Результат интеллектуальной деятельности: УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПОДАЧИ ИНГИБИТОРА

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к погружным устройствам для внутрискважинной подачи ингибитора солеотложений, и может быть использовано для повышения надежности УЭЦН.

Известно скважинное устройство для подачи химических реагентов на вход погружной установки для добычи пластовой жидкости, располагаемое ниже ЭЦН, содержащее цилиндрический корпус с двумя сообщающимися камерами, одна из которых содержит закачанный под давлением газ, а вторая заполнена химическим реагентом и имеет дозировочное отверстие. Реагент вытекает под действием силы тяжести и давления перетекшего газа [патент РФ №2559977, Е21В 37/06, 2015].

Недостатком такого устройства является зависимость давления газа от окружающей температуры, а также необходимость размещения газовой камеры, что влечет увеличение габаритов устройства.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является устройство для подачи ингибитора на вход погружной установки для добычи пластовой жидкости, содержащее цилиндрический корпус с верхней крышкой, перекрытый снизу днищем с дозировочным отверстием, ингибитор, размещенный в корпусе, полую трубку, один конец которой погружен в ингибитор, а другой вмонтирован во входное отверстие, расположенное в верхней крышке, и гидравлически связан с затрубным пространством. Дозировочное отверстие, выполненное в днище корпуса, обеспечивает вытекание ингибитора под действием силы тяжести за счет давления столба жидкости, высота которого равна расстоянию от дозировочного отверстия до нижнего погруженного конца трубки, при этом вытекший объем ингибитора замещается пластовой жидкостью [патент РФ №152713, Е21В 37/06, 2015].

Недостатком известного устройства является снижение эффективности его применения при значительном содержании воды в пластовой жидкости, т.к. ее попадание внутрь корпуса через полую трубку приводит к частичному растворению ингибитора в воде и понижению его концентрации.

Задачей настоящего изобретения является предотвращение понижения концентрации ингибитора в корпусе в процессе эксплуатации и обеспечение его длительного равномерного поступления в пластовую жидкость.

Указанный технический результат достигается тем, что в устройстве для подачи ингибитора на вход погружной установки для добычи пластовой жидкости, содержащем цилиндрический корпус с верхней крышкой, перекрытый снизу днищем с дозировочным отверстием для вытекания ингибитора, размещенного в корпусе, и снабженный полой трубкой, один конец которой погружен в ингибитор, а второй вмонтирован во входное отверстие верхней крышки и гидравлически связан с затрубным пространством, согласно изобретению на верхней крышке смонтирован входной модуль, сообщающийся с полой трубкой и предотвращающий попадание пластовой воды внутрь корпуса.

В предпочтительном варианте исполнения входной модуль может быть выполнен в виде толстостенного цилиндра с центральным сквозным отверстием, гидравлически связанным с полой трубкой, и выполненными в верхней части наклонными соединительными проточками, которые соединены с равномерно расположенными по окружности осевыми каналами, сообщающимися, в свою очередь, в нижней части с радиальными входными отверстиями, окруженными заборным козырьком.

Наличие входного модуля на входе пластовой жидкости обеспечивает поступление в корпус только отсепарированной нефти, но не воды.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг. 1 приведен общий вид заявляемого устройства, на фиг. 2 - поперечный разрез А-А.

Устройство (фиг. 1) содержит цилиндрический корпус 1, перекрытый снизу днищем с по крайней мере одним дозировочным отверстием 2, а сверху - крышкой 3, в которой выполнено входное отверстие 4. Внутри корпуса 1 размещен ингибитор. Дозировочное отверстие 2 служит для вытекания ингибитора в затрубное пространство. Во входном отверстии 4 установлена полая трубка 5, проходящая вдоль корпуса 1 и соединяющая его внутренний объем с затрубным пространством. Нижний конец полой трубки 5 погружен в ингибитор. Через трубку 5 происходит выравнивание давления внутри корпуса 1 и в затрубном пространстве при вытекании ингибитора из корпуса 1.

Размер и число дозировочных отверстий 2, высота h между нижним концом полой трубки 5 и дозировочным отверстием 2 определяют скорость вытекания ингибитора из корпуса 1.

К корпусу 1 с помощью ловильной головки 6 присоединен входной модуль 7, который представляет собой толстостенный цилиндр с центральным сквозным каналом 8, связанным в своей нижней части с открытым концом полой трубки 5, проходящей внутри корпуса 1. На нижней части входного модуля 7 установлен заборный козырек 9 с цилиндрическим кожухом 10 на расширенной части, предназначенный для первичной сепарации воды и нефти в поле гравитационных сил во внутреннем пространстве 11 кожуха 10 между его внутренней стенкой и внешней стенкой входного модуля 7. Входные радиальные отверстия 12 для пластовой жидкости, выполненные в цилиндрическом корпусе входного модуля 7 непосредственно под крышей козырька 9, гидравлически связаны с нижней частью внутренних осевых каналов 13, заглушенных сверху и равномерно расположенных по окружности вокруг центрального канала 8 (фиг. 2). Осевые каналы 13 соединены, в свою очередь, в своей верхней части с центральным каналом 8 посредством наклонных соединительных проточек 14. Длина, диаметр и количество каналов 13 выбираются такими, чтобы во время прохождения по ним пластовой жидкости обеспечивалась гравитационная сепарация нефти из пластовой жидкости.

Устройство для подачи ингибитора работает следующим образом.

При установке устройства в скважину пластовая жидкость попадает во входные радиальные отверстия 12 входного модуля 7, проходя при этом через внутреннее пространство кожуха 10 под крышей заборного козырька 9, в котором осуществляется первичное гравитационное разделение жидкости на нефть и воду. Нефть как фракция с меньшей плотностью скапливается в верхней части внутреннего пространства 11 кожуха 10, откуда происходит ее забор во входной модуль 7, а более тяжелая вода остается в нижней части и опускается вниз затрубного пространства. Далее из входных отверстий 12 частично обезвоженный поток жидкости поступает в осевой канал 13, поднимается по нему вверх с малой скоростью течения, позволяющей более легкой фракции занять верхнюю часть канала 13, а более тяжелой - нижнюю. В верхней части канал 13 сообщен с центральным каналом 8 входного модуля 7 посредством наклонных соединительных проточек 14, поэтому в центральный канал 8 и далее в корпус 1 через трубку 5 поступает обезвоженная во входном модуле 7 нефть. Одновременно с заполнением трубки 5 пластовой нефтью происходит вытекание ингибитора в скважину через дозировочное отверстие 2, выполненное в днище корпуса 1, под действием давления р=(ρ-ρ_fluid)gh, где ρ - плотность ингибитора, ρ_fluid - плотность отсепарированной нефти, h - высота между нижним концом трубки 5 и дозировочным отверстием 2. При этом скорость вытекания остается постоянной. Высота h подбирается за счет варьирования длины трубки 5 таким образом, чтобы на всем протяжении работы устройства уровень ингибитора в корпусе 1 был выше, чем нижний конец полой трубки 5.

Таким образом, в отличие от прототипа гарантируется постоянная скорость вытекания ингибитора без изменения его концентрации.