RU2747427C1 - Способ ликвидации гидратных и газогидратных пробок в нефтегазовых скважинах - Google Patents
Способ ликвидации гидратных и газогидратных пробок в нефтегазовых скважинах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2747427C1 RU2747427C1 RU2020136807A RU2020136807A RU2747427C1 RU 2747427 C1 RU2747427 C1 RU 2747427C1 RU 2020136807 A RU2020136807 A RU 2020136807A RU 2020136807 A RU2020136807 A RU 2020136807A RU 2747427 C1 RU2747427 C1 RU 2747427C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrate
- gas
- betaine
- oil
- destruction
- Prior art date
Links
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 36
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims abstract description 29
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 27
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 18
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N Betaine Natural products C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 claims abstract description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N Tin Chemical compound [Sn] ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims abstract description 9
- WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L manganese(2+);methyl n-[[2-(methoxycarbonylcarbamothioylamino)phenyl]carbamothioyl]carbamate;n-[2-(sulfidocarbothioylamino)ethyl]carbamodithioate Chemical compound [Mn+2].[S-]C(=S)NCCNC([S-])=S.COC(=O)NC(=S)NC1=CC=CC=C1NC(=S)NC(=O)OC WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 9
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 239000011135 tin Substances 0.000 claims abstract description 9
- 229910052718 tin Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 229910001507 metal halide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 150000005309 metal halides Chemical class 0.000 claims abstract description 8
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 claims abstract description 8
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 239000010949 copper Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 claims abstract description 6
- CKFGINPQOCXMAZ-UHFFFAOYSA-N methanediol Chemical compound OCO CKFGINPQOCXMAZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 5
- ZKWJQNCOTNUNMF-QXMHVHEDSA-N 2-[dimethyl-[3-[[(z)-octadec-9-enoyl]amino]propyl]azaniumyl]acetate Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O ZKWJQNCOTNUNMF-QXMHVHEDSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 230000008014 freezing Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000007710 freezing Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims abstract description 4
- BTVWZWFKMIUSGS-UHFFFAOYSA-N 2-methylpropane-1,2-diol Chemical compound CC(C)(O)CO BTVWZWFKMIUSGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 3
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 claims abstract description 3
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- CDQSJQSWAWPGKG-UHFFFAOYSA-N butane-1,1-diol Chemical compound CCCC(O)O CDQSJQSWAWPGKG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims abstract description 3
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 claims abstract description 3
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000011701 zinc Substances 0.000 claims abstract description 3
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O N,N,N-trimethylglycinium Chemical compound C[N+](C)(C)CC(O)=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims abstract 7
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 8
- BQZGVMWPHXIKEQ-UHFFFAOYSA-L iron(ii) iodide Chemical compound [Fe+2].[I-].[I-] BQZGVMWPHXIKEQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 8
- 239000007787 solid Substances 0.000 abstract description 7
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract description 6
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 abstract description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 3
- XMBWDFGMSWQBCA-UHFFFAOYSA-N hydrogen iodide Chemical compound I XMBWDFGMSWQBCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 21
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 16
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 10
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 7
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 7
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 4
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 4
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 4
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L zinc dichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Zn+2] JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 3
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 229940102001 zinc bromide Drugs 0.000 description 2
- 239000011592 zinc chloride Substances 0.000 description 2
- 235000005074 zinc chloride Nutrition 0.000 description 2
- UAYWVJHJZHQCIE-UHFFFAOYSA-L zinc iodide Chemical compound I[Zn]I UAYWVJHJZHQCIE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 101150076749 C10L gene Proteins 0.000 description 1
