RU2135742C1 - Composition for preventing hydrate-paraffin deposits - Google Patents
Composition for preventing hydrate-paraffin deposits Download PDFInfo
- Publication number
- RU2135742C1 RU2135742C1 RU97120799A RU97120799A RU2135742C1 RU 2135742 C1 RU2135742 C1 RU 2135742C1 RU 97120799 A RU97120799 A RU 97120799A RU 97120799 A RU97120799 A RU 97120799A RU 2135742 C1 RU2135742 C1 RU 2135742C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- composition
- sodium chloride
- temperature
- hydrate
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для предотвращения гидратопарафиновых отложений при добыче и транспортировке парафинистых и газонасыщенных обводненных нефтей. The invention relates to the oil and gas industry, in particular to compositions for preventing hydrate-paraffin deposits during the extraction and transportation of paraffinic and gas-saturated irrigated oils.
Известен антигидратный состав, содержащий хлориды металлов (Андрюшенко Ф. К. , Васильченко В.П., Шагайденко В.И. Растворы электролитов как антигидратные ингибиторы. - Харьков. Высшая школа, 1973, 38 с.). Недостатками данного состава являются низкая антигидратная способность, высокая коррозионная активность, возможность выпадения осадка при смешении с пластовой минерализованной водой. Known antihydrate composition containing metal chlorides (Andryushenko F.K., Vasilchenko V.P., Shagaydenko V.I. Electrolyte solutions as antihydrate inhibitors. - Kharkov. Higher school, 1973, 38 pp.). The disadvantages of this composition are low anti-hydration ability, high corrosivity, the possibility of precipitation when mixed with brine mineralized water.
Известен состав, содержащий хлористый натрий, глицерин, эфир глицерина, едкий натр и воду (авт.св. N 1153962), выбранный в качестве прототипа. Недостатком данного состава является низкая ингибирующая способность предотвращения гидратопарафиновых отложений. A known composition containing sodium chloride, glycerin, glycerol ether, caustic soda and water (ed. St. N 1153962), selected as a prototype. The disadvantage of this composition is the low inhibitory ability to prevent hydratoparaffin deposits.
Целью изобретения является повышение ингибирующей способности предотвращения гидратопарафиновых отложений в нефтепромысловом оборудовании и трубопроводных системах. The aim of the invention is to increase the inhibitory ability to prevent hydrate-paraffin deposits in oilfield equipment and piping systems.
Указанная цель достигается тем, что известный ингибитор гидратообразования, содержащий хлористый натрий и воду, дополнительно содержит полиэлектролит при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Хлористый натрий - 22-24
Полиэлектролит - 0,1-1,0
Вода - Остальное
В качестве полиэлектролита может быть использован гидролизованный или частично гидролизованный полиакриламид.This goal is achieved by the fact that the known hydrate inhibitor containing sodium chloride and water, further comprises a polyelectrolyte in the following ratio of components, wt.%:
Sodium Chloride - 22-24
Polyelectrolyte - 0.1-1.0
Water - Else
As the polyelectrolyte, hydrolyzed or partially hydrolyzed polyacrylamide can be used.
Состав может дополнительно содержать ингибитор коррозии - 0,1-0,5 мас.%. The composition may further comprise a corrosion inhibitor of 0.1-0.5 wt.%.
Воду можно предварительно нагревать до температуры выше 35oC или до температуры пласта эксплуатируемой скважины.Water can be preheated to a temperature above 35 o C or to the temperature of the reservoir of the operating well.
Сущность изобретения заключается в следующем. The invention consists in the following.
