способ защиты от коррозии скважинного оборудования

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

Описание изобретения к патенту

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 С₁₇-С₂₀.

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 С₁₇-С₂₀ в количестве 7-14% при этом раствор абсорбента с кубовыми остатками аминов С₁₇-С₂₀ 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 С₁₇-С₂₀ (КОА) являются отходом производства (ТУ 6-02-750-78). КОА С₁₇-С₂₀ 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 30^оС, температурой конца кипения 370^оС.

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 С₁₇-С₂₀ и последующего перемешивания круговой циркуляцией. Максимальное содержание КОА С₁₇-С₂₀ 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 С₁₇-С₂₀, затем 2-6 м³ ацетоно-солянокислотного состава и вторую порцию 0,3-0,5 м³ КОА С₁₇-С₂₀ 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 С₁₇-С₂₀ 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 С₁₇-С₂₀, 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 С₁₇-С₂₀ с абсорбентом получены наилучшие результаты по снижению интенсивности коррозии. Минимальное содержание КОА С₁₇-С₂₀ 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 С₁₇-С₂₀, плотность которого меньше плотности жидкости глушения. Далее в скважину на кабеле спускают перфоратор. При прохождении верхнего участка углеводородного раствора КОА С₁₇-С₂₀ 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 С₁₇-С₂₀ 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.