RU2174590C1 - Способ защиты от коррозии и солеотложений внутрискважинного оборудования - Google Patents
Способ защиты от коррозии и солеотложений внутрискважинного оборудования Download PDFInfo
- Publication number
- RU2174590C1 RU2174590C1 RU2000130180A RU2000130180A RU2174590C1 RU 2174590 C1 RU2174590 C1 RU 2174590C1 RU 2000130180 A RU2000130180 A RU 2000130180A RU 2000130180 A RU2000130180 A RU 2000130180A RU 2174590 C1 RU2174590 C1 RU 2174590C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- foam
- composition
- gas
- corrosion
- nitrogen
- Prior art date
Links
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 title claims abstract description 16
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 13
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 title abstract description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 32
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 14
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 14
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 5
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 2
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Abstract
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.
Description
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.
Claims (1)
- 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.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000130180A RU2174590C1 (ru) | 2000-12-04 | 2000-12-04 | Способ защиты от коррозии и солеотложений внутрискважинного оборудования |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000130180A RU2174590C1 (ru) | 2000-12-04 | 2000-12-04 | Способ защиты от коррозии и солеотложений внутрискважинного оборудования |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2174590C1 true RU2174590C1 (ru) | 2001-10-10 |
Family
ID=20242872
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000130180A RU2174590C1 (ru) | 2000-12-04 | 2000-12-04 | Способ защиты от коррозии и солеотложений внутрискважинного оборудования |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2174590C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2260677C1 (ru) * | 2004-05-17 | 2005-09-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Способ химической защиты скважинного оборудования от коррозии, парафиноотложения, солеотложения и сульфатвосстанавливающих бактерий |
| RU2350738C2 (ru) * | 2003-11-07 | 2009-03-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ и устройство для закачивания в скважину обрабатывающей текучей среды |
| RU2728015C1 (ru) * | 2019-12-30 | 2020-07-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Астрахань" (ООО "Газпром добыча Астрахань") | Способ ингибирования скважин |
| RU2752569C1 (ru) * | 2021-02-25 | 2021-07-29 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Казанский национальный исследовательский технический университет им. А.Н. Туполева - КАИ" | Скважинная дозирующая насосная установка для предотвращения отложений |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2069572A (en) * | 1980-02-19 | 1981-08-26 | Baker Int Corp | Method and apparatus for treating well components with a corrosion inhibiting fluid inhibiting fluid |
| US4511001A (en) * | 1981-09-01 | 1985-04-16 | Yulin Wu | Composition and method for corrosion inhibition |
| US4787455A (en) * | 1987-11-18 | 1988-11-29 | Mobil Oil Corporation | Method for scale and corrosion inhibition in a well penetrating a subterranean formation |
| US4950474A (en) * | 1988-08-01 | 1990-08-21 | Texaco Inc. | Combination corrosion and scale inhibiting system containing phosphonate/amine reaction product |
| GB2284223A (en) * | 1993-11-27 | 1995-05-31 | Atomic Energy Authority Uk | Oil well treatment |
| RU2154154C1 (ru) * | 1999-04-12 | 2000-08-10 | Уфимский государственный нефтяной технический университет | Консервационная жидкость |
-
2000
- 2000-12-04 RU RU2000130180A patent/RU2174590C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2069572A (en) * | 1980-02-19 | 1981-08-26 | Baker Int Corp | Method and apparatus for treating well components with a corrosion inhibiting fluid inhibiting fluid |
| US4511001A (en) * | 1981-09-01 | 1985-04-16 | Yulin Wu | Composition and method for corrosion inhibition |
| US4787455A (en) * | 1987-11-18 | 1988-11-29 | Mobil Oil Corporation | Method for scale and corrosion inhibition in a well penetrating a subterranean formation |
| US4950474A (en) * | 1988-08-01 | 1990-08-21 | Texaco Inc. | Combination corrosion and scale inhibiting system containing phosphonate/amine reaction product |
| GB2284223A (en) * | 1993-11-27 | 1995-05-31 | Atomic Energy Authority Uk | Oil well treatment |
| RU2154154C1 (ru) * | 1999-04-12 | 2000-08-10 | Уфимский государственный нефтяной технический университет | Консервационная жидкость |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2350738C2 (ru) * | 2003-11-07 | 2009-03-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ и устройство для закачивания в скважину обрабатывающей текучей среды |
| RU2260677C1 (ru) * | 2004-05-17 | 2005-09-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Способ химической защиты скважинного оборудования от коррозии, парафиноотложения, солеотложения и сульфатвосстанавливающих бактерий |
| RU2728015C1 (ru) * | 2019-12-30 | 2020-07-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Астрахань" (ООО "Газпром добыча Астрахань") | Способ ингибирования скважин |
| RU2752569C1 (ru) * | 2021-02-25 | 2021-07-29 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Казанский национальный исследовательский технический университет им. А.Н. Туполева - КАИ" | Скважинная дозирующая насосная установка для предотвращения отложений |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| TW329397B (en) | Method for injecting a liquid directly into a fluidized bed by use of a nozzle, as well as the nozzle used therein | |
| RU2174590C1 (ru) | Способ защиты от коррозии и солеотложений внутрискважинного оборудования | |
| US4762276A (en) | Fluid evaporation device for mud pits | |
| RU2302513C2 (ru) | Способ подачи реагента в скважину | |
| US11261705B2 (en) | Systems and methods for treating fluids in oilfield facilities | |
| CN110454122A (zh) | 气溶胶稠油摇溶装置及降粘方法 | |
| US9631134B2 (en) | Subterranean well treatment system | |
| AU751473B2 (en) | Conduit cleaning material and process | |
| RU2342519C2 (ru) | Способ подачи жидких и твердых реагентов и устройство для его осуществления | |
| US20100157722A1 (en) | Means and method for mixing a particulate material and a liquid | |
| KR20110072674A (ko) | 워터젯 커팅장치 | |
| RU2703093C2 (ru) | Способ обработки прискважинной зоны низкопроницаемого пласта и устройство для его реализации | |
| US2871948A (en) | Process of treating oil and gas wells to increase production | |
| CN104373748A (zh) | 一种管道缓蚀剂涂覆清洁器 | |
| KR102682330B1 (ko) | 노즐 및 이를 포함하는 분사장치 | |
| US3835048A (en) | Method of dissolving gases in liquids | |
| US3470957A (en) | Well sealing with atomized resin | |
| CN107165605B (zh) | 一种阻垢缓蚀剂及其制备方法 | |
| RU2244174C1 (ru) | Кавитационная установка | |
| RU2015309C1 (ru) | Способ создания скважинного фильтра | |
| KR102369944B1 (ko) | 미세기포 발생노즐 및 그를 포함하는 미세기포 발생장치 | |
| CN107162223A (zh) | 一种除垢剂及其制备方法 | |
| RU2175712C2 (ru) | Способ нейтрализации сероводорода в скважине | |
| KR200289287Y1 (ko) | 이중 파이프 가압수 분사장치 | |
| SU1332086A1 (ru) | Скважинна насосна установка |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20091205 |