SU1124118A1 - Method of fighting hydrate formation in gas-production equipment - Google Patents
Method of fighting hydrate formation in gas-production equipment Download PDFInfo
- Publication number
- SU1124118A1 SU1124118A1 SU802977337A SU2977337A SU1124118A1 SU 1124118 A1 SU1124118 A1 SU 1124118A1 SU 802977337 A SU802977337 A SU 802977337A SU 2977337 A SU2977337 A SU 2977337A SU 1124118 A1 SU1124118 A1 SU 1124118A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- methanol
- gas
- well
- hydrate formation
- preventing
- Prior art date
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/22—Hydrates inhibition by using well treatment fluids containing inhibitors of hydrate formers
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
1. СПОСОБ ПРЕДОТВРАЩШИЯ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ В ГАЗОПРОМЬЮЛОЮМ ОБО1 ДОВАНИИ, включаншщй подачу метанола в скважину, отличающийс тем, что, с целью повышени эффективности предотвращени гидратообразованн при одновременном предотвращении отложений минеральных солей в газовой скважине и скважинном оборудовании, метанол перед «качкой в скважину о абатывают гидроксидом щелочного металла илн аммони до рН не менее 8, а затем ингибитором солеотложен й в концентраци х 2,5- 50,0 мг/л пластовой воды. 2. Способ по п. 1, о т л Н ч а Ю щ и йс тем, что в метанол ввод т ингибитор солеотложошй общей К-1|Г-Ч Нг-Ро{он)г R:, и R могут быть -СН2-ГО(ОН)2 где или R;, -СН,-РО((Ж)2, а Rj может быть 1-СН2-е -СИ2 Ы- СН2-Ю(ОН)2 CHj-POtOH) при X -(-СН-) ОН п - может принимать значени 1-20; m 0,1,2.1. A METHOD FOR PREVENTING HYDRATE FORMATION IN A GAS-RELEASE PRODUCT, in order to increase the effectiveness of preventing hydrate formation while preventing the deposition of mineral salts in a gas well and body, in a gas well and body, in a gas well and body and in a well and in a well and body, and in the case of mineral deposits in the gas well and body, and in the case of mineral deposits in the gas well and body, and in the case of mineral deposits in the well and body, metal ammonium to a pH of at least 8, and then an inhibitor of salts in concentrations of 2.5-50.0 mg / l of produced water. 2. The method according to p. 1, that is, that methanol is injected with a salt common compound inhibitor K-1 | L-H Ng-Ro (he) g R :, and R can be - CH2-TH (OH) 2 where or R ;, -CH, -PO ((G) 2, and Rj can be 1-CH2-e -CI2 CH-CH2-S (OH) 2 CHj-POtOH) at X - (-CH-) OH p - can be 1-20; m 0,1,2.
Description
Изобретение относитс к газовой гфомышле ности м может быть использовано дн предотвращени гидратообразовани в газовой скважине и скважинном оборудовании. Известен способ предотвращени гидрато/образовани в газовой скважине, заключаю ищйс в подаче на забой эксплуатационной скважшО) растворов электролитов (солей угольной, азотной, фосфорной, серной, сол ной кислот) {11. Однако известный способ борьбы с rHjqjaтообразованием не обеспечивает необходимого эффекта. Наиболее близким к нредпагаемому по тех нической сущности и достигаемому результату вл етс способ предотвращени гидратообраз вани в газовой скважине и скважинном обо рудовании путем подачи в Скважину метанола 2. Однако данный способ недостаточно зффек тивеи, поскольку не устран ет отложений минеральных солей в газовой скважине. Цель изобретени - повышение эффекта предотвращени гидратообразовани при одновременном предотвращении отложений минеральных солей в газовой скважине и скважин ном оборудовании. Поставленна цель достигаетс тем. Что согласно способу предотвращени гидратообра зован л в газопромысловом оборудовании метанол перед закачкой в скважину обрабаты вают гидроксидом щелочного металла или аммони до рН не менее 8, а затем ингибито ром солеотложеиий в концентраци х 2,5 - 50,0 мг/л пластовой воды., Кроме того, в метанол ввод т. ингибитор солеотложений общей формулы R,-N-CHj-PO{OH)2 . где R и R. могут быть -СН,-Ю(ОН) 2 2 или R. -СН,-РО(Ш); а R может быть , -(-CH.,-(-V)-CH,,,-Ю(ОН)2 CH.