Способ защиты пакерных скважин от коррозии

 

Сущность изобретения: способ включает закачку ингибитора и инертной жидкости в надпакерное межтрубное пространство скважины, причем в межтрубное пространство скважины предварительно закачивают ингибитор с объемом, обеспечивающим равенство скважинного давления на уровне нижнего конца внутренней колонны труб и давления гидростатического столба ингибитора , затем осуществляют дозированную подачу ингибитора в трубное пространство через сифонный узел в нижний конец внутренней колонны, путем подачи в межтрубное пространство инертной жидкости с расходом, обеспечивающим постоянный перепад давления над скважинным давлением на уровне нижнего конца внутренней колонны труб. 2 ил. СО С

СОЮЗ COBETCKM X

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я)э Е 21 В 37/06

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ,, К ПАТЕНТУ (21) 4842897/03

{22) 21.04.90 (46) 15.11.92. Бюл. N 42 (71) Украинский научно-исследовательский институт природных газов (72) В.И.Артемов, И.Г.Зазекало, Н.В.Артыщук и М.ll.Êîâàëêî (73) В,И.Артемов (56) Полозов А.Е. Автоматический ввод ингибиторов коррозии в технологические коммуникации при добыче и транспортировке газа. Обзор ВНИИОЭНГ, М,; 1976, с.16.

Альштулер Б.Н. и др. Технология защиты методом закачки ингибитора в пласт.

Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. ВНИИОЗНГ, вып.8, М.: 1979, с.15.

Комплексная технология защиты нагнетательных скважин от коррозии и высокого давления. Проспект ВДНХ, ВНИИОЗНГ, M..

1985. (54) СПОСОБ ЗАЩИТЫ ПАКЕРНЫХ СКВАЖИН ОТ КОРРОЗИИ

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к защите подземного оборудования скважин от коррозии, Известен способ защиты промыслового оборудования от коррозии путем постоянной закачки ингибиторного раствора дозировочным насосом в кольцевой зазор между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами (НКТ). С кольцевого зазора ингибитор коррозии поступает внутрь НКТ через ингибиторный клапан и далее с добываемой нефтью или газом поднимается вверх, покрывая тонкой пленкой внутреннюю поверхность HKT.

„„ Ц„, 1776297 АЗ (57) Сущность изобретения: способ включает закачку ингибитора и инертной жидкости в надпэкерное межтрубное пространство скважины, причем в межтрубное пространство скважины предварительно закачивают ингибитор с объемом, обеспечивающим равенство скважинного давления на уровне нижнего конца внутренней колонны труб и давления гидростатического столба ингибитора, затем осуществляют дозированную подачу ингибитора в трубное пространство через сифонный узел в нижний конец внутренней колонны, путем подачи в межтрубное пространство инертной жидкости с расходом, обеспечивающим постоянный перепад давления над скважинным давлением на уровне нижнего конца внутренней колонны труб. 2 ил.

Известен также способ защиты подземного оборудования от коррозии, включаю- О щий закачку жидкого ингибитора в продуктивный пласт, выдержку его в течение 3-4 суток для адсорбции с пластом и последующим освоением скважины, Наиболее близким аналогом-прототипом к предлагаемому способу является комплексная технология защиты нагнета-тельных скважин от коррозии и высокого давления. Технология предусматривает спуск в скважину НКТ с пакером, заполнение надпакерного пространства инертной жидкостью, герметизацию резьбовых соединений обсадных труб и НКТ и протекторную защиту труб в призабойной зоне

1776297 сменными протекторами из активных металлов (магнитный, цинк). Смену протекторов производят 1 раз в 1-2 года при подьеме НКТ из скважины.

Недостатком прототипа является то, что протекторная защита имеет ограниченный срок действия и периодически, через 1-2 года, нужно ставить скважину на капитальный ремонт для замены протекторов.

Целью изобретения является повышение качества антикоррозионной защиты за счет увеличения стабильности подачи ингибитора при одновременном уменьшении влияния приемистости скважин.

При реализации способа достигается следующий положительный эффект: равномерная подача ингибитора коррозии через нижнйй конец НКТ, что обеспечивает длительную защиту лифтовых труб по всей их длине; сокращаются потери ингибитора и повышается качество защиты подземного оборудования от коррозии, Для достижения этой цели в известном способе защиты пакерных скважин от коррозии, включающем закачку ингибиторэ и инертной жидкости в надпакерное межтрубное пространство скважины, согласно изобретению, в межтрубное пространство скважины предварительно эакачивают ингибитор с обьемом, обеспечивающим равенство скважинного давления на уровне нижнего конца внутренней колонны труб и давления гидростатического столба ингибитора, затем осуществляют дозированную подачу ингибитора в трубное пространство через сифонный узел, в нижний конец внутренней колонны, путем подачи в межтрубное пространство инертной жидкости с расходом, обеспечивающим постоянный перепад давления над скважинным давлением на уровне нижнего конца внутренней колонны труб.

