СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Российский патент 2008 года по МПК E21B37/06 

Способ и устройство согласно предлагаемой группе изобретений относятся к технике, предназначенной для подачи жидких ингибиторов при помощи насосного агрегата в затрубное пространство куста нефтяных скважин для предотвращения солеотложения, парафиноотложения и коррозии.

Под кустом нефтяных скважин понимается специальная площадка искусственного происхождения, участка территории месторождения с расположенными на ней устьями скважин, удаленных друг от друга на расстоянии не менее пяти метров, или одиночные скважины, удаленные друг от друга на расстояние не менее 50 м. Количество скважин в кусте определяется проектом разработки месторождения.

Способ и устройство согласно предлагаемой группе изобретений могут использоваться при добыче нефти с использованием установок электроцентробежных насосов, штанговых глубинных насосов, иных методов с наличием циркуляции между насосно-компрессорной трубой и затрубным пространством нефтяной скважины, причем нефтяная скважина не должна фонтанировать по затрубному пространству.

Известны следующие способы и устройства для подачи реагентов в скважину посредством дозировочных установок.

Из патента РФ №2167272 (МПК Е21В 37/06, опубликован 27.01.2001) известен способ подачи ингибитора в скважину. Способ включает подключение линии нагнетания устройства для обработки скважин к затрубному пространству скважины, подачу под давлением при помощи насоса заданного количества ингибитора в затрубное пространство скважины. Известный способ позволяет осуществлять обработку труб ингибитором коррозии.

Однако данный способ не предусматривает возможность обработки скважин несколькими ингибиторами различного вида и назначения, в частности ингибиторами коррозии, ингибиторами солеотложения, ингибиторами парафинообразований и противогидратными ингибиторами, а также данный способ не позволяет производить подачу ингибиторов различного назначения в участки трубопроводов и другое нефтяное оборудование.

Известен способ подготовки и подачи водорастворимого реагента-ингибитора коррозии (патент РФ №2172389, МПК Е21В 37/06, опубликован 20.08.2001).

Способ включает загрузку реагента в контейнер и дозированную подачу его в затрубное пространство скважины.

Данный способ также не позволяет производить последовательную обработку скважины ингибиторами различного назначения за одну операцию подключения к затрубному пространству.

Известен устьевой блок подачи химического реагента по патенту РФ №42059, МПК Е21В 43/00, Е21В 37/06, который опубликован 20.11.2004. Устройство содержит насос-дозатор, соединенный с емкостью, а также манометр и средство контроля расхода ингибитора, выполненное в виде датчика уровня.

Данное устройство не позволяет производить подачу в скважину нескольких ингибиторов за одну операцию. Кроме этого в нем не предусмотрена система промывки трубопроводов. Данное устройство является стационарным.

Известна дозировочная установка по патенту РФ №2238393, МПК Е21В 37/06, который опубликован 20.01.2004.

Дозировочная установка содержит емкость для ингибитора, насос-дозатор, соединенный с ней посредством трубопровода, дополнительную емкость для ингибитора, средство контроля расхода ингибитора, выполненное в виде датчика уровня. На трубопроводе, соединяющем емкость для ингибитора и насос-дозатор, установлены электроконтактный манометр и обратный клапан.

Известная установка не позволяет отслеживать уровень давления подачи ингибитора. При ее использовании ингибитор перемещается в затрубном пространстве под высоким давлением. В результате ингибитор может задавливаться в пласт, что приводит к забиванию зоны перфорации и к самопроизвольному глушению нефтяной скважины, то есть прекращению ее фонтанирования.

Наиболее близким аналогом заявленного способа является способ обработки нефтяных скважин, раскрытый в патенте США US №4375833 (опубликован 08.03.1983, МПК Е21В 43/12). Способ включает подключение линии нагнетания устройства для обработки скважин к затрубному пространству скважины, подачу под давлением при помощи плунжерного насоса ингибитора из емкости через линию нагнетания, соединенную с выходом плунжерного насоса, в затрубное пространство скважины, осуществление контроля расхода ингибитора.