-PO(OHL при X -(-CH-W п - может принимать значени 1-20, а m 0,1,2. Использовшие метаиолопровода дл достав ки ингибитора солеотложений в лифтовые трубы газовой скважины резко упрощает и удешевл ет процесс {шгибировани , так как дн борьбы с гщфатообразованием создана система доставки метанола в лифтовые трубы каждой скважины, а метанол подают в метан лопровод с помощью многоплунжеркого насос с одного пункта. Однако использование системы метанолопровода не может быть осуществлено по схеме дозировани иигибитора солеотложений в метанол , поскольку все известные ингибиторы отложений минеральных солей на основе аминометиленфосфонатов не растворимы в метаноле в необходимых рабочих концентраци х дл ингибироваии отложений солей. Необходимое количество иигибитора солеотложеиий дл растворени в метаноле расштьгвают следующим образом: расходный норматив на метанол дл борьбы с гндратообразоваиием на Оренбургском газо-кондеисатиом месторождении (ОГКМ) - 1,6 кг метанола на 1000 м природного газа; рабоча концентраци ингибитора солеотложеиий на м извлекаемой пластовой воды составл ет 2,5-50,0 г/м; средний дебит по газу на одну скважииу иа ОГКМ - 700000 м природного газа в сутки; средний дебит по воде одной скважины иа ОГКМ - 7м в сутки. Тогда на 1000 м природного газа нужно 1,6 кг мета-; иола, иа 700000 м природного газа - X кг метанола, т. е. в сутки на одну скважииу требуетс : X - - 1120 кг метанола. На 1 м пластовой воды необходимо 2,5- 50,0 г Иигибитора солеотложений, на 7м пластовой воды - X г ингибитора солеотложе- j иий, X - 17,5-350 г иигибитора солеотложеиий . Таким образом, в 1120 кг метанола необходимо растворить 17,5-350 г иигибитора солеотложеиий, или в 1000 кг метанола 15 ,0-312 г ингибитора солеотложений. В качестве ингибиторов отложений минеральНЬ1Х солей могут быть использованы следующие продукты, выпускаемые отечественной проАо 1щлениостью: нитрилотриметиленфосфоновач кислота (НТФ) общего вида: СН -РО(ОН) N-СН2Г-Ю(ОН). СН2-ГО(ОН) иолиэтилеиполиамин-N-метнленфосфонова кислота (ПАФ-1) общего вида: -()СН -РОСОН ) 2-окси-1,3-диаминопропан-Н, N. N , N -тет|раметиленфосфоиова кислота общего вида: ( HO),PO-rtl2-lfi ;Hr jH- JH2-N t Hz- РО (ОН)2 CHi ОН СНг „. ,. 0(ОН1,lo(OH),в таЬл. 1 приведены данные по стабильности ингибиторов отложений минеральныхThe invention relates to a gas industry that can be used to prevent hydrate formation in a gas well and downhole equipment. A known method of preventing hydrate / formation in a gas well, concludes with the search for the supply of electrolyte solutions (salts of carbon, nitric, phosphoric, sulfuric, hydrochloric acids) {11. However, the known method of combating rHjqjatothe formation does not provide the desired effect. The closest to the technologically unattainable and achieved result is a method of preventing hydrate formation in a gas well and well equipment by feeding methanol 2 into Well. However, this method does not have enough damage, because it does not eliminate deposits of mineral salts in the gas well. The purpose of the invention is to increase the effect of preventing hydrate formation while simultaneously preventing the deposition of mineral salts in a gas well and well equipment. The goal is achieved by those. According to the method for preventing hydrate formation, methanol in gas-field equipment is treated with alkali metal hydroxide or ammonium to pH not less than 8 before injection into the well, and then with salt inhibitor in concentrations of 2.5 - 50.0 mg / l produced water. In addition, a scale inhibitor of the general formula R, -N-CHj-PO (OH) 2 is introduced into methanol. where R and R. can be -CH, -U (OH) 2 2 or R. -CH, -PO (III); and R can be, - (- CH., - (- V) -CH ,,, - Yu (OH) 2 CH.