Патент на изобретение №2170287
|
||||||||||||||||||||||||||
(54) СПОСОБ ЗАЩИТЫ СКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ВЫКИДНОЙ ЛИНИИ СКВАЖИНЫ
(57) Реферат: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии. Способ защиты скважинного оборудования и выкидной линии скважины включает заливку водорастворимого ингибитора в межтрубное пространство скважины. После чего скважину переводят в режим работы по замкнутому циклу в течение времени, необходимого для двухкратного прохождения залитого ингибитора. Затем переводят в нормальный режим работы. Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность защиты оборудования. 1 ил. Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии. Скважинное оборудование и выкидные трубопроводы до групповых замерных установок по мере роста обводненности добываемой продукции подвергаются коррозионному разрушению. Основным способом защиты внутрискважинного оборудования от коррозионного разрушения является постоянная подача ингибитора коррозии в межтрубное пространство скважины. Известен способ удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений, включающий циклическую подачу реагента-ингибитора в затрубное пространство, циркуляцию смеси откачиваемой продукции с реагентом по замкнутому циклу (авт. св. СССР N 2132450, МПК E 21 В 37/00, 27.06.99). Недостатком данного способа является малая эффективность технологии. Наиболее близким аналогом-прототипом является пат. США N 4436148, кл. E 21 В 37/06, 13.03.84, в котором описан способ химической обработки скважины и выкидной линии скважины, заключающийся в периодической заливке обрабатывающей жидкости в межтрубное пространство, обработки скважины по замкнутому циклу, после чего скважину переводят в нормальный режим работы до следующей обработки. Задача изобретения и технический результат – повышение эффективности ингибированной защиты внутрискважинного оборудования и выкидных трубопроводов за счет точного дозирования и гарантированной доставки ингибитора на прием глубинного насоса. Указанный технический результат достигается тем, что в способе защиты скважинного оборудования и выкидной линии скважины осуществляют заливку реагента в межтрубное пространство скважины, перевод скважины в режим работы по замкнутому циклу, после чего скважину переводят в нормальный режим работы, при этом в качестве реагента используют водорастворимый ингибитор коррозии, а обработку по замкнутому циклу проводят в течение времени, необходимого для двухкратного прохождения залитого ингибитора. Заявляемый способ защиты показан на чертеже. Расчетное количество выбранного ингибитора коррозии заливается в межтрубное пространство с помощью специального устройства. Затем закрываются затрубный вентиль 2 и выкидной вентиль 7. Открывается перепускной клапан 4 на устьевой арматуре. При этом скважина продолжает работать, перекачивая добываемую обводненную нефть по замкнутому циклу. Залитый в скважину реагент 10 потоком попадает на прием глубинного насоса 12 и далее проходит по колонне насосно-компрессорных труб вверх к устью, ингибируя внутреннюю поверхность колонны штанг 8, устьевого оборудования скважины 3, затем, проходя через перепускной клапан 4, двигаясь к глубинному насосу 12, ингибирует внутреннюю поверхность обсадной колонны скважины 11. Время работы скважины в режиме перекачки обводненной нефти по замкнутому циклу устанавливается из расчета прохождения залитого реагента по замкнутому циклу не менее 2-х раз. Оно зависит от производительности глубинного насоса и объема жидкости в скважине. Например, если объем жидкости в скважине 20 м3/сут, производительность глубинного насоса 20 м3, кратность прохождения реагента 2 раза, то это время составит 2(20:20)=2 суток или 46 часов. По истечении этого времени открывается выкидной вентиль 7, закрывается перепускной клапан 4 и скважина переводится на нормальный режим работы. Ингибиторная жидкость, проходя по выкидному трубопроводу 8 до групповой замерной установки ингибирует внутреннюю поверхность выкидного трубопровода, затем поверхность оборудования ГЗУ. Периодичность обработки внутрискважинного оборудования выкидных трубопроводов ингибиторами коррозии по данному способу устанавливается с учетом эффекта последствия применяемых ингибиторов коррозии. В случае применения комплексно действующего ингибитора коррозии – бактерицида типа Реапан ИФ периодичность обработок с учетом его эффекта последействия составляет 1 раз в месяц. При условии применения обычных вододиспергируемых ингибиторов коррозии, например Викар – 1, эффект последействия которых в два раза ниже, периодичность обработок составляет уже 2 раза в месяц. Необходимый объем ингибитора коррозии на одну обработку скважины устанавливается расчетным путем исходя из объема жидкости в скважине и удельной дозы ингибитора, приходящегося на единицу объема обрабатываемой жидкости. При условии применения комплексно действующего ингибитора-бактерицида удельный объем устанавливается на основе продолжительных промысловых испытаний эффективности применения комплексно-действующих реагентов. При условии нахождения в скважине 20 м3 жидкости количество ингибитора коррозии на одну обработку составит 1,5 х 20 м3 = 10 кг. Эффективность предлагаемого способа по сравнению с прототипом Предлагаемый: Всего 12 обработок в год, на одну обработку реагента надо 10 кг, при стоимости – 10 руб. 1 кг, т.о. в год надо 120 кг. Получается 120 кг х 10 руб. = 1,200 т.р./год. По прототипу: Объем 1 заправки глубинного дозатора 200 кг, периодичность заправки 2 раза в год. Стоимость одного подземного ремонта составляет 15 тыс. руб. Затраты реаг.: 200 х 2 = 400 кг/год при 400 кг х 10 руб./кг. = 4,0 тыс.руб./год. Стоимость: 15 тыс.руб х 2 раза в год = 30 т.руб/год. Итого: 30 + 4 = 34 тыс.руб./год. Формула изобретения
РИСУНКИ
|
||||||||||||||||||||||||||
