Ингибитор коррозии и асфальтосмолопарафиновых отложений



Ингибитор коррозии и асфальтосмолопарафиновых отложений
Ингибитор коррозии и асфальтосмолопарафиновых отложений
Ингибитор коррозии и асфальтосмолопарафиновых отложений
Ингибитор коррозии и асфальтосмолопарафиновых отложений

 


Владельцы патента RU 2579071:

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений и коррозии скважинного оборудования при добыче нефти, работающего в высокотемпературных условиях. Ингибитор коррозии и асфальтосмолопарафиновых отложений содержит активную часть, присадку и растворитель. В качестве активной части используют эмульгатор обратных водонефтяных эмульсий - Ялан Э-2 марки Б2 (конц.), в качестве присадки используют четвертичные аммониевые основания, неионогенное поверхностно-активное вещество и низкомолекулярную кислоту (С14), а в качестве растворителя используют смесь спиртовых и углеводородных соединений при следующем соотношении компонентов, мас.%: Ялан Э-2 марки Б2 (конц.) - 10-60, присадка - 1-15, растворитель - остальное, при следующем соотношении компонентов в присадке, мас.%: четвертичное аммониевое основание - 55-100, неионогенное поверхностно-активное вещество - 0-35, низкомолекулярная кислота (С14) - 0-10. Результатом является повышение коррозионной устойчивости скважинного оборудования, работающего в высокотемпературных условиях. 1 з.п. ф-лы, 3 табл., 4 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и коррозии скважинного оборудования при добыче нефти, работающего в высокотемпературных условиях.

Известен ингибитор углекислотной коррозии стали (Патент RU №2415970, опубл. 10.04.2011 г.), представляющий собой 4-метил-2,6-ди-(11-метил-21-бутенил)анилин.

Однако указанный ингибитор не обладает высокой степенью защиты в минерализованной водной фазе водонефтяных эмульсий, а также не защищает оборудование от образования асфальтосмолопарафиновых отложений.

Также известен ингибитор коррозии стали в минерализованной водной фазе водно-нефтяных эмульсий (Патент RU №2452795, опубл. 10.06.2012 г.), состоящий из аммиака водного или жидкого аммиака, аллила хлористого или металлила хлористого, формалина или параформальдегида и водорастворимого спирта, или воды.

Недостатком данного ингибитора является то, что он не защищает оборудование от образования асфальтосмолопарафиновых отложений.

Известен состав для предотвращения гидратных и парафиновых отложений и коррозии (Патент RU №2468059, опубл. 27.11.2012 г.), состоящий из поверхностно-активного вещества, метанола, отхода производства полиэтиленовых изделий на основе циклогексанона или масла ПОД очищенного, по крайней мере одного из: моно-, ди- или триэтаноламина, по крайней мере одного из: гомо-, со-, терполимера пироллидона, капролактама, акрилата, акриламида, а также гидроксиэтилцеллюлозы, формалина в смеси его с метанолом при объемном соотношении 1:1-4 соответственно.

Однако указанный состав не обладает высокой степенью защиты в минерализованной водной среде в условиях высоких температур, а также в водной фазе водонефтяных эмульсий.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому служит ингибитор комплексного действия для предотвращения асфальтеносмолистых и парафиновых отложений и коррозии (Патент RU №2481371, опубл. 10.05.2013 г.), принятый в качестве прототипа, состоящий из четвертичной аммониевой соли алкилимидазолина растительного масла и бензилхлорида и смеси спиртовых и углеводородных соединений.

Недостатком указанного ингибитора является его низкая эффективность в минерализованной водной среде в условиях высоких температур.

Техническим результатом от использования заявляемого состава является повышение коррозионной устойчивости скважинного оборудования, работающего в высокотемпературных условиях.

