RU2504642C2 - Method of inhibiting hydrocarbon formation - Google Patents
Method of inhibiting hydrocarbon formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2504642C2 RU2504642C2 RU2012111613/03A RU2012111613A RU2504642C2 RU 2504642 C2 RU2504642 C2 RU 2504642C2 RU 2012111613/03 A RU2012111613/03 A RU 2012111613/03A RU 2012111613 A RU2012111613 A RU 2012111613A RU 2504642 C2 RU2504642 C2 RU 2504642C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- polymer
- water
- pyrrolidone
- polyvinyl
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к способам ингибирования образования гидратов углеводородов при добыче, при промысловой подготовке и транспортировке природного и попутного газов, а также нефти в газовой и нефтяной промышленности. Композиции по способу содержат кинетический ингибитор гидратообразований (КИГ) и гидрофобизирующую добавку.The invention relates to the oil and gas industry, in particular, to methods of inhibiting the formation of hydrocarbon hydrates during production, during field preparation and transportation of natural and associated gases, as well as oil in the gas and oil industries. The compositions of the method comprise a kinetic hydrate inhibitor (CIG) and a hydrophobic additive.
Известен состав для предотвращения гидратных отложений, содержащий полиэлектролит, хлорид натрия и воду (RU, патент №2135742, Кл. Е21В 37/06, 37/00, опубл. 27.08.99, Бюл. 24).A known composition for preventing hydrated deposits containing polyelectrolyte, sodium chloride and water (RU, patent No. 2135742, CL. E21B 37/06, 37/00, publ. 27.08.99, Bull. 24).
Известен способ ингибирования или замедления образования гидратов в потоке, содержащим воду, газы и полимер в качестве присадки (RU, патент №2167846, Кл. С07С 7/20, опубл. 27.05.2001).A known method of inhibiting or slowing down the formation of hydrates in a stream containing water, gases and polymer as an additive (RU, patent No. 2167846, CL. C07C 7/20, publ. 05.27.2001).
Известен принятый в качестве прототипа способ и композиции для ингибирования образования гидратов углеводородов, включающие полимер, ПАВ и воду (RU, патент №2314413, Кл. Е21В 37/06, опубл. 10.01.2008, Бюл. 1).Known adopted as a prototype method and composition for inhibiting the formation of hydrocarbon hydrates, including polymer, surfactant and water (RU, patent No. 2314413, CL. EVB 37/06, publ. 10.01.2008, Bull. 1).
Описанные выше композиции не обладают достаточной способностью ингибирования образования гидратов углеводородов в скважинах на нефть и газ или в трубопроводах для их транспортировки, а также имеют высокую гидрофильность контактирующих поверхностей, что является основными их недостатками.The compositions described above do not have sufficient ability to inhibit the formation of hydrocarbon hydrates in oil and gas wells or in pipelines for their transportation, and also have a high hydrophilicity of the contacting surfaces, which are their main disadvantages.
Задачей заявленного изобретения является создание способа ингибирования образования гидратов углеводородов.The objective of the claimed invention is to provide a method of inhibiting the formation of hydrates of hydrocarbons.
Технический результат-увеличение в сравнении с прототипом ингибирующей способности заявленного способа за счет замедления образования гидратных отложений при добыче, промысловой подготовке и транспортировке природного и попутного газов и нефти, а также снижение высокой гидрофильности контактирующих поверхностей.The technical result is an increase in comparison with the prototype of the inhibitory ability of the claimed method by slowing down the formation of hydrate deposits during the extraction, field preparation and transportation of natural and associated gases and oil, as well as a decrease in the high hydrophilicity of the contacting surfaces.
Поставленная задача и технический результат соответственно решается и достигается тем, что способ ингибирования образования гидратов углеводородов, включающий закачку в прискважинную зону или участок трубопровода водной композиции полимера, отличающийся тем, что указанная композиция содержит водный раствор полимера из группы, включающей: сополимер пирролидона или капролактама, терполимер на основе N-винил-2-пирролидона, диметиламиноэтилметакрилат, гидроксиэтилцеллюлозу, поливинилпирролидон, поливинилкарбоксилат, полиакрилат, поливинилкапролактам, акриламидометилпропансульфонат, полиакриламид, гипан, полиоксипропиленполиол, простой эфир марки Лапрол, или эмульсию в масле полимера из группы, включающей полиакриламид, карбоксиметилцеллюлозу, эфир оксиэтилцеллюлозы, полиметакрилат, поли винилацетат или поливиниловый спирт, или их сополимеры, и дополнительно - карбамидоформальдегидный концентрат КФК и гидрофобизирующую добавку, при следующем соотношении компонентов, мас.%: указанные водный раствор или эмульсия 0,05-5,0; КФК 0,1-5,0; гидрофобизирующая добавка 0,1-5,0; вода остальное, а перед закачкой указанной композиции дополнительно закачивают оторочку КФК в количестве 0,1-5,0 мас.% от массы указанной композиции и осуществляют выдержку не менее 3-5 часов.The problem and the technical result are respectively solved and achieved by the fact that a method of inhibiting the formation of hydrocarbon hydrates, including injecting an aqueous polymer composition into the borehole or pipeline section, characterized in that said composition contains an aqueous polymer solution from the group including: a pyrrolidone or caprolactam copolymer, terpolymer based on N-vinyl-2-pyrrolidone, dimethylaminoethyl methacrylate, hydroxyethyl cellulose, polyvinyl pyrrolidone, polyvinyl carboxylate, polyacrylate, poly vinylcaprolactam, acrylamidomethylpropanesulfonate, polyacrylamide, hypane, polyoxypropylenepolyol, Laprol ether, or an emulsion in a polymer oil from the group consisting of polyacrylamide, carboxymethyl cellulose, hydroxyethyl cellulose ether, polymethylacetate and polymethyl acetate and polyamide water-repellent additive, in the following ratio of components, wt.%: the specified aqueous solution or emulsion of 0.05-5.0; CPK 0.1-5.0; water-repellent additive 0.1-5.0; the rest is water, and before pumping the specified composition, the KFK rim is additionally pumped in an amount of 0.1-5.0 wt.% by weight of the specified composition and the extract is aged for at least 3-5 hours.
Заявленный способ дополнительно содержит соляную или уксусную кислоты, или смесь их, или смесь соляной кислоты и концентрата низкомолекулярных кислот, или фосфорную или ортофосфорную кислоты в количестве 0,05-0,20 мас.%.The claimed method further comprises hydrochloric or acetic acid, or a mixture thereof, or a mixture of hydrochloric acid and a low molecular weight acid concentrate, or phosphoric or phosphoric acid in an amount of 0.05-0.20 wt.%.
По заявленному способу закачиваемая композиция содержит водный раствор полимера из группы, включающей: сополимер пирролидона или капролактама, терполимер на основе N-винил-2-пирролидона, диметиламиноэтилметакрилат, гидроксиэтилцеллюлозу, поливинилпирролидон, поливинилкарбоксилат, полиакрилат, поливинилкапролактам, акриламидометилпропансульфонат, полиакриламид, гипан, полиоксипропиленполиол, простой эфир марки Лапрол. Например, низкомолекулярные разветвленные полимеры и сополимеры с м.м. 5000-60000: N-винил-2-пирролидон и N-винил-2-капролактам, или терполимер на основе N-винил-2-пирролидона, а также соединения, например, гидроксиэтилцеллюлоза (ГОЭЦ), поливинилкарбоксилат, полиакрилат, поливинилкапролактам, а также низкомолекулярные линейные полимеры разных марок с м..м. 0,5-1,5·106, например, ПАА серии АК-642 марки АП-0339 и ПАА серии АК-631 марки А-155, гипан - гидрализованный полиакрилонитрил, простой эфир марки Лапрол: например, Лапрол: 5003-2-Б10, Лапрол 5003-2-15 и Лапрол 6003-2Б-18, или эмульсию в масле полимера из группы, включающей полиакриламид, карбоксиметилцеллюлозу, эфир оксиэтилцеллюлозы, полиметакрилат, поливинилацетат или поливиниловый спирт, или их сополимеры. Например, эмульсию полиакриламида (ПАА) с м.м. 1,5·106 марки ЕМ-235 (производства Франции), эмульсии карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) со степенью полимеризации СП=350-700 и степенью замещения по карбоксильным группам С3=80-90 (производства Швейцарии), эмульсии эфиров оксиэтилцеллюлозы (ОЭЦ), эмульсии полиметакрилата, а также эмульсии поливинилацетатных полимеров, например, поливинилацетата и поливинилового спирта, сополимеров винилацетата и винилового спирта.According to the claimed method, the injected composition contains an aqueous solution of a polymer from the group comprising: a copolymer of pyrrolidone or caprolactam, a terpolymer based on N-vinyl-2-pyrrolidone, dimethylaminoethyl methacrylate, hydroxyethyl cellulose, polyvinyl pyrrolipryl acryl polypropyl acryl polypropyl acryl polypropylene ether brand Laprol. For example, low molecular weight branched polymers and copolymers with m.m. 5000-60000: N-vinyl-2-pyrrolidone and N-vinyl-2-caprolactam, or terpolymer based on N-vinyl-2-pyrrolidone, as well as compounds, for example, hydroxyethyl cellulose (HEC), polyvinyl carboxylate, polyacrylate, polyvinylcaprolactam, and also low molecular weight linear polymers of different brands with m .. m. 0.5-1.5 · 10 6 , for example, PAA of the AK-642 series of the AP-0339 brand and PAA of the AK-631 series of the A-155 brand, gipan - hydrated polyacrylonitrile, ether of the Laprol brand: for example, Laprol: 5003-2 -B10, Laprol 5003-2-15 and Laprol 6003-2B-18, or an emulsion in a polymer oil from the group consisting of polyacrylamide, carboxymethyl cellulose, hydroxyethyl cellulose ether, polymethacrylate, polyvinyl acetate or polyvinyl alcohol, or copolymers thereof. For example, an emulsion of polyacrylamide (PAA) with m.m. 1.5 · 10 6 grade EM-235 (made in France), carboxymethyl cellulose emulsion (CMC) with a degree of polymerization of SP = 350-700 and degree of substitution for carboxyl groups C3 = 80-90 (made in Switzerland), emulsion of hydroxyethyl cellulose ethers (OEC) emulsions of polymethacrylate, as well as emulsions of polyvinyl acetate polymers, for example, polyvinyl acetate and polyvinyl alcohol, copolymers of vinyl acetate and vinyl alcohol.
