Состав для предупреждения образования органических отложений и гидратов в скважинах и трубопроводах
Владельцы патента RU 2480504:
Общество с ограниченной ответственностью "Газпром переработка" (RU)
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для предотвращения образования органических отложений и гидратов в скважинах и трубопроводах при низких температурах. Технический результат - повышение эффективности состава и обеспечение выполения обработки при температуре до -22°С. Состав для предупреждения образования органических отложений и гидратов в скважинах и трубопроводах, включающий депрессор, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и растворитель, в качестве депрессора содержит модифицированный разветвленный поликарбоксилат (МРПК), в качестве ПАВ - КТ-12, а в качестве растворителя - газовый конденсат при следующем соотношении компонентов, мас.%: МРПК 10-15, КТ-12 10-60, газовый конденсат - остальное. 12 пр., 3 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для предотвращения образования органических отложений и гидратов в скважинах и трубопроводах, соответственно добывающих и транспортирующих нефть или газовый конденсат, при низких температурах.
Основной причиной, приводящей к резкому снижению пропускной способности трубопроводов и дебитов скважин, является образование органических отложений и(или) гидратов, особенно при пониженных температурах.
Известен состав для удаления и предотвращения смолопарафиновых отложений, содержащий смесь оксиэтилированных высших спиртов и ароматический растворитель (см. а.с. СССР №981335, МПК5 C09K 3/00, E21B 43/00, опубл. 15.12.1982).
Недостатками этого состава являются низкая ингибирующая эффективность и недостаточная диспергирующая способность.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является принятый за прототип ингибитор парафиноотложений, включающий смесь оксиэтилированных высших спиртов, сульфированные аддукты общей формулы R1SOm -K+, где R1-CnH(2n)-C6H4 или R1-CnH(2n)-C6H4(OC2H4)x, m=3-4, n=9-12, x=6-10, K+-HN+R2R3R4, где R2-H, R3-R4-C2H4OH, R2-R3-H, R4-C2H4OH, R2=R3=R4-C2H4OH, при следующем соотношении компонентов, мас.%: смесь оксиэтилированных высших спиртов 4-8, сульфированные аддукты 16-32, ароматический растворитель - остальное (см. патент РФ №2159788, МПК7 C09K 3/00, E21B 37/06, опубл. 27.11.2000).
Однако этот состав, обладая высоким ингибирующим действием, незначительно понижает температуру застывания среды, т.е. обладает слабыми депрессорными свойствами, а это в свою очередь повышает риск образования гидратов в скважинах и технологических трубопроводах, транспортирующих нефть или газовый конденсат.
Задачей изобретения является создание эффективного состава (ингибитора) для обработки нефти и(или) газового конденсата с целью предотвращения образования органических отложений и(или) гидратов, понижающего концентрацию этих веществ в растворе путем перевода их в твердое состояние на поверхности зародышевых кристаллов, а также обеспечивающего возможность выполнять такую обработку при температуре окружающей среды до -22°С.
Поставленная задача в составе для предупреждения образования органических отложений и гидратов в скважинах и трубопроводах, включающем депрессор, поверхностно-активное вещество (далее ПАВ) и растворитель, решается тем, что в качестве депрессора используют модифицированный разветвленный поликарбоксилат (далее МРПК), в качестве ПАВ - КТ-12, а в качестве растворителя - газовый конденсат при следующем соотношении компонентов, мас.%: МРПК 10-15, КТ-12 10-60, газовый конденсат - остальное.
Заявленный состав для предупреждения образования органических отложений и гидратов в скважинах и трубопроводах готовят путем перемешивания входящих в него компонентов в отдельной емкости без соблюдения какой-либо строгой последовательности. Например, сначала засыпают в сосуд определенную массу МРПК, затем добавляют расчетное количество КТ-12, в конце приготовления добавляют газовый конденсат. Состав тщательно перемешивают. Готовый раствор дозируют в скважины или трубопроводы, соответственно добывающие или транспортирующие нефть или газовый конденсат.
