УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПОДАЧИ ИНГИБИТОРА

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для подачи ингибитора на прием насоса УЭЦН с целью проведения профилактических обработок на скважинах, склонных к солеотложению без подъема насоса.
При эксплуатации установки электрического центробежного насоса (УЭЦН) нередко происходит выход из строя подземного оборудования по причине отложения солей в насосе. Основными методами борьбы с отложениями солей в глубинно-насосном оборудовании (ГНО) на сегодняшний день являются обработки призабойной зоны (ОПЗ) при проведении текущего подземного ремонта скважины (ПРС) ингибитором солеотложений. Постоянная подача ингибитора солеотложений в затрубное пространство скважины осуществляется с подключением дозаторной установки к затрубной задвижке, разовые обработки ингибитором солеотложения ГНО - закачкой ингибитора в затрубное пространство через затрубную задвижку при помощи насосного агрегата л водовозов.
По существующей технологии проведение ОПЗ сопряжено с остановкой работы скважины, извлечением глубинно-насосного оборудования, и затем уже непосредственно производится ОПЗ. Извлечение ГНО из скважины влечет за собой дополнительные финансовые затраты, а в результате простоев скважины уменьшается добыча нефти.
Известный способ постоянной подачи ингибитора солеотложения в затрубное пространство скважины с подключением дозаторной установки к затрубной задвижке устьевой арматуры скважины имеет недостаток - вследствие того, что для обеспечения оптимального режима работы насоса требуется поддержание динамического уровня столба жидкости в скважине не менее 0,8 глубины спуска насоса. При данном методе подачи ингибитора солеотложения проблематично подобрать оптимальную дозировку в связи с большой площадью межтрубного пространства скважины, происходит размазывание по стенкам насосно-компрессорных трубах и эксплуатационной колонны, так как ингибитор эффективен при определенной концентрации растворения в пластовой жидкости. Вместе с тем прием насоса остается незащищенным, в связи с чем идет процесс солеотложения на наружных и внутренних рабочих органах насоса. Это приводит к выходу насоса из строя.
Разовые обработки оборудования ингибитором солеотложений закачкой ингибитора в затрубное пространство скважины через затрубную задвижку устьевой арматуры при помощи агрегата и водовозов также является недостаточно эффективным методом в связи с тем, что отсутствует постоянная подача, а вместе с тем и постоянная защита оборудования. Невозможность подачи химического реагента на любую глубину насосного оборудования, подбор оптимальной дозировки и отложение солей во внутренних рабочих органах (колесах) УЭЦН. Кроме этого высокие транспортные затраты.
Известно "Устройство для подачи ингибитора в скважину" (патент RU №2559977, МПК Е21В 37/06, опубл. 2014.07.29), содержащее цилиндрический корпус с двумя сообщающимися камерами, в одну из который закачен газ под давлением, а вторая выполнена с дозировочным отверстием и заполнена ингибитором. Камеры разделены перегородкой, перпендикулярной оси корпуса, и связаны друг с другом через устройство для понижения давления, вмонтированное в перегородку и снабженное трубкой. Один конец трубки погружен в ингибитор.
Известно "Устройство для подачи ингибитора в скважину" (патент RU №152713, МПК Е21В 37/06, опубл. 2015.06.10), содержащее цилиндрический корпус, перекрытый снизу днищем, ингибитор, размещенный в корпусе, выше уровня которого расположено входное отверстие, и, по крайней мере, одно дозировочное отверстие, выполненное в нижней части корпуса и обеспечивающее вытекание ингибитора под действием силы тяжести, отличающееся тем, что оно снабжено полой трубкой, один конец которой погружен в ингибитор, а другой - вмонтирован во входное отверстие и гидравлически связан с затрубным пространством.
Известно "Устройство для подачи ингибитора" (патент RU №2382177, МПК Е21В 37/06, опубл. 2010.02.20), содержащее цилиндрический корпус, имеющий в верхней части отверстия, расположенные на верхнем и нижнем рядах, ингибитор, размещенный в корпусе ниже отверстий. Отверстия ориентированы под углом, обеспечивающим поступление пластовой жидкости через нижний ряд отверстий, а выход - через верхний ряд отверстий. Угол наклона верхнего и нижнего рядов отверстий обеспечивает их схождение внутри корпуса.
Известно "Устройство для подачи ингибитора" (патент RU №2390622, МПК Е21В 37/06, опубл. 2010.05.27), содержащее цилиндрический корпус, имеющий в верхней части радиальные каналы, и отверстия, выполненные на боковой поверхности у нижнего торца, размещенный в цилиндрическом корпусе ингибитор. Ингибитор распределен в термопластичной матрице и имеет плотность, превышающую плотность пластовой жидкости. Радиальные каналы расположены выше уровня ингибитора.