Технический результат достигается тем, что в качестве активной части, представляющей собой смесь продукта реакции аминов и/или аминоспиртов с жирными кислотами, используют эмульгатор обратных водонефтяных эмульсий - Ялан Э-2 марки Б2 (конц.), в качестве присадки используют четвертичные аммониевые основания общей формулы R1,R2,R3,R4N+OH-, где R1, R2, R3 и R4 - одинаковые или различные алкильные или арильные радикалы, выбранные из группы метил, этил и толил, неионогенное поверхностно-активное вещество, в качестве которого используют оксиэтилированный алкилфенол марки Неонол АФ 9-12, 9-10, и низкомолекулярную кислоту (С14), а в качестве растворителя используют смесь спиртовых и углеводородных соединений при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Ялан Э-2 марки Б2 (конц.) 10-60
присадка 1-15
растворитель остальное

при следующем соотношении компонентов в присадке, мас. %:

четвертичное аммониевое основание 55-100
неионогенное поверхностно-активное вещество 0-35
низкомолекулярная кислота (С14) 0-10

Углеводородные соединения выбраны из группы кислородсодержащие эфиро-альдегидные фракции, бензол, толуол, ксилол, этилбензол, нефтяные дистилляты или их смеси, а спиртовые соединения выбраны из группы метанол, этанол, пропанол, изопропанол, бутанол или их смеси.

Таким образом, заявляемым составом является ингибитор, включающий в себя следующие реагенты и товарные продукты, их содержащие:

1. Активная часть (смесь продукта реакции аминов (и) или аминоспиртов с жирными кислотами) - эмульгатор обратных водонефтяных эмульсий - Ялан Э-2 марки Б2 (конц.) по ТУ 2458-001-22650721-2009 с изм. 1.

2. Присадка - смесь четвертичных аммониевых оснований общей формулы R1,R2,R3,R4N+OH-, где R1, R2, R3 и R4 - одинаковые или различные алкильные или арильные радикалы, выбранные из группы метил, этил и толил, неионогенное поверхностно-активное вещество - оксиэтилированный алкилфенол марки Неонол АФ 9-12, 9-10 (по ТУ 2483-077-05766801-98) и низкомолекулярная кислота (С14) - уксусная (по ТУ 2431-016-47532879-2010), муравьиная (пищевая добавка Е236).

3. Растворитель - смесь спиртовых и углеводородных соединений. Углеводородные соединения выбраны из группы: кислородсодержащие эфироальдегидные фракции, бензол, толуол, ксилол, этилбензол, нефтяные дистилляты или их смеси, а спиртовые соединения выбраны из группы: метанол, этанол, пропанол, изопропанол, бутанол или их смеси.

Испытания защитного действия заявляемой композиции в качестве ингибитора коррозии стали проводили в лабораторных условиях на модели минерализованной воды (ММВ) и на водонефтяной эмульсии гравиметрическим методом анализа в условиях экспозиции при 80°C в течение 7 суток в соответствии с ГОСТ 9.502-82 и ГОСТ 9.506-87. В качестве образцов-свидетелей использовали образцы стали марки ст.20 по ГОСТ 16523-97. Водные дисперсии ИК приготавливались на основе предлагаемого ингибитора и ингибитора-прототипа.

При приготовлении водных дисперсий ингибиторов коррозии в испытуемых средах использовались следующие реагенты и товарные продукты, их содержащие:

- ингибитор-прототип - 20%-ный раствор четвертичной аммониевой соли алкилимидазолина растительного масла и бензилхлорида и смеси спиртовых и углеводородных соединений;

- ингибитор заявляемого состава;

- в качестве модели минерализованной воды использовали водно-солевую смесь состава, г/л: NaCl - 15,96; CaCl2 - 1,77; MgCl2·6Н2О - 1,06; NaHCO3 - 0,22;

- в качестве водонефтяной эмульсии использовали смесь: модель минерализованной воды и модель нефти в соотношении 90:10;

- в качестве модели нефти водонефтяной эмульсии использовали смесь: керосин, n-октан и ортоксилол в соотношении 1:1:1 (с целью создания состава близкого по компонентам к реальной нефти).

Приготовление водной дисперсии ингибитора коррозии в водонефтяной эмульсии проводили следующим образом: в два стеклянных сосуда, снабженных перемешивающим устройством, заливали модель нефти и модель минерализованной воды в предусмотренном соотношении, перемешивали в течение 5 минут со скоростью, обеспечивающей образование эмульсии. В один из сосудов дозировали исследуемый ингибитор и продолжали перемешивание в обоих сосудах в течение 30 минут, после чего эмульсию отстаивали до разделения фаз.

Порядок проведения испытаний следующий.