Закачиваемые композиции содержат водный раствор полимера в интервале значений 0,05-5,0 мас% или эмульсию полимера в масле в том же интервале значений. Готовые выпускаемые вышеперечисленные водорастворимые полимеры представляют собой сухие порошки, содержащие 90-100% полимера (основного вещества), а готовые вышеуказанные выпускаемые эмульсии полимера в масле имеют концентрации 30-50 мас.%. Для приготовления полимерной композиции берется расчетное количество сухого водорастворимого полимера или расчетное количество эмульсии полимера в масле с учетом содержания полимера в выпускаемой товарной форме.The injected compositions contain an aqueous polymer solution in the range of 0.05-5.0 wt% or a polymer emulsion in oil in the same range of values. The finished products of the above water-soluble polymers are dry powders containing 90-100% of the polymer (basic substance), and the finished products of the above-mentioned produced polymer emulsions in oil have a concentration of 30-50 wt.%. To prepare the polymer composition, the calculated amount of dry water-soluble polymer or the calculated amount of the polymer emulsion in oil is taken taking into account the polymer content in the manufactured commodity form.
При использовании водорастворимого полимера в виде порошка для приготовления водной композиции полимера готовят водный раствор полимера, для этого расчетное количество сухого порошка полимера в интервале значений 0,05-5,0 мас% с учетом содержания полимера в выпускаемой товарной форме растворяют в расчетном количестве воды до полного растворения полимера.When using a water-soluble polymer in powder form to prepare an aqueous polymer composition, an aqueous polymer solution is prepared, for this, the estimated amount of dry polymer powder in the range of 0.05-5.0 wt%, taking into account the polymer content in the manufactured commodity form, is dissolved in the calculated amount of water to complete dissolution of the polymer.
Эмульсии полимеров в масле выпускаются фирмами, например фирмой «Ciba» (Швейцария) или фирмой «SNF Floerger» (Франция).Emulsions of polymers in oil are produced by firms, for example, Ciba (Switzerland) or SNF Floerger (France).
Эмульсии полимера в масле имеют концентрации 30-50 мас% и образуют с водой эмульсии. При использовании эмульсий в композициях их разбавляют пресной водой до нужной концентрации с учетом содержания полимера в выпускаемой товарной форме.The emulsion of the polymer in oil has a concentration of 30-50 wt% and form emulsions with water. When using emulsions in compositions, they are diluted with fresh water to the desired concentration, taking into account the polymer content in the manufactured commodity form.
Композиции по заявленному способу содержат карбамидоформальдегидный концентрат (КФК), который представляет собой подвижную жидкость, содержит в своем составе свободный формальдегид, метилольные производные мочевины, а также метанол, выпускаемый в ОАО «Тольяттиазот» в виде продуктов марок КФК-80 и КФК-85 по ТУ 2223-009-00206492-98 и по ТУ 2223 - 009 00206492-2007 соответственно.Compositions according to the claimed method contain urea-formaldehyde concentrate (KFK), which is a mobile liquid, contains free formaldehyde, methylene derivatives of urea, and also methanol produced in Togliattiazot OJSC as KFK-80 and KFK-85 products according to TU 2223-009-00206492-98 and TU 2223 - 009 00206492-2007, respectively.
В качестве гидрофобизирующей добавки используют фторсодержащие ПАВ, например, фторсодержащие ПАВ, условно названные Эпиламами, например, Эпилам БСФК - 180 - 05 или Полизам-05, или водные 6%-ные растворы фтор-ПАВ марки ПО-6ТФ-4; катионоактивные ПАВ, например, моноэтаноламиды кислот кокосового масла, например, Коламид К (ТУ 2433-013-0470605-2005), диэтаноламиды кислот растительных масел - Диламиды (ТУ 2433-001-04706205) выпускаемые компанией «НИИПАВ» в г.Волгодонске: в виде продуктов марок Диламид К, Диламикс, Диламид ПС, Диламид ПЯ, а также четвертичные аммониевые соединения (ЧАС) различной молекулярной массы и различной структуры с низко- или высокомолекулярными алкилами, например, низкомолекулярные ЧАС марки гидрофобизатор ИВВ-1 или ЧАС на основе хинолина, содержащие циклические амины бензопиридина, или смесь алифатических аминов марки АНПО, представляющие собой ациклические соединения жирного ряда, имеющие разветвленные цепи, или раствор аминопарафинов в метаноле; гомологи пиридина, например, гомологи пиридина общей формулы CR1CR2CR3Cr4CR5N, где R1-R5 - углеводородные радикалы, содержащие двойные связи и первичные аминогруппы, используют их виде спиртовых растворов, например, раствор в спирте триметилдиэтиламинпиридина; кремнийорганические вещества или смеси их, например, кремнийорганические жидкости ГКЖ-10, ГКЖ-11 (ТУ-6-02-696-76) и ГКЖ-11Н (ТУ-2229-276-05763441-99), представляющие 18-30%-ные водно-спиртовые растворы алкилсиликоната с содержанием кремния не менее 4% и плотностью при 20°С 1,17-1,21 г/см3, нетоксичны, взрывобезопасны, с температурой застывания минус 25-30°С, кремнийорганическую эмульсию КЭ 20-03 (ТУ 6-0505763441-96-93)- 70%-ную водную эмульсию полиэтилсилоксановой жидкости ПЭС-5, водорастворимую композицию этоксисилоксанов (ТУ 6-00 - 05763441-45-92) под названием «продукт 119-296Т», водные эмульсии на основе кремнийорганических соединений - полисилоксанов марки Экстракт-700 производства фирмы Вакер-Хеми ГМБХ Германии, углеводородные растворы, например, 1-10%-ные растворы метилтрихлорсилана или диметилхлорсилана в бензине или керосине марки «Экстасил» производства СибНИИНП совместно с ОАО «Силан»; кремнийнеорганические вещества, например, жидкое высокомодульное стекло марок «Нафтосил» (ТУ 2145-002-12979928-2001), и «Кремнезоль К3-ТМ», коллоидные силикаты натрия марок «Сиалит» (ТУ 2145-010-43811938-97) и «Сиалит-30-5» (ТУ 2145-002-43811938-97), быстрорастворимый гидратированный силикат натрия марки «Сиалит-60-3» (ТУ 2145-004-43811938-99), морозостойкое стекло марки «Номак» (ТУ 2145-015-13002378-95); химически модифицированные по поверхности высокодисперсные гидрофобные материалы, например, высокодисперсные гидрофобные материалы тетрафторэтилена (тфэ), оксидов титана, железа, хрома, цинка, алюминия, поливинилового спирта (пс), а также высокодисперсные гидрофобные материалы оксидов кремния: белую сажу, тальк, аэросил, перлит, а также кремнеземы марки полисил. Высокодисперсные гидрофобные материалы представляют собой химически инертные материалы со средним размером индивидуальных частиц от 0,1 до 100 мкм и насыпной плотностью от 0,1 до 2,0 г/см3, с краевыми углами смачивания от 114 до 178° и степенью гидрофобности от 96,0 до 99,99%.As a hydrophobizing additive, fluorine-containing surfactants are used, for example, fluorine-containing surfactants, conventionally called Epilam, for example, Epilam BSFK-180 - 05 or Polizam-05, or aqueous 6% fluorine-surfactant solutions of the PO-6TF-4 brand; cationic surfactants, for example, monoethanolamides of coconut oil acids, for example, Colamide K (TU 2433-013-0470605-2005), diethanolamides of vegetable oil acids - Dilamides (TU 2433-001-04706205) manufactured by NIIPAV in Volgodonsk: products of the brands Dilamide K, Dilamix, Dilamide PS, Dilamide ПЯ, as well as quaternary ammonium compounds (HOUR) of various molecular weights and various structures with low or high molecular weight alkyls, for example, low molecular weight HOUR brand of water repellent IVV-1 or HOUR based on quinoline, containing cyclic a benzopyridine mines, or a mixture of aliphatic amines of the ANPO brand, which are branched chain acyclic fatty compounds, or a solution of aminoparaffins in methanol; pyridine homologs, for example, pyridine homologues of the general formula CR 1 CR 2 CR 3 Cr 4 CR 5 N, where R 1 -R 5 are hydrocarbon radicals containing double bonds and primary amino groups, they are used as alcohol solutions, for example, a solution of trimethyldiethylamine pyridine alcohol ; organosilicon substances or mixtures thereof, for example, organosilicon liquids GKZh-10, GKZh-11 (TU-6-02-696-76) and GKZh-11N (TU-2229-276-05763441-99), representing 18-30% - water-alcohol solutions of alkylsiliconate with a silicon content of at least 4% and a density at 20 ° C of 1.17-1.21 g / cm 3 , non-toxic, explosion-proof, with a pour point of minus 25-30 ° C, silicone emulsion KE 20- 03 (TU 6-0505763441-96-93) - 70% aqueous emulsion of polyesiloxane liquid PES-5, a water-soluble composition of ethoxysiloxanes (TU 6-00 - 05763441-45-92) under the name "product 119-296T, water emulsion These are based on organosilicon compounds - polysiloxanes of the Extract-700 brand manufactured by Waker-Chemie GMBH of Germany, hydrocarbon solutions, for example, 1-10% solutions of methyltrichlorosilane or dimethylchlorosilane in gasoline or kerosene of the Extasil brand manufactured by SibNIINP together with Silan OJSC ; inorganic silicon substances, for example, Naftosil high-modulus liquid glass (TU 2145-002-12979928-2001), and Kremnesol K3-TM, Sialit colloidal sodium silicates (TU 2145-010-43811938-97) and Sialit-30-5 "(TU 2145-002-43811938-97), instant hydrated hydrated sodium silicate of the Sialit-60-3 brand (TU 2145-004-43811938-99), frost-resistant glass of the Nomak brand (TU 2145- 015-13002378-95); chemically modified on the surface finely dispersed hydrophobic materials, for example, finely dispersed hydrophobic materials of tetrafluoroethylene (TFE), oxides of titanium, iron, chromium, zinc, aluminum, polyvinyl alcohol (ps), as well as finely dispersed hydrophobic materials of silicon oxides: white soot, talc, aerosil, perlite, as well as silica brand polysil. Highly dispersed hydrophobic materials are chemically inert materials with an average individual particle size of 0.1 to 100 μm and a bulk density of 0.1 to 2.0 g / cm 3 , with wetting angles of 114 to 178 ° and a degree of hydrophobicity of 96 , 0 to 99.99%.
В качестве растворителя в композициях используют пресную воду или слабоминерализованную минерализацией 20 г/л.As a solvent in the compositions using fresh water or low salinity mineralization of 20 g / l.