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 235000011114 ammonium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000011260 aqueous acid Substances 0.000 description 1
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 1
- 231100000086 high toxicity Toxicity 0.000 description 1
- -1 hydrate Chemical compound 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
Images
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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам разрушения гидратных, газогидратных, гидратоуглеводородных и ледяных отложений в виде сплошных пробок. Способ включает растворение галогенида двухвалентного металла, многоатомного спирта и бетаина, выбранного из группы, включающей эруциламидопропилбетаин или олеиламидопропилбетаин, в воде, подачу раствора в затрубное или трубное пространство и разрушение газогидратных отложений. В качестве галогенида двухвалентного металла используют иодид цинка, никеля, олова, марганца, магния, кальция, бария, железа; хлорид бария, кальция, марганца, никеля, олова, меди, железа; бромид бария, кальция, магния, марганца, никеля, олова, меди, железа, в количестве 20-75% масс., остальное - вода. Раствор перемешивают со скоростью 40-800 об/мин в течение 20-60 минут, при этом охлаждая до температуры 20-40°С, добавляют многоатомный спирт, выбранный из группы, включающей метандиол или пропиленгликоль, или бутандиол, или изобутиленгликоль, или низкомолекулярный полиэтиленгликоль с молекулярной массой от 200 до 1000 ед., или полигликоль марки «Гликойл-1», в количестве 1,5-6% масс. и бетаин в количестве от 1,0% масс. до 6,0% масс., перемешивая со скоростью 20-600 об/мин. Далее композицию мицелярной структуры с вязкостью 50-1200 сР, плотностью от 1,1 кг/м3 до 2,4 кг/м3, температурой замерзания от минус 5°С до минус 45°С подают в затрубное или трубное пространство нефтяной скважины, при соотношении 1 м3 композиции на 4-8 м3 газогидратной пробки, проходя через слои нефти, минерализованной пластовой воды и технологической жидкости в скважине к поверхности газогидратной пробки, разрушая ее в течение 2-15 часов, с постоянным контролем давления. Увеличивается скорость и уменьшается время разрушения гидратного и газогидратного отложения с контролируемым процессом разрушения сплошной пробки. 1 табл., 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам разрушения гидратных, газогидратных, гидратоуглеводородных и ледяных отложений в виде сплошных пробок в скважине, перекрывающих скважину, образующихся при добыче нефти, газа и газоконденсата в скважинах, эксплуатируемых, в том числе в регионах с многолетнемерзлыми породами и Крайнего Севера.
Традиционным методом ликвидации гидратоотложений является закачка теплоносителя или ингибитора гидратообразования.
Известен (патент РФ 2655265, МПК Е21В 37/00 (2006.01), опубликован 24.05.2018, бюл. №15) способ разрушения парафиновых, гидратных, гидратопарафиновых и ледяных отложений в эксплуатационных скважинах для поддержания их рабочего режима, включает в себя спуск в скважину до верхней границе пробки локального электронагревателя на каротажном многожильном кабеле, металлическая оболочка которого соединена с корпусом электронагревателя. Далее электронагреватель опускают до момента, пока он не достигнет пробки, затем его включают и выполняют плавление материала пробки, при этом нижняя часть его электрода контактирует со скважинной электропроводящей жидкостью, время ликвидации составляло от 36 до 60 часов. Недостатком предложенного метода является большая трудоемкость процесса, большие энергетические и временные затраты, требуются специальное оборудование. Известен (патент РФ №2320851 МПК Е21В 37/00 (2006.01), опубликован 27.03.2008, бюл. №9) способ ликвидации гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных отложений, образующихся при добыче и транспортировке, включает в себя акустическое воздействие на отложения скважинным акустическим излучателем в среде метанола, генерирующим ультразвуковые волны с частотой 15-100 кГц и интенсивностью 0,2-5 Вт/см2. Недостатком предложенного метода является большие временные и трудовые затраты, сложное специальное оборудование, применение метанола в качестве среды. Известен (Грунвальд А.В. Использование метанола в газовой промышленности в качестве ингибитора гидратообразования и прогноз его потребления в период до 2030 г. - ВНИИГАЗ/Газпром [Электронный доступ: http://ogbus.ru/files/ogbus/authors/ Grunvald/Grunvald_1.pdf, дата обращения - 11.09.2019].) способ ликвидации гидратов, а для российских месторождений в условиях Крайнего Севера с применением метанола, включающий в себя использование метанола в качестве ингибирующего агента, помещаемого в скважину с образованием не сплошной гидратной пробки. Недостатком используемого способа является: очень высокая токсичность, высокая пожароопасность, возможность выпадения солей при смешении с сильноминерализованной пластовой водой и, как следствие, солеотложение в промысловых коммуникациях, эффект ускоренного роста кристаллогидратов в присутствии разбавленных растворов метанола недостаточной концентрации для