состав для предотвращения солеотложения в добыче нефти

Формула изобретения

Состав для предотвращения солеотложения в добыче нефти, включающий оксиэтилидендифосфоновую кислоту и битум нефтяной строительный, отличающийся тем, что содержит в качестве оксиэтилидендифосфоновой кислоты ОЭДФ-МА и дополнительно - полипропилен при следующем соотношении компонентов, мас. %:

ОЭДФ-МА	5 - 80
полипропилен	1 - 10
битум нефтяной строительный	остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для предотвращения солеотложения из добываемых флюидов как в призабойной зоне, так и на насосном оборудовании в скважинах с различным пластовым давлением и температурой добываемой жидкости до 95 °С.

В настоящее время большинство твердофазных ингибиторов солеотложения и составов на их основе обладают достаточно высокой скоростью растворения в добываемых жидкостях, а значит, быстрым выносом действующего вещества, вследствие чего сокращается срок защиты погружного оборудования от солеотложения.

Известен состав для предотвращения отложения солей в призабойной зоне пласта при добыче нефти со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: ингибитор солеотложения 55,0-60,0, латекс 3,0-5,5, нефть 13,32-27,12, поверхностно-активные вещества (ПАВ) 0,40-1,35, вода - остальное (авт. свид. СССР N 916523, МПК 6 Е 21 В 37/00, 30.03.82). В известном составе смесь латекса, нефти, ПАВ и воды выполняет роль вещества-носителя. Он имеет густую консистенцию и доставляется в скважину с помощью перфорированного контейнера.

Недостатком состава является то, что при обводненности пластовых флюидов более 20% состав теряет свою эффективность, т.к. латекс, входящий в композицию, при контакте с высокоминерализованной попутно добываемой водой коагулирует и блокирует выход действующего вещества в водонефтяной поток.

Наиболее близким по технической сущности к заявленному составу является состав, содержащий, мас.%: нитрилотриметилфосфоновую кислоту или оксиэтилидендифосфоновую кислоту 5-75; битум нефтяной строительный - остальное (авт. свид. RU 2132451 Е21В37/00, 1999.06.27).

Данный известный состав имеет твердую консистенцию и в призабойную зону пласта добывающей скважины подается в контейнере, представляющем собой систему перфорированных труб различного диаметра.

Основным недостатком указанного состава является то, что при температурах выше 75°С и большом дебите скважинной продукции повышается расход вещества-носителя. Для регулирования расхода ингибитора необходимо уменьшать диаметр перфорационных отверстий в контейнере, находящемся в стволе скважины. При этом возможна кольматация отверстий выносимыми частицами коллектора. Как следствие, существует возможность прекращения подачи ингибитора в добываемую жидкость в необходимой эффективной дозировке.

Задачей изобретения является увеличение времени защиты нефтепромыслового оборудования от отложения солей, например, карбоната кальция путем снижения скорости растворения вещества-носителя при добыче нефти с любыми дебитами, обводненностью и минерализацией попутно добываемых вод, а также с широким диапазоном пластового давления и температур добываемых флюидов до 95 °С.

Поставленная задача решается тем, что состав для предотвращения солеотложения в добыче нефти, включающий оксиэтилидендифосфоновую кислоту и битум нефтяной строительный, отличающийся тем, что содержит в качестве оксиэтилидендифосфоновой кислоты ОЭДФ-МА и дополнительно - полипропилен при следующем соотношении компонентов, мас.%:

ОЭДФ-МА 5 - 80

полипропилен 1 - 10

битум нефтяной строительный остальное

Состав готовят следующим образом: смесь оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ОЭДФ-МА) и битума (в битум предварительно вводят полипропилен) нагревают до температуры плавления вещества-носителя и перемешивают. Полученную массу разливают в требуемые формы и остужают. Состав помещают в перфорированный контейнер.

В зависимости от предполагаемой зоны солеотложения по стволу скважины контейнер может подвешиваться на насосе или монтироваться в зоне перфорации, как по ближайшему аналогу.

