CN108316891B - 一种控制盐穴储气库中天然气的卤水蒸气含量的方法 - Google Patents
一种控制盐穴储气库中天然气的卤水蒸气含量的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN108316891B CN108316891B CN201711430749.XA CN201711430749A CN108316891B CN 108316891 B CN108316891 B CN 108316891B CN 201711430749 A CN201711430749 A CN 201711430749A CN 108316891 B CN108316891 B CN 108316891B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- forming
- brine
- liquid
- film layer
- natural gas
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 86
- 239000012267 brine Substances 0.000 title claims abstract description 76
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 title claims abstract description 76
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims abstract description 68
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 title claims abstract description 53
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 44
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 96
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims abstract description 8
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims abstract description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 38
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 38
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims description 15
- 208000028659 discharge Diseases 0.000 claims description 12
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims description 10
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 29
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 abstract description 8
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 abstract description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 3
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 3
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 3
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 2
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 241001131796 Botaurus stellaris Species 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21F—SAFETY DEVICES, TRANSPORT, FILLING-UP, RESCUE, VENTILATION, OR DRAINING IN OR OF MINES OR TUNNELS
- E21F17/00—Methods or devices for use in mines or tunnels, not covered elsewhere
- E21F17/16—Modification of mine passages or chambers for storage purposes, especially for liquids or gases
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
本发明提供了一种控制盐穴储气库中天然气的卤水蒸气含量的方法，该方法是在残余卤水液面处形成隔离液膜层抑制残余卤水的蒸发，从而控制盐穴储气库中天然气的卤水蒸气含量。本发明提供的方法可以通过隔离液膜层封隔盐穴底部残余卤水，阻隔天然气与卤水的接触，抑制残余卤水的蒸发，进而减少天然气采出时携带的水蒸气和盐，从而有效减小了盐穴储气库中天然气的卤水蒸气含量；在此基础上，可以达到减缓采气管柱腐蚀速率和降低地面除水设备投入的效果。
