RU2239695C1 - Способ защиты нагнетательной скважины от коррозии - Google Patents
Способ защиты нагнетательной скважины от коррозии Download PDFInfo
- Publication number
- RU2239695C1 RU2239695C1 RU2003134940/03A RU2003134940A RU2239695C1 RU 2239695 C1 RU2239695 C1 RU 2239695C1 RU 2003134940/03 A RU2003134940/03 A RU 2003134940/03A RU 2003134940 A RU2003134940 A RU 2003134940A RU 2239695 C1 RU2239695 C1 RU 2239695C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- annulus
- corrosion
- space
- fluid
- Prior art date
Links
Landscapes
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при защите нагнетательной скважины от коррозии. Обеспечивает повышение эффективности защиты нагнетательной скважины от коррозии. Сущность изобретения: заполняют межтрубное пространство скважины антикоррозионной жидкостью и проводят продавливание антикоррозионной жидкости в околоскважинное пространство и в призабойную зону скважины по межтрубному пространству. Осуществляют технологическую выдержку, сброс и создание давления по межтрубному пространству. При эксплуатации скважины используют межтрубное пространство как резервуар для хранения и расходования антикоррозионной жидкости. Постепенно расходуют антикоррозионную жидкость из межтрубного пространства в околоскважинное пространство и в призабойную зону. В качестве антикоррозионной жидкости используют состав на основе диаммоний фосфата.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при защите нагнетательной скважины от коррозии.
Известен способ защиты скважинного оборудования и выкидной линии скважины, включающий заливку водорастворимого ингибитора в межтрубное пространство скважины, перевод скважины в режим работы по замкнутому циклу в течение времени, необходимого для двукратного прохождения залитого ингибитора, и перевод в нормальный режим работы (Патент РФ №2170287, кл. Е 21 В 41/02, опубл. 07.10.2001).
Известный способ недостаточно эффективен для защиты скважины от коррозии.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ защиты эксплуатационной колонны нагнетательной скважины от действия закачиваемых химически агрессивных вод, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб на необходимую глубину и заполнение межтрубного пространства веществом с герметизирующим свойством. В качестве колонны насосно-компрессорных труб используют стеклопластиковые трубы, перед спуском колонны насосно-компрессорных труб стенки эксплуатационной колонны исследуют на химико-физическую изношенность, а в качестве вещества с герметизирующим свойством используют цементный раствор, причем перед его закачкой межтрубное пространство заполняют жидкостью с ингибитором коррозии, в случае изношенности эксплуатационной колонны выше допустимого колонну из стеклопластиковых труб спускают максимально возможного диаметра и цементируют ее до устья скважины (Патент РФ №2199651, кл. Е 21 В 41/02, опубл. 27.02.2003 - прототип).
Известный способ сложен и не обеспечивает полноценную защиту нагнетательной скважины от коррозии вследствие воздействия ингибитором коррозии кратковременно с внутренней стороны.
В предложенном способе решается задача повышения эффективности защиты нагнетательной скважины от коррозии.
Задача решается тем, что в способе защиты нагнетательной скважины от коррозии, включающем заполнение межтрубного пространства антикоррозионной жидкостью, согласно изобретению проводят продавливание антикоррозионной жидкости в околоскважинное пространство и в призабойную зону скважины по межтрубному пространству, технологическую выдержку, сброс и создание давления по межтрубному пространству, при эксплуатации скважины используют межтрубное пространство как резервуар для хранения и расходования антикоррозионной жидкости, работающий под давлением, и постепенно расходуют антикоррозионную жидкость из межтрубного пространства в околоскважинное пространство и в призабойную зону, а в качестве антикоррозионной жидкости используют состав на основе диаммоний фосфата.
Признаками изобретения являются:
1. заполнение межтрубного пространства антикоррозионной жидкостью;
2. продавливание антикоррозионной жидкости в околоскважинное пространство и в призабойную зону скважины по межтрубному пространству;
3. технологическая выдержка;
4. сброс и создание давления по межтрубному пространству;
5. использование межтрубного пространства как резервуара для хранения и расходования антикоррозионной жидкости;
6. постепенное расходование антикоррозионной жидкости из межтрубного пространства в околоскважинное пространство и в призабойную зону при эксплуатации скважины;
7. использование в качестве антикоррозионной жидкости состава на основе диаммоний фосфата.