Пластовые флюиды, проходя через отверстия на боковых стенках и торце контейнера, омывают твердую форму состава. За счет умеренного растворения вещества-носителя в добываемой скважинной продукции постепенно высвобождается внесенный фосфорсодержащий реагент - ОЭДФ-МА.

Для получения заявленного состава для предотвращения солеотложения при добыче нефти в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:

вещество-носитель - битум нефтяной строительный, ГОСТ 6617-76 (1994), полипропилен ТУ-2011-020-0020-3 521-96 - гранулированный порошок, применяемый как модифицирующая добавка, ОЭДФ-МА - белый кристаллический порошок, растворимый в воде, ТУ 6-09-5372-87, выпускаемый Новочебоксарским ОАО "Химпром".

Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующим примером.

Пример. Для получения заявляемого состава в лабораторных условиях брали 2,25 г вещества-носителя - битума нефтяного строительного, 0,75 г полипропилена и расплавляли, затем вводили 4,51 г фосфорсодержащего реагента ОЭДФ-МА, смесь тщательно перемешивали и нагревали в реакторе с электроподогревом. После остывания формовали полученный состав в виде шариков. Заявляемый состав - твердое вещество, напоминающее чистый битум, со следующим соотношением ингредиентов, мас.%: фосфорсодержащий ингибитор - 60, полипропилен - 10, битум нефтяной строительный - 30. Аналогичным образом получали другие составы с различным соотношением ингредиентов.

Лабораторные испытания состава ставили целью определить скорость растворения фосфорсодержащего реагента в водонефтяной эмульсии и оптимальное значение ингредиентов в заявляемом составе.

Первоначально определялись предельные оптимальные соотношения ингредиентов в предлагаемом составе. Выбор предельных значений ингредиентов в заявляемом составе был обусловлен той минимальной концентрацией вещества-носителя, при которой обеспечивается малая скорость растворения и выноса ингибитора при высоком защитном эффекте. При проведении указанных опытов использовали составы, содержание ингредиентов в которых приведено в табл. 1.

Таблица 1 Содержание ингредиентов в заявляемых составах, используемых при проведении опытов
Номер состава	Ингредиенты, мас.%
	ОЭДФ-МА	Термостабилизирующая добавка	Битум нефтяной строительный
1	5	10	остальное
2	5	1	остальное
3	80	1	остальное
4	80	8	остальное
5	60	10	остальное
6	60	5	остальное
7	30	10	остальное

Скорость вымывания фосфорсодержащего реагента из заявляемого состава определялась следующим образом. Заявляемый состав в форме шариков размером 2-4 см³ помещался в стеклянную термостатируемую ячейку объемом 600 см³, содержащую обводненную нефть. Жидкость в ячейке нагревалась до 95°С и интенсивно перемешивалась с помощью магнитной мешалки. Таким образом, моделировался эмульсионный режим течения флюидов по стволу скважины. Ионный состав попутно добываемых вод, используемых при проведении испытаний, представлен в табл. 2.

Вещество-носитель - битум нефтяной строительный с термостабилизирующей добавкой, ограниченно растворяясь в высокотемпературных добываемых флюидах, обеспечивает равномерный доступ фосфорсодержащего реагента в водную фазу.

Для подтверждения этого периодически через каждый час отбирались пробы жидкости из термостатируемой ячейки в объеме 5 мл. При этом вода из пробы отделялась в делительной воронке и доводилась до объема 20 мл, наличие фосфорсодержащего реагента (ОЭДФ-МА) определяли по фосфат-иону.

Определение содержания ингибиторов солеотложения в воде проводилось согласно РД 39-1-237-79 "Определение содержания ингибиторов отложения солей и фосфорсодержащих химреагентов в пластовых и пресных водах" - Уфа, БашНИПИнефть, 1979 г. Данная методика предназначена для определения содержания ОЭДФ и др. фосфорсодержащих соединений (эфиры, фосфонаты и т.п.), содержащихся в пластовых и пресных водах.

