Procédd pour inhiber la corrosion dans des puits à gaz sous haute pression et à haute température. L'invention est relative à un système inhibiteur de corrosion perfectionné utilisable dans des puis à gaz où règnent des pressions et des températures élevées ; et elle concerne, plus précisément, l'utilisation d'une amine gras- se contenant facultativement un inhibiteur de corrosion 50- luble dans l'huile et qui est capable de maintenir une pellicule protectrice dans des conditions de température et de pression élevées régnant au fond du puits en l'absence d'une phase de condensat de pétrole. L'utilisation de substances chimiques comme inhibiteurs de corrosion pour protéger des surfaces métalliques à divers stades de la production de pétrole et de gaz a été reconnue depuis longtemps comme étant une caractéristique nécessaire de la production de pétrole et de gaz. Au cours des cinquante dernières années, des multitudes de systèmes de lutte contre la corrosion chimique et de procédés pour les utiliser ont été mis au point et on fait l'objet d'un très grand nombre de brevets et de publications dans la littérature technique. Il en résulte que l'art de l'ingénieur en matière de corrosion est considéré auJourd'hui comme faisant partie intégrante de la planification et de la mise en oeuvre de pratiquement chaque stade de la production de pétrole et de gaz. Avec la demande mondiale en énergie toujours croissante et avec la pénurie internationale de combustible l'industrie du pétrole et du gaz a été contrainte de forer des puits de plus en plus profondément dans des conditions plus hostiles pour chercher les précieux combustibles nécessaires. Il en résulte que certains gisements profonds de gaz où règnent des pressions et des températures élevées ont été découverts un peu partout dans le monde, et qu'il se pose maintenant de très délicats problèmes de corrosion quand on tente de produire d'importants volumes de gaz naturel à partir de ces gisements. les puits de gaz auxquels se rapporte plus particulié- rement la présente invention sont caractérisés par une combinaison de propriétés conduisant à des allures de corrosion de nombreuses fois plus rapides que celles observées dans d'autres gisements de gaz. En premier lieu et surtout, les puits à gaz sont forés Jusqu'à de grandes profondeurs qui dans de nombreux cas excèdent 6 000 mètres. Par conséquent, ces puits appartiennent à la catégorie des puits où règnent de hautes pressions et de hautes températures.En règle g4- nérale, au fond de puits où regnehtdes températures supéri eures à environ 121 C et des pressions de l'ordre de 275 - on peut s'attendre à une corrosion sévère bars environ Au fur et à mesure que croissent ces températures et ces pressions régnant au fond des puits, les problêmes prennent de plus en plus d'acuité, de sorte qu'à des températures de 204 0C et sous des pressions supérieures à 345 bars, l'utilisation de nombreux systèmes et procédés pour l'inhibition de la corrosion cesse d'être possible. Les puits à gaz auxquels s'applique la présente invention sont de cette nature. En outre, les puits à gaz particuliers en question sont des puits du type dit sec, c' est-à-dire qu'il n'existe aucune phase liquide du genre pétrole dans les conditions régnant au fônd de ces puits. Par conséquent, aucune pellicule protectrice d'huile ne sera présente pour revêtir le tubage et agir à la manière d'un support d'inhibiteur de corrosion. En fait, étant donné qu'aucune phase de condensat n'existe dans ces conditions de température et de pression, une injection d'inhibiteurs oléosolubles dans un véhicule du type condensat de pétrole sera inefficace à cause d'une vaporisation prématurée du véhicule intervenant avant que le fond du puits soit atteint.Pour compliquer encore les conséquences d'une absence de phase liquide de condensat de pétrole dans les conditions régnant au fond du puits, il est fréquent qu'il existe, au fond des puits de gaz en question, des phases aqueuses telles que de la saumure, souvent en combinaison avec des gaz acides tels que sulfure d'hydrogène, bioxyde