Разработка способа защиты нефтепромысловой трубы

Разработка способа защиты нефтепромысловой трубы

Михайлов В.А., доцент, канд.хим.наук, Мастер ТРИЗ,

Михайлов А.Л., доцент, канд.физ-мат.наук,

Жариков Л.К., доцент, канд.техн.наук

(г. Чебоксары, ОО ТРИЗ-Чебоксары)

            Скважинная жидкость, которую откачивают на нефтепрмыслах из недр Земли с глубин более 1000 м с помощью глубинных насосов, содержит воду, нефть (смесь жидких углеводородов от С5 до С50), газ метан (от 10 до 300 куб.м (н.у.)/куб.м нефти), сжиженные газы этан, пропан, СО2 (с Ткрит= от 0 до 100°С) 0,1-1% от метана. Давление в скважине по мере подъёма жидкости меняется от 30 до 0,1 МПа, при этом уменьшается растворимость метана (по закону Генри и уже на глубине 1000 м начинают выделяться его пузырьки), на глубине около 500 м, когда давление становится чуть меньше Ркрит, вскипают жидкие газы, образуя микропузырьки с давлением пара 100 МПа,которые тотчас же взрываются. Такие микровзрывы опасны для трубы, если они происходят непосредственно на поверхности более крупного пузырька метана, прилипшего к стенке трубы. При этом куммулируются взрывные волны от множества микропузырьков вскипевшего газа. В результате в этой зоне на стенках труб (толщиной 10 мм) образуются ямки глубиной до 3 мм вследствие кавитационной эрозии в течение 40 дней эксплуатации трубы. Эти ямки распространены на участке трубы 30-50 см (рис. 1). По этой причине через 40 дней использования отбор нефти прекращают, колонну труб извлекают и сдают в металлолом. Рассмотрение патентов ФИПС РФ и США показало, что мы не нашли ни одной попытки решать техническую задачу по защите НКТ от кавитационной эрозии.[1, 2]

 Рис. 1. Схема влияния пузырьков газа на кавитационную эрозию стали в трубе(НКТ): 1 – паровыепузырьки вскипевшего жидкого газа в объеме жидкости; 2 – паровые пузырьки вскипевшего жидкого газа у поверхности НКТ; 3 – пузырёк газа, прилипший к поверхности НКТ в зоне эрозии; 4 – вектор взрывных волн множества паровых пузырьков, кумулированных с помощью пузырька газа; 5 – вид зоны эрозии в увеличенном масштабе; 6 – зона кавитационной эрозии на поверхности НКТ; 7 – поток смеси нефти, воды и газа (скважинной жидкости); 8 – стенка НКТ

            Поиск решений

Для разработки способа защиты насосно-компрессорной трубы (НКТ) приме’ним алгоритм генерации идей [3, 4]. Определим «Цель решения»: Мы хотим защитить сталь НКТ от кавитационной эрозии (техническая задача), чтобы снизить трудоёмкость и расходы на эксплуатации скважины (сейчас каждые 40 дней сбрасывают в металлолом до 150-200 труб стоимостью 2-5 млн руб – экономическая цель) и уменьшить нагрузку на бригаду операторов нефтепромысла (улучшить условия труда).

            Идеальный конечный результат (ИКР): НКТ используется непрерывно весь период эксплуатации скважины за счёт исключения в ней явлений кавитационной эрозии.

            Выбор направления поиска: 1) нужно увеличить продолжительность работы НКТ; 2) нужно устранить эрозию (разрушение) внутренней поверхности за счёт кавитации на глубине скважины около 500 м; выбираем направление 2.