Поверхность металлических пластин подготавливалась по ГОСТ 9.502-82. Обезжиренные и высушенные до постоянного веса (с точностью до 0,0001 г) образцы из стали марки ст.20 помещали в лабораторные колбы объемом 250 мл (по три образца в каждую колбу) с модельными средами на 7 суток при 80°C. Колебания температуры не превышали (±) 2°C. Испытания проводились в статических условиях в трех параллельных сериях. Ингибитор дозировался в коррозионно-активную среду до установки образцов-свидетелей. Концентрация ингибитора в модельной среде менялась от 20 до 50 мг/л.

По истечении времени экспонирования образцы обрабатывали согласно ГОСТ 9.502-82 и сушили до постоянного веса. Далее образцы взвешивали с точностью до 0,0001 г.

Скорость коррозии в г/(м2ч), эффективность защитного действия ингибитора в % определяли в соответствии с формулами (1) и (2):

где m0 - масса исходного образца металлической пластины до испытания, г;

m - масса образца металлической пластины после испытания и удаления продуктов коррозии, г;

S - площадь поверхности образца металлической пластины, м2

τ - продолжительность испытания, ч.

где Km - скорость коррозии металла в коррозионной среде, не содержащей ингибитора, г/(м2ч);

- скорость коррозии металла в тех же условиях, но при наличии в среде ингибитора, г/(м2ч).

Статистическую обработку результатов испытаний проводили по ГОСТ 9.502-82. Результаты сравнительных испытаний представлены в таблице 1.

Испытания защитного действия заявляемой композиции в качестве ингибитора АСПО проводили в лабораторных условиях на глубинной пробе нефти плотностью 834 кг/м3 с содержанием смол 4,7% масс., асфальтенов 1,5% масс. и парафинов 4,9% масс.

Эффективность реагентов (заявляемого состава и ингибитора-прототипа) как ингибиторов асфальтосмолопарафиновых отложений определялась двумя независимыми методами (метод рассеяния света и микроскопия под высоким давлением с программным гранулометрическим анализом).

Порядок проведения испытаний следующий.

В установку, предназначенную для изучения процессов образования твердых органических частиц в пластовом флюиде с моделированием термобарических условий, переводилась глубинная проба нефти из цилиндра-накопителя поршневого типа при пластовом давлении (18,4 МПа) и температуре (80°C). Проба нефти выдерживалась в данных условиях в установке при постоянном перемешивании до гомогенизации. Наступление гомогенности определялось по системам записи PVT-параметров и оптической плотности флюида, расположенным в установке. Затем с шагом

2°C в 15 мин понижалась температура в изобарических условиях. На каждой температурной ступени записывались данные энергии проходящего излучения лазера через слой образца нефти (метод рассеяния света) и количество и размеры вновь образованной твердой фазы (микроскопия под высоким давлением). Совместное использование двух независимых методов исследования применяется для повышения точности определения условий образования органических отложений в образце глубинной пробы нефти. Определялась температура насыщения нефти парафином. Затем проба нефти нагревалась до 80°C в соответствии с ОСТ 153-39.2-048-2003. Производилось дозирование заявляемого ингибитора в концентрации 2% от массы нефти. После наступления гомогенности флюида эксперимент повторялся. Аналогичные эксперименты проводились с ингибитором-прототипом в той же концентрации. Оценка эффективности составов осуществлялась по снижению температуры насыщения нефти парафином. Результаты испытаний приведены в таблице 2.

Сущность заявляемого изобретения иллюстрируется следующими примерами конкретного выполнения.

Пример 1. Состав готовят путем простого компаундирования расчетных количеств компонентов в отдельной емкости. Готовят растворитель смешиванием метанола и толуола в равных пропорциях. В растворитель вводят активную часть - эмульгатор обратных водонефтяных эмульсий Ялан Э-2 марки Б2 (конц.), четвертичное аммониевое основание -гидроксид тетраметиламмония, неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) - Неонол АФ 9-10, низкомолекулярную кислоту - уксусную кислоту при следующем соотношении компонентов, % масс.: активная часть - 10, четвертичное аммониевое основание - 8, НПАВ - 5, низкомолекулярная кислота - 2, растворитель - 75. Полученный состав тщательно перемешивают в течение 15-30 минут до однородной массы при комнатной температуре.