Description
技术领域
本发明属于石油和天然气工程技术领域，具体涉及一种控制盐穴储气库中天然气的卤水蒸气含量的方法。
背景技术
地下盐穴储气库通过地下盐层中通过水溶解盐而形成空穴，用来储存天然气。具有储气量大，机动性强，调峰范围广，使用年限长，安全系数大等特点。储气库投入运行后，一些在溶腔阶段产生的盐水残留于储气盐腔内，这些残余卤水由于蒸发作用，以水蒸气的形式进入腔内储存的天然气中，进入天然气中的卤水蒸气主要造成以下两方面问题：
1、增加天然气除水投入。采气过程中，由于天然气中含水，采出的天然气无法直接用于生产生活。需要在对采出的气体进行除水干燥，提高储气成本。
2、加速地下管柱腐蚀。盐腔残留卤水中的Cl-浓度高，结合天然气中存在的H2S和CO2等腐蚀性气体，对注采气管柱，石油套管产生严重腐蚀。卤水在地层温度下以水蒸气的形式随天然气采出管柱，遇冷凝结后吸附在管柱上，并析出盐结晶，加剧了对套管腐蚀，严重影响储气库的安全运行。
目前采用的天然气除水方法主要为在地面加入除水设备，在天然气采出地面后，首先通过除水设备除水，然后将经过除水操作的干燥天然气通过管道输送给用户。地面除水设备的使用提高了储气成本。
目前主要采用的盐穴储气库地下管柱防腐方法主要为两大类，一类为在管柱表面增加防腐涂层，此方法缺陷在于采气过程中，卤水蒸气析出的盐结晶以颗粒形式随天然气高速采出，可磨损涂层，一旦涂层丧失完整性，钢材质的管柱将直接暴露在含有H2S、CO2和Cl-的湿环境下，造成套管腐蚀失效，严重威胁生产安全。另一类防腐措施为采用合金材质管柱，在管柱中加入Cr等金属元素，以提高套管耐H2S和CO2腐蚀能力，含Cr的管材具有良好的耐腐蚀性能，但含Cr管材成本高，增加了储气库建造的经济成本。
可见，现有技术提供的方案要么处理成本高，要么可持续性差。
发明内容
为解决上述问题，本发明的目的在于提供一种控制盐穴储气库中天然气的卤水蒸气含量的方法。
为达到上述目的，本发明提供了一种控制盐穴储气库中天然气的卤水蒸气含量的方法，该方法是通过在残余卤水液面处形成隔离液膜层抑制残余卤水的蒸发，从而控制盐穴储气库中天然气的卤水蒸气含量。
本发明提供的方法突破现有技术方案的局限，从抑制卤水的蒸发入手，从而解决造成除水成本高、管道腐蚀严重等的根源问题。具体地，在残余卤水液面处形成隔离液膜层，可以封隔盐穴底部残余卤水，阻隔天然气与卤水的接触，抑制残余卤水的蒸发，从而有效减小了盐穴储气库中天然气的卤水蒸气含量，进而减少天然气采出时携带的水蒸气和盐；在此基础上，可以达到减缓采气管柱腐蚀速率和降低地面除水设备投入的效果。
在本发明提供的控制盐穴储气库中天然气的卤水蒸气含量的方法中，隔离液膜层的厚度一般在0.05cm以上即可起到抑制卤水蒸发的作用。实际中，可以综合盐穴温度、残余卤水量、所使用的隔离材料以及成本等因素，确定合适的隔离液膜层厚度。在本发明提供的优选实施方式中，隔离液膜层的厚度为0.05cm-0.5cm；优选为0.1cm-0.2cm。
在本发明提供的控制盐穴储气库中天然气的卤水蒸气含量的方法中，形成所述隔离液膜层的成膜液体可以选用常规密度比水低(或至少低于卤水)、不易挥发，而且容易在卤水液面铺展形成液膜的液体。成膜液体的密度越小，越有利于快速分层，因此，最好选用密度小于0.95g/cm3的不易挥发液体。在本发明提供的优选实施方式中，形成所述隔离液膜层的成膜液体包括柴油、白油或聚合醇类(尤其是经过改性的聚合醇类)；优选为白油或柴油。白油性质稳定，不易挥发，因此基本不会对盐穴腔内储存的天然气造成污染；而且，白油价格低廉，有效降低施工作业成本。
在本发明提供的控制盐穴储气库中天然气的卤水蒸气含量的方法中，为了形成隔离液膜层，需要向盐穴中注入成膜液体。在注入成膜液体时，注入管道最好通至残余卤水液面以下，这样可以防止卤水或成膜液体的飞溅，防止污染天然气或腔壁。比较简便的操作是在注气排卤阶段完成后，直接通过中心管注入成膜液体。在本发明提供的优选实施方式中，形成隔离液膜层的步骤包括：注气排卤阶段完成后，通过中心管柱将预设量的用于形成隔离液膜层的成膜液体注入残余卤水液面以下，静置等待一段时间，待注入的成膜液体上浮至残余卤水液面铺展开后，形成隔离液膜层。对于注入成膜液体后的静置等待的时间，为了使成膜液体充分上浮和铺展，密度轻、粘度小的静置时间短；而密度较重、粘度较大的成膜液体一般需要更长的静置时间。一般情况下，常规的成膜液体静置10-35小时，足以充分形成隔离膜。对于中心管柱伸入卤水液面的深度，可结合卤水总深、注入速度、成膜时间等因素综合确定；在本发明提供的优选实施方式中，中心管柱在残余卤水液面下的深度为0.7-1.5m。
在本发明提供的控制盐穴储气库中天然气的卤水蒸气含量的方法中，优选地，用于形成隔离液膜层的成膜液体的预设量的计算方式为：根据获取的残余卤水液面附近处盐穴腔体的横截面参数(可根据声呐测腔结果获取)，以及预设的隔离液膜层高度计算成膜液体的基础用量，在所述基础用量的基础上增加5-15％的损耗用量，即得到形成隔离液膜层的成膜液体的预设量。
在本发明提供的控制盐穴储气库中天然气的卤水蒸气含量的方法中，优选地，在形成隔离液膜层后，该方法还包括采用不压井作业的方式提出中心管柱的步骤。
在本发明提供的一种优选实施方式中，在注气排卤阶段完成后，直接通过中心管注入成膜液体，整个过程包括：
(1)排卤阶段
a、提出溶腔管柱，下入注气排卤管柱；
b、注入环空保护液，坐封井下封隔器，具体为：由注采气管柱和生产套管之间的环空挤入一定量的环空保护液，坐封井下封隔器，封隔注采气管柱和生产套管之间的环空；
c、进行注气排卤作业，具体为：通过注采气管柱与生产管柱之间的环空注入天然气，通过中心管柱排出盐穴腔体内卤水。
(2)制备隔离液膜阶段
d、注气排卤结束后，估算所需的成膜液体用量，通过中心管柱向盐穴腔体内注入成膜液体；