Композиции по заявленному способу дополнительно содержат соляную или уксусную кислоты, или смесь их, или смесь соляной кислоты и концентрата низкомолекулярных кислот, или фосфорную или ортофосфорную кислоты в количестве 0,05-0,20 мас.%.The compositions according to the claimed method further comprise hydrochloric or acetic acid, or a mixture thereof, or a mixture of hydrochloric acid and a low molecular weight acid concentrate, or phosphoric or phosphoric acid in an amount of 0.05-0.20 wt.%.
Концентрат низкомолекулярных кислот (НМК) представляет собой 75%-ную смесь муравьиной, уксусной, пропионовой, валериановой, масляной и капроновой кислот, который является отходом производства синтетических жирных кислот, выпускаемый компанией «Нефтехимик Прикарпатья», Украина.The Low Molecular Acid Concentrate (NMC) is a 75% mixture of formic, acetic, propionic, valerianic, butyric and caproic acids, which is a waste product of the production of synthetic fatty acids produced by Neftekhimik Prikarpatye, Ukraine.
При добыче газа и нефти в стволе скважин, в трубопроводах и на всем промысловом оборудовании в присутствии воды и/или сероводорода, метана, пропана, диоксида углерода, кислорода воздуха, природного газа образуются гидратные отложения углеводородов.During the production of gas and oil in the wellbore, in pipelines and in all field equipment in the presence of water and / or hydrogen sulfide, methane, propane, carbon dioxide, oxygen, natural gas, hydrate deposits of hydrocarbons are formed.
По заявленному способу перед закачкой основной композиции закачивают оторочку карбамидоформальдегидного концентрата (КФК), содержащую водоотнимающее средство - формальдегид.According to the claimed method, before the injection of the main composition, a rim of urea-formaldehyde concentrate (CPK) containing a water-removing agent - formaldehyde is pumped.
При введении в поток газа или нефти оторочки КФК формальдегид взаимодействует с присутствующей влагой, связывая ее в гидратированную форму с образованием метиленгликоля, который является хорошим ингибитором гидратообразования.When KFK rims are introduced into the gas or oil stream, formaldehyde interacts with the moisture present, binding it to the hydrated form to form methylene glycol, which is a good inhibitor of hydrate formation.
Закачка оторочки КФК в поток газа или нефти позволяет эффективно замедлять образование новых гидратов углеводородов за счет химического взаимодействия формальдегида с присутствующей влагой на межфазной границе вода-углеводород (insitu), находящейся в потоке транспортируемых пластовых флюидов.The injection of the KFK rim into the gas or oil stream allows one to effectively slow down the formation of new hydrocarbon hydrates due to the chemical interaction of formaldehyde with the moisture present at the water-hydrocarbon interface (insitu) in the stream of transported formation fluids.
После закачки оторочки КФК осуществляют выдержку в течение 3-5 час для взаимодействия формальдегида с влагой, затем закачивают вышеуказанную гидрофобизирующую полимерную композицию.After injecting the KFK rims, holding is carried out for 3-5 hours for the interaction of formaldehyde with moisture, then the above hydrophobic polymer composition is pumped.
Композиции заявленного способа содержат кинетический ингибитор гидратообразований (КИГ).The compositions of the claimed method contain a kinetic inhibitor of hydrate formation (CIG).
КИГ действуют в пределах условий равновесия образования гидратов в отличие от ингибиторов термодинамического действия.CIG act within the equilibrium of hydrate formation, in contrast to thermodynamic inhibitors.
Вышеуказанные полимеры при использовании их в композициях заявленного способа ингибируют начальное образование гидратов углеводородов, замедляют образование или рост кристаллов гидратов, предотвращают агломерацию кристаллов гидратов углеводородов меньшего размера в более крупные гидраты.The above polymers, when used in the compositions of the claimed method, inhibit the initial formation of hydrocarbon hydrates, slow the formation or growth of hydrate crystals, and prevent agglomeration of smaller hydrocarbon hydrate crystals into larger hydrates.
В качестве ингибиторов кинетического действия известно применение дендримерных соединений, которые являются сильноразветвленными олигомерными или полимерными соединениями.As kinetic inhibitors, the use of dendrimeric compounds is known, which are highly branched oligomeric or polymeric compounds.
По заявленному способу в закачиваемых композициях можно использовать готовые композиции известных разветвленных олигомеров или полимеров, а также можно получать их при смешивании линейных полимеров с карбамидоформальдегидным концентратом.According to the claimed method, in the injected compositions, ready-made compositions of known branched oligomers or polymers can be used, and they can also be obtained by mixing linear polymers with a urea-formaldehyde concentrate.
При использовании линейных полимеров разветвленные олигомерные и полимерные молекулы модифицированного полимера образуются в результате реакции взаимодействия акриламидных, гидроксильных или других звеньев полимера с метилольными группами моно-, ди-, три-, тетраметилолмочевины и других содержащихся производных, а также формальдегида в составе КФК.When linear polymers are used, branched oligomeric and polymer molecules of the modified polymer are formed as a result of the reaction of the interaction of acrylamide, hydroxyl or other polymer units with the methylol groups of mono-, di-, tri-, tetramethylurea and other derivatives contained, as well as formaldehyde in the composition of CPK.
При добавлении кислоты в композиции (рН менее 7) метилольные производные мочевины образуют водородные связи, вызывающие ассоциацию молекул и рост молекулярной массы, и нарастание вязкости. При этом инициируются реакции конденсации и присоединения, которые приводят к образованию разветвленных полимеров. Рост цепи полимера происходит за счет реакций гидрооксиметильных групп с аминогруппами с образованием метиленовых групп (мостиков), а также реакции гидрооксиметильных групп между собой с образованием метиленэфирных групп (мостиков).When acid is added to the composition (pH less than 7), methylol urea derivatives form hydrogen bonds, causing the association of molecules and the growth of molecular weight, and an increase in viscosity. In this case, condensation and addition reactions are initiated, which lead to the formation of branched polymers. The growth of the polymer chain occurs due to reactions of hydroxymethyl groups with amino groups with the formation of methylene groups (bridges), as well as reactions of hydroxymethyl groups with each other with the formation of methylene ether groups (bridges).
При добавлении в композиции кремнийсодержащих веществ, имеющих щелочную среду с рН 10-13, при смешивании их с КФК в щелочной среде происходит реакция образования сахароподобных соединений - реакция Бутлерова. В результате ее протекания молекулы формальдегида, содержащегося в растворе КФК, взаимодействуют друг с другом в щелочной среде с образованием системы связей, характеризующейся наращиванием углеродистой цепи. Это приводит к синтезу многоатомных спиртов, кетонов, альдегидов с последующим образованием cахаров и их производных, содержащих гексозу, пентозу, тетрозу и другие сахара. Каталитическое действие на реакцию Бутлерова оказывают гидроокиси нещелочноземельных металлов, например, гидроокись кремния, добавляемая в композиции в виде раствора жидкого стекла.When silicon-containing substances having an alkaline medium with a pH of 10-13 are added to the composition, when they are mixed with CPA in an alkaline medium, the reaction of formation of sugar-like compounds occurs - the Butlerov reaction. As a result of its occurrence, the formaldehyde molecules contained in the CPA solution interact with each other in an alkaline medium to form a bond system characterized by the buildup of a carbon chain. This leads to the synthesis of polyhydric alcohols, ketones, aldehydes, followed by the formation of sugars and their derivatives containing hexose, pentose, tetrose and other sugars. The catalytic effect on the Butlerov reaction is exerted by non-alkaline earth metal hydroxides, for example, silicon hydroxide, which is added to the composition in the form of a liquid glass solution.
Кроме того, в щелочной среде при рН более 8 образуются продукты с диметиленэфирными связями, возможно образование циклических соединений - уроновых и триазиновых, олигометиленгликолей. В результате вышеуказанных реакций формируются разветвленные молекулярные структуры различной длины и разветвленности с высокой функциональностью по метилольным группам.In addition, in an alkaline medium at a pH of more than 8, products with dimethylether bonds are formed, the formation of cyclic compounds - uronic and triazine, oligomethylene glycols is possible. As a result of the above reactions, branched molecular structures of various lengths and branchings are formed with high functionality for methylol groups.
Образованию высокой разветвленности олигомерных молекул способствует повышенное содержание в КФК три- и тетраметилолмочевины. Вследствие разветвленности структурных образований, которые характеризуются небольшой длиной при относительно высокой молекулярной массе, происходит этап гелеобразования и сшивка гелиевых структур в пространственно-развитую полимерную сетку.The formation of a highly branched oligomeric molecule is promoted by an increased content of tri- and tetramethyl urea in CPK. Due to the branching of the structural formations, which are characterized by a short length with a relatively high molecular weight, the gelation stage and the helium structures are stitched into a spatially developed polymer network.
Закачиваемые композиции, содержащие разветвленные соединения полимеров и сополимеров, имеют реакционноспособные концевые группы. Молекулы вышеуказанных полимеров и сополимеров обладают большой сорбционной способностью и сродством по отношению к воде, но индеферентны к углеводородам. Молекулы полимера адсорбируют содержащуюся воду в свою структуру, понижая количество воды в газе или в нефтяных флюидах, ингибируя этим отложения гидратов углеводородов.Injectable compositions containing branched compounds of polymers and copolymers have reactive end groups. Molecules of the above polymers and copolymers have great sorption ability and affinity for water, but are indifferent to hydrocarbons. The polymer molecules adsorb the contained water into their structure, lowering the amount of water in the gas or in the oil fluids, thereby inhibiting the deposition of hydrocarbon hydrates.
Заявленный способ используют для ингибирования образования гидратных отложений при добыче, при промысловой подготовке и транспортировке природного газа и нефти на промысловом оборудовании.The claimed method is used to inhibit the formation of hydrate deposits during production, during field preparation and transportation of natural gas and oil in field equipment.
Гидраты углеводородов при образовании имеют большую адгезию к внутренней гидрофильной поверхности трубопровода и другого технологического оборудования и большую окклюзию (поглощение по всему объему) воды образующейся гидратной массой.Hydrocarbon hydrates during formation have greater adhesion to the internal hydrophilic surface of the pipeline and other processing equipment and a large occlusion (absorption over the entire volume) of water by the resulting hydrated mass.
Для уменьшения гидрофильности контактных поверхностей проведены исследования по введению дополнительных компонентов, увеличивающих гидрофобизацию контактных поверхностей: поверхности коллекторов прискважинной зоны, внутренней поверхности трубопроводов и всего подземного промыслового оборудования.To reduce the hydrophilicity of the contact surfaces, studies have been carried out on the introduction of additional components that increase the hydrophobization of the contact surfaces: the surface of the reservoirs of the near-wellbore zone, the inner surface of pipelines and all underground fishing equipment.
