RU2170287C2 - Способ защиты скважинного оборудования и выкидной линии скважины - Google Patents
Способ защиты скважинного оборудования и выкидной линии скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2170287C2 RU2170287C2 RU99121169A RU99121169A RU2170287C2 RU 2170287 C2 RU2170287 C2 RU 2170287C2 RU 99121169 A RU99121169 A RU 99121169A RU 99121169 A RU99121169 A RU 99121169A RU 2170287 C2 RU2170287 C2 RU 2170287C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- inhibitor
- equipment
- discharge line
- protecting
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 10
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 18
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 13
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 13
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 11
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 10
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 2
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Landscapes
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии. Способ защиты скважинного оборудования и выкидной линии скважины включает заливку водорастворимого ингибитора в межтрубное пространство скважины. После чего скважину переводят в режим работы по замкнутому циклу в течение времени, необходимого для двухкратного прохождения залитого ингибитора. Затем переводят в нормальный режим работы. Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность защиты оборудования. 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии.
Скважинное оборудование и выкидные трубопроводы до групповых замерных установок по мере роста обводненности добываемой продукции подвергаются коррозионному разрушению.
Основным способом защиты внутрискважинного оборудования от коррозионного разрушения является постоянная подача ингибитора коррозии в межтрубное пространство скважины.
Известен способ удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений, включающий циклическую подачу реагента-ингибитора в затрубное пространство, циркуляцию смеси откачиваемой продукции с реагентом по замкнутому циклу (авт. св. СССР N 2132450, МПК E 21 В 37/00, 27.06.99). Недостатком данного способа является малая эффективность технологии.
Наиболее близким аналогом-прототипом является пат. США N 4436148, кл. E 21 В 37/06, 13.03.84, в котором описан способ химической обработки скважины и выкидной линии скважины, заключающийся в периодической заливке обрабатывающей жидкости в межтрубное пространство, обработки скважины по замкнутому циклу, после чего скважину переводят в нормальный режим работы до следующей обработки.
Задача изобретения и технический результат - повышение эффективности ингибированной защиты внутрискважинного оборудования и выкидных трубопроводов за счет точного дозирования и гарантированной доставки ингибитора на прием глубинного насоса.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе защиты скважинного оборудования и выкидной линии скважины осуществляют заливку реагента в межтрубное пространство скважины, перевод скважины в режим работы по замкнутому циклу, после чего скважину переводят в нормальный режим работы, при этом в качестве реагента используют водорастворимый ингибитор коррозии, а обработку по замкнутому циклу проводят в течение времени, необходимого для двухкратного прохождения залитого ингибитора.
Заявляемый способ защиты показан на чертеже.
Расчетное количество выбранного ингибитора коррозии заливается в межтрубное пространство с помощью специального устройства. Затем закрываются затрубный вентиль 2 и выкидной вентиль 7. Открывается перепускной клапан 4 на устьевой арматуре. При этом скважина продолжает работать, перекачивая добываемую обводненную нефть по замкнутому циклу. Залитый в скважину реагент 10 потоком попадает на прием глубинного насоса 12 и далее проходит по колонне насосно-компрессорных труб вверх к устью, ингибируя внутреннюю поверхность колонны штанг 8, устьевого оборудования скважины 3, затем, проходя через перепускной клапан 4, двигаясь к глубинному насосу 12, ингибирует внутреннюю поверхность обсадной колонны скважины 11. Время работы скважины в режиме перекачки обводненной нефти по замкнутому циклу устанавливается из расчета прохождения залитого реагента по замкнутому циклу не менее 2-х раз. Оно зависит от производительности глубинного насоса и объема жидкости в скважине. Например, если объем жидкости в скважине 20 м3/сут, производительность глубинного насоса 20 м3, кратность прохождения реагента 2 раза, то это время составит 2(20:20)=2 суток или 46 часов. По истечении этого времени открывается выкидной вентиль 7, закрывается перепускной клапан 4 и скважина переводится на нормальный режим работы. Ингибиторная жидкость, проходя по выкидному трубопроводу 8 до групповой замерной установки ингибирует внутреннюю поверхность выкидного трубопровода, затем поверхность оборудования ГЗУ.
