Состав для предотвращения гидратных, солевых отложений и коррозии


 


Владельцы патента RU 2504571:

Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" (RU)

Изобретение относится к составам для предотвращения гидратных и солевых отложений и коррозии в скважинах и газопроводах при добыче и транспорте природных и попутных газов, и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти. Состав для предотвращения гидратных, солевых отложений и коррозии, включающий поверхностно-активное вещество, спирт и минерализованную воду, дополнительно содержит полимер: сополимер пирролидона или капролактама, терполимер на основе N-винил-2-пиролидона, полиакриламид, гипан, полипропиленгликоль, полиоксипропиленполиол, диметиламиноэтилметакрилат, простой эфир марки Лапрол, гидрокси-этилцеллюлоза; ингибитор солеотложений: замещенная аминополикарбоновая или фосфоновая кислота, двунатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и натриевая соль аминометиленфосфоновой кислоты, гексаметафосфат или триполифосфат натрия, хлорид или нитрат аммония; спирт в виде смеси формалина или уротропина, или карбамидоформальдегидного концентрата - КФК: одноатомный спирт C1-C4, кубовые остатки производства бутиловых спиртов методом оксосинтеза, эфироальдегидная фракция - побочный продукт при ректификации этилового спирта; двухатомный спирт C1-C3, низкомолекулярный полиэтиленгликоль и полигликоль марки Гликойл-1; многоатомный спирт: глицерин или продукт его содержащий - полиглицерин, в объемном соотношении от 1:4-1, при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАВ или смесь ПАВ 0,1-3,0, указанный полимер 0,02-3,0, указанный ингибитор солеотложений 0,1-3,0, указанная смесь 5,0-30,0, минерализованная вода остальное. Технический результат - повышение ингибирующей способности. 15 пр., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для предотвращения гидратных, солевых отложений и коррозии при добыче, при промысловой подготовке и транспортировке природного и попутного газа, а также нефти в газовой и нефтяной промышленности. Состав содержит смесь ингибиторов гидратообразований термодинамического и кинетического действия, а также компоненты, предотвращающие отложение солей и коррозию оборудования.

Известен способ и композиции для ингибирования образований гидратов углеводородов, включающие полимер, ПАВ и воду (RU, патент №2314413, кл. E21B 37/06, опубл. 10.01.2008, Бюл. 1).

Наиболее близким к предлагаемому составу является состав для предотвращения гидратообразования при добыче, подготовке и транспортировке газа, включающий метанол, поверхностно-активное вещество и минерализованную воду при следующем соотношении, мас.%: минерализованная вода 50-80; метанол 19,5-49,5; ПАВ 0,01-0,5 (SU а.с. №1275088, кл. E21B 37/06, опубл. 07.12.86, Бюл.№45).

Недостатком известных составов является их не высокая ингибирующая способность по предотвращению гидратных отложений, большой расход метанола, а также низкая защита от солевых отложений и коррозии.

Задачей предлагаемого изобретения является создание состава для предотвращения гидратных, солевых отложений и коррозии, имеющего высокую ингибирующую способность по предотвращению гидратных, солевых отложений и коррозии при одновременном снижении расхода спирта.

Технический результат - увеличение в сравнении с прототипом ингибирующей способности предложенного состава по предотвращению гидратных, солевых отложений и коррозии при одновременном снижении расхода спирта.

Поставленная задача и технический результат соответственно решаются и достигаются тем, что состав для предотвращения гидратных, солевых отложений и коррозии, включающий поверхностно-активное вещество ПАВ, спирт и минерализованную воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит полимер: сополимер пирролидона или капролактама, терполимер на основе N-винил-2-пирролидона, полиакриламид, гипан, полипропиленгликоль, полиоксипропиленполиол, диметиламиноэтилметакрилат, простой эфир марки Лапрол, гидроксиэтилцеллюлоза; ингибитор солеотложений: замещенная аминополикарбоновая или фосфоновая кислота, двунатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и натриевая соль аминометиленфосфоновой кислоты, гексаметафосфат или триполифосфат натрия, хлорид или нитрат аммония; спирт в виде смеси формалина или уротропина, или карбамидоформальдегидного концентрата - КФК: одноатомный спирт C1-C4, кубовые остатки производства бутиловых спиртов методом оксосинтеза, эфироальдегидная фракция - побочный продукт при ректификации этилового спирта; двухатомный спирт C1-C3, низкомолекулярный полиэтиленгликоль и полигликоль марки Гликойл-1; многоатомный спирт: глицерин или продукт его содержащий - полиглицерин в объемном соотношении 1:4-1 соответственно и минерализованную воду остальное при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАВ или смесь ПАВ 0,1-3,0; указанный полимер 0,02-3,0; указанный ингибитор солеотложений 0,1-3,0; указанная смесь 5,0-30,0, минерализованная вода остальное.

