СПОСОБ ИНГИБИРОВАНИЯ СКВАЖИН Российский патент 2020 года по МПК E21B37/06 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ингибиторной защиты ствола насосно-компрессорных труб (далее НКТ) и подземного оборудования (далее ПО) скважины, в том числе при освоении скважин с низкими пластовыми давлениями, исключая затраты, связанные с вызовом притока пластовой смеси после проведения процесса ингибирования.

Из существующего уровня техники известны различные способы ингибирования скважин. Наиболее распространенным является способ периодической продавки ингибитора в призабойную зону, так называемый метод ингибиторной «пробки». Данный способ ингибирования скважины включает в себя закачку раствора ингибитора коррозии в призабойную зону скважины через ее обвязку и насосно-компрессорные трубы при закрытой выкидной линии путем продавки раствора ингибитора коррозии в пласт продавочной жидкостью, выдержку давления жидкости на устье скважины в течение времени, необходимого для адсорбции ингибитора пластом с последующим выносом его для обеспечения непрерывного ингибирования НКТ и ПО скважины при ее эксплуатации в течение расчетного периода.

Известен способ доставки реагента в скважину (патент РФ №2464409 «Способ доставки реагента в колонну лифтовых труб скважины», Е21В 34/06, Е21В 37/06, Е21В 43/12, опубликовано 20.10.2012), заключающийся в использовании колонны лифтовых труб с глубинным насосом и пакером, отличающийся тем, что глубинный насос снабжают обратным клапаном, выше насоса на ближайшем расстоянии к нему располагают с внешней стороны лифтовой трубы обратный клапан, обеспечивающий односторонний проход жидкости из лифтовой трубы в межтрубное пространство, само межтрубное пространство заполняют технической жидкостью с ингибитором коррозии необходимой концентрации, давление в межтрубном пространстве поддерживают не выше допустимого значения с помощью электроконтактного манометра, связанного с пультом управления работой глубинного насоса, а закачку реагента в колонну лифтовых труб ведут с устья скважины при открытой задвижке межтрубного пространства.

Недостатком данного способа является использование глубинного насоса и обратного клапана, так как в случае выхода из строя глубинного насоса или, что чаще происходит на практике, разрушение ингибиторных (обратных) клапанов, работы по ингибированию ствола насосно-компрессорных труб и подземного оборудования скважины произвести не представляется возможным по причине отсутствия возможности их извлечения с целью замены без проведения работ по капитальному ремонту скважины. Дополнительно, в процессе эксплуатации скважин возникает ряд ситуаций, в результате которых обратные клапаны заменяют глухими пробками или на их месте устанавливают клапаны аварийного глушения, что также исключает в дальнейшем возможность проведения работ по ингибированию.

Дополнительным недостатком данного способа является то, что скважины в процессе эксплуатации по различным причинам имеют негерметичное затрубное пространство, что приводит к безвозвратным потерям раствора из затрубного пространства, а также попаданию в него газа и жидкости, активирующих коррозионные процессы.

Наиболее близким, принятым за прототип, техническим решением к заявляемому изобретению является способ периодической подачи химических реагентов (патент РФ №2264530 «Способ периодической подачи химических реагентов в обрабатываемый объект», Е21В 43/00, Е21В 37/06, Е21В 41/02, опубликовано 20.11.2005), включающий соединение источника давления - газа и емкости с химическим реагентом с обрабатываемым объектом и закачку химического реагента в объект без его остановки или проведение технологической выдержки и запуск в эксплуатацию, отличающийся тем, что в качестве объекта выбирают затрубное пространство скважины или наземный трубопровод, в качестве источника газа - затрубное пространство добывающей скважины, в котором накапливают газ путем кратковременного перекрытия задвижки на устьевой арматуре до превышения давления над таковым в обрабатываемой скважине или наземном трубопроводе не менее чем на 0,2 МПа.

Недостатком данного способа при проведении ингибирования является его прямое использование только для обеспечения закачки химического реагента в обрабатываемый объект, без возможности оказания управляющего воздействия на процесс ингибирования (нанесения защитной пленки на обрабатываемую поверхность с доведением ингибитора до забоя скважины).