de carbone et analogues, ce qui établit un milieu extrêmement corrosif. Avec des productions de gaz de l'ordre de plusieurs centaines de milliers, voire de plusieurs millions de mètres cubes par jour, mesurés dans les conditions normalisées de température et de pression (en abrégé m3 TPN/J), la possibilité de maintenir, dans les conditions régnant au fond du puits, une phase liquide de condensat de pétrole est de toute manière pratiquement exclue. flans un article de R. N. Tuttle et T. W. Hamby présenté sous le titre "Deep Wells - A Corrosion Engineering Challenge" (Les puits profonds : un défi à la technique de la lutte contre la corrosion) à l'International Corrosion I'oïum, du 14 au 18 avril 1975 à Toronto (Ontario), il a été reconnu que les gisements profonds où rêvent des températures élevées et de hautes pressions, considérés comme susceptibles de produire du gaz, et les milieux hostiles qui y sont associés, portent un défi sévère à la technologie contemporaine.Dans cet article, il est précisé que des températures, régnant au fond des puits, aussi élevées que 2880C ont été rencontrées dans le Texas méridional, et que l'on trouve, au fond de puits forés dans le Mississippi, des pressions de plus de 1 517 bars. Il est indiqué aussi que des ruptures de tubages causées par la corrosion dans des puits profonds ont été observées au bout d'aussi peu de temps que dix-huit mois dans le champ de lacq en France, et aussi en Allemagne, en Autriche, et dans le Mississippi. Le gisement de Thomasville-Piney Woods près de Jackson (Mississippi) est cité comme exemple de puits de gaz répondant à la description ci-dessus et posant de sévères problèmes de corrosion. On estime que le gisement de False River en Louisiane possède des puits de gaz dont les conditions caractéristiques régnant au fond du puits sont du type auquel s'applique la présente invention. L'article cité ci-dessus conclut en admettant qu'un nouveau système d'inhibition de la corrosion couvrant des conditions de production correspondant à des pressions comprisses entre 1240 et 1380 bars et à des tempé ratures comprises entre 193 et 2320C est nécessaire pour que l'on puisse envisager l'exploitation de puits de gaz dont le forage est envisagé dans le Mississippi et dans le Texas méridional. Compte tenu des sévères problèmes de corrosion qui se posent lorsquton envisage de :nttre en exploitation des puits de gaz à partir d'horizons stratigraphiques très profonds où règnent de hautes pressions et de hautes températures, où ne peut exister aucune phase liquide de condensat de pétrole mais où par contre se trouve une phase aqueuse ou de saumure, la demanderesse a mis au point un procédé pour réaliser l'inhibition de la corrosion dans de tels puits, lequel procédé est caractérisé en ce qu'il comporte l'opé- ration elernentaire consistant essentiellement à inJecter une quantité efficace d'une amine grasse de haut poids moléculaire, comportant environ de 12 à 30 atomes de carbone, dans ledit puits de gaz afin d'4tablir une phase formant une pellicule protectrice dans les conditions de température et de pression régnant au fond du puits. Selon un premier aspect de l'invention, on injecte l'amine grasse telle quelle jusqu'au fond du puits à gaz. Se on un autre aspect de l'invention, on ajoute à l'amine une proportion faible mais efficace d'un inhibiteur de corrosion soluble dans l'huile ou compatible avec l'huile avant d'injecter ladite amine, servant ainsi de véhicule dudit inhibiteur, dans le puits de gaz. le but essentiel de la présente invention est donc de fournir une phase liquide capable de former une pellicule et qui soit compatible avec des inhibiteurs de corrosion classiques à base d'huile, de façon telle qu'une injection de petits volumes du liquide dans les puits à gaz dépourvus d'une phase de condensat de pétrole ait pour résultat l'établissement, au fond du puits, d'une phase liquide protectrice, inhibant la corrosion.Autrement dit, le but essentiel de l'invention est de fournir un nouveau véhicule d'inhibiteur de corrosion capable de fonctionner, dans