УСТРОЙСТВО ДЛЯ УПРАВЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЕМ НАГНЕТАНИЯ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПОЛИМЕРА
PRESSURE GENERATION CONTROL DEVICE FOR INCREASING OIL RECOVERY USING POLYMER

При организации работы на нефтяном месторождении можно выделить несколько стадий добычи:
сначала добывают нефть за счет внутреннего давления месторождения, которое, как правило, быстро снижается;
затем давление поддерживают посредством нагнетания воды (заводнения) пока концентрация воды в нефти в эксплуатационных скважинах не достигнет 2—5%. В этом случае, стоимость закачки воды делает стоимость нефти неконкурентоспособной.
Затем нефтеотдачу повышают различными способами.
Один из способов заключается в нагнетании вязкого раствора полимеров, в частности полиакриламида, для использования большего объема месторождения.
Этот способ вошел в индустрию во время первого нефтяного кризиса в 1973.
Однако нагнетаемые полиакриламиды подвержены механическому и химическому снижению молекулярных масс, что требует особого обращения для сохранения их эффективности.
В целом, полимеры представлены в виде порошка, который растворен в воде в относительно высокой концентрации, для уменьшения размера сосудов для выстаивания, т.е. сосудов для растворения. На самом деле, время растворения этих порошков составляет приблизительно один час. Концентрация этих растворов составляет от 10 до 20 грамм/литр с высокими вязкостями (от 1000 до 10 000 сантипуаз).
Чтобы использовать этот базовый раствор для нагнетания, его необходимо разбавить до от 1 до 3 грамм/литр. С целью адаптации давления нагнетания к давлению определенной скважины используются различные способы для предотвращения механической деструкции вследствие резкого падения давления.
Первый способ заключается в установке одного дозировочного насоса на скважину и впуске базового раствора в устье каждой скважины для его разбавления нагнетаемой водой.
Второй способ заключается в разбавлении базового раствора на платформе для растворения и впуске этого разбавленного раствора в каждую скважину посредством отдельных трубопроводов.
Третий способ заключается в полном растворении базового раствора всей нагнетаемой водой и использовании водонагнетательных линий. Этот способ требует наименьших вложений.
В этом случае, насос для подачи воды будет расположен выше давления скважины с наибольшим давлением, и давление на других скважинах будет снижено; это, как правило, приводит к деструкции, которая возрастает с увеличением разности давлений.
Для предотвращения этой деструкции используют специальные редукторы давления, которые не должны разрушать полимер.
Возможны несколько способов:
- понижение давления с помощью длинной калиброванной трубы, которая обеспечивает понижения давления не более 60—100 бар, при этом деструкция составляет от менее 5 до 10% в зависимости от скорости и длины трубы (документ US 2012/0292029).
Оптимальная скорость составляет порядка 10 м/с. Как правило, может быть создано падение давления, составляющее, 1 бар на 10 метров трубы или 50 бар на 500 метров. Согласно настоящему документу можно изменить падение давления посредством разрезания трубы на отрезки различной длины, подача в которые может осуществляться или может не осуществляться;
- понижение давления посредством вихревого эффекта в трубе, оснащенной крышками, создающими вихревой эффект.
В документе US 4782847 описано использование неподвижных крышек, создающих снижение давления без деструкции при разности давлений не более 5 бар, и редукционного игольчатого клапана, который также функционирует за счет вихревого эффекта и который обеспечивает возможность перепада от 0 до 5 бар в зависимости от отверстия с минимальной деструкцией;
- понижение давления посредством вихревого эффекта во множестве игольчатых (или иных) клапанов, в каждом из которых может быть создано падение давления на приблизительно 5 бар с меньшей деструкцией (документ US 2016/0168954).
При наличии 10 единиц арматуры может быть создано падение давления на 50 бар.  Головки арматуры могут быть оснащены последовательно соединенными гидравлическими двигателями, обеспечивающими одновременное открытие всех единиц арматуры посредством одного регулирования.