Известно "Устройство для дозированной подачи химического реагента в скважину" (патент RU №2531014, МПК Е21В 37/06, опубл. 2014.10.20), содержащее установку дозировочную электронасосную, линию нагнетания в виде жесткого шланга, соединенную с помощью устройства ввода, выполненного в устьевой арматуре с капиллярным трубопроводом, проходящим по наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб и насосного агрегата, на нижнем конце которого размещены подвесное устройство, распылитель и центратор. Устройство ввода капиллярного трубопровода смонтировано в боковом отводе устьевой арматуры в виде патрубка с заглушкой, оснащенной центральным каналом. Снаружи канал заглушки сообщен с линией нагнетания, а изнутри - с верхним концом капиллярного трубопровода, имеющим возможность герметизации в заглушке. Между боковым отводом и заглушкой патрубок оснащен отводом с угловым вентилем. Капиллярный трубопровод выполнен в виде полимерного армированного кабеля и в подвесном устройстве соединен с полой штангой, жестко присоединенной сверху к подвесному устройству. На нижнем конце полой штанги установлен распылитель, оснащенный регулируемым обратным клапаном.
Известно "Скважинное устройство для обработки жидкости" (патент RU №119018, МПК Е21В 37/06, опубл. 2012.08.10), содержащее корпус с входными отверстиями, концентрично установленную в корпусе отводящую трубу, спиралевидную лопасть в кольцевой полости между корпусом и отводящей трубой и сборник примесей. Сборник примесей заполнен реагентом. Патрубок, соединяющий сборник примесей с корпусом, служит дозатором.
Известно "Устройство для обработки скважинной жидкости" (патент RU №2292448, МПК Е21В 37/06, опубл. 2007.01.27), содержащее включает корпус с отверстиями, соединенный верхним концом с насосно-компрессорной трубой и содержащий твердый реагент, размещенный с возможностью движения потока скважинной жидкости. Согласно изобретению твердый реагент помещен в высокопроницаемую пенометаллическую оболочку, которая образует зазор с корпусом и имеет трехмерную сетчато-ячеистую структуру с размером ячеек 2-5 мм и удельную площадь поверхности 500-1400 м2/м3, а насосно-компрессорная труба снабжена самоуплотняющимися эластичными манжетами, при этом отверстия выполнены на нижнем конце корпуса, а также на участке насосно-компрессорной трубы выше манжет, причем отверстия на корпусе имеют суммарную площадь, соизмеримую с площадью отверстий на насосно-компрессорной трубе и площадью проходного сечения последней.
Вышеуказанные аналоги имеют ряд недостатков: ограничение и отсутствие универсальности в применении для установки электрического центробежного насоса (УЭЦН) (сложность в монтаже в связи с наличием кабеля нефтепогружного бронированного плоского (КРБП)) УЭЦН, вероятность защемления и повреждения трубопровода для подачи химического реагента об эксплуатационную колонну при проведении подземного ремонта на скважинах с большим углом наклона.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является "Способ подачи реагента в скважину" (патент RU №2302513, МПК Е21В 37/06, Е21В 41/02, опубл. 2007.07.10), включающий периодическую регулируемую подачу реагента в межтрубное пространство скважины дозировочным насосом при подземном ремонте осложненной скважины. Кабель питания электродвигателя центробежного насоса меняют на кабель с капиллярной трубкой, который спускают на колонне насосно-компрессорных труб в скважину, и осуществляют по его капиллярному каналу подачу химического реагента. Подачу осуществляют либо на прием скважинного насоса, либо в интервал перфорации скважины, для чего на конец капиллярной трубки кабеля присоединяют полиэтиленовую капиллярную трубку расчетной длины с помощью соединительного ниппеля с грузом-форсункой.
По своим признакам и достигаемому результату это устройство наиболее близко к заявляемому и принято за прототип.
Данный прототип имеет ряд недостатков: сложность конструкции, недостаточная эффективность данной технологии из-за невозможности подачи химического реагента на любую глубину насосного оборудования, подбор оптимальной дозировки, отложение солей ниже динамического уровня и как следствие выход из строя насоса, высокая доля вероятности защемления кабеля с капиллярной трубкой для подачи химического реагента и его повреждения об эксплуатационную колонну при проведении подземного ремонта на скважинах с большим углом наклона. Сложность конструкции проявляется в том, что замена поврежденной гибкой капиллярной трубки требует извлечения из скважины и разборки всех насосно-компрессорных труб с насосом и последующей их сборки и установки в скважину с закрепленной на них исправной гибкой капиллярной трубкой.
