SU1563741A1

SU1563741A1 - Method of preventing hydration and desiccation of hydrocarbon gases

Info

Publication number: SU1563741A1
Application number: SU884429154A
Authority: SU
Inventors: Раиса Борисовна Рудович; Лилия Борисовна Склярская; Петр Тимофеевич Лебедько; Вячеслав Феликсович Бобровский; Михаил Петрович Гнып; Петр Васильевич Саранчук
Original assignee: Центральная научно-исследовательская лаборатория Производственного объединения "Укрнефть"
Priority date: 1988-04-19
Filing date: 1988-04-19
Publication date: 1990-05-15

Abstract

Изобретение касаетс подготовки углеводородных газов к транспорту и может найти применение в нефте-и газодобывающей промышленности. Дл предотвращени гидратообразовани и осушки углеводородных газов их контактируют с водным раствором отхода со стадии хранени окиси этилена и окиси пропилена, содержащего, мас.% полигликоли 80-85The invention relates to the preparation of hydrocarbon gases for transportation and can be used in the oil and gas industry. To prevent hydrate formation and drying of hydrocarbon gases, they are contacted with an aqueous solution of waste from the storage phase of ethylene oxide and propylene oxide containing, by weight,% by weight of polyglycols 80-85

едкий натр 2,0-3,0caustic soda 2.0-3.0

вода остальное. Обеспечиваетс снижение температуры начала гидратообразовани до - 44,0°С и осушка газа, соответствующа температуре точки росы (до - 40°С). 1 табл.water the rest. The temperature of the onset of hydrate formation is reduced to –44.0 ° C and the gas is dried according to the dew point temperature (up to –40 ° C). 1 tab.

Description

Изобретение относитс к способам подготовки углеводородных газов к транспорту и может быть применено в нефте- и газодобывающей промышленности .The invention relates to methods for the preparation of hydrocarbon gases for transport and can be applied in the oil and gas industry.

Цель изобретени - повышение эффективности за счет снижени температуры начала гидратообразовани .The purpose of the invention is to increase efficiency by lowering the temperature of the onset of hydrate formation.

На скважине, где наблюдаетс гид- ратообразование, устанавливают вблизи усть скважины отдельную емкость. Емкость заполн ют отходами со стадии хранени смесей окиси этилена и пропилена .In the well, where hydration is observed, a separate container is installed near the wellhead. The container is filled with waste from the storage of ethylene oxide and propylene mixtures.

Отходы содержат полнэтиленгликоли и полипропюгенгликоли с молекул рной массой от 100 до 1000 в количестве 80-85 маг.%, едкий натр 2-3 мас.%, вода остальное. Они представл ют собой бесцветную жидкость без запаха .плотностью 1,03-1,11 г/см3, дина.мической в зкостью 2-40 (при +20°С).The waste contains ethylene glycols and polyprugen glycols with a molecular weight from 100 to 1000 in an amount of 80-85 mag.%, Caustic soda 2-3 wt.%, Water the rest. They are a colorless, odorless liquid with a density of 1.03-1.11 g / cm3, dynamic viscosity 2-40 (at + 20 ° C).

Испытани производили на промышленной скважине с суточной производительностью 400 тыс.м3 газа, 83,8 г газоконденсата и 0,14 м3 воды при работе на 12 мм ттупере. Глубина скважины 3350 м, забойное давление при отборе пластовых флюидов 29,0 МПа, устьевое давление 17,0 МПа. Темпера1- тура на забое скважины 84,0°С; на устье 16,0°С. Состав отбираемого газа , об.%: СН4 89,2; 5,21; С3Н8 2,47; С4Н10 1,06; „ 0,212; С02 0,65; N 0,71. Плотность газа по воздуху 0,6457 г/см3 при 20°С.Tests were carried out on an industrial well with a daily capacity of 400 thousand m3 of gas, 83.8 g of gas condensate and 0.14 m3 of water at 12 mm operation. The depth of the borehole is 3350 m, the bottomhole pressure during the selection of formation fluids is 29.0 MPa, the wellhead pressure is 17.0 MPa. The bottom-hole temperature is 84.0 ° С; at the mouth of 16.0 ° C. The composition of the selected gas, vol.%: CH4 89.2; 5.21; C3H8 2.47; C4H10 1.06; “0,212; C02 0.65; N 0.71. The density of the gas in the air of 0.6457 g / cm3 at 20 ° C.

