Результат интеллектуальной деятельности: СОСТАВ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ В СКВАЖИНЕ (ВАРИАНТЫ)

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для удаления отложений неорганических солей в скважине и нефтепромысловом оборудовании при добыче вязкой и сверхвязкой нефти.

Известны составы, предназначенные для удаления неорганических отложений (сульфатно-кальциевых, или кальциевых, или железистых отложений) в нефтепромысловом оборудовании при добыче нефти.

Известен состав для удаления солеотложений в скважине на основе химического реагента - соляной кислоты (патент RU №2383577, МПК С09К 8/528, опубл. 10.03.2010, бюл. №7). Существенным недостатком состава является высокая коррозионная активность по отношению к нефтепромысловому оборудованию.

Известен состав для удаления неорганических отложений (а.с. СССР №628293, МПК Е21В 43/00, опубл. 15.10.1978, бюл. №38), содержащий динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты (трилон Б), гидроксид натрия и воду.

Однако такой состав не обеспечивает полного удаления отложений. Кроме того, он предназначен прежде всего для удаления сульфатов, а в отложениях в основном преобладают карбонаты.

Наиболее близким к предлагаемому составу по технической сущности и достигаемому техническому результату является состав для удаления отложений неорганических солей в скважине (а.с. СССР №582380, МПК Е21В 43/22, опубл. 30.11.1977, бюл. №44), включающий динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и пресную воду.

Недостатком известного состава является невысокая эффективность из-за низкой растворяющей способности состава, высокой коррозионной активности по отношению к нефтепромысловому оборудованию.

Технической задачей предложения является повышение эффективности состава для удаления отложений неорганических солей в скважине за счет увеличения растворяющей способности состава и снижения коррозионной активности по отношению к нефтепромысловому оборудованию.

Техническая задача решается составом для удаления отложений неорганических солей в скважине, включающим динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и пресную воду.

По первому варианту новым является то, что состав дополнительно содержит уксуснокислый аммоний при следующем соотношении компонентов, мас. %:

- динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - 5-15;

- уксуснокислый аммоний - 0,1-3,0;

- вода пресная - остальное,

при этом содержание уксуснокислого аммония составляет 2-20% от массы динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты.

По второму варианту новым является то, что состав дополнительно содержит уксуснокислый аммоний и высокотемпературный ингибитор коррозии Нейтинг при следующем соотношении компонентов, мас. %:

- динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - 5-15;

- уксуснокислый аммоний - 0,1-3,0;

- Нейтинг - 0,01-1,0;

- вода пресная - остальное,

при этом содержание уксуснокислого аммония составляет 2-20% от массы динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты.

Достижение указанного технического результата обеспечивается использованием хорошо сочетающихся друг с другом компонентов, взятых в предложенном количественном соотношении, что способствует эффективному растворению неорганических отложений при слабокислой среде (рН=4,6-5,8) и снижению агрессивности состава по отношению к промысловому оборудованию.

Для приготовления состава используют следующие компоненты:

- динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты, 2-водную (ГОСТ 10652-73);

- уксуснокислый аммоний, представляющий собой белый порошок, хорошо растворимый в воде (ГОСТ 3117-78);

- высокотемпературный ингибитор коррозии - азотнокислый ингибитор коррозии Нейтинг, представляющий собой смесь органических и неорганических азотсодержащих соединений, мас. %: уротропин - 49,5, тиомочевина - 50,0. хлорид меди(II) - 0,5 (ТУ 2499-037-53501222-2003);

- пресную воду.

Динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты является органическим соединением и представляет собой белый кристаллический порошок или кристаллы белого цвета. Хорошо растворяется в воде. Основное назначение динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты заключается в растворении нерастворимых неорганических солей двухвалентных металлов. Его действие основано на извлечении ионов металла из нерастворимых солей и замещения их на ионы натрия, вследствие чего образуются растворимые соли натрия. Основным преимуществом его является более низкая агрессивность по отношению к нефтепромысловому оборудованию по сравнению с другими кислотами (соляной, сульфаминовой), традиционно применяющимися для удаления неорганических солей в скважине.

Уксуснокислый аммоний является аммонийной солью органической кислоты, по внешнему виду представляет собой белые кристаллы, хорошо растворяется в пресной воде. При повышении температуры в водных растворах ацетата аммония происходит реакция гидролиза (1), в результате которой образуется уксусная кислота, которая является стабилизатором ионов трехвалентного железа:

Кроме того, использование в составе уксуснокислого аммония способствует созданию слабокислой среды (рН=4,6-5,8), что способствует снижению коррозионной активности.

Высокотемпературный ингибитор коррозии Нейтинг является смесью органических и неорганических азотсодержащих соединений. Термически устойчив, растворим в воде. Содержание в составе высокотемпературного ингибитора позволяет снизить скорость коррозии по отношению к нефтепромысловому оборудованию в широком диапазоне температур.

Состав для удаления отложений неорганических солей в скважине готовят следующим образом.