des puits à gaz où règnent des températures et des pressions élevées, de la même manière qu'un système classique condensat de pétrole/inhibiteur dans un puits à gaz contenant une phase liquide de condensat de pétrole. La figure unique du dessin ci-.annexé illustre sous la forme d'une courbe la variation du facteur volume de liquide tel que défini ci-après en fonction de la pression pour un mélange de N-alcoyl-1 ,3-propane-diamine vendu dans le commerce sous la marque déposée "Ducmeen T" en présence de gaz sec, dont la composition est spécifiée ci-aprts, et à une température de 1770C. On a porté en abscisses la pression exprimée en unités équivalant à 0,06895 bar, et en ordonnées le rapport du volume de liquide à la température et sous la pression données au volume chargé dans une cellule du type dit PVT. Les conditions expérimentales sont plus complètement décrites ci-après. On décrit ci-après les modes de réalisation préférés de la présente invention. Ayant reconnu les problèmes de corrosion sévère associés aux types susmentionnés de puits à gaz, et après avoir compris que le manque d'une phase de condensat capable de former une pellicule protectrice dans les conditions régnant au fond du puits est la cause des susdits problèmes, on est amené à conclure que l'on n'a à sa disposition qu'un nombre limité d'alternatives pour éviter l'obturation du puits et 1'arrêt de la production. Chacune de ces alternatives est, à des degrés divers, plus ou moins inacceptable. Etant donné qu'une phase aqueuse est présente dans les conditions régnant au fond du puits, l'utilisation d'un inhibiteur de corrosion hydrosoluble constitue l'une de ces alternatives. Toutefois, il a été reconnu que les caractéristiques de formation d'une pellicule protectrice par une phase aqueuse sont inférieures à celles d'une pellicule d'huile et, en combinaison avec de hauts débits d'écoulement de gaz, Ca- ractéristiquement supérieurs à 264 000 7 TPN/jour, rendent inefficace l'utilisation d'un système inhibiteur de corrosion aqueux. Etant donné que la phase du type condensat de pétrole est inexistante dans les conditions régnant au fond du puits, l'addition classique d'un inhibiteur de corrosion soluble dans l'huile, dissous dans un véhicule huileux, est pratiquement impossible. Toutefois un surdéplacement du puits à gaz avec de grand volumes d'huile contenant un inhibiteur à base d'huile constitue une alternative.Mais la mise en oeuvre de cette dernière alternative est cotteu se car il est nécessaire de prévoir la mise en oeuvre de très grands volumes qui, par voie de conséquence, diminuent le débit de production de gaz et exigent un coûteux dquipement de grandes dimensions pour réaliser les débits d1in- jection nécessaires. Des huiles lourdes, moins volatiles, ont été utilisées pour mettre en oeuvre une technique de surdéplacement afin de diminuer partiellement les volumes extremement grands. il a été suggéré aussi d'utiliser des métaux incorrodables, très coûteux et à importer de l'étranger. il s'est révélé souvent nécessaire de retirer hors du puits et de remplacer le tubage de production.Jusqu'à présent, aucune alternative ou combinaison d'alternatives ne s'est rdvéiée comme pouvant équivaloir à ce à quoi on pourrait s'attendre si une phase de condensat de pétrole pouvait être maintenue dans les conditions régnant au fond du puits. L article de R. N. Tuttle et T. W. Hamby cité c-dessus résume une solution idéale à ce problème de la manière suivante : Une approche plus simple consisterait à utiliser une huile lourde qui établirait une haute pression du point de rosée à de basses concentrations dans la phase mixte gaz/inhibiteur huileux (s'il était possible d'en trouver une)". La présente invention a pour objet un tel système. On a découvert que des amines grasses de haut poids moldoulai- re sont capables d'exister en phase liquide dans les conditions régnant au fond du puits qui sont caractéristiques des puits à gaz sec en question. On a constaté que cette phase liquide constitue un inhibiteur de corrosion efficace aussi bien qu'un efficace véhicule