Пример 2. Готовят растворитель смешиванием этилбензола и этанола в равных пропорциях. В растворитель вводят активную часть - эмульгатор обратных водонефтяных эмульсий Ялан Э-2 марки Б2 (конц.), четвертичное аммониевое основание - гидроксид тетраэтиламмония при следующем соотношении компонентов, % масс.: активная часть - 60, четвертичное аммониевое основание - 1, растворитель - 39. Полученный состав тщательно перемешивают в течение 15-30 минут до однородной массы при комнатной температуре.

Пример 3. Готовят растворитель смешиванием бутанола и ксилола в равных пропорциях. В растворитель вводят активную часть - эмульгатор обратных водонефтяных эмульсий Ялан Э-2 марки Б2 (конц.), четвертичное аммониевое основание - гидроксид тетраметиламмония, неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) - Неонол АФ 9-12, низкомолекулярную кислоту - муравьиную кислоту при следующем соотношении компонентов, % масс.: активная часть - 30, четвертичное аммониевое основание - 5, НПАВ - 2, низкомолекулярная кислота - 1, растворитель - 62. Полученный состав тщательно перемешивают в течение 15-30 минут до однородной массы при комнатной температуре.

Испытания эффективности защитного действия полученной композиции в качестве ингибитора коррозии стали проводили по вышеописанной методике.

В модели минерализованной воды скорость коррозии без ингибитора составляет 0,105 г/м2ч, а в присутствии 50 мг/л заявляемой композиции - 0,015 г/м2ч.

Степень защиты от коррозии в указанных условиях составляет 85,5%.

В таблице 1 представлены остальные примеры испытания заявляемой композиции в качестве ингибитора коррозии стали. Примеры приготовления композиций заявляемого состава приведены в таблице 3.

Пример 4. Испытания эффективности защиты от коррозии прототипом проводили аналогично примеру 3. Скорость коррозии стали в модели минерализованной воды составляет 0,105 г/м2ч без реагента и 0,045 г/м2ч в присутствии 50 мг/л прототипа. Степень защиты в указанных условиях составляет 56,8%.

Наиболее высокая эффективность защиты наблюдается при концентрации активной части в композиции 30% масс., четвертичного аммониевого основания - 5% масс., НПАВ - 2% масс, низкомолекулярной кислоты - 1% масс. При снижении содержания активной части в композиции до 10% масс., повышении содержания четвертичного аммониевого основания до 8% масс., НПАВ до 5% масс., низкомолекулярной кислоты до 2% масс. эффективность защиты резко уменьшается, а при повышении содержания активной части в композиции до 60% масс., снижении содержания четвертичного аммониевого основания до 1% масс. эффективность защиты не увеличивается существенно. Наиболее высокая эффективность достигается при концентрации заявляемой композиции 40-50 мг/л. При понижении концентрации композиции ниже 30 мг/л наблюдается резкое снижение степени защиты.

Преимущества заявляемой композиции в качестве ингибитора коррозии стали по сравнению с прототипом состоят в следующем.

1. Высокий защитный эффект заявляемой композиции (67,5-85,5%) по сравнению с прототипом (39,1-56,8%).

2. Снижение скорости коррозии стали в присутствии заявляемой композиции в 3,1-7,0 раз, а в присутствии прототипа - 1,6-2,3 раза.

3. Эффективными дозировками заявляемой композиции являются 40-50 мг/л (защитный эффект 82,9-85,5%), а в прототипе даже при дозировках 50 мг/л защитный эффект не превышает 56,8%.

Полученные результаты позволяют сделать вывод о том, что заявляемый состав обладает высоким антикоррозионным эффектом в минерализованной воде и минерализованной водной фазе водонефтяной эмульсии в высокотемпературных условиях.

Преимущество заявляемой композиции в качестве ингибитора АСПО по сравнению с прототипом состоит в следующем.

Снижение температуры насыщения глубинной пробы нефти парафином в присутствии заявляемой композиции на 1,2°C, а в присутствии прототипа на 1,0°C.

Применение предлагаемой композиции позволяет одновременно эффективно ингибировать образование высокомолекулярных отложений на поверхности нефтепромыслового оборудования и коррозию стали.