Способ предусматривает возможность автоматического закрытия линии нагнетания и открытия разгрузочного клапана с рециркуляцией ингибитора с помощью насоса обратно по линиям рециркуляции в емкость ингибитора.

Недостатком указанного аналога является невозможность последовательной обработки скважины ингибиторами различных видов за одну технологическую операцию, а также невозможность обслуживания всего куста нефтяных скважин с помощью одного устройства.

Наиболее близким аналогом заявленного устройства является устройство для обработки скважин, описанное в указанном выше патенте US №4375833. Устройство для обработки нефтяных скважин содержит плунжерный насос, выполненный с возможностью дозированной подачи ингибитора в затрубное пространство скважины из емкости, которая соединена со входом плунжерного насоса по линии всасывания ингибитора, линию нагнетания, соединенную с выходом плунжерного насоса и снабженную обратным клапаном, и средство контроля расхода ингибитора.

Известное устройство также не позволяет осуществлять обработку скважины несколькими ингибиторами за одну технологическую операцию.

Кроме этого известное устройство не содержит средств для его перемещения с целью обработки нескольких скважин, а также не содержит средств для предотвращения задавливания ингибитора в пласт при его подаче в затрубное пространство.

Техническим результатом заявленной группы изобретений является:

1) Обеспечение возможности обслуживания многих кустов обрабатываемых скважин с помощью одного устройства и, как следствие, увеличение числа обрабатываемых скважин в единицу времени;

2) обеспечение возможности подачи заданного количества ингибиторов;

3) предотвращение задавливания ингибитора в пласт;

4) обеспечение возможности подачи при одной операции подключения к затрубному пространству скважины нескольких типов ингибиторов, что дает возможность за одну технологическую операцию обработать не только поверхность насосно-компрессорной трубы скважины, но и насосное оборудование при одновременном сокращении временных затрат на подключение к затрубному пространству. Это дает возможность повысить ресурс нефтепромыслового оборудования и в конечном итоге снизить себестоимость добываемой нефти;

5) сокращение расходов ингибитора за счет точного дотирования ингибитора в соответствии с дебитом нефти каждой конкретной скважины и ее рабочих параметров, взятых в отдельности.

Указанный технический результат обеспечивается при реализации способа обработки нефтяных скважин, включающего подключение линии нагнетания устройства для обработки скважин к затрубному пространству скважины, подачу под давлением при помощи плунжерного насоса ингибитора из емкости через линию нагнетания, соединенную с выходом плунжерного насоса, в затрубное пространство скважины, осуществление контроля расхода ингибитора.

Согласно настоящему изобретению устройство для обработки скважин, смонтированное на транспортном средстве высокой проходимости, перемещают между скважинами кустов одного или нескольких месторождений для их последовательной обработки, причем при обработке каждой скважины предварительно снижают давление в затрубном пространстве и устанавливают предельный уровень давления на сигнализирующем манометре, установленном на линии нагнетания, осуществляют последовательную подачу двух и более видов ингибиторов с обеспечением возможности доставки заданного количества каждого ингибитора в зону реагирования через добываемую жидкость под действием собственного веса, при этом осуществляют контроль за величиной давления на линии нагнетания, после окончания подачи каждого вида ингибитора промывают линию нагнетания промывочной жидкостью.

Для повышения эффективности использования патентуемого устройства, именуемого в технической документации МБРХ (мобильный блок реагентного хозяйства), при последовательной подаче двух и более видов ингибиторов в скважину при одной операции первым подают ингибитор с большей плотностью.

Дозировку ингибитора рассчитывают исходя из рабочей концентрации применяемого ингибитора, дебита воды в добываемой жидкости и периода между обработками по формуле:

где D - дозировка ингибитора, л/сут;

Q - дебит воды в добываемой жидкости;

С - рабочая концентрация ингибитора, г/т;

Т - период между обработками, сут;

ρ - плотность ингибитора, кг/л.

