Способ предотвращения гидратообразования в газопромысловом оборудовании Советский патент 1984 года по МПК E21B37/06 

Изобретение относится к газовой гфомышлеяности м может быть использовано дня предотвращения гидратообразования в газовой скважине и скважинном оборудовании. Известен способ предотвращения гидрато/образования в газовой скважине, заключаю ищйся в подаче на забой эксплуатационной скважшО) растворов электролитов (солей угольной, азотной, фосфорной, серной, соляной кислот) {11. Однако известный способ борьбы с rHjqjaтообразованием не обеспечивает необходимого эффекта. Наиболее близким к нредпагаемому по тех нической сущности и достигаемому результату является способ предотвращения гидратообраз вания в газовой скважине и скважинном обо рудовании путем подачи в Скважину метанола 2. Однако данный способ недостаточно зффек тивеи, 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 скважин ном оборудовании. Поставленная цель достигается тем. Что согласно способу предотвращения гидратообра зованял в газопромысловом оборудовании метанол перед закачкой в скважину обрабаты вают гидроксидом щелочного металла или аммония до рН не менее 8, а затем ингибито ром солеотложеиий в концентрациях 2,5 - 50,0 мг/л пластовой воды., Кроме того, в метанол вводят. ингибитор солеотложений общей формулы R,-N-CHj-PO{OH)2 . где R и R. могут быть -СН,-Ю(ОН) 2 2 или R. -СН,-РО(Ш); а R может быть , -(-CH.,-(-V)-CH,,,-Ю(ОН)2 CH.-PO(OHL при X -(-CH-W п - может принимать значения 1-20, а m 0,1,2. Использовшие метаиолопровода для достав ки ингибитора солеотложений в лифтовые трубы газовой скважины резко упрощает и удешевляет процесс {шгибирования, так как дня борьбы с гщфатообразованием создана система доставки метанола в лифтовые трубы каждой скважины, а метанол подают в метан лопровод с помощью многоплунжеркого насос с одного пункта. Однако использование системы метанолопровода не может быть осуществлено по схеме дозирования иигибитора солеотложений в метанол, поскольку все известные ингибиторы отложений минеральных солей на основе аминометиленфосфонатов не растворимы в метаноле в необходимых рабочих концентрациях для ингибироваиия отложений солей. Необходимое количество иигибитора солеотложеиий для растворения в метаноле расштьгвают следующим образом: расходный норматив на метанол для борьбы с гндратообразоваиием на Оренбургском газо-кондеисатиом месторождении (ОГКМ) - 1,6 кг метанола на 1000 м природного газа; рабочая концентрация ингибитора солеотложеиий на м извлекаемой пластовой воды составляет 2,5-50,0 г/м; средний дебит по газу на одну скважииу иа ОГКМ - 700000 м природного газа в сутки; средний дебит по воде одной скважины иа ОГКМ - 7м в сутки. Тогда на 1000 м природного газа нужно 1,6 кг мета-; иола, иа 700000 м природного газа - X кг метанола, т. е. в сутки на одну скважииу требуется:X - - 1120 кг метанола. На 1 м пластовой воды необходимо 2,5- 50,0 г Иигибитора солеотложений, на 7м пластовой воды - X г ингибитора солеотложе- j иий, X - 17,5-350 г иигибитора солеотложеиий. Таким образом, в 1120 кг метанола необходимо растворить 17,5-350 г иигибитора солеотложеиий, или в 1000 кг метанола 15,0-312 г ингибитора солеотложений. В качестве ингибиторов отложений минеральНЬ1Х солей могут быть использованы следующие продукты, выпускаемые отечественной проАо 1щлениостью:нитрилотриметиленфосфоновач кислота (НТФ) общего вида: СН -РО(ОН) N-СН2Г-Ю(ОН). СН2-ГО(ОН) иолиэтилеиполиамин-N-метнленфосфоновая кислота (ПАФ-1) общего вида: -()СН -РОСОН) 2-окси-1,3-диаминопропан-Н, N. N , N -тет|раметиленфосфоиовая кислота общего вида: (HO),PO-rtl2-lfi ;Hr jH- JH2-N t Hz- РО (ОН)2 CHi ОН СНг „. ,. 0(ОН1,lo(OH),в таЬл. 1 приведены данные по стабильности ингибиторов отложений минеральных