Реализация способа осуществляется с помощью устройства, приведенного нэ фиг.1. и сифонного узла, приведенного на фиг.2, Внутрь эксплуатационной колонны 1, опускаются НКТ 2, низ которых оборудован сифонным узлом 3, установленным над интервалом перфорации эксплуатационной колонны 4, к сифонному узлу 3, крепится хвостовик 5.

Сифонный узел 3, состоит из патрубка

6, защитного кожуха 7, s нижнем конце которого просверлены радиальные отверстия

8, в кольцевом зазоре между пэтрубком 6 и кожухом 7 установлены вертикальные трубки 9 с верхними открытыми концами, а нижние концы трубок 9 ввернуты в диск 10, 168

4621

500

55 A P = Раат — Ртруб = 19,5 — 10,0 =- 9,5 МПа

Перепаду давления 9.5 МПа будет соответствовать столб ингибитора высотой 950 м. который имеет сквозные продольные каналы 11, сообщающиеся с трубками 9.

8 нижний торец диска 10 вворачивается пэтрубок 12, на котором устанавливаются

5 уплотнительные элементы пакета 13. К нижнему торцу патрубка 12 крепится толстостенный патрубок 14, который оборудуется клиньями 15, в патрубке 14 просверлены отверстия 16.

10 Подача ингибора внутрь НКТ производится следующим образом. После установления равенства давлений в Н КТ и затрубье, в последнее подается инертная жидкость и нарушается равенство давлений, после чего.

15 ингибитор коррозии, через радиальные каналы 8, кожуха 7 поступает в кольцевой зазор между патрубком 6 и кожухом 7, а далее по патрубкам 9 он направляется вниз в зазор между патрубками 6 и 12, а далее, через

20 отверстия 16 патрубка 14, в скважину, где он захватывается газовым потоком, поступающим из пласта и через нижний конец хвостовика 5 поступает внутрь НКТ.

Пример. Скважина 67 Яблуновского

25 газоконденсатного месторождения на которой используется способ имеет следующие технические характеристики:

Искусственный забой скважины, м 4930

30 Диаметр эксплуатационной колонны, мм

Интервал перфорации, м 4621 †45

НКТ диаметром 89 мм

35 спущены на глубину, м

Сифонный узел установлен на глубине, м 4592

Забойное давление, МПа 19,5

Устьевое давление, МПа 10,0

40 Дебит скважины, тыс.м /сут

Норма расхода ингибитора коррозии, г/ 1000 мз 10

Плотность ингибитора коррозии, кгlм

45 1000 кг/м

На основании вышеприведенных данных производим расчет ингибитора коррозии для разовой закачки в межтрубное пространство и промежуток времени в сут50 ках на которое хватает расчетного обьема ингибитора для защиты лифтовой колонны.

Определяем перепад давления между эатрубным и трубным пространствами

1776297

Формула изобретения

Определяем объем ингибитора коррозии для разовой закачки

Способ защиты пакерных скважин от коррозии, включающий зака <ку ингибитора

5 и инертной жидкости в надпакерное межтрубное пространство скважины, о т л и ч аю шийся тем. что. с целью повышения качества антикоррозионной защиты за счет увеличения стабильна"ти подачи ингибито10 ра при одновременном уменьшении влияние приемистости скважин, в межтрубное пространство скважины предварительно закачивают ингибитор с объемом, обеспечивающим равенство скважинного давления

15 нэ уровне нижнего конца внутренней колонны труб и давления гидростатического столба ингибитора, затем осуществляют дозированную подачу ингибитора в трубное пространство через сифонный узел в ниж20 ний конец внутренней колонны путем подачи в межтрубное пространство инертной жидкости с расходом, обеспечивающим постоянный перепад давления над скважинным давлением на уровне нижнего конца

25 внутренней колонны труб.

V= — (Π— d)I1, 4 где V — объем ингибитора коррозии, м; з, D — внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

d — наружный диаметр НКТ, м;

h — высота столба ингибитора коррозии, Ч = 0,785(0,148 — 0,089 ) 950 = 10,5 м

Определяем суточный расход ингибитора и = 500 0,01 = 5 кг/сут

Определяем время, на которое хватает расчетного объема ингибитора для защиты лифтовой колонны

N = 10.5: 0.005 = 2100 сут.

//

f0 а

up. f фиг. 2

Составитель В.Артемов

Техред M.Ìîðãåíòàë Корректор Н.Король

Редактор

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. ужгород, ул.Гагарина, 101

Заказ 4048 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5