Ингибитор отложения неорганических солей в нефтеи газопромысловом оборудовании
Изобретение относится к ингибиторам отложений неорганических солей, может быть использовано'для предотвращения отложений в скважинах и нефтепромысловомоборудовании при добыче нефти и газа и позволяет увеличить продолжительность действия ингибитора при обеспечении высокой степени предотвращения солеотло-' жений. В качестве ингибитора используют состав, содержащий, мас.%: нитрилотриметилфосфоновая кислота 4,2-18,0,' полупродукт производства монокарбоновых кислот в процессе окисления углеводородовоксидат 30,0-40,0 и вода - остальное. Ингибитор используют путем продавливания в призабойную зону пласта. Использование состава позволяет вдвое увеличить продолжительность защитного действия при обеспечении высокой степени предотвращения солеотложений. 3 табл.слс
СОЮЗ СОВЕТСКИХ
СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ
РЕСПУБЛИК
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ
ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ
ПРИ ГКНТ СССР
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ, К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4748995/26 (22) 11.10.89 (46) 23.02.92. Бюл. N - 7 (71) Уфимский нефтяной институт (72) Ю.B.Àíòèïèí, LU.À.Ãàôàðoâ, Г.А.Шамаев и Н.Л.Виноградов (53) 663.632.7(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР
N -999966772211, кл. Е 21 В 43/12, 1980. (54) ИНГИБИТОР ОТЛОЖЕНИЯ НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ В НЕФТЕ- И ГАЗОПРОМЫСЛОВОМ ОБОРУДОВАНИИ (57) Изобретение относится к ингибиторам отложений неорганических солей, может быть использовано для предотвращения отложений в скважинах и нефтепромысловом
Изобретение относится к ингибиторам отложений неорганических солей и может. быть использовано для предотвращения отложений в скважинах и нефтепромысловом оборудовании при добыче нефти и газа., Цель изобретения является увеличение продолжительности действия ингибитора при обеспечении высокой степени предотвращения солеотложений.
В качестве ингибитора используют состав, содержащий, мас.%; нитрилотриметилфосфоновая кислота 4,2-18,0; полупродукт производства монокарбоновых кислот в процессе окисления углеводородов — оксидат 30,0-40,0 и вода— остальное.
Оксидат представляет собой прозрачную жидкость темно-коричневого цвета с резким характерным запахом уксусной кис„„5U „„1713899 А1 (si)s С 02 F 5/14, Е 21 В 43/12 оборудовании при добыче нефти и газа и позволяет увеличить продолжительность действия ингибитора при обеспечении высокой степени предотвращения солеотложений. В качестве ингибитора используют состав, содержащий, мас.%: нитрилотриметилфосфоновая кислота 4,2-18,0; полупродукт производства монокарбоновых кислот в процессе окисления углеводородов- оксидат 30,0-40,0 и вода — остальное. Ингибитор используют путем продавливания в призабойную зону пласта, Использование состава позволяет вдвое увеличить продолжительность защитного действия при обеспечении высокой степени предотвращения солеотложений. 3 табл. лоты, плотностью 1,012-1,020 г/см, вязко3 стью (20 С) 2,04-2,84 сП, рН 0,25-1,30, температурой замерзания -26 С и содержит, мас.%: муравьиная кислота 8-12, уксусная кислота 60-68, янтарная кислота 3-5,масляная кислота 1-3, метилэтилкетон, этилацетат, ацетон 6-8 и вода, и выпускается в виде
60-80%-ного водного раствора.
Для приготовления ингибитора заданного состава в емкость насосного агрегата заливают 2000 кг пресной воды и засыпают
250 кг нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ).
Запускают в работу насос по схеме емкость — насос — емкость, при этом происходит растворение НТФ. После растворения полученный раствор НТФ закачивают в автоцистерну, в которой предварительно залито 1875 кг 80%-ного оксидата и 875 кг
1713899
10
25 тора, г/л.
55 воды, После перекачки НТФ насосным агрегатом полученный ингибирующий состав окончательно перемешивают по схеме автоцистерна — насосный агрегат — автоцистерна.
Получают 5 т ингибитора, содержащего, мас. : НТФ 5, оксидат 30. Приготовленный таким образом ингибирующий состав закачивают в скважину.