Предлагаемый состав содержит кроме хлористого натрия высокомолекулярный полимер - гидролизованный полиакриламид (ПАА). В растворе хлористого натрия вплоть до насыщенного полиакриламид может быть растворен без видимого гелеобразования или осаждения. Молекулы ПАА обладают большой сорбционной способностью по отношению к воде, но индифферентны к углеводородам (нефть, конденсат, газ). Физическая сущность предупреждения гидратообразования осушкой газа от влаги состоит в том, что удаляется один из компонентов - вода. Химический потенциал молекулы воды, содержащийся в газе, при этом понижается настолько, что они не могут вступить в соединение с молекулами газа и образовать гидрат. При ингибировании процесса гидратообразования в двухкомпонентную систему газ - вода вводят третий активный компонент, который изменяет условия термодинамического равновесия между молекулами воды и газа. The proposed composition contains in addition to sodium chloride a high molecular weight polymer - hydrolyzed polyacrylamide (PAA). In a solution of sodium chloride, up to saturated polyacrylamide, it can be dissolved without visible gelation or precipitation. PAA molecules have a high sorption capacity with respect to water, but are indifferent to hydrocarbons (oil, condensate, gas). The physical essence of preventing hydrate formation by drying the gas from moisture is that one of the components is removed - water. The chemical potential of the water molecule contained in the gas decreases so much that they cannot join the gas molecules and form a hydrate. When the hydrate formation is inhibited, a third active component is introduced into the two-component gas-water system, which changes the conditions of thermodynamic equilibrium between the water and gas molecules.
Хлористый натрий является электролитом, при растворении в воде соль диссоциирует на ионы Na+ и Cl-, которые притягивают к себе диполи воды. Взаимодействие между диполями воды и ионами ингибитора имеют электростатический характер, оно более сильное, чем взаимодействие между молекулами газа и воды. Гидролизованный ПАА при растворении в воде также диссоциирует на ионы Na+ и
что определяет сродство полимера с водой, но не углеводородами. Если хлористый натрий является электролитом, то гидролизованный ПАА - полиэлектролитом.Sodium chloride is an electrolyte; when dissolved in water, the salt dissociates into Na + and Cl - ions, which attract water dipoles. The interaction between water dipoles and inhibitor ions is electrostatic in nature, it is stronger than the interaction between gas and water molecules. When dissolved in water, hydrolyzed PAA also dissociates into Na + and
which determines the affinity of the polymer with water, but not with hydrocarbons. If sodium chloride is an electrolyte, then hydrolyzed PAA is a polyelectrolyte.
Благодаря своим сильнополярным группам ПАА обладает свойствами прочно сцепляться с поверхностью породы, внутренней поверхностью труб и нефтепромыслового оборудования, т.е. адсорбционными свойствами. Причем количество адсорбированного полимера увеличивается с увеличением концентрации хлористого натрия, особенно сильно - при концентрации NaCl более 10%, при концентрации 20% количество адсорбированного полимера возрастает в 50 раз. Due to its strongly polar groups, PAA has the ability to adhere firmly to the rock surface, the inner surface of pipes and oilfield equipment, i.e. adsorption properties. Moreover, the amount of adsorbed polymer increases with increasing concentration of sodium chloride, especially strongly - at a NaCl concentration of more than 10%, at a concentration of 20%, the amount of adsorbed polymer increases by 50 times.
Данное свойство ПАА способствует образованию защитной полимерной пленки на поверхности породы и внутренней поверхности эксплуатационной колонны и НКТ, препятствующей отложению парафинов, гидратов и солей. This property of PAA promotes the formation of a protective polymer film on the surface of the rock and the inner surface of the production string and tubing, which prevents the deposition of paraffins, hydrates and salts.
Для снижения агрессивного коррозионного воздействия хлористого натрия в раствор следует добавлять ингибитор коррозии с массовой концентрацией 0,1-5%. Можно использовать, например КАТАПИН-ИНГИБИТОР, являющий одновременно ингибитором коррозии и гидратообразования. To reduce the corrosive effects of sodium chloride, a corrosion inhibitor with a mass concentration of 0.1-5% should be added to the solution. You can use, for example, KATAPIN-INHIBITOR, which is both an inhibitor of corrosion and hydrate formation.
Известно (Макогон Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование. - М. : Недра, 1985), что на температуру начала образования гидратов влияет температура предварительного нагрева воды, особенно до температуры 35oC. Кроме этого, при увеличении температуры увеличивается скорость приготовления раствора.It is known (Makogon Yu.F. Gas hydrates, prevention of their formation and use. - M.: Nedra, 1985) that the temperature of the onset of hydrates formation is affected by the temperature of preheating water, especially to a temperature of 35 o C. In addition, with increasing temperature the speed of solution preparation increases.
Повышение температуры раствора до температуры пласта способствует предупреждению выпадения солей по причине несовместимости пластовой воды (хлоркальциевого типа) с предлагаемым раствором. Raising the temperature of the solution to the temperature of the formation helps to prevent the precipitation of salts due to the incompatibility of formation water (calcium chloride type) with the proposed solution.
