СПОСОБ ЗАЩИТЫ ПОДЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ ОТ КОРРОЗИИ Советский патент 1995 года по МПК E21B43/00 

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.

Способ включает удаление из межтрубного пространства кислых компонентов и влаги путем закачки в него перед герметизацией межтрубного пространства раствора абсорбента и осушителя, причем на конечной стадии закачки раствора в него вводят индикатор, а затем определяют момент появления индикатора в природном газе, выходящем из скважины. При этом в качестве индикатора используют нитриты или нитраты металлов, наличие нитритов в природном газе определяют по их реакции с дифениламином, а наличие нитратов с реактивом Грисса.

Сущность изобретения заключается в следующем.

На модели скважины было установлено, что если в межтрубном пространстве разместить сухой и очищенный от кислых компонентов природный газ, полученный вводом в межтрубное пространство раствора абсорбента и осушителя, затем после полной очистки природного газа в межтрубном пространстве от влаги и кислых компонентов загерметизировать межтрубное пространство, то предотвращается коррозия труб в межтрубном пространстве, так как сухой и очищенный от кислых компонентов природный газ не вызывает коррозию металла.

Кроме того, при контакте двух газов возникает явление диффузии, т.е. при контакте сухого и очищенного 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 1,38034^-16 эрг/град постоянная Больцмана;
М масса молекул;
Т абсолютная температура, К.

Расчетная средняя скорость молекул сероводорода, углекислого газа и паров воды составляет соответственно 2-3, 2-3 и 3-4 мм/мас при температуре 80^оС (температура на забое скважины).

При использовании 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 явления достаточно ввода небольшого (порядка 10-15 л) количества раствора абсорбента и осушителя через 2-2,5 года после очистки газа в межтрубном пространстве и его герметизации.

При закачке в межтрубное пространство расчетного (в зависимости от объема межтрубного пространства и содержания в газе воды и кислых компонентов) количества раствора абсорбента и осушителя последние, прореагировав соответственно с кислыми компонентами и водой, выпадут на забой скважины. Следствием этого явится падение давления в межтрубном пространстве и подсос сырого неочищенного газа. Для исключения этого необходимо увеличить (на 10-15% выше расчетного) количество раствора абсорбента и осушителя. Введенный в межтрубное пространство раствор абсорбента и осушителя будет вынесен из скважины вместе с потоком газа через НКТ и утилизирован на сероочистной установке, а после регенераций вновь используется.

Кроме того, с последней порцией раствора абсорбента и осушителя добавляется индикатор, появление которого в природном газе, выходящем из скважины через подъемные трубы (НКТ), будут означать, что весь столб газа в межтрубном пространстве очищен и его следует герметизировать на устье скважины. В качестве индикатора могут использоваться какие-либо вещества, не входящие в состав природного газа. Ими могут быть соли азотной кислоты, например NaNO₃ или KNO₃. Определить их наличие в природном газе, выходящем из скважины через колонну подъемных труб, можно путем пропускания газа через раствор дифениламина или бруцина. Синее окрашивание дифениламина и красное окрашивание бруцина фиксирует наличие в газе индикатора и определяет момент герметизации межтрубного пространства.

В качестве индикатора могут быть также использованы соли азотистой кислоты, например NaNO₂ и KNO₂. Наличие их в природном газе можно определить по красному окрашиванию реактива Грисса.

Ингибирование внутренних поверхностей колонны подъемных труб (НКТ) и шлейфа для защиты их от коррозии осуществляется либо непосредственно 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 табл.1.

Для очистки столба сероводородсодержащего газа в затрубном пространстве скважины был приготовлен раствор следующего состава, кг: Диэтаноламин (ДЭА) 250 (30%) Диэтиленгликоль (ДЭГ) 170 (20%) Пресная вода 420 (50%) Итого: 840
Приготовление раствора производилось в мерниках агрегата ЦА-320. Закачка смеси в затрубное пространство скважины производилась через узел задавки скважины порциями по 100 л с интервалом 5 мин при начальном давлении 120 ата. В последнюю порцию раствора было добавлено 1000 г нитрата натрия NaNO₃. Объем продавочной жидкости закачан одной порцией (300 л).

Одновременно с закачкой последней порции раствора был начат качественный химический анализ газа, выходящего из скважины через насосно-компрессорные трубы, посредством системы отбора газа, присоединенной через вентиль под манометр. Газ пропускается через раствор дифениламина, который окрасился в синий цвет через 10,5 мин после закачки последней порции раствора с добавкой нитрата натрия.

После синего окрашивания раствора дифениламина было закрыто затрубное пространство и установлены заглушки-кольца на фланцах фонтанной арматуры.

По прошествии двух месяцев была произведена проверка эффективности данного способа защиты на предмет длительности сохранения в затрубном пространстве очищенного от кислых компонентов столба газа и изменений его объема.

Работы произведены в следующем порядке.

Установили образцовый манометр на фекальной линии затрубного пространства;
сняли заглушку и установили штуцер диаметром 6 мм на узле задавки на фокальном отводе затрубного пространства;
подсоединили систему отбора газа на химический анализ к фекальной линии затрубного пространства через вентиль под манометр;
в 11/16 начали выпуск очищенного столба газа из затрубья через 6-ти мм штуцер с одновременным замером концентрации кислых компонентов. Результаты замеров сведены в табл.2.

Допустимое содержание сероводорода в товарном газе по ГОСТ 5140-83 составляет 0,00144 об. или 0,02 г/м³, время выпуска очищенного газа (11/58-11/22) 36 мин.

Давление перед штуцером в начале выпуска составит 95 кгс/см², в конце выпуска 91,5 кгс/см², среднее давление в процессе выпуска 93,25 кгс/см².

Дебит скважины при этом давлении составит 33,03 м³/мин. При этом дебите объем выпущенного очищенного газа за 36 мин составит 1189 м³, что соответствует расчетному объему очищенного газа в 1180 м³ при давлении в затрубье в 95 кгс/см².

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 закачки в него раствора абсорбента и осушителя. На конечной стадии закачки в раствор добавляют индикатор (И). При появлении И в газе, выходящем из скважины, производят герметизацию П на устье скважины. В качестве И используют нитраты или нитриты металлов. 2 з.п. ф-лы, 2 табл.

1. 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 закачки раствора абсорбента и осушителя, причем на конечной стадии закачки раствора в него догерметизацию межтрубного пространства на устье скважины добавляют индикатор, а производят в момент появления индикатора а газе, выходящем из скважины. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве индикатора используют нитраты или нитриты металлов. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что наличие нитритов в прородном газе определяют по их реакции с дифенил-амином, а наличие нитратов с реактивом Грисса.