Задачей, решаемой изобретением, является разработка способа по проведению работ по ингибиторной защите ствола насосно-компрессорных труб и подземного оборудования скважины путем нанесения на внутреннюю поверхность последних защитной пленки с доведением ингибитора газообразным азотом до забоя скважины и задавки его в пласт, обеспечивающего их надежную защиту от протекающих процессов коррозии, снижающего отрицательное влияние избыточного давления гидростатического столба ингибитора на продуктивный пласт с целью исключения последующего проведения дополнительных работ по интенсификации притока скважины, исключения простоя скважины для накопления энергии и как следствие, сокращение потерь дебита скважин после выполнения на них работ по ингибированию, исключающего сжигание больших объемов продавочных жидкостей на горизонтальное факельное устройство, а также оптимизирующего затраты при проведении работ по ингибированию скважин.

Для решения поставленной задачи предлагается способ ингибирования скважин, включающий доведение ингибитора газообразным азотом до забоя скважины и задавки его в пласт, отличающийся тем, что перед подачей ингибитора в скважину производят работы по очистке лифтовой колонны путем подачи через линию глушения скважины газообразного азота в НКТ остановленной скважины до установления стационарного давления на устье скважины, свидетельствующего о полном вытеснении пластовой смеси и поступления азота в призабойную зону пласта (далее ПЗП), подачу ингибитора производят через тройник смешения в линию глушения скважины в распыленном виде потоком газообразного азота, а после завершения подачи ингибитора, подачу газообразного азота в НКТ скважины продолжают в объеме, равном или большем, затраченному на очистку лифтовой колонны скважины, до полного вытеснение ингибитора в призабойную зону скважины, после завершения подачи газообразного азота, скважину выдерживают в неработающем режиме не менее 24 часов для обеспечения адсорбции ингибитора коррозии в ПЗП, пуск скважины в работу производят непосредственно в шлейфовый трубопровод скважины на эксплуатационном режиме.

Предварительная подача газообразного азота по линии глушения скважины производится для вытеснения из нее находящейся там жидкости (пластовая смесь, раствор ингибитора) и определения приемистости скважины по лифтовой колонне с целью последующего выхода на режим закачки.

Контроль окончания работ по очистке лифтовой колонны производят на основании установления стационарного давления на устье скважины, свидетельствующего о полном вытеснении пластовой смеси и поступлении азота в призабойную зону пласта.

Использование газообразного азота обусловлено его инертными физико-химическими свойствами и отсутствием влияния на гидродинамические процессы, протекающие как при добыче, так и переработке углеводородного сырья.

Подача ингибитора в распыленном виде потоком газообразного азота производится посредством обвязки насосного агрегата подачи ингибитора и азотной установки подачи газообразного азота с линией глушения скважины через тройник смешения.

Распыление ингибитора газообразным азотом обеспечивает увеличение площади его удельной поверхности за счет образования при распылении сперва тонких жидких нитей и пленок, с последующим их распадом до мелких частиц под действием больших скоростей движения распыливаемого ингибитора, т.е. за счет создание больших аэродинамических сил, действующих на него. Образовавшиеся под действием внешних сил, турбулентных пульсаций и сил поверхностного натяжения мелкие частицы ингибитора принимают сферическую форму с образованием монодисперсной среды - аэрозоля.

Подача ингибитора в распыленном таким способом виде потоком газообразного азота, обеспечивает следующие преимущества:

- достижение максимальной гомогенизации ингибитора коррозии в газообразном азоте с образованием аэрозоля, обеспечивающей нанесение защитной пленки по всей обрабатываемой поверхности скважины с доставкой ингибитора коррозии именно в пласт, предотвращая скопление ингибитора коррозии в зумпфе скважины ниже проницаемого интервала продуктивного пласта, а также способствующей увеличению глубины проникновения в пласт и повышению площади поверхности контакта ингибитора с продуктивным пластом;

- отсутствие отрицательного воздействия от гидростатического давления, создаваемого продавочными жидкостями при задавке ингибитора коррозии в пласт. Вследствие этого не возникает трудностей при освоении и вызове притока пластовой смеси после проведения ингибирования НКТ, а также не требуется продолжительное время отстоя для набора пластового давления.

Достигаемым техническим результатом, обеспечиваемым указанной выше совокупностью признаков, является оптимизация затрат при проведении работ по ингибированию скважин.

