Ингибитор водорастворимых солевых отложений в газовых скважинах

Ингибитор водорастворимых солевых отложений в газовых скважинах

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Союз Советскнк . Соцнапнстичвскнк

Республнк

ОПИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИ ЕТЕЛЬСТВУ (61) Дополнительное к авт. сеид-ву (22) Заявлено 16.04,79 (21) 2757353/22-26 (51) М. Кл. с присоединением заявки Йо (23) Приоритет

С 02 F 5/10

С 02 К 3/00

Государстаяииый комитет

СССР яо делам изобретений и открытий

Опубликовано 3Ы2.80. бюллетень Но 48

Дата опубликования описания 301280 (53) УДК 547. 426. 1 (088. 8) (72) Авторь| изобретения

В.A.Ïîëóëÿõ, В.Н.Богдан, В.Д.Судейченко, В.И.(йагайденко, A.Í.ÁóTåHêo и В.A.Øàðàïoâ

Украинский научно-исследовательский институт природных газов (71) Заявитель (54 ) ИНГИБИТОР ВОДОРАСТВОРИИЫХ СОЛЕВЫХ

ОТЛОЖЕНИИ В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ

Изобретение относится к технологии добычи газа,в частности,к химическим ре агент ам для з амедле ни я (и н ги биров ания)солеотложений в газовых скважинах.

В настоящее время известны следунт з щие способы борьбы с солевыми отложениями в насосно-компрессорных трубах скважин: предупреждающие и ликвилирующие (1).

К предупреждающим относятся: закач-10 ка в затрубное пространство воды и химических реагентов, обработка газожидкостного потока магнитным, электрическим, акустическим полями и др.

К ликвидирующим способам относят- 15 ся: промывка солевых отлохений (пробок ) горячей водой и паром, разбуривание пробок и др.

Недостатком вышеперечисленных методов являются большие капзатраты и 2{) эксплуатационные расходы. Известен ингибирующий состав ддя Предотвращения солевых отложений на основе полиакриламида с добавкой персульфата калия и воды, который предназначен 25 для нефтедобывающих скважин (2).

Наиболее близким по технической сущности является состав для предот-. вращения солевых отложений на основе водорастворимых полимеров (3), где, 30 и споль зуют при садки, содержащие глицерин, диэтиленгликоль, диметилформамид.

Недостатком этих составов является малая продолжительность ингибирования после введения в сквак<ину и кроме того, они применяются для предотвращения солевых отложений, в состав которых входят: карбонаты — 50%, гипс — 25% и др., которые, как известно, «е являются водорастворимыми, эти составы не эффективны для замедления образования водорастворимых солевых отлохений. В газовых скважинах солевые пробки íà 98-99% состоят из хлорида натрия с незначительной примесью солей калия, кальция, магния.

Частота образования пробок в лифтовых трубах сквахин составляет от

3 до 12 раэ в году. Работы по ликвидации пробок трудоемки и дорогостояци

Целью данного изобретения являетуменьшение скорости процесса солеотложения, следовательно, снижение эксплуатационных затрат и увеличение межремонтного периода сквахин.

Для достижения поставленной цели состав, который вводят в скважину, на основе глицерина дополннтелно со79164.4 держит сульфоуреид при следующем соотношении компонентов, вес.Ъ:

Глицерин 85 —, 90

Сульфоуреид 10 - 15 ингибитор получают механическим ,смешением инГредиеитов.При 80-85 С на водяной бане расплавляют рассчитанное количество сульфоуреида, затем добавляют к нему соответствующее ко» личество глицерина и полученную смесь в течение 20 мин перемешивают.В результате получают гомогенную смесь пастообразной консистенции желтоватого цвета с температурой плавления

43+ 2ОС.

Механизм ингибирующего действия предложенного состава заключается в следующем. В затрубное пространство скважины вводят ингибитор в виде гранул диаметром 5 — 7 мм. Гранулы заключены в парафиновую оболочку толщиной до 1,5 мм. При вводе ингибитора в призабойную зону парафиновая оболочка распределяется (температура воды в забое - 60-70 С) и содержимое гранул смешивается с пластовой водой.

Сульфоуреид не полностью растворим в воде, но он хорошо растворим в глицерине, а глицерин — в воде и кроме того, глицерин обладает некоторым ингибирующим действием по отношению к солевым отложениям и гидратным.По этой причине он и взят за основу ингибитора.

Растворенный в горячей пластовой воде ингибитор вместе с минерализованной пластовой водой подхватывается восходящим потоком газа, который диспергирует ее на мельчайшие капельки. С них интенсивно испаряется влага иэ-эа недонасыщенности газа влагой. При отсутствии ингибитора на стенках труб скважины начинают откладываться кристаллы солей, которые с течением времени растут и забивают сечение трубы. При наличии ингибитора, который хорошо адсорбируется кристалликами соли (хлорида натрия) происходит обволакивание им кристалликов. Этим уменьшается скорость их дальнейшего роста.