e、成膜液体注入完成后，静置一段时间，等待成膜液体上浮并铺展形成隔离液膜层；
f、提出中心管柱：采用不压井作业的方式提出中心管柱。
与现有技术相比，本发明提供的方案具有以下优点：
(1)工艺简单易于操作，不需要特殊井下工具即可完成油膜注入操作；
(2)可充分利用注气排卤过程的中心管柱作为向腔内注油的通道，中心管柱末端贴近卤水表面，注油过程中可以防止卤水和成膜液体飞溅污染腔壁；
(3)隔离液膜层形成后，可以有效防止卤水蒸发，防止天然气采出时湿润的H2S和CO2腐蚀注采气管柱，同时可防止卤水蒸气中盐结晶的析出腐蚀注采气管柱。
(4)可以降低采出天然气的含水量，减少地面除水设备工作量，降低储气成本。
附图说明
图1为实施例中注气排卤阶段盐穴储气库油膜注入管柱状态示意图；
图2为实施例中成膜液体注入阶段盐穴储气库油膜注入管柱的状态示意图；
图3为实施例中成膜液体展开后(隔离液膜层)盐穴腔体进入运营期后的状态示意图；
附图标号说明：
1技术套管，2生产套管，3注采气管柱，4中心管柱，5井下安全阀，6环空保护液，7井下封隔器，8天然气，9卤水，10盐穴腔体，11成膜液体。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
实施例
本实施例提供了一种控制盐穴储气库中天然气的卤水蒸气含量的方法，该方法是在注气排卤阶段完成后，直接通过中心管注入成膜液体，具体过程包括：
a、提出溶腔管柱，下入注采气管柱3和中心管柱4，组成盐穴储气库油膜注入管柱：
盐穴储气库油膜注入管柱由技术套管1、生产套管2、注采气管柱3及其所带有的井下安全阀5、井下封隔器7及中心管柱4共同组成。如图1所示为盐穴储气库油膜注入管柱示意图，常规中心管柱4的尺寸为4-1/2”，常规注采气管柱3的尺寸为7”。
b、注入环空保护液6，坐封井下封隔器7
如图2所示，由注采气管柱3和生产套管2之间的环空挤入适量的环空保护液6，反循环至井下封隔器底部。坐封井下封隔器7，封隔注采气管柱3和生产套管2之间的环空。形成注气排卤阶段天然气8和卤水9流通通道。
c、进行注气排卤作业
通过注采气管柱3与生产管柱之间的环空注入天然气8，在压力作用下，盐穴腔体10内的卤水9将从中心管柱4中排出至地面。当盐穴腔体10内卤水9界面下降到距离中心管柱4底端1m左右时，停止注气，注气排卤阶段完成。
d、计算形成油膜11所需的成膜液体用量，通过中心管柱4向盐穴腔体10内注入成膜液体：
如图2所示，根据声呐测腔结果，获取中心管柱4底端所在深度处的腔体横界面参数，该横截面的面积即为残留在腔底的卤水9的表面积，根据现场实际，设定隔离液膜层的厚度在0.05cm-0.2cm之间，根据卤水9表面积与隔离液膜层厚度的乘积计算所需注入成膜液体11的基础用量(体积)。考虑到注入过程中的损耗，设置10％的损耗系数，并计算最终注入盐穴腔底部的成膜液体11的总用量。通过中心管柱4向井下盐穴腔体10中注入成膜液体11(白油)。
e、成膜液体11注入完成后，静置等待24h，在密度差的作用下，注入卤水9中的成膜液体11将逐渐上浮，均匀地铺展在卤水9的表面上，形成一层性质稳定的隔离液膜层。
f、采用不压井作业将中心管柱4提出井口，如图3所示，盐腔进入注采气运行阶段。
Claims (3)
1.一种用于形成隔离液膜层控制盐穴储气库中天然气的卤水蒸气含量的方法，该方法是在残余卤水液面处形成隔离液膜层抑制残余卤水的蒸发，从而控制盐穴储气库中天然气的卤水蒸气含量；
所述隔离液膜层的厚度为0.05cm-0.5cm；
所述形成隔离液膜层的步骤包括：
注气排卤阶段完成后，通过中心管柱将预设量的用于形成隔离液膜层的成膜液体注入残余卤水液面以下，静置等待一段时间，待注入的成膜液体上浮至残余卤水液面铺展开后，形成隔离液膜层；
形成所述隔离液膜层的成膜液体包括白油或柴油；
静置等待的时间为10-35小时；
用于形成隔离液膜层的成膜液体的预设量的计算方式为：
根据获取的残余卤水液面附近处盐穴腔体的横截面参数，以及预设的隔离液膜层高度计算成膜液体的基础用量，在所述基础用量的基础上增加5-15％的损耗用量，即得到形成隔离液膜层的成膜液体的预设量；
所述中心管柱在残余卤水液面下的深度为0.7-1.5m。
2.根据权利要求1所述的用于形成隔离液膜层控制盐穴储气库中天然气的卤水蒸气含量的方法，其中，所述隔离液膜层的厚度为0.1cm-0.2cm。
3.根据权利要求1所述的用于形成隔离液膜层控制盐穴储气库中天然气的卤水蒸气含量的方法，其中，在形成隔离液膜层后，该方法还包括采用不压井作业的方式提出中心管柱的步骤。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201711430749.XA CN108316891B (zh) | 2017-12-26 | 2017-12-26 | 一种控制盐穴储气库中天然气的卤水蒸气含量的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201711430749.XA CN108316891B (zh) | 2017-12-26 | 2017-12-26 | 一种控制盐穴储气库中天然气的卤水蒸气含量的方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN108316891A CN108316891A (zh) | 2018-07-24 |
| CN108316891B true CN108316891B (zh) | 2020-07-10 |
Family
ID=62892653