Исследования по определению ингибирующей способности состава проводили на лабораторной установке следующим образом. Studies to determine the inhibitory ability of the composition were carried out in a laboratory setting as follows.
Пример 1. Приготавливают состав смешением компонентов в следующем соотношении, мас.% (композиция 1):
Хлористый натрий, насыщенный раствор - 24
Гидролизованный ПАА - 0,5
Вода - Остальное
Готовую смесь загружают в гидратную камеру пропускают в нее природный газ под давлением 5,5 МПа, затем, понижая температуру системы, определяют температуру начала гидратообразования. При этом снижение температуры гидратообразования составляет 20oC.Example 1. Prepare the composition by mixing the components in the following ratio, wt.% (Composition 1):
Sodium chloride, saturated solution - 24
Hydrolyzed PAA - 0.5
Water - Else
The finished mixture is loaded into a hydration chamber, natural gas is passed into it under a pressure of 5.5 MPa, then, lowering the temperature of the system, the temperature of hydrate formation onset is determined. In this case, the decrease in the temperature of hydrate formation is 20 o C.
Пример 2. Опыт проводят аналогично примеру 1 в следующем соотношении компонентов, мас.% (композиция 2):
Хлористый натрий, насыщенный раствор - 24
Гидролизованный ПАА - 0,75
Вода - Остальное
При этом снижение температуры гидратообразования составляет 22oC.Example 2. The experiment is carried out analogously to example 1 in the following ratio of components, wt.% (Composition 2):
Sodium chloride, saturated solution - 24
Hydrolyzed PAA - 0.75
Water - Else
In this case, the decrease in the temperature of hydrate formation is 22 o C.
Пример 3. Опыт проводят аналогично примеру 1 в следующем соотношении компонентов, мас.% (композиция 3):
Хлористый натрий, насыщенный раствор - 24
Гидролизованный ПАА - 1,0
Вода - Остальное
При этом снижение температуры гидратообразования составляет 22oC.Example 3. The experiment is carried out analogously to example 1 in the following ratio of components, wt.% (Composition 3):
Sodium chloride, saturated solution - 24
Hydrolyzed PAA - 1.0
Water - Else
In this case, the decrease in the temperature of hydrate formation is 22 o C.
Пример 4. Опыт проводят аналогично примеру 1 в следующем соотношении компонентов, мас.% (композиция 4):
Хлористый натрий, насыщенный раствор - 24
Гидролизованный ПАА - 0,1
Вода - Остальное
При этом снижение температуры гидратообразования составляет 14oC.Example 4. The experiment is carried out analogously to example 1 in the following ratio of components, wt.% (Composition 4):
Sodium chloride, saturated solution - 24
Hydrolyzed PAA - 0.1
Water - Else
In this case, the decrease in the temperature of hydrate formation is 14 o C.
При концентрации гидролизованного ПАА более 1% наблюдается осаждение его из насыщенного раствора хлористого натрия. When the concentration of hydrolyzed PAA is more than 1%, its precipitation from a saturated solution of sodium chloride is observed.
Пример 5. Эффективность предлагаемого состава по предотвращению парафиноотложений определяют на образце-свидетеле, выполненном в виде трубчатого цилиндра из нержавеющей стали. Температура в цилиндре поддерживается проточным охлаждающим раствором с помощью термостата. Цилиндр помещают в закрытую емкость, оборудованную электромешалкой. В емкость наливают водонефтяную эмульсию, состоящую из 10% парафинистой нефти и 90% пластовой воды, и туда же подают композицию 1 (из примера 1) из расчета 20 г/л эмульсии. В емкость помещают цилиндр, температуру в цилиндре поддерживают на уровне 5oC, включают электромешалку для перемешивания водонефтяной эмульсии и выдерживают в течение 30 минут. Затем определяют весовым методом количество парафиноотложений на поверхности цилиндра.Example 5. The effectiveness of the proposed composition for the prevention of paraffin deposits is determined on a witness sample made in the form of a tubular cylinder made of stainless steel. The temperature in the cylinder is maintained by a flowing cooling solution using a thermostat. The cylinder is placed in a closed container equipped with an electric mixer. A water-oil emulsion consisting of 10% paraffin oil and 90% formation water is poured into the container, and composition 1 (from Example 1) is also fed thereon at the rate of 20 g / l of emulsion. A cylinder is placed in a container, the temperature in the cylinder is maintained at 5 ° C, the electric mixer is turned on to mix the oil-water emulsion and held for 30 minutes. Then determine the weight method the amount of paraffin deposits on the surface of the cylinder.