1. Ингибитор коррозии и асфальтосмолопарафиновых отложений, содержащий активную часть, присадку и растворитель, отличающийся тем, что в качестве активной части, представляющей собой смесь продукта реакции аминов и/или аминоспиртов с жирными кислотами, используют эмульгатор обратных водонефтяных эмульсий - Ялан Э-2 марки Б2 (конц.), в качестве присадки используют четвертичные аммониевые основания общей формулы R1,R2,R3,R4N+OH-, где R1, R2, R3 и R4 - одинаковые или различные алкильные или арильные радикалы, выбранные из группы метил, этил и толил, неионогенное поверхностно-активное вещество, в качестве которого используют оксиэтилированный алкилфенол марки Неонол АФ 9-12, 9-10, и низкомолекулярную кислоту (С14), а в качестве растворителя используют смесь спиртовых и углеводородных соединений при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Ялан Э-2 марки Б2 (конц.) 10-60
присадка 1-15
растворитель остальное

при следующем соотношении компонентов в присадке, мас.%:
четвертичное аммониевое основание 55-100
неионогенное поверхностно-активное вещество 0-35
низкомолекулярная кислота (С14) 0-10.

2. Ингибитор по п.1, отличающийся тем, что углеводородные соединения выбраны из группы: кислородсодержащие эфироальдегидные фракции, бензол, толуол, ксилол, этилбензол, нефтяные дистилляты или их смеси, а спиртовые соединения выбраны из группы: метанол, этанол, пропанол, изопропанол, бутанол или их смеси.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способу цементирования в подземном пласте, содержащем газ и нефть. Указанный способ включает введение цементной композиции в подземный пласт, причем цементная композиция содержит цемент, воду и затравочные кристаллы гидратированного силиката кальция (C-S-H), цементная композиция, состоящая, в основном, из цемента, воды и затравочных кристаллов C-S-H, представляющих собой мезоскопические частицы, наночастицы или их сочетание, развивает сопротивление сжатию, составляющее, по меньшей мере, 1200 фунт/кв.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта путем полимерного заводнения. В способе разработки нефтяного пласта, включающем закачку в пласт оторочки водного раствора частично гидролизованного полиакриламида - ПАА, указанный раствор дополнительно содержит смолу древесную омыленную - СДО при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАА 0,03-0,15, СДО 0,001-0,005, вода минерализацией до 240 г/дм3 остальное.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов высоковязкой нефти с низкой пластовой температурой путем изоляции или ограничения водопритока к нефтяным скважинам.

Группа изобретений относится к ингибированию набухания глин. Технический результат - повышение эффективности ингибирования набухания глин с одновременным снижением опасности для человека и окружающей среды.

Изобретение относится к области строительства подземных хранилищ сжатого газа и жидких углеводородов и может быть использовано при цементировании заколонного пространства технологических скважин.
Изобретение относится к способу ингибирования образования отложений в водной системе, например отложений, содержащих барий, и может быть использовано при добыче нефти и для обработки воды.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству скважин. Технический результат заключается в придании материалу технологически необходимых в условиях катастрофических поглощений, при наличии в пласте пор и трещин раскрытостью до 1 мм, кольматирующих свойств, прочности и силы сцепления с породой (адгезии), при одновременном придании свойства разрушения при кислотном воздействии в течение часа не менее 80% сформированного цементного камня и полного его разрушения в течение 2-3 ч.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водоносных или обводненных пластов. Технический результат изобретения заключается в повышении нефтеотдачи и снижении отбора воды из добывающих нефтяных скважин.

Изобретение относится к области строительства, в частности к способам глушения скважин. Технический результат - повышение эффективности глушения скважин при сохранении фильтрационно-емкостных свойств коллектора.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в производстве буровых реагентов. Технический результат - улучшение разжижающих свойств реагента в минерализованных буровых растворах, повышение термостабильности реагента до 190°C.

Группа изобретений относится к способу инкапсулирования ускорителя полимеризации и водным гелирующим системам, содержащим инкапсулированный ускоритель полимеризации с водорастворимыми или диспергируемыми мономерами. Способ включает стадии получения обратной эмульсии, содержащей, в масляной фазе, водный раствор или дисперсию (W1), содержащую указанный ускоритель полимеризации. Причем масляная фаза является (или, по крайней мере, включает) термоотверждаемой смесью изоцианата и гидроксилированного полиалкилдиена или многоатомного спирта. Далее выливают указанную обратную эмульсию в водную фазу (W2) для получения многофазной эмульсии вода/масло/вода, содержащей капли ускорителей в качестве внутренней водной фазы. Затем нагревают указанную многофазную эмульсию при температуре от 50 до 95°C для отверждения упомянутой выше термоотверждаемой смеси в полиуретане и получения капель ускорителя, заключенного в оболочки из полиуретана, диспергированных в воде. Техническим результатом является повышение эффективности герметизации подземных сред, или укрепления почв, или герметизации подземных структур. 3 н. и 14 з.п. ф-лы, 7 табл., 4 пр.