После редуцировани до давлени 2-3 МПа (давление в газосборном коллекторе) температурный репим скважины приводит к образованию гндратоп в стволе скважины и п шлейЛр. Дл шггибиропанн гндрлтообразовани сAfter reduction to a pressure of 2–3 MPa (pressure in the gas collector), the temperature repim of the well leads to the formation of a trap in the well bore and a flat tube. For the hygiene formation of

СПSP

ОЭ 00OE 00

чh

4Ь4b

посто нным расходом таза Т,3-1,5 г/м3 при помощи насоса-дозатора из отдельной емкости, установленной вблизи устьл скважины и соединенной с ней трубопроводом, подают иигибитоо - отходы со стадии хранени окиси этилена и окиси пропилена. Последние содержали 80-85 мас.% полигликолей, 2-3 мас,% едкого натра и 12-18 мас.% воды, плотность их составл ла 1,03- 1,11 г-/см3 , динамическа в зкость 2,0-35 МПа-с (при 20°С).Constant pelvic flow rate T, 3-1.5 g / m3, using a dosing pump from a separate tank installed near the wellhead and connected to it by a pipeline, is fed from the storage of ethylene oxide and propylene oxide. The latter contained 80–85 wt.% Polyglycols, 2-3 wt.% Caustic soda and 12–18 wt.% Water, their density was 1.03-1.11 g- / cm3, the dynamic viscosity 2.0- 35 MPa-s (at 20 ° C).

Введение ингибитора в шлейф скважины приводит к снижению температуры гидратообра овани и к его предупреждению . Понижение температуры гидратп- образовани составл ет (-39)-(-44)°С. Общий расход ингибитора составил 0,1 м3/100 тыс.м3 извлекаемого газа. Одновременно происходила осушкл газа . Отбираемый из скважины газ до введени ингибитора имел влагосодер- жание 0,4 г/м3. После введени ингиJQ битора 0,1-0,06 г/м3. Точка росы по влаге достигала - 34,5-40 С.The introduction of the inhibitor into the well plume leads to a decrease in the temperature of hydrate formation and to its prevention. Lowering the temperature of the hydrate formation is (-39) - (- 44) ° C. The total consumption of the inhibitor was 0.1 m3 / 100 thousand m3 of recoverable gas. At the same time there was a gas drying. The gas withdrawn from the well before the inhibitor was introduced had a moisture content of 0.4 g / m3. After the injection of inhibitor inhibitor 0.1-0.06 g / m3. The dew point of moisture reached - 34.5-40 C.

Расход реагента составил 0,02- 0,04 м3 на 1 кг извлекаемой влаги. Характеристика используемых гентов при реализации способа (в течение 3 сут) дана п таблице.The reagent consumption was 0.02– 0.04 m3 per 1 kg of moisture extracted. The characteristics of the used gents in the implementation of the method (within 3 days) is given in the table.

При использовании способа-прототипа понижение температуры гидрато- образсшани колебалось в пределах 37У5-39°С.When using the prototype method, the lowering of the temperature of hydrate formation fluctuated within the range of 37 ° C-39 ° C.

Claims

The proposed method with its introduction allows to reduce the temperature of the onset of hydrate formation and the moisture content of the gas and to expand the raw material base of inhibitors due to the use of production waste. Invention Formula

A method for preventing the formation and drying of hydrocarbon

gases, including contacting them with an aqueous solution of ethylene oxide production waste, characterized in that, in order to increase efficiency by lowering the temperature of the onset of hydrate formation, waste from the storage phase of ethylene oxide and propylene oxide containing is used as waste,

May.%:

i

Polygnecoli80-85

Caustic soda 2.0-3.0

WaterEverything