СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ ГИДРАТНЫХ И ГАЗОГИДРАТНЫХ ПРОБОК В НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ Российский патент 2021 года по МПК E21B37/06 C09K8/52 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам разрушения гидратных, газогидратных, гидратоуглеводородных и ледяных отложений в виде сплошных пробок в скважине, перекрывающих скважину, образующихся при добыче нефти, газа и газоконденсата в скважинах, эксплуатируемых, в том числе в регионах с многолетнемерзлыми породами и Крайнего Севера.

Традиционным методом ликвидации гидратоотложений является закачка теплоносителя или ингибитора гидратообразования.

Известен (патент РФ 2655265, МПК Е21В 37/00 (2006.01), опубликован 24.05.2018, бюл. №15) способ разрушения парафиновых, гидратных, гидратопарафиновых и ледяных отложений в эксплуатационных скважинах для поддержания их рабочего режима, включает в себя спуск в скважину до верхней границе пробки локального электронагревателя на каротажном многожильном кабеле, металлическая оболочка которого соединена с корпусом электронагревателя. Далее электронагреватель опускают до момента, пока он не достигнет пробки, затем его включают и выполняют плавление материала пробки, при этом нижняя часть его электрода контактирует со скважинной электропроводящей жидкостью, время ликвидации составляло от 36 до 60 часов. Недостатком предложенного метода является большая трудоемкость процесса, большие энергетические и временные затраты, требуются специальное оборудование. Известен (патент РФ №2320851 МПК Е21В 37/00 (2006.01), опубликован 27.03.2008, бюл. №9) способ ликвидации гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных отложений, образующихся при добыче и транспортировке, включает в себя акустическое воздействие на отложения скважинным акустическим излучателем в среде метанола, генерирующим ультразвуковые волны с частотой 15-100 кГц и интенсивностью 0,2-5 Вт/см². Недостатком предложенного метода является большие временные и трудовые затраты, сложное специальное оборудование, применение метанола в качестве среды. Известен (Грунвальд А.В. Использование метанола в газовой промышленности в качестве ингибитора гидратообразования и прогноз его потребления в период до 2030 г. - ВНИИГАЗ/Газпром [Электронный доступ: http://ogbus.ru/files/ogbus/authors/ Grunvald/Grunvald_1.pdf, дата обращения - 11.09.2019].) способ ликвидации гидратов, а для российских месторождений в условиях Крайнего Севера с применением метанола, включающий в себя использование метанола в качестве ингибирующего агента, помещаемого в скважину с образованием не сплошной гидратной пробки. Недостатком используемого способа является: очень высокая токсичность, высокая пожароопасность, возможность выпадения солей при смешении с сильноминерализованной пластовой водой и, как следствие, солеотложение в промысловых коммуникациях, эффект ускоренного роста кристаллогидратов в присутствии разбавленных растворов метанола недостаточной концентрации для предупреждения гидратов, высокий удельный расход метанола, связанный с высокой растворимостью в сжатом природном газе. Известен (патент US №5713416, МПК C09K 8/52;C10L 3/06; Е21В 36/00; Е21В 43/24; Е21В 43/25;(IP1-7): Е21В 43/24; Е21В 43/26, опубликован 03.02.1998) способ разложения газовых гидратов, включающий в себя применение горячего раствора хлорида аммония, образующегося при смешении растворов аммиака с водными растворами кислоты, выбранной из группы состоящей из соляной кислоты, серной кислоты, азотной кислоты, фосфорной кислоты и их смесей, при этом содержание водного раствора кислоты в композиции находится в диапазоне 4-30% масс. Недостатками указанного способа является относительно низкая эффективность ликвидации гидратных пробок, в связи с тем, что большая часть тепла расходуется до взаимодействия с гидратной пробки, что увеличивает время и уменьшает скорость растворения, увеличивая расход самой смеси. Известна композиция для ликвидации гидратных пробок (патент 2717860 МПК Е21В 37/06, С09К 8/52, опубликован 26.03.2020, бюл. №9). Для получения композиции ликвидации гидратных пробок используют водный раствор галогенида двухвалентного металла, выбранный из группы, включающей хлорид цинка, бромид цинка и хлорид магния с концентрацией 25% масс - 75% масс, многоатомный спирт, выбранный из группы, включающей этиленгликоль и глицерин с концентрацией 2% масс. - 5,5% масс, бетаин с концентрацией 0,5% масс. - 5.5% масс, и воду остальное. По прототипу обеспечивается разрушение модели гидратной пробки изо льда, заявленной совокупностью приемов, но следует отметить, что при моделировании процесса использовалась ледяная пробка, заявленная композиция поступает к пробке непосредственно на поверхность пробки в отсутствии слоев нефти, минерализованной воды и технических жидкостей, присутствующих в действующих скважинах, эксперимент проводился при температуре не свойственной условиям добычи нефти в регионах с многолетнемерзлыми породами и Крайнего Севера, поэтому результаты по разрушению при моделировании и заявляемой технологии не сопоставимы, в связи с вышеупомянутыми условиями проведения эксперимента прототипа.