В качестве конкретных компонентов для исследования свойств и иных технологических показателей заявляемого состава могут использоваться:
- МРПК фирмы «Полиэкс» по ТУ 2458-071-53501222-2008 либо другой фирмы, например «LUTENSIT Z 96-70%». В литературе (см. Falikman V.R., et all. New High Performance Polycarboxilate Superplasticizers based on Derivative Copolymers of Maleinic Acid, 6™ International Congress «GLOBAL CONSTRUCTION», Advances in Admixture Technology, Dundee, 2005, pp.41-46) описаны многочисленные подобные карбоцепные полимеры, по форме макромолекулы, получившие название «гребнеобразных».
В самом общем виде, химический состав современных поликарбоксилатных суперпластификаторов (ПАВ) смешанной функциональности нового (уже четвертого с момента их появления) поколения можно представить следующей структурной формулой:
КТ-12 - кубовый продукт процесса каталитического цеоформинга бензина колонны КТ-12 Сосногорского газоперерабатывающего завода по ТУ 7252-024-97152834-2006, включающий в себя циклоалкано- и ареновые карбоновые кислоты и углеводородный растворитель, содержащиеся в отношении 1:2. Углеводородный растворитель, содержащийся в КТ-12, состоит из смеси разветвленных и ароматических углеводородов и по своему составу близок к бензину Аи-92. Цеоформинг представляет собой каталитический процесс переработки низкооктановых бензиновых фракций различного происхождения в высокооктановые неэтилированные бензины на цеолитсодержащих катализаторах (см. Сендеров Э.Э., Хитаров Н.И. Цеолиты, их синтез и условия образования в природе. М., 1970. - 165 с.). Технология процесса разработана группой ученых ЗАО «СТК ЦЕОСИТ», расположенного на базе Конструкторско-технологического института каталитических и адсорбционных процессов на цеолитах Сибирского отделения РАН и Института катализа им. Ак. Г.К.Борескова Сибирского отделения РАН (см. Техноэкономический обзор «Получение высокооктановых бензинов по технологиям «Цеоформинг» и «Цеосин», 2005 г., части 1 и 2),
растворитель - газовый конденсат по ОСТ 51.65-80 «Конденсат газовый стабильный».
Пример 1. К 5 г смеси оксиэтилированных высших спиртов добавляют 95 г ароматического растворителя (толуола). Все тщательно перемешивают (аналог по а.с. СССР №981335).
Пример 2. К 10 г смеси оксиэтилированных высших спиртов добавляют 90 г ароматического растворителя (толуола). Все тщательно перемешивают (аналог по а.с. СССР №981335).
Пример 3. К 4 г смеси оксиэтилированных высших спиртов добавляют 16 г сульфированных аддуктов и ароматического растворителя (толуола) до 100 г. Все тщательно перемешивают (прототип по патенту РФ №2159788).
Пример 4. К 8 г смеси оксиэтилированных высших спиртов добавляют 32 г сульфированных аддуктов и ароматического растворителя (толуола) до 100 г. Все тщательно перемешивают (прототип по патенту РФ №2159788).
Пример 5. К 10 г МРПК фирмы «Полиэкс» по ТУ 2458-071-53501222-2008 или аналогичный, например «LUTENSIT Z 96-70%», добавляют газовый конденсат до 100 г. Все тщательно перемешивают.
Пример 6. К 10 г МРПК фирмы «Полиэкс» по ТУ 2458-071-53501222-2008 или аналогичный, например «LUTENSIT Z 96-70%», добавляют 30 г КТ-12 и газовый конденсат до 100 г. Все тщательно перемешивают.
Пример 7. К 1 г МРПК фирмы «Полиэкс» по ТУ 2458-071-53501222-2008 или аналогичный, например «LUTENSIT Z 96-70%», добавляют 15 г КТ-12 и газовый конденсат до 100 г. Все тщательно перемешивают.
Пример 8. К 1 г МРПК фирмы «Полиэкс» по ТУ 2458-071-53501222-2008 или аналогичный, например «LUTENSIT Z 96-70%», добавляют 30 г КТ-12 и газовый конденсат до 100 г. Все тщательно перемешивают.
