Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ЗАЩИТЫ ОТ КОРРОЗИИ СКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ
СПОСОБ ЗАЩИТЫ ОТ КОРРОЗИИ СКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ

СПОСОБ ЗАЩИТЫ ОТ КОРРОЗИИ СКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Использование: в нефтяной промышленности при заканчивании и капитальном ремонте скважин с использованием в качестве растворителей продуктов перфорации и обработке продуктивных пластов агрессивных сред. Обеспечивает кратное замедление интенсивности коррозии металла и кабеля перфорации. Сущность изобретения: в скважину спускают насосно-компрессорные трубы /НТК/, в которые последовательно закачивают смесь абсорбента с кубовыми остатками аминов /КОА/ С17 - С20 в количестве 7 - 14 мас.%, ацетоно-солянокислотный состав и вторую порцию абсорбента с КОА С17 - С20 той же концентрации, которые прокачивают на забой. Образующиеся при этом на поверхности металла гидрофобные пленочные покрытия защитной смеси замедляют коррозию составом. Затем НКТ поднимают с доливом скважины. После подъема НКТ эксплуатационную колонну сверху заполняют также смесью абсорбента с КОА С17 - С20 в концентрации 7 - 14 мас. %. Далее в скважину опускают перфоратор на кабеле, которые проходя через верхний участок смеси также покрываются защитной пленкой. 1 табл.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2051941
Класс(ы) патента: C09K3/00
Номер заявки: 93034125/03
Дата подачи заявки: 08.07.1993
Дата публикации: 10.01.1996
Заявитель(и): Петров Николай Александрович; Есипенко Алла Илларионовна
Автор(ы): Петров Николай Александрович; Есипенко Алла Илларионовна
Патентообладатель(и): Петров Николай Александрович; Есипенко Алла Илларионовна
Описание изобретения: Изобретение относится к горной промышленности, в частности к способам защиты от коррозии подземного оборудования при вторичном вскрытии в кислотных перфорационных средах и других работах, связанных с применением агрессивных сред на стадиях заканчивания скважин и их капитальном ремонте.
Известен способ защиты от коррозии скважинного оборудования, включающий последовательную закачку в насосно-компрессорные трубы ингибитора коррозии, агрессивной среды и продавочной жидкости [1] Недостатком известного способа является то, что он предусматривает закачку в качестве ингибитора коррозии нефть, которая не позволяет надежно защитить скважинное оборудование от кислотной коррозии.
Наиболее близким к предлагаемому является способ защиты от коррозии скважинного оборудования, включающий закачку ингибитора коррозии в насосно-компрессорные трубы до и после агрессивной среды [2] Недостатком этого способа является также невысокая степень защиты в агрессивной среде металла, кабеля и перфората пленочным покрытием известного ингибитора коррозии.
Сущность изобретения заключается в том, что в способе защиты от коррозии скважинного оборудования в насосно-компрессорные трубы до и после агрессивной среды, в качестве которой используют, например, ацетоно-солянокислотный состав, закачивают абсорбент с кубовыми остатками аминов С1720.
Цель изобретения снижение интенсивности коррозии металла и кабеля.
Достигается это тем, что в способе заканчивания скважин раздельно в другой осреднительной емкости дополнительно подготавливают буферный раствор путем растворения в абсорбенте кубовых остатков аминов С1720 в количестве 7-14% при этом раствор абсорбента с кубовыми остатками аминов С1720 закачивают в насосно-компрессорные трубы перед и после ацетоно-солянокислотным составом, а также им дополнительно заполянют верх эксплуатационной колонны при проведении последнего долива скважины перед спуском перфоратора.
Изобретение является промышленно применимым уже в настоящее время, так как в способе используются промышленно выпускаемые реагенты и материалы, а также есть необходимость в эффективных технологиях вскрытия пластов, например, в нефтяной промышленности и геологии.
Таким образом, предлагаемый способ отвечает всем требованиям, предъявляемым к изобретениям, для предоставления правовой охраны.
Ацетон (диметилкетон; 2-пропанол) СН3СОСН3 бесцветная жидкость с плотностью 790 кг/м3.
Соляная кислота НС1 бесцветный водный раствор хлористого водорода. Выпускается абгазовая соляная кислота (ТУ 6-01-714-77) и синтетическая соляная кислота техническая (ГОСТ 857-78).
Кубовые остатки аминов С1720 (КОА) являются отходом производства (ТУ 6-02-750-78). КОА С1720 представляют собой воскообразное вещество от желтого до светло-коричневого цвета, имеющие следующий состав:
Суммарное содержание
первичных и вторичных аминов, не менее 56
Содержание первичных аминов, не менее 22
Содержание углеводоро- дов, не более 40
Абсорбент представляет собой побочный продукт производства бутадиена и изопрена методом двухстадийного дегидрирования (кубовые продукты). По химической природе это смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов с плотностью 750-900 кг/м3, температурой начала кипения 30оС, температурой конца кипения 370оС.
Способ заканчивания скважин осуществляют следующим образом.
