Способ защиты насосно-компрессорной трубы от кавитационной эрозии



Способ защиты насосно-компрессорной трубы от кавитационной эрозии
Способ защиты насосно-компрессорной трубы от кавитационной эрозии
Способ защиты насосно-компрессорной трубы от кавитационной эрозии

 


Владельцы патента RU 2534134:

Михайлов Анатолий Леонидович (RU)
Саушин Алексей Владимирович (RU)
Ефимов Андрей Николаевич (RU)
Павлов Александр Сергеевич (RU)
Жариков Лев Клавдианович (RU)
Михайлов Валерий Алексеевич (RU)

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности при добыче нефти с больших глубин, более 500 м, и при содержании в нефти газов. Техническим результатом изобретения является исключения или уменьшения эффекта кавитационной эрозии насосно-компрессорных труб. Сущность изобретения: способ защиты насосно-компрессорной трубы от кавитационной эрозии включает закачивание воды в нефтяной пласт через нагнетательную трубу и отбор скважинной жидкости с растворенными в ней газами через насосно-компрессорную трубу - НКТ. При содержании растворенных газов не менее 100 м3 на 1 м3 скважинной жидкости давление на выходе из скважины либо плавно увеличивают от 0,1 до 2 МПа с шагом 0,01-0,003 МПа/неделя, либо это давление плавно поддерживают в 1,1-1,2 раза выше пороговой величины давления вскипания основного компонента жидкого газа, растворенного в нефти. 2 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение.

Настоящее изобретение относится к нефтедобыче из подземных месторождений и, в частности, может быть эффективно использовано для продления срока службы насосно-компрессорных труб (НКТ) скважин с глубиной более 500 м и при высоких содержаниях в нефти сжиженного газа, содержание которого зависит от содержания метана и/или диоксида углерода (более 100 м3/1 м3 нефти).

Описание аналога.

Известен способ защиты НКТ от химической/ электрохимической коррозии, включающий покрытие внутренней поверхности НКТ полиэтиленом, полипропиленом или другими некорродируемыми материалами (см. US 3461918 от 29.08.1966, US 6247499 от 19.06.2001), введением ингибитора коррозии (SU 1072549 А1 от 20.04.1999).

Известен способ защиты НКТ с помощью покрытия внутренней поверхности трубы полипропиленом (US 6361841 В1 от 26.03.2002) или силаксаном (RU 2110610 С1 от 10.05.1998).

Однако известный способ не может защитить НКТ от физического разрушения внутренней поверхности трубы при вскипании растворенного в нефти газа, т.к. прочность покрытий меньше прочности стали. Разрушение поверхности происходит вследствие большего давления в паровых пузырьках вскипающего газа. Схема явлений в процессе кавитационной эрозии показана на Фиг.1. Вскипание сжиженного газа происходит из-за уменьшения давления в НКТ до пороговой для данного газа величины по мере подъема скважинной жидкости по этой трубе. При содержании газа не менее 100 м3 на 1 м3 нефти через 40 дней откачки нефти на глубинах 400-600 м в стали толщиной 10 мм образуются ямки глубиной до 3 мм. Точная глубина скважины, где происходит кавитационная эрозия из-за вскипания растворенного газа, не известна, она является величиной переменной, зависящей от природы сжиженного газа, величин давлений в НКТ, производительности глубинного насоса и давления в самом месторождении. Она может быть разная также в разных скважинах одного месторождения нефти. Оператор нефтедобычи вынужден через 40 дней отбор скважинной жидкости (смеси нефти и воды) прекратить и приступить к операции по замене НКТ. В результате за год меняются не менее 9 комплектов труб, каждый из них включает 150-200 труб. На самом деле каждая труба могла бы проработать не менее 0,2-1 года, пока не проявится действие других факторов, определяющих продолжительность работоспособности всей трубы в целом: продолжительность работоспособности глубинного насоса, коррозионная стойкость труб, процесса осаждения на трубах парафина и других возможных факторов.

Достижение технического результата

Продление срока службы насосно-компрессорных труб (НКТ) скважин с глубиной более 500 м и при высоких содержаниях в нефти сжиженного газа, содержание которого зависит от содержания метана и/или диоксида углерода (более 100 м3/1 м3 нефти).