Признак 1 является общим с прототипом, признаки 2-7 являются существенными отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения
При работе нагнетательной скважины сильному коррозионному воздействию подвергается обсадная колонна скважины. Существующие способы не приводят к созданию надежно работающей защиты от коррозии. В предложенном способе решается задача повышения эффективности защиты нагнетательной скважины от коррозии. Задача решается следующим образом.
При выполнении мероприятий по защите нагнетательной скважины от коррозии заполняют межтрубное пространство (пространство между колонной насосно-компрессорных труб и обсадной колонной) антикоррозионной жидкостью, продавливают антикоррозионную жидкость в околоскважинное пространство через несплошности обсадной колонны и в призабойную зону скважины через перфорационные отверстия на забое скважины. Продавку ведут по межтрубному пространству. Проводят технологическую выдержку. При этом антикоррозионная жидкость пассивирует поверхность обсадной колонны не только внутри скважины, но и со стороны породы, проникнув в заколонное пространство.
При запуске скважины в эксплуатацию проводят сброс и создание давления по межтрубному пространству, что способствует насыщению заколонного пространства антикоррозионной жидкостью. При эксплуатации скважины используют межтрубное пространство как резервуар для хранения и расходования антикоррозионной жидкости, работающий под давлением закачки рабочего агента. Пакер, разделяющий межтрубное пространство скважины, не ставят. При работе скважины по колонне насосно-компрессорных труб в призабойную зону продавливают рабочий агент (сточную воду). Давление закачки рабочего агента передается в затрубное пространство на забое скважины и способствует как бы запиранию там антикоррозионной жидкости. При работе скважины антикоррозионная жидкость за счет конвекции и массопереноса постепенно расходуется из межтрубного пространства в околоскважинное пространство и в призабойную зону, продлевая защитный эффект.
В качестве антикоррозионной жидкости используют водные растворы на основе диаммоний фосфата. Совместно с диаммонием фосфата применяют алкилпиридиний бромид [C5H5NR]+ Вr-, где R=C6-С12 (СНПХ-1003), молибдат аммония или алкилдиамин фосфорнокислый (RNHRNH2· Н3РO4), где R=C16-C18, R’=C2-с4 (СНПХ-1004, ТУ 39-12966038-001-92).
В качестве антикоррозионных жидкостей могут быть использованы следующие составы, г/м3:
Состав 1
Диаммонийфосфат 1000
Алкилпиридиний бромид 200
Вода Остальное
Состав 2
Диаммонийфосфат 500
Аммония молибдат 50
Алкилдиамин фосфорнокислый 100
Вода Остальное
Пример конкретного выполнения
Выполняют защиту от коррозии нагнетательной скважины глубиной 1700 м. Скважина оборудована обсадной колонной диаметром 146 мм. Скважину эксплуатируют 18 лет. Через эксплуатационную колонну имеются минимальные утечки жидкости в околоскважинное пространство. Интервал перфорации скважины находится на глубине 1685 м. В скважину спущена колонна насосно-компрессорных труб диаметром 60 мм. Заполняют межтрубное пространство скважины антикоррозионной жидкостью, состоящей из диаммоний фосфата (1000 г/м3), алкилпиридиний бромида (200 г/м3) и воды (остальное) в объеме 15 м3. Проводят продавливание антикоррозионной жидкости в околоскважинное пространство и в призабойную зону скважины прокачкой объема антикоррозионой жидкости по межтрубному пространству. Добиваются, чтобы антикоррозионная жидкость проникла через возможные несплошности обсадной колонны в околоскважинное пространство и через перфорационные отверстия в призабойную зону и воздействовала на обсадную колонну со стороны породы. Проводят технологическую выдержку для пассивации поверхности обсадной колонны. Запускают нагнетательную скважину в работу. При запуске скважины для лучшего заполнения околоскважинного пространства и призабойной зоны скважины проводят сброс и создание давления по межтрубному пространству. Пакер, разделяющий межтрубное пространство скважины, не ставят. При работе скважины по колонне насосно-компрессорных труб в призабойную зону продавливают рабочий агент (сточную воду). Используют межтрубное пространство как резервуар для хранения и расходования антикоррозионной жидкости, работающий под давлением. Давление закачки рабочего агента передается в затрубное пространство на забое скважины и способствует как бы запиранию там антикоррозионной жидкости. При работе скважины антикоррозионная жидкость за счет конвекции и массопереноса постепенно расходуется из межтрубного пространства в околоскважинное пространство и в призабойную зону, продлевая защитный эффект.