Указанный технический результат достигается также при использовании устройства для обработки нефтяных скважин, содержащего плунжерный насос, выполненный с возможностью дозированной подачи ингибитора в затрубное пространство скважины из емкости, которая соединена со входом плунжерного насоса по линии всасывания, линию нагнетания, соединенную с выходом плунжерного насоса и снабженную обратным клапаном, средство контроля расхода ингибитора.

Согласно настоящему изобретению устройство установлено на транспортном средстве высокой проходимости, выполненном с возможностью перемещения между скважинами кустов одного или нескольких месторождений и их последовательной обработки, при этом устройство снабжено по меньшей мере одной дополнительной емкостью, соединенной по линии всасывания со входом плунжерного насоса, емкостью с промывочной жидкостью, а также сигнализирующим манометром, установленным на линии нагнетания, и выполнено с возможностью последовательной подачи двух и более видов ингибиторов в затрубное пространство с обеспечением возможности доставки заданного количества каждого ингибитора в зону реагирования через добываемую жидкость под действием собственного веса.

Далее изобретение поясняется конкретным примером реализации и прилагаемыми чертежами, на которых изображено следующее.

На фиг.1 изображен общий вид устройства для обработки нефтяных скважин.

На фиг.2 изображена гидравлическая схема устройства для обработки нефтяных скважин.

На фиг.1 изображен вариант выполнения устройства для обработки нефтяных скважин, в котором все блоки устройства установлены в фургоне транспортного средства, выполненного с возможностью перевозки упомянутых блоков от одной скважины куста нефтяных скважин к другой.

В рассматриваемом варианте выполнения устройство состоит из транспортного средства (1), плунжерного насоса (2), установленного в фургоне транспортного средства на раме (7), электростанции (3), которая является источником электроэнергии для электродвигателя плунжерного насоса (2). Электростанция (3) установлена в фургоне транспортного средства (1) на раме (8). Шкаф управления (9) установлен в фургоне транспортного средства (1) и предназначен для управления плунжерным насосом (2). Сигнализирующий манометр (12) установлен в линии нагнетания (6) и служит для отключения плунжерного насоса (2) при избыточном давлении ингибитора либо при минимальном давлении, а также в случае падения давления при разрыве линии нагнетания. На полу фургона транспортного средства (1) закреплены две емкости (4), в которых содержатся ингибиторы различного назначения, например ингибитор коррозии и ингибитор солеотложения. В фургоне транспортного средства (1) также установлена и закреплена емкость с промывочной жидкостью (5).

На фиг.2 изображена принципиальная гидравлическая схема устройства для обработки нефтяных скважин.

Две емкости для ингибитора (4) и емкость для промывочной жидкости (5) соединены через шаровые краны по линии всасывания (16) с входом плунжерного насоса (2). Выход плунжерного насоса (2) соединен по линии нагнетания (15) через шаровой кран и обратный клапан (10) с рукавом высокого давления (11) для подключения к затрубному пространству нефтяной скважины (на чертеже не показана). Между плунжерным насосом (2) и обратным клапаном (10) на линии нагнетания (15) установлен сигнализирующий манометр (12). Также выход плунжерного насоса (2) через шаровые краны по линиям рециркуляции (17) соединен с емкостями для ингибиторов (4) и емкостью для промывочной жидкости (5).

Средства контроля расходов ингибиторов выполнены в виде расходомеров (18) на емкостях (4) и уровнемеров (19).

Работа устройства для обработки нефтяных скважин и реализация патентуемого способа обработки нефтяных скважин осуществляется следующим образом.

Перед началом работы необходимо установить транспортное средство (1) с устройством для обработки нефтяных скважин на горизонтальную поверхность и обеспечить охлаждение электростанции (3). Во время работы устройства давление в затрубном пространстве скважины не должно превышать 40 атм. Для проверки герметичности необходимо произвести опрессовку нагнетательной линии (при закрытой затрубной задвижке) путем заполнения ее промывочной жидкостью под давлением, величина которого в полтора раза превышает величину давления подачи ингибитора.