предупреждения гидратов, высокий удельный расход метанола, связанный с высокой растворимостью в сжатом природном газе. Известен (патент US №5713416, МПК C09K 8/52;C10L 3/06; Е21В 36/00; Е21В 43/24; Е21В 43/25;(IP1-7): Е21В 43/24; Е21В 43/26, опубликован 03.02.1998) способ разложения газовых гидратов, включающий в себя применение горячего раствора хлорида аммония, образующегося при смешении растворов аммиака с водными растворами кислоты, выбранной из группы состоящей из соляной кислоты, серной кислоты, азотной кислоты, фосфорной кислоты и их смесей, при этом содержание водного раствора кислоты в композиции находится в диапазоне 4-30% масс. Недостатками указанного способа является относительно низкая эффективность ликвидации гидратных пробок, в связи с тем, что большая часть тепла расходуется до взаимодействия с гидратной пробки, что увеличивает время и уменьшает скорость растворения, увеличивая расход самой смеси. Известна композиция для ликвидации гидратных пробок (патент 2717860 МПК Е21В 37/06, С09К 8/52, опубликован 26.03.2020, бюл. №9). Для получения композиции ликвидации гидратных пробок используют водный раствор галогенида двухвалентного металла, выбранный из группы, включающей хлорид цинка, бромид цинка и хлорид магния с концентрацией 25% масс - 75% масс, многоатомный спирт, выбранный из группы, включающей этиленгликоль и глицерин с концентрацией 2% масс. - 5,5% масс, бетаин с концентрацией 0,5% масс. - 5.5% масс, и воду остальное. По прототипу обеспечивается разрушение модели гидратной пробки изо льда, заявленной совокупностью приемов, но следует отметить, что при моделировании процесса использовалась ледяная пробка, заявленная композиция поступает к пробке непосредственно на поверхность пробки в отсутствии слоев нефти, минерализованной воды и технических жидкостей, присутствующих в действующих скважинах, эксперимент проводился при температуре не свойственной условиям добычи нефти в регионах с многолетнемерзлыми породами и Крайнего Севера, поэтому результаты по разрушению при моделировании и заявляемой технологии не сопоставимы, в связи с вышеупомянутыми условиями проведения эксперимента прототипа.
Техническим результатом заявленного решения является устранение указанных недостатков, а именно увеличение скорости и уменьшенное время разрушения газогидратного отложения в виде сплошной пробки, перекрывающей нефтяную или газовую скважину, за счет непосредственного поступления композиции в затрубное или трубное пространство нефтяной или газовой скважины, прохождения, без взаимодействия и потерь своих свойств, через слои нефти, минерализованной пластовой воды и технической жидкости при заданной плотности и вязкости, способствует сфокусированному экзотермическому постоянному взаимодействию композиции с поверхностью гидратной пробки, с последующим ее контролируемым процессом разрушения, при этом, сохраняя полезную массу и свойства композиции для продвижения к нижеобразовавшимся слоям пробки, в эксплуатируемой скважине, в том числе в регионах с многолетнемерзлыми породами и Крайнего Севера.
Поставленная задача достигается тем, что в способе ликвидации газогидратных пробок, включающем растворение галогенида двухвалентного металла, многоатомного спирта и бетаина, выбранного из группы, включающей эруциламидопропилбетаин или олеиламидопропилбетаин, в воде, подачи раствора в затрубное или трубное пространство и разрушения газогидратных отложений в виде сплошных пробок, перекрывающих скважину, причем в качестве галогенида двухвалентного металла используют выбранный из группы, включающей иодид цинка, никеля, олова, марганца, магния, кальция, бария, железа; хлорид бария, кальция, марганца, никеля, олова, меди, железа; бромид бария, кальция, магния, марганца, никеля, олова, меди, железа в количестве 20-75% масс, остальное вода, при перемешивании раствора 40-800 об/мин в течение 20-60 минут при этом охлаждая полученный раствор до температуры 20-40°С, добавляют многоатомный спирт, выбранный из группы, включающей метандиол или пропиленгликоль, или бутандиол, или изобутиленгликоль, или низкомолекулярный полиэтиленгликоль с молекулярной массой от 200 до 1000 ед., или полигликоль марки «Гликойл-1», количестве 1,5-6% масс, и бетаин в количестве от 1,0% масс, до 6,0% масс, перемешивая со скоростью 20-600 об/мин, далее композицию мицелярной структуры с вязкостью 50-1200 сР, плотностью от 1,1 кг/м3 до 2,4 кг/м3, температурой замерзания от минус 5°С до минус 45°С, подают в затрубное или трубное пространство нефтяной скважины, при соотношении 1 м3 композиции на 4-8 м3 газогидратной пробки, проходя через слои нефти, минерализованной пластовой воды и технологической жидкости в скважине к поверхности газогидратной пробки, разрушая ее в течение 2-15 часов, с постоянным контролем давления, увеличивающегося высвобождаемым газом в трубном и затрубном пространстве нефтегазовой скважины, по которому судят о начале и окончании разрушения сплошной газогидратной пробки в нефтегазовой скважине, с последующей возможностью циркуляции технологической жидкости в скважине или восстановления ее дебита до первоначального значения.