Проведенные исследования показали, что для гидрофобизации внутренних гидрофильных контактных поверхностей в композиции заявленного способа необходимо вводить гидрофобизирующую добавку, которая содержит фторсодержащие ПАВ (Фтор-ПАВ), катионоактивные ПАВ (КПАВ), гомологи пиридина вышеуказанной формулы, или кремнийсодержащие вещества (КСВ), как кремнийорганические, так и кремнийнеорганические.Studies have shown that for the hydrophobization of internal hydrophilic contact surfaces in the composition of the claimed method, it is necessary to introduce a hydrophobizing additive that contains fluorine-containing surfactants (Fluorine-surfactants), cationic surfactants (surfactants), pyridine homologs of the above formula, or silicon-containing substances (VSWR), such as organosilicon and silicon inorganic.
Гидрофобизирующую добавку вводят для увеличения гидрофобизации металлических и неметаллических контактирующих поверхностей трубопроводов и всего нефтепромыслового оборудования, для снижения адгезии гидратов углеводородов к внутренним гидрофильным контактным поверхностям. Закачиваемые композиции являются средством доставки их к твердым контактирующим поверхностям трубопроводов и всего нефтепромыслового оборудования.Water-repellent additive is introduced to increase the hydrophobization of metallic and non-metallic contact surfaces of pipelines and all oilfield equipment, to reduce the adhesion of hydrocarbon hydrates to internal hydrophilic contact surfaces. The injected compositions are a means of delivering them to the solid contact surfaces of pipelines and all oilfield equipment.
Закачиваемые композиции при закачке в прискважинную зону или участок трубопровода контактируют с внутренними твердыми поверхностями всего нефтепромыслового оборудования и адсорбируются на них.The injected compositions, when injected into the borehole zone or pipeline section, are in contact with and adsorbed onto the internal hard surfaces of all oilfield equipment.
При контакте композиций, содержащих гидрофобизирующую добавку, с твердыми металлическими и неметаллическими поверхностями, на поверхности их образуется пленка, в которой происходит выдавливание избыточной жидкости с поверхности твердых тел. Пленка на твердых поверхностях радикально меняет энергетические параметры поверхности, образуя, например, с металлической поверхностью хемосорбиционную связь. Образующаяся пленка обладает высокими гидрофобизирующими свойствами, хорошей химической стабильностью, высокой термической стойкостью, а также защищает контактирующие поверхности от окисления, истирания и коррозии.Upon contact of compositions containing a hydrophobizing additive with solid metal and nonmetallic surfaces, a film is formed on their surface, in which an excess liquid is extruded from the surface of solids. A film on solid surfaces radically changes the energy parameters of a surface, forming, for example, a chemisorptive bond with a metal surface. The resulting film has high water-repellent properties, good chemical stability, high thermal stability, and also protects contact surfaces from oxidation, abrasion, and corrosion.
В результате закачки в прискважинную зону или участок трубопровода композиций, содержащих в качестве гидрофобизирующей добавки кремнийсодержащие вещества: полисилоксаны, этоксилоксаны. алкилсиликонаты или поликремниевые кислоты, а также водно-спиртовые или углеводородные растворы, или водные эмульсии кремнийорганического вещества, гидрофобизирующая полимерная композиция адсорбируется на твердой поверхности и меняет смачиваемость ее, а именно, гидрофобизирует твердые контактные поверхности.As a result of injection into the borehole zone or pipeline section of compositions containing silicon-containing substances as hydrophobic additives: polysiloxanes, ethoxyloxanes. alkyl siliconates or polysilicic acids, as well as aqueous-alcoholic or hydrocarbon solutions, or aqueous emulsions of organosilicon substance, the hydrophobic polymer composition is adsorbed on a solid surface and changes its wettability, namely, it hydrophobizes solid contact surfaces.
Высокодисперсные гидрофобные материалы, имея субмикронные частицы, легко проникают в поры и микротрещины коллектора, изменяет энергетику поверхности (смачиваемость). Так как высокодисперсные гидрофобные материалы, имея степень гидрофобности до 99%, в значительной степени гидрофобизируют твердые поверхности за счет мелкого размера частиц и за счет сил адгезии, а также за счет изменения краевого угла смачивания до 170-178° и снижения поверхностного натяжения.Highly dispersed hydrophobic materials, having submicron particles, easily penetrate into the pores and microcracks of the collector, changes the surface energy (wettability). Since highly dispersed hydrophobic materials, having a degree of hydrophobicity of up to 99%, hydrophobize solid surfaces to a large extent due to the small particle size and due to adhesion forces, as well as by changing the wetting angle to 170-178 ° and reducing surface tension.
Применение гидрофобизирующей добавки позволяет существенно повысить ингибирующую способность композиций заявленного способа замедлять образование гидратных отложений углеводородов. За счет гидрофобизации контактных поверхностей прискважинной зоны или участка трубопровода происходит увеличение проходимости газо- или нефтепотока по указанным зонам, и создаются условия, восстанавливающие первоначальную газо- или нефтепроходимость этих зон.The use of water-repellent additives can significantly increase the inhibitory ability of the compositions of the claimed method to slow the formation of hydrated deposits of hydrocarbons. Due to the hydrophobization of the contact surfaces of the borehole zone or section of the pipeline, there is an increase in the permeability of the gas or oil flow in these zones, and conditions are created that restore the initial gas or oil permeability of these zones.
Композиции, содержащие кинетические ингибиторы гидратообразований (КИГ), КФК и гидрофобизирующую добавку, задерживают образование и рост кристаллов газовых гидратов.Compositions containing kinetic hydrate inhibitors (CIG), CPK, and a hydrophobic additive inhibit the formation and growth of gas hydrate crystals.
Время задержки образования гидратов (время индукционного периода) является наиболее важным показателем в реальной добыче и транспортировке углеводородов. Знание времени индукционного периода (ВИП) обеспечивает безгидратный режим эксплуатации технологического оборудования. Следовательно, этот показатель характеризует эффективность применения заявленного способа.The hydrate formation delay time (induction period time) is the most important indicator in the actual production and transportation of hydrocarbons. Knowledge of the time of the induction period (VIP) provides a non-hydrate mode of operation of technological equipment. Therefore, this indicator characterizes the effectiveness of the application of the claimed method.
Для оценки эффективности КИГ существуют несколько способов тестирования их, например, такие как: изотермальный метод, метод постоянного охлаждения и метод линейного изменения.To evaluate the effectiveness of CIG, there are several ways to test them, for example, such as: the isothermal method, the method of constant cooling, and the linear change method.
В нашем тестировании эффективности КИГ используют метод линейного изменения, суть которого заключается в многократном ступенчатом охлаждении испытуемой смеси с перемешиванием до определенной температуры и содержании ее при этой температуре в течение нескольких часов.In our testing of the effectiveness of the CIG, the linear change method is used, the essence of which is the multiple stepwise cooling of the test mixture with stirring to a certain temperature and keeping it at this temperature for several hours.
Линейное изменение может быть повторено несколько раз до того, как гидраты сформируются. С того времени, как скорость охлаждения увеличивается, обычно становится возможно определить вспышку образования гидратов при постоянном давлении на длительный период.The linear change can be repeated several times before the hydrates form. From the time that the cooling rate increases, it usually becomes possible to determine the outbreak of hydrate formation at constant pressure for a long period.
Исследование проводят в стальном реакторе, который содержит модуль с мешалкой, имеющий несколько скоростей перемешивания. Модуль обладает стальным кожухом, где проходит нагрев/охлаждение жидкости.The study is carried out in a steel reactor, which contains a module with a stirrer having several mixing speeds. The module has a steel casing where the heating / cooling of the fluid takes place.
Температурный контроль модуля осуществляют циркуляцией воды через охладительно-нагревательный элемент, соединенный с блоком контроля температуры. Система оборудована двумя температурными датчиками для замера температуры газовой фазы и воды. Давление измеряется с помощью датчика.The temperature control of the module is carried out by circulating water through a cooling and heating element connected to the temperature control unit. The system is equipped with two temperature sensors for measuring the temperature of the gas phase and water. Pressure is measured using a sensor.
Для исследования используют газ пропан, в качестве жидкостной фазы используют дистиллированную воду или 3,6%мас. раствор хлорида натрия.For research, propane gas is used; distilled water or 3.6% wt. Is used as the liquid phase. sodium chloride solution.
В тестировании эффективности КИГ используют композиции по заявленному способу с различным содержанием компонентов и композицию по прототипу. Затем для сравнения используют жидкостную фазу без ингибитора. Все исследования проводят при давлении 9 МПа.In testing the effectiveness of the CIG using the composition according to the claimed method with a different content of components and the composition of the prototype. Then, a liquid phase without inhibitor is used for comparison. All studies are carried out at a pressure of 9 MPa.
Индукционный период - это измеряемое время существования и распада испытуемой смеси, как время, прошедшее до радикального образования гидратов.The induction period is the measured time of existence and decay of the test mixture, as the time elapsed before the radical formation of hydrates.
После подготовки модуля к работе проводят различные тесты по оценке эффективности задерживать образование гидратов композиций, содержащих КИГ.After preparing the module for work, various tests are carried out to assess the effectiveness of delaying the formation of hydrates of compositions containing CIG.
Исследование процесса гидратообразования в газовом потоке на установке с композициями, содержащими КИГ и без них, проводят следующим образом.The study of the hydrate formation process in a gas stream in an installation with compositions containing KIG and without them is carried out as follows.
После повышения давления в модуле до 9 МПа производят охлаждение жидкости до 2°С с перемешиванием для образования гидратов, затем оставляем время, примерно 10 мин, для роста гидратов. Затем быстро (со скоростью примерно 20°С/час) нагревают модуль до определенной температуры (у нас до 22°С) над областью образования гидратов. Затем выдерживают при этой температуре 2 часа. В этой системе равновесная температура Травн. без добавления КИГ рассчитывалась приблизительно на уровне 18,6°С. После выдержки охлаждают модуль до 11°С при давлении 9 МПа и выдерживают при этой температуре 4 часа, затем быстро (за 10 мин) охлаждают модуль до 10°С и опять выдерживают 4 часа. Затем повторяют охлаждение и выдержку при 9, 8, 7, 6°С и измеряют время задержки или индукционный период до быстрого образования гидратов. Образовавшиеся гидраты полностью расплавляют путем нагрева модуля до 30°С как минимум в течение 2 часов. Процедуру исследования повторяют несколько раз.After increasing the pressure in the module to 9 MPa, the liquid is cooled to 2 ° C with stirring to form hydrates, then we leave time, about 10 minutes, for the growth of hydrates. Then quickly (at a speed of about 20 ° C / h) the module is heated to a certain temperature (we have up to 22 ° C) above the hydrate formation area. Then kept at this temperature for 2 hours. In this system, the equilibrium temperature of Equ. without the addition of CIG, it was calculated at approximately 18.6 ° C. After exposure, cool the module to 11 ° C at a pressure of 9 MPa and hold at this temperature for 4 hours, then quickly (in 10 minutes) cool the module to 10 ° C and again hold for 4 hours. Then, cooling and holding are repeated at 9, 8, 7, 6 ° C and the delay time or induction period is measured until the hydrates are rapidly formed. The resulting hydrates are completely melted by heating the module to 30 ° C for at least 2 hours. The research procedure is repeated several times.
