RU2414587C1 - Procedure for sulphide-hydrogen corrosion protection of reservoir roof in system of collection and well production preparing - Google Patents
Procedure for sulphide-hydrogen corrosion protection of reservoir roof in system of collection and well production preparing Download PDFInfo
- Publication number
- RU2414587C1 RU2414587C1 RU2010120084/03A RU2010120084A RU2414587C1 RU 2414587 C1 RU2414587 C1 RU 2414587C1 RU 2010120084/03 A RU2010120084/03 A RU 2010120084/03A RU 2010120084 A RU2010120084 A RU 2010120084A RU 2414587 C1 RU2414587 C1 RU 2414587C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- tank
- reservoir
- roof
- corrosion
- Prior art date
Links
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
- Y02E60/30—Hydrogen technology
- Y02E60/32—Hydrogen storage
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при защите от сероводородной коррозии резервуаров системы сбора и подготовки продукции скважин.The invention relates to the oil industry and may find application in protecting tanks from a collection and preparation system for wells from hydrogen sulfide corrosion.
Известен способ защиты резервуара от коррозии с помощью системы катодной защиты (Патент РФ №2126061, опубл. 10.02.1999).A known method of protecting the tank from corrosion using a cathodic protection system (RF Patent No. 2126061, publ. 02/10/1999).
Известный способ не обеспечивает надежную и долговременную защиту резервуара от коррозии, особенно его кровли.The known method does not provide reliable and long-term protection of the tank from corrosion, especially its roof.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ защиты от коррозии крыши резервуара системы сбора и подготовки продукции скважин, включающий заполнение резервуара выше нефтяного слоя инертным газом (М.В.Катеев и др. «Система создания инертной парогазовой среды в резервуарах Радаевской установки подготовки нефти». Транспорт и подготовка нефти, №1, 2009, с.74-76 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of corrosion protection of a tank roof of a system for collecting and preparing well products, including filling the tank above the oil layer with inert gas (M.V. Kateev et al. “System for creating an inert vapor-gas medium in tanks of the Radaev training installation oil. "Transport and oil preparation, No. 1, 2009, pp. 74-76 - prototype).
Недостатком известного способа является невысокая надежность защиты, отсутствие контроля за процессом коррозии, относительная дороговизна процесса.The disadvantage of this method is the low reliability of protection, lack of control over the corrosion process, the relative high cost of the process.
В предложенном изобретении решается задача повышения надежности защиты от коррозии, обеспечение контроля за процессом коррозии.The proposed invention solves the problem of improving the reliability of corrosion protection, providing control over the corrosion process.
Задача решается тем, что в способе защиты от сероводородной коррозии кровли резервуара системы сбора и подготовки продукции скважин, согласно изобретению, организуют подачу в газовое пространство резервуара расчетного количества углеводородного газа, не содержащего сероводорода и имеющего плотность менее чем плотность имеющегося газа в газовом пространстве резервуара, газ из газового пространства резервуара на установку улавливания легких фракций отбирают из газового пространства, заполненного имеющимся газом, содержащим сероводород, количество подаваемого углеводородного газа контролируют, регулируют и подают с расходом не более 6 м3/ч, мониторинг за скоростью коррозии под кровлей резервуара ведут через существующие лубрикаторы с расположением образцов-свидетелей коррозии в гирлянде в контрольных зонах газового пространства резервуара через установленные промежутки по высоте резервуара, по результатам мониторинга регулируют расход подаваемого газа.The problem is solved in that in the method of protecting against the hydrogen sulfide corrosion of the roof of the tank of the well production and preparation system, according to the invention, a calculated amount of hydrocarbon gas not containing hydrogen sulfide and having a density less than the density of the available gas in the gas space of the tank is arranged into the gas space of the tank, gas from the gas space of the tank to the light fraction recovery unit is taken from the gas space filled with available gas containing hydrogen sulfide genus, the amount of hydrocarbon gas supplied is controlled, regulated and supplied with a flow rate of not more than 6 m 3 / h, monitoring the corrosion rate under the roof of the tank is carried out through existing lubricators with the location of corrosion samples in the garland in the control zones of the gas space of the tank at specified intervals the height of the tank, according to the monitoring results, control the flow rate of the supplied gas.