твердый комплексный состав для предотвращения отложений солей и асфальтеносмолопарафиновых веществ

Формула изобретения

Твердый комплексный состав для предотвращения отложений солей и асфальтеносмолопарафиновых веществ, содержащий порошкообразное техническое моющее средство, кислотосодержащую добавку и вещество-носитель, отличающийся тем, что в качестве порошкообразного технического моющего средства (ТМС) состав содержит ТМС, содержащее не менее 7 мас.% силиката натрия в пересчете на SiO₂, не менее 2,5 мас.% поверхностно-активных веществ, не менее 4,0 мас.% фосфорных солей в пересчете на Р₂О₅ и не более 30 мас.% влаги, в качестве кислотосодержащей добавки - сульфаминовую кислоту, а в качестве вещества-носителя - битум нефтяной строительный, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Указанное ТМС	10-45
Сульфаминовая кислота	18-30
Битум нефтяной строительный	Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности, к твердым составам для комплексного предотвращения отложений как неорганических солей, так и асфальтеносмолопарафиновых веществ (АСПВ) и предназначен для использования при добыче и транспорте нефти по трубопроводам.

Известен твердый состав для предотвращения отложения солей и песка при добыче нефти, содержащий кислотосодержащую добавку, в качестве которой используют нитрилотриметилфосфоновую или оксиэтилидендифосфоновую кислоту 5-75 мас.%, и битум нефтяной строительный - остальное, являющийся веществом-носителем (Патент РФ №2132451, кл. Е 21 В 37/00 от 1997 г.). Указанный известный состав предназначен для эффективной работы в скважине при добыче нефти с любой степенью обводненности и минерализации попутно добываемых вод, а также в условиях добычи нефти из пластов с любым пластовым давлением и температуре до 90°С.

Однако этот известный твердый состав является эффективным, только предотвращая отложения на стенках металлических труб. Использование его для защиты трубопроводов из других материалов (стеклопластик, труб, футерованных полиэтиленом, эмалью) не приносит ожидаемого результата даже при нормальных условиях, что ограничивает область его использования.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является твердый состав для комплексного воздействия на добываемые флюиды, содержащий порошкообразное техническое средство ТМС, включающее не менее 4,5 мас.% поверхностно-активных веществ, не менее 11 мас.% фосфорнокислых солей в пересчете на P₂O₅ и не менее 1,7 мас.% силиката натрия в пересчете на SiO₂, кислотосодержащую добавку - ИСБ-1 или ОЭДФ и вещество-носитель - кубовый остаток производства аминов С₁₇-С₂₀, при следующем содержании ингредиентов, мас.%:

Кислотосодержащая добавка - ИСБ-1 или ОЭДФ	12-80
Техническое моющее средство типа ФОРС-1	7-60
Кубовый остаток производства аминов C 17-C20	Остальное

(Патент РФ №2131969, кл. Е 21 В 37/06 от 1997 г.)

Указанный известный состав предназначен для предотвращения отложений солей и АСПВ в металлических трубах в отношении легких, средних и тяжелых нефтей при различной их обводненности.

Недостатком известного твердого состава является низкая эффективность по предотвращению отложений как АСПВ, так и солей на стенках труб, футерованных полиэтиленом, а также стеклопластиковых и эмалированных труб. Это объясняется тем, что веществом-носителем в известном составе является кубовый остаток производства первичных аминов C₁₇-C₂₀, температура плавления которого 60-70°С, и поэтому при температуре пласта в скважине более +80°С его применение не эффективно, т.к. он оплавляется, разрушается и происходит быстрый вынос активной основы, за счет этого в условиях добычи нефти из пластов с высокой температурой не обеспечивается стабильное предотвращение АСПВ.

Таким образом, спектр действия известного состава ограничен, что также является недостатком.

Технический результат, обеспечиваемый предлагаемым изобретением, заключается в повышении у заявляемого состава эффективности предотвращения отложений солей и АСПВ на стенках труб, выполненных из металла, стеклопластика или покрытых эмалью при нормальных и повышенных температурах.

Указанный технический результат достигается тем, что твердый комплексный состав для предотвращения отложений солей и асфальтеносмолопарафиновых веществ, содержащий порошкообразное техническое моющее средство, кислотосодержащую добавку и вещество-носитель, в качестве порошкообразного технического моющего средства (ТМС) содержит ТМС, содержащий не менее 7 мас.% силиката натрия в пересчете на SiO₂ , не менее 2,5 мас.% поверхностно-активных веществ, не менее 4,0 мас.% фосфорных солей в пересчете на P₂O₅ и не более 30 мас.% влаги, в качестве кислотосодержащей добавки - сульфаминовую кислоту, а в качестве вещества-носителя - битум нефтяной строительный, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Указанное ТМС	10-45
Сульфаминовая кислота	18-30
Битум нефтяной строительный	Остальное

Указанный технический результат обеспечивается за счет следующего.