Данные исследования сведены в табл.1.The research data are summarized in table 1.
При тестировании в закрытом сосуде испытуемой смеси КИГ (композиция 4 в табл.1) представлен график линейного изменения КИГ теста.When testing in a closed vessel of the tested CIG mixture (composition 4 in Table 1), a graph of the linear change in the CIG test is presented.
Из данных рис.1 видно, что быстрое образование гидратов углеводородов в композиции 4, см. табл.1, происходит через 21 час.From the data in Fig. 1 it is seen that the rapid formation of hydrocarbon hydrates in composition 4, see table 1, occurs after 21 hours.
Исследования по тестированию композиций, содержащих КИГ, показали, что с увеличением содержания в реакционной массе КФК и гидрофобизирующей добавки увеличивается время индукционного периода, что позволяет задерживать быстрое образование гидратов, углеводородов в прискважинной зоне или участке трубопровода в добыче и транспортировке углеводородов.Studies on testing compositions containing CIG showed that with an increase in the content of CPA and hydrophobizing additive in the reaction mass, the time of the induction period increases, which makes it possible to delay the rapid formation of hydrates, hydrocarbons in the near-well zone or section of the pipeline in the production and transportation of hydrocarbons.
Для реализации заявляемого способа ингибирования образования гидратов углеводородов в прискважинную зону или участок трубопровода перед закачкой полимерной композиции закачивают 0,1-5,0 мас.% КФК от массы полимерной композиции. Затем после закачки КФК дают выдержку на реакцию не менее 3-5 часов. После выдержки закачивают полимерную композицию, которую готовят путем простого смешивания расчетных количеств компонентов в отдельной емкости. Сначала заливают в емкость расчетное количество пресной воды или слабоминерализованной минерализацией 20 г/л, при перемешивании добавляют расчетное количество полимера из группы, включающей: сополимер пирролидона или капролактама, терполимер на основе N-винил-2-пирролидона, диметиламиноэтилметакрилат, гидроксиэтилцеллюлозу, поливинилпирролидон, поливинилкарбоксилат, полиакрилат, поливинилкапролактам, акриламидометил-пропансульфонат, полиакриламид, гипан, полиоксипропиленполиол, простой эфир марки Лапрол, или эмульсию в масле полимера из группы, включающей полиакриламид, карбоксиметилцеллюлозу, эфир оксиэтилцеллюлозы, полиметакрилат, поливинилацетат или поливиниловый спирт, или их сополимеры, тщательно перемешивают до однородной массы. К приготовленному водному раствору полимера или эмульсии в масле полимера добавляют при перемешивании расчетное количество КФК, а затем расчетное количество гидрофобизирующей добавки. Все компоненты тщательно перемешивают до однородной массы и закачивают в прискважинную зону или участок трубопровода.To implement the inventive method of inhibiting the formation of hydrocarbon hydrates, 0.1-5.0% by weight of CPA by weight of the polymer composition is pumped into the borehole zone or section of the pipeline before the polymer composition is injected. Then, after injection, CPA is given an exposure to the reaction for at least 3-5 hours. After exposure, the polymer composition is pumped, which is prepared by simply mixing the calculated amounts of the components in a separate container. First, a calculated amount of fresh water or low salinity mineralization of 20 g / l is poured into the container, while the calculated amount of a polymer from the group including: a copolymer of pyrrolidone or caprolactam, a terpolymer based on N-vinyl-2-pyrrolidone, dimethylaminoethyl methacrylate, hydroxyethyl cellulose, polyvinylcarboxylic vinyl polyvinyl vinyl vinyl is added while stirring. , polyacrylate, polyvinylcaprolactam, acrylamidomethyl propanesulfonate, polyacrylamide, hypane, polyoxypropylene polyol, ether brand Laprol, or an emulsion in oil poly pa from the group consisting of polyacrylamide, carboxymethyl cellulose, hydroxyethyl cellulose ester, polymethacrylate, polyvinyl acetate or polyvinyl alcohol, or copolymers thereof, mixed thoroughly until homogenous. To the prepared aqueous solution of the polymer or emulsion in the polymer oil, a calculated amount of CPA is added with stirring, and then a calculated amount of a hydrophobizing additive. All components are thoroughly mixed to a homogeneous mass and pumped into the borehole zone or section of the pipeline.
Пример 1. По заявленному способу в прискважинную зону перед закачкой полимерной композиции закачивают оторочку 0,05 мас.% КФК от массы полимерной композиции. Затем после закачки КФК дают выдержку на реакцию 2 час. После выдержки закачивают полимерную композицию. Для приготовления композиции в 99,87 мас.% слабоминерализованной воды минерализацией 20 г/л дозируют при перемешивании 0,03 мас.% N-винил-2-пирролидона с м.м. 3000, тщательно перемешивают до однородной массы. В приготовленный раствор полимера добавляют при перемешивании 0,05 мас% КФК, затем 0,05 мас.% гидрофобизирующей добавки марки Экстасил. Все добавленные компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.Example 1. According to the claimed method, a rim of 0.05 wt.% CPK by weight of the polymer composition is pumped into the borehole zone before injection of the polymer composition. Then, after injection of CPK, give an exposure to the reaction for 2 hours. After exposure, the polymer composition is pumped. To prepare the composition in 99.87 wt.% Low-saline water with a salinity of 20 g / l, 0.03 wt.% N-vinyl-2-pyrrolidone with m.m. is dosed with stirring. 3000, mix thoroughly until smooth. In the prepared polymer solution, 0.05 wt% of CPA is added with stirring, followed by 0.05 wt.% Of the hydrophobic additive of the Extasil brand. All added components are thoroughly mixed for 15 minutes until smooth.
Пример 2. По прототипу в 99,85 мас.% слабоминерализованной воды минерализацией 20 г/л дозируют при перемешивании 0,05 мас.% N-винил-2-пирролидона с м.м. 6000, тщательно перемешивают до однородной массы. В приготовленный раствор полимера добавляют при перемешивании 0,1 мас.% КПАВ марки ИВВ-1. Все добавленные компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.Example 2. According to the prototype, in 99.85 wt.% Low-saline water with a salinity of 20 g / l, 0.05 wt.% N-vinyl-2-pyrrolidone with m.m. is dosed with stirring. 6000, mix thoroughly until smooth. To the prepared polymer solution, 0.1 wt.% IVA-1 grade surfactant is added with stirring. All added components are thoroughly mixed for 15 minutes until smooth.
Пример 3. По заявленному способу в прискважинную зону перед закачкой полимерной композиции закачивают оторочку 0,1 мас.% КФК от массы полимерной композиции. Затем после закачки КФК дают выдержку на реакцию 3 час. После выдержки закачивают полимерную композицию. Для приготовления композиции в 99,75 мас.% слабоминерализованной воды минерализацией 20 г/л дозируют при перемешивании 0,05 мас.% N-винил-2-пирролидона с м.м. 8000, тщательно перемешивают до однородной массы. В приготовленный раствор полимера добавляют при перемешивании 0,1 мас% КФК, затем 0,1 мас.% фтор ПАВ марки Эпилам БСФК. Все добавленные компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.Example 3. According to the claimed method, a rim of 0.1 wt.% CPK by weight of the polymer composition is pumped into the borehole zone before injection of the polymer composition. Then, after injection of CPK, give an exposure to the reaction for 3 hours. After exposure, the polymer composition is pumped. To prepare the composition in 99.75 wt.% Low-saline water with a salinity of 20 g / l, 0.05 wt.% N-vinyl-2-pyrrolidone with m.m. is dosed with stirring. 8000, mix thoroughly until smooth. To the prepared polymer solution, 0.1 wt.% KFK is added with stirring, then 0.1 wt.% Fluorine surfactant Epilam BSFK. All added components are thoroughly mixed for 15 minutes until smooth.
Пример 4. По заявленному способу в прискважинную зону перед закачкой полимерной композиции закачивают оторочку 0,5 мас.% КФК от массы полимерной композиции. Затем после закачки КФК дают выдержку на реакцию 4 час. После выдержки закачивают полимерную композицию. Для приготовления композиции в 98,5 мас.% слабоминерализованной воды минерализацией 20 г/л дозируют при перемешивании 0,5 мас.% N-винил-2-пирролидона с м.м. 10000, тщательно перемешивают до однородной массы. В приготовленный раствор полимера добавляют при перемешивании 0,5 мас% КФК, затем 0,5 мас.% гидрофобизирующей добавки марки оксид титана. Все добавленные компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.Example 4. According to the claimed method, a rim of 0.5 wt.% CPK by weight of the polymer composition is pumped into the borehole zone before injection of the polymer composition. Then, after injection of CPK, an exposure to the reaction is given for 4 hours. After exposure, the polymer composition is pumped. To prepare the composition in 98.5 wt.% Low-mineralized water with a salinity of 20 g / l, 0.5 wt.% N-vinyl-2-pyrrolidone with m.m. is dosed with stirring. 10000, mix thoroughly until smooth. To the prepared polymer solution, 0.5 wt% of CPA is added with stirring, then 0.5 wt.% Of a hydrophobizing additive of the brand titanium oxide. All added components are thoroughly mixed for 15 minutes until smooth.
Пример 5. По заявленному способу в прискважинную зону перед закачкой полимерной композиции закачивают оторочку 1,0 мас.% КФК от массы полимерной композиции. Затем после закачки КФК дают выдержку на реакцию 5 час. После выдержки закачивают полимерную композицию. Для приготовления композиции в 97,0 мас.% слабоминерализованной воды минерализацией 20 г/л дозируют при перемешивании 1,0 мас.% N-винил-2-капролактама с м.м. 15000, тщательно перемешивают до однородной массы. В приготовленный раствор полимера добавляют при перемешивании 1,0 мас% КФК, затем 1,0 мас.% КПАВ марки Коламид. К. Все добавленные компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.Example 5. According to the claimed method, a rim of 1.0 wt.% CPK by weight of the polymer composition is pumped into the borehole zone before injection of the polymer composition. Then, after injection of CPK, give an exposure to the reaction for 5 hours. After exposure, the polymer composition is pumped. To prepare a composition in 97.0 wt.% Low-mineralized water with a salinity of 20 g / l, 1.0 wt.% N-vinyl-2-caprolactam with m.m. 15000, mix thoroughly until smooth. In the prepared polymer solution, 1.0 wt.% CPA is added with stirring, followed by 1.0 wt.% Colamide grade surfactant. K. All added components are thoroughly mixed for 15 minutes until smooth.
