SU791644A1 - Ингибитор водорастворимых солевых отложений в газовых скважинах - Google Patents

Description

1

Изобретение относитс  к технологии |ДОбычи газа,в частности,к химическим реагентам дл  замедлени  (ингибировани )солеотложений в газовых скважинах.

В насто щее врем  известны следую- 5 щие способы борьбы с солевыми отложени ми в насосно-компрессорных трубах сквау(ин: предупрехслаю1чие и ликвидирующие 1 .

К предупрехдашчим относ тс : закач-О ка S затрубное пространство воды и химических реагентов, обработка газожидкостного потока магнитным, злектрическим , акустическим пол ми и др.

К .ликвидирующим способам относ т- 15 с : промывка солевых отложений (пробок ) гор чей водой и паром, разбуривание пробок и др.

Недостатком вышеперечисленных методов  вл ютс  большие капзатраты и 20 эксплуатационные расходы. Известен ингибирующий состав дл  Предотвращени  солевых отложений на основе полиакриламида с добавкой персульфата кали  и воды, который предназначен 25 дл  нефтедобываюсшх скважин 2.

Наиболее близким по технической сущности  вл етс  состав дл  предотвргицени  солевых отложений на основе водорастворимых полимеров 3, где , ЗО

используют присадки, содержащие глицерин , диэтиленгликоль, диметилформамид .

Недостатком этих составов  вл етс  мала  продолжительность ингибировани  после введени  в сквахшну и кроме того, они примен ютс  дл  предотвращени  солевых отложений, в состав которых вход т: карбонаты - 50%, гипс - 25% и др., которые, как известно , не  вл ютс  водорастворимыми, эти составы не эффективны дл  замедлени  образовани  водорастворимых солевых отложений. В газовых скважинах солевые пробки на 98-99% состо т из хлорида натри  с незначительной примесью солей кали , кальци , магни , Частота образовани  пробок в лифтовых трубах скважин составл ет от 3 до 12 раз в году. Работы по ликвидации пробок трудоемки и дорогосто щи .

Целью данного изобретени   вл етf . уменьшение скорости процесса солеотложени , следовательно, снижение Эксплуатационных затрат и увеличение межремонтного периода скважин.