-PO (OHL with X - (- CH-W p - can be 1-20, a m 0,1,2. The meta-pipeline used to deliver the scale inhibitor to the lift pipes of the gas well simplifies and cheapens the process {bending, since the day of the fight against the formation of methanol the system of delivery of methanol to the lift pipes of each well, and methanol is fed to the methane pipeline with a multi-plunger pump from one point. However, the use of the methanol duct system cannot be carried out according to the dosing scheme Deposits in methanol, since all known aminomethylene phosphonate mineral deposits inhibitors are not soluble in methanol at the necessary working concentrations to inhibit salt deposits. gas kondeisatiom field (OGKM) - 1.6 kg of methanol per 1000 m of natural gas; The working concentration of the scale inhibitor in m recoverable formation water is 2.5-50.0 g / m; average gas flow rate per well OGKM - 700,000 m of natural gas per day; The average water flow rate per well OGKM - 7m per day. Then for 1000 m of natural gas you need 1.6 kg of meta-; 700,000 m of natural gas — X kg of methanol, i.e. per day per well, requires: X - –120 kg of methanol. On 1 m of produced water, 2.5–50.0 g of scale inhibitor are needed, on 7 m of produced water - X g of scale inhibitor, X - 17.5–350 g of scale inhibitor. Thus, in 1120 kg of methanol, it is necessary to dissolve 17.5-350 g of a salt precipitating inhibitor, or 1000 kg of methanol 15, 0-312 g of a scale inhibitor. The following products produced by domestic industrial enterprises can be used as inhibitors of mineral H1H salts: nitrilotrimethylenephosphonic acid (NTF) of the general form: CH-PO (OH) N-CH2H-Yu (OH) CH2-GO (OH) and ethylethylene-polyamine-N-methylene phosphonic acid (PAF-1) of the general form: - () of the form: (HO), PO-rtl2-lfi; Hr jH-JH2-N t Hz-PO (OH) 2 CHi OH SNg „. , 0 (ОН1, lo (OH), in TABL. 1 the data on the stability of inhibitors of mineral deposits
ISO 150 ISO 150
1one
1 1501,150
+ It ++ It +
+ I- ++ I- +
. $11 Иэ , приведенных в табл. 1, видно, что все рассмотренные намн ингибиторы соле отложений нестабильны в метаноле при значени х рН 6-7. и полностью стабильны при зна чени х рН от 8 и вьпие. Тип использованного щелочного агента не играет роли при стабилизации ингибитора солеотложений в метаноле В св зи с тем, что наиболее приемлемо введение ингибитора солеотложений в газовую скважину тотако через систему метанолопровода совместно с метанолом, то оценка зффективности предлагаемого способа иллюстрируетс следующим образом. Дл опытов использовали воду, отобранную из скважины 333 на ОПСМ и имеющую еледующий М1шеральный состав: Удельный вес, ,178 рН- 6,0 , мг/л79272,7 K-, мг/л1615 Са, мг/л14749,4 , МГ/Л2432 СГ , мг/д155817,3 SOV , мг/л767,4 НСОГ, мг/л Оценку ингибирующей способности осуществл ют путем введени в 750 мл минерализованной пластовой воды указанного выше состава, расчетного количества метанола и ингибитора солеотложений (с предварительной и без предварительной обработки метанола гидроксидом натри , кали или аммони ). В стаканы из нержавеющей стали заливают 200 мл минерализованной воды, содержащей метанол и ингибитор солеотложеиий из расчета 2,5; 5,0; 10,0; 50,0 мг/л пластовой воды , после чего часть водь испар ют нагреванием . В Процессе испарени ведут непрерывное добавление оставшихс 550 мл пластовой воды, обработанной метанолом, -ингибитором солеотложений и щелочным агентом, тем самым поддержива рабочий обьем в стакане посто нным. Об эффективности Предлагаемого способа суд т по количеству образовавшегос осадка. Защитный зффект определ етс по формуле: А где Э - защитный эффект от отложений минеральных солей,%; А - вес осадка без добавки ингибитора солеотложений, г; В - вес осадка с добавкой ингибитора солеотложений, г. Полученные данные приведены в табл. 2. Таблица 2. $ 11 Ie, given in Table. 