Сущность изобретения, а именно осуществление способа ингибирования скважин, поясняется примером, который включает следующий ряд технологически последовательных операций при проведении работ по ингибированию скважины: остановка эксплуатационной скважины с последующим снятием давления с линии глушения в амбар или шлейф скважины, обвязка насосного агрегата подачи ингибитора и линии глушения скважины с использованием тройника смешения, обвязка всасывающей линии насосного агрегата с емкостным парком ингибитора через манифольд низкого давления, обвязка азотной установки с тройником смешения к линии глушения скважины, обвязка всасывающей линии азотной установки с емкостным парком жидкого азота через манифольд низкого давления, опрессовка линии закачки ингибитора коррозии и линии подачи газообразного азота на расчетное давление, производство работ по очистке лифтовой колонны путем подачи через линию глушения скважины газообразного азота в НКТ остановленной скважины до установления стационарного давления на устье скважины, производство работ по подаче ингибитора через тройник смешения в линию глушения скважины в распыленном виде потоком газообразного азота до полного расхода расчетного количества ингибитора, производство работ по продолжению закачки в НКТ скважины газообразного азота в объеме, равном или большем, затраченном на очистку лифтовой колонны скважины, по окончании закачки газообразного азота в НКТ скважины, стравливание давления с линии глушения скважины и демонтаж с нее насосного агрегата, азотной установки и тройника смешения, выдерживание скважины в неработающем режиме не менее 24 часов для обеспечения адсорбции ингибитора коррозии в ПЗП, пуск скважины в работу непосредственно в шлейфовый трубопровод на эксплуатационном режиме.

Предлагаемое решение в качестве изобретения применяется в промышленных масштабах в Газопромысловом управлении ООО «Газпром добыча Астрахань» при производстве работ по ингибиторной защите ствола насосно-компрессорных труб и подземного оборудования скважины, где в качестве ингибитора, при осуществлении предлагаемого способа ингибирования скважин, используется 15% раствор ингибитора коррозии марки «Додиген» в дизельном топливе.

Химический состав товарной формы ингибитора марки «Додиген»: продукт конденсации полиаминов и алкилкарбоновых кислот в высококипящих углеводородах, содержащий ароматические углеводороды. Ингибитор марки «Додиген» не содержит тяжелые металлы или хлорированные углеводороды, является концентрированной формой, содержание активной части в которой 70%.

Необходимое количество товарной формы ингибитора марки «Додиген» для проведения закачки рассчитывается по эмпирической формуле:

V=2⋅W⋅ν⋅τ, л

где:

W - среднесуточная производительность скважины, нм3/сут;

ν - удельный расход товарной формы ингибитора в литрах на 10⁶ нм³ газа, заявляемый производителем ингибитора;

τ - время непрерывной работы скважины, сут. Принято рассчитывать на 12 месяцев (365 суток) в условиях проведения ингибирования скважины 1 раз в год;

2 - коэффициент, учитывающий возможность необратимой адсорбции ингибитора пластом и неравномерность его выноса в процессе десорбции.

В качестве азотной установки при осуществлении предлагаемого в качестве изобретения способа ингибирования скважин используется азотно-конверторная установка со следующими техническими характеристики:

- максимальное рабочее давление 690 атм;

- давление гидравлического испытания оборудования 1050 атм;

- максимальный расход газообразного азота на выходе 5100 м³/час, 85 м³/мин;

- температура газа на выходе при расходе до 40 м³/мин составляет 15°-20°С.

В состав установки входит: рама установки, криогенный подкачивающий насос, триплексный насос, система расхолаживания и нагрева азота и все необходимые приборы системы контроля и управления установкой. Два насоса и испаритель установки соединены с силовой установкой дизельного двигателя, при работе которого конвертируется ненужная энергия системы охлаждения двигателя в полезную энергию для испарения азота.

Контроль результатов процесса ингибирования НКО и ПО скважин производится по содержанию ингибитора в углеводородном конденсате добываемого флюида. Данные результаты применения, предлагаемого в качестве изобретения способа ингибирования скважин, на одной из скважин Астраханского газоконденсатного месторождения, с основными характеристиками скважины, представленными в таблице 1, по сравнению со способом, известным из существующего уровня техники путем продавки раствора ингибитора коррозии в пласт продавочной жидкостью, приведены в таблице 2.