Группа изобретений относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - высокие технологические характеристики реагента для бурения, высокая эффективность и экономичность его получения. В способе получения реагента крахмалосодержащего модифицированного для бурения, предусматривающем обработку крахмалосодержащего сырья, реагент получают в результате одно- или многократной экструзионной обработки крахмалосодержащего компонента с/без дополнительного компонента при 100-200°C (наиболее предпочтительная температура 110-150°C), частоте вращения шнеков 50-100 об/мин, диаметре фильеры - 1-6 мм с последующим дроблением и просеиванием или реагент получают в результате смешивания экструдатов, выработанных при различных указанных выше технологических режимах экструзии, друг с другом или с нативным крахмалом, и/или с добавлением 1-5 мас. % декстрина или смеси декстринов, выбранных из группы: амилодекстрин и/или эритродекстрин, и/или ахроодекстрин, и/или мальтодекстрин. Реагент крахмалосодержащий модифицированный для бурения, содержащий крахмалосодержащий компонент, получен указанным выше способом и представляет собой однородный порошкообразный материал с размером частиц до 0,67 мм, влажностью 10-12%, полностью растворимый в пресной воде при 20°C, динамической вязкостью 5%-го водного раствора реагента не менее 10 Па·с (600 об/мин OFITE) и концентрацией ионов водорода в данном растворе не менее 6 pH-ед., обеспечивающий фильтрацию модельного соленасыщенного глинистого раствора (0,1 МПа) с концентрацией реагента 5-15 кг/м3 не более 5-8 см3/30 мин и условную вязкость этого раствора с концентрацией реагента 15 кг/м3 не более 50 с. 2 н.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл., 5 пр.

Изобретение по существу относится к композициям меченого ингибитора отложений и способам ингибирования отложений. В частности, настоящее изобретение относится к имидазолсодержащим меченым полимерным ингибиторам отложений, предназначенным для использования при обработке воды и/или нефтяных месторождений. Описан способ определения концентрации сополимера, ингибирующего отложения, для ингибирования образования отложений, включающий введение эффективного количества сополимера, ингибирующего отложения, в среду, измерение сигнала флуоресценции, соответствующего имидазольному фрагменту, и определение концентрации сополимера, ингибирующего отложения, на основании сигнала флуоресценции. Имидазолсодержащие сополимеры обеспечивают свойства ингибировать отложения и наряду с прочим позволяют осуществлять мониторинг уровней ингибитора отложений во время добычи нефти или применять в горном деле. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 1 табл., 3 пр.

