Способ приготовления твердого ингибитора комплексного действия для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений и гидратообразования

Способ приготовления твердого ингибитора комплексного действия для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений и гидратообразования

Реферат

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к способам приготовления твердых ингибиторов комплексного действия для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) и гидратообразования, применяемых в скважинах с большим газовым фактором и обводненных, подверженных интенсивному отложению асфальтеносмолопарафиновых веществ (АСПВ) и гидратообразованию.

Одним из условий эффективного предотвращения АСПО и гидратообразования является использование ингибиторов, обладающих удовлетворительными технологичными свойствами: твердое фазовое состояние, оптимальная растворимость при омывании нефтяным потоком, кроме того, компоненты ингибитора в процессе приготовления и последующего использования не должны потерять своих активных свойств.

Известен способ приготовления твердого реагента для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений при добыче и транспорте нефти, согласно которому сначала готовят смесь из порошкообразных компонентов: технического моющего средства (ТМС) и добавок - лигносульфонатов технических, карбоксиметилцеллюлозы и карбамида, затем к полученной смеси добавляют воду и после перемешивания формируют полученный реагент в виде шариков или цилиндров, при этом исходные компоненты берут в следующем соотношении, мас.%: лигносульфонаты технические (в пересчете на сухое вещество) 3,0-15,0; карбоксиметилцеллюлоза 12,5-50,0; ТМС 30,0-50,0; карбамид 2,0-15,0; вода остальное (патент РФ №2237799, кл. Е21В 37/06, от 2002 г.).

Твердый реагент, приготовленный указанным известным способом, хорошо предотвращает образование АСПО и прост в приготовлении, однако достаточно быстро растворяется пластовыми флюидами, то есть действует непродолжительное время и по результатам опытов не эффективен по предотвращению гидратообразования.

Также известен способ приготовления твердого комплексного состава для предотвращения отложения солей и АСПВ, при осуществлении которого готовят смесь из вещества-носителя - битума нефтяного строительного и из ТМС, которую затем подогревают на плитке с закрытой спиралью и далее при постоянном помешивании в указанную смесь вводят добавку - сульфаминовую кислоту. После тщательного перемешивания из массы формируют состав в виде шариков или цилиндров с содержанием компонентов, мас.%: ТМС 10-45; сульфаминовая кислота 18-30; битум нефтяной строительный остальное (патент РФ №2267006, кл. Е21В 37/06, от 2004 г.).

Указанный известный твердый комплексный состав, полученный известным способом, показывает отсутствие эффективности по предотвращению гидратообразования, кроме того, указанный известный состав эффективно работает только на «малозапарафиненных» нефтях ввиду того, что битум нефтяной строительный достаточно медленно растворяется и происходит медленное вымывание активных компонентов, предотвращающих отложения АСПВ и солей.

Наиболее близким к предлагаемому способу по технической сущности является способ приготовления твердого состава для комплексного воздействия на добываемые флюиды, согласно которому нагревают на водяной бане до расплавления вещество-носитель - кубовые остатки производства аминов С₁₇-С₂₀ (далее КОПА), затем, непрерывно помешивая, поочередно вводят ТМС и добавку - фосфоросодержащий реагент ИСБ-1 или ОЭДФ, при этом исходные компоненты берут в следующем соотношении, мас.%: фосфоросодержащий реагент ИСБ-1 или ОЭДФ 12-80; ТМС 7-60; КОПА остальное (патент РФ №2131969, кл. Е21В 37/06, от 1997 г.).

Твердый состав, приготовленный по указанному способу, характеризуется хорошими показателями по предотвращению отложений АСПВ и солей, однако не обеспечивает предотвращение гидратообразования. Кроме того, у твердого состава, приготовленного по указанному способу, низкая эффективность по предотвращению АСПО в малодебитных скважинах, так как происходит медленный вынос активной основы, за счет этого процесс отложения АСПВ на стенках оборудования увеличивается

Вместе с этим к недостаткам можно отнести длительный период активации состава, а после ее начала КОПА начинают быстро растворяться в обрабатываемой среде и происходит неконтролируемый вынос активной основы, то есть не обеспечивается стабильное предотвращение отложений.