ISO 150

1

1 150

+ It +

+ I- +

. $11 Иэ , приведенных в табл. 1, видно, что все рассмотренные намн ингибиторы соле отложений нестабильны в метаноле при значениях рН 6-7. и полностью стабильны при зна чениях рН от 8 и вьпие. Тип использованного щелочного агента не играет роли при стабилизации ингибитора солеотложений в метаноле В связи с тем, что наиболее приемлемо введение ингибитора солеотложений в газовую скважину тотако через систему метанолопровода совместно с метанолом, то оценка зффективности предлагаемого способа иллюстрируется следующим образом. Для опытов использовали воду, отобранную из скважины 333 на ОПСМ и имеющую еледующий М1шеральный состав: Удельный вес, ,178 рН- 6,0 , мг/л79272,7 K-, мг/л1615 Са, мг/л14749,4 , МГ/Л2432 СГ , мг/д155817,3 SOV , мг/л767,4 НСОГ, мг/л Оценку ингибирующей способности осуществляют путем введения в 750 мл минерализованной пластовой воды указанного выше состава, расчетного количества метанола и ингибитора солеотложений (с предварительной и без предварительной обработки метанола гидроксидом натрия, калия или аммония). В стаканы из нержавеющей стали заливают 200 мл минерализованной воды, содержащей метанол и ингибитор солеотложеиий из расчета 2,5; 5,0; 10,0; 50,0 мг/л пластовой воды, после чего часть водь испаряют нагреванием. В Процессе испарения ведут непрерывное добавление оставшихся 550 мл пластовой воды, обработанной метанолом, -ингибитором солеотложений и щелочным агентом, тем самым поддерживая рабочий обьем в стакане постоянным. Об эффективности Предлагаемого способа судят по количеству образовавшегося осадка. Защитный зффект определяется по формуле: А где Э - защитный эффект от отложений минеральных солей,%; А - вес осадка без добавки ингибитора солеотложений, г; В - вес осадка с добавкой ингибитора солеотложений, г. Полученные данные приведены в табл. 2. Таблица 2

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.

160

оль

2,5 160 5,0 160 10,0 160 50,0 160

1

2,5

160

5,0 160 160

10,0

50,0 160

160

2,5

ДПФ-1

NaOH NaOH

NaOH

79,6

76,1 87,4

84,2

89,6 93,1

100,0 100,0

NaOH

83,0

5,0 78,8

В табл. 3 приведены данные об эффективности понижения температуры гидратообразавания газа метанолом, метанолом, предварительно обработанным щелочным агентом, метанолом, предварительно обработанным щелочнь1м агентом и ингибитором отложений 1иинеральных солей.

Оценку эффективности понижения температуры гидратоо азов ания проводили в камерах с визуальным контролем начала процесса

(Продолжение табл. 2

гидратообразовання с использованием микроскопа в статических условиях. Давление в серии опытов достигало 100 кгс/см. Концентрация ингибитора гидратообразования (метанола) равна 13,58 вес.% от веса минерализованной пластовой воды. Значение рН метанола изменялось в пределах 6-10. Плотность исследуемого газа 0,555 (). Концентрация инги&ггора отложений мин альных солей по отношению к метанолу находится в пределах 1,56-10 - 3,125; 10 вес,%

Таблица 3

1124118

Из данных приведенных в табл. 3/видно, ,20 что измшение рН метшола в рассмотренном нами интервале, а также введение в обработанный предварительно метанол щелочным агентом фосфоросодержащего ингибитора отлонсений кшнеральиых солей (ДПФ-1) не ска- 25 зывается отрицателыю «а понижении темпера10Продолжение табл. 3

туры гидратообразования природного газа..

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