Указанный технический результат достигается тем, что предложен способ защиты насосно-компрессорной трубы (НКТ), включающий закачивание воды в нефтяной пласт через нагнетательную трубу и отбор скважинной жидкости, отличающийся тем, что с целью уменьшения степени кавитационной эрозии НКТ в подземных горизонтах, вариант способа 1 состоит в регулировании давления в скважинной жидкости на выходе из скважины на поверхность Земли до величины давления выше давления, при которой вскипают растворенные в нефти сжиженные газы.

Вариант способа 2 состоит в уменьшении степени эрозии в подземной части НКТ путем распределения (размазывания) такой эрозии по увеличенной (в 10-100 раз) внутренней поверхности НКТ с помощью плавного, постепенного и постоянного (например, каждые 1-10 дней) увеличения давления скважинной жидкости на выходе из НКТ по определенному закону.

Оба варианта способа включают, с целью уменьшения загрязнения окружающей среды, подачу отработанной воды из отстойника нефти и воды в нагнетательную трубу для закачивания в нефтяной пласт.

Изобретение поясняется чертежами.

На Фиг.1 изображена схема явления кавитационной эрозии в НКТ. Здесь:

1 - паровые пузырьки вскипевшего жидкого газа в объеме жидкости;

2 - паровые пузырьки вскипевшего жидкого газа у поверхности НКТ;

3 - пузырек не сжиженного газа, прилипший к поверхности НКТ в зоне эрозии;

4 - вектор взрывных волн множества паровых пузырьков жидкого газа, аккумулированных с помощью пузырька не сжиженного газа;

5 - вид сверху зоны кавитационной эрозии в увеличенном масштабе (разрез по горизонтали);

6 - зона кавитационной эрозии на поверхности НКТ;

7 - поток смеси нефти, воды и газа (скважинной жидкости);

8 - стенка НКТ (вертикальный разрез).

На Фиг.2 представлена структурная схема системы нефтедобычи с использованием варианта 1 защиты от кавитационной эрозии. Здесь:

101 - газгольдер для газов, выделившихся при 0,1 МПа из скважинной жидкой смеси;

102 - отстойник скважинной смеси жидкостей, разделитель нефти и воды;

103 - сепаратор газа и жидкости при 0,1-0,2 МПа;

104 - дроссель сброса давления с 5-6 МПа до 0,1-0,2 МПа;

105 - накопитель жидкой смеси при повышенном давлении (не менее 5 МПа);

106 - выходной дроссель НКТ (давление не менее 5-6 МПа);

107 - обсадная труба;

108 - насосно-компрессорная труба (НКТ);

109 - глубинный насос НКТ;

110 - поток нефти, воды и газа;

111 - дроссель для подачи воды в нагнетательную трубу и подземный пласт;

112 - труба для подачи воды;

113 - поток воды;

114 - компрессор для воды;

115 - камера для воды (обратной и поданной из водоема);

116 - водоем;

117 - нефтеносный пласт;

118 - поверхность Земли;

119 - труба для обратной воды из отстойника для ее подачи в нагнетательную скважину.

На Фиг.3 представлена структурная схема системы нефтедобычи с использованием варианта 2 защиты от кавитационной эрозии. Здесь:

101 - газгольдер для газов, выделившихся при 0,1 МПа из скважинной жидкой смеси;

102 - отстойник скважинной смеси жидкостей, разделитель нефти и воды;

103 - сепаратор газа и жидкости при 0,1-0,2 МПа;

106 - выходной дроссель НКТ (давление от 0,1 до 2 МПа);

107 - обсадная труба;

108 - насосно-компрессорная труба;

109 - глубинный насос НКТ;

110 - поток нефти, воды и газа;

111 - дроссель для подачи воды в нагнетательную трубу и подземный пласт;

112 - труба для подачи воды;

113 - поток воды;

114 - компрессор для воды;

115 - камера для воды (обратной и поданной из водоема);

116 - водоем;

117 - нефтеносный пласт;

118 - поверхность Земли;

119 - труба для обратной воды из отстойника для ее подачи в нагнетательную скважину.

Описание работы.

Целью настоящего изобретения является увеличение продолжительности работоспособности трубы в целом, зависящей от явления кавитационной эрозии. Первым фактором, способствующим кавитационной эрозии (3, Фиг.1), является наличие растворенного не сжиженного газа в скважинной жидкости (110, Фиг.2, 3).