Параллельно в аналогичных условиях проводят контрольный опыт без добавления ингибитора. In parallel, under similar conditions, a control experiment is carried out without the addition of an inhibitor.
Защитный эффект составляет 95%. The protective effect is 95%.
Пример 6. Опыт проводят аналогично примеру 5. Example 6. The experiment is carried out analogously to example 5.
В водонефтяную эмульсию обводненностью 90% добавляют композицию 2 (из примера 2) с нормой расхода 20 г/л. Защитный эффект составляет 97%. To a water-oil emulsion with a water cut of 90%, composition 2 (from Example 2) is added with a flow rate of 20 g / L. The protective effect is 97%.
Пример 7. Опыт проводят аналогично примеру 5. Example 7. The experiment is carried out analogously to example 5.
В водонефтяную эмульсию обводнностью 90% добавляют композицию 3 (из примера 3) с нормой расхода 20 г/л. Защитный эффект составляет 98%. Composition 3 (from Example 3) with a flow rate of 20 g / L is added to a water-oil emulsion with a water content of 90%. The protective effect is 98%.
На чертеже показана зависимость температуры гидратообразования от концентрации полиэлектролита, в качестве которого использовался полиакриламид (ПАА). Зависимость получена для газа нефтяной скважины Гун-Еганского месторождения М 266, пласт БВ-11. Как видно, уже при концентрации ПАА 0,2% и более эффект предлагаемого состава превосходит прототип. The drawing shows the dependence of the temperature of hydrate formation on the concentration of the polyelectrolyte, which was used polyacrylamide (PAA). The dependence is obtained for gas from the oil well of the Gun-Yeganskoye field M 266, reservoir BV-11. As can be seen, even at a concentration of PAA of 0.2% or more, the effect of the proposed composition exceeds the prototype.
В таблице приведены сравнительные данные известного и предлагаемого составов на снижение температуры гидратообразования и их защитного эффекта от парафиноотложений. The table shows the comparative data of the known and proposed compositions for lowering the temperature of hydrate formation and their protective effect from paraffin deposits.
Полученные результаты исследования показывают, что предлагаемый состав в отличие от известного предупреждает гидратопарафиновые отложения в водогазонефтяной среде, снижение температуры гидратообразования в присутствии данного состава больше, чем у известного. The results of the study show that the proposed composition, in contrast to the known one, prevents hydrate-paraffin deposits in the gas-oil environment, the decrease in the temperature of hydrate formation in the presence of this composition is greater than that of the known one.
Состав для предотвращения гидратопарафиновых отложений в нефтепромысловом оборудовании и трубопроводных системах может быть использован с помощью известных технологических приемов, например непрерывной подачей состава в скважину с помощью дозировочных насосов или периодической закачкой в систему, особенно перед остановкой и запуском ее в эксплуатацию. The composition for preventing hydrate-paraffin deposits in oilfield equipment and pipeline systems can be used using well-known technological methods, for example, by continuously feeding the composition to the well using dosing pumps or periodically injecting it into the system, especially before shutting it down and putting it into operation.
Таким образом, использование предлагаемого состава обеспечивает (по сравнению с известным) повышение эффективности предотвращения гидратообразований, что позволяет стабилизировать процесс добычи и транспортировки нефти. При этом, как следствие, увеличивается добыча нефти. Кроме этого, предлагаемый состав позволяет сократить затраты, связанные с ремонтом скважины по очистке нефтепромысловых труб и оборудования от гидратопарафиновых пробок, уменьшить материально-энергетические расходы. Thus, the use of the proposed composition provides (compared with the known) increase the efficiency of preventing hydrate formation, which allows to stabilize the process of extraction and transportation of oil. At the same time, as a result, oil production is increasing. In addition, the proposed composition allows to reduce costs associated with the repair of wells for cleaning oil pipes and equipment from hydrate-paraffin plugs, to reduce material and energy costs.
