Ингибитор водорастворимых солевых отложений в газовых скважинах Советский патент 1980 года по МПК C02F5/10 C09K3/00 C02F5/10 C02F101/10 

1

Изобретение относится к технологии |ДОбычи газа,в частности,к химическим реагентам для замедления (ингибирования)солеотложений в газовых скважинах.

В настоящее время известны следую- 5 щие способы борьбы с солевыми отложениями в насосно-компрессорных трубах сквау(ин: предупрехслаю1чие и ликвидирующие 1 .

К предупрехдашчим относятся: закач-О ка S затрубное пространство воды и химических реагентов, обработка газожидкостного потока магнитным, злектрическим, акустическим полями и др.

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

Недостатком вышеперечисленных методов являются большие капзатраты и 20 эксплуатационные расходы. Известен ингибирующий состав для Предотвращения солевых отложений на основе полиакриламида с добавкой персульфата калия и воды, который предназначен 25 для нефтедобываюсшх скважин 2.

Наиболее близким по технической сущности является состав для предотвргицения солевых отложений на основе водорастворимых полимеров 3, где , ЗО

используют присадки, содержащие глицерин, диэтиленгликоль, диметилформамид.

Недостатком этих составов является малая продолжительность ингибирования после введения в сквахшну и кроме того, они применяются для предотвращения солевых отложений, в состав которых входят: карбонаты - 50%, гипс - 25% и др., которые, как известно, не являются водорастворимыми, эти составы не эффективны для замедления образования водорастворимых солевых отложений. В газовых скважинах солевые пробки на 98-99% состоят из хлорида натрия с незначительной примесью солей калия, кальция, магния, Частота образования пробок в лифтовых трубах скважин составляет от 3 до 12 раз в году. Работы по ликвидации пробок трудоемки и дорогостоящи.

Целью данного изобретения являетf . уменьшение скорости процесса солеотложения, следовательно, снижение Эксплуатационных затрат и увеличение межремонтного периода скважин.

Для достижения поставленной цели состав, который вводят в скважину, на основе глицерина дополнително содержит сульфоуреид при следую11ем соотношении компонентов, вес.%. Глицерин85 -.90 Сульфоуреид 10 - 15 ингиоитор получают механическим .смешением ингредиентов.При 80-85® С на водяной- бане расплавляют рассчита ное количество сульфоуреида, затем добавляют к нему соответствующее количество глицерина и полученную смес в течение 20 мин перемешивают.В результате получают гомогенную смесь пастообразной консистенции желтовато го цвета с температурой плавления 43± 2°С. Механизм ингибирующего действия предложенного состава заключается в следующем. В затрубноё пространств скважины вводят ингибитор в виде гранул диаметром 5-7 мм. Гранулы заключены в парафиновую оболочку тол , ДИНОЙ до 1,5 мм. При вводе ингибитора в призабойную зону парафиновая оболочка распределяется (температура воды в забое - eo-VOC) и содержимое гранул смешивается с пластовой водой Сульфоуреид. не полностью растворим в воде, но он хорошо растворим в глицерине, а глицерин - в воде и кро ме того, глицерин обладает некоторым ингибирующим действием по отношению к солевым отлржениям 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 диспе гирует ее на мельчайшие капельки. С них интенсивно испаряется влага иэ-з недонасыщенности газа влагой. При отсутствии ингибитора на стенках руб скважины начинают откладыватьс кристаллы солей, которые с течением времени растут и забивают сечение трубы. При наличии ингибитора, который хорошо адсорбируется кристаллика ми соли (хлорида натрия) происходит обволакивание м кристалликов. Этим уменьшается скорость их дальнейшего роста. Сульфоуреид, образуя лиофобную Пленку на кристалликах, препятствует их слипанию друг с другом и прилипа нию к стенкам труб. Не слипшиеся кристаллики соли подхватываются потоком газа и выносятся на поверхност Преимуществом данного ингибитора является еще и то, что он не вызывае коррозии S лифтовых труб и не образу устойчивых эмульсий газоконденсата с пластовой водой. Предлагаемый ингибитор вводят в затрубноё простран ство скважин в пределах 16 - 36 г на литр выносимой из .скважины воды. ,Для каждой конкретной скважины коли чество ингибитора рассчитывается в зависимости от выносимой воды и степени ее минерашизации. Установле 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 0 10 мм, внутр. 0 8 мм , баллона со сжатым природным газом, газового счетчика, вентилей, сепаратора и 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 солевой пробки внутри ствола скважины происходит в среднем через 44 мин. При введении 16 г ингибитора, состоящего из 90 вес. % глицерина и 10 вес. % сульфоуреида образование солевой пробки не наблюдается в течение 4. ч, т.е. в течение времени выноса раствора из контейнера. Скорость солеЪтложений(по сравнению с контрольным опытом ввода ингибитора) замедляется в 5 раз. ° Пример 2. В контейнер з ливают 1 л водного раствора хлорида натрия с добавками солей калия, кальция, магния (0,6% от общего содержания солей). Минерализация 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 г ингибитора состава: 87 вес.% глицерина и 13 вес. % сульфоуреида в течение 4 ч, т.е.. пока весь раствор не вынесется с потоком газа пробка не наблюдается. Скорость солеотлохсений по сравнению с контрольным опытом замедляется в 7 раз. П р и м ер 3. На установке (пример 1) в контейнер заливают 1 л водного раствора хлорида натрия с добавками солей, минерализация равна 350 г/л. При барботаже газа через раствор солевая пробка образуется через 26 мин в стволе скважины. При,введении в раствор 36 г ингибитора состава: 85 вес. % глицерина и 15 вес % сульфоуреида солевая пробка не наблюдается в течение 4 ч,т.е. в течение времени, достаточного для выноса раствора из контейнера/ скорость, процесса солеотложений по срав нению с контрольным опытом замедляется в 9 оаз. .Пример 4. На установке (пример 1) в контейнер заливают 1 л водного раствора хлорида натрия минерализации 350 г/л с добавками солей калия, кальция,магния (0,6% от общего содержания солей). К раствору добавляют 36 г ингибитора состав:80 вес.%

глицерина и 20 вес.% сульфоуреида, Солевая пробка не образуется в течение 4 ч,пока весь раствор не вынесется из контейнера.

Данные ;опыта 4 позволяют выбрать верхн{ою границу концентрации глицерина и сульфоуреида, т.е. принять . в качестве ее 85 вес.% глицерина и 15 вес.% сульфоуреида.Увеличение содержания сульфоуреида не оказывает улучшения действия ингибитора.

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

Кроме того, следует отметить положительные качества предложенного Инги битора: он не вызывает коррозии лифтовых труб, малотоксичен, составляющие

его ингредиенты недороги и нвдефицитны.

Формула изобретения

Ингибитор водорастроримых солевы отложений в газовых скважинах на основе глицерина, отличающис я тем, что, с целью уменьшения скорости процесса солеотложений, он дополнительно содержит сульфоуреид при следующем соотношении компонент вес; %:

Глицерин85 - 90

Сульфоуреид 10 - 15

источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1.Геология бурения и разработка газовых месторождений. Экспресс-информация, М., 1978, W 1б, с, 3-6.

2.Авторское свидетельство СССР W 585206, кл. С 09 .К 7/02, 1977..

3.Авторское свидетельство СССР 393535, кл. F 17 D 1/16,1974 (прототип).