d'inhibiteur de corrosion à base d'huile doté d'excellentes propriétés d'aptitude à la formation de pellicules. Par conséquent, de telles compositions sont extrêmement intéressantes à utiliser pour supprimer la corrosion dans les conditions extrêmement agressives régnant au fond des puits en question. Effectivement, on a observé une phase liquide à de hautes températures et sous de hautes pressions en présence de ce qui correspond à de hauts débits d'écoulement de gaz, même si des quantités relativement petites des compositions inhibant la corrosion sont mises en oeuvre. La particularité de la presente invention qui est de loin la plus importante par comparaison avec ce que l'on utilisait Jusqu'à présent réside dans le fait que les compositions antérieurement connues sont incapables de maintenir une phase liquide dans les conditions caractéristiques régnant au fond des puits de gaz du type en question, tandis que les compositions selon la présente invention existent en phase liquide dans les mêmes conditions hostiles. Cette différence du comportament de phase est une conséquence des particularités de compositions dont il faut tenir compte lors du choix de l'amine grasse. Les amines grasses de haut poids moléculaire utilisées lors de la mise en oeuvre de la présente invention sont, en principe, des alcoylamine à radicaux alcoyle en longue chat ne habituellement synthétisées à partir d'acides gras naturels dans lesquels les radicaux alcoyle en question possèdent une longueur de chaîne moyenne correspondant à plus de douze atomes de carbone. Des amines grasses disponibles dans le commerce contiennent habituellement des mélanges de longueurs de chaîne car elles dérivent d'acides gras pré- sents dans la nature. Il est frdquent qu'il en résulte aus Si une abondance des espèces à nombres pairs d'atomes de cas bone et la présence d'une non-saturation du type de celle qui se trouve dans des composés oléiques, palmitiques, ou de structures analogues.Toutefois, n'importe quelle amine aliphatique en prédominance à longues chaînes, qu'il s'agisse d'une espèce unique à nombre d'atomes de carbone soit pair, soit impair, ou qu'il s'agisse de mélanges de ces espèces, est considérée comme étant une amine de haut poids moléculaire acceptable en vue de la mise en oeuvre de la prS sente invention. Ces amines grasses sont de préférence des solides ou semi-solides cireux qui fondent facilement aux températures caractéristiques régnant au fond des puits du type en question. Les amines préférées ont des longueurs de chaîne carbonée qui correspondent à la présence de 16 à 30 atomes de carbone.Cet intervalle préféré est en bon accord avec la notion actuellement admise selon laquelle un accroissement du poids moléculaire en vue de diminuer la volatilité est d'une importance primordiale pour 11 établissement de la phase liquide désirée aux hautes températures et sous les hautes pressions régnant au fond du puits. Une sous-classe préférée d'amines grasses qui se sont révélées plus particulièrement intéressantes à utiliser lors de la mise en oeuvre de l'invention est celle groupant les N-alcoyl-1,3-propane- diamines.Pour une documentation plus complète sur les amines aliphatiques de haut poids moléculaire, sur leurs identités chimiques respectives, sur leurs sources commerciales, sur leurs propriétés physiques et chimiques, leurs utilisations connues et leurs méthodes de synthèse, on peut consulter le chapitre "FATTY AMINES (amines grasses) débutant à la page 283 du Volume 2 de la 3ème édition de l"'Encyclopedia of Chemical Technology" de Kirk-Othmer. On se rend bien compte du fait que la présence d'une phase liquide d'amine grasse en présence d'un haut débit d'écculement de gaz à de hautes températures et sous de hautes pressions est critique pour une inhibition efficace de la corrosion. Pour confirmer la présence de la phase liquide désirée dans les conditions régnant au fond du puits, on a effectué une série de mesures de répartition de phases dans une cellule du type dit PVT, à volume variable et munie d'une fenêtre d'observation. L'amine