Для количественного определения ингибитора отложения солей в пластовой воде анализируемая проба вначале фильтруется (для удаления механических примесей и нефти), затем кипятится (для удаления сероводорода). Далее объем доводится до 100 мл дистиллированной водой, количественно переносится в коническую колбу, подкисляется 1,5 мл концентрированной соляной кислоты (ГОСТ 14261-69). Колбы с растворами помещаются на предварительно сильно разогретую плитку и доводятся до интенсивного кипения, в кипящий раствор добавляется 7 мл 10% раствора хлорамина "Б" (ГОСТ 6-01-76-79) и исследуемые пробы кипятятся в течение 20 мин (объем проб должен уменьшаться при кипячении до 45-65 мл). Пробы охлаждаются до комнатной температуры и количественно переносятся в мерные колбы емкостью 100 мл. Объем в колбах доводится до 80-85 мл, к ним добавляется 2 мл 5% раствора аскорбиновой кислоты, все перемешивается, добавляется 5 мл специально приготовленного раствора молибдата аммония, объем в колбах доводится до меток дистиллированной водой, тщательно перемешивается. При этом наблюдается окрашивание растворов от голубого до синего цвета. Через 5-10 мин определяется величина оптической плотности на ФЭК-56 (фильтр № 9; =680 мм, кювета с толщиной слоя 10 мм). Зная величину оптической плотности, по калибровочной кривой определяется содержание фосфорорганического соединения. Расчет содержания ингибитора в воде (Р, мг/л) производится по формуле: Р мг/л=A·V₁/V₂, где А - содержание ингибитора, мг/л, найденное по калибровочной кривой; V₁ - объем, до которого была разбавлена проба, (100 мл); V₂ - объем взятой на анализ пробы воды, мл.

Приготовление раствора молибдата аммония ведется следующим образом.

К 300 мл дистиллированной воды при перемешивании приливается 144 мл концентрированной серной кислоты. Раствор охлаждается до 20 °С; 12,5 г молибдата аммония растворяется в 200 мл дистиллированной воды, нагретой до 80 °С. 0,235 г хлорида сурьмы растворяется в небольшом количестве 20%-ной соляной кислоты и объем доводится до 100 мл дистиллированной водой. В мерную колбу емкостью 1 л сливаются растворы молибдата аммония и хлорида сурьмы, до метки объем доводится дистиллированной водой. Приготовленный таким образом раствор молибдата аммония хранится в склянке из темного стекла. Данные о концентрации фосфорсодержащего реагента в пробах жидкости из термостатируемой ячейки приведены в табл. 3.

Данные, приведенные в табл. 3, показывают, что заявляемый состав для предотвращения солеотложения в добыче нефти, содержащий следующие ингредиенты мас.%: оксиэтилидендифосфоновую кислоту 5-80; термостабилизирующую добавку 1-10, битум нефтяной строительный - остальное, обеспечивает ограниченную растворимость и равномерное поступление фосфорсодержащего реагента в поток высокотемпературных пластовых флюидов в пределах его эффективной концентрации.

Состав, предложенный авторами для предотвращения отложения солей в добыче нефти, по сравнению с известным по прототипу составом обладает новыми свойствами, а именно: обеспечивается более длительная и стабильная подача ингибитора солеотложения в условиях добычи нефти из скважин с температурой добываемых флюидов до 95°С.

Указанные технические преимущества заявляемого состава позволяют путем его загрузки в перфорированный контейнер, который устанавливается под насос или в интервале перфорации в зависимости от предполагаемой зоны солеотложения, обеспечить стабильную и эффективную подачу ингибитора солеотложения в добываемую жидкость в течение длительного периода времени. Таким образом, предотвращается солеотложение по всему пути движения продукции в лифте скважины.

Экономическая эффективность заявляемого состава для предотвращения отложения солей при добыче нефти будет складываться за счет: сокращения затрат на ремонт и отбраковку подземного оборудования, вышедшего из строя по причине солеотложения; сокращения трудовых затрат, связанных с работой бригад по подземному и капитальному ремонту.