Вариант 1 (см. Фиг.2).

Первым приемом защиты, который устраняет процесс кавитационной эрозии в подземных участках НКТ 108, является повышение давления в выходном дросселе 106 этой трубы до величины несколько (в 1,1-1,2 раза) выше пороговой величины давления вскипания основного компонента жидкого газа, растворенного в нефти 110 (например, CO2,или С2Н6, или С3Н8). Тогда явление вскипания не исключается вообще, но исключается в подземной части НКТ. Это вскипание и кавитационная эрозия будут происходить в горизонтальной части НКТ на поверхности, на участке НКТ между дросселем сброса давления 104 (при давлении не менее 5-6 МПа) и сепаратором газ/жидкость 103 (<0,2 МПа) под контролем оператора нефтедобычи (или АСУ ТП). Возможно дублирование трубы на участке между 103 и 104, позволяющее отключать для замены и ремонта один участок и продолжать без остановки отбор скважинной жидкости из данной скважины по параллельному участку. Для ремонта трубы участка между 103 и 104 достаточно будет заменить отключенный ее отрезок. Схема такого процесса защиты НКТ при откачке из скважины показана на Фиг.2.

Вариант 2 (см. Фиг.3).

Вторым приемом защиты НКТ 108 от кавитационной эрозии является плавное, постепенное и медленное изменение давления на выходном дросселе 106 НКТ по определенному закону (от 0,1 до 1-2 МПа с шагом около 0,01-0,003 МПа/неделя в течение 0,2-1 года). В этом случае после выходного дросселя не требуется устанавливать промежуточную емкость, система упрощается (по сравнению с вариантом 1), но требуется ужесточить контроль (например, с помощью АСУ ТП) за каждым этапом-шагом изменения выходного давления дросселя 106. При этом прогнозируется увеличение ресурса НКТ данной скважины на срок до 0,2-1 года (если на такую продолжительную работу способен глубинный насос и если не повлияют другие факторы). Схема такого процесса защиты НКТ при откачке из скважины показана на Фиг.3.

Способ защиты реализуется устройствами, которые содержат: 1) дроссель НКТ с возможностью регулирования давления выходной скважинной жидкости (или путем увеличения давления до величины более 5-6 МПа; 2) дроссель НКТ с возможностью плавного регулирования давления выходной скважинной жидкости по определенному закону (например, от величины 0,1 до 0,5-2 МПа в течение 0,2-1 года)); 3) трубу для обратной воды из отстойника для ее подачи в нагнетательную скважину с целью уменьшения загрязнения окружающей среды.

Наличие таких признаков и устройств обеспечивает достижение технического результата - уменьшение/исключение влияния кавитационной эрозии на процесс откачки нефти с больших глубин и при значительном содержании в нефти растворенных газов (СО2, или СН4, или С2Н6, или С3Н8).

Заявленное устройство может быть реализовано на предприятиях нефтедобычи в Тюменской области и др., что говорит о его соответствии критерию патентоспособности «промышленная применимость».

Список использованной литературы

1. US 3461918 OT29.08.1966, покрытие полиэтиленом.

2. US 6247499 от 19.06.2001, покрытие полипропиленом.

3. US 6361841 B1 от 26.03.2002, покрытие полипропиленом.

4. RU 2110610 C1 от 10.05.1998, покрытие силоксаном.

5. SU 1072549 А1 от 20.04.1999, введение ингибитора коррозии.

Способ защиты насосно-компрессорной трубы от кавитационной эрозии, включающий закачивание воды в нефтяной пласт через нагнетательную трубу и отбор скважинной жидкости с растворенными в ней газами через насосно-компрессорную трубу - НКТ, отличающийся тем, что при содержании растворенных газов не менее 100 м3 на 1 м3 скважинной жидкости давление на выходе из скважины либо плавно увеличивают от 0,1 до 2 МПа с шагом 0,01-0,003 МПа/неделя, либо это давление поддерживают в 1,1-1,2 раза выше пороговой величины давления вскипания основного компонента жидкого газа, растворенного в нефти.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и используется для оптимизации процесса добычи нефти с помощью штанговых глубинных насосов. Техническим результатом является вывод скважины в автоматическом режиме на максимальный объем добычи нефти.