Существенными признаками заявляемого способа является неразрывный перечень приемов с режимными показателями, изложенными в отличительной части формулы изобретения, который обеспечивает получение растворов высокой плотности и заданной вязкости, формирование надмолекулярной мицелярной структуры, которая позволяет проникать раствору через гидрофобные слои жидкости в скважине, не взаимодействуя с ними, обеспечивая полный перенос композиции к поверхности газогидратного отложения и беспрепятственное экзотермическое взаимодействие с газогидратным отложением, обеспечивающим увеличение скорости разрушение сплошной газогидратной пробки, при сокращенном времени, контролем процесса разрушения газогидратной пробки до полного восстановления давления на устье скважины и ее дебита до их первоначальных значений.
Известна композиция для ликвидации гидратных пробок (патент 2717860 МПК Е21В 37/06, С09К 8/52, опубликован 26.03.2020, бюл. №9). Для получения композиции ликвидации гидратных пробок используют водный раствор галогенида двухвалентного металла, выбранный из группы, включающей хлорид цинка, бромид цинка и хлорид магния с концентрацией 25% масс - 75% масс, многоатомный спирт, выбранный из группы, включающей этиленгликоль и глицерин с концентрацией 2% масс. - 5,5% масс, бетаин с концентрацией 0,5% масс - 5.5% масс, и воду остальное. По отдельности общеизвестны частные приемы в уровне техники, но только заявленная совокупность признаков обеспечивает достижение заявленной цели, обеспечивая достижение вышеуказанного технического результата, что позволяет сделать вывод о существенности отличий.
Пример 1
Заявленный способ был реализован на месторождении ПО Гыданского ЛУ, на скважине с залеганием продуктивного пласта на глубине и с газогидратным отложением в виде сплошной пробки, перекрывающей скважину, длиной 3580 м, с глубиной начала 856 м.
В реактор помещают иодид цинка 69% масс с водой 25% масс при этом перемешивая со скоростью 100 об/мин, в течении 40 минут, при этом охлаждая получаемый раствор до 20°С, добавляя 5% масс, пропиленгликоля и эруциламидоопропилбетаин 1% масс, перемешивая со скорость 50 об/мин в течении 3 часов, при этом вязкость композиции составляет 850 сР, плотность 2,1 кг/м3 и температурой замерзания минус 40°С, подавая через насосно-компрессорные трубы в затрубное пространство нефтяной скважины, при этом формируя направленную струю, способствующую быстрому проникновению через слои, за счет мицелярной структуры и вязкости композиции, не взаимодействуя и не перемешиваясь с нефтяным слоем, слоем минерализованной пластовой воды и технологической жидкостью, достигая без потерь поверхности газогидратной пробки, включающей смесь послойносодержащую газогидратное, гидратное, ледяное и гидратоуглеводородное сплошное отложение, перекрывающее скважину, и на фигуре 1 представлена зависимость давления высвобождаемого газа от времени разрушения сплошной газогидратной пробки, на кривых 1-4 показан процесс экзотермического разрушения газогидратного отложения, выделяя тепло, повышая при этом температуру системы и высвобождая газ с увеличением давления, которое контролируется посредством установленных манометров на трубной и затрубной линиях с отсекающими задвижками, с изменением давления на устье скважины. Отрезок «а» на кривых характеризует время прохождения композиции от устья скважины до поверхности газогидратной пробки, отрезок «б» характеризует начало разрушения газогидратной пробки с повышением давления, отрезок «в» характеризует процесс разрушения всего объема пробки и отрезок «г» характеризует полное разрушение газогидратной пробки с резким скачком давления, вызванного высвобождением газа. Выделяющийся газ дополнительно барботирует пробку, позволяя композиции быстрее проникать во весь объем гидрата, за счет увеличения скорости и уменьшенного времени происходит эффективное разрушение гидратного отложения за 6 часов. Заявляемая технология дополнительно обеспечивает снижение риска возникновения опасных ситуаций, после разрушения сплошной пробки, с последующей возможностью циркуляции технологической жидкости в скважине или восстановления ее дебита до первоначального значения.