После проверки герметичности необходимо выставить предельный уровень давления на сигнализирующем манометре (12), установленном на линии нагнетания (15), и подключить установку для обработки нефтяных скважин к затрубному пространству с помощью рукава высокого давления (11). Далее определяют наличие циркуляции между трубным и затрубным пространствами. После этого при закрытой затрубной задвижке открывают шаровой кран К1 и подают в затрубное пространство расчетное количество ингибитора, имеющего большую плотность. В рассматриваемом варианте реализации изобретения таким ингибитором является ингибитор солеотложения.

Подача ингибитора солеотложения из соответствующей емкости (4) к дозировочному плунжерному насосу (2) производится через канал линии всасывания (15), соединяющий данную емкость (4) со входом плунжерного насоса (2) путем всасывания ингибитора за счет перемещения плунжера насоса (2).

Плунжерный насос (2) подает ингибитор по линии нагнетания (15), которая заканчивается обратным клапаном (10), соединенным с рукавом высокого давления (11). Обратный клапан (10) предотвращает обратное движение ингибитора при отсутствии в трубопроводе давления, создаваемого дозировочным плунжерным насосом (2).

Из линии нагнетания (15) ингибитор через рукав высокого давления (11) подается в затрубное пространство скважины. При этом шаровые краны К4, К5, К6 линий рециркуляции (17) должны быть закрыты.

Эксперименты показали, что давление на линии нагнетания должно быть в пределах от 15 до 20 атм, предпочтительно 16 атм. С помощью сигнализирующего манометра (12) осуществляется контроль за давлением подачи ингибитора. При превышении давления ингибитора, о чем свидетельствует сигнал манометра (12), отключают линию нагнетания (15), соединяющую выход плунжерного насоса (2) и затрубное пространство обрабатываемой нефтяной скважины, путем остановки плунжерного насоса (2). При снижении давления ингибитора (например, при обрыве линии нагнетания) также производят отключение линии нагнетания (15) путем остановки плунжерного насоса (2). Контролируют расход закачиваемого ингибитора солеотложения с помощью уровнемера (19) и расходомера (18).

После закачивания необходимого (расчетного) количества ингибитора солеотложения в обрабатываемую нефтяную скважину осуществляют выключение плунжерного насоса (2).

Затем переключают плунжерный насос (2) на емкость (5) с промывочной жидкостью. Включают дозировочный плунжерный насос (2) и осуществляют промывку всей линии подачи ингибитора промывочной жидкостью в объеме, в два раза превышающем объем линий нагнетания. Далее выключают дозировочный плунжерный насос и открывают линии рециркуляции (шаровые краны К4, К5, К6), соединяющие выход плунжерного насоса (2) и емкости с ингибиторами (4) и промывочной жидкостью (5).

После промывки линии нагнетания осуществляют подачу другого вида ингибитора - ингибитора коррозии, и т.д., путем повторения всех вышеперечисленных операций.

В других вариантах реализации способа и устройства на транспортном средстве могут быть установлены дополнительные емкости для подачи других видов реагентов.

После осуществления последовательной подачи ингибиторов снижают давление в линии нагнетания (15) до давления в емкостях (4). Контролируют снижение давления с помощью манометра (12). После того как давление снизилось, отключают нагнетательную линию (15) от затрубного пространства скважины.

Затем транспортное средство своим ходом передвигается с закрепленным на нем устройством для обработки скважин к следующей нефтяной скважине куста. И осуществляют обработку следующей нефтяной скважины куста путем повторения всех вышеперечисленных операций.

Длительность обработки одной скважины составляет около 10-15 минут в зависимости от количества закачиваемого ингибитора и производительности дозировочного плунжерного насоса (2).