В заявленном составе в качестве ПАВ используют моноалкиловые эфиры полиэтиленгликоля на основе жирных спиртов фракции C10-C13 (синтанол ДТ-7) и фракции C10-C20 (синтанол ДС-10), моно- и диалкиловые эфиры полиэтиленгликоля (смачиватель ДБ), или полиэтиленгликолевые эфиры моноэтаноламидов жирных кислот фракции C10-C-18 (синтамид-5, синтамид-10), содержащие 6-13 оксиэтилированных групп, ПАВ, совместимые с минерализованными водами, например, Синтерол-П (ТУ 2428-010-04643756-95), Синтал-ВР, Синтал-ВРК (ТУ 2483-001-24084384-97), или ПАВ марки синтерол АФМ-12 по ГОСТ 8433-81, дипроксамин 157-65М (ТУ 38.40129928-80), а также неионогенные ПАВ, например, неонол-12, выпускающийся по ТУ-2483-077-05766801-98 на ОАО «Татнефть», либо НПАВ марок ОП-7 или ОП-10, карбоксиметилаты оксиэтилированных алкилфенолов - Карбооксипав АФ6.90 и Карбооксипав АФ6.35, катионные ПАВ например, Коламид К - моноэтаноламиды кислот кокосового масла, Диламиды - диэтаноламиды кислот растительных масел: диламид К, Диламикс, Диламид ПС, Диламид ПЯ, четвертичные аммониевые соединения (ЧАС) различной молекулярной массы и различной структуры с низко- или высокомолекулярными алкилами, например, ЧАС марки гидрофобизатор ИВВ-1, содержащее низкомолекулярное ЧАС, полученное конденсацией третичного амина и бензилхлорида, или ЧАС на основе хинолина, содержащее циклические амины бензопиридина, или ЧАС в смеси с ацетиленовыми спиртами, или смесь алифатических аминов марки АНПО, представляющие собой ациклические соединения жирного ряда, имеющие разветвленные цепи, или раствор аминопарафинов в метаноле, или азофенольные соединения, например, 2-диметиламиномоетил-4-азофенол, фторсодержащие ПАВ, условно названные Эпиламами, например, Эпилам БСФК-180-05 или Полизам-05, или водные 6%-ные растворы ПО-6ТФ-4.

В качестве смеси ПАВ используют смеси водомаслорастворимых или водорастворимых ПАВ в виде готовых композиций, например, моющий препарат марки «МЛ-супер» (ТУ 2383-002-51881692-2000), содержащий смесь водорастворимого анионного и маслорастворимого неионогенного ПАВ, производимый фирмой «Дельта-пром инновации» в г.Самаре, либо моющий препарат марки Нефтенол ВВД (ТУ 2383-015-17197708-97), содержащий смесь водорастворимых анионных и неионогенных ПАВ и производимый на АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ».

В качестве полимера в заявленном составе используют сополимер пирролидона или капролактама, терполимер на основе N-винил-2-пирролидона, полиакриламид, гипан, полипропиленгликоль, полиоксипропиленполиол, диметиламиноэтилметакрилат, простой эфир марки Лапрол, гидроксиэтилцеллюлоза; например, N-винил-2-пирролидон, N-винил-2-капролактам, или терполимер на основе N-винил-2-пирролидона, Лапрол марки 5003-2-Б10, Лапрол марки 5003-2-15 и Лапрол марки 6003-2Б-18, гидроксиэтилцеллюлоза с м.м. 500-1200, низкомолекулярный полиакриламид (ПАА) разных марок с м.м. до 1,3·106, например, ПАА серии АК-642 марки АП-0339 и ПАА серии АК-631 марки А 155.

В заявленном составе используют ингибитор солеотложений: замещенную аминополикарбоновую или фосфоновую кислоту, двунатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и натриевую соль аминометиленфосфоновой кислоты, гексаметафосфат или триполифосфат натрия, хлорид или нитрат аммония, например, нитрилотриуксусную кислоту (НТУК) или этилендиаминтетрауксусную кислоту (ЭДАТУК), или двунатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты (ДН ЭДАТУК), диэтилентриаминпентоуксусную кислоту (ДЭТАПУК), или транс-1,2 диаминциклогексатетрауксусную кислоту (ДАЦГТУК), оксиэтилендифосфоновую (ОЭДФ), оксипропилендиаминтетраметилен-фосфоновую (ДПФ) и нитрилотриметиленфосфоновую (НТФ) кислоту, ингибиторы солеотложений марок: марки ИОМС-1, содержащий водный раствор натриевых солей аминометиленфосфоновой кислоты; марки ПАФ-1, содержащий полиэтиленполиамин - N-метилфосфоновую кислоту; марки ПАФ-13, содержащий однозамещенную натриевую соль на основе полиэтиленполиаминметилфосфоновой кислоты, гексаметафосфат натрия ГМФН, триполифосфат натрия ТПФН, хлорид или нитрат аммония.