Однако для первого способа эти системы являются слишком громоздкими, для второго – не достаточно адаптируемыми, а для третьего – слишком дорогими.
Нефтедобывающие компании установили следующие требования: максимальные падения давления на приблизительно 50 бар с малой деструкцией и редукцией на приблизительно 10 бар на скважину, а также возможность подачи в скважины, давление которых изменяется со временем, посредством простого и недорогого устройства.
Следовательно, оборудование должно быть легко приспосабливаемым и простым в использовании.
Предлагаются следующие решения:
- редукцию на каждом устройстве снижения давления осуществляют посредством по меньшей мере одной единицы арматуры, предпочтительно двух единиц арматуры, каждая из которых создает снижение давления не более 5 бар без значительной деструкции полимера;
- линейная труба, в которую вставлено переменное количество вихревых модулей, состоит из участка внутренней трубы с сужением, создающим вихревой эффект, соответствующий 5 барам (фиг. 1 и фиг. 2).
Цель настоящего изобретения заключается в предоставлении устройства для управления давлением нагнетания водного полимерного раствора в нефтяной скважине, при этом указанное устройство содержит:
по меньшей мере одну единицу редукционной арматуры, выполненной с возможностью обеспечения максимального снижения давления, составляющего 5 бар на единицу арматуры, практически без механической деструкции, при этом указанные одна или более единиц арматуры соединены в одну линию;
трубу, содержащую вихревые модули, причем каждый модуль выполнен с возможностью создания максимального снижения давления, составляющей 5 бар, практически без механической деструкции,
при этом вихревой модуль представляет собой участок трубы, который на одном его конце закрыт посредством крышки, оснащенной отверстием, и выполнен с возможностью вставки в трубу;
при этом устройство предназначено для обеспечения возможности уменьшения давления до 100 бар, причем общая механическая деструкция составляет менее 10%.
«Механическая деструкция» означает деструкцию полимера в растворе, нагнетенном в скважину, измеренную за счет снижения вязкости раствора после его прохождения через устройство регулирования давления.
Предпочтительно, диаметр отверстия в крышке составляет от 10 до 25 мм. Единицы арматуры представляют собой клапаны игольчатого типа, однако, также возможно использование арматуры других типов. Отверстие, предпочтительно, размещено по центру.
Каждый вихревой модуль может быть расположен таким образом, что отверстие находится ниже по потоку или выше по потоку относительно потока. Предпочтительно, все вихревые модули расположены в одном направлении с отверстием ниже по потоку относительно потока водного полимерного раствора.
Значительным преимуществом этих модулей является их исключительная модульная структура. Для самого сильного нагнетания в скважину, как правило, необходима двухдюймовая (приблизительно 50 мм) труба относительно редукторов давления.
Таким образом, могут быть использованы модуль с внутренним диаметром 50 мм и два игольчатых клапана с диаметром 2 дюйма. Указанный диаметр 50 мм измерен во внутренней части вихревого модуля, который будет иметь обязательное сужение в проходе, обеспечивающее снижение давления, составляющее 5 бар. Указанное сужение может составлять от 10 до 25 мм, в то же время сохраняя наружный диаметр вихревого модуля. Каждый модуль, предпочтительно, имеет длину, составляющую от 10 до 20 см.
Специалист в данной области техники может совершенствовать эти принципы по необходимости или в соответствии с использованием. Например, эти модули могут состоять из перфорированного моечного устройства, соединенного с участками 10-сантиметровой трубы.
Предпочтительно, труба содержит от 4 до 20 вихревых модулей. Это обеспечивает получение снижения давления в диапазоне от 20 бар (4 модуля) до  100 бар (20 модулей).
Вихревые модули могут быть вставлены в трубу. Предпочтительно, наружный диаметр вихревых модулей немного меньше, чем внутренний диаметр отсоединяемой трубы. Предпочтительно, он на 1 мм меньше.