Техническая задача, решаемая предлагаемым изобретением, заключается в получении твердого ингибитора, обеспечивающего одновременное предотвращение АСПО и гидратообразования, в том числе при любой обводненности нефти, а также на малодебитных скважинах, и в исключении потери активных свойств входящих в указанный состав компонентов.

Указанная техническая задача достигается способом приготовления твердого ингибитора комплексного действия для предотвращения АСПО и гидратообразования путем нагревания вещества-носителя - кубовых остатков производства аминов С₁₇-С₂₀, введения в него технического моющего средства и добавок, при этом новым является то, что для приготовления твердого ингибитора в качестве добавок используют - хлористый кальций, карбамид, полиакриламид, а в качестве вещества-носителя дополнительно используют битум нефтяной строительный, при этом при приготовлении ингибитора сначала нагревают смесь веществ-носителей: кубовых остатков производства аминов С₁₇-С₂₀ и битума нефтяного строительного, затем в нагретую массу вводят техническое моющее средство и полиакриламид и далее в образовавшуюся массу добавляют хлористый кальций и карбамид, при этом компоненты берут в следующем соотношении, мас.%:

техническое моющее средство	30-40
карбамид	10-20
хлористый кальций	20-30
полиакриламид	0,2-0,3
кубовые остатки производства аминов С17-С20	12,35-25,0
битум нефтяной строительный	остальное

В качестве битума нефтяного строительного используют битум марки БИ-70/30.

Достижение указанной выше технической задачи обеспечивается за счет особой последовательности приемов введения компонентов при приготовлении твердого ингибитора и режимов, а также за счет совместного взаимодействия компонентов, входящих в получаемый твердый ингибитор.

Из известного уровня техники известно, что ранее для приготовления ингибиторов использовали два вещества-носителя: кубовые остатки производства аминов С₁₇-С₂₀ и битум нефтяной строительный, причем каждый использовался по отдельности. В предлагаемом способе приготовления твердого ингибитора готовят смесь этих веществ, которая играет роль вещества-носителя, и за счет ее ограниченного дозированного и стабильного растворения в добываемых флюидах (нефти и воде) происходит высвобождение (самодозировка) активной основы. Указанная основа действует по направлению своей деятельности, а именно адсорбирует на себя молекулы воды, которая является основой кристаллической решетки гидрата, и тем самым предотвращает конденсацию паров воды на стенках насосно-компрессорных труб (НКТ), препятствуя образованию гидратов; а также обеспечивает предотвращение отложений АСПВ на нефтепромысловом оборудовании.

Благодаря введению в ингибитор хлористого кальция повышается степень связывания воды, то есть адсорбирование молекул воды, а это препятствует образованию гидратов.

Благодаря добавлению полиакриламида обеспечивается увеличение времени действия твердого ингибитора, полученного предложенным способом, и обеспечивается создание полимерного слоя, который препятствует отложению АСПВ.

Кроме того, полиакриламид является гелеобразующим агентом, что благоприятно сказывается на структуре твердого ингибитора за счет обеспечения его пластичности.

Благодаря присутствию в составе твердого ингибитора ТМС частицы АСПО эффективно смываются с поверхностей оборудования, кроме того, ТМС обволакивает их и предотвращает слипание частиц АСПО между собой с образованием крупных конгломератов.

Введение в ингибитор карбамида позволяет снизить коррозионную активность среды.

Кроме того, эффект предотвращения АСПО и гидратообразования твердым ингибитором, приготовленным по заявляемому способу, носит синергетический характер.

Последовательность ввода компонентов в предлагаемом способе была установлена экспериментальным путем. Изменение порядка ввода не позволяет получить твердый ингибитор с заявляемыми свойствами. Так, например, введение в вещество-носитель хлористого кальция до введения ТМС и ПАА приводит к резкому снижению свойств по предотвращению гидратообразования.

Введение ПАА после хлористого кальция и карбамида не приводит к эластичности ингибитора, приготовленного заявляемым способом, замедляя его растворение в обрабатываемой среде.

Таким образом, только благодаря особому порядку ввода компонентов при заявленном их соотношении обеспечивается получение твердого ингибитора с требуемыми свойствами.

