Способ защиты подземного оборудования газовой скважины от коррозии

Способ защиты подземного оборудования газовой скважины от коррозии

Реферат

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. цель упрощение технологии осуществления способа при одновременном повышении его эффективности за счет более точного определения момента герметизации межтрубного пространства (П). Удаляют из П кислые компоненты и влагу путем последовательной закачки растворов абсорбента и осушителя. В момент появления осушителя в газе, выходящем из скважины через подъемные трубы, осуществляют герметизацию П. Закачку абсорбента и осушителя следует производить один раз в 2 2,5 г. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам защиты подземного оборудования газовых скважин на месторождениях с наличием в газе сероводорода, двуокиси углерода и других кислых компонентов. Цель изобретения упрощение технологии осуществления способа при одновременном повышении его эффективности за счет более точного определения момента герметизации межтрубного пространства. Сущность изобретения заключается в следующем. На модели скважины было установлено, что если в межтрубном пространстве очищенный от кислых компонентов и сухой природный газ, полученный вводом в межтрубное пространство раствора абсорбента, затем раствора осушителя, а после полной очистки природного газа в межтрубном пространстве от кислых компонентов и влаги загерметизировать межтрубное пространство, то предотвращается коррозия труб, так как очищенный от кислых компонентов и сухой природный газ не вызывает коррозии металла. Кроме того, при контакте двух газов возникает явление диффузии, т.е. при контакте сухого и очищенного от кислых компонентов природного газа и газа, содержащего сероводород и другие кислые компоненты, а также влагу, последние будут диффундировать в чистый газ со скоростью, которую можно определить по формуле средних скоростей молекул C 2 см/с где К 1,3803410^-16 Эрг/град. постоянная Больцмана; М масса молекул; Т абсолютная температура, К. В соответствии с расчетом средняя скорость молекул сероводорода, углекислого газа и паров воды составляет соответственно 2-3; 2-3 и 3-4 мм/мес. при температуре 80^оС (температуры на забое скважины). При использовании предлагаемого способа защиты от коррозии агрессивному воздействию кислых компонентов может подвергаться только нижняя кромка труб в пределах не более 48 мм за год. Для ликвидации этого незначительного нежелательного явления достаточно закачки небольшого количества раствора абсорбента и осушителя через 2-2,5 г после очистки межтрубного пространства и его герметизации. При закачке в межтрубное пространство расчетного в зависимости от объема межтрубного пространства и содержания в газе воды и кислых компонентов количества растворов абсорбента и осушителя газа последние, прореагировав с кислыми компонентами и водой соответственно, выпадут на забой скважины, следствием чего явится падение давления, в межтрубном пространстве и "подсос" сырого неочищенного газа. Для исключения этого необходимого увеличить (на 10-15% выше расчетного) количества растворов абсорбента и осушителя газа. Закачанные в межтрубное пространство растворы абсорбента и осушителя будут вынесены из скважины вместе с потоком газа через насосно-компрессорные трубы и утилизированы на сероочистной установке, а после регенерации вновь используются. Способ осуществляется следующим образом. Перед герметизацией межтрубного пространства в него последовательно закачивают растворы абсорбента и осушителя. Предлагаемая последовательность ввода реагентов принята на том основании, что потребный объем раствора абсорбента существенно больше объема осушителя. Соответственно, ввод реагента, объем которого меньше, и контроль его наличия в природном газе, выходящем из скважины через НКТ, гарантирует очистку столба природного газа в межтрубном пространстве к моменту герметизации межтрубного пространства на устье скважины. При иной последовательности (ввод реагента с большим объемом и контроль его в природном газе, выходящем из скважины через НКТ) на момент герметизации еще не может гарантировать, что закончен процесс очистки столба природного газа в межтрубном пространстве, хотя процесс осушки закончен. Одновременно начинают производить контроль наличия осушителя в природном газе, выходящем из скважины через насосно-компрессорные трубы. Появление осушителя будет означать, что весь столб газа в межтрубном пространстве очищен и следует герметизировать межтрубное пространство. В качестве осушителя может быть использован диэтиленгликоль (ДЭГ). Определить его наличие можно путем пропускания газа через реактив Лукаса раствор 110 г безводного хлористого цинка ZnCl₂ в 100 мл концентрированной соляной кислоты (НСl). При попадании в реактив Лукаса диэтиленгликоля раствор помутнеет. Другой известной реакцией обнаружения ДЭГа является его взаимодействие с борной кислотой. При этом образуется обратный комплекс и ионы водорода, а первоначально нейтральный или слабощелочный раствор становится кислым, что определяют с помощью кислотно-основных индикаторов. Методика. Через 2 см³ воды в течение анализируемого отрезка времени пропускают природный газ, затем добавляют каплю 0,02 н.раствора гидроксида натрия и каплю 0,1%-ного спиртового раствора фенолфталеина. В другой пробирке в 2 см³ воды растворяют 0,5 г тетрабората натрия Na₂B₄O₇ и добавляют каплю фенолфталеина. Оба раствора окрашиваются в розовый цвет, который исчезает при их смешивании, если в первой пробирке имеется диэтиленгликоль. Ингибирование внутренних поверхностей колонны подъемных труб (НКТ) и шлейфа для защиты их от коррозии осуществляется либо через НКТ, либо закачкой ингибитора в межтрубное пространство, но уже уменьшенным количеством раствора ингибитора, так как защиты от коррозии межтрубного пространства не требуется. П р и м е р. Способ был реализован на действующей скважине, промысловые характеристики эксплуатации и состав кислых компонентов газа которой представлен в таблице. Для очистки столба сероводородсодержащего газа в затрубном пространстве скважины были приготовлены растворы следующего состава, кг: Диэтаноламин (ДЭА) 250 (30% ) Пресная вода 560 (70%) Итого раствора 810 Диэтиленгликоль (ДЭГ) 200 (70%) Пресная вода 80 (30%) Итого раствора 280 Приготовление растворов производится в мерниках цементировочного агрегата ЦА-320. Закачка растворов в затрубное пространство скважины происходит через узел задавки скважины порциями по 100 л с интервалом 5 мин при начальном давлении 80 ата. Сначала был закачан раствор диэтаноламина, затем раствор диэтиленгликоля. Объем продавочной жидкости (пресной воды) составил 200 кг, которая была закачана одной порцией. Одновременно с закачкой первых двух порций раствора диэтиленгликоля начат качественный химический анализ природного газа, выходящего из скважины через насосно-компрессорные трубы, посредством системы отбора газа, подсоединенной через вентиль под манометр. Газ пропускается через реактив Лукаса. Через 12 мин происходит помутнение реактива, что означает появление в газе раствора ДЭГа. К этому времени была закончена закачка раствора диэтиленгликоля и продавочной жидкости, после чего закрывают затрубное пространство и устанавливают заглушки-кольца на фланцах фонтанной арматуры.

Формула изобретения

СПОСОБ ЗАЩИТЫ ПОДЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ ОТ КОРРОЗИИ, включающий удаление из межтрубного пространства кислых компонентов и влаги и последующую герметизацию межтрубного пространства на устье скважины, отличающийся тем, что, с целью упрощения технологии осуществления способа при одновременном повышении его эффективности за счет более точного определения момента герметизации межтрубного пространства, удаление из межтрубного пространства кислых компонентов и влаги осуществляют путем последовательной закачки растворов абсорбента и осушителя, а герметизацию межтрубного пространства осуществляют в момент появления осушителя в газе, выходящем из скважины через подъемные трубы.

РИСУНКИ

Рисунок 1