Внутренняя поверхность трубопроводов, футерованная полиэтиленом, эмалью и стеклопластиком, характеризуется преимущественно гидрофобными свойствами. АСПВ, отлагающиеся на стенках труб, имеют органическую природу, т.е. вероятность их отложения на поверхности указанных выше труб достаточно велика. Центры их кристаллизации инициируют также отложение на них солей. Механизм влияния предлагаемого твердого состава заключается в предупреждении отложений как АСПВ, так и солей.

Это, на наш взгляд, обеспечивается за счет образования при растворении предлагаемого состава сложных комплексных соединений, блокирующих доступ АСПВ и солей к поверхности трубопроводов. Битум нефтяной строительный, по видимому, является не только веществом-носителем, обеспечивающим за счет его ограниченного растворения в пластовых флюидах высвобождение указанного технического моющего средства и сульфаминовой кислоты, но и участвует совместно с ними в образовании разветвленных структур, препятствующих образованию центров кристаллизации АСПВ и солей.

Кроме того, эффект предотвращения носит синергетический характер.

Для получения заявляемого твердого состава для предотвращения отложений неорганических солей и АСПВ в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:

- порошкообразное техническое моющее средство марки «Ф-1» (ТУ 2499-001-31559149-2003) - порошок от белого до желто-серого цвета рН 2%-ного раствора 12,0-13,0; содержащий не менее 7 мас.% силиката натрия в пересчете на SiO₂ , не менее 2,5 мас.% поверхностно-активных веществ, не менее 4,0 мас.% фосфорных солей в пересчете на Р₂O₅ и не более 30 мас.% влаги;

- сульфаминовая кислота техническая NH₂SO₃H (ТУ 2121-279-00204197-2001 с изм.1) - кристаллический продукт белого цвета;

- битум нефтяной строительный по ГОСТ 6617-76 - твердое вещество от темно-коричневого до черного цвета.

Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующим примером.

Пример: Для получения предлагаемого состава в лабораторных условиях брали 4 г вещества-носителя - битума нефтяного строительного, затем добавляли порошкообразное техническое моющее средство марки «Ф-1» 3 г и подогревали на плитке с закрытой спиралью, далее при постоянном помешивании добавляли сульфаминовую кислоту в количестве 3 г. После тщательного перемешивания формировали состав в виде шариков или цилиндров. Получали твердый состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%:

Порошкообразное техническое моющее средство «Ф-1»	30,0
Сульфаминовая кислота	30,0
Битум нефтяной строительный	40,0

Аналогичным образом получали другие составы с различным соотношением ингредиентов.

Полученные составы были испытаны в лабораторных условиях.

Лабораторные испытания проводились с целью определения эффективности предотвращения отложений АСПВ и неорганических солей в различных условиях, в т.ч. на поверхностях различных материалов (металл, стеклопластик, эмалевое покрытие).

При проведении лабораторных испытаний использовали следующие нефти и попутно добываемую воду (таблица 1 и таблица 2 соответственно).

Эффективность предотвращения отложений АСПВ предлагаемым составом оценивали по методике «Петролайт» по следующим показателям: по степени отмыва пленки нефти этим составом, по величине дисперсии АСПО в среде заявляемого состава, по налипанию парафинов на поверхность, по замазыванию смолами и по отмыву колбы от АСПО. Испытания проводили следующим образом.

В стеклянную колбу наливали нефть и воду одной залежи в соотношении 1:1, опускали приготовленный состав в корзиночке на границу раздела фаз (нефти и воды). Выдерживали 16 часов, затем состав доставали, отделяли нефть от воды. Отделенную нефть заливали в пробирку на 20-25 мл, выдерживали в течение 20 минут для создания на поверхности пробирки пленки нефти. Затем нефть из пробирки сливали в колбу, а в пробирку наполовину объема наливали пластовую воду. Пробирку доливали до полного объема исследуемой нефтью, закрывали пробкой и переворачивали. Через определенное время (30 сек⁺ 60⁺, 180 сек ⁺) визуально определяли процент отмыва нефти от воды по поверхности пробирки, освободившуюся от пленки нефти. Эффективность состава по отмыву пленки нефти оценивали по разности значений величины поверхности, освободившуюся от пленки нефти в данном и контрольном опытах (т.е. холостой пробы без состава).