В заявленном составе используют спирт в виде смеси формалина или уротропина, или КФК: одноатомный спирт C1-C4, кубовые остатки производства бутиловых спиртов методом оксосинтеза, эфироальдегидная фракция - побочный продукт при ректификации этилового спирта; двухатомный спирт C1-C3, низкомолекулярный полиэтиленгликоль и полигликоль марки Гликойл-1; многоатомный спирт: глицерин или продукт его содержащий - полиглицерин.

Формалин представляет собой 37%-ный раствор формальдегида, содержащий 6-15% метанола и выпускаемый по ГОСТ 1625-89.

Карбамидоформальдегидный концентрат (КФК) представляет собой подвижную жидкость, содержит в своем составе свободный формальдегид, метилольные производные мочевины, а также метиленгликоль и метанол, выпускают в ОАО «Тольяттиазот» продукт марок КФК-80 и КФК-85 по ТУ 2223-009-00206492-98.

Уротропин (гексамин) - гексаметилентетрамин C6 H12N4 представляет собой белый порошок, хорошо растворимый в воде (81,3 г) при 12°C, растворяется в метаноле (7,3 г), в этаноле (2,9 г). Уротропин является неустойчивым соединением, легко разлагается на формальдегид и аммиак.

В прототипе и во многих известных аналогах используют в качестве ингибитора гидратообразований термодинамического действия низкомолекулярный спирт, который значительно снижает температуру образования гидратов. Для эффективного предотвращения гидратообразований углеводородов требуется большой расход спирта.

В заявляемом составе в отличие от прототипа для снижения расхода спирта используют спирт в виде смеси формалина или уротропина, или КФК: одноатомный спирт C1-C4, например, метанол, выпускающийся по ГОСТ 2222-95 или метанол-сырец по ТУ 113-05-323-77, бутиловый спирт (БС) по ГОСТ 5208-81, изопропиловый спирт (ИПС) по ГОСТ 9805-84, изобутиловый спирт (ИБС) по ГОСТ 9536-79, этанол технический по ГОСТ 5964-93, а также кубовые остатки производства бутиловых спиртов методом оксосинтеза (КОПБС) по ТУ 38.102167-85, эфироальдегидная фракция - побочный продукт, получаемый при ректификации этилового спирта сырца по ОСТ 10217-98; двухатомный спирт C1-C3 - низкомолекулярный гликоль, например метиленгликоль, этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль, низкомолекулярный полиэтиленгликоль, например, полиэтиленгликоль марок ПЭГ-4 (ТУ 6-13-115-97), ПЭГ-9 (ТУ 2483-192-002303335-2009), ПЭГ-13 (ТУ 2483-191-002303335-2009), ПЭГ-35 (ТУ 6-14-719-82), ПЭГ-68 (ТУ 2483-164-00203335-2005), ПЭГ-200-400 (ТУ 2483-007-71150986-2006), полигликоль марки Гликойл-1 (ТУ 2422-130-09766801-2003); многоатомный спирт: глицерин и продукт его содержащий - полиглицерин.

В качестве минерализованной воды используют пластовую воду газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, а также растворы солей: хлориды натрия или калия, нитраты щелочных металлов или аммония общей минерализацией 100-300 г/л.

При добыче газа и нефти стволы скважин и все промысловое оборудование в присутствии воды и/или сероводорода, метана, пропана, диоксида углерода, кислорода воздуха и кислот подвергаются гидратообразованию, солеотложению и коррозии.

Заявленный состав создан для предотвращения гидратных, солевых отложений и коррозии при добыче, при промысловой подготовке и транспортировке природного газа и нефти на промысловом оборудовании, поэтому содержит ингибиторы гидратообразований термодинамического и кинетического действия, а также ингибитор солевых отложений и коррозии.

В отличие от прототипа заявляемый состав содержит дополнительно полимер: сополимер пирролидона или капролактама, терполимер на основе N-винил-2-пирролидона, полиакриламид, гипан, полипропиленгликоль, полиоксипропиленполиол, диметиламиноэтилметакрилат, простой эфир марки Лапрол, гидроксиэтилцеллюлозу; что придает заявленному составу свойства ингибитора гидратообразований кинетического действия.

Кинетический ингибитор гидратообразований ингибирует начальное образование гидратов углеводородов, замедляет образование и рост кристаллов гидратов, предотвращает агломерацию кристаллов гидратов углеводородов меньшего размера в более крупные гидраты.

В отличие от термодинамического ингибитора кинетический ингибитор действует в пределах условий равновесия образования гидратов.

Введение ингибитора солеотложений: замещенная аминополикарбоновая или фосфоновая кислота, двунатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и натриевая соль аминометиленфосфоновой кислоты, гексаметафосфат или триполифосфат натрия, хлорид или нитрат аммония защищает технологическое оборудование от выпадения солей жесткости в осадок, так как в процессе эксплуатации скважин и всего промыслового оборудования по мере увеличения выноса минерализованной пластовой жидкости появляется дополнительное препятствие нормальной работе оборудования и трубопроводов - выпадение солей (преимущественно карбонатов и сульфатов кальция, магния, бария) и образование плотного осадка по всему тракту движения газожидкостного потока от насосно-компрессорных труб скважин, соединительных трубопроводов до технологического оборудования включительно. Солеотложение крайне осложняет работу скважин и технологического оборудования.