            Поиск идей решения с помощью списка 30 абстрактных изобретательских приёмов и выявлением ресурсов рассматриваемой технической системы (ТС): поверхность НКТ в глубине скважины около 500 м, пузырёк газа, прилипший к стенке трубы, и множество прилипших к пузырьку газа микропузырьков пара вскипевшего жидкого газа. В группе «ресурсы»таблицы перечня приёмов: «вещества» и «информация»–свойства веществ скважинной жидкости нельзя никак изменить, именно поэтому задача рассматривалась ранее как «нерешаемая» и не найдено в патентных фондах ни одной попытки её решить. В группе «время», видимо, приём «заранее» даёт нам неопределённую подсказку: надо что-то сделать до начала работы скважины. В группе «пространство» приём «другое измерение» даёт неясную подсказку что-то в ТС переместить, а приём «вынесение» - конкретную подсказку: вынести вредное явление с глубины на поверхность, тогда будут возможности контролировать место и степень эрозии, легко заменять повреждённый участок НКТ и иметь резервный участок на время ремонта-замены повреждённого участка трубы. В группе «структура»: приём «исключение» - подтверждает результат вынесения (исключается эрозия трубы глубоко под землёй) и «посредник» - возможность применения резервной трубы на время ремонта, чтобы не прерывать процесс откачки скважинной жидкости. Наконец, в группе «условия и параметры» выбрали приём «управление» - из него следует, что, во-первых, мы можем подкрутить выходной вентиль (дроссель) НКТ так, чтобы давление поднять на выходе до величин порядка 5-6 МПа (чуть выше Р крит вскипающей при понижении Р жидкости) – тогда будет обеспечено «вынесение вредного явления» из глубины на поверхность, и, во-вторых, плавно «управлять» давлением на выходе перед дросселем (например, от 0,1 до 2 МПа, как-то повышая его каждую неделю на 0,01 МПа) так, чтобы за 10-50 недель «размазать» зону эрозии вместо ранее наблюдавшихся 30 см до 50-100 м путём повышения этих зон с глубины 500 до 450-400 м.При таком управлении процессом откачки скважинной жидкости ямки от эрозии стали будут образовываться меньше 0,5 мм и будут распределены на внутренней поверхности 5-10 труб их комплекта, составляющего в целом до 150-200 труб общей длиной 1000-2000 м.

Ранее дроссель был открыт в процессе откачки фиксировано так, чтобы обеспечить заданную производительность данной скважины. В концепцию нашего предложения включаем 2 пункта, основанных на «управлении» вентилем-дросселем: 1) прикрыть его так, чтобы давление в НКТ перед дросселем было на 0,1-0,2 МПа выше, чем величина Ркр того сжиженного газа, который «виновен» в явлении кавитации (для этана и пропана это давление 5,0 МПа, для СО2 – 6,0 МПа), это позволит «вынести» вредный процесс эрозии трубы в её поверхностный участок; этот участок НКТ можно усилить, можно на трубе в месте эрозии установить прибор контроля степени эрозии и, по мере приближения к аварийной ситуации, закрыть вентиль отбора данной трубы выхода и открыть вентиль резервной трубы отбора, так чтобы откачка скважинной жидкости из данной НКТ не прерывалась во время ремонта перекрытого участка; ожидается в этом случае снижение суточной производительности откачки нефти, которое компенсируется частично непрерывностью этого процесса; ожидается уменьшение напряжённости работы операторов нефтепромысла и, вследствие этого, снижение вероятности аварий на данной скважине; ожидается большая экономия текущих затрат на приобретение и замену НКТ за счёт продления работоспособности его комплекта с 40 до 100-300 дней непрерывной работы; (рис. 2)

2) другой способ состоит в постоянном управлении выходным дросселем по определённому закону, например, через неделю подкручивать его еженедельно так, чтобы повышать давление перед дросселем на 0,01 МПа в течение 100-300 дней; в результате такого управления дросселем зоны кавитационной эрозии будут еженедельно подниматься по НКТ на 1 м, в каждой зоне глубина эрозии уменьшиться в 5-10 раз, и эрозия будет «размазана» по внутренней поверхности трубы длиной 10-100 м – так что влияние эрозии на падение прочности стенок трубы будет пренебрежимо мало. Полагаем, в этом случае данный фактор (кавитационная эрозия) перестанет быть главным ограничением длительности работы комплекта НКТ – такими станут другие факторы (продолжительность работы глубинного насоса, электрохимическая коррозия, осаждение на стенки труб парафина и др.).

Рис. 2. Схема нефтепромысла в результате решения задачи и под контролем АСУТП:
1 – газгольдер для газов, выделившихся при 0,1 МПа из скважинной жидкости; 2 – отстойник скважинной смеси жидкостей, разделитель нефти и воды; 3 – сепаратор газа и жидкости при 0,1-0,2 МПа; 4 – дроссель сброса давления с 5 до 0,1-0,2 МПа; 5 – накопитель жидкой смеси при повышенном давлении (5 МПа);6 – выходной дроссель НКТ (давление 5 МПа); 7 – обсадная труба; 8 – насосно-компрессорная труба (НКТ); 9 – глубинный насос НКТ;10 – поток нефти, воды и газа; 11 – дроссель для подачи воды в нагнетательную трубу и подземный пласт; 12 – труба для подачи воды; 13 – поток воды; 14 – компрессор для воды; 15 – камера для сбора воды (обратной и поданной из водоёма); 16 – водоём; 17 – нефтеносный пласт; 18 – поверхность Земли; 19 – труба обратной воды из отстойника для её подачи в нагнетательную скважину [RU 2012105744]

 

            Эти два способа (по двум описанным концепциям) стали основой формулы изобретения по нашей заявке на патентRU2012105744[ 5],опубликованной 27.08.2013 в БИ ФИПС. Данное техническое решение может принести значительную экономию средств, ныне затрачиваемых до 9 раз в году по 2-5 млн. руб. на каждую скважину (а таких скважин только у одной крупной нефтедобывающей компании более миллиона).