Для получения твердого ингибитора комплексного действия для предотвращения АСПО и гидратообразования по заявляемому способу в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:

- порошкообразное техническое моющее средство ТМС марки «Ф-1» (ТУ 2499-001-31559149-2003) - порошок от белого до желто-серого цвета рН 2%-ного р-ра 12,0-13,0; также для приготовления ингибитора может быть использовано ТМС других марок, например ТМС «РИК» по ТУ 2381-002-55040373-00;

- битум нефтяной строительный марки БИ 70/30 по ГОСТ 6617-76 - твердое вещество от темно-коричневого до черного цвета;

- кристаллический карбамид получают из аммиака и двуокиси углерода - ГОСТ 2081-92 - кристаллический порошок белого цвета с массовой долей азота в пересчете на сухое вещество не менее 46,2%;

- кубовые остатки производства аминов С₁₇-С₂₀ (отход производства) по ТУ 6-02-750-87, бордово-коричневое твердое вещество, напоминает хозяйственное мыло;

- хлористый кальций - порошкообразное вещество белого цвета, ГОСТ 4460-65;

- полиакриламид (ПАА) марок «Праестол» 2530 или 2530ТВ по ТУ2216-001-40910172-98 или полимер акриламида анионоактивный АК-642 по ТУ 6-02-00209-912-65-99.

Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующим примером.

Пример. Для получения твердого ингибитора предлагаемым способом нагревали 12,35 г битума, затем добавляли 12,35 г кубовых остатков производства аминов С₁₇-С₂₀ и, нагревая при помешивании, доводили до однородной вязкой массы. После этого, постоянно помешивая, вводили поочередно ТМС 35,0 г и 0,3 г ПАА. Затем добавляли 30,0 г хлористого кальция и 10 г карбамида. Смесь тщательно перемешивали и получали ингибитор следующего состава, мас.%: ТМС 35,0, карбамид 10, хлористый кальций 30, ПАА 0,3, битум 12,35, КОПА 12,35.

Аналогичным способом готовили другие составы ингибитора с различным соотношением компонентов.

Затем полученный заявляемым способом ингибитор формируют в виде шариков и цилиндров, которые при промысловом использовании закладывают в перфорированные контейнеры, устанавливаемые в скважине.

В ходе лабораторных испытаний определяли следующие свойства твердого ингибитора, приготовленного заявляемым способом:

- совместимость входящих в состав компонентов и выбор вещества носителя;

- степень растворения и вымывания веществ-носителей пластовыми флюидами разной степени обводненности;

- степень вымывания активной основы;

- защитный эффект ингибитора по предотвращению АСПО;

- действие ингибитора на коррозионную активность среды;

- влияние на связывание воды;

- определение предельных значений количества компонентов.

КОПА разрушаются быстрее при действии на них пластовой жидкости, а при использовании битума в этих же условиях происходит слишком медленный вынос активной основы реагента. Для определения возможности использования их смеси в качестве вещества-носителя в ингибиторе, приготовленном заявляемым способом, были проведены исследования на стойкость и совместимость данных компонентов в разных соотношениях. Для этого образцы расплавляли и смешивали в разных пропорциях. При смешивании образцы были однородны и не распадались. Результаты испытаний о совместимости КОПА и битума нефтяного строительного при различных их соотношениях приведены в табл.1.

Таблица 1
Компоненты веществ-носителей, мас.%	Стойкость и совместимость (визуальный осмотр)
Кубовые остатки производства аминов С17-С20	Битум нефтяной строительный БИ 70/30
65	35	однородная масса
75	25	однородная масса
55	45	однородная масса
20	80	однородная масса
25	75	однородная масса

В ходе лабораторных исследований также определяли степень растворения в водонефтяной эмульсии компонентов, применяемых в качестве вещества-носителя. Данные о количестве растворившегося вещества-носителя в нефти с различной степенью обводненности приведены в табл.2.

Таблица 2
Обводненность нефти, используемой для опыта, % (нефть + вода)	Количество	растворившегося вещества-носителя, г
Кубовые остатки производства аминов, C17-C20	Битум нефтяной строительный, БИ 70/30	Смесь кубовых остатков производства аминов C17-C20 и битума нефтяного строительного БИ 70/30
0	0,0007	0,00016	0,0009
20	0,0010	0,00013	0,00012
50	0,0016	0,00011	0,00015
70	0,0018	0,0009	0,00017
100	0,0021	0,0005	0,00019
Примечание: в качестве смеси использовали 50% КОПА и 50% битума

Данные, приведенные в табл.2, показывают, что вещество-носитель, в качестве которого исследовали кубовые остатки производства аминов C₁₇-C₂₀, битум нефтяной строительный БИ 70/30 и смесь этих веществ, одновременно растворяются как в нефти или в воде, так и в их смесях, причем растворение смеси в нефти с различной степенью обводненности является стабильным, следовательно, препятствовать выносу активной основы из твердого ингибитора эти вещества не будут.