Полученные данные говорят о том, что уровень выносимого ингибитора из скважины в предлагаемом в качестве изобретения способе ингибирования скважин выше уровня при продавке раствора ингибитора коррозии в пласт продавочной жидкостью, что свидетельствует о наличии большего количества ингибитора продавленного в призабойную зону пласта и более высокой эффективности данного способа ингибирования НКО и ПО скважин, обеспечивающего их надежную защиту от протекающих процессов коррозии.

При осуществлении изобретения получен технический результат, заключающийся в ингибиторной защите ствола насосно-компрессорных труб и подземного оборудования скважины, обеспечивающий их надежную защиту от протекающих процессов коррозии, при котором снижается отрицательное влияние избыточного давления гидростатического столба ингибитора на продуктивный пласт, исключая последующее проведение дополнительных работ по интенсификации притока скважины и простоя скважины для накопления энергии, и как следствие, сокращение потерь дебита скважин после выполнения на них работ по ингибированию.

Из патентной литературы не известны способы ингибирования скважин с идентичными существенными признаками заявляемому техническому решению, что говорит о его новизне и соответствию этому критерию для изобретения.

Совокупность изложенных выше существенных признаков необходима и достаточна для реализации задачи заявляемого решения. При этом между совокупностью существенных признаков и задачей, поставленной и решаемой изобретением, существует причинно-следственная связь, при которой сама совокупность признаков является причиной, а решаемая ими задача является следствием. Исходя из этих доводов, правомерен вывод о том, что заявляемое техническое решение соответствует установленному критерию - изобретательский уровень (неочевидность).

Заявляемое техническое решение может быть неоднократно реализовано с получением указанного выше технического результата.

Решение, таким образом, соответствует критерию «промышленная применимость».

Технико-экономическое преимущество заявляемого изобретения заключается в оптимизации затрат при проведении работ по ингибированию скважин, исключая последующее проведение дополнительных работ по интенсификации притока скважины и простоя скважины для накопления энергии, и как следствие, сокращение потерь дебита скважин после выполнения на них работ по ингибированию.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ингибиторной защиты ствола насосно-компрессорных труб и подземного оборудования скважины, в том числе при освоении скважин с низкими пластовыми давлениями. При осуществлении способа перед подачей ингибитора в скважину производят работы по очистке лифтовой колонны путем подачи в нее газообразного азота до установления стационарного давления на устье скважины. Подачу ингибитора в скважину производят в распыленном виде потоком газообразного азота, а после завершения подачи ингибитора подачу газообразного азота продолжают в объеме, равном или большем затраченному на очистку лифтовой колонны скважины, до полного вытеснения ингибитора в призабойную зону скважины. После завершения подачи газообразного азота скважину выдерживают в неработающем режиме не менее 24 часов для обеспечения адсорбции ингибитора коррозии в призабойную зону пласта. Пуск скважины в работу производят непосредственно в шлейфовый трубопровод скважины на эксплуатационном режиме. Обеспечивается надежная защита от коррозии, снижается отрицательное влияние избыточного давления гидростатического столба ингибитора на продуктивный пласт, исключая последующее проведение дополнительных работ по интенсификации притока скважины и ее простои, сокращение потерь дебита скважин после выполнения работ по ингибированию. 2 табл.

Способ ингибирования скважин, включающий доведение ингибитора газообразным азотом до забоя скважины и задавку его в пласт, отличающийся тем, что перед подачей ингибитора в скважину производят работы по очистке лифтовой колонны путем подачи через линию глушения скважины газообразного азота в НКТ остановленной скважины до установления стационарного давления на устье скважины, подачу ингибитора производят через тройник смешения в линию глушения скважины в распыленном виде потоком газообразного азота, а после завершения подачи ингибитора подачу газообразного азота в НКТ скважины продолжают в объеме, равном или большем затраченному на очистку лифтовой колонны скважины, до полного вытеснения ингибитора в призабойную зону скважины, после завершения подачи газообразного азота скважину выдерживают в неработающем режиме не менее 24 часов, обеспечивая адсорбцию ингибитора коррозии в призабойной зоне пласта, пуск скважины в работу производят непосредственно в шлейфовый трубопровод скважины на эксплуатационном режиме.