В результате отмечается, что коррозия скважинного оборудования и обсадной колонны на межремонтный период один год полностью прекратилась.
Применение предложенного способа позволит повысить эффективность защиты нагнетательной скважины от коррозии.
Claims (1)
- Способ защиты нагнетательной скважины от коррозии, включающий заполнение межтрубного пространства антикоррозионной жидкостью, отличающийся тем, что проводят продавливание антикоррозионной жидкости в околоскважинное пространство и в призабойную зону скважины по межтрубному пространству, технологическую выдержку, сброс и создание давления по межтрубному пространству, при эксплуатации скважины используют межтрубное пространство как резервуар для хранения и расходования антикоррозионной жидкости, работающий под давлением, и постепенно расходуют антикоррозионную жидкость из межтрубного пространства в околоскважинное пространство и в призабойную зону, а в качестве антикоррозионной жидкости используют состав на основе диаммоний фосфата.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003134940/03A RU2239695C1 (ru) | 2003-12-03 | 2003-12-03 | Способ защиты нагнетательной скважины от коррозии |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003134940/03A RU2239695C1 (ru) | 2003-12-03 | 2003-12-03 | Способ защиты нагнетательной скважины от коррозии |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2239695C1 true RU2239695C1 (ru) | 2004-11-10 |
Family
ID=34311354
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003134940/03A RU2239695C1 (ru) | 2003-12-03 | 2003-12-03 | Способ защиты нагнетательной скважины от коррозии |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2239695C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104929584A (zh) * | 2015-06-23 | 2015-09-23 | 重庆科技学院 | 井筒内壁防腐蚀方法 |
-
2003
- 2003-12-03 RU RU2003134940/03A patent/RU2239695C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| МИРОНОВ Е.А. Закачка промысловых сточных вод в продуктивные и поглощающие горизонты. - М.: Недра, 1971, с. 128-133, 165. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104929584A (zh) * | 2015-06-23 | 2015-09-23 | 重庆科技学院 | 井筒内壁防腐蚀方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Hoefner et al. | CO2 foam: results from four developmental field trials | |
| CN101353958B (zh) | 一种油气井开采温控变粘酸酸压裂方法 | |
| US9919966B2 (en) | Method of using phthalic and terephthalic acids and derivatives thereof in well treatment operations | |
| CN105505360B (zh) | 一种氟硼酸解堵剂及酸化解堵方法 | |
| CN101555404B (zh) | 一种环保型低伤害无固相压井液及其应用 | |
| US10458220B2 (en) | System and method for facilitating subterranean hydrocarbon extraction utilizing electrochemical reactions with metals | |
| CN105670584B (zh) | 一种适合于低渗低压气井修井的暂堵型压井流体及制备方法 | |
| UA125132C2 (uk) | Свердловинні способи з використанням кислотних композицій, які містять інгібітори корозії | |
| US11136865B2 (en) | Integrated construction method of fracturing and tertiary oil recovery for low-permeability reservoir | |
| RU2717019C1 (ru) | Способ вывода на режим скважины, пробуренной в естественно трещиноватом пласте | |
| CN105443072B (zh) | 一种水平井油层套管固井方法 | |
| CN102276771A (zh) | 一种井下凝胶段塞及其制备方法 | |
| RU2711131C1 (ru) | Способ глушения газовых скважин с контролем давления на забое | |
| BR112017002002B1 (pt) | Composição de inibição de corrosão, método para tratar uma formação subterrânea, e, sistema configurado para executar o respectivo método | |
| Pandey et al. | Real-time analysis of formation-face pressures in acid-fracturing treatments | |
| Jones et al. | Stimulation, Tracers and Geochemistry at Utah FORGE | |
| Patterson et al. | Preproduction-deployed scale-inhibition treatments in deepwater West Africa | |
| RU2239695C1 (ru) | Способ защиты нагнетательной скважины от коррозии | |
| CN107882544A (zh) | 一种针对碳酸盐胶结型砂岩稠油井的混合释热解堵方法 | |
| CN101387190A (zh) | 一种利用吸水树脂保护低压油气层的压井方法 | |
| CN111535747B (zh) | 一种钻井窄窗口下套管防漏失方法 | |
| CN203097811U (zh) | 井下水文钻孔出水快速封堵止水塞 | |
| Crenshaw et al. | Stimulation of the deep Ellenburger in the Delaware Basin | |
| RU2509883C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
| Seidel et al. | Gas Well Stimulation with a Viscous Water-Base Fracturing Fluid |