Далее определяли степень растворения активной основы твердого ингибитора, приготовленного предлагаемым способом, в нефти с обводненностью 20% и 70%. О степени вымывания судили по количеству вымытых ионов кальция. Это количество определяли фотоколориметрическим методом согласно РД 39-0147276-212-86. Данные, полученные в ходе испытаний, приведены в табл.3.

Таблица 3
№ опыта	Содержание компонентов в твердом ингибиторе, приготовленном заявляемым способом, мас.%	Содержание ионов кальция в обводненной нефти, пропущенной через ингибитор, г
Хлористый кальций	Карбамид	ТМС	ПАА	Кубовые остатки производства аминов С17-С20	Битум строительный нефтяной БИ 70/30	При обводненности 20%	При обводненности 70%
1	15	5	20	0,2	59,8	-	0,2	0,35
2	20	20	30	0,2	14,9	14,9	0.5	0,6
3	10	10	40	0,2	39,8	-	1,2	1,2
4	30	10	35	0,3	12,35	12,35	2,3	2,5
5	24	15	30	0,2	25	5,8	3,2	3,2
6	25	5	20	-	20	10	0,7	0,8

Данные, приведенные в табл.3, показывают, что твердый ингибитор, приготовленный заявляемым способом, растворяется в добываемых флюидах и происходит вымывание активных компонентов, в частности ионов кальция, при постепенном растворении вещества-носителя, за счет чего удлиняется срок действия ингибитора и стабильность его действия.

Определение ингибирующей способности по предотвращению АСПО проводилось по общепринятой «Методике оценки эффективности ингибиторов парафиновых отложений комплексного и многофазного действия на отмыв пленки нефти, диспергирования и отмыв парафиновых отложений пластовой водой». НПО «Союзнефтепромхим» - г.Казань, 1987 г. Согласно этой методике оценку эффективности приготовленного заявляемым способом твердого ингибитора по предотвращению АСПО проводили по следующим показателям:

- по отмыву пленки нефти этим ингибитором;

- по дисперсии частиц АСПО в среде ингибитора;

- по характеристике свойств дисперсий (налипание, замазывание, общий отмыв АСПО с поверхности).

Данные по эффективности предотвращения АСПО твердыми ингибиторами, приготовленными известным и предлагаемым способами, на нефтях Чураковского месторождения различных залежей приведены в табл.4.

Таблица 4
№ опыта из табл.3	Эффективность предотвращения АСПО
Отмыв пленки нефти, сек./%	Дисперсия частиц АСПО, мм/%	Налипание, %	Замазывание, %	Общий отмыв колбы от АСПО, %
Нефть Чураковское м-е, Тл+бб
1	30/180	0,1-5	5	10	85
2	40/180	0,1-3	10	5	85
3	30/180	0,1-3	5	5	90
4	40/180	0,1-3	10	10	80
5	30/180	0,1-5	15	5	80
6	40/180	0,1-5	10	20	70
Нефть Чураковское м-е, Турн
1	70/180	>5	15	10	75
2	50/180	>5	10	20	70
3	70/60	>5	5	0	95
4	70/180	>5	0	5	95
5	70/180	>5	0	20	80
6	60/180	>5	15	20	65
Известный тв.ингибитор Тл+бб Чураковское м-е Турн	30/180	>5	5	10	85
70/180	>5	15	10	75
Примечание: в качестве твердого ингибитора, приготовленного известным способом, использовали следующий состав, мас.%: фосфоросодержащий реагент ОЭДФ 10,0; КОПА 40,0; ТМС 50,0.

Из данных, приведенных в табл.4, следует, что твердый ингибитор, приготовленный заявляемым способом, по эффективности предотвращения АСПО работает на уровне известного.