Группа изобретений относится к скважинным устройствам для установки в стволе скважины в подземной зоне и к способам регулирования потока в стволе скважины в подземной зоне.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для регулирования притока флюида в скважину. Система содержит проточную камеру, через которую протекает многокомпонентный флюид, причем данная камера содержит, по меньшей мере, один вход, выход и, по меньшей мере, одну конструкцию, расположенную по спирали относительно выхода, способствующую закручиванию потока многокомпонентного флюида по спирали вокруг выхода.

Изобретение относится к регулированию сопротивления потоку в подземной скважине. Техническим результатом является повышение эффективности регулирования сопротивления потоку флюида в скважине.

Группа изобретений относится к системам регулирования сопротивления потоку для использования в подземной скважине. Технический результат заключается в эффективном регулировании потока флюидов.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для заканчивания, подготовки и/или эксплуатации ствола скважины. Устройство включает трубчатый корпус, образующий внутренний канал, один или более инжекционных регуляторов притока и один или более эксплуатационных регуляторов притока.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для регулирования потока флюида в скважине. Способ включает обеспечение гидравлического диода в канале гидравлического сообщения со скважиной и перемещение флюида через гидравлический диод.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для регулирования добычи флюида или закачки рабочего агента в процессе эксплуатации одного или нескольких пластов в скважине.
Изобретение относится к способам разработки многопластового нефтяного месторождения. Способ включает вскрытие пластов нагнетательными и добывающими скважинами, закачку рабочего агента и отбор пластовой продукции.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к разработке месторождений нефти, подстилаемых водой. Способ эксплуатации скважины, расположенной в зоне водонефтяного контакта, содержит этапы, на которых: перфорируют скважину в области нефтесодержащей части пласта и в области водосодержащей части пласта; организовывают одновременный раздельный отбор продукции из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта через упомянутую перфорацию с регулируемой скоростью; при этом регулируют скорость отбора продукции из скважины и выбирают оборудование для отбора с учетом определенного соотношения и периодически измеряемых физико-химических и фильтрационно-емкостных параметров.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и направлено на повышение эффективности эксплуатации скважинных глубинных электроцентробежных насосов, осложненных образованием асфальтосмолопарафиновых отложений на рабочих органах насоса.

Изобретение относится к буровой трубе, способу ее сооружения, покрытию для нанесения на буровую трубу и способу сооружения защищенной таким покрытием буровой трубы.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности, в частности к способу и устройству для защиты скважинного оборудования. Способ нанесения защитного покрытия на внутреннюю и наружную поверхности труб включает спуск устройства для нанесения покрытия в колонну труб, расплавление и нанесение его на стенки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей области, в частности к методам и средствам защиты скважинных установок электроцентробежных насосов при добыче углеводородного сырья.

Изобретение относится к оборудованию для систем катодной защиты от подземной коррозии насосно-компрессорных и обсадных труб газодобывающих скважин и может быть использовано в нефтегазодобывающей отрасли.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способу защиты скважинного оборудования от коррозии. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для защиты скважин от коррозии. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к доставке реагента в скважину и подаче его в поток пластовой жидкости для предотвращения коррозии, отложения солей и парафинов на глубинно-насосном оборудовании.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам защиты скважинного оборудования от коррозии и отложений смоло-парафинистых отложений.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при очистке призабойной зоны нагнетательной скважины. .

Изобретение относится к устройствам для очистки и защиты труб от коррозионного разрушения и от разрушения под воздействием трения. Устройство включает цилиндрический корпус с центрирующим элементом. Корпус выполнен полым, многослойным. Наружный слой выполнен из протекторного сплава. На поверхности корпуса выполнена сквозная прорезь, соединяющая противоположные торцы корпуса и имеющая участки, расположенные в продольном направлении корпуса, и участок, расположенный в поперечном направлении корпуса. Ширина участков прорези, расположенных в продольном направлении, не менее внутреннего диаметра корпуса. Ширина участка прорези, расположенного в поперечном направлении, больше внутреннего диаметра корпуса. Центрирующий элемент выполнен в виде щетки из электропроводного материала. Расширяются функциональные возможности, повышается удобство крепления. 2 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.
Наверх