1, it can be seen that all the inhibitors of salt deposition considered by us are unstable in methanol at pH 6-7. and are completely stable at pH values of 8 and above. The type of alkaline agent used does not play a role in stabilizing a scale inhibitor in methanol. Since the introduction of a scale inhibitor to a gas well through a methanol pipeline system together with methanol is most acceptable, the effectiveness evaluation of the proposed method is illustrated as follows. For the experiments, water taken from well 333 on the OPSM and having the following M1sheral composition was used: Specific weight, 178 pH- 6.0, mg / l 79272.7 K-, mg / l1615 Ca, mg / l14749.4, MG / L2432 SG, mg / d155817.3 SOV, mg / l 767.4 FOG, mg / l Evaluation of the inhibiting ability is carried out by introducing the above composition, the calculated amount of methanol and the scale inhibitor into 750 ml of saline brine water sodium hydroxide, potassium or ammonium). In stainless steel glasses pour 200 ml of saline water containing methanol and salt inhibitor at the rate of 2.5; 5.0; 10.0; 50.0 mg / l produced water, after which part of the water is evaporated by heating. In the evaporation process, the remaining 550 ml of produced water treated with methanol, a scale inhibitor and an alkaline agent are continuously added, thereby maintaining the working volume in the glass constant. The effectiveness of the proposed method is judged by the amount of precipitate formed. The protective effect is determined by the formula: Where e is the protective effect from deposits of mineral salts,%; A - weight of sediment without the addition of a scale inhibitor, g; B - weight of sediment with the addition of a scale inhibitor, g. The data obtained are given in table. 2. Table 2
160 160
оль ol
2,5 160 5,0 160 10,0 160 50,0 1602.5 160 5.0 160 10.0 160 50.0 160
1one
2,52.5
160 160
5,0 160 160 5.0 160 160
10,010.0
50,0 16050.0 160
160160
2,52.5
ДПФ-1DFT-1
NaOH NaOHNaOH NaOH
NaOHNaOH
79,6 79.6
76,1 87,4 76.1 87.4
84,284.2
89,6 93,1 89.6 93.1
100,0 100,0100.0 100.0
NaOHNaOH
83,083.0
5,0 78,85.0 78.8
В табл. 3 приведены данные об эффективности понижени температуры гидратообразавани газа метанолом, метанолом, предварительно обработанным щелочным агентом, метанолом , предварительно обработанным щелочнь1м агентом и ингибитором отложений 1иинеральных солей.In tab. 3 shows the effectiveness of lowering the temperature of gas hydrate formation with methanol, methanol, pretreated with an alkaline agent, methanol, pretreated with an alkaline agent, and an inhibitor of deposits of 1 minerals.
Оценку эффективности понижени температуры гидратоо азов ани проводили в камерах с визуальным контролем начала процессаEvaluation of the effectiveness of lowering the temperature of hydrate oxygen was performed in chambers with visual control of the onset of the process.
(Продолжение табл. 2(Continuation of table. 2
гидратообразованн с использованием микроскопа в статических услови х. Давление в серии опытов достигало 100 кгс/см. Концентраци ингибитора гидратообразовани (метанола) равна 13,58 вес.% от веса минерализованной пластовой воды. Значение рН метанола измен лось в пределах 6-10. Плотность исследуемого газа 0,555 (). Концентраци инги&ггора отложений мин альных солей по отношению к метанолу находитс в пределах 1,56-10 - 3,125; 10 вес,%hydrated using a microscope under static conditions. The pressure in the series of experiments reached 100 kgf / cm. The concentration of the hydrate formation inhibitor (methanol) is equal to 13.58% by weight of the mineralized formation water. The pH of methanol varied between 6 and 10. The density of the test gas is 0.555 (). The concentration of ingi & hydrophilic minor salt deposits with respect to methanol is in the range of 1.56-10 - 3.125; 10 weight%
Таблица 3Table 3
11241181124118
Из данных приведенных в табл. 3/видно, ,20 что измшение рН метшола в рассмотренном нами интервале, а также введение в обработанный предварительно метанол щелочным агентом фосфоросодержащего ингибитора отлонсений кшнеральиых солей (ДПФ-1) не ска- 25 зываетс отрицателыю «а понижении темпера10 Продолжение табл. 3From the data given in table. 3 / it can be seen, 20 that the measurement of pH of metschol in the interval considered by us, as well as the introduction of the phosphorus-containing inhibitor of chroneal salts (DFT-1) into the pre-treated methanol with an alkaline agent, does not affect the negative tendency. 3
туры гидратообразовани природного газа ..natural gas hydrate tours ..