Мобильность патентуемого устройства позволяет производить большое количество операций за одну рабочую смену. Устройство может перемещаться между скважинами кустов по месторождению, причем в зависимости от удаленности месторождений обеспечивается возможность проведения работ на нескольких месторождениях. Высокая проходимость транспортного средства позволяет проводить работы на месторождениях с нетвердым дорожным покрытием.

Патентуемая установка за счет своей мобильности имеет возможность в течение одной рабочей смены произвести обработку до 25 точек значительно удаленных друг от друга. Например, на месторождении нефти, где проводится работа, скважины удалены друг от друга на расстояние от 2 до 40 км. Обработка осуществляется путем ударной дозировки.

При использовании стационарных установок на одну скважину путем постоянного дозирования ингибитора в течение месяца подается 100 кг ингибитора одного вида. Патентуемое устройство путем ударного дозирования 4 раза в месяц, то есть один раз в неделю, позволяет производить закачку 25 кг ингибитора каждого вида за один раз. Таким образом, осуществляется возможность обработки большого количества скважин с помощью одного мобильного устройства.

Предотвращение задавливания ингибитора в пласт происходит за счет обеспечения возможности доставки заданного количества каждого ингибитора в зону реагирования через добываемую жидкость под действием собственного веса, что выражается в перемещении порций ингибиторов в добываемой жидкости исключительно под действием силы тяжести без сообщения им дополнительного ускорения. Такой режим перемещения обеспечивается за счет использования плунжерного насоса, при помощи которого осуществляется подача заданного количества ингибитора в затрубное пространство. При этом порции ингибиторов из линии нагнетания, давление в которой поддерживается в пределах заданного диапазона значений и контролируется при помощи сигнализирующего манометра, поступая в затрубное пространство, свободно стекают в направлении зоны перфорации. При такой системе подачи ингибитор впрыскивается в затрубное пространство, а далее самотеком поступает через столб жидкости в зону приема насоса, что позволяет избежать задавливания ингибиторов в пласт.

Предотвращение задавливания ингибитора в зону перфорации происходит также за счет того, что ингибитор подается не в насосно-компрессорную трубу, а в затрубное пространство скважины, в то время как скважина продолжает работать. При этом ингибитор стекает по затрубному пространству и поступает на прием ЭЦН (электрического центробежного насоса) за счет наличия циркуляции между насосно-компрессорной трубой и затрубным пространством нефтяной скважины.

При смешении ингибитора коррозии с водной фазой добываемой жидкости происходит смешивание поверхностно-активных веществ ингибитора, которые в дальнейшем создают защитную пленку на поверхности насосно-компрессорной трубы.

После поступления на прием электроцентробежного насоса ингибитора солеотложений ингибитор, попадая в водную фазу, растворяется и предотвращает образование ионов солей, что в конечном счете предотвращает образование солей на рабочих элементах ЭЦН и обеспечивает долговременную безаварийную работу насосов.

Таким образом, обеспечивается возможность подачи при одной операции подключения к затрубному пространству скважины нескольких видов ингибиторов, что дает возможность за одну технологическую операцию обработать не только поверхность труб скважины и защищать ее от коррозии, но и защитить насосное оборудование при одновременном сокращении временных затрат на подключение к затрубному пространству. Это дает возможность повысить ресурс нефтепромыслового оборудования и в конечном итоге снизить себестоимость добытой нефти.

Возможность после окончания подачи каждого вида ингибитора осуществлять промывку линии нагнетания позволяет применять разные типы ингибиторов.

Дозирование ингибитора (в литрах) рассчитывается исходя из рабочей концентрации применяемого ингибитора, дебита нефти, жидкости или воды и периода между обработками. Таким образом, подача ингибитора осуществляется с учетом реального дебита каждой скважины так, чтобы обеспечить необходимый уровень дозировки ингибитора для любых типов скважин.

Возможность осуществлять последовательную подачу двух и более видов ингибиторов с обеспечением возможности подачи заданного количества каждого ингибитора в затрубное пространство одной скважины, позволяет защитить скважинное оборудование от коррозии, от образования солей, защищать фонд скважин от парафино-смолообразований.

