Способ предотвращения гидратообразования в газопромысловом оборудовании

 

1. СПОСОБ ПРЕДОТВРАЩШИЯ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ В ГАЗОПРОМЬЮЛОЮМ ОБО1 ДОВАНИИ, включаншщй подачу метанола в скважину, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности предотвращения гидратообразовання при одновременном предотвращении отложений минеральных солей в газовой скважине и скважинном оборудовании, метанол перед «качкой в скважину о абатывают гидроксидом щелочного металла илн аммония до рН не менее 8, а затем ингибитором солеотложеняй в концентрациях 2,5- 50,0 мг/л пластовой воды. 2. Способ по п. 1, о т л Н ч а Ю щ и йс я тем, что в метанол вводят ингибитор солеотложошй общей К-1|Г-Ч Нг-Ро{он)г R:, и R могут быть -СН2-ГО(ОН)2 где или R;, -СН,-РО((Ж)2, а Rj может быть 1-СН2-е -СИ2 Ы- СН2-Ю(ОН)2 CHj-POtOH) при X -(-СН-) ОН п - может принимать значения 1-20; m 0,1,2.

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУЬЛИН

0% (И) 4118 A

309 Е 21 В 3706

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Н *ST(MCHOMV CMIN_#_RflbCTRV скважине и скважинном оборудовании, метанол перед закачкой в скважину обрабатывают пщроксидом щелочного металла или аммония до рН не менее 8, а затем ингибитором солеотложений в концентрациях 2,5 —.

50,0 мг/л пластовой воды.

2.:Способ по п. 1, о т л и ч а ю щ н йс я тем, что в метанол вводят ингибитор солеотложений общей формулы в-я — я,— 0(он), т

Я где Я и $t могут быть — СH2 — РО(ОН)2

2 или и — СН вЂ” РО(ОН)2, а В2 может быть (— СН вЂ” (٠— СН2 —,— и — ) и — СНа — РО (ОН)2 сн -Ю(0н1 при Х =-(-СН- )=

Й

0Н

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И 0ТНРЫТ1 в 1 (21) 2977З- 7!гг-0З (22) 28.08.80 (46) 15.11.84. Бюл. У 42, (72) Л. Т. Дипок, P. Х. Самакаев, А. В. Барсуков, В. Н. Ахметов, А. М. Эскин, В. Г. Хадыкин, Н. М. Дятлова, Р. П. Ластовскии н Г. Ф. Ярошенко (53) 622.279(088.8) (56) 1. Макогон N. Ф. Гидраты природных газов. М., "Недра", 1974, с; 109 — 117.

2. Коратаев Ю. П. н Полянский А. П.

Эксплуатация газовых скважин. М., Гостоптехиздат, 1961, с. 298. (54) (57) 1. СПОСОБ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ

ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ В ГАЗОПРОМЫСЛОВОМ ОБОРУДОВАНИИ, включающий подачу метанола в скважину, о т л и ч а юшийся тем, что, с целью повышения зффектнвности предотвращения гидратообразования пои одновременном предотвращении отложений минеральных солей в газовой

n — может принимать значения 1 — 20;

m = 0,1,2.

1 11241

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для предотвращения гидратообразования в газовой скважине и скважинном оборудовании.

Известен способ предотвращения гидрато(образования в газовой скважине, заключаю щийся в подаче на забой эксплуатационной скважины растворов электролитов (солей угольной, азотной, фосфорной, серной, сониной кислот) 11), . 10

Однако известный способ борьбы с гидратообразованием не обеспечивает необходимого эффекта.

Наиболее близким к предлагаемому цо технической сущности и достигаемому результату 15 является способ предотвращения гидратообразо-. вания в газовой скважине и скважинном оборудовании путем подачи в.скважину метанола (2) .

Однако данный способ недостаточно эффек- 2р тивен, поскольку не устраняет отложений минеральных солей в газовой скважине.

Цель изобретения — повышение эффекта . предотвращения гидратообразования при одновременном предотвращении отложений минеральных солей в газовой скважине и скважинном оборудовании.

Поставленная цель достигается тем, что согласно способу предотвращения гидратообразования s гаэопромысловом оборудовании 30 метанол перед закачкой в скважину обрабатывают гидроксндом щелочного металла или аммония до рН не менее 8, а затем ингибитором солеотложений в концентрациях 2,5—

50,0 мг/л пластовой воды.

Кроме того, в метанол вводят. ингибитор солеотложений общей формулы

Р - М- СН2-РО(ОН) \ 2

Я

40 где R и 82 могут быть — СН вЂ” РО(ОН) или R< СН вЂ” РО(ОН), à R может быть

- j — СН вЂ” (— Х вЂ” ) — СН И вЂ” ) — СН вЂ” РО(ОН) с н„- 1эО(О((1 с

2 при X = — (-CH — )=

М

ОН

n — может принимать значения 1 — 20, а m= 01,2.

