СПОСОБ ЗАЩИТЫ ОТ КОРРОЗИИ И СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ ВНУТРИСКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ Российский патент 2001 года по МПК E21B41/02 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может применяться для защиты от коррозии внутренней поверхности эксплуатации колонны и наружной поверхности насосно-компрессорных труб и от отложений неорганических солей в полости насоса и внутренней поверхности НКТ.

Известен способ дозирования реагента в скважину (пат. РФ N 2012780, кл. E 21 B 43/00, 15.05.94), заключающийся в том, что в качестве контейнера для реагента используют надпакерное межтрубное пространство, а реагент вытесняют путем подачи части добываемой жидкости в надпакерное пространство через радиальное отверстие нижней части насосно-компрессорных труб.

Недостатком такого способа является невозможность подачи реагента в эту же скважину и практически не происходит дозировка реагента.

Наиболее близким аналогом к изобретению по совокупности существенных признаков, является способ защиты от коррозии и солеотложений внутрискважинного оборудования (пат. Великобритании N 2284223, кл. E 21 B 41/02, опубл. 31.05.95). Способ защиты заключается в введении в скважину рабочего агента, представляющего собой пористые гранулы, содержащие ингибирующие добавки, которые постепенно переходят в добывающий флюид.

Недостатком данного способа является то, что в период закачки не обеспечивается равномерное покрытие реагентом всей поверхности эксплуатационной колонны и насосно-компрессорных труб.

Техническим результатом настоящего изобретения является повышение эффективности способа защиты от коррозии и солеотложений внутрискважинного оборудования.

Этот технический результат достигается тем, что в способе защиты от коррозии и солеотложений внутрискважинного оборудования, включающем введение рабочего агента, согласно изобретению в качестве рабочего агента используют композицию ингибитора коррозии и солеотложений, композицию дозируют под давлением и эжектируют подогретым газообразным азотом через дифференцирующую конусную сетку, установленную на выкиде эжектора и закачивают в виде пены в затрубное пространство скважины, а при уменьшении давления азота в газовом баллоне нагнетание и дозирование композиции осуществляют через поплавковый дозатор в газопеногенератор с конусной сеткой на выкиде, одновременно подают подогретый газообразный азот и образующуюся пену направляют насосом в затрубное пространство.

На фиг. 1 представлена схема осуществления способа; на фиг 2 - продольное сечение эжектора с дифференцирующей конусной сеткой; на фиг. 3 - продольное сечение поплавкового дозатора и газопеногенератора.

В состав элементов входят нефтедобывающая скважина 1, колонна НКТ 2, емкость с композицией ингибитора коррозии и солеотложений 3, газовый баллон с азотом 4, нагревающее устройство 5, устройство генерирующее пену 6, насос 7, вентиль 8, патрубок подачи технического азота 9, низконапорная жидкостная камера 10, предкамера эжектора 11, эжектор 12, дифференцирующая конусная сетка 13, поплавковый дозатор 14, поплавок с контргрузом 15, клапан 16, войлочный диск 17, выходной патрубок 18, камера пенообразования 19, выкид 20 и газопеногенератор 21.

Способ осуществляется следующим образом.

В емкость 3 подают готовый раствор композиции ингибитора коррозии и солеотложения, под давлением 2 кг/см³ по трубопроводу направляют в низконапорную жидкостную камеру эжектора 10, одновременно через патрубок 9 подают подогретый технический азот под давлением 2 кг/см³. Поток газообразного азота вытягивает под давлением композицию ингибитора и направляет в эжекторную камеру 12, образующаяся газосмесь поднимается в конусную дифференцирующую сетку 13, установленную на выкиде, и в виде пены подается в затрубное пространство скважины. Газожидкостная смесь ингибитора коррозии и солеотложений под давлением азотного газа направляется в конусную дифференцирующую сетку, установленную на выкиде эжектора и, выходя из нее в виде мельчайших частиц одинакового размера в зависимости от номера сетки, насыщенная пена ингибирующей жидкости подается в затрубное пространство скважины. Давление в затрубном пространстве доводят до 3-4 кг/м³ (фиг. 1).

При уменьшении давления азота в газовом баллоне нагнетание и дозирование композиции осуществляют через поплавковый дозатор в газопеногенератор с конусной сеткой на выкиде, одновременно подают подогретый газообразный азот, и образующуюся пену направляют насосом в затрубное пространство.

Поплавковый дозатор 14 поддерживает уровень жидкости композиции. Композиция через поплавковый дозатор поступает в камеру пенообразования 19 газопеногенератора 21. Одновременно через патрубок подачи газа 9 подают подогретый технический азот под давлением 2 кг/см³. Проходя через войлочный диск 17, технический азот в камере пенообразования, соединяясь с композицией, образует пену. При подключении насоса 7 пена, проходя через дифференцирующую конусную сетку 13, установленную на выкиде газопеногенератора 20, поступает через насос в затрубное пространство скважины в виде пены.

В качестве композиции ингибитора коррозии и солеотложений используют, например, композицию, содержащую ингибитор коррозии Азимут 14, ингибитор солеотложения Инкредол 1 в соотношении 1:2, стабилизатор КМЦ и поверхностно-активное вещество ОП-10.

Пена за счет своей твердости может находиться в затрубном пространстве до 3 месяцев.

Преимуществами изобретения являются повышение эффективности способа защиты от коррозии и солеотложений, повышение срока антикоррозионного воздействия пены на скважинное оборудование. Высокая активность предлагаемого способа позволяет значительно сократить расход композиции и снизить затраты на защиту от коррозии при промышленном применении.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может применяться для защиты от коррозии и отложений неорганических солей внутренней поверхности эксплуатационной колонны и наружной поверхности насосно-компрессорных труб. Способ защиты от коррозии и солеотложений внутрискважинного оборудования включает введение рабочего агента, в качестве которого используют композицию ингибитора коррозии и солеотложений, композицию дозируют под давлением и эжектируют подогретым газообразным азотом через дифференцирующую конусную сетку, установленную на выкиде эжектора, и закачивают в виде пены в затрубное пространство скважины, а при уменьшении давления азота в газовом баллоне нагнетание и дозирование композиции осуществляют через поплавковый дозатор в газопеногенератор с конусной сеткой на выкиде, одновременно подают подогретый газообразный азот и образующуюся пену направляют насосом в затрубное пространство. Технический результат: повышение эффективности способа защиты от коррозии и солеотложений, повышение срока антикоррозионного воздействия пены на скважинное оборудование. 3 ил.

Способ защиты от коррозии и солеотложений внутрискважинного оборудования, включающий введение рабочего агента, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента используют композицию ингибитора коррозии и солеотложений, композицию дозируют под давлением и эжектируют подогретым газообразным азотом через дифференцирующую конусную сетку, установленную на выкиде эжектора, и закачивают в виде пены в затрубное пространство скважины, а при уменьшении давления азота в газовом баллоне нагнетание и дозирование композиции осуществляют через поплавковый дозатор в газопеногенератор с конусной сеткой на выкиде, одновременно подают подогретый газообразный азот и образующуюся пену направляют насосом в затрубное пространство.