Таким образом повышаетс , эффект предотврш (еии гидратообразовани при одновременном предотвращении отложений минеральных солей в газовой скважине и скважинном оборудовании.In this way, the effect of preventing hydrate formation is increased, while at the same time preventing the deposition of mineral salts in the gas well and well equipment.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU802977337A SU1124118A1 (en) | 1980-08-28 | 1980-08-28 | Method of fighting hydrate formation in gas-production equipment |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU802977337A SU1124118A1 (en) | 1980-08-28 | 1980-08-28 | Method of fighting hydrate formation in gas-production equipment |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1124118A1 true SU1124118A1 (en) | 1984-11-15 |
Family
ID=20915976
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU802977337A SU1124118A1 (en) | 1980-08-28 | 1980-08-28 | Method of fighting hydrate formation in gas-production equipment |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1124118A1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1995017579A1 (en) * | 1993-12-21 | 1995-06-29 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | A method for inhibiting the plugging of conduits by gas hydrates |
-
1980
- 1980-08-28 SU SU802977337A patent/SU1124118A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
1. Макогон Ю. Ф. Гидраты П{Я1родных газов. М., Недра, 1974, с. 109-117. 2. Коратаев Ю. П. и Пол нский А. П. Эксплуатаци газовых скваж1Ш. М., Гостоптехиздат, 1%1, с. 298. * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1995017579A1 (en) * | 1993-12-21 | 1995-06-29 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | A method for inhibiting the plugging of conduits by gas hydrates |
AU685208B2 (en) * | 1993-12-21 | 1998-01-15 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | A method for inhibiting the plugging of conduits by gas hydrates |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP3178792B1 (en) | Method of scale inhibition | |
US3336221A (en) | Method of inhibiting precipitation and scale formation | |
EP0093508B1 (en) | Method and composition for inhibiting corrosion and deposition in aqueous systems | |
US4617129A (en) | Scale inhibition | |
EP0371667B1 (en) | Inhibition of reservoir scale | |
EP0122013B1 (en) | Polymeric additives for water | |
EP0599485B1 (en) | Method of inhibiting corrosion in aqueous systems | |
EP0091763A1 (en) | Method and composition of inhibiting corrosion and deposition in aqueous systems | |
EP0338635A1 (en) | Method for controlling corrosion using molybdate compositions | |
EA018054B1 (en) | Method of enhancing adsorption of an inhibitor onto a wellbore region | |
EP0437722B1 (en) | Control of corrosion in aqueous systems using certain phosphonomethyl amine oxides | |
JPS59162999A (en) | Synergistic scale and corrosion control mixture containing carboxylic acid/sulfonic acid polymer | |
US3738937A (en) | Polyalkylene polyamino polykis methylene phosphonic acids and salts thereof and methods for producing same | |
US6743372B1 (en) | Media for water treatment | |
NO173024B (en) | MIXING SUITABLE FOR AA INHIBIT METAL CORROSION IN AUXILIARY SYSTEMS AND APPLICATION THEREOF | |
EP0538969B1 (en) | Composition and method for inhibiting scale and corrosion using naphthylamine polycarboxylic acids | |
EP2082991A1 (en) | Method of Water Treatment | |
JPS606719B2 (en) | Iminoalkyliminophosphonates and their production and use methods | |
SU1124118A1 (en) | Method of fighting hydrate formation in gas-production equipment | |
US3393150A (en) | Methods of scale inhibition | |
US5135681A (en) | Substituted carboxymethoxysuccinic acid corrosion inhibitors | |
AU649149B2 (en) | Inhibition of scale formation and corrosion by sulfonated organophosphonates | |
GB2306465A (en) | Scale inhibition using alkanolamine methylene phosphonate | |
EP0017373A1 (en) | Stable compositions for use as corrosion inhibitors and method of corrosion inhibition in aqueous media | |
KR20030043705A (en) | Water treatment agent |