Многие из вышеперечисленных соединений являются комплексонами. Эффективность использования комплексонов заключается в том, что они образуют со многими катионами хорошо растворимые в воде слабодиссоциированные комплексные соединения.

Особенно важно то, что образующиеся слабодиссоциированные комплексные соединения увязывают катионы, которые образуют соли жесткости, например, соли катионов Ca2+, Mg2+, Ba2+ и другие катионы, например, катион Fe3+, образующий гидроокиси, которые часто выпадают в осадок, откладываясь на поверхности коллекторов и в порах пласта.

В результате введения комплексона увеличивается растворимость солей за счет увязывания катионов, образующих соли жесткости, и уменьшается солеобразование на обрабатываемых поверхностях коллекторов в результате образования хорошо растворимых в воде слабодиссоциированных комплексных соединений комплексона с отложившимися солями.

В присутствии ПАВ не образуется монолитных ледяных пробок. Мелкие частицы гидратов, если образуются, то представляют собой рыхлые скопления, которые легко смываются потоком газа или нефти.

Вводимые в состав ПАВ обладают высоким моющим действием загрязненной поверхности по отношению к запарафиненным участкам.

Введение фторсодержащего ПАВ (Фтор-ПАВ) или катионоактивного ПАВ (КПАВ) в композиции заявленного состава увеличивает гидрофобизацию твердых поверхностей и увеличивает их адгезионную и коррозионную стойкость, так как гидраты углеводородов имеют большую адгезию к внутренним гидрофильным поверхностям трубопровода или другого технологического оборудования.

При контакте композиций, содержащих фтор-ПАВ или КПАВ, с внутренними гидрофильными поверхностями трубопровода или другого технологического оборудования на их поверхности образуется гидрофобная пленка, которая радикально меняет энергетические параметры поверхности, образуя, например, с металлической поверхностью хемосорбиционную связь, в результате чего образующаяся пленка обладает высокими гидрофобизирующими свойствами и защищает контактирующие поверхности от образования гидратов углеводородов, отложения солей и коррозии.

Катионоактивный ПАВ является хорошим ингибитором коррозии. Например, введение катионоактивного ПАВ марки АНПО в заявленные композиции позволяет существенно снизить сероводородную коррозию в двухфазной сероводородной среде. При введении в композицию 2-диметиламиномоетил-4-азофенола позволяет снизить кислородную коррозию, а при введении ЧАС на основе хинолина или смеси ЧАС с ацетиленовыми спиртами, или ацетиленовыми аминами, или оксиаминоэфирами позволяет снизить кислотную коррозию подземного оборудования, при этом снижается опасность загрязнения пласта образующимися соединениями железа, и как следствие, повышается срок службы подземного оборудования.

Ингибитор термодинамического действия расширяет интервал температур применения его, увеличивая область его возможного использования для уменьшения гидратообразований углеводородов, что очень необходимо при низкой температуре обрабатываемого газа или других сред.

В отличие от прототипа, где в качестве спирта используют метанол, в заявленном составе для снижения расхода спирта используют спирт в виде смеси формалина или уротропина, или КФК: одноатомный спирт C1-C4, кубовые остатки производства бутиловых спиртов методом оксосинтеза, эфироальдегидная фракция - побочный продукт при ректификации этилового спирта; двухатомный спирт C1-C3, низкомолекулярный полиэтиленгликоль и полигликоль марки Гликойл-1; многоатомный спирт: глицерин или продукт его содержащий - полиглицерин в объемном соотношении 1:4-1 соответственно в зависимости от содержания влаги и потребностей закачки заявленного состава.

Вышеуказанная смесь содержит формальдегид, который связывает присутствующую влагу в потоке газа, нефти или в хранилище, предотвращая этим образование гидратных отложений. Формальдегид взаимодействует с водой, связывая ее в гидратированную форму с образованием метиленгликоля, который является хорошим ингибитором гидратообразований. Метиленгликоль склонен к поликонденсации с образованием полиоксиметиленгликоля.

Исследования показали, что смеси формалина или уротропина, или КФК: вышеперечисленные спирты или продукты их содержащие, в указанном диапазоне с плотностью при 20°C от 0,82 до 0,96 г/см3 имеют температуру застывания не выше - 50°C.

Использование вышеуказанной смеси позволяет эффективно предотвращать образование новых гидратов углеводородов за счет химического взаимодействия формальдегида с присутствующей влагой на межфазной границе вода углеводород (insitu), находящейся в потоке транспортируемых пластовых флюидов с образованием новой порции ингибитора гидратообразований - метиленгликоля, тем самым, увеличивая долю термодинамического ингибитора в составе. Это позволяет при более низком расходе спирта, взятого для приготовления смеси, снижать температуру гидратообразований на 18-32°C (см. Табл.1), т.е. немного меньше, чем в композициях прототипа (на 21-35°C) при большем расходе спирта, взятого по прототипу (сравни композиции 4, 5, 7-9 и композиции 3, 6 и 11, Табл.1).

