RU2322474C1 - Solid-phase composition for hydrogen sulfide neutralization - Google Patents
Solid-phase composition for hydrogen sulfide neutralization Download PDFInfo
- Publication number
- RU2322474C1 RU2322474C1 RU2006132004/03A RU2006132004A RU2322474C1 RU 2322474 C1 RU2322474 C1 RU 2322474C1 RU 2006132004/03 A RU2006132004/03 A RU 2006132004/03A RU 2006132004 A RU2006132004 A RU 2006132004A RU 2322474 C1 RU2322474 C1 RU 2322474C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrogen sulfide
- composition
- solid
- phase composition
- gas
- Prior art date
Links
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 52
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 51
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 39
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 title claims abstract description 18
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 title abstract description 6
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Chemical compound [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 22
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 claims abstract description 19
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000011118 polyvinyl acetate Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims abstract description 12
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 229920002689 polyvinyl acetate Polymers 0.000 claims abstract description 12
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 claims abstract description 12
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 claims abstract description 11
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 6
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 15
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000004872 foam stabilizing agent Substances 0.000 claims description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 15
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 abstract description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 abstract description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 238000000034 method Methods 0.000 description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 229920001807 Urea-formaldehyde Polymers 0.000 description 3
- GZCGUPFRVQAUEE-SLPGGIOYSA-N aldehydo-D-glucose Chemical compound OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C=O GZCGUPFRVQAUEE-SLPGGIOYSA-N 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 3
- 102200118166 rs16951438 Human genes 0.000 description 3
- 235000019333 sodium laurylsulphate Nutrition 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 2
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 2
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N Manganese Chemical compound [Mn] PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 229910001854 alkali hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001860 alkaline earth metal hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical compound [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 description 1
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Inorganic materials [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000032798 delamination Effects 0.000 description 1
- MOTZDAYCYVMXPC-UHFFFAOYSA-N dodecyl hydrogen sulfate Chemical compound CCCCCCCCCCCCOS(O)(=O)=O MOTZDAYCYVMXPC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000008258 liquid foam Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- KKCBUQHMOMHUOY-UHFFFAOYSA-N sodium oxide Chemical compound [O-2].[Na+].[Na+] KKCBUQHMOMHUOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001948 sodium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N sulfur trioxide Inorganic materials O=S(=O)=O AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к химическим составам для обработки скважин, в том числе поглощающих, для снижения содержания сероводорода в газовом пространстве скважин при проведении ремонтных, исследовательских или других работ. Может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности в условиях нормальных и низких пластовых давлений.The invention relates to chemical compositions for treating wells, including absorbing ones, to reduce the hydrogen sulfide content in the gas space of wells during repair, research or other work. It can be used in the oil and gas industry under normal and low reservoir pressures.
Широко известны составы для химического связывания сероводорода в скважинах, представляющие собой водные растворы нейтрализующих реагентов [1, 2] или их суспензии [3, 4]. В качестве нейтрализующих реагентов часто используются продукты взаимодействия алканоламинов с альдегидами, гидроксиды щелочных и щелочно-земельных металлов, водные суспензии оксидов марганца (IV) и железа (III).Compositions for chemical bonding of hydrogen sulfide in wells are widely known, which are aqueous solutions of neutralizing reagents [1, 2] or their suspensions [3, 4]. As neutralizing reagents, the products of the interaction of alkanolamines with aldehydes, alkali and alkaline earth metal hydroxides, aqueous suspensions of manganese (IV) and iron (III) oxides are often used.
Основным недостатком применения нейтрализующих реагентов в виде растворов и суспензий является низкая скорость и небольшая степень связывания сероводорода вследствие низкой диспергации нейтрализатора сероводорода и небольшой площади соприкосновения нейтрализатора сероводорода с сероводородом в стволе скважины. Кроме того, нейтрализация сероводорода растворами нейтрализующих реагентов недостаточно эффективна в условиях поглощающих скважин и низких пластовых давлений, когда раствор нейтрализующего реагента уходит в поглощающие горизонты без совершения полезной работы по связыванию сероводорода.The main disadvantage of using neutralizing agents in the form of solutions and suspensions is the low speed and low degree of hydrogen sulfide binding due to the low dispersion of the hydrogen sulfide neutralizer and the small area of contact between the hydrogen sulfide neutralizer and hydrogen sulfide in the wellbore. In addition, the neutralization of hydrogen sulfide by solutions of neutralizing reagents is not effective enough in conditions of absorbing wells and low reservoir pressures, when the solution of neutralizing reagent goes into the absorbing horizons without performing useful work on the binding of hydrogen sulfide.
Известен твердофазный состав, получаемый перемешиванием карбамид-формальдегидной смолы, поверхностно-активного вещества (ПАВ) и реагента (реагентов) - нейтрализатора сероводорода [5 - прототип]. Твердение карбамид-формальдегидной смолы в пенопласт приводит к образованию отвержденной газожидкостной - пенной - системы (ОГЖС), которую и закачивают в пласт с проявлениями сероводорода. Карбамид-формальдегидная смола является также реагентом-стабилизатором пены. Большая поверхность гранул пенопласта обеспечивает повышенное диспергирование и увеличенную площадь соприкосновения нейтрализатора сероводорода с сероводородом в закачиваемом объеме ОГЖС и в стволе скважины.Known solid-phase composition obtained by mixing urea-formaldehyde resin, surface-active substances (surfactants) and reagent (reagents) - a catalyst for hydrogen sulfide [5 - prototype]. Hardening of the urea-formaldehyde resin into the foam leads to the formation of a cured gas-liquid - foam - system (OGHS), which is pumped into the formation with manifestations of hydrogen sulfide. Urea-formaldehyde resin is also a foam stabilizer. The large surface of the granules of the foam provides increased dispersion and an increased contact area of the hydrogen sulfide neutralizer with hydrogen sulfide in the injected volume of OGZhS and in the wellbore.
Состав сложен в приготовлении, недостаточно эффективен и технологичен для обработки эксплуатационных скважин из-за необходимости применения специального оборудования (насос, емкости, дозаторы, эжектор) для формирования нейтрализующей сероводород ОГЖС; велика вероятность закупоривания призабойной зоны пласта нерастворимыми в воде гранулами пенопласта.The composition is difficult to prepare, insufficiently efficient and technologically advanced for processing production wells due to the need to use special equipment (pump, tanks, dispensers, ejector) to form a neutralizing hydrogen sulfide OGZhS; there is a high probability of blocking the bottom-hole zone of the formation with foam insoluble in water.
Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в разработке более эффективного, простого в приготовлении и технологичного состава для нейтрализации сероводорода в скважинах. Исключается необходимость применения специального оборудования для формирования нейтрализующей сероводород ОГЖС (насос, емкости, дозаторы, эжектор). Обеспечивается повышенная нейтрализующая активность нейтрализатора сероводорода по отношению к сероводороду, который находится в скважинном пространстве как в газообразном, так и в растворенном виде. Эффективность нейтрализующего сероводород реагента по сравнению с прототипом возрастает за счет большей поверхности контакта со скважинными флюидами диспергированной газом неотвержденной пенной системы.Solved by the invention, the problem and the expected technical result are to develop a more effective, easy to prepare and technologically advanced composition for neutralizing hydrogen sulfide in wells. Eliminates the need for special equipment for the formation of neutralizing hydrogen sulfide OGZhS (pump, tanks, dispensers, ejector). Provides increased neutralizing activity of the hydrogen sulfide neutralizer in relation to hydrogen sulfide, which is located in the borehole space in both gaseous and dissolved form. The effectiveness of the neutralizing hydrogen sulfide reagent in comparison with the prototype increases due to the larger contact surface with well fluids dispersed by a gas uncured foam system.
Поставленная задача решается тем, что твердофазная композиция, включающая нейтрализующие сероводород реагенты, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и реагент-стабилизатор пены, отличается тем, что в качестве нейтрализующих сероводород реагентов содержит нитрит натрия и сульфаминовую кислоту, а в качестве реагентов-стабилизаторов пены - поливинилацетат и жидкое стекло при следующем соотношении компонентов, мас.%:The problem is solved in that the solid-phase composition comprising hydrogen sulfide neutralizing reagents, surfactant and foam stabilizing reagent is characterized in that it contains sodium nitrite and sulfamic acid as neutralizing hydrogen sulfide reagents, and foam stabilizing reagents - polyvinyl acetate and water glass in the following ratio of components, wt.%:
ПАВ от 0,5 до 7,4;Surfactants from 0.5 to 7.4;
поливинилацетат (ПВА) от 2,6 до 5,7;polyvinyl acetate (PVA) from 2.6 to 5.7;
жидкое стекло от 2,6 до 4,6;liquid glass from 2.6 to 4.6;
нитрит натрия и сульфаминовая кислота в стехиометрическом соотношении по отношению друг к другу в реакции с сероводородом - остальное.sodium nitrite and sulfamic acid in a stoichiometric ratio with respect to each other in reaction with hydrogen sulfide - the rest.
Нижняя граница содержания ПАВ в композиции 0,5 мас.% обусловлена величиной критической концентрации мицеллообразования (ККМ) ПАВ, расходом твердофазной композиции и расходом воды на ее растворение (от 100 до 2000 дм3). Верхняя граница содержания ПАВ в композиции 7,4 мас.% обусловлена высокой стоимостью ПАВ и необходимостью обеспечения высокой емкости композиции по сероводороду. В качестве ПАВ может применяться, например, лаурилсульфат натрия или сульфонол.The lower limit of the surfactant content in the composition of 0.5 wt.% Is due to the critical micellization concentration (CMC) of the surfactant, the consumption of the solid-phase composition and the water consumption for its dissolution (from 100 to 2000 dm 3 ). The upper limit of the surfactant content in the composition of 7.4 wt.% Due to the high cost of the surfactant and the need to ensure a high capacity of the composition for hydrogen sulfide. As a surfactant, for example, sodium lauryl sulfate or sulfonol can be used.
Диапазон содержания в композиции поливинилацетата (ПВА, по ТУ представляет собой водную суспензию с содержанием сухого остатка не менее 52 мас.%) от 2,6 до 5,7 мас.% обусловлен: минимальное содержание - началом появления стабилизирущих пену свойств; максимальное - технологией приготовления твердофазной композиции с применением суспензии ПВА в воде.The range of polyvinyl acetate content in the composition (PVA, according to TU is an aqueous suspension with a solids content of at least 52 wt.%) From 2.6 to 5.7 wt.% Due to: the minimum content - the onset of foam-stabilizing properties; the maximum - by the technology of preparing a solid-phase composition using a suspension of PVA in water.
Диапазон содержания в композиции жидкого стекла от 2,6 до 4,6 мас.% обусловлен: минимальное содержание - началом появления стабилизирущих пену свойств; максимальное - технологией приготовления твердофазной композиции с применением жидкого стекла, представляющего собой по ГОСТ густую жидкость.The range of content in the composition of liquid glass from 2.6 to 4.6 wt.% Due to: the minimum content is the beginning of the appearance of foam-stabilizing properties; maximum - by the technology of preparing a solid-phase composition using liquid glass, which is a thick liquid according to GOST.
Сырьем для получения твердофазной композиции являются вещества, выпускаемые химической промышленностью по соответствующим ГОСТам и Техническим условиям, приведенным в таблице 1. Характеристики сырья - в табл.2-5.The raw materials for the preparation of the solid-phase composition are substances produced by the chemical industry in accordance with the relevant GOSTs and Technical Specifications given in Table 1. The characteristics of the raw materials are in Table 2-5.
Все компоненты твердофазной композиции являются твердыми растворимыми в воде веществами; соответственно, заявляемая твердофазная композиция растворима в воде. Она приготовляется непосредственно перед обработкой скважины, куда подается путем смыва ее технической водой, например с помощью агрегата ЦА-320.All components of the solid phase composition are solid soluble in water substances; accordingly, the inventive solid-phase composition is soluble in water. It is prepared immediately before the well treatment, where it is supplied by flushing it with industrial water, for example, using the CA-320 aggregate.
Авторами заявляемого технического решения установлено, что нитрит натрия в присутствии сульфаминовой кислоты окисляет сероводород.The authors of the proposed technical solution found that sodium nitrite in the presence of sulfamic acid oxidizes hydrogen sulfide.
Повышенное диспергирование и увеличенная площадь соприкосновения твердофазной композиции с сероводородом обеспечиваются процессами газообразования, начинающимся при контактировании с водой твердофазной композиции, а также присутствием ПАВ и стабилизаторов пены - ПВА и жидкого стекла. Эффективность нейтрализующего сероводород реагента по сравнению с прототипом возрастает за счет большей поверхности контакта со скважинными флюидами диспергированной газом неотвержденной пенной системы.Increased dispersion and increased contact area of the solid-phase composition with hydrogen sulfide are provided by gas formation processes that begin when the solid-phase composition is in contact with water, as well as the presence of surfactants and foam stabilizers - PVA and water glass. The effectiveness of the neutralizing hydrogen sulfide reagent in comparison with the prototype increases due to the larger contact surface with well fluids dispersed by a gas uncured foam system.
Совмещение процессов газообразования и нейтрализации сероводорода при растворении композиции в воде обеспечивает эффективность и технологичность композиции, отличающейся также простотой приготовления. Это, в свою очередь, обеспечивает упрощение и повышение эффективности и технологичности нейтрализации сероводорода в скважинах.The combination of the processes of gas formation and neutralization of hydrogen sulfide during dissolution of the composition in water provides the efficiency and manufacturability of the composition, which is also distinguished by its ease of preparation. This, in turn, provides a simplification and increase in the efficiency and manufacturability of neutralizing hydrogen sulfide in wells.
Пенная система с нейтрализатором сероводорода формируется непосредственно при растворении в воде твердофазной композиции следующего состава:A foam system with a hydrogen sulfide neutralizer is formed directly when a solid-phase composition of the following composition is dissolved in water:
где указанное соотношение в композиции нитрита натрия и сульфаминовой кислоты является стехиометрическим по отношению друг к другу.where the specified ratio in the composition of sodium nitrite and sulfamic acid is stoichiometric with respect to each other.
Контакт твердофазной композиции с водой приводит к инициированию реакции и газовыделению:The contact of the solid-phase composition with water leads to the initiation of the reaction and gas evolution:
NaNO2+(NH2)SO2OH=NaHSO4+N2↑+H2ONaNO 2 + (NH 2 ) SO 2 OH = NaHSO 4 + N 2 ↑ + H 2 O
Контакт водного раствора твердофазной композиции с сероводородом приводит к инициированию реакции его нейтрализации:The contact of an aqueous solution of a solid-phase composition with hydrogen sulfide leads to the initiation of the reaction of its neutralization:
4NaNO2+2(NH2)SO2OH+3H2S=2Na2SO4+3N2↑+3S+6H2O4NaNO 2 +2 (NH 2 ) SO 2 OH + 3H 2 S = 2Na 2 SO 4 + 3N 2 ↑ + 3S + 6H 2 O
Окисление сероводорода до промежуточной степени окисления - элементарной серы - обеспечивает повышенную удельную емкость композиции по отношению к сероводороду, а значит, пониженный расход на обработку скважины.Oxidation of hydrogen sulfide to an intermediate oxidation state of elemental sulfur provides an increased specific capacity of the composition with respect to hydrogen sulfide, which means a reduced consumption for well treatment.
Предложенный способ позволяет полностью связывать сероводород, растворенный в пластовой воде, нефти и находящийся в газовом пространстве скважины, значительно повысить активность нейтрализатора по отношению к газообразному сероводороду за счет большой поверхности контакта неотвержденной пенной системы.The proposed method allows you to completely bind hydrogen sulfide dissolved in produced water, oil and located in the gas space of the well, significantly increase the activity of the neutralizer with respect to gaseous hydrogen sulfide due to the large contact surface of the uncured foam system.
Сущность изобретения иллюстрируется следующим примером.The invention is illustrated by the following example.
Пример.Example.
Добывающая скважина №11810 НГДУ «Ямашнефть» ОАО АПК «Татнефть» имеет статический уровень на глубине 414 м от устья скважины. Содержание сероводорода в затрубном газе составляет 2,21% (объемных). Содержание растворенного сероводорода в скважинной жидкости 190 мг/дм3. Затрубное давление 1,3 атм.Production well No. 11810 of the Yamashneft Oil and Gas Production Division of OAO APK Tatneft has a static level at a depth of 414 m from the wellhead. The hydrogen sulfide content in the annular gas is 2.21% (volume). The content of dissolved hydrogen sulfide in the well fluid 190 mg / DM 3 . Annular pressure 1.3 atm.
Перед проведением ремонтных работ через затрубную задвижку в скважину было подано 5 кг твердофазной композиции, содержащей 0,37 кг ПАВ (7,4 мас.%), 0,13 кг ПВА (2,6 мас.%), 1,82 кг сульфаминовой кислоты (36,4 мас.%), 0,13 кг жидкого стекла (2,6 мас.%), 2,55 кг нитрита натрия (51 мас.%).Before repair work, 5 kg of a solid-phase composition containing 0.37 kg of surfactant (7.4 wt.%), 0.13 kg of PVA (2.6 wt.%), And 1.82 kg of sulfamic acid were fed through the annular valve into the well. acid (36.4 wt.%), 0.13 kg of water glass (2.6 wt.%), 2.55 kg of sodium nitrite (51 wt.%).
Количество подаваемой воды должно быть минимальным и достаточным для полной подачи композиции в скважину. По результатам испытаний на 10 кг твердофазной композиции необходимо от 50 л (летом) до 100 л (зимой) технической воды.The amount of water supplied should be minimal and sufficient to fully feed the composition into the well. According to the test results for 10 kg of the solid-phase composition, it is necessary from 50 l (in summer) to 100 l (in winter) of industrial water.
После подачи композиции скважина была закрыта на 1 час для протекания реакции. Через 1 час отобрана проба газа из затрубного пространства. Сероводород в газе не обнаружен. Далее на скважине демонтирована план-шайба и проведены спуско-подъемные операции, связанные с заменой насоса. Контроль содержания сероводорода анализатором «Анкат-7631» в 0,5 метрах от открытого устья скважины показал его отсутствие на всем протяжении ремонта.After feeding the composition, the well was closed for 1 hour for the reaction to proceed. After 1 hour, a gas sample was taken from the annulus. No hydrogen sulfide was detected in the gas. Then, a plan washer was dismantled at the well and tripping operations related to the replacement of the pump were carried out. Monitoring of the hydrogen sulfide content by the Ankat-7631 analyzer 0.5 meters from the open wellhead showed its absence throughout the entire repair.
Источники информацииInformation sources
1. Фахриев A.M., Фахриев Р.А. Способ очистки нефти и газоконденсата от сероводорода. Патент РФ №2118649, C10G 29/20, C10G 29/24, опубл. 1998.1. Fakhriev A.M., Fakhriev R.A. The method of purification of oil and gas condensate from hydrogen sulfide. RF patent No. 2118649, C10G 29/20, C10G 29/24, publ. 1998.
2. Фахриев A.M., Фахриев Р.А., Белкина М.М. Способ очистки жидких углеводородных фракций от сероводорода и меркаптанов. Патент РФ №2107085, C10G 29/24, опубл. 1998.2. Fakhriev A.M., Fakhriev R.A., Belkina M.M. The method of purification of liquid hydrocarbon fractions from hydrogen sulfide and mercaptans. RF patent No. 2107085, C10G 29/24, publ. 1998.
3. Потапов А.Г., Шерман Т.П., Ишанов А.И., Ананьев А.Н. Способ обработки бурового раствора. Авт. свид. №1253980, С09К 7/00, опубл. 1986.3. Potapov A.G., Sherman T.P., Ishanov A.I., Ananiev A.N. A method of processing a drilling fluid. Auth. testimonial. No. 1253980, S09K 7/00, publ. 1986.
4. Коган B.C., Котова А.В., Буянова Н.С., Балатукова Т.М., Джиенбаев С.С., Китуева А.Д. Способ удаления сероводорода. Авт. свид. №1542594, B01D 53/02, опубл. 1990.4. Kogan B.C., Kotova A.V., Buyanova N.S., Balatukova T.M., Dzhienbaev S.S., Kitueva A.D. The method of removing hydrogen sulfide. Auth. testimonial. No. 1542594, B01D 53/02, publ. 1990.
5. Хромых М.А., Фигурак А.А. Способ нейтрализации и изоляции проявлений сероводорода. Авт. свид. №1368427, Е21В 37/00, опубл. 1988.5. Khromykh M.A., Figurak A.A. The method of neutralizing and isolating the manifestations of hydrogen sulfide. Auth. testimonial. No. 1368427, ЕВВ 37/00, publ. 1988.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006132004/03A RU2322474C1 (en) | 2006-09-05 | 2006-09-05 | Solid-phase composition for hydrogen sulfide neutralization |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006132004/03A RU2322474C1 (en) | 2006-09-05 | 2006-09-05 | Solid-phase composition for hydrogen sulfide neutralization |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2322474C1 true RU2322474C1 (en) | 2008-04-20 |
Family
ID=39454035
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006132004/03A RU2322474C1 (en) | 2006-09-05 | 2006-09-05 | Solid-phase composition for hydrogen sulfide neutralization |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2322474C1 (en) |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE2460542A1 (en) * | 1974-04-05 | 1975-10-16 | Mobil Oil Corp | METHOD AND MEANS OF TREATING A BORE |
| SU1253980A1 (en) * | 1983-08-05 | 1986-08-30 | Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method of treating drilling mud |
| SU1368427A1 (en) * | 1986-03-05 | 1988-01-23 | Иркутское Отделение Всесоюзного Научно-Исследовательского Института Методики И Техники Разведки | Method of neutralizing and isolating hydrogen sulfide manifestations |
| US4988389A (en) * | 1987-10-02 | 1991-01-29 | Adamache Ion Ionel | Exploitation method for reservoirs containing hydrogen sulphide |
| SU1760095A1 (en) * | 1989-10-25 | 1992-09-07 | Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности "Укргипрониинефть" | Foam-forming compound for removing liquid from well bottom |
| RU2107085C1 (en) * | 1996-01-11 | 1998-03-20 | Фахриев Ахматфаиль Магсумович | Method of removing hydrogen sulfide and mercaptans from liquid hydrocarbon fractions |
| RU2118649C1 (en) * | 1997-03-20 | 1998-09-10 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil and gas condensate |
| RU2187627C2 (en) * | 2000-11-01 | 2002-08-20 | Фахриев Ахматфаиль Магсумович | Method of neutralization of hydrogen sulfide in oil well |
-
2006
- 2006-09-05 RU RU2006132004/03A patent/RU2322474C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE2460542A1 (en) * | 1974-04-05 | 1975-10-16 | Mobil Oil Corp | METHOD AND MEANS OF TREATING A BORE |
| SU1253980A1 (en) * | 1983-08-05 | 1986-08-30 | Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method of treating drilling mud |
| SU1368427A1 (en) * | 1986-03-05 | 1988-01-23 | Иркутское Отделение Всесоюзного Научно-Исследовательского Института Методики И Техники Разведки | Method of neutralizing and isolating hydrogen sulfide manifestations |
| US4988389A (en) * | 1987-10-02 | 1991-01-29 | Adamache Ion Ionel | Exploitation method for reservoirs containing hydrogen sulphide |
| SU1760095A1 (en) * | 1989-10-25 | 1992-09-07 | Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности "Укргипрониинефть" | Foam-forming compound for removing liquid from well bottom |
| RU2107085C1 (en) * | 1996-01-11 | 1998-03-20 | Фахриев Ахматфаиль Магсумович | Method of removing hydrogen sulfide and mercaptans from liquid hydrocarbon fractions |
| RU2118649C1 (en) * | 1997-03-20 | 1998-09-10 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil and gas condensate |
| RU2187627C2 (en) * | 2000-11-01 | 2002-08-20 | Фахриев Ахматфаиль Магсумович | Method of neutralization of hydrogen sulfide in oil well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7374690B2 (en) | Processes for removing oil from solid wellbore materials and produced water | |
| US9896617B2 (en) | Polymer compositions | |
| AU2015339146C1 (en) | Polymer compositions | |
| US20230167715A1 (en) | Carbon dioxide sequestration | |
| US4666979A (en) | Metal compounds of acid group-containing condensation products and co-condensation products of ketones and aldehydes | |
| RU2581070C1 (en) | Using titanium coagulant for treatment of water-flooded oil reservoir | |
| RU2467163C1 (en) | Method of processing primarily flat horizontal well hole for removal of mud bulk from bottom-hole formation zone | |
| RU2322474C1 (en) | Solid-phase composition for hydrogen sulfide neutralization | |
| RU2516400C1 (en) | Alum-gypsum-potassium drill mud and method of its production | |
| RU2322473C1 (en) | Solid-phase composition for hydrogen sulfide neutralization | |
| RU2252238C1 (en) | Foam forming composition for productive stratum perforation | |
| RU2352771C2 (en) | Method of applying modified polymer compositions for increased oil withdrawal of formations | |
| RU2306407C1 (en) | Method for hydrogen sulfide neutralization inside well | |
| RU2541666C1 (en) | Mud fluid for stabilisation of mud shale | |
| CN114409819B (en) | Vegetable gum modified material, fracturing diversion agent with imbibition enhancing effect based on vegetable gum modified material, preparation method and application | |
| RU2602280C1 (en) | Peat alkaline drilling mud for opening producing reservoir | |
| US20230057459A1 (en) | Method of providing clean air, clean water, and/or hydraulic cement at well sites | |
| RU2244812C1 (en) | Method for oil bed extraction | |
| RU2431651C1 (en) | Composition for insulation of thief zones | |
| RU2382186C1 (en) | Oil production intensification method | |
| RU2172823C1 (en) | Method of increasing of productivity of producing wells | |
| CA1058854A (en) | Composition and method of removing scale from oil wells | |
| RU2679029C1 (en) | Composition for acid treatment of near-wellbore zone of reservoir (options) | |
| RU2550704C1 (en) | Peat alkaline drilling mud for well drilling in permafrost rocks | |
| RU2829685C1 (en) | Composition for treatment of bottom-hole zone of formation of terrigenous reservoir and method of treatment of bottom-hole zone of formation of terrigenous reservoir |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080906 |