Способ предотвращения гидратообразования в газопромысловом оборудовании

СОЮЗ СОВЕТСНИХСОЦИАЛИСТИЧЕСКИХРЕСПУЬЛИН 09 01) 4118 А У 1 ЗР Е 21 В 37 06 ВжОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯи1 н вткнае сюдгильстви и - может принимать значения 1 - 20;Й = 0,1,2. ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССРПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТЮ(54) (57) 1. СПОСОБ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ В ГАЗОПРОМЫСЛОВОМ ОБОРУДОВАНИИ, включающий подачу метанола в скважину, о т л и ч а ющ и й с я тем, что, с целью повышенияэффективности предотвращения гидратообразования пци одновременном предотвращении отложений минеральных солей в газовой скважине и скважинном оборудовании, метанол перед закачкой в скважину обрабатывают пщроксидом щелочного металла илиаммония до рН не менее 8, а затем ингибитором солеотложений в концентрациях 2,5 - ,50,0 мг/л пластовой воды,2.Способ по п. 1, о т л и ч а ю щ н йс я тем, что в метанол вводят ингибиторсолеотложеняй общей формчлы В - М - СН - Р 0(0 Н)Вгде В и В могут быть - СН - РО(ОН)22 или В - СН - РО(ОН)2, а В может быть- СН 2 - Щ - СН 2 - , - й -и - СНа - РО(ОН)СН -Р 0(0 Нпри Х:-(-СН-):йОНЗначения рй метанола регулировали введе.нием щелочного агента. Стабввным раствор Таблица 1 15 с + 150 МаОН 250 350 МаОН 15 75 150 250 350 15 75 150 250 350 150 150 150 МНОН 150 150 150+ + 3 1124118 4солей в метаноле без предварительной обра. . считается в том случае, когда в нем послеботкн метанола гидроксидом натрия, калия добавки апибитора солеотложений не обраФили аммония. зуется осадка и мути. Длнтаьность опыта24 ч. Знаком (+),указывается на стабильносграствора метанола, знаком ( - ) - на отсутст.вне стабвьности.124118 Таблица 2 Защитный эффект,%, прзначениях рН. Концентрацияингибитора,мг/л пласто.вой воды Щелочнойагент вводимогометанола,г/л пласто.вой воды 6 8 10 160 Контроль 0 йаОН76,6 НаОН О О3,6 75,4 5,4 80,0 7,7 88,3 27,8 99,3 160 2,5 160 5,0 82,3 160 10,0 50,0 160 79,6 4,2 76,1 йаОН 160 2,5 160 5,0 6,0 84,2 87,4 10,0 7,6 89,6 93,160 160 50,0 5,0 78,8 83,0 йаОН 2,5 160 Из данных, приведенных в табл, 1,видно, что все рассмотренные нами ингибиторы соле.э отложении нестабильны в метаноле при значе. ниях рН 6 - 7,и полностъю стабильны при значениях рН от 8 и вьппе. Тип использованного 5 щелочного агента не играет роли при стабилизации ингибитора солеотложений в метаноле,В связи с тем, что наиболее приемлемо введение кчгибитора солеотложеннй в газовуюскважину только через систему метанолопро- О вода совместно с метанолом, то оценка эффективности предлагаемого способа иллюс. трнруется следующим обрзэом.Для опытов использовзли воду, отобранную нэ скважины 333 на ОГКМ и имеющую сле дующий минеральный состав:Удельный вес, гсмз 1,178рН 6,0йз+, мгл 79272,7К+, мг/л 1615 20Са, мгл 14749,4М 0, мг/л 2432С 1, мгл 155817,3ЗО, мг/л 767,4НС 6, мгл482,0 25Оценку ингнбирующей способности осуществляют путем введения в 750 мл минерализованной пластовой воды укаэанного выМарка ингибитора Количество ше состава, расчетного количества метанолаи ингибнтора солеотложений (с предварительной и беэ предварительной обработки метанола гидроксндом натрия, калия или аммония),В стаканы из нержавеющей стали заливают200 мл минерализованной воды, содержащейметанол и ингибитор солеотложений нз расчета 2,5; 5,0; 10,0; 50,0 мг/л пластовой воды, после чего часть воды испаряют нагреванием, В процессе испарения ведут иепрерыв.ное добавление оставшихся 550 мл пластовойводы, обработанной метанолом, ингибиторомсолеотложений и щелочным агентом, тем самым поддерживая рабочий объем в стаканепостоянным,Об эффективности предлагаемого способасудят по количеству образовавшегося осадка,Защитный эффект определяется по формуле:Э - ,100А где Э - защитный эффект от отложений минерзльных солей,%;А - вес осадка без добавки ингибиторасолеотложений, г;В - вес осадка с добавкой ннгибиторасолеотложений, г.Полученные данные приведены в табл. 2.1124118 Продолжение табл, 2 Концентрацияинги 6 итора,мг/л пластовой воды Марка ингнбитора Количество 1 целочнои аген,3 з добавки щел гента 6 В табл, 3 приведены данные об эффектив. ности понижения температуры гидратообразавания газа метанолом, метанолом, предвари.тельно обработанным щелочным агентом, ме 35 танолом, предварительно обработанным щелочным агентом и ингибитором отложенийМинеральных солей. Оценку эффективности понижения температуры гидратообразования проводили в каме 40 рах с визуальным контролем начала процесса Защитный эффект, %, призначениях рН гидратообразования с использованием микроскопа в статических условиях, Давление вд 100 г центрация иигибнтора гидратообраэования (метанола) равна 13,58 вес,% от веса минера. лнзованной властовой воды. Значение рН метанола изменялось в пределах 6 - 10.Плотность исследуемого газа 0,555 (СН, ), Концентрация ингибитора отложений мнйеральных солей по отношению к метанолу нуодится в пределах 1,56 1 О " - 3,125: 10 вес,%.1124118 Продолженйе табл, 3 1,56 10 З3,125: 1 О 6,25 6,5 1 О 3 6,4 1 О 5 6,4 6,5 6,5 10 1 О3,1256,4 Иэ данных приведенных в табл. 3 видно, 20 что изменение рН метанола в рассмотренном нами интервале, а также введение в обрабо танный предварительно метанол щелочным агентом фосфоросодержащего щгибитора отложений кинеральных солей (ДПФ - 1) не ска 25 зывается отрицательно на понижении темпераСоставитель А. СимецкаяТехред Л. Кошобняк Корректор, А. Тяско Реактор К. Волощук Подписное Заказ 8251/29 . Тираж 564ВНИИПИ Государственного комитета СССРпо делам изобретений и открытий113035, Москва, Ж, Раушская наб., д, 4/5 Филиал ППП "Патент", г, Ужгород, ул, Проектная, 4 1,56 3,1256,25 туры гидратообраэования природного газа,Таким образом повышается, эффект пред.отвращения гидратообразования при одно.временном предотвращении отложений мине.ральных солей в газовой скважине и скважинном оборудовании,