Периодичность обработки внутрискважинного оборудования выкидных трубопроводов ингибиторами коррозии по данному способу устанавливается с учетом эффекта последствия применяемых ингибиторов коррозии. В случае применения комплексно действующего ингибитора коррозии - бактерицида типа Реапан ИФ периодичность обработок с учетом его эффекта последействия составляет 1 раз в месяц. При условии применения обычных вододиспергируемых ингибиторов коррозии, например Викар - 1, эффект последействия которых в два раза ниже, периодичность обработок составляет уже 2 раза в месяц.
Необходимый объем ингибитора коррозии на одну обработку скважины устанавливается расчетным путем исходя из объема жидкости в скважине и удельной дозы ингибитора, приходящегося на единицу объема обрабатываемой жидкости.
При условии применения комплексно действующего ингибитора-бактерицида удельный объем устанавливается на основе продолжительных промысловых испытаний эффективности применения комплексно-действующих реагентов.
При условии нахождения в скважине 20 м3 жидкости количество ингибитора коррозии на одну обработку составит 1,5 х 20 м3 = 10 кг.
Эффективность предлагаемого способа по сравнению с прототипом
Предлагаемый: Всего 12 обработок в год, на одну обработку реагента надо 10 кг, при стоимости - 10 руб. 1 кг, т.о. в год надо 120 кг. Получается 120 кг х 10 руб. = 1,200 т.р./год.
Предлагаемый: Всего 12 обработок в год, на одну обработку реагента надо 10 кг, при стоимости - 10 руб. 1 кг, т.о. в год надо 120 кг. Получается 120 кг х 10 руб. = 1,200 т.р./год.
По прототипу: Объем 1 заправки глубинного дозатора 200 кг, периодичность заправки 2 раза в год. Стоимость одного подземного ремонта составляет 15 тыс. руб. Затраты реаг.: 200 х 2 = 400 кг/год при 400 кг х 10 руб./кг. = 4,0 тыс.руб./год.
Стоимость: 15 тыс.руб х 2 раза в год = 30 т.руб/год.
Итого: 30 + 4 = 34 тыс.руб./год.
Claims (1)
- Способ защиты скважинного оборудования и выкидной линии скважины, включающий заливку реагента в межтрубное пространство скважины, перевод скважины в режим работы по замкнутому циклу, после чего скважину переводят в нормальный режим работы, отличающийся тем, что в качестве реагента используют водорастворимый ингибитор коррозии, а обработку по замкнутому циклу проводят в течение времени, необходимом для двухкратного прохождения залитого ингибитора.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99121169A RU2170287C2 (ru) | 1999-10-06 | 1999-10-06 | Способ защиты скважинного оборудования и выкидной линии скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99121169A RU2170287C2 (ru) | 1999-10-06 | 1999-10-06 | Способ защиты скважинного оборудования и выкидной линии скважины |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2170287C2 true RU2170287C2 (ru) | 2001-07-10 |
| RU99121169A RU99121169A (ru) | 2001-08-20 |
Family
ID=20225631
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99121169A RU2170287C2 (ru) | 1999-10-06 | 1999-10-06 | Способ защиты скважинного оборудования и выкидной линии скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2170287C2 (ru) |
Cited By (2)
| 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 |
| RU2304637C2 (ru) * | 2005-05-20 | 2007-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Твердофазный состав для защиты внутрискважинного оборудования от коррозии |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3712862A (en) * | 1967-02-13 | 1973-01-23 | Champion Chem Inc | Well treating fluid and methods |
| US4436148A (en) * | 1981-04-27 | 1984-03-13 | Richard Maxwell | Chemical treatment for oil wells |