После продавки ингибитора в призабойную зону пласта происходит адсорбция ингибитора на поверхности породы и постепенная десорбция его в процессе отбора продукции из скважины. Вынос реагента, добываемой жидкостью после продавки и пуска скважины в эксплуатацию до минимально необходимых концентраций, требуемых для ингибирования, определяет период защиты нефтегазопромыслового оборудования от отложения солей и срок между продавками ингибитора„Поэтому, чем продолжительнее процесс выноса реагента, тем эффективнее обработка скважины раствором ингибитора солеотложений.
Длительность периода выноса ингибитора в значительной степени зависит от адсорбционной способности ингибитора отложения солей на породе пласта. Чем больше адсорбция ингибитора солеотложения и медленнее его десорбция, тем эффективнее предотвращение солеотложений.
В реальных условиях поверхность пор породы призабойной зоны пласта, в которые закачивается ингибирующий раствор, смочена частично нефтью, а частично — водой. Ингибитор солеотложения адсорбируется на поверхности, смоченной водой, и не адсорбируется на поверхности пор, смоченной нефтью.
Эффективность предотвращения солеотложений можно увеличить, во-первых, за счет гидрофилизации той части поверхности пор, которая смочена нефтью, т.е, увеличения поверхности адсорбента, и, во-вторых, за счет применения состава с улучшенной адсорбционной,способностью на породе призабойной зоны пласта.
Оксидат, входящий в состав ингибитора, растворяется в нефти, снижая поверхностное натяжение и увеличивая адсорбцию ингибитора на поверхности породы, повышая таким образом эффективность предотвращения солеотложения.
Защитное действие ингибитора определяют следующим образом.
Готовят искусственные пересыщенные растворы сульфата кальция путем сливания растворов двух видов:
1 л раствора содержит сульфата натрия
13 г, хлорида натрия 187,8 г, клорида магния
1,24 r, 1 л раствора содержит хлорида кальция (безводного) 13,6 г.
Реакция с образованием осадка сульфата кальция протекает по схеме:
СаС12+ NaS04 = Са$04+ 2NaCI.
В каждую из двух колб емкостью 250 мл пипеткой вносят расчетное количество испытуемого ингибирующего раствора, приливают 50 мл раствора 1-го вида, а затем доливают 50 мл раствора 2-го вида (хлорида кальция). Пробы выдерживают при 25 +1 С в термостате, и через 24 ч определяют содержание солеобразующих ионов трилонометрическим способом. Аналогичные опыты проводят без добавки ингибитора. Защитный эффект определяют по формуле
Э С С" 100, С. -С. где С вЂ” начальная концентрация сульфата кальция в исходном растворе, г/л;
С» — концентрация сульфата кальция в конце опыта в раствоое, не обработанном ингибитором, г/л;
С вЂ” концентрация сульфата кальция в конце опыта в растворе с добавкой ингибиВ табл. 1 представлены данные по эффективности защитного действия ингибитора в зависимости от соотношения входящих в него компонентов.
Как свидетельствуют данные табл. 1, при использовании НТФ концентрацией более 18 эффективность.ингибитора снижается из-за его несовместимости с пластовой водой.
В табл. 2 представлены данные по зависимости поверхностного натяжения на границе нефть — ингибирующий раствор от количества оксидата в составе ингибитора.
Введение оксидата в количестве, превышающем 30-40, не приводит к дополнительному снижению поверхностного натяжения, т.е. улучшению смачиваемости поверхности адсорбента. При концентрациях менее 30 происходит значительное повышение поверхностного натяжения.
В табл. 3 представлены сравнительные данные по изменению концентрации известного и предлагаемогЬ ингибиторов в процессе предотвращения солеотложений.
В случае использования известного ингибитора содержание НТФ становится меньше минимально необходимого для ингибирования после прокачивания жидкости в количестве 19 объемов пор, При использо1713899 вании предлагаемого ингибитора эта величина составляет 31-37 объемов пор.
Таким образом, использование предлагаемого ингибитора позволяет вдвое увели; чить продолжительность ингибирующего
-действия при сохранении высокой степени предотвращения солеотложений.