Пример 6. По заявленному способу в прискважинную зону перед закачкой полимерной композиции закачивают оторочку 2,0 мас.% КФК от массы полимерной композиции. Затем после закачки КФК не дают выдержки на реакцию. Сразу после оторочки закачивают полимерную композицию. Для приготовления композиции в 95,5 мас.% слабоминерализованной воды минерализацией 20 г/л дозируют при перемешивании 1,5 мас.% терполимера на основе N-винил-2-пирролидона с м.м. 20000, тщательно перемешивают до однородной массы. В приготовленный раствор полимера добавляют при перемешивании 1,5 мас% КФК, затем 1,5 мас.% КПАВ - алифатического амина марки АНПО. Все добавленные компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.Example 6. According to the claimed method, a rim of 2.0 wt.% CPK by weight of the polymer composition is pumped into the borehole zone before injection of the polymer composition. Then, after injection, CPK does not give an exposure to the reaction. Immediately after the rim, the polymer composition is pumped. To prepare a composition in 95.5 wt.% Low-saline water with a salinity of 20 g / l, 1.5 wt.% Terpolymer based on N-vinyl-2-pyrrolidone with m.m. is dosed with stirring. 20,000, mix thoroughly until smooth. In the prepared polymer solution, 1.5 wt.% CPA is added with stirring, then 1.5 wt.% CPAS, an ANPO aliphatic amine. All added components are thoroughly mixed for 15 minutes until smooth.
Пример 7. По прототипу в 98,0 мас.% слабоминерализованной воды минерализацией 20 г/л дозируют при перемешивании 1,0 мас.% поливинилкапролактама с м.м. 30000, тщательно перемешивают до однородной массы. В приготовленный раствор полимера добавляют при перемешивании 1,0 мас.% ПАВ марки Нефтенола ВВД. Все добавленные компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.Example 7. According to the prototype in 98.0 wt.% Low-saline water with a salinity of 20 g / l, with stirring, 1.0 wt.% Polyvinylcaprolactam with m.m. 30000, mix thoroughly until smooth. In the prepared polymer solution, 1.0 wt.% Surfactant of the Neftenol VVD brand is added with stirring. All added components are thoroughly mixed for 15 minutes until smooth.
Пример 8. По заявленному способу в прискважинную зону перед закачкой полимерной композиции закачивают оторочку 3,0 мас.% КФК от массы полимерной композиции. Затем после закачки КФК дают выдержку на реакцию 4 час. После выдержки закачивают полимерную композицию. Для приготовления композиции в 94,0 мас.% слабоминерализованной воды минерализацией 20 г/л дозируют при перемешивании 2,0 мас.% поливинилкарбоксилата с м.м.. 40000, тщательно перемешивают до однородной массы. В приготовленный раствор полимера добавляют при перемешивании 2,0 мас% КФК, затем 2,0 мас.% гомолога пиридина: спиртового раствора триметилдиэтиламинпиридина. Все добавленные компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.Example 8. According to the claimed method, a rim of 3.0 wt.% CPK by weight of the polymer composition is pumped into the borehole zone before injection of the polymer composition. Then, after injection of CPK, an exposure to the reaction is given for 4 hours. After exposure, the polymer composition is pumped. To prepare the composition in 94.0 wt.% Low-saline water with a salinity of 20 g / l, metered with stirring 2.0 wt.% Polyvinyl carboxylate with m .. 40000, mix thoroughly until smooth. To the prepared polymer solution, 2.0 wt.% CPA is added with stirring, followed by 2.0 wt.% The pyridine homologue: an alcohol solution of trimethyldiethylamine pyridine. All added components are thoroughly mixed for 15 minutes until smooth.
Пример 9. По заявленному способу в прискважинную зону перед закачкой полимерной композиции закачивают оторочку 4,0 мас.% КФК от массы полимерной композиции. Затем после закачки КФК дают выдержку на реакцию 5 час. После выдержки закачивают полимерную композицию. Для приготовления композиции в 92,5 мас.% слабоминерализованной воды минерализацией 20 г/л дозируют при перемешивании 2,5 мас.% гидрооксиэтилцеллюлозы с м.м. 1200тщательно перемешивают до однородной массы. В приготовленный раствор полимера добавляют при перемешивании 2,5 мас% КФК, затем 2,5 мас.% гидрофобизирующей добавки марки Сиалит. Все добавленные компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.Example 9. According to the claimed method, a rim of 4.0 wt.% CPK by weight of the polymer composition is pumped into the borehole zone before injection of the polymer composition. Then, after injection of CPK, give an exposure to the reaction for 5 hours. After exposure, the polymer composition is pumped. To prepare the composition in 92.5 wt.% Low-saline water with a salinity of 20 g / l, 2.5 wt.% Hydroxyethyl cellulose with m.m. are metered with stirring. 1200 thoroughly mixed until smooth. To the prepared polymer solution, 2.5 wt.% KFK is added with stirring, followed by 2.5 wt.% Hydrophobizing additives of the Sialit brand. All added components are thoroughly mixed for 15 minutes until smooth.
Пример 10. По заявленному способу в прискважинную зону перед закачкой полимерной композиции закачивают оторочку 5,0 мас.% КФК от массы полимерной композиции. Затем после закачки КФК не дают выдержку на реакцию. Сразу после закачки оторочки закачивают полимерную композицию. Для приготовления Композиции в 91,0 мас.% слабоминерализованной воды минерализацией 20 г/л дозируют при перемешивании 3,0 мас.% полиакрилата с м.м.. 50000 тщательно перемешивают до однородной массы. В приготовленный раствор полимера добавляют при перемешивании 3,0 мас% КФК, затем 3,0 мас.% гидрофобизирующей добавки марки продукт 119-296Т. Все добавленные компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.Example 10. According to the claimed method, a rim of 5.0 wt.% CPK by weight of the polymer composition is pumped into the borehole zone before injection of the polymer composition. Then, after injection, CPK does not give an exposure to the reaction. Immediately after injection, the rims inject the polymer composition. To prepare the Composition, 91.0 wt.% Of low-mineralized water with a salinity of 20 g / l are metered with stirring 3.0 wt.% Polyacrylate with m .. 50000 thoroughly mixed to a homogeneous mass. 3.0 wt% of CPA is added to the prepared polymer solution with stirring, followed by 3.0 wt.% Of a hydrophobizing additive of product 119-296T. All added components are thoroughly mixed for 15 minutes until smooth.
Пример 11. По заявленному способу в прискважинную зону перед закачкой полимерной композиции закачивают оторочку 6,0 мас.% КФК от массы полимерной композиции. Затем после закачки КФК дают выдержку на реакцию 3 час. После выдержки закачивают полимерную композицию. Для приготовления композиции в 89,5 мас.% слабоминерализованной воды минерализацией 20 г/л дозируют при перемешивании 3,5 мас.% гипана, тщательно перемешивают до однородной массы. В приготовленный раствор полимера добавляют при перемешивании 3,5 мас% КФК, затем 3,5 мас.% гидрофобизирующей добавки марки Нафтосил. Все добавленные компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.Example 11. According to the claimed method, a rim of 6.0 wt.% CPK by weight of the polymer composition is pumped into the borehole zone before injection of the polymer composition. Then, after injection of CPK, give an exposure to the reaction for 3 hours. After exposure, the polymer composition is pumped. To prepare the composition in 89.5 wt.% Low-mineralized water with a salinity of 20 g / l, 3.5 wt.% Hypane are metered with stirring, mixed thoroughly until a homogeneous mass. To the prepared polymer solution, 3.5 wt.% CPA is added with stirring, followed by 3.5 wt.% Hydrophobizing additives of Naftosil brand. All added components are thoroughly mixed for 15 minutes until smooth.
Пример 12. По заявленному способу в прискважинную зону перед закачкой полимерной композиции закачивают оторочку 3,0 мас.% КФК от массы полимерной композиции. Затем после закачки КФК дают выдержку на реакцию 4 час. После выдержки закачивают полимерную композицию. Для приготовления композиции в 90,95 мас.% слабоминерализованной воды минерализацией 20 г/л дозируют при перемешивании 3,0 мас.% полиакриламида с м.м. 1,3·106 серии АК-642 марки АП-9339, тщательно перемешивают до однородной массы. В приготовленный раствор полимера добавляют при перемешивании 0,05 мас.% соляной кислоты, 3,0 мас% КФК, затем 3,0 мас.% гидрофобизирующей добавки марки Экстракт-700. Все добавленные компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.Example 12. According to the claimed method, a rim of 3.0 wt.% CPK by weight of the polymer composition is pumped into the borehole zone before injection of the polymer composition. Then, after injection of CPK, an exposure to the reaction is given for 4 hours. After exposure, the polymer composition is pumped. To prepare the composition in 90.95 wt.% Low-mineralized water with a salinity of 20 g / l, 3.0 wt.% Polyacrylamide with m.m. are metered with stirring. 1.3 · 10 6 series AK-642 brand AP-9339, mix thoroughly until smooth. 0.05 wt.% Hydrochloric acid, 3.0 wt.% KFK, then 3.0 wt.% Hydrophobizing additives of the brand Extract-700 are added to the prepared polymer solution with stirring. All added components are thoroughly mixed for 15 minutes until smooth.
Пример 13. По заявленному способу в прискважинную зону перед закачкой полимерной композиции закачивают оторочку 4,0 мас.% КФК от массы полимерной композиции. Затем после закачки КФК дают выдержку на реакцию 3 час. После выдержки закачивают полимерную композицию. Для приготовления композиции в 90,90 мас.% слабоминерализованной воды минерализацией 20 г/л дозируют при перемешивании 3,0 мас.% полиакриламида с м.м. 0,8·106 серии АК-631 марки А 155, тщательно перемешивают до однородной массы. В приготовленный раствор полимера добавляют при перемешивании 0,10 мас.% смеси соляной кислоты и концентрата низкомолекулярных кислот, затем вводят 3,0 мас% КФК и 3,0 мас.% гидрофобизирующей добавки марки Полизам-05. Все добавленные компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.Example 13. According to the claimed method, a rim of 4.0 wt.% CPK by weight of the polymer composition is pumped into the borehole zone before injection of the polymer composition. Then, after injection of CPK, give an exposure to the reaction for 3 hours. After exposure, the polymer composition is pumped. To prepare the composition in 90.90 wt.% Weakly saline water with a salinity of 20 g / l, 3.0 wt.% Polyacrylamide with m.m. is metered with stirring. 0.8 · 10 6 series AK-631 grade A 155, mix thoroughly until smooth. To the prepared polymer solution, 0.10 wt.% Of a mixture of hydrochloric acid and a low molecular weight acid concentrate is added with stirring, then 3.0 wt.% Of CPA and 3.0 wt.% Of a hydrophobizing additive of the Polizam-05 brand are added. All added components are thoroughly mixed for 15 minutes until smooth.