Сульфоуреид, образуя лиофобную пленку на кристалликах, препятствует их слипанию друг с другом и прилипанию к стенкам труб. Не слипшиеся кристаллики соли подхватываются потоком газа и выносятся на поверхность, Преимуществом данного ингибитора является еще и то, что он не вызывает коррозии лифтовых труб и не образует устойчивых эмульсий газоконденсата с пластовой водой. Предлагаемый ингибитор вводят в затрубное простран.ство скважин в пределах 16 — 36 r на литр выносимой иэ,скважины воды.

Для каждой конкретной скважины количество ингибитора рассчитывается в зависимости от выносимой воды Й степени ее минерализации. Установлено что солевые "пробки " возникают при минерализации воды от 150 до 350 г/л.

Пример 1. На лабораторной установке, состоящей из цилиндрического контейнера, в который заливают воду заданной минерализации по хлориду натрия, ствола скважины (стальная трубка gl 10 мм, внутр. ф 8 мм), баллона со сжатым природным газом, газо вого счетчика, вентилей, сепаратора v. контрольно-измерительных приборов (термометры, манометры) осуществляют непрерывную циркуляцию газа через контейнер. В контейнер заливают 1 л водного раствора хлорида натрия, который моделирует пластовую воду, с минерализацией 150 г/л. Образование аолевой пробки внутри ствола скважины происходит в.среднем через 44 мин.

При введении 16 rингибитора,,состоящего из 90 вес.Ъ глицерина и 10 вес Ъ

Щ сульфоуреида образование солевой пробки не наблюдается в течение

4.ч т.е. в течение времени выноса раствора из контейнера. Скорость соле отложений (по сравнению с контрольным опытом ввода ингибитора) замедляется в 5 раэ.

Пример 2. В контейнер заливают 1 л водного раствора хлорида натрия с добавками солей калия, кальция, магния (0,6Ъ от общего содержания солей) . Иинералиэация по хлориду натрия — 250 г/л. При циркуляции через такой раствор природного газа на установке (см.пример 1) солевая пробка образуется в среднем через 32 мин (контрольный опыт) .

При введении в раствор 26 r ингибитора состава: 87 вес.Ъ глицерина и 13 вес ° Ъ сульфоуреида в течение

4 ч, т .е. пока весь раствор не выне4() сется с потоком газа "пробка" не наблюдается. Скорость солеотложений по сравнению с контрольным опытом замедляется в 7 раз.

Пример 3. На установке (при4 мер 1) в контейнеР заливают 1 л водного раствора хлорида натрия с добавками солей, минералиэация равна

350 г/л. При барботаке газа через раствор солевая пробка образуется через 26 мин в стволе скважины.

При,введении в раствор 36 г ингибитора состава: 85 sec, Ъ глицерина и

15 вес: Ъ сульфоуреида соленая "пробка" не наблюдается в течение 4 ч,т.е. в течение времени, достаточного для выноса раствора иэ контейнера, скорость. процесса солеотложений по срав нению с контрольным опытом замедляется в 9 раэ.

Пример 4. На установке (прищ мер 1) в контейнер заливают 1 л водного раствора хлорида натрия минера.лиэации 350 r/ë с добавками солей калия, кальция, магния (0,6Ъ от общего содержания сОлей). К раствору добавI ляют 36 г ингибитора состав:80 вес. Ъ

791644

Формула изобретения

Составитель Л Ананьева

Техред Н.Граб Корректор М. Коста

Редактор Т. Пилипенко

Заказ 9375/19 Тираж 1029 Подписное

ВНИИЛИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Иосква, Х-35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП Патент, r. Ужгород, ул. Проектная, 4 глицерина и 20 вес. Ъ сульфоуреида.

Солевая "пробка" не образуется в течение 4 ч,пока весь раствор не вынесется из контейнера.

Данные;опыта 4 позволяют выбрать верхнюю границу концентрации глицерина и сульфо реида, т.е. принять

5 в качестве ее 85 вес. В глицерина и

15 вес.Ъ сульфоуреида.увеличение содержания сульфоуреида не оказывает улучше.ния действия ингибитора.

Предлагаемый ингибитор водорастворимых солевых отложений в газовых скважинах по сравнению с айалогичными известными составами обеспечивает замедление процесса образования солевых пробок в 7-9 раз, т.е. позволяет 5 примерно в течение года не производить капитальный ремонт скважин по удалению солевых отложений.

Кроме того, следует отметить положительные качества предложенного инги.20 битора: он не вызывает коррозии лифто- вых труб, малотоксичен, составляющие

его ингредиенты недороги и недефяцит ны.

Ингибитор водорастворимых солевых отложений в газовых скважинах на основе глицерина, о т л и ч а ю ш и йс я тем, что, с целью уменьшения 1 скорости процесса солеотложений, он дополнительно содержит сульфоуреид при следующем соотношении компонентов вес. Ъг

Глицерин 85 — 90

Сульфоуреид i0 — 15 источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Геология бурения и разработка газовых месторождений. Экспресс-информация, И., 1978, Р 16, с. 3"6.

2. Авторское свидетельство СССР

Р 585206, кл. С 09.К 7/02, 1977.

3. Авторское свидетельство СССР

9 393535, кл. F 17 D 1/16,1974 (прототип) .