Задачей предлагаемой полезной модели является создание конструкции глубинно-насосного оборудования, позволяющей сократить время простоя скважины, оборудованной установкой электрического центробежного насоса (УЭЦН) при проведении обработки призабойной зоны (ОПЗ), гарантированная подача химического реагента на любую глубину и защиту насосного оборудования с подбором оптимальной дозировки, обеспечение безаварийной работы скважины, и как следствие - увеличение межремонтного периода глубинно-насосного оборудования (ГНО).
Поставленная задача решается тем, что при помощи предлагаемой конструкции комплекта глубинно-насосного оборудования (ГНО) проведение обработки призабойной зоны (ОПЗ) скважины осуществляется без подъема насоса из скважины, что значительно экономит время проведения данной операции, а предлагаемая конструкция устройства обеспечивает надежную работу глубинно-насосного оборудования.
Предлагаемая конструкция состоит из наружной колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), муфты с ловителем в виде цилиндра, внутренней колонны труб и стыковочного узла, выполняющего роль соединительного устройства.
Полезная модель поясняется фиг. 1 и осуществляется следующим образом.
В эксплуатационную колонну 8 спускается колонна насосно-компрессорных труб 5 с установкой электрического центробежного насоса 9. На поверхности земли находится емкость с ингибитором солеотложений 1 и насосом-дозатором 1, который посредством трубопровода 2, проходящего на устье скважины через лубрикатор 3 и сальниковое уплотнение (на фигуре не обозначено) по насосно-компрессорной трубе меньшего диаметра 4, обеспечивает подачу ингибитора. На колонне насосно-компрессорных труб 5, на 10-20 м выше установки электрического центробежного насоса 9, устанавливается муфта 6 (входящая в состав стыковочного узла), сообщающаяся с межтрубным пространством скважины через отверстие 7, на которую с помощью резьбового соединения накручен ловитель 10 (фиг. 2). В колонну насосно-компрессорных труб 5 спущена насосно-компрессорная труба меньшего диаметра 4 (предназначенная для постоянной подачи ингибитора), конец которой оснащен стыковочным узлом (фиг. 2) с помощью резьбового соединения.
Ловитель 10 (фиг. 2) представляет собой цилиндр снизу с внутренней метрической резьбой 11 и посадочным местом 12 сверху, под стыковочный узел 13.
Стыковочный узел 13 состоит из корпуса 14 с уплотнительным кольцом 15 для посадки в цилиндр 10 ловителя. Сверху ловителя 10 для соединения с насосно-компрессорной трубой меньшего диаметра 4 выполнена наружная метрическая резьба 16.
За счет применения насосно-компрессорной трубы меньшего диаметра 4 обеспечивается беспрепятственное прохождение в колонне насосно-компрессорных труб 5 при спуско-подъемных операциях.
Полезная модель работает следующим образом.
При производстве подземного ремонта скважины, осложненной солеотложениями в УЭЦН 9 или эксплуатационной колонне 8, в компоновку глубинно-насосного оборудования, спускаемую на колонне насосно-компрессорных труб 5, включается муфта 6 с отверстием 7 для сообщения внутреннего пространства насосно-компрессорной трубы меньшего диаметра 4 с межтрубным пространством колонны насосно-компрессорных труб 5 и эксплуатационной колонной 8. На муфту 6 сверху с помощью метрической резьбы навернут ловитель 10 (фиг. 2) в виде цилиндра с посадочным местом 12.
После спуска колонны насосно-компрессорных труб 5 и установки УЭЦН 9 на необходимую глубину, во внутреннее пространство колонны насосно-компрессорных труб 5 производится спуск насосно-компрессорной трубы меньшего диаметра 4, с завернутым снизу стыковочным узлом 13 с помощью резьбового соединения. При минимальной скорости (не более 0.1 м/сек) спуска насосно-компрессорной трубы меньшего диаметра 4 производится посадка стыковочного узла 13, состоящего из корпуса 14 с уплотнительным кольцом 15 в посадочное место 12 цилиндра 10 ловителя. Герметичность данного узла достигается с помощью уплотнительного кольца 15, изготовленного из полиуретана. При необходимости для исключения обратных перетоков ингибитора солеотложений из межтрубного пространства колонны насосно-компрессорных труб 5 и эксплуатационной колонной 8 во внутреннее пространство насосно-компрессорной трубы меньшего диаметра 4 между колонной насосно-компрессорных труб 5 и стыковочным узлом 13 устанавливается обратный клапан 17 (Фиг. 3).
Применение данного устройства позволит производить постоянную подачу ингибитора солеотложения непосредственно на прием насоса на скважинах, склонных с солеотложению, снизить потери нефти, связанные с простоем скважины в ожидании подземного ремонта скважины, сократить производственные и эксплуатационные затраты, повысить межремонтный период работы скважин, увеличить добычу нефти.