            В то же время известные методы нефтедобычи позволяют извлекать из недр только 30% нефти из большинства месторождений (до 70% её не извлекаются из пор песчанника). Для поддержания давления в нефтесодержащий пласт обычно закачивают воду или водные растворы электролитов, а вода, даже с добавками поверхностно-активных веществ, не способна существенно увеличить извлечение тяжёлых углеводородов-парафинов из пор. В декабре 2011 г [ 6, 7] опубликованы две заявки на способы более полного извлечения нефти из недр путём закачивания вместо полярной воды разных неполярных жидкостей или сжиженных газов, или их смесей с водой: сероуглерода, углекислого газа, ацетона, разных углеводородов и керосина. Авторы этих двух заявок, видимо, не знают или умалчивают, что здесь возникают технические противоречия. Использование сжиженных неполярных газов будет способствовать повышению нефтеотдачи из пористых песчанников, но такие вещества как жидкий углекислый газ, имеющий Ткрит=31°С, будет вскипать при Т≤30°С иР˂6 МПа, при этом резко усилится эрозия НКТ. Сероуглерод с Ткрит=279°С, возможно, вскипать не будет, но методом перегонки его будет трудно полностью отделить от нефти. Применение с целью увеличения извлечения углеводородов и повышения нефтеотдачи сжиженных газов (СО2, Н2S, CS2, C3H8) при наличии газа метана резко увеличивает кавитационную эрозию в НКТ и без применения предлагаемых нами способов защиты от эрозии[ 5]станут трудно осуществимыми.

            Заключение

            На основе увеличения степени «управления» дросселем как элементом ТС предложены два способа защиты нефтепромысловой насосно-компрессорной трубы от кавитационной эрозии её (НКТ) поверхности вскипающими сжиженными газами при откачке скважинной жидкости, содержащей более 100 куб.м метана (н.у.)/куб.м нефти.

            Первый способ основан на фиксированном давлении перед выходом из скважины, повышенном по сравнению с Ркрит вскипающей жидкости. Второй способ основан на плавном изменении давления на выходе из нефтепромысловой скважины по определённому закону (например, от 0,1 до 10 МПа с шагом 0,01 МПа/неделя). Эти способы позволят существенно (в 2-10 раз) продлить продолжительность откачки скважинной жидкости глубинным насосом с глубин более 1000 мпо сравнению с существующим сроком 40 дней и, соответственно, уменьшить затраты на комплекты НКТ для каждой такой скважины.

            В патентном фонде ФИПС РФ и США нами не обнаружены никакие попытки решения технических задач по защите НКТ от кавитационной эрозии.

            Данные два решения будут весьма полезными при переходе нефтепромыслов на этап повышения нефтеотдачи с 30 до 90-95% с помощью сжиженных газов с неполярными молекулами.

            Литература

  1.  Михайлов В.А., Михайлов А.Л., Жариков Л.К., Павлов А.С. Помощь ТРИЗ при поиске решения «неразрешаемой» задачи //сб. ТРИЗ-фест-2011, МАТРИЗ-СПбГПУ, СПетербург: 2011.С.167-176.
  2. Михайлов В.А. Основы теории систем и решения творческих технических задач / В. Михайлов, Е.Андреев, В.Желтов, В.Гальетов, А. Михайлов. Чебоксары: Изд-во Чуваш.ун-та, 2012. С.109-118.
  3. Малкин С. Презентация программы Генератор идей/15.11.2012:

www. TRIZ-TIGR_Презентация%20ПО%20_Генератор%20Идей_.mht

  1. Zlotin B., Bushev D., Haimov E., Malkin S., Zusman A., Tihkonov A., Pevnev V. Automated problem formulator and solver. Patent US 5581663 (Date Dec., 3, 1996)
  2. Михайлов В.А., Жариков Л.К., Михайлов А.Л., Павлов А.С., Саушин А.В., Ефимов А.Н. Способ защиты насосно-компрессорной трубы от кавитационной эрозии. RU 2012105744, ФИПС БИ-24 (опубл. заявка 27.08.2013)
  3. Берг Ш., Шелл (NL). Системы и способы добычи нефти. RU 2010121883 (опубл. заявка ФИПС БИ-34, 10.12.2011)
  4. Коллинз А.Р., Мейсон Э.Р., БП (GB). Способ нагнетания диоксида углерода. RU 2010123031 (опубл.заявка ФИПС БИ-35, 20.12.2011).

 

 

Алфавитный указатель: 

Рубрики: 

Subscribe to Comments for "Разработка способа защиты нефтепромысловой трубы"