Техническим результатом заявленного решения является устранение указанных недостатков, а именно увеличение скорости и уменьшенное время разрушения газогидратного отложения в виде сплошной пробки, перекрывающей нефтяную или газовую скважину, за счет непосредственного поступления композиции в затрубное или трубное пространство нефтяной или газовой скважины, прохождения, без взаимодействия и потерь своих свойств, через слои нефти, минерализованной пластовой воды и технической жидкости при заданной плотности и вязкости, способствует сфокусированному экзотермическому постоянному взаимодействию композиции с поверхностью гидратной пробки, с последующим ее контролируемым процессом разрушения, при этом, сохраняя полезную массу и свойства композиции для продвижения к нижеобразовавшимся слоям пробки, в эксплуатируемой скважине, в том числе в регионах с многолетнемерзлыми породами и Крайнего Севера.

Поставленная задача достигается тем, что в способе ликвидации газогидратных пробок, включающем растворение галогенида двухвалентного металла, многоатомного спирта и бетаина, выбранного из группы, включающей эруциламидопропилбетаин или олеиламидопропилбетаин, в воде, подачи раствора в затрубное или трубное пространство и разрушения газогидратных отложений в виде сплошных пробок, перекрывающих скважину, причем в качестве галогенида двухвалентного металла используют выбранный из группы, включающей иодид цинка, никеля, олова, марганца, магния, кальция, бария, железа; хлорид бария, кальция, марганца, никеля, олова, меди, железа; бромид бария, кальция, магния, марганца, никеля, олова, меди, железа в количестве 20-75% масс, остальное вода, при перемешивании раствора 40-800 об/мин в течение 20-60 минут при этом охлаждая полученный раствор до температуры 20-40°С, добавляют многоатомный спирт, выбранный из группы, включающей метандиол или пропиленгликоль, или бутандиол, или изобутиленгликоль, или низкомолекулярный полиэтиленгликоль с молекулярной массой от 200 до 1000 ед., или полигликоль марки «Гликойл-1», количестве 1,5-6% масс, и бетаин в количестве от 1,0% масс, до 6,0% масс, перемешивая со скоростью 20-600 об/мин, далее композицию мицелярной структуры с вязкостью 50-1200 сР, плотностью от 1,1 кг/м³ до 2,4 кг/м³, температурой замерзания от минус 5°С до минус 45°С, подают в затрубное или трубное пространство нефтяной скважины, при соотношении 1 м³ композиции на 4-8 м³ газогидратной пробки, проходя через слои нефти, минерализованной пластовой воды и технологической жидкости в скважине к поверхности газогидратной пробки, разрушая ее в течение 2-15 часов, с постоянным контролем давления, увеличивающегося высвобождаемым газом в трубном и затрубном пространстве нефтегазовой скважины, по которому судят о начале и окончании разрушения сплошной газогидратной пробки в нефтегазовой скважине, с последующей возможностью циркуляции технологической жидкости в скважине или восстановления ее дебита до первоначального значения.

Существенными признаками заявляемого способа является неразрывный перечень приемов с режимными показателями, изложенными в отличительной части формулы изобретения, который обеспечивает получение растворов высокой плотности и заданной вязкости, формирование надмолекулярной мицелярной структуры, которая позволяет проникать раствору через гидрофобные слои жидкости в скважине, не взаимодействуя с ними, обеспечивая полный перенос композиции к поверхности газогидратного отложения и беспрепятственное экзотермическое взаимодействие с газогидратным отложением, обеспечивающим увеличение скорости разрушение сплошной газогидратной пробки, при сокращенном времени, контролем процесса разрушения газогидратной пробки до полного восстановления давления на устье скважины и ее дебита до их первоначальных значений.