Изобретение относится к способу регенерации кинетического ингибитора гидратообразования, используемого как единственный тип ингибитора гидратообразования в системе регенерации ингибитора гидратообразования. Способ включает следующие стадии: i) подача потока, содержащего смесь воды и кинетического ингибитора гидратообразования, во флэш-сепаратор (2) из линии подачи; ii) выпаривание воды во флэш-сепараторе (2) с помощью тепла, поданного во внешний циркуляционный контур (3, 5, 7) с внешним теплообменником (6), или с помощью тепла, поданного с помощью внутреннего теплообменника (6), или с помощью нагревательных спиралей, расположенных внутри флэш-сепаратора (2), и сброс испарившейся воды из флэш-сепаратора (2) в виде пара (8); iii) концентрирование кинетического ингибитора гидратообразования во флэш-сепараторе (2) и в циркуляционном контуре (3, 5, 7), в результате чего кинетический ингибитор гидратообразования может использоваться повторно. Также изобретение относится к системе и применению способа и системы для предотвращения гидратообразования во время транспортировки углеводородов в присутствии воды. Использование предлагаемого изобретения позволяет повторно использовать кинетический ингибитор гидратообразования. 3 н. и 4 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации нарушений эксплуатационной колонны, ликвидации негерметичности цементного кольца в малопроницаемых пластах и ограничения водопритока в скважине. Технический результат изобретения заключается в повышении эффективности способа ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет повышения качества ремонтных работ. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине включает закачку в зону изоляции водоизоляционной композиции, состоящей из гидрозоля диоксида кремния плотностью 1196-1220 кг/м и раствора хлорида натрия плотностью 1012-1030 кг/м, которые смешивают на поверхности и закачивают в интервал нарушения при следующих соотношениях компонентов, об.ч.: гидрозоль диоксида кремния 200-400, гелеобразователь 100, при удельной приемистости изолируемого интервала более 0,8 м3/(ч·МПа) осуществляют последовательную закачку водоизоляционной композиции, буфера из пресной воды и пластовой минерализованной воды плотностью 1180-1190 кг/м3 при следующих соотношениях компонентов, об.ч.: гидрозоль диоксида кремния 200-400, гелеобразователь 100, пластовая минерализованная вода 100. 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и конкретно к заканчиванию скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа. Технический результат - повышение эффективности заканчивания скважины за счет обеспечения герметичности кольцевого пространства и сохранения естественной проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта. По способу осуществляют бурение скважины со вскрытием продуктивного пласта. Разделяют ствол скважины минимум на три интервала и определяют среднее значение температуры в каждом интервале. При полученных средних значениях температуры определяют статическое напряжение сдвига тампонажного раствора. Рассчитывают величину снижения забойного давления, обусловленную зависанием столба тампонажного раствора на стенках скважины по аналитическому выражению. Перед спуском эксплуатационной колонны заполняют ствол скважины в интервале продуктивного пласта жидкостью нижнего гидрозатвора, в качестве которой используют заданный состав при определенном соотношении ингредиентов. Перед заданным составом и после него закачивают разделительную жидкость на основе ксантанового биополимера. Спуск эксплуатационной колонны осуществляют до кровли продуктивного пласта. В качестве промывочной жидкости используют буровой раствор, который закачивают в турбулентном режиме. В качестве жидкости верхнего гидрозатвора используют другой заданный состав при определенном соотношении ингредиентов. Помещают его над тампонажным раствором до устья скважины. Продавку тампонажного раствора осуществляют в турбулентном режиме до достижения максимально допустимого давления на продуктивный пласт, затем - в субламинарном режиме. Противодавление в период ожидания затвердевания цемента создают с момента равенства забойного давления пластовому до момента начала схватывания тампонажного раствора на забое скважины, повышая устьевое давление в соответствии с аналитическим выражением. Затем противодавление удерживают до конца ожидания затвердевания цемента. Забойное давление определяют как разницу между статическим давлением столба жидкостей, находящихся в кольцевом пространстве на момент окончания продавки, и величиной снижения забойного давления, обусловленной зависанием столба тампонажного раствора на стенках скважины. 1 пр., 3 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования охвата нефтяных пластов заводнением, и может найти применение при разработке неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности нефтяной залежи или при прогрессирующей обводненности добываемой жидкости. Применение коагулянта, полученного из титансодержащей руды лейкоксен, в виде его 1-30%-ной водной суспензии для обработки обводненного нефтяного пласта путем закачки ее в указанный нефтяной пласт. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - увеличение фильтрационных сопротивлений в высокопроводящих каналах пористой среды, что приводит к изменению гидродинамических потоков и перераспределению закачиваемых вод, выравниванию неоднородности пласта по проницаемости, исключению из разработки обводненных высокопроницаемых зон, за счет чего - увеличению охвата пластов заводнением и нефтеотдачи. 2 з.п. ф-лы, 1 пр.

