Способ закачки ингибитора коррозии в призабойную зону скважины

(59 1 В 37/О ПИСАН ЕТЕНИ Т КОМ К дена Трундустриальеничевавое управАртемов,уненко088.8)р. Техноачки ингиоррозиявающей проЭНГ,вып. 8,Ю ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССРПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ(71) Днепродзержинский ордового Красного Знамени иный институт им. М.И. Арси Полтавское газопромыслоление(56) Альтшуллер Б,Н. и длогия защиты методом закбитора в пласт. - НТС "Ки защита в нефтегазодобымышленности". М.: ВНИИО1966.Нетреев В.ф. и др. Периодически ввод ингибиторов коррозии на газоконденсатных месторождениях Краснодарского края. - НТС "Коррозия и защита в нефтегазодобывающей про мышленности". М., ВНИИОЭНГ, вып. 2, 1968, с. 12-15.(54) (57) СПОСОБ ЗАКАЧКИ ИНГИБИТОРАКОРРОЗИИ В ПРИЗАБОИНЯО ЗОНУ СКВАЖИНЫ, включающий распыление ингибитора в газовой среде и закачку полученной аэрозоли в призабойную зо-.ну продуктивного пласта, о т л ич а ю щ и й с я тем, что, с цельюувеличения интервала времени. междузакачками и уменьшения расхода ингибитора путем увеличения глубиныпроникновения ингибитора в призабойную зону и увеличения равномерности выноса ингибитора из продуктивного пласта, в качестве газовойсреды используют природный газ, азакачку аэрозоли в приэабойную зонуосуществляют поочередно с чистымприродным газом.1 12Изобретение относится к защите от", коррозии промыслового оборудования, используемого при добыче природного газа и конденсата.Цель изобретения - увеличение интервала времени между закачками и уменьшение расхода ингибитора путем увеличения глубины пронйкновения ингибитора в призобойную зону и увеличения равномерности вы. носаингибитора из продуктивного пласта.Аэрозоль, поступающая как в пласт, так и из пласта, Фильтруется породой, при этом происходит насьпцение породы и жидкостей в ней ингибито ром из аэрозоли. Способ осуществим, если размер дисперсных капель в аэрозоли не превышает 0,5 мм так как при больших размерах возможно выпадение ингибитора из аэрозоли еще в стволе скважины и он не сможет прос никнуть достаточно глубоко в пласт. После проведения 3-4 подач ингибитора в газ давление нагнетания начинает резко увеличиваться, что свидетельствует о насьпцении призабойной зоны пласта ингибитором, следо" вательно, дальнейшая закачка его становится неэкономичной. Закачанный ингибит выносится затем из пласта в течение полутора - двух лет и все это время защищает скважину от коррозии.После ввода скважин в эксплуатацию пластовый газ, проходя по поровому пространству, где адсорбировался подаваемый в скважину ингибитор, за счет растворения его насьпцается ингибитором до определенной концентрации, зависящей от химического состава ингибитора и состава газа в пластовых условиях, достаточной для обеспечения эффективной защиты. Далее при движении газа по стволу скважины и сквозь промысловое оборудование по мере падения давления ингибитор конденсируется и вместе,с жидкими углеводородами адсорбируется на металле, тем самым защищая его от коррозии.Время подачи чистого газа и газа с аэроэольным ингибитором, количество циклов их подачи определяются приемистостью пласта и определяются по началу повышения давления в нагнетательной линии. При подаче аэрозоли в каждом цикле через 5-8 мин начинается повышение давления в21326 1 нагнетательной линии. После этогодля восстановления первоначального режима закачки нужно подать в скважину чистый природный газ в течение20-25 мин (что в 3-5 раз превьппаетвремя подачи аэрозоли), так как повьппение давления снижает экономичность процесса. При меньшей длительности подачи чистого газа еще невосстанавливается первоначальный Режим для закачки аэрозоли, а большаядлительность ведет к перерасходу 5 10 15 20 5.в призабойной зоне пласта жидкости. После этого подали 32 тыс.мз газа,в котором периодически через 2025 мин распыляли через 4 Форсунки 30 35 40 45 50 55 газа и трудовых затрат, Количество циклов ограничивается резким повьппением давления нагнетания. Удается сделать примерно 4-5 циклов.П р и м е р. До начала подачи ингибитора для оттеснения скопившейся - в призабойной зоне жидкости в скважину закачали газ с другой скважины того же месторождения в количестве10 тыс.м иэ расчета распространенияего в пласте на 20-30 м от забояскважины для оттеснения скопившейся ингибитор СТ по 6.0,5 мин. Всегопроизвели 4 цикла подачи ингибиторав газ с общим его расходом 2500 л.Время подачи ингибитора ограничивалось повышением давления закачки.Четвертый цикл подачи ингибиторадлился 5 мин и давление закачки резко возросло - на 20 атм. Дальнейшаязакачка уже непроизводительна, Контроль за эффективностью ингибиторнойзащиты осуществлялся путем анализовпроб воды и конденсата, отобранныхна устье скважины, на содержаниеионов железа с помощью образцов свидетелей, устанавливаемых на устье скважины,Результаты приведены в таблице.Таким образом, при проведении эксперимента время эффективной защиты оборудования по известному способу составило 1,5 мес, а по предлагаемому 17 мес. При этом израсходовано одинаковое количество ингибитора - по 2500 л. Применение нового способа позволяет увеличить производительность скважин на 20-507. Экономическую эффективность нового способа определяет также снижение количества обработок скважин и, следовательно, их простоев,1221326 корость коррозии по способуСодержание ионовжелеза в водномконденсате поспособу онцентрация ингибиора СТ в конденсае по способу Дата анализов звестному предлагае- мому звест- предлагаеому мому извест- предлному гаем 0 40,12 Произв нгибитора в пла на закачка 121221326 Продолжение таблиць Дата анализов Скорость коррозии по способуизвестному предлагае- мому извест- предлагае"ному мому извест- предланому гаемому 70 200 0,030 330 Составитель В. БорискинаТехред Л,Олейник Корректор,А. Тяско Редактор М. Циткина Тираж 548 . Подписное ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий 113035, Москва, Ж, Раушская наб., д. 4/5Заказ 1560/38 Филиал ППП "Патент", г. Ужгород, ул. Проектная,4 25.05.83 25,06.83 25.07.83 25,08.83 Содержание ионовжелеза в водномконденсате поспособу Концентрация ингибитора СТ в конденсате по способу 0,.1 10 0,095 0,025 0,044 0,085 0,110