Способ защиты пакерных скважин от коррозии Советский патент 1992 года по МПК E21B37/06 

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-ком- прессорными 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 НКТ.

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 зоне

vj

ч

ON

N3 О VI

GJ

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

Недостатком прототипа является та, 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 нижний 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 ингибитора и инертной жидкости в нэдпакерное межтрубное пространство скважины, согласно изобретению, 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.

Реализация способа осуществляется с помощью устройства, приведенного на 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 патрубком 6 и кожухом 7 установлены вертикальные трубки 9 с верхними открытыми концами, а нижние концы трубок 9 ввернуты в диск 10,

который имеет сквозные продольные каналы 11, сообщающиеся с трубками 9.

В нижний торец диска 10 вворачивается патрубок 12, на котором устанавливаются уплотнительные элементы пакета 13. К нижнему торцу патрубка 12 крепится толстостенный патрубок 14, который оборудуется клиньями 15, в патрубке 14 просверлены отверстия 16.

Подача ингибора внутрь НКТ производится следующим образом. После установления равенства давлений в НКТ и затрубье, в последнее подается инертная жидкость и нарушается равенство давлений, после чего ингибитор коррозии, через радиальные каналы 8, кожуха 7 поступает в кольцевой зазор между патрубком б и кожухом 7, а далее по патрубкам 9 он направляется вниз в зазор между патрубками б и 12, а далее, через 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 газоконденсатного месторождения на которой используется способ имеет следующие технические характеристики: Искусственный забой скважины, м4930

Диаметр эксплуатаци-

оннойколонны, мм168

Интервал перфорации, м4621-4592 НКТ диаметром 89мм спущены на глубину, м4621 Сифонный узел установлен на глубине, м4592 Забойное давление, МПа19,5 Устьевое давление, МПа 10.0 Дебит скважины,

тыс.м3/сут500

Норма расхода ингибитора коррозии, г/ 1000 м310 Плотность ингибитора коррозии, кг/м3 1000 кг/м3

На основании вышеприведенных данных производим расчет ингибитора коррозии для разовой закачки в межтрубное пространство и промежуток времени в сут- ках на которое хватает расчетного объема ингибитора для защиты лифтовой колонны. Определяем перепад давления между затрубным и трубным пространствами

Д Р - Рзат - Ртруб 19,5- 10,0 9,5 МПа

Перепаду давления 9,5 МПа будет соответствовать столб ингибитора высотой 950 м.

Определяем объем ингибитора коррозии для разовой закачки

V -f- ()h,

где V - объем ингибитора коррозии, м3;

D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

d - наружный диаметр НКТ, м;

h - высота столба ингибитора коррозии, м;

V 0.785(0,1482 - 0,0892)-950 10,5 м3

Определяем суточный расход ингибитора

п 500 -0,01 5кг/сут

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

N 10,5: 0,005 2100 сут.

Формула изобретения

Способ защиты пакерных скважин от коррозии, включающий закачку ингибитора

и инертной жидкости в надпакерное межтрубное пространство скважины, отличающийся тем. что. с целью повышения качества антикоррозионной защити за счет увеличения стабильности подачи ингибитора при одновременном уменьшении влияние приемистости скважин, 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 скважин- ным давлением на уровне нижнего конца

внутренней колонны труб.

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

фи. i

фиг 2