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Углеводородный газ, выделяющийся из нефти в резервуаре системы сбора и подготовки продукции скважин, часто содержит сероводород, являющийся причиной сероводородной коррозии стен и кровли резервуара. Однако если защита от коррозии стен резервуара достаточно хорошо решена, то защита кровли представляет серьезную проблему. Существующий способ защиты от сероводородной коррозии кровли резервуара заполнением газового пространства инертным газом, например азотом, не решает проблему защиты кровли. Для заполнения инертным газом газового пространства резервуара требуется специальное производство инертного газа. Кроме того, при технологическом отборе углеводородного газа из резервуара часть инертного газа неизбежно будет забираться вместе с углеводородным газом. Отделение инертного газа от углеводородного представляет большую проблему, к решению которой нефтяные промыслы не готовы. Кроме того, существующие способы не решают проблему контроля процесса коррозии кровли резервуара.Hydrocarbon gas released from oil in the reservoir of a well production and preparation system often contains hydrogen sulfide, which causes hydrogen sulfide corrosion of the walls and roof of the reservoir. However, if the protection against corrosion of the walls of the tank is well solved, then the protection of the roof is a serious problem. The existing method of protection against hydrogen sulfide corrosion of the tank roof by filling the gas space with an inert gas, such as nitrogen, does not solve the problem of protecting the roof. For inert gas filling the gas space of the tank, special inert gas production is required. In addition, during the technological extraction of hydrocarbon gas from the reservoir, part of the inert gas will inevitably be taken along with the hydrocarbon gas. Separation of inert gas from hydrocarbon gas is a big problem, for which the oil fields are not ready. In addition, existing methods do not solve the problem of monitoring the process of corrosion of the roof of the tank.
В предложенном изобретении решается задача повышения надежности защиты от коррозии, обеспечение контроля за процессом коррозии. Задача решается следующим образом.The proposed invention solves the problem of improving the reliability of corrosion protection, providing control over the corrosion process. The problem is solved as follows.
Для снижения агрессивного воздействия сероводородсодержащего нефтяного газа на металл кровли резервуара организуют подачу в газовое (наджидкостное) пространство резервуара расчетного количества углеводородного газа, не содержащего сероводорода и имеющего плотность менее чем плотность имеющегося газа в газовом пространстве резервуара. Технологический отбор газа из газового пространства резервуара на установку улавливания легких фракций производят не из-под кровли, а из газового пространства, заполненного имеющимся газом, содержащим сероводород. За счет разности плотностей газов под кровлей будет находиться в основном легкий газ, который менее агрессивен, а отбираться на установку улавливания легких фракций будет более тяжелый сероводородсодержащий газ. Количество подаваемого девонского газа контролируют и регулируют. Мониторинг за скоростью коррозии под кровлей резервуара ведут через существующие лубрикаторы. Для этого под кровлей подвешивают гирлянды образцов-свидетелей металла кровли. Образцы-свидетели, будучи в гирлянде в разных зонах газового пространства резервуара, по-разному воспринимают воздействие сероводорода и соответственно подвергаются коррозии с разной интенсивностью. По результатам мониторинга коррозии образцов-свидетелей регулируют расход девонского газа. Для контроля избыточного давления или разрежения под кровлей резервуары оборудуют датчиками с выводом показаний на компьютер.To reduce the aggressive effect of hydrogen sulfide-containing petroleum gas on the metal of the roof of the tank, a calculated amount of hydrocarbon gas containing no hydrogen sulfide and having a density less than the density of the available gas in the gas space of the tank is arranged in the gas (super-liquid) space of the tank. Technological selection of gas from the gas space of the tank to the light fraction collection unit is carried out not from under the roof, but from the gas space filled with the existing gas containing hydrogen sulfide. Due to the difference in gas densities, under the roof there will be mainly light gas, which is less aggressive, and a heavier hydrogen sulfide-containing gas will be selected for the light fraction capture unit. The amount of Devonian gas supplied is monitored and regulated. Monitoring the corrosion rate under the roof of the tank is carried out through existing lubricators. For this, garlands of specimen witnesses of the metal of the roof are hung under the roof. Witness samples, being in a garland in different zones of the gas space of the tank, perceive the effects of hydrogen sulfide in different ways and, accordingly, are subjected to corrosion with different intensities. According to the results of corrosion monitoring of witness samples, the flow of Devonian gas is regulated. To control overpressure or rarefaction under the roof, tanks are equipped with sensors with the output of readings to a computer.
Пример конкретного выполненияConcrete example
На чертеже представлен резервуар системы сбора и подготовки продукции скважин.The drawing shows a reservoir system for collecting and preparing wells.