Редукционная арматура (единицы редукционной арматуры) может быть расположена выше по потоку или ниже по потоку относительно трубы, содержащей вихревые модули. Внутренний диаметр трубы составляет от 1,27 см (1/2 дюйма) до 10,16 см (4 дюйма), предпочтительно от 1,27 см (1/2 дюйма) до 7,62 см (3 дюйма).
Если расход в скважине будет слишком большим, существует возможность очень быстрой замены всех модулей на модули с меньшими или большими отверстиями для согласования снижения давления с заданным расходом.
Более того, это оборудование может быть использовано для нагнетания под водой, при котором двумя единицами редукционной арматуры управляют с поверхности посредством гидравлического двигателя, а сама труба присоединена посредством быстроразъемных соединений, что обеспечивает достаточно простое отсоединения, изменение количества модулей и повторное присоединение.
Подобным образом, могут быть встроены одна или более единиц арматуры для редукции давления и сужения или расширения диапазона управления.
Цель настоящего изобретения также заключается в предоставлении способа уменьшения давления нагнетания водного полимерного раствора в зависимости от давления в скважине за счет применения устройства согласно настоящему изобретению в способе повышения нефтеотдачи. Снижение давления, создаваемое в клапане или вихревом модуле, составляет не более 5 бар, предпочтительно от 1 до 5 бар.
Настоящее изобретение и вытекающие из него преимущества станут ясны из нижеследующего примера, подкрепленного прилагаемыми фигурами.
На фиг. 1 показан схематический вид устройства регулирования давления, которое может быть соединено в одну линию с магистральным трубопроводом. Устройство последовательно содержит два клапана (1), каждый из которых обеспечивает максимальное понижение давления, составляющее 5 бар, два манометра (2) для контроля давления и отсоединяемую трубу (3), содержащую 10 вихревых модулей (4), каждый из которых обеспечивает максимальное понижение давления, составляющее 5 бар. В целом, это устройство выполнено с возможностью регулирования давления максимум на 60 бар.
На фиг. 2 показан схематический вид одной части отсоединяемой трубы (3), внутренний диаметр которой составляет 60 мм, содержащей два вихревых модуля (4), которые имеют длину 100 мм, наружный диаметр 59 мм, внутренний диаметр 50 мм, причем каждый модуль имеет центральное отверстие с диаметром 14 мм.
За счет использования тех же скважин, что и в примере 1 документа US 2016/0168954, и того же полимера были получены следующие результаты.
Пример
В четыре скважины под давлением 160 бар закачивают воду, в которую домешивают полимер в дозировке 500 ч. на млн. посредством закачивания триплекс-насосом, и нагнетанием после закачки воды.
3
Установленный расход на скважину, составляющий 19 м/ч, измерен электромагнитным расходомером.
Устройство снижения давления содержит:
- два двухдюймовых игольчатых клапана с манометрами, обеспечивающими регулирование снижения давления от 1 до 5 бар;
3
- трубу с внутренним диаметром 60 мм, которая может вмещать модули с наружным диаметром 59 мм и внутренним диаметром 50 мм. Крышки оснащены проходом, составляющим 14 мм, для создания снижения давления на 5 бар на 19 м/ч.
В скважине с давлением 130 бар в трубе размещены 5 модулей, и давление может редуцироваться с помощью 2 единиц арматуры от 125 до 135 бар.
В скважине с давлением 125 бар в трубе размещены 6 модулей, и давление может редуцироваться от 120 до 130 бар.
В скважине с давлением 120 бар в трубе размещены 7 модулей, и давление может редуцироваться от 115 до 125 бар.
В скважине с давлением 110 бар  в трубе размещены 9 модулей, с обеспечением возможности редукции от 105 до 115 бар.
Как и в предыдущих испытаниях, отмеченная деструкция составляет менее 5% даже при разности давлений 50 бар.
Если в скважине со временем будет наблюдаться увеличение давления, что происходит часто, труба будет демонтирована и модуль будет снят, что является простой операцией.
Эта простая, компактная и экономичная система соответствует текущим требованиям нефтедобывающих компаний.