Дл  достижени  поставленной цели состав, который ввод т в скважину, на основе глицерина дополнително содержит сульфоуреид при следую11ем соотношении компонентов, вес.%. Глицерин85 -.90 Сульфоуреид 10 - 15 ингиоитор получают механическим .смешением ингредиентов.При 80-85® С на вод ной- бане расплавл ют рассчита ное количество сульфоуреида, затем добавл ют к нему соответствующее количество глицерина и полученную смес в течение 20 мин перемешивают.В результате получают гомогенную смесь пастообразной консистенции желтовато го цвета с температурой плавлени  43± 2°С. Механизм ингибирующего действи  предложенного состава заключаетс  в следующем. В затрубноё пространств скважины ввод т ингибитор в виде гранул диаметром 5-7 мм. Гранулы заключены в парафиновую оболочку тол , ДИНОЙ до 1,5 мм. При вводе ингибитора в призабойную зону парафинова  оболочка распредел етс  (температура воды в забое - eo-VOC) и содержимое гранул смешиваетс  с пластовой водой Сульфоуреид. не полностью растворим в воде, но он хорошо растворим в глицерине, а глицерин - в воде и кро ме того, глицерин обладает некоторым ингибирующим действием по отношению к солевым отлржени м и гидратным.По этой причине он и вз т за основу ингибитора . Растворенный в гор чей пластовой воде ингибитор вместе с минерализованной пластовой водой подхватываетс  восход щим потоком газа,который диспе гирует ее на мельчайшие капельки. С них интенсивно испар етс  влага иэ-з недонасыщенности газа влагой. При отсутствии ингибитора на стенках руб скважины начинают откладыватьс кристаллы солей, которые с течением времени растут и забивают сечение трубы. При наличии ингибитора, который хорошо адсорбируетс  кристаллика ми соли (хлорида натри ) происходит обволакивание м кристалликов. Этим уменьшаетс  скорость их дальнейшего роста. Сульфоуреид, образу  лиофобную Пленку на кристалликах, преп тствует их слипанию друг с другом и прилипа нию к стенкам труб. Не слипшиес  кристаллики соли подхватываютс  потоком газа и вынос тс  на поверхност Преимуществом данного ингибитора  вл етс  еще и то, что он не вызывае коррозии S лифтовых труб и не образу устойчивых эмульсий газоконденсата с пластовой водой. Предлагаемый ингибитор ввод т в затрубноё простран ство скважин в пределах 16 - 36 г на литр выносимой из .скважины воды. ,Дл  каждой конкретной скважины коли чество ингибитора рассчитываетс  в зависимости от выносимой воды и степени ее минерашизации. Установле что солевые пробки возникают при минерализации воды от 150 до 350 г/л. Пример 1. На лабораторной установке, состо щей из цилиндрического контейнера, в который заливают воду заданной минерализации по хлориду натри , ствола скважины (стальна  трубка 0 10 мм, внутр. 0 8 мм , баллона со сжатым природным газом, газового счетчика, вентилей, сепаратора и контрольно-измерительных приборов (термометры, манометры) осуществл ют непрерывную циркул цию газа через контейнер. В контейнер заливают 1 л водного раствора хлорида натри , который моделирует пластовую воду, с минерализацией 150 г/л. Образование солевой пробки внутри ствола скважины происходит в среднем через 44 мин. При введении 16 г ингибитора, состо щего из 90 вес. % глицерина и 10 вес. % сульфоуреида образование солевой пробки не наблюдаетс  в течение 4. ч, т.е. в течение времени выноса раствора из контейнера. Скорость солеЪтложений (по сравнению с контрольным опытом ввода ингибитора) замедл етс  в 5 раз. ° Пример 2. В контейнер з ливают 1 л водного раствора хлорида натри  с добавками солей кали , кальци , магни  (0,6% от общего содержани  солей). Минерализаци  по хлориду натри  - 250 г/л. При циркул ции через такой раствор природного (Газа на установке (см.пример 1) солева  пробка образуетс  в среднем через 32 мин (контрольный опыт). При введении в раствор 26 г ингибитора состава: 87 вес.% глицерина и 13 вес. % сульфоуреида в течение 4 ч, т.е.. пока весь раствор не вынесетс  с потоком газа пробка не наблюдаетс . Скорость солеотлохсений по сравнению с контрольным опытом замедл етс  в 7 раз. П р и м ер 3. На установке (пример 1) в контейнер заливают 1 л водного раствора хлорида натри  с добавками солей, минерализаци  равна 350 г/л. При барботаже газа через раствор солева  пробка образуетс  через 26 мин в стволе скважины. При,введении в раствор 36 г ингибитора состава: 85 вес. % глицерина и 15 вес % сульфоуреида солева  пробка не наблюдаетс  в течение 4 ч,т.е. в течение времени, достаточного дл  выноса раствора из контейнера/ скорость , процесса солеотложений по срав нению с контрольным опытом замедл етс  в 9 оаз. .Пример 4. На установке (пример 1) в контейнер заливают 1 л водного раствора хлорида натри  минерализации 350 г/л с добавками солей кали , кальци ,магни  (0,6% от общего содержани  солей). К раствору добавл ют 36 г ингибитора состав:80 вес.%

глицерина и 20 вес.% сульфоуреида, Солева  пробка не образуетс  в течение 4 ч,пока весь раствор не вынесетс  из контейнера.

Данные ;опыта 4 позвол ют выбрать верхн{ою границу концентрации глицерина и сульфоуреида, т.е. прин ть . в качестве ее 85 вес.% глицерина и 15 вес.% сульфоуреида.Увеличение содержани  сульфоуреида не оказывает улучшени  действи  ингибитора.

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

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

его ингредиенты недороги и нвдефицитны .

Claims (3)

1.Геологи  бурени  и разработка газовых месторождений. Экспресс-информаци , М., 1978, W 1б, с, 3-6.

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

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