grasse particulière utilisée pour ces épreuves est un mélange de N-alcoyl-1,3-propane-diainines ayant un nombre moyen d'atomes de carbone de 18, fournie par Armak, de Chicaco, sous la marque déposée "Duomeen T". Cette amine grasse est décrite comme étant une N-suif-1,3-propanc-diami- ne possédant la formule générale RNHCH2CH2NH2. La répartition des éléments de structure correspond à un mélange typique de radicaux alcoyle (le symbole R dans la formule ci-dessus) spécifié dans le Tableau I ci-après, où l'on a indiqué aussi quelques propriétés typiques de cette amine grasse. Tableau Propriétés typiques du "Duomeen T" Répartition des Poids Poids longueurs de molé- P.E. P.F. spé- Indice chaîne des cu- cifi- d'iode radicaux alcoyle laire C C que à appa- 25 C mini maxi Nature du radical % rent dodécyle C12 1,0 350 300 90,6 0,841 32 45 tetradécyle C14 3,0 pentadécyle C15 0,5 hexadécyle C16 29,0 heptadécyle C17 1,0 octadécyle C18 23,0 tétradécényle C16' 1,0 hexadécényle C14' 3,0 octadécényle C18' 37,0 octadécadiényle C18'' 1,5 On charge initialement, dans la cellule PVT, 3,80 cm de "Duomeen T", sous une pression absolue de 117,2 bars et à une température de 43,33 C, et 7,011 moles-grammes d'un gaz possédant la composition spécifiée dans le Tableau II Tableau II Composant % en moles azote 4,3 méthane 86,5 bioxyde de carbone 9,2 Cette composition particulière correspond à l'injection de 24,46 litres d'amine grasse dans le puits de gaz pour 9 000 m2-TPN de gaz produit à partir du puits. On maintient la cellule PVT à une température de 1770C cependant que l'on en fait varier le volume de façon telle que la pression absolue établie à l'intérieur de cette cellule varie depuis environ 206,8 bars jusqu'à environ 1034,2 bars. On note le volume total de la cellule et le volume de la phase liquide présente dans la cellule sous les diverses pressions absolues qui y sont établies ; on obtient ainsi les données présentées dans le Tableau III, et ayant servi à établir la courbe de la figure unique du dessin ci-annexé. Tableau III Résultats de l'épreuve de répartition des phases et facteurs de volume pour le "Duomeen T" dans un mélan- de 24,46 litres de "Duomeen T"/1 000 m3 @@@ de gaz à une température de 177 C. Volume Volume Rapport du volume de Pression Volume de de liquide, dans les absolute total liquide liquide conditions de tempéra ture et de pression, au bars cm3 cm3 % volume de "Duomeen T" chargé dans la cellule 2Q5,2 1301,74 3,4 0,26 0,895 351,8 811,99 3,0 0,37 0,789 486,6 637,17 2,4 0,38 0,631 624,7 543,27 1,8 0,33 0,474 759,7 486,39 1,4 0,29 0,36e 901r8 445,50 1,0 0,22 0,263 1036,7 417,38 0,9 0,22 0,237 Comme cela se trouve indiqué dans les troisième et qua- trisme colonnes du Tableau III, une proportion significative de phase liquide reste présente dans la totalité de l'inter- valle de pressions pour les conditions d'épreuve. Ceci prouve que la présence absolument nécessaire de phase liqui- de subsistera lorsque régneront, au fond d'un puits, es conditions correspondant aux conditions d'épreuve. La cin- quième colonne donne les valeurs du rapport du volume de li- quide, dans les conditions spécifiées de température et de pression dtablies dans la cellule et qui sont spécifiées, au volume d'amine grasse injectée. De telles donndes sont d"u- ne importance pratique pour calculer des conditions de trai- tement industriel d'un puits car elles reflètent quantitati- vement le volume relatif de phase liquide qui subsiste sous diverses pressions (ou à diverses profondeurs) dans le puits quand on y injecte 24,46 litres d'amines grasses pour 1 000 mn TPN de gaz produit. Par exemple, sous une pression d'approximativement 1034 bars, 23,7 % du volume injecté repré sentent le volume de la phase liquide établie dans les conditions rognant au fond du puits.Cette particularité est illustrée encore sous une autre forme dans la figure unique une courbe continue représentant la variation du facteur de volume de "Duomeen T" depuis environ 206 bars jusqu'à environ 1034 bars (pression absolue) prouve la présence d'une phase liquide absolument