Далее в ходе лабораторных испытаний твердый ингибитор, приготовленный заявляемым способом, исследовали на коррозионную ингибирующую способность по известной «Методике проведения коррозионных испытаний в закрытых системах».

Также в лабораторных условиях проводились испытания по адсорбированию воды из нефти с помощью образцов твердого ингибитора, приготовленного заявляемым способом. Образцы твердого ингибитора, приготовленного заявляемым способом, в количестве 1 г с различным содержанием хлористого кальция опускали на 1 час в обводненную нефть с известным содержанием воды, затем образцы вынимали и в пробе центрифугированием определяли остаточное содержание воды.

Результаты лабораторных исследований ингибирующих антикоррозионных свойств, а также результаты испытания по адсорбированию воды из нефти с помощью образцов твердого ингибитора, приготовленного заявляемым способом, приведены в табл.5.

Таблица 5
№ опыта из табл.3	Защита от коррозии	Количество воды в нефти, до опыта, мл	Количество воды в нефти, после опыта, мл
Скорость коррозии, г(м2ч)	Защитный эффект, %
1	0,2027	58,32	2	1,0
2	0,2432	51,78	2	0,8
3	0,1958	57,32	2	0,9
4	0,1838	54,78	2	0,3
5	0,1203	54,72	2	0,5
6	0,2432	51,78	2	0,7
Тв. игибитор, приготовленный по следующей схеме: в-во-носитель +CaCl2+ТМС+ПАА+ карбамид	2	1.8
Сонкор 9601 (промысловый ингибитор коррозии)	0,1561	58,82	-	-

Из результатов, приведенных в табл.5, следует, что твердый ингибитор, приготовленный заявляемым способом, имеет защитный эффект от коррозии на уровне эффекта известного и широко используемого ингибитора коррозии Сонкор 9601 (51,78-58,32%).

Присутствие в указанном составе ингибитора компонента - хлористого кальция, адсорбирующего на себя воду (как одной из составляющих гидрата), будет разрушать ее молекулярные ассоциаты, служащие основой кристаллической решетки гидрата, предупреждая при этом конденсацию паров воды на парафиновых отложениях.

Измерение порядка ввода компонентов при приготовлении твердого ингибитора, не обеспечивают у последнего свойств по предотвращению гидратообразования (см. табл.5).

Таким образом, по результатам лабораторных исследований следует, что твердый ингибитор, приготовленный предлагаемым способом, будет обладать следующими преимуществами перед известными твердыми ингибиторами:

- предотвращать образование стойких дисперсных систем при добыче нефти;

- адсорбировать воду (один из компонентов гидрата), а значит, предотвращать гидратообразование;

- образовывать на стенках НКТ защитный слой полимерной пленки, препятствующий отложению органических и неорганических веществ;

- осуществлять постоянную и стабильную дозировку активной основы в добываемые флюиды за счет постепенного растворения твердого ингибитора в эффективных концентрациях (происходит самодозировка ингибитора);

- позволит увеличить продолжительность безремонтного периода работы скважины в 2-3 раза.

Экономический эффект от применения предлагаемого ингибитора будет складываться за счет:

- сокращения затрат, связанных с проведением операций по удалению отложений;

- сокращения потерь нефти за счет увеличения межремонтного периода.

1. Способ приготовления твердого ингибитора комплексного действия путем нагревания вещества-носителя - кубовых остатков производства аминов С₁₇-С₂₀, введения в него технического моющего средства и добавок, отличающийся тем, что в качестве добавок используют хлористый кальций, карбамид, полиакриламид, а в качестве вещества-носителя дополнительно используют битум нефтяной строительный, при этом при приготовлении ингибитора сначала нагревают смесь веществ-носителей: кубовых остатков производства аминов С₁₇-С₂₀ и битума нефтяного строительного, затем в нагретую массу вводят техническое моющее средство и полиакриламид и далее в образовавшуюся массу добавляют хлористый кальций и карбамид, при этом компоненты берут в следующем соотношении, мас.%:

техническое моющее средство	30-40
карбамид	10-20
хлористый кальций	20-30
полиакриламид	0,2-0,3
кубовые остатки производства аминов С17-С20	12,35-25,0
битум нефтяной строительный	остальное

2. Способ приготовления твердого ингибитора по п.1, отличающийся тем, что в качестве битума нефтяного строительного используют битум марки БИ-70/30.