Пример 14. По заявленному способу в прискважинную зону перед закачкой полимерной композиции закачивают оторочку 5,0 мас.% КФК от массы полимерной композиции. Затем после закачки КФК дают выдержку на реакцию 3 час. После выдержки закачивают полимерную композицию. Для приготовления композиции в 87,85 мас.% пресной воды дозируют при перемешивании 4,0 мас.% эмульсии полиакриламида с м.м. 1,5·106 марки ЕМ-235, тщательно перемешивают до однородной массы. В приготовленную разбавленную эмульсию добавляют при перемешивании 0,15 мас.% ортофосфорной кислоты, 4,0 мас% КФК, затем 4,0 мас.% гидрофобизирующей добавки марки ГКЖ-10. Все добавленные компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.Example 14. According to the claimed method, a rim of 5.0 wt.% CPK by weight of the polymer composition is pumped into the borehole zone before injection of the polymer composition. Then, after injection of CPK, give an exposure to the reaction for 3 hours. After exposure, the polymer composition is pumped. To prepare the composition, 4.0 wt.% Polyacrylamide emulsion with m.m. is dosed with stirring in 87.85 wt.% Fresh water. 1.5 · 10 6 brand EM-235, mix thoroughly until smooth. To the prepared diluted emulsion, 0.15 wt.% Phosphoric acid, 4.0 wt.% CPK, and then 4.0 wt.% Water-repellent additive brand GKZh-10 are added with stirring. All added components are thoroughly mixed for 15 minutes until smooth.
Пример 15. По заявленному способу в прискважинную зону перед закачкой полимерной композиции закачивают оторочку 3,0 мас.% КФК от массы полимерной композиции. Затем после закачки КФК дают выдержку на реакцию 6 час. После выдержки закачивают полимерную композицию. Для приготовления композиции в 86,32 мас.% пресной воды дозируют при перемешивании 4,5 мас.% эмульсии карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) со степенью полимеризации СП=500 и степенью замещения по карбоксильным группам С3=80, тщательно перемешивают до однородной массы. В приготовленную разбавленную эмульсию добавляют при перемешивании 0,18 мас.% смеси соляной и уксусной кислот, 4,5 мас% КФК, затем 4,5 мас.% гидрофобизирующей добавки марки аэросил. Все добавленные компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.Example 15. According to the claimed method, a rim of 3.0 wt.% CPK by weight of the polymer composition is pumped into the borehole zone before injection of the polymer composition. Then, after injection of CPK, give an exposure to the reaction for 6 hours. After exposure, the polymer composition is pumped. To prepare the composition, 86.32 wt.% Of an emulsion of carboxymethyl cellulose (CMC) with a degree of polymerization of SP = 500 and a degree of substitution for carboxyl groups of C3 = 80 is metered in with 86.32 wt.% Fresh water with stirring, thoroughly mixed to a homogeneous mass. To the prepared diluted emulsion, 0.18 wt.% Of a mixture of hydrochloric and acetic acids, 4.5 wt.% CPA, then 4.5 wt.% Hydrophobizing additives of the Aerosil brand are added with stirring. All added components are thoroughly mixed for 15 minutes until smooth.
Пример 16. По прототипу в 96,0 мас.% слабоминерализованной воды минерализацией 20 г/л дозируют при перемешивании 2,0 мас.% N-винил-2-капролактама с м.м. 60000, тщательно перемешивают до однородной массы. В приготовленный раствор полимера добавляют при перемешивании 2,0 мас.% ПАВ марки ОП-10. Все добавленные компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.Example 16. According to the prototype, in 96.0 wt.% Low-saline water with a salinity of 20 g / l, 2.0 wt.% N-vinyl-2-caprolactam with m.m. 60,000, mix thoroughly until smooth. 2.0 wt.% OP-10 grade surfactant is added to the prepared polymer solution with stirring. All added components are thoroughly mixed for 15 minutes until smooth.
Пример 17. По заявленному способу в прискважинную зону перед закачкой полимерной композиции закачивают оторочку 2,0 мас.% КФК от массы полимерной композиции. Затем после закачки КФК дают выдержку на реакцию 8 час. После выдержки закачивают полимерную композицию. Для приготовления композиции в 86,3 мас.% пресной воды дозируют при перемешивании 4,5 мас.% простого эфира марки Лапрол-5003-2-Б10, тщательно перемешивают до однородной массы. В приготовленную разбавленную эмульсию добавляют при перемешиваний 0,20 мас.% уксусной кислоты, 4,5 мас% КФК, затем 4,5 мас.% гидрофобизирующей добавки марки КЭ-20-03. Все добавленные компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.Example 17. According to the claimed method, a rim of 2.0 wt.% CPK by weight of the polymer composition is pumped into the borehole zone before injection of the polymer composition. Then, after injection of CPK, an exposure to the reaction is given for 8 hours. After exposure, the polymer composition is pumped. To prepare the composition, 86.3% by weight of fresh water is metered in with stirring, 4.5% by weight of ether of the Laprol-5003-2-B10 brand, thoroughly mixed to a homogeneous mass. To the prepared diluted emulsion, 0.20 wt.% Acetic acid, 4.5 wt.% KFK, and then 4.5 wt.% Hydrophobizing additives of the brand KE-20-03 are added with stirring. All added components are thoroughly mixed for 15 minutes until smooth.
Пример 18. По заявленному способу в прискважинную зону перед закачкой полимерной композиции закачивают оторочку 1,0 мас.% КФК от массы полимерной композиции. Затем после закачки КФК дают выдержку на реакцию 10 час. После выдержки закачивают полимерную композицию. Для приготовления композиции в 85,0 мас.% пресной воды дозируют при перемешивании 5,0 мас.% эмульсии поливинилацетата, тщательно перемешивают до однородной массы. В приготовленную разбавленную эмульсию добавляют при перемешивании 5,0 мас% КФК, затем 5,0 мас.% гидрофобизирующей добавки марки ГКЖ-11Н. Все добавленные компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.Example 18. According to the claimed method, a rim of 1.0 wt.% CPK by weight of the polymer composition is pumped into the borehole zone before injection of the polymer composition. Then, after injection of CPK, give an exposure to the reaction for 10 hours. After exposure, the polymer composition is pumped. To prepare the composition in 5.0.0 wt.% Fresh water, 5.0 wt.% Emulsion of polyvinyl acetate is metered with stirring, mixed thoroughly until homogeneous. 5.0 wt.% CPK, then 5.0 wt.% Hydrophobizing additive brand GKZh-11N, are added to the prepared diluted emulsion with stirring. All added components are thoroughly mixed for 15 minutes until smooth.
Пример 19. По заявленному способу в прискважинную зону перед закачкой полимерной композиции закачивают оторочку 2,0 мас.% КФК от массы полимерной композиции. Затем после закачки КФК дают выдержку на реакцию 5 час. После выдержки закачивают полимерную композицию. Для приготовления композиции в 82,0 мас.% пресной воды дозируют при перемешивании 6,0 мас.% простого эфира марки Лапрол-6003-2-Б18, тщательно перемешивают до однородной массы. В приготовленную разбавленную эмульсию добавляют при перемешивании 6,0 мас% КФК, затем 6,0 мас.% гидрофобизирующей добавки марки Номак. Все добавленные компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.Example 19. According to the claimed method, a rim of 2.0 wt.% CPK by weight of the polymer composition is pumped into the borehole zone before injection of the polymer composition. Then, after injection of CPK, give an exposure to the reaction for 5 hours. After exposure, the polymer composition is pumped. To prepare the composition, 6.0 wt.% Of ether of the Laprol-6003-2-B18 brand is dosed with stirring in 82.0 wt.% Of fresh water, mixed thoroughly until a homogeneous mass. 6.0 wt% of CPA is added to the prepared diluted emulsion with stirring, followed by 6.0 wt.% Of a hydrophobizing additive of the Nomak brand. All added components are thoroughly mixed for 15 minutes until smooth.
Композиции по заявленному способу и прототипу, указанные в примерах 1-19, закачивали в скважину и оценивали их влияние на скорость образования гидратов углеводородов.The compositions according to the claimed method and prototype specified in examples 1-19 were pumped into the well and their effect on the rate of formation of hydrocarbon hydrates was evaluated.
Скорость образования гидратов углеводородов определяли по толщине отложений на внутренней стенке НКТ за сутки.The rate of formation of hydrocarbon hydrates was determined by the thickness of the deposits on the inner wall of the tubing per day.
Влияние компонентов композиций по заявленному способу и прототипу в приведенных выше диапазонах концентраций на ингибирующую способность исследовали в промысловых условиях на Зайкинском месторождении.The effect of the components of the compositions according to the claimed method and prototype in the above concentration ranges on the inhibitory ability was investigated in the field at the Zaykinskoye field.
Техническая характеристика работы скважины №5:Technical characteristics of the operation of well No. 5:
Результаты по оценке влияния компонентов композиций по заявленному способу и прототипу на скорость образования гидратов углеводородов представлены в таблице 2.The results of evaluating the effect of the components of the compositions of the claimed method and prototype on the rate of formation of hydrocarbon hydrates are presented in table 2.
Выбранную скважину обрабатывали композициями по заявленному способу и по прототипу при различных концентрациях входящих компонентов (см.табл., примеры 1-19).The selected well was treated with the compositions according to the claimed method and the prototype at various concentrations of the input components (see table, examples 1-19).