n6cessaire dans la totalité de l'intervalle de pressions. Il est significatif de noter que la phase liquide est présente même si la quantité injectée correspond à approximativement 24,5 litres pour 1 000 m TIN de gaz produit.Par contre, il n9est pas exceptionnel, dans le cas de puits au fond desquels règnent des conditions ex- tr4mement hostiles, que les quantités de fluide à injecter, par mise en oeuvre des techniques de l'art antérieur, pour 1000 m3 TPN de gaz produit, se chiffrent par milliers de li- tres. Effectivement, la présente invention réalise ce que l'article de Tuttle et Hamby cité ci-dessus décrit comme étant une solution idéale apportée au problème.Dans ces conditions, le procédé propose rend le volume de fluide in jecté sensiblement équivalent à celui qui est classiquement utilisé dans des puits moins profonds pour lesquels les conditions régnant au fond du puits sont compatibles avec la présence dtune phase liquide de condensat de pétrole. Ceci signifie que le procédé faisant l'objet de la présente invention peut être mis en oeuvre en utilisant un équipement et des modes opératoires essentiellement identiques à ceux dont on se sert pour mettre en production des puits de pétrole et de gaz moins hostiles. A partir de l'ensemble des données présentées ci-dessus concernant la répartition des phases, il est possible d'établir certains principes fondamentaux de mise en oeuvre de la présente invention. En premier lieu et avant tout, l'utilisation de l'amine grasse comme inhibiteur de corrosion ou comme support ou véhicule d'un inhibiteur de corrosion a pour résultat la présence d'une phase liquide même dans les sévères conditions de hautes températures et de hautes pressions associes aux puits à gaz profonds du type en question En outre, des volumes significatifs de phase liquide peuvent être maintenus, dans 1es conditions régnant au fond d'un puits, en présence de très grands débits de production de gaz sec avec aussi peu que 24,4 litres d'huile injectée pour 1 000 m3 TSN de gaz sec produit. Ainsi qu'on l'a déjà indiqué ci-dessus, étant donné que-les compositions utilisées selon l'invention permettent dé maintenir la phase liquide désirée à de bas taux d'injection très favorables, on peut utiliser ces compositions en opérant d'une manière analogue aux techniques antérieurement mises en oeuvre pour inhiber la corrosion dans des puits à gaz au fond desquels règnent des conditions permettant qu'il y subsiste une phase liquide de condensat. De tels modes opératoires comprennent une injection périodique ou continue de l'inhibiteur de corrosion avec ou sans addition d'un diluant ou agent analogue. Outre leur possibilité de maintenir la présence d'une phase liquide dans ces conditions hostiles régnant au fond d'un puits, les amines grasses utilisées conformément à la présente invention possèdent, de par leur nature même, d'autres avantageuses propriétés. En premier lieu, lesdites amines grasses manifestent d'excellentes propriétés permettant la formation d'une pellicule à de hautes températures et sous de hautes pressions. Ceci est considéré comme étant favorable à la suppression de la corrosion car de bonnes propriétés de formation d'une pellicule conduisent à l'éta blasement d'un revêtement plus uniforme sur les surfaces d'acier exposées et accroissent au maximum l'inhibition de la corrosion.En second lieu, les amines grasses établis- sent une inhibition de corrosion par elles-mêmes d'une manière analogue à celle reconnue pour des amines organiques quand on ies utilise dans des conditions moins sévères de température et de pression. En ce qui concerne les propriétés d'inhibition de la corrosion, les N-alcoyl-1,3-propanediamines peuvent encore être considérées comme étant le type préféré d'amines grasses car la présence du second azote amino exalte l'inhibition de la corrosion. Pour améliorer encore les propriétés inhibitrices de la corrosion manifestées par l'amine grasse, on peut y ajouter, avant de l'injecter dans le puits, une proportion efficace d'un inhibiteur de corrosion soluble dans l'huile ou à base