Формула изобретения
Ингибитор отложения неорганических солей в нефте-и газопромысловом оборудовании, включающий нитрилотриметилфосфоновую, кислоту, воду и кислотосодержащий реагент, отличающийся тем, что, с целью увеличения продолжительности действия ингибитора при обеспечении высокой степени предотвращения солеотложений, он в качестве кислотосодержащего реагента включает
5 полупродукт производства монокарбоновых кислот в процессе окисления углеводородов — оксидат — при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Нитрилотриметилфосфоновая
10 кислота
Оксидат
Вода
4,2-18,0
30,0-40,0
Остальное
Таблица 1
Защитный эффект, %
Соляная кислота, мас.%
Н итрил отриметил фосновая кислота мдс. о
Оксидат, мас
Вода, мас. %
Состав ингибито
Известный
100
71,2
75,1
73,2, 62,6
83,7
23,8
1.1,3
17,5
23,8
11,3
5.0
13,6
9,3
13,6
5,0
2
4
5 гаемый ингибит
Пела ор
7
9
11
12
13
14
16
17
18
19
21
22
23
24
26
27
28
29
31
32
33
34
4,2
4,2
4,2
4,2
4,2
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
5,0
5,0
5,0 . 5,0
11,0
11,0
18,0
18,0
18,0 18,0
18,0
20,0
20,0
20,0
20,0
20,0
20,0
20,0
20,0
22,0
22,0
28
28
28
28
42
42
70,8
67,8
65,8
60,8
55,8
70,5
67,5
65,5
55,5
50,5
70,0
67,0
-65,0
55,0
54,0
49,0
57,0
54,0
52,0
42,0
40,0
55,0
50,0
45,0
40,0
38,0
35,0
30,0
20,0
48,0
38,0
83
92
99
88
96
91
98
92
98
99
86
92
94
96
98
82
17,1 3899
Таблица 2
Раствор
Поверхностное жение н/м натяСостав ингибирующего водного раствора
5%.НТФ и 23,7 % HCI (известный)
13,6 % НТФ и 1,6 % НС! (известный)
4,2 % НТФ и 25 % оксидата
4,2 % НТФ и 28 % оксидата
4,2% НТФ и 30% оксидата
4,2 % НТФ и 35 % оксидата
4,2 % НТФ и 40 % оксидата
4,2 % НТФ и 45 % оксидата
5 % НТФ и 25 % оксидата
5% НТФ и 27% оксидата
5 % НТФ и 30 % оксидата
5 % НТФ и 35 % оксидата
5 % НТФ и 40 % оксидата
5 % НТФ и 42 % оксидата
5 % НТФ и 45 % оксидата
18 % НТФ и 25 % оксидата
18 % НТФ и 28 % оксидата
18 % НТФ и 30 % оксидата
18 % НТФ и 35 % оксидата
18 % НТФ и 40 % оксидата
18 % НТФ и 42 % оксидата
18 НТФ и 45, оксидата
Таблица 3
Количество прокачанной жидкости, в объемах пор
Известного
П е лагаемого
5% НТФ+11,2 %
HCL+ во а остальное
5 % НТФ+ 40 % окси- 180 » НТФ+40% оксиат+во а остальное ат+ во а остальное б ия
А со
50000
50000
50000 б ия ес о
2
4
6
8
11
12
13
14
16
17
18
19
21
1
3
6
8
11
12
13
94
48
24
16
Кон ент а ия ингибито а, мг/л
61
52
38
21
23
1,51 10
1 20 10-3
1,81 10
1,66 10 з
1,49 10
1,49 10
1,48 10
1,48 10
1,73 10 .1,52-10
1,16 10 з
1,16 10 з
1,17-10
1,17 10з
1,17 ° 10
1,17 10
1,03 10
0,91 10
0,90 10
0,92.10
0,91 10
0,92 10
48
36
42
42
10
1713899
Продолжение табл. 3
Составитель А.Стадник
Редактор В.Бугренкова Техред M.Mîðãåíòàë Корректор M,Màêñèìèøèíåö
Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул. Гагарина, 101
Заказ 659 Тираж Подписное
ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР
113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5
