Способ защиты пакерных скважин от коррозии

)5 Е 21 В 37/06 ПАТЕНТУ ся к нефтянои в частности к з вания скважин ты промыслового и путем постоянго раствора дозиевой зазор между ой и насосно-ком- КТ). С кольцевого азии поступает торный клапан и ью или газом подя тонкой пленкой Н КТ. ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМПРИ ГКНТ СССР ОПИСАНИЕ(71) Украинский научно-исследовательский институт природных газов(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, М,.1985,54) СПОСОБ ЗАЩИТЫ ПАКЕРНЫХ СКВАЖИН ОТ КОРРОЗИИ Изобретение относи аэовой промышленности щите подземного оборуд оррозии,Известен способ защи оборудования от корроэи ной закачки ингибиторно ровочным насосом в кольц эксплуатационной колонн прессорными трубами (Н зазора ингибитор корр внутрь НКТ через ингиби далее с добываемой нефт нимается вверх, покрыва внутреннюю поверхность( 57) 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. Известен также способ защиты подземного оборудования от коррозии, включающий 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 нагнетательных 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 зонесменными 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 влия ния 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 ээкачивают 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, в 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 Л Р =- 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.В нижний торец диска 10 вворачиваетсяпэтрубок 12, на котором устанавливаются5 уплотнительные элементы пакета 13. К нижнему торцу патрубка 12 крепится толстостенный патрубок 14, который оборудуетсяклиньями 15, в патрубке 14 просверленыотверстия 16.10 Подача ингибора внутрь НКТ производится следующим образом. После установления равенства давлений в НКТ и затрубье,в последнее подается инертная жидкость инарушается равенство давлений, после чего.15 ингибитор коррозии, через радиальные каналы 8, кожуха 7 поступает в кольцевой зазор между патрубком 6 и кожухом 7, а далеепо патрубкам 9 он направляется вниз в зазор между патрубками 6 и 12, а далее, через20 отверстия 16 патрубка 14, в скважину, где онзахватывается газовым потоком, поступающим из пласта и через нижний конец хвостовика 5 поступает внутрь НКТ.П р и м е р. Скважина 67 Яблуновского25 газоконденсатного месторождения на которой используется способ имеет следующиетехнические характеристики:Искусственный забойскважины, м 493030 Диаметр эксплуатационной колонны, ммИнтервал перфорации, м 4621 - 4592НКТ диаметром 89 мм35 спущены на глубину, мСифонный узел установлен на глубине, м 4592Забойное давление, МПа 19,5Устьевое давление, МПа 10,040 Дебит скважины,тыс.м /сутНорма расхода ингибитора коррозии, г/ 1000 мз 10Плотность ингибитора коррозии, кг/м45 1000 кг/мНа основании вышеприведенных данных производим расчет ингибитора коррозии для разовой закачки в межтрубноепространство и промежуток времени в сут 50 ках на которое хватает расчетного обьемаингибитора для защиты лифтовой колонны.Определяем перепад давления междузатрубным и трубным пространствами1778297 Формула изобретения Ч = 0,785(0,148 - 0,089 ) 950 = 10,5 мОпределяем суточный расход ингибитора и = 500 0,01 = 5 кг/сут М = 10,5: 0,005 = 2100 сут. 1 б Р 2 Составитель В.АртемовРедактор Техред М.Моргентал рректор Н.Король аказ 4048 Тираж Подписное ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ ССС 113035, Москва, Ж, Раушская наб., 4/5 агарина, 10 Производственно-издательский комбинат "Патент", г, Ужг Определяем объем ингибитора коррозии для разовой закачки Ч= - (О - д)Ь,4где Ч - объем ингибитора коррозии, м;з,О - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;б - наружный диаметр НКТ, м;Ь - высота столба ингибитора коррозии,Определяем время, на которое хватаетрасчетного объема ингибитора для защитылифтовой колонны Способ защиты пакерных скважин откоррозии, включающий закачку ингибитора 5 и инертной жидкости в надпакерное межтрубное пространство скважины, о т л и ч аю щ и й с я тем, что. с целью повышения качества антикоррозионной защиты за счет увеличения стабильности подачи ингибито 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 ниж 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.