d'huile. De cette manière, on fait fonctionner l'amine grasse comme véhicule d'un inhibiteur de corrosion comme cela se pratique couramment dans l'industrie de la production de pétrole et de gaz Bous des pressions et à des températures moins élevées où l'on utilise comme véhicules divers condensats de pétrole, huiles du type Diesel, et analogues. Un tel procédé implique l'addition d'une proportion efficace de l'inhibiteur de corrosion classique, soluble. dans l'huile ou du type dit à base d'huile, à l'amine grasse, puis l'in- jection du-mélange jusque dans le puits à gaz qu'il s'agit de traiter.Ces inhibiteurs de corrosion solubles dans l'huile ou à base d'huile comprennent typiquement (sans que l'énumération suivante soit limitative) des agents d'addition tels que des composés organiques polaires et hétéropo- laires contenant de l'azote, de l'oxygène, du soufre, et/ou d'autres éléments des Groupes V et VI de la Classification périodique, composés parmi lesquels figurent des amines, des amides, des mercaptans, des composés d'azote hétérocycliques, des urées, des thiourées, des phosphates, des polyphosphates, des oxyalcoylates, et analogues.Ici encore, l'aspect original de l'utilisation de l'amine grasse comme véhicule d'inhibiteur de corrosion consiste en l'aptitude de l'amine grasse à maintenir une phase liquide formant une pellicule dans des conditions hostiles sévères même quand on utilise de très petits volumes de fluide injecté. l'opération effective d'injection des compositions servant à inhiber la corrosion conformément à l'invention est réalisable en ayant recours à n'importe lequel des modes opératoires communément pratiqués dans l'industrie du pétrole et du gaz pour supprimse la corrosion ou pour ajouter des agents à des fluides injectés jusqu'au fond des puits. Etant donné que la phase liquide désirée peut être établie en se servant de volumes relativement petits d'amines grasses injectées, on aura recours de préférence à un système d'injection à l'aide d'une colonne du type dit spaghetti ou analogue. Il convient encore d'insister sur le fait que, après avoir pris connaissance de la description précédente mentionnant des modes de réalisation plus particulièrement préférés de l'invention, lesquels modes de réalisation ne constituent que des exemples non limitatifs de mise en oeuvre de ladite invention, tout spécialiste pourra facilement imaginer et utiliser de nombreuses autres modifications ou variantes, et ce sans s'écarter de l'esprit ni de la portde l'invention qui consiste essentiellement à utiliser, dans des puits au fond desquels règntat de hautes températures et de hautes pressions, une amine grasse de haut poids moléculaire, relativement non volatile, comme inhibiteur de corrosion ou comme véhicule d'un inhibiteur de corrosion. REVENDICATIONS 1. Procédé pour inhiber la corrosion dans un puits à gaz sous haute pression et à haute température dans lequel une phase aqueuse ou une phase de saumure peut être présente mais dans lequel aucune phase de condensat de pétrole ne peut exister dans les conditions régnant au fond du puits, lequel procédé est caractérisé en ce qu'il consiste essentiellement à injecter, dans ledit puits à gaz, une quantité efficace dune amine grasse de haut poids moléculaire, comportant plus de 12 atomes de carbone, ce qui a pour effet d'établir une phase formant une pellicule protectrice dans les conditions régnant au fond du puits. 2. Procédé pour inhiber la corrosion selon la revendication 1, caractérisé en ce que ladite amine grasse contient un inhibiteur de corrosion soluble dans l'huile. 3. Procédé pour inhiber la corrosion selon la revendication 1 OU 2, caractérisé en ce que ladite amine grasse est une N-alcoyl-1,3- ,3-propane-diamine. 4. Procédé pour inhiber la corrosion selon la revendication 3, caractérisé en ce que le radical alcoyle comporte depuis environ 16 jusqu'à environ 30 atomes de carbone. 5. Procedé pour inhiber la corrosion selon la revendication 3 ou 4, caractérisé en ce que ladite amine grasse est en fait un mélange de telles Nalcoyl-1,3-propane-diamines.