| EP0506258A1 (en) * | 1991-03-25 | 1992-09-30 | Exxon Chemical Patents Inc. | Corrosion inhibitor and method of use |
| RU2132450C1 (ru) * | 1997-04-09 | 1999-06-27 | Акционерная нефтяная компания Башнефть | Способ удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений |
-
1999
- 1999-10-06 RU RU99121169A patent/RU2170287C2/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3712862A (en) * | 1967-02-13 | 1973-01-23 | Champion Chem Inc | Well treating fluid and methods |
| US4436148A (en) * | 1981-04-27 | 1984-03-13 | Richard Maxwell | Chemical treatment for oil wells |
| EP0506258A1 (en) * | 1991-03-25 | 1992-09-30 | Exxon Chemical Patents Inc. | Corrosion inhibitor and method of use |
| RU2132450C1 (ru) * | 1997-04-09 | 1999-06-27 | Акционерная нефтяная компания Башнефть | Способ удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений |
Cited By (2)
| 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 |
| RU2304637C2 (ru) * | 2005-05-20 | 2007-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Твердофазный состав для защиты внутрискважинного оборудования от коррозии |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9091162B2 (en) | Method for removing contaminants from wastewater in hydraulic fracturing process | |
| RU2006137819A (ru) | Способ обработки пластов | |
| WO2012115763A9 (en) | Method of introducing treatment agents into a well or flow conduit | |
| WO2019190868A1 (en) | Method for scale treatment optimization | |
| RU2405915C1 (ru) | Регулируемый способ подачи реагентов и устройство для его осуществления | |
| US9097093B1 (en) | Downhole chemical treatment assembly for use in a downhole wellbore | |
| RU2132455C1 (ru) | Способ закачки воды в нагнетательную скважину и насосная установка для его осуществления | |
| RU2302513C2 (ru) | Способ подачи реагента в скважину | |
| US11773313B2 (en) | Single-fluid mixed scale dissolution | |
| US20220106864A1 (en) | Composition and method for non-mechanical intervention and remediation of wellbore damage and reservoir fractures | |
| RU2170287C2 (ru) | Способ защиты скважинного оборудования и выкидной линии скважины | |
| RU2525413C2 (ru) | Способ повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин | |
| WO2016093807A1 (en) | Use of berberine as corrosion inhibitor in well operations | |
| RU2314412C1 (ru) | Способ и устройство для обработки нефтяных скважин | |
| Dalamarinis et al. | Acid Restimulation in Legacy Wolfcamp Wells Utilizing Chlorine Dioxide (CLO2). An Operator Case Study of Reservoir Conductivity and Near Wellbore Fracture System Reactivation | |
| CN115263241A (zh) | 一种井下扰流长效防腐防垢装置 | |
| RU2165012C1 (ru) | Способ очистки призабойной зоны нагнетательных скважин | |
| RU2223391C2 (ru) | Способ защиты от коррозии нагнетательных скважин под закачкой пресной воды | |
| RU2227174C1 (ru) | Способ ингибиторной обработки скважинной жидкости | |
| RU2369735C1 (ru) | Способ борьбы с коррозией, вызванной сульфатвосстанавливающими бактериями | |
| RU2260677C1 (ru) | Способ химической защиты скважинного оборудования от коррозии, парафиноотложения, солеотложения и сульфатвосстанавливающих бактерий | |
| Penkala et al. | Acrolein application to mitigate biogenic sulfides and remediate injection-well damage in a gas-plant water-disposal system | |
| RU2233973C1 (ru) | Способ борьбы с коррозией, вызванной сульфатвосстанавливающими бактериями | |
| US20200347286A1 (en) | Methods and compositions for reducing corrosivity of aqueous fluids | |
| RU2291288C1 (ru) | Способ борьбы с коррозией, вызванной сульфатвосстанавливающими бактериями |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20091007 |