Для шельфовых трубопроводов, находящихся в течение года в изотермических условиях, расход спирта в виде вышеуказанной смеси может сместиться в зону минимальных концентраций, т.е. до 3-5 мас.%.

В заявленном составе используют минерализованную пластовую воду газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений или вышеуказанные растворы солей общей минерализацией 100-300 г/л. Присутствие солей в минерализованной воде снижает температуру образования гидратов, поэтому использование минерализованной воды увеличивает ингибирование гидратообразований.

Состав для предотвращения гидратных, солевых отложений и коррозии готовят путем простого смешивания расчетных количеств компонентов в отдельной емкости. В расчетное количество пластовой воды или раствора солей минерализацией 100-300 г/л дозируют при перемешивании в мас.%: 0,10-3,0 ПАВ или смеси ПАВ из вышеперечисленных, 0,10-3,0 ингибитора солеотложений, затем 0,02-3,0 полимера: сополимер пирролидона или капролактама, терполимер на основе пирролидона, полиакриламид, гипан, полипропиленгликоль, полиоксипропиленполиол, диметиламиноэтилметакрилат, простой эфир марки Лапрол, гидроксиэтилцеллюлоза; и перемешивают до растворения полимера.

Затем дозируют 5,0-30,0 спирта в виде смеси формалина или уротропина, или КФК: вышеуказанные спирты или продукты их содержащие, в объемном соотношении 1:4-1 в зависимости от содержания влаги в потоке пластового флюида. После дозировки всех компонентов состав тщательно перемешивают в течение 15-30 минут, закачивают в затрубное пространство и дозируют в НКТ.

Пример 1. По заявленному составу в 97,89 мас.% пластовой воды минерализацией 100 г/л дозируют при перемешивании 0,05 мас.% неонола-12, 0,05 мас.% комплексона НТУК и 0,01 мас.% N-винил-2-пирролидона с м.м. 6000, тщательно перемешивают до растворения полимера. Затем дозируют 2 мас.% формалин-метанольной смеси в объемном соотношении 0,5:1. Все добавленные компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.

Пример 2. По заявленному составу в 94,78 мас.% пластовой воды минерализацией 100 г/л дозируют при перемешивании 0,1 мас.% НПАВ марки ОП-10, 0,1 мас.% комплексона НТУК и 0,02 мас.%. N-винил-2-пирролидона с м.м. 10 000, тщательно перемешивают до растворения полимера. Затем дозируют 5 мас.% формалин-метанольной смеси в объемном соотношении 1:1. Все добавленные компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.

Пример 3. По прототипу к 80 мас.% пластовой воды минерализацией 100 г/л добавляют 0,01 мас.% неонола-12 при перемешивании, затем дозируют 19,99 мас.% метанола и все компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.

Пример 4. По заявленному составу в 88,90 мас.% раствора хлорида натрия минерализацией 150 г/л дозируют при перемешивании 0,5 мас.% ПАВ марки Синтерол П, 0,5 мас.% комплексона ЭДАТУК и 0,1 мас.% гидрооксиэтилцеллюлозы с м.м. 1200 и тщательно перемешивают до растворения полимера. Затем дозируют 10 мас.% смеси формалин - кубовые остатки производства бутиловых спиртов методом оксосинтеза (КОПБС) в объемном соотношении 1,5:1. Все добавленные компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.

Пример 5. По заявленному составу в 85,20 мас.% пластовой воды минерализацией 160 г/л дозируют при перемешивании 0,8 мас.% КПАВ марки ИВВ-1, 0,8 мас.% комплексона ДН ЭДАТУК и 0,2 мас.%. терполимера на основе М-винил-2-пирролидона с м.м. 20000 и тщательно перемешивают до растворения полимера. Затем дозируют 13 мас.% смеси формалин-этанол в объемном соотношении 1,8:1. Все добавленные компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.

Пример 6. По заявленному составу в 82,70 мас.% пластовой воды минерализацией 180 г/л добавляют при перемешивании 1,0 мас.% ПАВ марки Синтал BP, 1,0 мас.% комплексона ОЭДФ и 0,3 мас.%. полиоксипропиленполиола с м.м. 15000 и тщательно перемешивают до растворения полимера. Затем дозируют 15 мас.% смеси КФК-триэтиленгликоль в объемном соотношении 2:1. Все добавленные компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.

Пример 7. По прототипу к 69,7 мас.% пластовой воды минерализацией 200 г/л добавляют 0,3 мас.% ПАВ марки ОП-7 при перемешивании, затем дозируют 30,0 мас.% метанола и все компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.