До обработки выбранная скважина работала до очистки от отложений гидратов 11 сут. После обработки композициями по заявленному способу, содержащими различные концентрации входящих компонентов, межочистной период работы скважины значительно увеличился до 45-218 сут.(см. табл.2, примеры 8-15 17-19), что при сопоставимом расходе композиции на дебит нефти, на 22-90 сут. больше, чем при обработке композициями согласно прототипу. В расчете на дебит нефти минимальный расход композиции по заявляемому способу составил 0,025 мас% (см. табл.2, примеры 13-15 и 17-19).Before treatment, the selected well worked until the hydrate deposits were cleaned for 11 days. After treatment with compositions according to the claimed method, containing various concentrations of incoming components, the inter-treatment period of the well operation significantly increased to 45-218 days (see table 2, examples 8-15 17-19), which with a comparable flow rate of the composition for oil production, for 22-90 days. more than when processing compositions according to the prototype. Based on the oil flow rate, the minimum consumption of the composition according to the claimed method was 0.025 wt% (see table 2, examples 13-15 and 17-19).
Исследования показали, что при закачке композиций в соответствии с прототипом скорость образования отложений гидратов составляет 0,168-0,287 мм/сут, а при закачке композиций по заявленному способу скорость образования отложений гидратов замедляется и составляет 0,051-0,226 мм/сут. Однако, если после закачки оторочки КФК не давать выдержки 3-5 час, а сразу после закачки оторочки КФК закачивать основную композицию, то наблюдается увеличение скорости гидратообразования (сравни, примеры 5 и 6 или 9 и 10) на 0,015 мм/сут в примере 6 и на 0,017 мм/сут в примере 10 и уменьшение межочистного периода на 9 сут. и на 8 сут, соответственно,Studies have shown that when the compositions are pumped in accordance with the prototype, the hydrate formation rate is 0.168-0.287 mm / day, and when the compositions are pumped according to the claimed method, the hydrate formation rate slows down and amounts to 0.051-0.226 mm / day. However, if after injection of the KFK rim not to give an exposure of 3-5 hours, and immediately after the injection of the KFK rim to pump the main composition, there is an increase in the rate of hydrate formation (compare, examples 5 and 6 or 9 and 10) by 0.015 mm / day in example 6 and by 0.017 mm / day in example 10 and a decrease in the inter-treatment period by 9 days. and for 8 days, respectively,
Результаты исследования показывают, что применение композиций по заявленному способу позволяет достичь указанный выше результат.The results of the study show that the use of the compositions according to the claimed method allows to achieve the above result.
Claims (2)
а перед закачкой указанной композиции дополнительно закачивают оторочку КФК в количестве 0,1-5,0 мас.% от массы указанной композиции и осуществляют выдержку не менее 3-5 ч.1. A method of inhibiting the formation of hydrocarbon hydrates, including injection into the borehole zone or in the pipeline section of the aqueous polymer composition, characterized in that the composition contains an aqueous polymer solution from the group including: a copolymer of pyrrolidone or caprolactam, a terpolymer based on N-vinyl-2- pyrrolidone, dimethylaminoethyl methacrylate, hydroxyethyl cellulose, polyvinylpyrrolidone, polyvinylcarboxylate, polyacrylate, polyvinylcaprolactam, acrylamidomethylpropanesulfonate, polyacrylamide, hypane, polyoxypro ma after a polymer from the group including: polyacrylamide, carboxymethyl cellulose, hydroxyethyl cellulose ether, polymethacrylate, polyvinyl acetate or polyvinyl alcohol or their copolymers, and additionally urea-formaldehyde concentrate KFK and water-repellent additive in the following ratio, wt.%:
and before the injection of the specified composition, the KFK rim is additionally pumped in an amount of 0.1-5.0 wt.% by weight of the specified composition and an exposure time of at least 3-5 hours
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012111613/03A RU2504642C2 (en) | 2012-03-26 | 2012-03-26 | Method of inhibiting hydrocarbon formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012111613/03A RU2504642C2 (en) | 2012-03-26 | 2012-03-26 | Method of inhibiting hydrocarbon formation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2012111613A RU2012111613A (en) | 2013-10-10 |
| RU2504642C2 true RU2504642C2 (en) | 2014-01-20 |
Family
ID=49302430
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012111613/03A RU2504642C2 (en) | 2012-03-26 | 2012-03-26 | Method of inhibiting hydrocarbon formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2504642C2 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2601649C1 (en) * | 2015-10-19 | 2016-11-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Method of inhibiting formation of hydrates in hydrocarbon-containing raw material |
| RU2601355C1 (en) * | 2015-10-19 | 2016-11-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Composition for inhibiting formation of hydrates in hydrocarbon-containing raw material |
| RU2702784C1 (en) * | 2018-10-10 | 2019-10-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Уфимский Научно-Технический Центр" | Composition for inhibiting salt deposition |
| RU2705645C1 (en) * | 2018-11-14 | 2019-11-11 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Hydrate inhibitor |
| RU2706276C1 (en) * | 2018-11-14 | 2019-11-15 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Method of hydration inhibiting |
| RU2787673C1 (en) * | 2021-10-04 | 2023-01-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Сириус" | Compound inhibitor of gas hydrate formation and calcium carbonate deposition during development and operation of petroleum and gas fields |
| WO2024155214A1 (en) * | 2023-01-20 | 2024-07-25 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" | Composition for acidizing a near-wellbore region in carbonate reservoirs |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4110283A (en) * | 1977-05-10 | 1978-08-29 | Chemische Fabriek Servo B.V. | Crystallization inhibitor for paraffin |
| WO1995032356A1 (en) * | 1994-05-25 | 1995-11-30 | Colorado School Of Mines | Additives and method for controlling clathrate hydrates in fluid systems |
| RU2135742C1 (en) * | 1997-12-11 | 1999-08-27 | Ооо "Олдтаймер" | Composition for preventing hydrate-paraffin deposits |
| RU2167846C2 (en) * | 1996-05-15 | 2001-05-27 | Энститю Франсэ Дю Петроль | Method of inhibiting or retarding formation, growth, and/or agglomeration of gas hydrates |
| RU2314413C2 (en) * | 2002-09-03 | 2008-01-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Method and composition for hydrocarbon hydrate formation retarding |
| RU2429270C2 (en) * | 2009-10-26 | 2011-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Compound for control of development of oil deposits (versions) |
-
2012
- 2012-03-26 RU RU2012111613/03A patent/RU2504642C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4110283A (en) * | 1977-05-10 | 1978-08-29 | Chemische Fabriek Servo B.V. | Crystallization inhibitor for paraffin |
| WO1995032356A1 (en) * | 1994-05-25 | 1995-11-30 | Colorado School Of Mines | Additives and method for controlling clathrate hydrates in fluid systems |
| RU2167846C2 (en) * | 1996-05-15 | 2001-05-27 | Энститю Франсэ Дю Петроль | Method of inhibiting or retarding formation, growth, and/or agglomeration of gas hydrates |
| RU2135742C1 (en) * | 1997-12-11 | 1999-08-27 | Ооо "Олдтаймер" | Composition for preventing hydrate-paraffin deposits |
| RU2314413C2 (en) * | 2002-09-03 | 2008-01-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Method and composition for hydrocarbon hydrate formation retarding |
| RU2429270C2 (en) * | 2009-10-26 | 2011-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Compound for control of development of oil deposits (versions) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2601649C1 (en) * | 2015-10-19 | 2016-11-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Method of inhibiting formation of hydrates in hydrocarbon-containing raw material |
| RU2601355C1 (en) * | 2015-10-19 | 2016-11-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Composition for inhibiting formation of hydrates in hydrocarbon-containing raw material |
| RU2702784C1 (en) * | 2018-10-10 | 2019-10-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Уфимский Научно-Технический Центр" | Composition for inhibiting salt deposition |
| RU2705645C1 (en) * | 2018-11-14 | 2019-11-11 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Hydrate inhibitor |
| RU2706276C1 (en) * | 2018-11-14 | 2019-11-15 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Method of hydration inhibiting |
| RU2787673C1 (en) * | 2021-10-04 | 2023-01-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Сириус" | Compound inhibitor of gas hydrate formation and calcium carbonate deposition during development and operation of petroleum and gas fields |
| RU2810383C1 (en) * | 2023-01-20 | 2023-12-27 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" (ПАО "Газпром нефть") | Composition for acid treatment of bottomhole zone of carbonate reservoirs |
| WO2024155214A1 (en) * | 2023-01-20 | 2024-07-25 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" | Composition for acidizing a near-wellbore region in carbonate reservoirs |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2012111613A (en) | 2013-10-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2504642C2 (en) | Method of inhibiting hydrocarbon formation | |
| CN104449631B (en) | Strong gas wettability nano silicon Xie Shui locks the method for agent, its preparation method and rock surface wettability reversal | |
| Chauveteau et al. | Basic rheological behavior of xanthan polysaccharide solutions in porous media: effects of pore size and polymer concentration | |
| RU2367792C2 (en) | Method of processing oil-field strata | |
| AU2014399900B2 (en) | Surfactant formulations for reduced and delayed adsorption | |
| CA2897076C (en) | Low-temperature breaker for well fluid viscosified with a polyacrylamide | |
| CN101362942B (en) | Formation opener agent for low permeable reservoir of oilfield | |
| Wu et al. | Effect of salinity on wettability alteration to intermediate gas-wetting | |
| CN109996930B (en) | Method of treating a downhole formation zone | |
| EP2118233A2 (en) | Treatment fluids comprising diutan and associated methods | |
| CA2688745C (en) | Thermothickener polymer and surfactant composition and methods of employing the composition | |
| RU2467156C2 (en) | Method of bottom-hole region lining | |
| El-Hoshoudy et al. | EFFECTS OF ALKALINE/POLYMER/NANOFLUIDS ON OIL RECOVERY AT HARSH RESERVOIR CONDITIONS. | |
| Liwei et al. | Experimental study on gelling property and plugging effect of inorganic gel system (OMGL) | |
| AU2012203839B2 (en) | Thermally stable, nonionic foaming agent for foam-fracturing fluids | |
| RU2429270C2 (en) | Compound for control of development of oil deposits (versions) | |
| AU2018450648B2 (en) | Compositions and methods using subterranean treatment fluids comprising water-soluble polymers | |
| CN105754565B (en) | A kind of organic micro-spheres and inorganic silicate Compositional type heavy oil thermal recovery fleeing proof agent and preparation method thereof | |
| JPH01320250A (en) | Fluid loss control addiivie of composition applied to oil well cement | |
| CA2791134C (en) | Process for producing mineral oil from underground mineral oil deposits | |
| RU2586356C1 (en) | Composition and method for increasing oil recovery of oil reservoirs | |
| RU2374294C1 (en) | Waterproof composition | |
| Dai et al. | Profile Control and Water Shutoff | |
| RU2332439C2 (en) | Gas-filled composition for insulation of water-supply to hole | |
| RU2572254C1 (en) | Multifunctional composition for bottomhole formation zone treatment and isolation of water influx to well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180327 |