Использование метанолопровода для достав- 5 ки ингибитора солеотложений в лифтовые .трубы газовой скважины резко упрощает и удешевляет процесс ингибировання, так как для борьбы с гидратообразованием создана систем» доставки метанола в лифтовые трубы 55 каждой скважины, а метанол подают в метано-. лопровод с помощью многоплунжерного насоса с одного пункта.

18 2

Однако использование системы метанолопровода не может быль осуществлено по схеме дозирования ингибитора солеотложений в метанол, поскольку все известные ингибиторы отложений минеральных солей на основе аминометиленфосфонатов не растворимы в метаноле в необходимых рабочих концентрациях для ингибирования отложений солей.

Необходимое количество ингибитора солеотложений для растворения в метаноле расчитывают следующим образом: расходный норматив на метанол для борьбы с гидратообразованием на Оренбургском газо-конденсатном месторож- . дении (ОГКМ) — 1,6 кг метанола на 1000 м3 природного газа; рабочая концентрация инги-. битора солеотложений на 1 м3 извлекаемой пластовой воды составляет 2,5 — 50,0 г/м; средний дебит по газу на одну скважину на ОГКМ вЂ” 700000 м3 природного газа в сутки; средний дебит по воде одной скважины на 0ГКМ вЂ” 7 м в сутки. Тогда на

1000 м природного газа нужно 1,6 кг мета-; нола, на 700000 м природного газа — Х кг метанола, т. е. в сутки на одну скважину требуется:

Х вЂ” 1120 кг метанола.

700С ОО М 6

ЯОО

На 1 м3 (U(acmsoA воды необходимо 2,5—

50,0 г иигибитора солеотложений, на 7 м3 пластовой воды — Х r ингнбитора солеотложе . ний, Х вЂ” 17,5-350 г ингибитора солеотложении.

Таким образом, в 1120 кг метанола необходимо растворить 17,5 — 350 r ингибитора солеотложений, или в 1000 кг метанола—

15,0-312 г ингибитора солеотложений.

В качестве ингибнторов отложений минеральйых солей могут быть использованы следующие продукты, выпускаемые отечественной нромышленностью: нитрилотрнметиленфосфоновач кислота (НТФ) общего вида: . СН вЂ” РО(ОН), И СН2 —,РО(ОН).

СН2 РО(ОН) полиэтиленполиамин- INI-метиленфосфоновая кислота (ПАФ вЂ” 1) общего вида..

-(-СН вЂ” СН --И-)СН вЂ” РО(ОН)

2-окси-1,3-диаминопропан-N, N, И, И -тет (( раметиленфосфоновая кислота общего вида: (НО)гРО- -Нг-Ю-(ЛГУН СНг И3- Нг-РО(ОН)г

CHg 0H г

РО(ОН)г РО (0Н) г

В табл. 1 приведены данные по стабильности ингибиторов отложений минеральных

Значения рй метанола регулировали введе нием щелочного агента. Стабилъным раствор

Таблица 1

+ с +

+ +

150

NaOH

250

350

ИаОН

+ +

75

150

250

350

75

150

250

350

150

150

150 княжон

150

150

150

+ +

Э 1124118 4 солей в метаноле без предварителъной обра-, считается в том случае, когда в нем после боткн метанола гидроксидом натрия, калия добавки ингибитора солеотложений не обраФ или аммония. зуется осадка и мути. Длнтелъность опъ та

24 ч. Знаком (+) .указывается на стабилъносг раствора метанола, знаком (— ) — на отсутствие стабнлъности.!

124118

Таблица 2

Защитный эффект%, пр значениях рН

Концентрация ингибитора, мг/л пластовой воды

Щелочной агент вводимого метанола, г/л пластовой воды

6 8 10

160

Контроль

О NaOH

76,6 NaOH

О О

3,6 75,4

5,4 80,0

7,7 88,3

27,8 99,3

160

2,5

160

5,0

&2,3

160

10,0

50,0

99,8

160

79,6

42 76,!

Na0H

160

2,5

160

5,0

6,0 84,2 87,4

10,0

7,6 89,6

93,1

160

ЗЗ,О 1ОО,О 00,О

160

50,0

5,0 78,8

83,0

NaOH

2,5

160

Из данных, приведенных в табл. 1,видно, что все рассмотренные нами ингибиторы солеа отложении нестабильны в метаноле при значениях рН 6 — 7,и полностъю стабильны при значениях рН от 8 и вьппе. Тип использованного щелочного агента не играет роли при стабилизации ингибитора солеотложений в метаноле.