Пример 8. По заявленному составу в 79,10 мас.% пластовой воды минерализацией 200 г/л добавляют при перемешивании 1,3 мас.% смеси ПАВ марки Нефтенол ВВД, 1,2 мас.% комплексона марки ПАВ-1; 0,4 мас.% ПАА серии АК-631 марки А 155 и тщательно перемешивают до растворения полимера. Затем дозируют 18 мас.% смеси КФК - полигликоль марки Гликойл-1 в объемном соотношении 2,3:1. Все добавленные компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.

Пример 9. По заявленному составу в 76,50 мас.% раствора нитрата аммония минерализацией 200 г/л добавляют при перемешивании 1,5 мас.% КПАВ марки АНПО, 1,5 мас.% комплексона НТФ, 0,5 мас.% ПАА серии АК-642 марки АП-0339 и тщательно перемешивают до растворения полимера. Затем дозируют 20 мас.% смеси КФК - бутиловый спирт (БС) в объемном соотношении 2,5:1. Все добавленные компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.

Пример 10. По заявленному составу в 70,0 мас.% пластовой воды минерализацией 250 г/л добавляют при постоянном перемешивании 2 мас.% фтор-ПАВ марки Полизам-05, 2,0 мас.% гексаметафосфата натрия, 1,0 мас.% гипана и перемешивают до растворения полимера. Затем дозируют 25 мас.% смеси КФК - изопропиловый спирт (ИПС) в объемном соотношении 3:1. Все добавленные компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.

Пример 11. По заявленному составу в 67,9 мас% пластовой воды минерализацией 260 г/л добавляют при постоянном перемешивании 2,3 мас.% КПАВ марки ЧАС на основе хинолина, 2,3 мас.%. комплексона марки ДПФ, 1,5 мас.% полипропиленгликоля и тщательно перемешивают до растворения полимера. Затем дозируют 26 мас.% смеси уротропин - эфироальдегидная фракция в объемном соотношении 3,2:1. Все добавленные компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.

Пример 12. По заявленному составу в 65,0 мас.% раствора нитрата натрия минерализацией 270 г/л добавляют при постоянном перемешивании 2,5 мас.% смеси ПАВ марки МЛ-супер, 2,5 мас.%. комплексона марки ДАЦГТУК, 2,0 мас.% диметиламиноэтилметакрилата и тщательно перемешивают до растворения полимера. Затем дозируют 28 мас.% смеси КФК - полиглицерин в объемном соотношении 3,5:1. Все добавленные компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.

Пример 13. По заявленному составу в 61,0 мас.% пластовой воды минерализацией 300 г/л добавляют при перемешивании 3 мас.% фтор-ПАВ марки Эпилам БСФК-180-05, 3,0 мас.% триполифосфата натрия, 3,0 мас.% N-винил-2-капролактама с м.м. 18 000, и перемешивают до растворения полимера. Затем дозируют 30 мас.% смеси уротропин-полиэтиленгликоль марки ПЭГ-4 в объемном соотношении 4:1. Все добавленные компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.

Пример 14. По заявленному составу в 53,0 мас.% пластовой воды минерализацией 350 г/л добавляют при постоянном перемешивании 4,0 мас.% КПАВ марки Диламид ПС, 4,0 мас.% ингибитора солеотложений ПАФ-13, 4,0 мас.% простого эфира марки Лапрол 5003-2-Б10 и перемешивают до растворения полимера. Затем дозируют 35 мас.% смеси КФК - глицерин в объемном соотношении 5:1. Все добавленные компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.

Пример 15. По прототипу к 50 мас.% пластовой воды минерализацией 300 г/л. добавляют 0,5 мас.% НПАВ марки ОП-10 при перемешивании, затем дозируют 49,5 мас.% метанола и все компоненты тщательно перемешивают в течение 15 мин до однородной массы.

Влияние компонентов предлагаемого состава в заявленном диапазоне концентраций на его ингибирующую способность исследовали в промысловых условиях на Зайкинском месторождении Оренбургской области.

Композиции заявляемого состава, указанные в примерах 1-15, закачивали в нефтяные скважины с высоким газовым фактором (800 м3/т) и дебитом нефти 50-90 т/сут и оценивали влияние компонентов состава в заявленном диапазоне концентраций на скорость образования гидратных отложений, а также на скорость отложения солей и коррозии.

Диагностику начала образования гидратов углеводородов и отложений солей осуществляют по следующим критериям: по перепадам давления и температуры, изменению дебита газа или нефти с высоким газовым фактором.

При возникновении перепада давления выше начального и дальнейшее его увеличение свидетельствует о нарастании гидравлического сопротивления за счет уменьшения эффективного сечения потока вследствие отложения газовых гидратов и солевых отложений на внутренней поверхности труб вплоть до закупорки трубного пространства, а также уменьшение дебита газа или нефти в сравнении с замеренным до начала испытаний, соответствующим безгидратному режиму работы скважины.

Эти перечисленные показатели определяют межочистной период работы технологического оборудования в сутках.