Известна композиция для ликвидации гидратных пробок (патент 2717860 МПК Е21В 37/06, С09К 8/52, опубликован 26.03.2020, бюл. №9). Для получения композиции ликвидации гидратных пробок используют водный раствор галогенида двухвалентного металла, выбранный из группы, включающей хлорид цинка, бромид цинка и хлорид магния с концентрацией 25% масс - 75% масс, многоатомный спирт, выбранный из группы, включающей этиленгликоль и глицерин с концентрацией 2% масс. - 5,5% масс, бетаин с концентрацией 0,5% масс - 5.5% масс, и воду остальное. По отдельности общеизвестны частные приемы в уровне техники, но только заявленная совокупность признаков обеспечивает достижение заявленной цели, обеспечивая достижение вышеуказанного технического результата, что позволяет сделать вывод о существенности отличий.

Пример 1

Заявленный способ был реализован на месторождении ПО Гыданского ЛУ, на скважине с залеганием продуктивного пласта на глубине и с газогидратным отложением в виде сплошной пробки, перекрывающей скважину, длиной 3580 м, с глубиной начала 856 м.

В реактор помещают иодид цинка 69% масс с водой 25% масс при этом перемешивая со скоростью 100 об/мин, в течении 40 минут, при этом охлаждая получаемый раствор до 20°С, добавляя 5% масс, пропиленгликоля и эруциламидоопропилбетаин 1% масс, перемешивая со скорость 50 об/мин в течении 3 часов, при этом вязкость композиции составляет 850 сР, плотность 2,1 кг/м³ и температурой замерзания минус 40°С, подавая через насосно-компрессорные трубы в затрубное пространство нефтяной скважины, при этом формируя направленную струю, способствующую быстрому проникновению через слои, за счет мицелярной структуры и вязкости композиции, не взаимодействуя и не перемешиваясь с нефтяным слоем, слоем минерализованной пластовой воды и технологической жидкостью, достигая без потерь поверхности газогидратной пробки, включающей смесь послойносодержащую газогидратное, гидратное, ледяное и гидратоуглеводородное сплошное отложение, перекрывающее скважину, и на фигуре 1 представлена зависимость давления высвобождаемого газа от времени разрушения сплошной газогидратной пробки, на кривых 1-4 показан процесс экзотермического разрушения газогидратного отложения, выделяя тепло, повышая при этом температуру системы и высвобождая газ с увеличением давления, которое контролируется посредством установленных манометров на трубной и затрубной линиях с отсекающими задвижками, с изменением давления на устье скважины. Отрезок «а» на кривых характеризует время прохождения композиции от устья скважины до поверхности газогидратной пробки, отрезок «б» характеризует начало разрушения газогидратной пробки с повышением давления, отрезок «в» характеризует процесс разрушения всего объема пробки и отрезок «г» характеризует полное разрушение газогидратной пробки с резким скачком давления, вызванного высвобождением газа. Выделяющийся газ дополнительно барботирует пробку, позволяя композиции быстрее проникать во весь объем гидрата, за счет увеличения скорости и уменьшенного времени происходит эффективное разрушение гидратного отложения за 6 часов. Заявляемая технология дополнительно обеспечивает снижение риска возникновения опасных ситуаций, после разрушения сплошной пробки, с последующей возможностью циркуляции технологической жидкости в скважине или восстановления ее дебита до первоначального значения.

Остальные примеры способа ликвидации гидратной пробки приведены в таблице 1

В таблице 1 представлены примеры, показывающие достижения технического результата указанного выше по разрушению сплошной газогидратной пробки в условиях эксплуатации нефтегазовой скважины. Заданная вязкость и плотность в сочетании с изменением скорости перемешивания и температурой охлаждения композиции способствует быстрому достижению поверхности сплошной газогидратной пробки и ее разрушению, путем беспрепятственного достижения через слои нефти, минерализованной воды и технологических жидкостей к поверхности газогидратной пробки, сформированной струей композиции мицелярной структуры и контролируемому процессу разрушения газогидратной пробки, обеспечивающим увеличение скорости разрушение сплошной газогидратной пробки, при сокращенном времени, контролем процесса разрушения газогидратной пробки до полного восстановления давления на устье скважины и ее дебита до их первоначальных значений. Так в примерах от 8-10 показывает влияния скорости перемешивания от 20 до 600 об/мин с набором вязкости от 50 до 1200 сР пример 11-12, с заданной плотностью от 1,1 до 2,4 г/см³ и контролируемым временем разрушения газогидратной пробки пример 11-16. Все остальные примеры 17-32 показали аналогичный результат.