В связи с тем, что наиболее приемлемо введение кчгибитора солеотложеннй в газовую скважину только через систему метанолопровода совместно с метанолом, то оценка эффективности предлагаемого способа иллюстрируется следующим образом.

Для опытов использовали воду, отобранную нэ скважины 333 на ОГКМ и имеющую сле- !5 дующий минеральный состав:

Удельный sec, г/смЗ 1,178 рН 60

Na+, мг/л 79272,7

К+, мг/л 1615 20

Са++, мг/л 14749,4

Mg, мг/л 2432

Cl, мг/л 155817,3

SO мг/л 767,4

НС5>, мг/л

482,0 25

Оценку ингнбирующей способности осуществляют путем введения s 750 мл минерализованной пластовой воды укаэанного выМарка ингибитора Количество ше состава, расчетного количества метанола и ингибнтора солеотложений (с предварительной и беэ предварительной обработки метанола гидроксндом натрия, калия или аммония).

В стаканы из нержавеющей стали заливают

200 мл минерализованной воды, содержащей метанол и ингибитор солеотложений нз расчета 2,5; 5,0; 10,0; 50,0 мг/л пластовой воды, после чего часть воды испаряют нагреванием. В процессе испарения ведут непрерывное добавление оставшихся -550 мл пластовой воды, обработанной метанолом, ингибитором солеотложений и щелочным агентом, тем самым поддерживая рабочий объем в стакане постоянным.

Об эффективности предлагаемого способа судят по количеству образовавшегося осадка.

Защитный эффект определяется по формуле:

Э вЂ”, ° 100

А где Э вЂ” защитный эффект от отложений минеральных солей%;

А — вес осадка без добавки ингибитора солеотложений, г;

 — вес осадка с добавкой ннгибитора солеотложЪннй, г.

Полученные данные приведены в табл. 2.

1124118 Продолжение табл. 2

Концентрация инги 6итора, мг/л пластовой воды

Марка ингибитора

Количество

Щелочной агент вводимого метанола, г/л пластовой воды

5,0

160

66 84 2 88 1

8,3 98,3 100,0

41,6 100,0 100,0

10,0

160

50,0

160

НТФ

КОН 160

9I,0

7,7 88,0

10,0

7,6 89,! 94,0

ПАФ вЂ” 1

ДПФ вЂ” !

160

10,0

8,5 . 99,1 100,0

160

10,0

7,5 86,0 90,1

160

10,0

7,3 90,0 92,0

160

10,0

ДПФ вЂ” 1

160

10,0

8,3 99,0 100,0

Таблица 3

6,0

6,3

Без добавки щелочного агента

6,4

6,6

6,6

В табл. 3 приведены данные об эффективности понижения температуры гидратообразавания газа метанолом, метанолом, предварительно обработанным щелочным агентом, ме35 танолом, предварительно обработанным щелочным агентом и ингибитором отложений

Минеральных солей.

Оценку эффективности понижения температуры гидратообразования проводили в каме40 рах с визуальным контролем начала процесса

Защитный эффект, %, при значениях рН гидратообразования с использованием микроскопа в статических условиях. Давление в серии опытов достигало 100 кгс/см . KOHцентрация иигибитора гидратообраэования (метанола) равна 13,58 вес.% от веса минералнзованной пластовой воды. Значение рН метанола изменялось в пределах 6 — 1О.

Плотность исследуемого газа 0,555 (СНЧ).

Концентрация ингибитора отложений минеральных солей по отношению к метанолу находится в пределах 1,56 10 ". — 3,125:10 вес%.

1124118!

1,56 10 3

3125 г 10

6,25

6,5

10-3

),56

6,4

3 125 ° 10

6,4

6,25

6,5

6,5

3 125 10

10

° 3,125

6,4

Составитель А. Симецкая

Техред Д. Кошобняк Корректор .А. Тяско

Редвктор К. Волощук

Подписное

Заказ 8251/29 . Тираж 564

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП "Патент", r. Ужгород, ул. Проектная, 4

Иэ данных приведенных в табл. 3 видно, 20 что изменение рН метанола в рассмотренном нами интервале, а также введение в обработанный предварительно метанол щелочным агентом фосфоросодержащего аигибитора отложений атинеральных солей (ДПФ вЂ” 1) не ска >5 зывается отрицательно на понижении темпераt* туры гидратообразования природного газа.

Таким образом повышается, эффект предотвращения гидратообразования при одновременном предотвращении отложений минеральных солей в газовой скважине и скважинном оборудовании.