По первому варианту предварительно нагревают пресную воду до температуры 60°С. В термостойкий стакан вместимостью 100 см³ наливают нагретую воду в количестве 82,0-94,95 мас. %, добавляют динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты с концентрацией 5-15 мас. % и перемешивают в течение 30 мин на магнитной мешалке с подогревом, поддерживая температуру 60°С, со скоростью 400 об/мин до полного растворения. В полученный состав, не прекращая перемешивания, медленно вводят уксуснокислый аммоний с концентрацией 0,1-3,0 мас. % и перемешивают в течение 10 мин до получения состава, представляющего собой прозрачную жидкость без включений.

По второму варианту предварительно нагревают пресную воду до температуры 60°С. В термостойкий стакан вместимостью 100 см³ наливают нагретую воду в количестве 81,0-94,94 мас. %, добавляют динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты с концентрацией 5-15 мас. % и перемешивают в течение 30 мин на магнитной мешалке с подогревом, поддерживая температуру 60°С, со скоростью 400 об/мин до полного растворения. В полученный состав, не прекращая перемешивания, медленно вводят уксуснокислый аммоний с концентрацией 0,1-3,0 мас. %, перемешивают в течение 10 мин, затем вводят высокотемпературный ингибитор коррозии Нейтинг с концентрацией 0,01-1,0 мас. % и перемешивают в течение 30 мин до получения состава, представляющего собой прозрачную жидкость без включений.

Эффективность состава для удаления отложений неорганических солей в скважине в лабораторных условиях оценивали по определению растворяющей способности, а также коррозийной активности по отношению к нефтепромысловому оборудованию (по показателю скорости коррозии металла). Результаты исследований представлены в таблице 1.

Растворяющую способность составов для удаления отложений неорганических солей в скважине по первому и второму вариантам определяют следующим образом.

Навеску отложений неорганических солей, отобранных из подземного оборудования скважин, массой 0,5±0,005 г помещают в 100 мл испытуемых составов по первому и второму вариантам и выдерживают при температуре 95-130°С в течение 30 мин. По истечении времени оставшийся осадок отфильтровывают, промывают, доводят до постоянной массы и взвешивают. Растворяющую способность составов вычисляют по формуле (1):

где R - растворяющая способность состава, %;

m₁ - масса навески отложений неорганических солей до выдержки в составе, г;

m₂ - масса навески отложений неорганических солей после выдержки в составе, г.

Результаты исследования растворяющей способности составов по первому и второму вариантам представлены в таблице 1.

Из результатов таблицы видно, что все испытуемые составы обеспечивают более высокую растворяющую способность по сравнению с прототипом. Растворяющая способность составов для удаления отложений неорганических солей в скважине по первому и второму вариантам выше, чем у прототипа, на 18,6-45,8%.

Коррозионную активность составов по первому и второму вариантам по отношению к нефтепромысловому оборудованию оценивают по величине скорости коррозии металлических пластинок, выраженной в потере массы образца пластинки на единицу площади поверхности пластинки за единицу времени. Для проведения испытаний готовят прямоугольные стальные пластины (50×20×1,5 мм), выполненные из стали Ст3сп. Определяют геометрические параметры и массу пластин с точностью до четвертого знака.

Далее каждую пластину подвешивают на нити в стакане вместимостью 100 см³ так, чтобы она не соприкасалась со стенками, погружая ее в испытуемые составы по первому и второму вариантам на глубину ниже уровня жидкости на 10 мм, и выдерживают в течение 24 ч при температуре 95-130°С.

По истечении времени выдержки пластины извлекают из составов по первому и второму вариантам, тщательно промывают проточной водой, продукты коррозии при этом удаляют мягкой щеткой, затем пластины многократно промывают дистиллированной водой. Влагу с поверхности пластин удаляют фильтровальной бумагой. Пластины сушат до постоянной массы с точностью до четвертого знака.

Скорость коррозии вычисляют по формуле (2):

где V - скорость коррозии, г/м²⋅ч;

q - потеря массы пластинки от коррозии, г;

S - площадь поверхности пластины, м²;

t - время испытания, ч.

Результаты исследования скорости коррозии составов по первому и второму вариантам представлены в таблице 1.

Из таблицы видно, что составы для удаления отложений неорганических солей по первому и второму вариантам обладают существенно более низкой скоростью коррозии стали по сравнению с прототипом. Скорость коррозии предлагаемого состава по первому варианту ниже по сравнению с прототипом в 2,8-6,0 раза (примеры 1-9 таблицы 1), а при использовании в составе высокотемпературного ингибитора коррозии Нейтинга - в 12,7-302 раза (примеры 12-38 таблицы 1).

Снижение концентрации компонентов в предлагаемом составе по первому варианту не приводит к увеличению растворяющей способности состава (пример 10 таблицы 1), а увеличение концентрации компонентов приводит к увеличению скорости коррозии металла (пример 11 таблицы 1).

Применение предлагаемых составов для удаления отложений неорганических солей в скважине по первому и второму вариантам позволяет повысить эффективность за счет увеличения растворяющей способности составов в скважине и снизить коррозийную активность по отношению к нефтепромысловому оборудованию.