Низкая стоимость эксплуатационных расходов патентуемого устройства для обработки скважин, в технологической документации именуемого также МБРХ (мобильный блок реагентного хозяйства) или УДРМ (устройство дозирования реагентов мобильное), делает его незаменимым и востребованным инструментом в нефтегазодобывающей промышленности.

Способ и устройство согласно предлагаемой группе изобретений относятся к технике, предназначенной для подачи жидких ингибиторов при помощи насосного агрегата в затрубное пространство куста нефтяных скважин для предотвращения солеотложения, парафиноотложения и коррозии. Обеспечивает увеличение числа обрабатываемых скважин в единицу времени, возможность закачивания ингибитора в нужном количестве, предотвращение задавливания ингибитора в пласт, возможность подачи при одной операции нескольких видов ингибиторов, сокращение расходов ингибитора. Сущность изобретения: по способу подключают линию нагнетания устройства для обработки скважин к затрубному пространству скважины. Подают под давлением при помощи плунжерного насоса ингибитор из емкости через линию нагнетания, соединенную с выходом плунжерного насоса, в затрубное пространство скважины. Осуществляют контроль расхода ингибитора. Согласно изобретению устройство, смонтированное на транспортном средстве высокой проходимости, перемещают между скважинами кустов одного или нескольких месторождений для их последовательной обработки. При обработке каждой скважины предварительно снижают давление в затрубном пространстве и устанавливают предельный уровень давления на сигнализирующем манометре, установленном на линии нагнетания. Осуществляют последовательную подачу двух и более видов ингибиторов с обеспечением возможности доставки заданного количества каждого ингибитора в зону реагирования через добываемую жидкость под действием собственного веса. Осуществляют контроль за величиной давления на линии нагнетания. После окончания подачи каждого вида ингибитора промывают линию нагнетания промывочной жидкостью. Устройство для обработки нефтяных скважин содержит плунжерный насос, выполненный с возможностью дозированной подачи ингибитора в затрубное пространство скважины из емкости, которая соединена со входом плунжерного насоса по линии всасывания, линию нагнетания, соединенную с выходом плунжерного насоса и снабженную обратным клапаном, средство контроля расхода ингибитора. Устройство снабжено по меньшей мере одной дополнительной емкостью, соединенной по линии всасывания со входом плунжерного насоса, емкостью с промывочной жидкостью, а также сигнализирующим манометром, 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ обработки нефтяных скважин, включающий подключение линии нагнетания устройства для обработки скважин к затрубному пространству скважины, подачу под давлением при помощи плунжерного насоса ингибитора из емкости через линию нагнетания, соединенную с выходом плунжерного насоса, в затрубное пространство скважины, осуществление контроля расхода ингибитора, отличающийся тем, что устройство для обработки скважин, смонтированное на транспортном средстве высокой проходимости, перемещают между скважинами кустов одного или нескольких месторождений для их последовательной обработки, причем при обработке каждой скважины предварительно снижают давление в затрубном пространстве и устанавливают предельный уровень давления на сигнализирующем манометре, установленном на линии нагнетания, осуществляют последовательную подачу двух и более видов ингибиторов с обеспечением возможности доставки заданного количества каждого ингибитора в зону реагирования через добываемую жидкость под действием собственного веса, при этом осуществляют контроль за величиной давления на линии нагнетания, после окончания подачи каждого вида ингибитора промывают линию нагнетания промывочной жидкостью.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при последовательной подаче двух и более видов ингибиторов в скважину при одной операции первым подают ингибитор с большей плотностью.3. Способ по п.1, отличающийся тем, что дозировку ингибитора рассчитывают исходя из рабочей концентрации применяемого ингибитора, дебита воды в добываемой жидкости и периода между обработками по формуле

где D - дозировка ингибитора, л/сут;

Q - дебит воды в добываемой жидкости;

С - рабочая концентрация ингибитора, г/тонна;

Т - период между обработками, сут;

ρ - плотность ингибитора, кг/л.