В резервуаре 1 находится продукция скважин 2 (нефть, нефтяная эмульсия, попутная вода) девонского месторождения, выше которой имеется углеводородный попутный сероводородсодержащий газ карбона 3, и далее смесь сероводородсодержащего газа карбона и не содержащего сероводорода газа 4 месторождения карбона и углеводородный не содержащий сероводорода газ карбона 5. К кровле 6 внутри резервуара 1 подвешена гирлянда образцов-свидетелей 7. В кровле 6 проложены трубопровод для закачки углеводородного не содержащего сероводорода газа девона 8 и трубопровод для отбора углеводородного сероводородсодержащего газа карбона 9 на установку улавливания легких фракций.In the reservoir 1 there is the production of wells 2 (oil, oil emulsion, associated water) of the Devonian field, above which there is a hydrocarbon associated hydrogen sulfide-containing carbon 3 gas, and then a mixture of hydrogen sulfide-containing carbon gas and non-hydrogen sulfide gas 4 carbon deposits and a hydrocarbon-free hydrogen sulfide carbon gas 5. A garland of witness samples 7 is suspended from the roof 6 inside the tank 1. A pipeline has been laid in the roof 6 for pumping Devon 8 hydrocarbon-free hydrogen sulfide-free gas and labor oprovod for selecting hydrogen sulfide gas hydrocarbon carbon 9 in the collecting light fractions.
По трубопроводу 8 организуют подачу в газовое (наджидкостное) пространство 5 резервуара 1 расчетного количества углеводородного газа, не содержащего сероводорода и имеющего плотность менее чем плотность имеющегося газа в газовом пространстве 3 резервуара 1 - газа девонского месторождения. Технологический отбор газа из газового пространства 3 резервуара 1 на установку улавливания легких фракций производят из газового пространства 3, заполненного имеющимся газом карбона, содержащим сероводород, с отметки ниже кровли на 11 м. За счет разности плотностей попутных нефтяных газов девонского месторождения (1,402 кг/м3) и месторождения карбона, содержащего сероводород (1,661 кг/м3), под кровлей находится, в основном, легкий девонский газ, который менее агрессивен, а отбирается на установку улавливания легких фракций с отметки 11 м более тяжелый сероводородсодержащий газ карбона. Количество подаваемого девонского газа контролируют и регулируют по бытовым газовым счетчикам (не показаны) с расходом не более 6 м3/ч. Мониторинг за скоростью коррозии под кровлей резервуара ведут через существующие лубрикаторы. Для этого под кровлей подвешивают гирлянды образцов-свидетелей металла кровли. Образцы-свидетели, будучи в гирлянде в четырех зонах газового пространства резервуара через 0,5 м, т.е. на отметках 10,5 м, 11 м, 11,5 м и 12 м по высоте резервуара, будут по-разному воспринимать воздействие сероводорода и соответственно подвергаться коррозии с разной скоростью. По результатам мониторинга коррозии образцов-свидетелей регулируют расход девонского газа. Для контроля избыточного давления или разрежения под кровлей резервуары оборудуют датчиками с выводом показаний на компьютер.Pipeline 8 organizes the supply into the gas (super-liquid) space 5 of the reservoir 1 of the estimated amount of hydrocarbon gas not containing hydrogen sulfide and having a density less than the density of the available gas in the gas space 3 of the reservoir 1 — gas of the Devonian field. Technological extraction of gas from the gas space 3 of the tank 1 for the light fraction capture unit is carried out from the gas space 3 filled with the existing carbon dioxide gas containing hydrogen sulfide from a mark below the roof by 11 m. Due to the difference in densities of associated petroleum gases from the Devonian field (1.402 kg / m 3 ) and carbon deposits containing hydrogen sulfide (1,661 kg / m 3 ), there is mainly light Devonian gas under the roof, which is less aggressive, and is taken to the light fraction collection unit from 11 m above t a heavy hydrogen sulfide-containing carbon fiber gas. The amount of Devonian gas supplied is monitored and regulated by household gas meters (not shown) with a flow rate of not more than 6 m 3 / h. Monitoring the corrosion rate under the roof of the tank is carried out through existing lubricators. To do this, garlands of specimen witnesses of the metal of the roof are hung under the roof. Witness samples, being in a garland in four zones of the gas space of the tank after 0.5 m, i.e. at elevations of 10.5 m, 11 m, 11.5 m and 12 m in the height of the tank, they will perceive the effects of hydrogen sulfide in different ways and, accordingly, undergo corrosion at different speeds. According to the results of corrosion monitoring of witness samples, the flow of Devonian gas is regulated. To control overpressure or rarefaction under the roof, tanks are equipped with sensors with the output of readings to a computer.