Скорость образования гидратных и солевых отложений определяли по вышеуказанным параметрам, а скорость коррозии НКТ замеряли с использованием портативного прибора - коррозиометра марки «Эксперт -004».

Результаты по оценке влияния компонентов состава на скорость образования гидратных отложений, на скорость отложений солей и на скорость коррозии представлены в таблице 1.

Исследования показали, что после закачки композиций прототипа скорость образования гидратных отложений составила 0,28-0,54 мм/сут, скорость солевых отложений - 0,40-0,63 мм/сут, а скорость коррозии - 0,028-0,046 г/м2 ч, а после закачки композиций заявленного состава скорость образования гидратных отложений снизилась до 0,08-0,20 мм/сут, скорость солевых отложений снизилась до 0,10-0,26 мм/сут, а скорость коррозии снизилась до 0,005-0,018 г/м2 ч (см. табл.1, комп. 3, 7, 15 сравни с комп.2, 4-6 и 8-13).

При совместном использовании ингибиторов термодинамического и кинетического действия скорость гидратообразований углеводородов снизилась в 2,5-3,5 раза по сравнению с прототипом, а при введении ингибитора солеотложений в заявленном диапазоне отложение солей снизилось в 2,4-4,0 раза, а при введении в композиции фтор-ПАВ и КПАВ скорость коррозии снизилась в 2,5-5 раз по сравнению с прототипом.

До обработок скважин композициями прототипа и заявляемого состава межочистной период их составлял 23-25 сут. После обработки скважин композициями прототипа и заявляемого состава межочистной период скважин увеличился до 50-81 сут и до 63-156 сут соответственно (сравни, комп. 3, 7, 15 с комп. 2, 4-6, 8-13). При сопоставимом расходе композиции на дебит нефти межочистной период скважин увеличился на 13-75 сут по сравнению с прототипом, а минимальный расход композиции состава в расчете на дебит нефти составил 0,025 (см. табл.1, комп. 10 -13).

Исследования показали, что закачка предложенного состава в заявленном диапазоне концентраций компонентов позволяет в большей степени по сравнению с прототипом повысить ингибирующую способность состава для предотвращения гидратных, солевых отложений и коррозии при одновременном снижении расхода спирта.

Таблица 1
Композиции прототипа и заявляемого состава (примеры 1-14) Расход композиции на дебит нефти, мас.% Содержание смеси формальдегид-содержащего продукта со спиртом в композиции, мас.% Снижение температуры гидрато-образования, Тго, °C Скорость образования гидратных отложений, мм/сут Скорость солевых отложений, мм/сут Скорость коррозии, г/м2 Межочистной период, сут
1 заявляемый 0,08 2 7 0,43 0,65 0,035 31
2 заявляемый 0,05 5 14 0,20 0,26 0,018 63
3 прототип 0,05 20 метанол 21 0,54 0,63 0,046 50
4 заявляемый 0,03 10 18 0,17 0,23 0,015 92
5 заявляемый 0,03 13 21 0,15 0,18 0,013 108
6 заявляемый 0,03 15 23 0,13 0,15 0,012 112
7 прототип 0,03 30 метанол 29 0,38 0,35 0,034 65
8 заявляемый 0,03 18 27 0,12 0,14 0,011 130
9 заявляемый 0,03 20 25 0,11 0,13 0,010 136
10 заявляемый 0,025 25 29 0,10 0,12 0,008 145
11 заявляемый 0,025 26 30 0,09 0,11 0,006 150
12 заявляемый 0,025 28 31 0,09 0,11 0,0055 152
13 заявляемый 0,025 30 32 0,08 0,10 0,005 156
14 заявляемый 0,025 35 33 0,06 0,08 0,004 160
15 прототип 0,030 50 метанол 35 0,28 0,40 0,028 81

Состав для предотвращения гидратных, солевых отложений и коррозии, включающий поверхностно-активное вещество, спирт и минерализованную воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит полимер: сополимер пирролидона или капролактама, терполимер на основе N-винил-2-пиролидона, полиакриламид, гипан, полипропиленгликоль, полиоксипропиленполиол, диметиламиноэтилметакрилат, простой эфир марки Лапрол, гидроксиэтилцеллюлозу; ингибитор солеотложений: замещенную аминополикарбоновую или фосфоновую кислоту, двунатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и натриевую соль аминометиленфосфоновой кислоты, гексаметафосфат или триполифосфат натрия, хлорид или нитрат аммония; спирт в виде смеси формалина, или уротропина, или карбамидоформальдегидного концентрата-КФК: одноатомный спирт C1-C4, кубовые остатки производства бутиловых спиртов методом оксосинтеза, эфироальдегидную фракцию - побочный продукт при ректификации этилового спирта; двухатомный спирт C1-C3, низкомолекулярный полиэтиленгликоль и полигликоль марки Гликойл-1; многоатомный спирт: глицерин или продукт его содержащий - полиглицерин в объемном соотношении от 1:4-1 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

ПАВ или смесь ПАВ 0,1-3,0
Указанный полимер 0,02-3,0
Указанный ингибитор солеотложений 0,1-3,0
Указанная смесь 5,0-30,0
Минерализованная вода Остальное



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к ингибиторам коррозии углеродистых сталей в кислых и нейтральных кислородсодержащих водных растворах, которые находят широкое применение в парогенерирующих установках среднего и высокого давления.

