способ защиты трубопровода от коррозии и устройство для его осуществления

Формула изобретения

1. Способ защиты трубопровода от коррозии, заключающийся в транспортировке газожидкостной смеси по трубопроводу, отличающийся тем, что трубопровод выполняют в виде восходящей и нисходящей линий, соединенных горизонтальным участком, на котором газожидкостную смесь разделяют, осуществляют отбор газа и вывод его через линию для отвода газа.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что отбор газа осуществляют до значений расходного газосодержания смеси 0,1-0,2.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что после отбора газа осуществляют подачу ингибитора коррозии.

4. Устройство для отбора газа, включающее трубопровод, линию для отвода газа, отличающееся тем, оно снабжено линией для отвода газа, а трубопровод выполнен в виде восходящей и нисходящей линий, соединенных горизонтальным участком, диаметр которого определяется из условия

где U - скорость смеси, м/с; _см - плотность смеси, кг/м³; _ж, _г - удельный вес жидкости и газа, Н/м,

при этом на участке установлена, по крайней мере, одна штуцерная камера с перфорированными каналами и клапаном, соединенная с линией отвода газа.

5. Устройство по п.3, отличающееся тем, что клапан выполнен в виде разделительного шара.

6. Устройство по п.3, отличающееся тем, что камера снабжена выходным патрубком.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к защите трубопроводов от коррозии, и может быть использовано для систем нефтегазосбора на поздней стадии разработки месторождений.

Большая часть систем нефтегазосбора на нефтегазовых месторождениях построена из стальных труб обычного исполнения, которые, как известно, подвержены коррозионному разрушению. Рост количества коррозионных отказов наиболее характерен для позднего этапа разработки месторождений, когда обводненность добываемой продукции достигает 70% и более.

Несмотря на появление в последние годы на рынке нефтепромысловых услуг новых способов борьбы с коррозией (внутренние покрытия, трубы из неметаллических материалов), защита уже действующих стальных трубопроводов чаще всего осуществляется технологическими способами или при помощи ингибиторов. В этом случае наиболее важным параметром, влияющим на скорость коррозии, является скорость движения газожидкостной смеси (ГЖС).

При низком расходном газосодержании скорость смеси определяется в основном жидкостной составляющей потока, т.е. расходом нефти и воды. Поступление в трубопроводы продукции с высоким газосодержанием вызывает увеличение скорости ГЖС, что говорит о превалирующем влиянии на нее газовой составляющей потока. Рост скорости смеси, в свою очередь, приводит к появлению пробкового режима движения ГЖС, который характеризуется последовательным чередованием пробок газа и жидкости, что и является наиболее распространенным при совместном движении нефти, газа и воды. Одной из основных особенностей пробкового режима является возникновение пульсаций давления, максимальная амплитуда которых приходится на область высоких значений расходного газосодержания. Это вызывает гидравлические удары жидкости о стенки трубопровода, повреждение или удаление твердых отложений на его поверхности. Последняя, тем самым, переходит в гетерогенное состояние, и в местах повреждений или полного отсутствия твердых отложений начинается локальный (язвенный) процесс коррозии с высокой скоростью, наблюдаемой на практике.

Известен технологический способ защиты от внутренней коррозии, заключающийся в эмульгировании воды пластовой нефтью (А.Г.Хуршудов, И.М.Сабиневская. Расчет технологических режимов, обеспечивающих противокоррозионную защиту нефтегазопроводов. ВНИИОЭНГ. - Экспресс-информация, сер. «Борьба с коррозией и защита окружающей среды», 1987, №6, с.14). Недостатком способа является ограничение его применимости точкой инверсии фаз, после прохождения которой стенки трубопровода в любом случае будут контактировать с пластовой водой.

Известен способ защиты от коррозии, заключающийся в подаче ингибитора в трубопровод при помощи дозировочного насоса (А.А.Гоник. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее предупреждения. М.: Недра. - 1976, 256 с). Защита ингибитором возможна только при условии его адсорбции на металлической поверхности и постоянного поддержания защитного слоя. Недостатком традиционного способа ингибиторной защиты является низкая эффективность защиты трубопроводов в условиях транспортировки водонефтегазовых смесей с высокими обводненностью, газосодержанием и скоростями.

Наиболее близким техническим решением к заявляемому является способ нефтегазосбора (А.с. СССР №1783227, 5 F 17 D 1/00, бюл. №47, 1992 г.), согласно которому в работе находятся два трубопровода, один из которых вводится после достижения определенного уровня обводненности. На данном этапе при помощи установок предварительно сброса пластовой воды производят ее сброс совместно с газом, транспортировка которых производится по одному трубопроводу, а нефти с остаточной водой и газом - по другому трубопроводу, при этом количество газа регулируется таким образом, чтобы достигалось условие эмульгирования воды пластовой нефтью.

Недостатком данного технического решения является необходимость монтажа на кустах скважин дорогостоящих установок предварительного сброса воды (УПСВ).

Кроме этого, известно устройство для отделения жидкости от газа (а.с. СССР №1706663, бюл. №3, 23.01.92), включающее трубопровод с газожидкостной смесью и линию отвода газа. Недостатком этого технического решения является его низкая эффективность при небольших скоростях и малом газосодержании транспортируемых газожидкостных смесей.

Технический результат заявляемого изобретения заключается в увеличении эффективности защиты трубопроводов от коррозии за счет уменьшения скорости коррозии, возможности отбора газа при широких диапазонах скоростей и газосодержании газожидкостного потока.