Claims (3)
Хлористый натрий - 22 - 24
Полиэлектролит - 0,1 - 1,0
Вода - Остальное
2. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве полиэлектролита он содержит гидролизованный или частично гидролизованный полиакриламид.1. The composition for preventing hydrate-paraffin deposits, containing sodium chloride and water, characterized in that it further comprises a polyelectrolyte in the following ratio, wt.%:
Sodium Chloride - 22 - 24
Polyelectrolyte - 0.1 - 1.0
Water - Else
2. The composition according to claim 1, characterized in that as the polyelectrolyte it contains hydrolyzed or partially hydrolyzed polyacrylamide.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97120799A RU2135742C1 (en) | 1997-12-11 | 1997-12-11 | Composition for preventing hydrate-paraffin deposits |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97120799A RU2135742C1 (en) | 1997-12-11 | 1997-12-11 | Composition for preventing hydrate-paraffin deposits |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2135742C1 true RU2135742C1 (en) | 1999-08-27 |
Family
ID=20200039
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97120799A RU2135742C1 (en) | 1997-12-11 | 1997-12-11 | Composition for preventing hydrate-paraffin deposits |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2135742C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2481375C1 (en) * | 2011-12-08 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Hydrate growth inhibitor of kinetic action |
| RU2504642C2 (en) * | 2012-03-26 | 2014-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Method of inhibiting hydrocarbon formation |
-
1997
- 1997-12-11 RU RU97120799A patent/RU2135742C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2481375C1 (en) * | 2011-12-08 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Hydrate growth inhibitor of kinetic action |
| RU2504642C2 (en) * | 2012-03-26 | 2014-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Method of inhibiting hydrocarbon formation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Khormali et al. | Study of adsorption/desorption properties of a new scale inhibitor package to prevent calcium carbonate formation during water injection in oil reservoirs | |
| Davison et al. | Polymer flooding in North Sea reservoirs | |
| FI108563B (en) | Oil and gas field chemicals | |
| CA2785079C (en) | Surfactants and friction reducing polymers for the reduction of water blocks and gas condensates and associated methods | |
| US20140190692A1 (en) | Production-treating chemicals added to polymer slurries used in treatment of oil and gas wells | |
| Mohsenzadeh et al. | Effects of concentration, salinity and injection scenario of ionic liquids analogue in heavy oil recovery enhancement | |
| CA2858804C (en) | A treatment fluid containing a corrosion inhibitor of a weak base | |
| WO2007111789A2 (en) | Composition and method for producing a pumpable hydrocarbon hydrate slurry at high water-cut | |
| AU2013225832B2 (en) | System and method for inhibiting scale formation in oil wells | |
| Mittal et al. | Influence of EOR polymers on Fouling in Production Wells and Facilities | |
| Trabelsi et al. | Effect of added surfactants on the dynamic interfacial tension behaviour of alkaline/diluted heavy crude oil system | |
| AlMubarak et al. | Design and application of high temperature seawater based fracturing fluids in Saudi Arabia | |
| Tunnish et al. | Enhanced heavy oil recovery using 1‐Ethyl‐3‐Methyl‐Imidazolium acetate | |
| CA2964623C (en) | Activity enhanced scale dispersant for treating inorganic sulfide scales | |
| RU2135742C1 (en) | Composition for preventing hydrate-paraffin deposits | |
| Wang et al. | Impact of water cut on asphaltene deposition tendency | |
| RU2586356C1 (en) | Composition and method for increasing oil recovery of oil reservoirs | |
| CA2641479A1 (en) | Method of using polyquaterniums in well treatments | |
| WO2020055575A1 (en) | Polyaromatic hydrocarbon additives for hydrate inhibiton | |
| RU2129651C1 (en) | Method for removing asphaltenoresinparaffin deposition from equipment in wells | |
| Graham et al. | Examination of the change in returning molecular weight obtained during inhibitor squeeze treatments using polyacrylate based inhibitors | |
| Chen et al. | Enhanced Scale Inhibitor Squeeze Treatment with a Newly Developed Chemical Additive | |
| Elgibaly et al. | Visco-Elastic Surfactant Improves Sweep Efficiency and Interfacial Tension in Chemical Flooding | |
| Skauge et al. | Offshore EOR implementation–LPS flooding | |
| Tarbanov et al. | PREVENTION OF INORGANIC SCALE FORMATION IN THE UZEN AND ZHETYBAI FIELDS BY USING OF SALT DEPOSITION INHIBITIORS |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20111212 |