Пример 9. К 10 г МРПК фирмы «Полиэкс» по ТУ 2458-071-53501222-2008 или аналогичный, например «LUTENSIT Z 96-70%», добавляют 60 г КТ-12 и газовый конденсат до 100 г. Все тщательно перемешивают.
Пример 10. К 10 г МРПК фирмы «Полиэкс» по ТУ 2458-071-53501222-2008 или аналогичный, например «LUTENSIT Z 96-70%», добавляют 10 г КТ-12 и газовый конденсат до 100 г. Все тщательно перемешивают.
Пример 11. К 12,5 г МРПК фирмы «Полиэкс» по ТУ 2458-071-53501222-2008 или аналогичный, например «LUTENSIT Z 96-70%», добавляют 35 г КТ-12 и газовый конденсат до 100 г. Все тщательно перемешивают.
Пример 12. К 15 г МРПК фирмы «Полиэкс» по ТУ 2458-071-53501222-2008 или аналогичный, например «LUTENSIT Z 96-70%», добавляют 60 г КТ-12 и газовый конденсат до 100 г. Все тщательно перемешивают.
В таблице 1 приведены результаты исследования аналога, прототипа и заявленного состава.
Суть исследования состояла в следующем: на установке «холодного стержня» проводили воздействие на газовый конденсат заявляемым составом при различном соотношении компонентов и определяли коэффициент ингибирования.
Метод исследования основан на образовании органических отложений на «холодном стержне» при смывании его горячим конденсатом. Температура конденсата в установке +60°С, температура «холодного стержня» -5°С, что соответствовало минимальной температуре в конденсатопроводе. Время опыта составило 3 ч. После окончания опыта нагревали «холодный стержень» до +30°С и давали стечь остаткам конденсата в течение 10-20 мин. Далее либо «соскобом», либо повышением температуры отложения переносили в предварительно взвешенный бюкс и определяли их массу. При исследовании свойств заявляемого состава его вводили в горячий конденсат при следующих концентрациях входящих в состав компонентов, а именно МРПК от 0,001 до 0,02% и КТ-12 от 0 до 0,10%.
Расчет эффективности ингибирования производили по формуле
,
где К - коэффициент ингибирования, %;
m1 - масса на стержне после ввода заявляемого состава, г;
m2 - масса на стержне до ввода заявляемого состава, г.
| Таблица 1 | |||
| Определение эффективности заявляемого состава методом «холодного стержня» | |||
| Композиции состава (примеры 1-12) | Название объекта | Концентрация заявленного состава, % | Коэффициент ингибирования, % |
| 1 | Вуктыл, СП-1 (общий поток) | 0,01 | 42,3 |
| 2 | Конденсат Западный-Соплесск | 0,01 | 45,4 |
| 3 | Вуктыл, СП-1 (общий поток) | 0,01 | 78,2 |
| 4 | Конденсат Западный-Соплесск | 0,01 | 80,3 |
| Заявленный состав | |||
| 5 | Вуктыл, СП-1 (общий поток) | 0,01 | 82,4 |
| 5 | Конденсат скв. 129 - Югид | 0,01 | 81,0 |
| 5 | Конденсат скв. 140 - Югид | 0,01 | 70,6 |
| 6 | Вуктыл, СП-1 (общий поток) | 0,01 | 86,6 |
| 6 | Конденсат скв. 140 - Югид | 0,01 | 76,5 |
| 7 | Конденсат скв. 140 - Югид | 0,01 | 83,7 |
| 7 | Конденсат скв. 140 - Югид | 0,001 | 36,3 |
| 8 | Конденсат скв. 140 - Югид | 0,01 | 84,6 |
| 8 | Конденсат скв. 140 - Югид | 0,001 | 40,1 |
| 9 | Конденсат скв. 140 - Югид | 0,005 | 63,9 |
| 10 | Конденсат Западный-Соплесск | 0,01 | 75,1 |
| 11 | Конденсат скв. 143 | 0,02 | 87,7 |
| 12 | Конденсат (общий поток, П/к + Югид + З.С.) | 0,01 | 76,9 |
Как видно из данных таблицы 1, при концентрациях выше 0,01% компонент заявленного состава МРПК обладает достаточной эффективностью, а введение повышает его коэффициент ингибирования.