Технический результат достигается за счет следующих технических решений. Газожидкостную смесь транспортируют по трубопроводу, который выполняют в виде восходящей и нисходящей линий, соединенных горизонтальным участком, на котором газожидкостную смесь разделяют, осуществляют отбор газа и вывод его через линию для отвода газа, при этом отбор газа может быть осуществлен до значений расходного газосодержания смеси 0,1-0,2, что позволяет значительно уменьшить скорость коррозии трубопровода. После того осуществляют подачу ингибитора коррозии, что позволяет увеличить эффективность защиты трубопровода от коррозии.

Устройство для отбора газа, позволяющее реализовать заявляемый способ, включает линию для отвода газа, трубопровод, выполненный в виде восходящей и нисходящей линии, соединенных горизонтальным участком, диаметр которого определяется из условия:

где U - скорость смеси, м/с; _см - плотность смеси, кг/м³, _ж, _г - удельный вес жидкости и газа, Н/м³ , при этом на участке установлена по крайней мере одна штуцерная камера с перфорированными каналами и клапаном, выполненным в виде разделительного шара, соединенная с линией отвода газа. Кроме того, камера может быть снабжена выходным патрубком. Такое техническое решение позволяет производить отбор газа при широком диапазоне скоростей и газосодержании транспортируемой газожидкостной смеси.

Способ включает отбор газа при транспортировке газожидкостной смеси по трубопроводу и подачу ингибитора коррозии в трубопровод. Данный способ реализуется с помощью устройства.

Устройство (Фиг.1) включает линию для отвода газа 1, трубопровод 2, выполненный в виде восходящей и нисходящей линии, соединенных горизонтальным участком 3. Диаметр D горизонтального участка 3 устройства по отбору газа (ТУПОГ) определяется в зависимости от напряженности и градиентно-скоростного поля из условия:

где U - скорость смеси, м/с; _см - плотность смеси, кг/м³, _ж, _г - удельный вес жидкости и газа, Н/м³ .

На горизонтальном участке 3 установлены штуцерные камеры 4 с разделительными поплавковыми шарами 5 (Фиг.2), плотность которых на 20-50% ниже плотности газожидкостной смеси. Штуцерная камера 4 устанавливается вертикально в верхнюю образующую горизонтального участка 3, а нижняя часть штуцерной камеры 4 достигает нижней образующей. Штуцерная камера 4 перфорирована продольными каналами 6, обеспечивающими доступ газожидкостной смеси. Нижняя часть штуцерной камеры 4 представляет собой корзину, удерживающую шар 5 от уноса потоком жидкости. Штуцерная камера 4 снабжена выходным патрубком 7. Нижний торец патрубка 7 чисто обработан, имеет фаску для обеспечения плотного контакта с шаром-разделителем 5. Патрубки 7 разных штуцерных камер опускают на различную высоту, что дает возможность плавного регулирования расхода газа через выходные патрубки 7 в зависимости от места нахождения границы раздела фаз "газ-жидкость" в горизонтальной части 3 ТУПОГ.

Работа устройства происходит следующим образом. При выполнении условия, обозначенного в вышеприведенном уравнении, газожидкостная смесь поступает в ТУПОГ в виде отдельных порций газа и жидкости (газожидкостной смеси). На горизонтальном участке 3 смесь разделена границей раздела фаз (ГРФ), положение которой постоянно изменяется в зависимости от соотношения газовой и жидкой фаз. При низком уровне ГРФ все шары 5 опущены вниз, и выход газа осуществляется через верхнюю часть штуцерной камеры 4. По мере повышения ГРФ штуцерные камеры 4 поочередно закрываются всплывающими шарами 5, перекрывая выход газа. При максимальной отметке ГРФ, когда в ТУПОГе имеется много жидкости и мало газа, выход для газа полностью закрыт, а жидкость выходит в нефтесборный коллектор через гидрозатвор, исключающий проскок газа. После отбора газа обводненная нефть будет транспортироваться на пункт сепарации со скоростью в 3-10 раз меньше, чем в присутствии газа, что значительно уменьшает скорость коррозии в трубопроводе 2.

Пример конкретного выполнения.

Продукция скважин (Фиг.3), представляющая собой смесь воды, нефти и газа, после группового замерного устройства (ГЗУ) по трубопроводу поступает в устройство по отбору газа, в котором в автоматическом режиме производится отбор газа до значений расходного газосодержания _г=0,1-0,2. Вода с нефтью и остаточным газом поступает в нефтесборный коллектор, а отделенный газ - в линию отвода газа. Кроме этого, после отбора газа в трубопровод подают ингибитор коррозии. В таблицах 1, 2 приведены опытные данные по изменению скорости коррозии в трубопроводе обводненной нефти до и после отбора газа и подаче ингибитора.

Таблица 1
Данные по скорости коррозии до и после отбора газа (без подачи ингибитора)
Место расположения измерения	Расстояние от ТУПОГ, м		Скорость коррозии, мм/год					Защитное действие, %
			без отбора газа			с отбором газа
точка 1	70		2,09			0,37		82
точка 2	850		2,82			0,42		85
Таблица 2
Данные по скорости коррозии до и после отбора газа (с подачей ингибитора)
Место расположения		Расстояние от ТУПОГ, м		Скорость коррозии, мм/год			Защитное действие, %
				без отбора газа	с отбором газа и подачей ингибитора
точка 1		70		2,09	0,12		94
точка 2		850		2,82	0,18		93

После отбора газа скорость коррозии металла снижается до 0,37-0,42 мм/год (защитное действие 82-85%), а при подаче ингибитора - до 0,12-0,18 мм/год (защитное действие 93-94%), в то время как при транспортировке исходного состава ГЖС ( _г>0,6) она составляла 2,09-2,82 мм/год.

Таким образом, использование изобретения позволяет значительно увеличить эффективность защиты трубопроводов от коррозии и тем самым увеличить срок их эксплуатации.