Изобретение относится к извлечению нефти из нефтяного пласта. Способ извлечения нефти из нефтеносной залежи в пласте заключается в нагнетании рабочей жидкости внутрь указанного пласта, нагнетании олеофильного ПАВ при концентрации 0,1-100 мг/л указанной нагнетаемой жидкости и извлечении нефти из пласта. Способ извлечения нефти из нефтеносной залежи в пласте заключается в нагнетании рабочей жидкости внутрь указанного пласта, нагнетании олеофильного ПАВ при концентрации, позволяющей ему изменять поверхностное натяжение между нефтью и водой в призабойной области нагнетальной скважины в пласте, но не изменять это натяжение за пределами этой области, и извлечении нефти. Способ извлечения нефти из нефтеносной залежи в пласте состоит в нагнетании воды внутрь указанного пласта, нагнетании олеофильного ПАВ при концентрации 0,1-100 мг/л указанной нагнетаемой воды для заводнения, указанное нагнетание воды выполняют через нагнетальную скважину в указанном пласте, а нагнетание ПАВ - через каполлярную трубку от источника ПАВ к призабойной области указанной нагнетательной скважины, нагнетании внутрь указанного пласта выборки из: биоцида, биостата, их комбинаций, и извлечении нефти из пласта. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 1 пр., 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для обработки - очистки призабойной зоны пласта - ПЗП. Наибольшее применение может найти на месторождениях, где бурение и вскрытие продуктивных пластов осуществляется на глинистых и безглинистых утяжеленных буровых растворах, в том числе содержащих соединения бария, например сульфат бария, или других тяжелых металлов, а также на месторождениях и залежах с аномально высоким пластовым давлением - АВПД и сверхглубоких скважинах. Технический результат - повышение эффективности состава за счет добавок ПАВ, что приводит к улучшению смачиваемости разрушаемой глинистой корки, содержащей соединения бария, и переводу ее в подвижное состояние за счет снижения межфазного натяжения и расклинивающего эффекта, что вызывает снижение адгезии бурового раствора с породой коллектора, его диспергацию и перевод в подвижное состояние и способствует последующему извлечению из призабойной зоны и ее очистке. Результат достигается за счет того, что состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий трилон-Б, гидроксид щелочного металла и воду, дополнительно содержит поверхностно-активное вещество - ПАВ и получен приготовлением товарной формы - концентрата, включающим растворение 3,1 масс. % гидроксида щелочного металла в 46 масс. % воды, добавление при перемешивании 23,0 масс. % трилона-Б, нагрев до 60°C, добавление при перемешивании оставшейся части трилона-Б и затем последовательное добавление оставшейся части гидроксида щелочного металла и 3 масс. % ПАВ с последующим разбавлением полученного концентрата водой в соотношении 1:0,6-111 при следующем соотношении компонентов концентрата, масс. %: трилон-Б 45,0, гидроксид щелочного металла 6,0, ПАВ 3,0, вода - остальное. 5 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам укрепления призабойной зоны скважины и предотвращения выноса породы. Способ укрепления призабойной зоны скважины включает спуск в призабойную зоны скважины колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, последовательную закачку по колонне НКТ в призабойную зону закрепляющего состава и водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации при максимальном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на пласт, находящийся в призабойной зоне скважины, с созданием экрана в призабойной зоне. На устье скважины колонну НКТ снизу вверх оснащают импульсным пульсатором жидкости, патрубком с отверстиями, герметично перекрытыми изнутри подвижной втулкой с седлом сверху и пакером, причем подвижную втулку в исходном положении фиксируют относительно подвижной втулки срезным штифтом с возможностью ограниченного осевого перемещения, спускают колонну НКТ в скважину так, чтобы импульсный пульсатор жидкости находился напротив интервала укрепления призабойной зоны скважины, производят посадку пакера, на устье скважины готовят закрепляющий состав, причем закрепляющий состав готовят путем смешения этилсиликата-40, алюминиевой пудры и изопропилового спирта при следующем соотношении компонентов, об. %: этилсиликат-40 88,5-89,5, алюминиевая пудра 0,5-1,5, изопропиловый спирт 10, производят закачку закрепляющего состава по колонне НКТ через импульсный пульсатор жидкости в призабойную зону скважины, после чего производят закачку в колонну НКТ в объеме 0,2-0,4 м3 буферной жидкости, в качестве которой используют пресную воду плотностью 1000 кг/м3, затем в колонну НКТ сбрасывают шар на седло подвижной втулки, в колонне НКТ выше шара создают избыточное гидравлическое давление и смещают подвижную втулку вниз с открытием отверстий патрубка и отсечением импульсного пульсатора жидкости, производят закачку водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации в колонну НКТ через отверстия патрубка в интервал укрепления призабойной зоны, выдерживают технологическую паузу на отверждение закрепляющего состава и создание пористого экрана в призабойной зоне скважины, распакеровывают пакер и извлекают колонну НКТ из скважины. Технический результат - повышение качества крепления призабойной зоны скважины, сокращение продолжительности и трудоемкости реализации способа в 2-3 раза, сохранение коллекторских свойств пласта. 2 ил.
Наверх