СОСТАВ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЯ НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для предотвращения солеотложения в скважинах с различной обводненностью и температурой добываемой жидкости, и может быть использовано для борьбы с отложениями труднорастворимых неорганических солей в нефтепромысловом оборудовании в процессах добычи и подготовки нефти. Как известно, в России при эксплуатации не менее чем в 11000 скважинах, оборудованных электроцентробежными насосами (ЭЦН), выпадают соли. При этом в 85-88% скважин выпадает карбонат кальция, в 10-12% сульфат кальция (Информационный бюллетень ГК «Новомет», А. Чебунин, №1(07), июнь 2009). Образование отложений солей увеличивает гидравлическое сопротивление прохождению жидкости и может привести даже к полной закупорке трубопровода.

В настоящее время для предотвращения отложений неорганических солей применяют различные ингибиторы солеотложений, содержащие в основном фосфорорганические соединения и различные кислоты, что делает ингибиторы агрессивными по отношению к используемому оборудованию. Поэтому создание эффективных ингибиторов солеотложений с низкой коррозионной агрессивностью для широких климатических зон весьма актуально.

Известен ингибитор солеотложения, патент РФ №2115631, C02F 5/14, опубл. 20.07.1989, содержащий, мас.%:

Недостатками данного состава являются содержание соединений токсичного цинка (3,2-4,9%) и высокий расход дорогостоящего НТФ (18-22%).

Известен состав (патент РФ№2070910, МКИ ⁶С09К 3/00, 1996) для предотвращения солеотложений при добыче нефти и газа из скважин, содержащий, мас.%

Действие состава направлено в основном на предотвращение отложений сульфатных солей и неэффективно в отношении карбонатных солей. Кроме того, наличие в данном составе соляной и кремнефтористоводородной кислот делает состав коррозионно-активным.

Известен ингибитор солеотложения, представляющий собой водный раствор полиэтиленполиаминометиленфосфоната с примесями NaCl, кислых натриевых солей фосфорной и фосфористых кислот. В промышленности состав выпускается на Ново-Чебоксарском ОАО «Химпром» под торговым названием ПАФ-13А (марки А и марки Б) по ТУ 2439-360-05763441-2001 с изм.1, 2. ПАФ-13А предотвращает отложения в основном карбонатных солей.

В нефтедобывающей промышленности используется ПАФ-13А марки Б по РД 39-0148070-ООЗВНИИНП, 1086.

К недостаткам реагента ПАФ-13А марки Б относится низкая эффективность по предотвращению отложения солей, которая в области концентраций до 60 мг/л не превышает 50%, ПАФ-13А марки А - до 65%. Обе марки проявляют высокую коррозионную агрессивность по отношению к углеродистой стали.

Наиболее близким по технической сущности и заявленному составу является состав для предотвращения неорганических солеотложений (патент РФ №2230766, С09К 3/00, 20.06.2004 Бюл. №17), содержащий, мас.%

Недостатками данного состава являются низкая эффективность не выше 70% и высокая стоимость ингибитора из-за использования в составе импортного дорогостоящего сырья Нарлекс-Д54.

Задачей заявляемого изобретения является новый эффективный, менее агрессивный ингибирующий состав для предотвращения отложений минеральных солей в процессах добычи нефти, расширяющий арсенал известных ингибиторов солеотложений для использования в климатических условиях северных регионов.

Технический результат заключается в создании заявляемого ингибирующего состава солеотложений, эффективно предотвращающего образование карбонатных и сульфатных минеральных солей, обладающего низкой температурой застывания, низкой коррозионной агрессивностью по отношению к металлическому оборудованию, низкой удельной стоимостью. В заявляемом ингибирующем составе солеотложений используют отход производства.

Технический результат достигается предлагаемым составом, включающим: водный раствор полиэтиленполиаминометилфосфоната с примесями NaCl, кислых натриевых солей фосфорной и фосфористых кислот - ПАФ-13А, этиленгликоль и дополнительно водный раствор смеси натриевых солей нитрилотриметилфосфоновой и соляной кислот - отход производства комплексона Корилат под названием препарат Афон-300М, гидроокись натрия, нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ), тиокарбамид, при следующем соотношении компонентов, вес.%:

В качестве реагента ПАФ-13А используют водный раствор полиэтиленполиаминометилфосфоната с примесями NaCl, кислых натриевых солей фосфорной и фосфористых кислот ПАФ-13А марки А, производимый по ТУ 2439-360-05763441-2001 с изм. 1, 2.

В качестве препарата Афон-300М - отхода производства комплексона Корилат, используют водный раствор смеси натриевых солей нитрилотриметилфосфоновой и соляной кислот по ТУ 2499-540-05763441-2012. В качестве гидроокиси натрия используют NaOH по ГОСТ 4328-77 с изм. 1, 2.

НТФ берут по ТУ 2439-347-057634410-2001 или по ТУ 2458-007-50643754-2005.

