емкостей, если внутри корпуса их несколько) в корпусе 4. В качестве упорного и ограничительного элементов 14 и 15 соответственно могут быть использованы такие технические средства, как, например, саморез со сверлом, или стержень, или трубка. Указанные элементы закреплены в стенке корпуса.
Принцип работы предлагаемого контейнера следующий.
Контейнер может состоять и из одной трубной секции 1 (это зависит от скважинных условий), но преимущественно, он используется в виде модуля из нескольких секций (например, в количестве 1-8), например, длиной 1-3 м каждая, соединенных друг с другом в зоне резьбы корпуса 4 посредством муфты 2. В цилиндрический корпус 4 секции помещают емкость или емкости 8 (их может быть, например, 1-8), заполненные реагентом 9. Длина емкости возможна от 200 мм и более. В качестве ингибитора можно использовать реагенты разного назначения, разной степени растворимости и состояния, в том числе, имеющие, например, гранулированную (таблетированную) структуру. Выбор реагента, количество емкостей в корпусе, количество секций в контейнере зависит от скважинных условий, например, от возникшей проблемы (вид осложнений и/или наличие коррозии), от обводненности флюида, дебита, вида скважинной добычи и т.п. На практике в корпус 4 секции 1 преимущественно помещают несколько емкостей 8. Емкости 8 не закреплены внутри корпуса 4 и размещены свободно с зазором 13 к внутренней поверхности корпуса 4. Верхняя секция 1 контейнера может быть снабжена переводником 3, выполненным с возможностью присоединения к скважинному насосу, а нижняя секция снабжена перфорированной заглушкой 6.
При работе контейнера в скважине пластовая жидкость через отверстие 7 перфорированной заглушки 6 и через отверстия 5 заходит внутрь корпуса 4, проходит в зазорах 13 между боковыми стенками емкостей 8 и внутренними стенками корпуса 4, поступает по боковым отверстиям 12 внутрь емкостей 8, растворяя реагент 9. Раствор реагента выходит из боковых отверстий 12 в зазор 13 и далее часть его поступает по отверстиям 5 корпуса 4 в межтрубное пространство, а часть поступает в следующую вышерасположенную секцию непосредственно, совершая тот же путь, что и в первой секции. Часть потока раствора реагента с пластовой жидкостью может поступать в переводник 3 и далее - в межтрубное пространство скважины. Таким образом, контейнер будет работать, пока не кончится реагент в контейнере.
В лабораторных условиях были проведены испытания лабораторной модели контейнера в двух вариантах, каждый из которых состоял из двух секций, соединенных посредством муфты. Параметры каждой секции были следующими:
корпус выполнен перфорированным в виде двух отверстий;
корпус снабжен в верхней части выше этих отверстий ограничительным элементом в виде самореза со сверлом, а внизу - упорным элементом также в виде самореза;
в корпусе секций первого контейнера находилось по одной емкости, а в корпусе второго контейнера - по две емкости, причем длина емкости в первом контейнере была меньше расстояния между ограничительным и упорным элементами на 45%, т.е. соотношение расстояния между саморезами и длиной емкости составляло 1 к 0,55 соответственно. Во втором контейнере соотношение расстояния между саморезами и длиной двух емкостей в секции составляло 1 к 0,9 соответственно. В емкостях были выполнены радиальные отверстия сверху и снизу, диаметр верхних из которых был в первом контейнере больше, чем диаметр нижних отверстий (2 мм и 1,5 мм соответственно, количество верхних и нижних отверстий было по 2), а во втором контейнере - 3 мм и 2 мм соответственно, количество верхних отверстий было 4, нижних 2);
емкости первого и второго контейнеров были заполнены реагентом в гранулированной форме длиной 2-2,5 см и в поперечном сечении 0,7-0,9 см, состав соответствовал составу по второму варианту патента РФ №2244805 и содержал в качестве активной основы ингибитор солеотложения нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ);
3
контейнеры были помещены в трубу большего диаметра, чем корпус, снабженной шлангами для ввода и отвода пропускаемой жидкости. В качестве жидкости использовали природную водонефтяную эмульсию (ВНЭ) с обводненностью 71% (плотность 0,866 г/см, содержание смол 4,8%; асфальтенов 2,1%; парафинов 9,2%; температура застывания минус 10°С) и наличием механических примесей (взвешенных частиц) из расчета 2,0 г/л для первого контейнера и 2,8 г/л для второго контейнера.
Через 10, 20 и 30 минут прокачки ВНЭ (прокачку осуществляли с периодическими элементами пульсации, т.е. в режиме, имитирующем скважинные условия) замеряли в отводимой ВНЭ содержание информационного иона (фосфат-иона) по методике, изложенной в РД 39-1-237-79, «Определение содержания ингибитора отложения солей и фосфорорганических химреагентов в пластовых и пресных водах», Уфа, БашНИПИнефть, 1979 г.
Было установлено, что для обоих контейнеров во всех отобранных порциях ВНЭ было установлено наличие фосфат-иона, что доказывает наличие процесса непрерывного растворения и подачи реагента за пределы контейнера предлагаемой конструкции, независимо от наличия мехпримесей в этой ВНЭ и независимо от структуры реагента (даже гранулированной, например, в виде «колбасок», «таблеток» и др.).
Таким образом, контейнер заявляемой конструкции действительно обеспечивает подачу ингибитора-реагента в поток жидкости даже при повышенном содержании в ней механических примесей. При таком эффекте в промысловых условиях будет обеспечена гарантированная защита нефтепромыслового оборудования от отложений или коррозии.