Вскрывают бурением продуктивный пласт, спускают эксплуатационную колонну и цементируют. После ОЗЦ спускают насосно-компрессорные трубы, производят промывку ствола скважины и замену скважинной жидкости на жидкость глушения (техводу, солевой раствор и др.), гидростатический столб котоpой превышает пластовой давление. Приготавливают ацетоно-солянокислотный состав путем смешения компонентов в осреднительной емкости с содержанием ацетона от 30 до 60% (в зависимости от необходимой плотности с условием превышения на 20-40 кг/м3 плотности жидкости и глушения) и дальнейшего перемешивания путем круговой циркуляции насосным агрегатом. Одновременно в другой осреднительной емкости подготавливают буферный раствор путем растворения в абсорбенте 7-14% КОА С1720 и последующего перемешивания круговой циркуляцией. Максимальное содержание КОА С1720 в 14% обусловлено тем, что дальнейшим повышением концентрации повышается вязкость буферного раствора, что ухудшает его прокачиваемость. После получения однородных технологических жидкостей в НКТ вначале закачивают 0,5-1,5 м3 углеводородного раствора КОА С1720, затем 2-6 м3 ацетоно-солянокислотного состава и вторую порцию 0,3-0,5 м3 КОА С1720 в абсорбенте. Далее закачивают жидкость глушения в объеме, необходимом для выравнивания в конце прокачки уровней ацетоно-солянокислотного состава в НКТ и в пространстве между НКТ и эксплуатационной колонной. В процессе прокачки технологических жидкостей первая порция буферного раствора покрывает поверхность НКТ и в дальнейшем обсадной колонны гидрофобной пленкой, защищающей их от коррозии ацетоно-солянокислотного состава, что подтверждается данными лабораторных исследований, представленными в таблице.
Исследования проводились на стальных образцах из труб нефтяного сортамента марки "Д" размером 16х15х2 мм, которые предварительно шлифовались и обезжиривались. Перед погружением в ацетоно-солянокислотные составы они взвешивались, обмакивались в углеводородные растворы с КОА С1720 и подвешивались для стека излишка пленочного покрытия. В ацетоно-солянокислотных составах образцы выдерживали в течение 1 ч в термостатах с перемешиванием. По данным таблицы, скорость коррозии при использовании химически чистой (х.ч.) соляной кислоты в составе снижается пленочным покрытием, примерно, в 3,5-9,0 раз в зависимости от концентрации в растворе КОА С1720, а при использовании технически ингибированной (т.и.) заводом поставщиком соляной кислоты снижение происходит, примерно, в 2 раза. В сравнении с другими, представленными в таблице, растворителями КОА С1720 с абсорбентом получены наилучшие результаты по снижению интенсивности коррозии. Минимальное содержание КОА С1720 в буферном растворе приняли равным 7% потому, что при дальнейшем уменьшении замедление малоэффективно (менее чем в 3 раза).
В процессе прокачки ацетоно-солянокислотного состава пленочное покрытие, созданное первой порцией буферной жидкости будет частично отмыто, поэтому вторая порция буферной жидкости восстановит покрытие с целью предупреждения коррозии в солевом растворе (жидкости глушения). После продавки ацетоно- солянокислотного состава НКТ поднимают, при этом уровень жидкости в скважине падает, поэтому периодически производят долив жидкостью глушения. При проведении последнего долива после подъема НКТ в верхний участок эксплуатационной колонны заливают 0,5-1,0 м3 раствора абсорбента с КОА С1720, плотность которого меньше плотности жидкости глушения. Далее в скважину на кабеле спускают перфоратор. При прохождении верхнего участка углеводородного раствора КОА С1720 перфоратор и кабель также покрываются гидрофобной защитной пленкой, которая усиливается внизу в бывшей первой и второй порции буферного раствора. Данные, представленные в таблице, также свидетельствуют о сравнительно высоком защитном действии кабеля пленочным покрытием, скорость коррозии снижается, примерно, на 30% Необходимость заполнения верха эксплуатационной колонны углеводородным раствором КОА С1720 обусловлена обеспечением надежного нанесения покрытия на перфораторе и кабеле, так как нижний суммарный объем буферных растворов, хотя и заполняет эксплуатационную колонну в 50-150 м над ацетоно-солянокислотным составом, все же со временем частично расформировывается из-за своей малой плотности и вытесняется жидкостью глушения вверх и особенно этот процесс ускоряется после первого прострела.
По окончании перфорации кабель поднимают и вновь спускают НКТ для вызова притока нефти. В этот период ацетоно-солянокислотный состав восстанавливает проницаемость уплотненных и загрязненных осколками перфоратора,но не покрытых пленочным покрытием стенок перфорационных каналов до естественного значения продуктивного пласта.
Эффективность способа заключается в том, что НКТ и особенно низ эксплуатационной колонны, в которой ацетоно-солянокислотный состав находится более длительное время, будут в меньшей степени подвержены коррозии, что увеличит их эксплуатационный период. Снижение же коррозии перфоратора и кабеля позволит провести перфорацию без осложнений и также более длительный период работы.
Формула изобретения: СПОСОБ ЗАЩИТЫ ОТ КОРРОЗИИ СКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ, включающий закачку ингибитора коррозии в насосно-компрессорные трубы до и после агрессивной среды, отличающийся тем, что вверх эксплуатационной колонны дополнительно заполняют ингибитором коррозии, в качестве которого используют смесь абсорбента с кубовыми остатками аминов С17 - С20 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Кубовые остатки аминов С17 - С20 - 7 - 14
Абсорбент - Остальное