Тиокарбамид берут по ГОСТ 6344-73. Тиокарбамид представляет собой бесцветный кристаллический порошок, растворимый в воде.

Этиленгликоль используют по ГОСТ 19710-83.

Отличительными признаками заявляемого состава является введение в него водного раствора смеси натриевых солей нитрилотриметилфосфоновой и соляной кислот - препарата Афон-300М, гидроокиси натрия, нитрилотриметилфосфоновой кислоты - НТФ, тиокарбамида, что позволяет получить состав, обладающий высокой эффективностью предотвращения образования карбонатных и сульфатных минеральных солей, высоким коэффициентом перехода из водонефтяной эмульсии в ее водную фазу, низкой коррозионной агрессивностью по отношению к металлическому оборудованию, низкой температурой застывания и низкой удельной стоимостью.

В патентной и научно-технической литературе отсутствуют составы, идентичные заявляемому, что свидетельствует о его новизне.

Изобретательский уровень предлагаемого состава определяется соотношением компонентов, позволяющим получать композицию, эффективно работающую при выбранных соотношениях исходных компонентов состава, при низкой температуре (до минус 46°C) и низкой коррозионной агрессивности состава (0,020-0,035 г/м² час), решая при этом экологическую задачу утилизации отхода производства, что удешевляет конечный товарный продукт.

Для доказательства соответствия заявленного состава критерию «промышленная применимость» приводим примеры конкретных составов, см. в табл.1.

Состав готовят следующим образом. В реактор при включенной мешалке загружают расчетное количество отхода производства комплексона Корилат. Далее в реактор вводят последовательно при включенной мешалке гидроокись натрия, этиленгликоль и тиокарбамид. Перемешивание проводят до полного растворения тиокарбамида. Следующий этап заключается в последовательном введении при постоянном перемешивании расчетного количества НТФ и ПАФ-13А. Перемешивание проводят до полного растворения НТФ.

Конкретные составы оценивают в качестве ингибиторов солеотложения, определяя их защитный эффект, температуру застывания их и коррозионную активность. Произведен также расчет величины удельных затрат на обработку пластовой воды в сравнении с прототипом.

Тестирование эффективности заявляемого состава в качестве ингибитора солеотложений проведено в соответствии с «Методикой определения эффективности ингибирования осадкообразования сульфата и карбоната кальция», разработанной НПО «Союзнефтепромхим» на положениях РД 39-0148070-026 ВНИИНП-86. В качестве сред для испытаний использованы модели пластовых вод (МПВ) месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз»: Тарасовское, Барсуковское, Комсомольское, Ново-Пурпейское, Фестивальное. Ионный состав МПВ каждого из месторождений приведен в таблице 2.

По химическому составу воды этих месторождений относятся к водам хлоридно-кальциевого и сульфатно-кальциевого типа. Солевые составы пластовых вод, моделирующие карбонатные отложения Тарасовского и Фестивального месторождений, приведены в табл.3. Составы пластовых вод, моделирующие одновременное присутствие карбонатных и сульфатных солей, характерных для вод Барсуковского, Комсомольского и Ново-Пурпейского месторождений, приведены в табл.4.

Приготовленная в соответствии с расчетными значениями таблицы 3 и 4 модель воды соответствовала по ионному составу пластовой воде конкретного месторождения. Ингибитор вводят в раствор модели воды непосредственно перед экспериментом. Эффективность состава определяют при концентрациях 10, 20, 30 мг/л. Контрольные ячейки и ячейки с ингибитором термостатируют при температуре 80°C. Затем пробы охлаждают до 20°С и фильтруют для удаления выпавшего осадка. В отфильтрованной воде определяют остаточное содержание ионов кальция. Проводят три параллельных определения эффективности при каждой дозировке, далее рассчитывают среднее арифметическое из полученных результатов.

Эффективность действия ингибитора солеотложений (Э_ИСО, %) определяют по формуле:

где Сх - содержание ионов кальция после термостатирования в пробе, не содержащей ингибитор солеотложения, мг/дм³;

Ср - содержание ионов кальция после термостатирования в пробе, содержащей ингибитор солеотложения, мг/дм³;

Со - содержание ионов кальция в исходном растворе до термостатирования, мг/дм³.

Результаты по эффективности заявляемого состава в качестве ингибитора солеотложений приведены в таблице 5.

Как видно из таблицы 5, эффективность предотвращения карбонатных отложений в моделях вод Тарасовского и Фестивального месторождений ОАО «Пурнефтегаз» при испытании заявляемого состава с концентрацией 10-30 мг/л составляет 90-98%, в то время как для прототипа в сравнимых условиях эффективность составляет 65-70%.

Эффективность предотвращения смеси карбонатных и сульфатных отложений в моделях вод Барсуковского, Ново-Пурпейского и Комсомольского месторождений при испытании заявляемого состава с концентрацией 10-30 мг/л составляет 83-94%, в то время как для прототипа в сравнимых условиях эффективность составляет 52-61%.

Температура застывания и коррозионная агрессивность заявляемых составов приведена в таблице 6.

