СПОСОБ ЗАЩИТЫ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНОЙ ТРУБЫ ОТ КАВИТАЦИОННОЙ ЭРОЗИИ
CAVITATION CORROSION PROTECTIVE METHOD FOR TUBING STRING

Область техники, к которой относится изобретение.
3
3
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 м/1 м 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).
3
3
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 м на 1 м 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
3
3
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 м/1 м 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).
2
2
6
3
8
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, CO,или СН, или СН). 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.
2
4
2
6
3
8
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 (СО, или СН, или СН, или СН).
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.