Все эксперименты проводились на газогидратных пробках, дополнительные примеры, проведенные на разрушение гидратных, гидратоуглеводородных, ледяных пробок покали аналогичный результат.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам разрушения гидратных, газогидратных, гидратоуглеводородных и ледяных отложений в виде сплошных пробок. Способ включает растворение галогенида двухвалентного металла, многоатомного спирта и бетаина, выбранного из группы, включающей эруциламидопропилбетаин или олеиламидопропилбетаин, в воде, подачу раствора в затрубное или трубное пространство и разрушение газогидратных отложений. В качестве галогенида двухвалентного металла используют иодид цинка, никеля, олова, марганца, магния, кальция, бария, железа; хлорид бария, кальция, марганца, никеля, олова, меди, железа; бромид бария, кальция, магния, марганца, никеля, олова, меди, железа, в количестве 20-75% масс., остальное - вода. Раствор перемешивают со скоростью 40-800 об/мин в течение 20-60 минут, при этом охлаждая до температуры 20-40°С, добавляют многоатомный спирт, выбранный из группы, включающей метандиол или пропиленгликоль, или бутандиол, или изобутиленгликоль, или низкомолекулярный полиэтиленгликоль с молекулярной массой от 200 до 1000 ед., или полигликоль марки «Гликойл-1», в количестве 1,5-6% масс. и бетаин в количестве от 1,0% масс. до 6,0% масс., перемешивая со скоростью 20-600 об/мин. Далее композицию мицелярной структуры с вязкостью 50-1200 сР, плотностью от 1,1 кг/м³ до 2,4 кг/м³, температурой замерзания от минус 5°С до минус 45°С подают в затрубное или трубное пространство нефтяной скважины, при соотношении 1 м³ композиции на 4-8 м³ газогидратной пробки, проходя через слои нефти, минерализованной пластовой воды и технологической жидкости в скважине к поверхности газогидратной пробки, разрушая ее в течение 2-15 часов, с постоянным контролем давления. Увеличивается скорость и уменьшается время разрушения гидратного и газогидратного отложения с контролируемым процессом разрушения сплошной пробки. 1 табл., 1 ил.

Способ ликвидации гидратных и газогидратных пробок в нефтегазовых скважинах, включающий растворение галогенида двухвалентного металла, многоатомного спирта и бетаина, выбранного из группы, включающей эруциламидопропилбетаин или олеиламидопропилбетаин, в воде, подачу раствора в затрубное пространство и разрушение гидратных, газогидратных отложений в виде сплошных пробок, перекрывающих скважину, отличающийся тем, что в качестве галогенида двухвалентного металла используют выбранный из группы, включающей иодид цинка, никеля, олова, марганца, магния, кальция, бария, железа; хлорид бария, кальция, марганца, никеля, олова, меди, железа; бромид бария, кальция, магния, марганца, никеля, олова, меди, железа, в количестве 20-75% масс., остальное - вода, при перемешивании смеси 40-800 об/мин в течение 20-60 минут, при этом охлаждая полученную смесь до температуры 20-40°С, добавляют многоатомный спирт, выбранный из группы, включающей метандиол или пропиленгликоль, или бутандиол, или изобутиленгликоль, или низкомолекулярный полиэтиленгликоль с молекулярной массой от 200 до 1000 ед., или полигликоль марки «Гликойл-1», в количестве 1,5-6% масс. и бетаин, выбранный из группы, включающей эруциламидопропилбетаин или олеиламидопропилбетаин, в количестве от 1,0% масс, до 6,0% масс., перемешивая со скоростью 20-600 об/мин, далее композицию мицелярной структуры с вязкостью 50-1200 сР, плотностью от 1,1 кг/м³ до 2,4 кг/м³, температурой замерзания от минус 5°С до минус 45°С подают под давлением сформированной и направленной струей в затрубное или трубное пространство нефтяной скважины исходя из соотношения 1 м³ композиции на 4-8 м³ гидратной пробки, проходя через слои нефти и высокоминерализованной пластовой воды в скважине к поверхности гидратной пробки, разрушая ее в течение 2-15 часов, с постоянным контролем давления, увеличивающегося высвобождаемым газом в трубном и затрубном пространстве скважины, по которому судят о начале и окончании разрушения сплошной газогидратной пробки.