Остальные примеры способа ликвидации гидратной пробки приведены в таблице 1
В таблице 1 представлены примеры, показывающие достижения технического результата указанного выше по разрушению сплошной газогидратной пробки в условиях эксплуатации нефтегазовой скважины. Заданная вязкость и плотность в сочетании с изменением скорости перемешивания и температурой охлаждения композиции способствует быстрому достижению поверхности сплошной газогидратной пробки и ее разрушению, путем беспрепятственного достижения через слои нефти, минерализованной воды и технологических жидкостей к поверхности газогидратной пробки, сформированной струей композиции мицелярной структуры и контролируемому процессу разрушения газогидратной пробки, обеспечивающим увеличение скорости разрушение сплошной газогидратной пробки, при сокращенном времени, контролем процесса разрушения газогидратной пробки до полного восстановления давления на устье скважины и ее дебита до их первоначальных значений. Так в примерах от 8-10 показывает влияния скорости перемешивания от 20 до 600 об/мин с набором вязкости от 50 до 1200 сР пример 11-12, с заданной плотностью от 1,1 до 2,4 г/см3 и контролируемым временем разрушения газогидратной пробки пример 11-16. Все остальные примеры 17-32 показали аналогичный результат.
Все эксперименты проводились на газогидратных пробках, дополнительные примеры, проведенные на разрушение гидратных, гидратоуглеводородных, ледяных пробок покали аналогичный результат.
Claims (1)
- Способ ликвидации гидратных и газогидратных пробок в нефтегазовых скважинах, включающий растворение галогенида двухвалентного металла, многоатомного спирта и бетаина, выбранного из группы, включающей эруциламидопропилбетаин или олеиламидопропилбетаин, в воде, подачу раствора в затрубное пространство и разрушение гидратных, газогидратных отложений в виде сплошных пробок, перекрывающих скважину, отличающийся тем, что в качестве галогенида двухвалентного металла используют выбранный из группы, включающей иодид цинка, никеля, олова, марганца, магния, кальция, бария, железа; хлорид бария, кальция, марганца, никеля, олова, меди, железа; бромид бария, кальция, магния, марганца, никеля, олова, меди, железа, в количестве 20-75% масс., остальное - вода, при перемешивании смеси 40-800 об/мин в течение 20-60 минут, при этом охлаждая полученную смесь до температуры 20-40°С, добавляют многоатомный спирт, выбранный из группы, включающей метандиол или пропиленгликоль, или бутандиол, или изобутиленгликоль, или низкомолекулярный полиэтиленгликоль с молекулярной массой от 200 до 1000 ед., или полигликоль марки «Гликойл-1», в количестве 1,5-6% масс. и бетаин, выбранный из группы, включающей эруциламидопропилбетаин или олеиламидопропилбетаин, в количестве от 1,0% масс, до 6,0% масс., перемешивая со скоростью 20-600 об/мин, далее композицию мицелярной структуры с вязкостью 50-1200 сР, плотностью от 1,1 кг/м3 до 2,4 кг/м3, температурой замерзания от минус 5°С до минус 45°С подают под давлением сформированной и направленной струей в затрубное или трубное пространство нефтяной скважины исходя из соотношения 1 м3 композиции на 4-8 м3 гидратной пробки, проходя через слои нефти и высокоминерализованной пластовой воды в скважине к поверхности гидратной пробки, разрушая ее в течение 2-15 часов, с постоянным контролем давления, увеличивающегося высвобождаемым газом в трубном и затрубном пространстве скважины, по которому судят о начале и окончании разрушения сплошной газогидратной пробки.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020136807A RU2747427C1 (ru) | 2020-11-09 | 2020-11-09 | Способ ликвидации гидратных и газогидратных пробок в нефтегазовых скважинах |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020136807A RU2747427C1 (ru) | 2020-11-09 | 2020-11-09 | Способ ликвидации гидратных и газогидратных пробок в нефтегазовых скважинах |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2747427C1 true RU2747427C1 (ru) | 2021-05-05 |
Family
ID=75850921
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020136807A RU2747427C1 (ru) | 2020-11-09 | 2020-11-09 | Способ ликвидации гидратных и газогидратных пробок в нефтегазовых скважинах |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2747427C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2831776C2 (ru) * | 2023-05-31 | 2024-12-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Саратов" | Устройство для удаления ледяных пробок |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1373795A1 (ru) * | 1986-07-14 | 1988-02-15 | Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов | Способ ликвидации газогидратных отложений в скважине |