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201711430749.XA Active CN108316891B (zh) | 2017-12-26 | 2017-12-26 | 一种控制盐穴储气库中天然气的卤水蒸气含量的方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN108316891B (zh) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108516280B (zh) * | 2018-04-09 | 2020-02-21 | 重庆大学 | 一种盐腔内注入油垫防止存储气体润湿及管柱腐蚀的方法 |
| CN111101901A (zh) * | 2018-10-26 | 2020-05-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 采集垫底气的装置、方法、智能设备及存储介质 |
| CN114607938B (zh) * | 2022-03-03 | 2023-05-02 | 中盐金坛盐化有限责任公司 | 盐穴储氢采气管密封工艺 |
| CN115450585A (zh) * | 2022-09-09 | 2022-12-09 | 中国科学院武汉岩土力学研究所 | 沉渣型盐穴压缩空气储能方法、监测方法及储能系统 |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE3234914C2 (de) * | 1982-09-21 | 1990-04-19 | Kavernen Bau- Und Betriebs-Gesellschaft Mbh, 3000 Hannover | Verfahren zum Einbringen eines Abdeckmediums in eine Kaverne |
| DK56591D0 (da) * | 1991-03-27 | 1991-03-27 | Dansk Olie & Gasprod | Toerringsfremgangsmaade |
| US5310282A (en) * | 1993-02-16 | 1994-05-10 | Voskamp Thomas A | Hydrocarbon recovery from drilling mud stored in salt cavity |
| CN104568052B (zh) * | 2014-12-31 | 2018-03-02 | 中国石油化工股份有限公司江汉油田分公司采油工艺研究院 | 一种盐穴型储气库造腔过程油水界面检测方法 |
-
2017
- 2017-12-26 CN CN201711430749.XA patent/CN108316891B/zh active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN108316891A (zh) | 2018-07-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN108316891B (zh) | 一种控制盐穴储气库中天然气的卤水蒸气含量的方法 | |
| CN108516280B (zh) | 一种盐腔内注入油垫防止存储气体润湿及管柱腐蚀的方法 | |
| CN110529084B (zh) | 一种高渗砂岩储层长井段转向分流酸化方法 | |
| CN105670584A (zh) | 一种适合于低渗低压气井修井的暂堵型压井流体及制备方法 | |
| CN108222895A (zh) | 一种砾石充填防砂方法 | |
| GB2587519A (en) | Methods, apparatus and systems for creating bismuth alloy plugs for abandoned wells | |
| CN105952431B (zh) | 不动管柱解堵方法 | |
| CN202832438U (zh) | 深井长效分层注水管柱 | |
| RU2711131C1 (ru) | Способ глушения газовых скважин с контролем давления на забое | |
| CN104481475A (zh) | 油井二氧化碳碳酸水吞吐增产方法 | |
| CN108798615A (zh) | 一种注水井的分注完井管柱及不压井完井工艺 | |
| CN204082070U (zh) | 一种井口套管头自动补压、环空泄压装置 | |
| CN111764877B (zh) | 临界破裂变压解堵工艺方法 | |
| US2805720A (en) | Selective plugging of oil wells | |
| CN104948137B (zh) | 一种低压低产油气井连续油管取心清蜡新方法 | |
| CN104449622B (zh) | 抗高温高压有机复合型油层保护液及其制备方法 | |
| CN204609856U (zh) | 移动式注水井在线酸化装置 | |
| CN111577237A (zh) | 一种低渗油田水击复合压裂工艺方法 | |
| CN207229025U (zh) | 一种多通道管及含有其的采气系统 | |
| RU2645688C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
| CN113250653A (zh) | 注水井的酸化方法 | |
| CN114718502A (zh) | 废弃井封堵方法 | |
| CN106014371B (zh) | 一种水力解堵酸化工艺 | |
| CN220909665U (zh) | 一种地浸采铀矿山洗井加酸装置 | |
| CN206016791U (zh) | 一种水平井体积压裂用螺旋式双层分流油管 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |