Ингибитор отложения неорганических солей в нефтеи газопромысловом оборудовании

 

Изобретение относится к ингибиторам отложений неорганических солей, может быть использовано'для предотвращения отложений в скважинах и нефтепромысловомоборудовании при добыче нефти и газа и позволяет увеличить продолжительность действия ингибитора при обеспечении высокой степени предотвращения солеотло-' жений. В качестве ингибитора используют состав, содержащий, мас.%: нитрилотриметилфосфоновая кислота 4,2-18,0,' полупродукт производства монокарбоновых кислот в процессе окисления углеводородовоксидат 30,0-40,0 и вода - остальное. Ингибитор используют путем продавливания в призабойную зону пласта. Использование состава позволяет вдвое увеличить продолжительность защитного действия при обеспечении высокой степени предотвращения солеотложений. 3 табл.слс

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ, К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4748995/26 (22) 11.10.89 (46) 23.02.92. Бюл. N - 7 (71) Уфимский нефтяной институт (72) Ю.B.Àíòèïèí, LU.À.Ãàôàðoâ, Г.А.Шамаев и Н.Л.Виноградов (53) 663.632.7(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

N -999966772211, кл. Е 21 В 43/12, 1980. (54) ИНГИБИТОР ОТЛОЖЕНИЯ НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ В НЕФТЕ- И ГАЗОПРОМЫСЛОВОМ ОБОРУДОВАНИИ (57) Изобретение относится к ингибиторам отложений неорганических солей, может быть использовано для предотвращения отложений в скважинах и нефтепромысловом

Изобретение относится к ингибиторам отложений неорганических солей и может. быть использовано для предотвращения отложений в скважинах и нефтепромысловом оборудовании при добыче нефти и газа., Цель изобретения является увеличение продолжительности действия ингибитора при обеспечении высокой степени предотвращения солеотложений.

В качестве ингибитора используют состав, содержащий, мас.%; нитрилотриметилфосфоновая кислота 4,2-18,0; полупродукт производства монокарбоновых кислот в процессе окисления углеводородов — оксидат 30,0-40,0 и вода— остальное.

Оксидат представляет собой прозрачную жидкость темно-коричневого цвета с резким характерным запахом уксусной кис„„5U „„1713899 А1 (si)s С 02 F 5/14, Е 21 В 43/12 оборудовании при добыче нефти и газа и позволяет увеличить продолжительность действия ингибитора при обеспечении высокой степени предотвращения солеотложений. В качестве ингибитора используют состав, содержащий, мас.%: нитрилотриметилфосфоновая кислота 4,2-18,0; полупродукт производства монокарбоновых кислот в процессе окисления углеводородов- оксидат 30,0-40,0 и вода — остальное. Ингибитор используют путем продавливания в призабойную зону пласта, Использование состава позволяет вдвое увеличить продолжительность защитного действия при обеспечении высокой степени предотвращения солеотложений. 3 табл. лоты, плотностью 1,012-1,020 г/см, вязко3 стью (20 С) 2,04-2,84 сП, рН 0,25-1,30, температурой замерзания -26 С и содержит, мас.%: муравьиная кислота 8-12, уксусная кислота 60-68, янтарная кислота 3-5,масляная кислота 1-3, метилэтилкетон, этилацетат, ацетон 6-8 и вода, и выпускается в виде

60-80%-ного водного раствора.

Для приготовления ингибитора заданного состава в емкость насосного агрегата заливают 2000 кг пресной воды и засыпают

250 кг нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ).

Запускают в работу насос по схеме емкость — насос — емкость, при этом происходит растворение НТФ. После растворения полученный раствор НТФ закачивают в автоцистерну, в которой предварительно залито 1875 кг 80%-ного оксидата и 875 кг

1713899

10

25 тора, г/л.

55 воды, После перекачки НТФ насосным агрегатом полученный ингибирующий состав окончательно перемешивают по схеме автоцистерна — насосный агрегат — автоцистерна.

Получают 5 т ингибитора, содержащего, мас. : НТФ 5, оксидат 30. Приготовленный таким образом ингибирующий состав закачивают в скважину.

После продавки ингибитора в призабойную зону пласта происходит адсорбция ингибитора на поверхности породы и постепенная десорбция его в процессе отбора продукции из скважины. Вынос реагента, добываемой жидкостью после продавки и пуска скважины в эксплуатацию до минимально необходимых концентраций, требуемых для ингибирования, определяет период защиты нефтегазопромыслового оборудования от отложения солей и срок между продавками ингибитора„Поэтому, чем продолжительнее процесс выноса реагента, тем эффективнее обработка скважины раствором ингибитора солеотложений.

Длительность периода выноса ингибитора в значительной степени зависит от адсорбционной способности ингибитора отложения солей на породе пласта. Чем больше адсорбция ингибитора солеотложения и медленнее его десорбция, тем эффективнее предотвращение солеотложений.

В реальных условиях поверхность пор породы призабойной зоны пласта, в которые закачивается ингибирующий раствор, смочена частично нефтью, а частично — водой. Ингибитор солеотложения адсорбируется на поверхности, смоченной водой, и не адсорбируется на поверхности пор, смоченной нефтью.

Эффективность предотвращения солеотложений можно увеличить, во-первых, за счет гидрофилизации той части поверхности пор, которая смочена нефтью, т.е, увеличения поверхности адсорбента, и, во-вторых, за счет применения состава с улучшенной адсорбционной,способностью на породе призабойной зоны пласта.

Оксидат, входящий в состав ингибитора, растворяется в нефти, снижая поверхностное натяжение и увеличивая адсорбцию ингибитора на поверхности породы, повышая таким образом эффективность предотвращения солеотложения.

Защитное действие ингибитора определяют следующим образом.

Готовят искусственные пересыщенные растворы сульфата кальция путем сливания растворов двух видов:

1 л раствора содержит сульфата натрия

13 г, хлорида натрия 187,8 г, клорида магния

1,24 r, 1 л раствора содержит хлорида кальция (безводного) 13,6 г.

Реакция с образованием осадка сульфата кальция протекает по схеме:

СаС12+ NaS04 = Са$04+ 2NaCI.

В каждую из двух колб емкостью 250 мл пипеткой вносят расчетное количество испытуемого ингибирующего раствора, приливают 50 мл раствора 1-го вида, а затем доливают 50 мл раствора 2-го вида (хлорида кальция). Пробы выдерживают при 25 +1 С в термостате, и через 24 ч определяют содержание солеобразующих ионов трилонометрическим способом. Аналогичные опыты проводят без добавки ингибитора. Защитный эффект определяют по формуле

Э С С" 100, С. -С. где С вЂ” начальная концентрация сульфата кальция в исходном растворе, г/л;

С» — концентрация сульфата кальция в конце опыта в раствоое, не обработанном ингибитором, г/л;

С вЂ” концентрация сульфата кальция в конце опыта в растворе с добавкой ингибиВ табл. 1 представлены данные по эффективности защитного действия ингибитора в зависимости от соотношения входящих в него компонентов.

Как свидетельствуют данные табл. 1, при использовании НТФ концентрацией более 18 эффективность.ингибитора снижается из-за его несовместимости с пластовой водой.

В табл. 2 представлены данные по зависимости поверхностного натяжения на границе нефть — ингибирующий раствор от количества оксидата в составе ингибитора.

Введение оксидата в количестве, превышающем 30-40, не приводит к дополнительному снижению поверхностного натяжения, т.е. улучшению смачиваемости поверхности адсорбента. При концентрациях менее 30 происходит значительное повышение поверхностного натяжения.

В табл. 3 представлены сравнительные данные по изменению концентрации известного и предлагаемогЬ ингибиторов в процессе предотвращения солеотложений.

В случае использования известного ингибитора содержание НТФ становится меньше минимально необходимого для ингибирования после прокачивания жидкости в количестве 19 объемов пор, При использо1713899 вании предлагаемого ингибитора эта величина составляет 31-37 объемов пор.

Таким образом, использование предлагаемого ингибитора позволяет вдвое увели; чить продолжительность ингибирующего

-действия при сохранении высокой степени предотвращения солеотложений.

Формула изобретения

Ингибитор отложения неорганических солей в нефте-и газопромысловом оборудовании, включающий нитрилотриметилфосфоновую, кислоту, воду и кислотосодержащий реагент, отличающийся тем, что, с целью увеличения продолжительности действия ингибитора при обеспечении высокой степени предотвращения солеотложений, он в качестве кислотосодержащего реагента включает

5 полупродукт производства монокарбоновых кислот в процессе окисления углеводородов — оксидат — при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Нитрилотриметилфосфоновая

10 кислота

Оксидат

Вода

4,2-18,0

30,0-40,0

Остальное

Таблица 1

Защитный эффект, %

Соляная кислота, мас.%

Нитрилотриметилфосновая кислота мдс. о

Оксидат, мас

Вода, мас. %

Состав ингибито

Известный

100

71,2

75,1

73,2, 62,6

83,7

23,8

1.1,3

17,5

23,8

11,3

5.0

13,6

9,3

13,6

5,0

2

4

5 гаемый ингибит

Пела ор

7

9

11

12

13

14

16

17

18

19

21

22

23

24

26

27

28

29

31

32

33

34

4,2

4,2

4,2

4,2

4,2

4,5

4,5

4,5

4,5

4,5

5,0

5,0

5,0 . 5,0

11,0

11,0

18,0

18,0

18,0 18,0

18,0

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

22,0

22,0

28

28

28

28

42

42

70,8

67,8

65,8

60,8

55,8

70,5

67,5

65,5

55,5

50,5

70,0

67,0

-65,0

55,0

54,0

49,0

57,0

54,0

52,0

42,0

40,0

55,0

50,0

45,0

40,0

38,0

35,0

30,0

20,0

48,0

38,0

83

92

99

88

96

91

98

92

98

99

86

92

94

96

98

82

17,1 3899

Таблица 2

Раствор

Поверхностное жение н/м натяСостав ингибирующего водного раствора

5%.НТФ и 23,7 % HCI (известный)

13,6 % НТФ и 1,6 % НС! (известный)

4,2 % НТФ и 25 % оксидата

4,2 % НТФ и 28 % оксидата

4,2% НТФ и 30% оксидата

4,2 % НТФ и 35 % оксидата

4,2 % НТФ и 40 % оксидата

4,2 % НТФ и 45 % оксидата

5 % НТФ и 25 % оксидата

5% НТФ и 27% оксидата

5 % НТФ и 30 % оксидата

5 % НТФ и 35 % оксидата

5 % НТФ и 40 % оксидата

5 % НТФ и 42 % оксидата

5 % НТФ и 45 % оксидата

18 % НТФ и 25 % оксидата

18 % НТФ и 28 % оксидата

18 % НТФ и 30 % оксидата

18 % НТФ и 35 % оксидата

18 % НТФ и 40 % оксидата

18 % НТФ и 42 % оксидата

18 НТФ и 45, оксидата

Таблица 3

Количество прокачанной жидкости, в объемах пор

Известного

П е лагаемого

5% НТФ+11,2 %

HCL+ во а остальное

5 % НТФ+ 40 % окси- 180 » НТФ+40% оксиат+во а остальное ат+ во а остальное б ия

А со

50000

50000

50000 б ия ес о

2

4

6

8

11

12

13

14

16

17

18

19

21

1

3

6

8

11

12

13

94

48

24

16

Кон ент а ия ингибито а, мг/л

61

52

38

21

23

1,51 10

1 20 10-3

1,81 10

1,66 10 з

1,49 10

1,49 10

1,48 10

1,48 10

1,73 10 .1,52-10

1,16 10 з

1,16 10 з

1,17-10

1,17 10з

1,17 ° 10

1,17 10

1,03 10

0,91 10

0,90 10

0,92.10

0,91 10

0,92 10

48

36

42

42

10

1713899

Продолжение табл. 3

Составитель А.Стадник

Редактор В.Бугренкова Техред M.Mîðãåíòàë Корректор M,Màêñèìèøèíåö

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул. Гагарина, 101

Заказ 659 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5