Температура застывания ингибирующих составов определена в соответствии с ГОСТ 4328-77. Приведенные в таблице 6 данные характеризуют составы в качестве реагентов, пригодных для применения в зимних условиях. Температура застывания составов не выше минус 40°C.

Коррозионная агрессивность заявленных составов установлена по величине скорости коррозии углеродистой стали. В соответствии с ГОСТ Р 905-2007 выполнение измерений скорости коррозии проведено по следующей методике. Обезжиренные и взвешенные пластины из стали марок Ст3 по ГОСТ 380 размером (50×20×2) мм с выбитыми номерами и отверстием для подвеса помещаются в цилиндр прибора, в который предварительно налито 150 см³ исследуемого состава. Цилиндр с пластинами помещают в термостат или водяную баню с температурой (20±2)°С. Через 24 часа пластины вынимают из раствора, длительно промывают под струей воды, ополаскивают спиртом, высушивают фильтровальной бумагой, выдерживают в эксикаторе 10 минут и взвешивают. Результаты взвешивания в граммах записывают с точностью до четвертого десятичного знака.

Скорость коррозии (V) в г/м²·ч вычисляют по формуле:

где m - масса пластины до начала испытания, г;

m1 - масса пластины после испытания, г;

S - площадь пластины, м;

τ - время выдержки образцов, ч.

Площадь пластины (S) в квадратных метрах вычисляют по формуле:

где а - длина пластины, мм;

в - ширина пластины, мм;

с - толщина пластины, мм. Площадью отверстий пренебрегают.

За результат испытания принимают среднее арифметическое результатов трех параллельных определений, допускаемые расхождения между которыми не должны превышать 0,04 г/м²·ч (Р=0,95).

Представленные в таблице 6 значения скорости коррозии стали в заявляемых составах, равные 0,025-0,035 г/м²час, позволяют отнести углеродистую сталь в соответствии с десятибалльной шкалой коррозионной стойкости металлов (ГОСТ 5272-50) к группе стойких металлов. Это свидетельствует о низкой коррозионной активности предлагаемого состава. В сравнимых условиях скорость коррозии реагента-прототипа составила величину 0,37 г/м²час, что более чем на порядок выше по сравнению с заявляемым составом. Углеродистая сталь в среде прототипа относится к группе пониженно-стойких металлов по шкале стойкости металлов.

Важным фактором при выборе того или иного ингибитора является величина удельных затрат. Для заявляемых составов были рассчитаны затраты на обработку 1000 м³ пластовой воды при заявленных величинах эффективности: 90% для предлагаемого состава, для прототипа уровень эффективности 70% (табл.7).

Как видно из таблицы 7, удельная стоимость обработки 1000 м³ пластовой воды предлагаемыми составами с эффективностью выше 90% составляет 482-1054 рубля, в то время как прототип, имея более высокую удельную стоимость в 1250 рублей, имеет эффективность всего 70%.

В промысловых условиях ингибитор подается в эксплуатационную скважину с различным соотношением в добываемой продукции углеводорода и воды. В связи с этим показатель распределения ингибитора в двухфазной системе нефть/вода является важным критерием. В таблице 8 на примере одного из составов приведены данные анализов по содержанию ингибитора в водной фазе водонефтяной смеси с различной степенью обводненности (30-70%). Полученные результаты показали, что коэффициент перехода ингибитора в водную фазу водонефтяной эмульсии составляет 0,95-0,98, что также свидетельствует о высокой эффективности заявляемого состава и его применимости в широком диапазоне обводненности добываемой нефтепромысловой продукции.

Анализ данных, представленных в таблицах 1, 5, 6, 7, показывает, что в предлагаемом составе технический результат достигается только в заявляемых интервалах компонентов. Использование компонентов в концентрациях ниже обозначенных интервалов не позволяет достичь желаемого результата, а выше обозначенных интервалов - не целесообразно, так как это лишь удорожает состав, не улучшая его свойств.

Данные, представленные в таблицах 5, 6, 7 и 8, показывают, что предлагаемый ингибитор солеотложений по сравнению с прототипом является более эффективным, препятствующим образованию нерастворимых карбонатных и сульфатных отложений в нефтепромысловых водах, проявляет низкую коррозионную активность к металлическому оборудованию, что удлиняет срок его эксплуатации, имеет низкую температуру замерзания, что позволяет его использовать в регионах с холодным климатом. Заявляемый состав по сравнению с прототипом за счет низкой себестоимости и высокой эффективности более экономичен для применения. Заявляемый состав отличается простотой технологии получения. Процесс идет без нагрева и образования дополнительных отходов, что положительно сказывается на технико-экономических показателях его производства. Кроме того, эффективное использование в предлагаемом составе отходов от производства комплексона Корилат решает проблему их утилизации. Это позволяет снизить нагрузку на окружающую среду и снизить себестоимость производства состава солеотложений за счет снижения норм расхода дорогостоящих и дефицитных компонентов более чем на 25%.