Изобретение относится к области защиты металлов от коррозии и может быть использовано при защите оборудования и трубопроводов, контактирующих со сточными водами, в нефтяной отрасли промышленности.

Изобретение относится к области защиты металлов от коррозии и может быть использовано при защите оборудования и трубопроводов, контактирующих со сточными водами в нефтяной отрасли промышленности.
Изобретение относится к области защиты металлов от коррозии в солянокислой среде и может быть применено в энергетике, металлургии, машиностроении при кислотной обработке металлических поверхностей оборудования и изделий, а также в нефте- и газодобывающей промышленности.

Изобретение относится к композиции, не содержащей хроматов, к ее применению для защиты от коррозии внутренних поверхностей топливных резервуаров. .
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для приготовления составов композиций, предназначенных для обработки скважин и трубопроводов при добыче и транспорте природных и попутных газов и нефти с предотвращением гидратных и парафиновых отложений - ГПО и коррозии.
Изобретение относится к защитным консервационным материалам для противокоррозионной защиты металлических изделий от воздействия окружающей среды. .

Изобретение относится к средствам защиты нефтепромыслового оборудования от сероводородной коррозии и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. .

Изобретение относится к ингибиторам коррозии и может быть использовано для защиты от коррозии трубопроводов и оборудования, контактирующего со сточными водами, в нефтяной отрасли промышленности.

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ограничения притока воды в скважину путем герметизации обсадных колонн, ликвидации заколонных перетоков, изоляции обводнившихся пропластков с применением полимерных материалов, отверждающихся в пластовых условиях.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным материалам на основе портландцемента, и может быть использовано при цементировании обсадных колонн в скважинах различного назначения.

Изобретение относится к тампонажным составам для цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах. Технический результат - повышение изолирующей способности тампонажного раствора на основе расширяющегося тампонажного состава за счет его расширения при твердении в камень и одновременного снижения контракции.
Изобретения относятся к базовым жидкостям, применяемым в системах скважинных флюидов. Технический результат - получение нетоксичных, безопасных для окружающей среды и биоразлагаемых базовых жидкостей.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к твердым ингибиторам для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений - АСПО, в скважинах с большим газовым фактором и обводненных, подверженных интенсивному АСПО, и в трубопроводах.
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - получение реагента со значительно более высокой гелеобразующей способностью в сочетании с меньшей вязкостью, устойчивость фазового состояния реагента.
Изобретение относится к области защиты окружающей среды в железорудной, угольной, строительной, энергетической отраслях промышленности, а также при строительстве и эксплуатации автомобильных дорог, может быть использовано для закрепления эрозионно опасных пылящих поверхностей полиминерального состава в хвостохранилищах, золоотвалах, на отвалах горных пород, а также на радиоактивно загрязненных территориях и обочинах автомобильных дорог.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для обработки нефтяного пласта с целью ограничения водопритока в добывающие скважины и увеличения нефтеотдачи.
Изобретение относится к области добычи газа и газового конденсата. Технический результат - обеспечение эффективного удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин, в продукции которых содержится высокоминерализованная пластовая вода за счет высокой степени пенообразования.
Изобретение относится к композициям и способам, которые можно использовать для повышения нефтеотдачи. Предложена композиция, включающая сшитые расширяемые полимерные микрочастицы, имеющие средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм и содержание сшивающих агентов от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов и от 0 до примерно 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов, причем расширяемые полимерные микрочастицы имеют структуру блоксополимера, включающего по меньшей мере два различных мономера различного химического строения.
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ в скважинах в условиях больших поглощений. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции зоны поглощения в скважине за счет более интенсивного перемешивания двух потоков компонентов водоизоляционной композиции и упрощение технологии применения способа за счет использования поверхностно-активного вещества с гораздо более низкой температурой замерзания. Способ изоляции зоны поглощения в скважине включает закачку в колонны труб скважины одновременно-раздельно двух потоков компонентов водоизоляционной композиции. В первом потоке закачивают смесь 93,455-95,470 об.% глинистого бурового раствора, 4,5-6,5 об.% этилацетата и 0,030-0,045 об.% неонола марки АФ 9-6. Во втором потоке, равном по объему первому, закачивают 100 об.% высокомодульного жидкого стекла марки СИЛИНОМ ВН-М. При этом перед закачкой в скважину спускают две колонны труб, каждую из которых в нижней части оборудуют клапаном, автоматически открывающимся при давлении, в 1,6-2,2 раза превышающим давление приемистости скважины. 1 пр.
Наверх