В результате испытаний в течение года не выявлено новых следов коррозии кровли резервуара. Установленный расход девонского газа обеспечивает отсутствие коррозии кровли резервуара.As a result of tests during the year, no new traces of corrosion of the tank roof were revealed. The installed Devonian gas flow rate ensures no corrosion of the tank roof.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения надежности защиты от коррозии, обеспечения контроля за процессом коррозии.Application of the proposed method will solve the problem of improving the reliability of corrosion protection, providing control over the corrosion process.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010120084/03A RU2414587C1 (en) | 2010-05-20 | 2010-05-20 | Procedure for sulphide-hydrogen corrosion protection of reservoir roof in system of collection and well production preparing |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010120084/03A RU2414587C1 (en) | 2010-05-20 | 2010-05-20 | Procedure for sulphide-hydrogen corrosion protection of reservoir roof in system of collection and well production preparing |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2414587C1 true RU2414587C1 (en) | 2011-03-20 |
Family
ID=44053728
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010120084/03A RU2414587C1 (en) | 2010-05-20 | 2010-05-20 | Procedure for sulphide-hydrogen corrosion protection of reservoir roof in system of collection and well production preparing |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2414587C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102661481A (en) * | 2012-05-04 | 2012-09-12 | 昆山市恒安工业气体有限公司 | Waste gas recovery unit for tank car |
-
2010
- 2010-05-20 RU RU2010120084/03A patent/RU2414587C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| КАТЕЕВ М.В. и др. Система создания инертной парогазовой среды в резервуарах Радаевской установки подготовки нефти. - Транспорт и подготовка нефти, №1, 2009, с.74-76. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102661481A (en) * | 2012-05-04 | 2012-09-12 | 昆山市恒安工业气体有限公司 | Waste gas recovery unit for tank car |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Devold | Oil and gas production handbook: an introduction to oil and gas production | |
| Al-Janabi | An overview of corrosion in oil and gas industry: upstream, midstream, and downstream sectors | |
| Devold | Oil and gas production handbook | |
| CN102305761B (en) | Acid medium transmission pipeline welded joint and parent metal corrosion simulation testing device and method | |
| US10301894B2 (en) | Experimental device and method used for polyphase separation of natural gas hydrate drilling fluid | |
| Bozorgian et al. | Optimization of Well Production by Designing a Core pipe in one of the Southwest oil Wells of Iran | |
| Xie et al. | Characteristics and accumulation mechanisms of the Dongfang 13-1 high temperature and overpressured gas field in the Yinggehai Basin, the South China Sea | |
| Liu et al. | Origin of marine sour natural gas and gas-filling model for the Wolonghe Gas Field, Sichuan Basin, China | |
| Wang et al. | Origin of late charged gas and its effect on property of oils in the Ordovician in Tazhong area | |
| Abou-Kassem | Experimental and numerical modeling of sulfur plugging in carbonate reservoirs | |
| CN102288744A (en) | Heavy oil storage stability test method and equipment | |
| Uchytil et al. | Impact of a secondary condensate charge into an oil reservoir evaluated by downhole fluid analysis, core analysis, and production | |
| Shedid et al. | Formation damage caused by simultaneous sulfur and asphaltene deposition | |
| RU2414587C1 (en) | Procedure for sulphide-hydrogen corrosion protection of reservoir roof in system of collection and well production preparing | |
| CN205506510U (en) | A preceding processing apparatus that is arranged in analysis of shale total organic carbon content | |
| Kumar et al. | Carbon capture and sequestration technology for environmental remediation: A CO2 utilization approach through EOR | |
| Nesic et al. | An integrated approach for produced water treatment and injection | |
| CN205135595U (en) | Airtight apparatus for producing of oil well | |
| CN105182440B (en) | Mid-deep strata natural gas pool fills approach tracing method and its equipment | |
| CN1247269A (en) | Method and facilities for drilling well, logging and early trial production at same time | |
| Guo et al. | Sulfur deposition in sour gas reservoirs: Laboratory and simulation study | |
| Timoshuk et al. | Influence of coal layers gasification on bearing rocks | |
| US5016712A (en) | Method and apparatus for locating solvent injection apparatus within a natural gas wellbore | |
| McElhiney et al. | Desulphated seawater and its impact on t-SRB activity: an alternative souring control methodology | |
| Baranov et al. | Aspects of Development of Oilfields with Hard-to-recover Reserves on Closing Field Development Stage |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180521 |