| CA2217380A1 (en) * | 1996-10-02 | 1998-04-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of decomposing gas hydrates |
| WO2017125954A1 (en) * | 2016-01-22 | 2017-07-27 | Council Of Scientific & Industrial Research | A process for dissociation of hydrates in presence of additives or hydrate dissociation promoters |
| RU2717860C1 (ru) * | 2019-10-22 | 2020-03-26 | Александр Владимирович Терещенко | Композиция для ликвидации гидратных пробок |
| CN111075397A (zh) * | 2019-12-30 | 2020-04-28 | 南京惟真智能管网科技研究院有限公司 | 一种水合物堵塞解堵方法 |
-
2020
- 2020-11-09 RU RU2020136807A patent/RU2747427C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1373795A1 (ru) * | 1986-07-14 | 1988-02-15 | Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов | Способ ликвидации газогидратных отложений в скважине |
| CA2217380A1 (en) * | 1996-10-02 | 1998-04-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of decomposing gas hydrates |
| WO2017125954A1 (en) * | 2016-01-22 | 2017-07-27 | Council Of Scientific & Industrial Research | A process for dissociation of hydrates in presence of additives or hydrate dissociation promoters |
| RU2717860C1 (ru) * | 2019-10-22 | 2020-03-26 | Александр Владимирович Терещенко | Композиция для ликвидации гидратных пробок |
| CN111075397A (zh) * | 2019-12-30 | 2020-04-28 | 南京惟真智能管网科技研究院有限公司 | 一种水合物堵塞解堵方法 |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2831776C2 (ru) * | 2023-05-31 | 2024-12-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Саратов" | Устройство для удаления ледяных пробок |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP0909873B1 (en) | A process for the thermo-hydraulic control of gas hydrates | |
| CA2744556C (en) | Methods of treating the near-wellbore zone of the reservoir | |
| US8496066B2 (en) | Methods for increasing oil production | |
| US9919966B2 (en) | Method of using phthalic and terephthalic acids and derivatives thereof in well treatment operations | |
| AU2022201199B2 (en) | Lysine: hydrochloride synthetic acid compositions as alternatives to conventional acids in the oil and gas industry | |
| US8312924B2 (en) | Method and apparatus to treat a well with high energy density fluid | |
| US20080066784A1 (en) | Methods and compositions for thermally treating a conduit used for hydrocarbon production or transmission to help remove paraffin wax buildup | |
| CA2921691A1 (en) | Method, apparatus and composition for increased recovery of hydrocarbonsby paraffin and asphaltene control from reaction of fuels and selective oxidizers in the subterranean environment | |
| NO323114B1 (no) | Fremgangsmate for dekomponering av gasshydrater | |
| EP1874890A2 (en) | Microemulsion containing oilfield chemicals useful for oil and gas field applications | |
| UA125132C2 (uk) | Свердловинні способи з використанням кислотних композицій, які містять інгібітори корозії | |
| WO2014193507A1 (en) | Branched emulsifier for high-temperature acidizing | |
| EP3728509B1 (en) | Novel modified acid compositions as alternatives to conventional acids in the oil and gas industry | |
| US3370650A (en) | Hydraulic fracturing of subterranean formations | |
| CA2897196A1 (en) | Method, apparatus and composition to increase recovery of hydrocarbons by reaction of selective oxidizers and fuels in the subterranean environment | |
| Theyab | A review of wax mitigation methods through hydrocarbon production | |
| RU2747427C1 (ru) | Способ ликвидации гидратных и газогидратных пробок в нефтегазовых скважинах | |
| CN103911139B (zh) | 胶囊包裹固体盐酸制备方法 | |
| WO2018160156A1 (ru) | Способ комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта | |
| US11808112B2 (en) | Exothermic and/or gas-generating treatment for subterranean and pipeline operations | |
| WO2021137934A1 (en) | Hyperbranched polymers for subterranean umbilical applications | |
| CN104449622A (zh) | 抗高温高压有机复合型油层保护液及其制备方法 | |
| AU2016426983B2 (en) | Inhibiting corrosion in a downhole environment | |
| RU2100582C1 (ru) | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта | |
| CN104559965A (zh) | 深层气井高密度应急压井液及其制备方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20211119 Effective date: 20211119 |