Температуру застывания образцов газового конденсата и нефти определяли по РД 39-0148311-328-88 «Методика определения температуры застывания парафиновых нефтей».
Сущность метода определения депрессорных свойств заявляемого состава заключается в последовательном определении температур застывания системы без добавки заявляемого состава и с его добавлением. По разности значений температур застывания обработанной пробы нефти или газового конденсата судят о депрессорных свойствах заявляемого состава при различных концентрациях входящих в него компонентов. Перед проведением исследований углеводороды и заявляемый состав нагревают до +60°С для перевода органических отложений, содержащихся в пробах, в жидкое состояние.
Проведенные исследования показали, что понижение температуры застывания нефти или газового конденсата составляет 14-28°С (см. таблицу 2), что главным образом влияет на уменьшение возможности образования гидратов в системе «скважина - трубопровод».
| Таблица 2 | ||||
| Температура застывания нефти или газовых конденсатов с добавлением заявляемого состава | ||||
| Компо зиции состава (приме ры 1-12) |
Название объекта | Концентрация ингибитора, % | Температура застывания, °С | |
| без добавки | с добавкой | |||
| 1 | Нефть устье скв. 143 - Югид | 0,2 | 19 | 17 |
| 3 | Нефть устье скв. 143 - Югид | 0,2 | 19 | 16 |
| Заявляемый состав | ||||
| 5 | Нефть скв. 129 - устье | 0,2 | 17 | -5 |
| 7 | Нефть скв. 129 - устье | 0,2 | 17 | -10 |
| 7 | Нефть устье скв. 60 - Югид | 0,2 | 2 | -23 |
| 7 | Конденсат общего потока, после насосной УКПГ - З.С. | 0,2 | 10 | -12 |
| 7 | Нефть общий поток Югид, замерный узел | 0,2 | 8 | -12 |
| 7 | Нефть Вуктыл, СП-1, Югид - З.С., замерный узел, общий поток | 0,2 | 6 | -12 |
| 7 | Нефть устье скв. 143 - Югид | 0,2 | 19 | 5 |
| 5 | Нефть устье скв. 141 - Югид | 0,2 | 21 | 1 |
| 7 | Нефть устье скв. 141 - Югид | 0,2 | 21 | -7 |
| 7 | Нефть устье скв. 141 - Югид | 0,05 | 21 | 13 |
| 7 | Нефть устье скв. 141 - Югид | 0,01 | 21 | 17 |
Углеводородный растворитель, содержащийся в КТ-12, и добавленный в смесь газовый конденсат понижают температуру застывания заявляемого состава с +3 до -12…25°С (таблица 3), что улучшает технологические параметры его использования.
| Таблица 3 | ||
| Температура застывания смеси реагентов, где газовый конденсат - остальное | ||
| Состав, мас.% | Температура застывания, °С | |
| КТ-12 | МРПК | |
| 10 | 10 | -12 |
| 30 | 15 | -17 |
| 50 | 10 | -22 |
| 70 | 10 | -25 |
Дальнейшее разбавление (введение КТ-12) уменьшает температуру застывания смеси, но ухудшает ингибиторные и депрессорные свойства заявленного состава.
Заявленное изобретение в сравнении с прототипом позволяет понизить вязкость нефти или газового конденсата и уменьшить температуру их застывания, что дает возможность увеличить производительность трубопроводов, уменьшить потери на прогревание системы.
Состав для предупреждения образования органических отложений и гидратов в скважинах и трубопроводах, включающий депрессор, поверхностно-активное вещество - ПАВ и растворитель, отличающийся тем, что в качестве депрессора используют модифицированный разветвленный поликарбоксилат - МРПК, в качестве ПАВ - КТ-12, а в качестве растворителя - газовый конденсат, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| МРПК | 10-15 |
| КТ-12 | 10-60 |
| газовый конденсат | остальное |