С помощью мерного цилиндра брали 50 мл пластовой воды и выливали ее в коническую колбу, далее помещали туда же отложения АСПВ весом 2,5 г. Содержимое нагревали на плитке до полного расплавления АСПВ. Затем колбу охлаждали под струей холодной воды, вращая ее круговыми движениями. При этом фиксировали визуально диспергирование АСПВ, налипание и замазывание стенок колбы и отмыв колбы от АСПВ.

Степень предотвращения, т.е. защитный эффект от солеотложения, проводили на модели пластовой воды. Готовили два раствора: первый содержит растворимую соль сульфат иона SO^2- ₄ или карбонат иона СО²⁺ ₃. В первый раствор (50 мл) на 16 часов помещали кусочек 0,5-2 см³ предлагаемого твердого состава, затем его доставали из раствора (1) и приливали раствор (2) 50 мл. Получали пересыщенный раствор сульфата кальция или карбоната кальция. В полученных растворах определяли содержание ионов кальция трилонометрическим методом. Растворы выдерживали в термостате при температуре 40-80°С. Одновременно ставили контрольную пробу без предлагаемого состава.

Степень предотвращения предлагаемым составом солеотложений определяем по формуле:

Э=[(С_п-С_о)/(С _д-С_о)]·100%,

где Э - степень предотвращения (эффект), %;

С_п - содержание осадкообразующих ионов в растворе в присутствии твердого состава, определенного после опыта;

С_д - содержание осадкообразующих ионов в растворе в присутствии твердого состава, определенного до опыта;

С_о - содержание осадкообразующих ионов в контрольной пробе.

В растворе одновременно определялось количество выпавшего осадка гравиметрическим методом.

Данные об эффективности предотвращения отложений АСПВ и неорганических солей предлагаемым и известным составом приведены в таблице 3.

При проведении лабораторных испытаний также определяли эффективность предотвращения отложений АСПВ и неорганических солей на поверхности металлических труб, стеклопластиковых труб и труб, покрытых эмалью. Для этого указанные трубы выдерживали в пересыщенных растворах неорганических солей и АСПВ в присутствии предлагаемого состава и в контрольной пробе без него. Результаты испытаний приведены в таблице 4.

Результаты лабораторных испытаний показали, что предлагаемый твердый состав обеспечивает эффективное предотвращение отложений как неорганических солей, так и АСПВ для любых поверхностей труб: металлических, стеклопластиковых и эмалированных. Это повышает технологические возможности предлагаемого состава и делает его универсальным.

Таблица 1
Состав нефтей, используемых при исследованиях
Место отбора пробы нефти, месторождение		Плотность нефти, г/см3				Содержание в нефти, %
						смола		асфальтен			парафин
Ершовое, Ю 1.2		0,835				4,42		1,28			0,97
Константиновское, Бш		0,877				17,14		4,12			3,68
Таблица 2
Состав попутно добываемых вод, использованных при проведении испытаний
Место отбора пробы воды, месторождение, залежь	Плотность воды, г/см3		Содержание ионов, мг/м
			Cl	SO4	СО 3		НСО3		Са	Mg		K+Na
Ершовое, Ю1.2	1,023		14898	-	Отс.		493		804	197		8558
Константиновское, Б ш	1,152		140125	258	153		Отс.		14897	2967		67003

Таблица 3
Данные об эффективности предотвращения отложений АСПВ и неорганических солей предлагаемым и известным составом
№№	Компонентный состав, %			Эффективность предотвращения отложений неорганических солей, %		Эффективность предотвращения отложений АСПВ
	ТМС «Ф-1»	Ингибитор солеотложения, сульфаминовая кислота	Вещество-носитель, битум нефтяной строительный	СаСО3	CaSO4	Отмыв пленки нефти, %/сек	Дисперсия, мм/%	Налипание, %	Замазывание, %	Общий отмыв колбы от АСПО, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	5	10	85	41	37	0/180	>5	25	5	70
2	10	18	72	71	58	70/60	0,1-3	5	5	90
3	20	20	60	82	77	70/60	0,1-3	10	5	85
4	45	25	30	74	63	70/60	0,1-3	5	15	80
5	25	45	30	50	47	70/180	0,1-5	20	10	70
6	30	30	40	56	45	70/180	0,1-5	20	25	65
7	40	50	10	35	28	40/180	0,1-5	20	25	65
8	Для известного состава по прототипу			56	49	22/180	>5	20	10	70

Таблица 4
Эффективность предлагаемого и известного состава по предотвращению отложений АСПВ и неорганических солей на поверхности труб
№№ опыта	Эффективность предотвращения отложений неорганических солей, %			Эффективность предотвращения отложений АСПВ, %
	металл	стеклопластик	эмаль	металл	стеклопластик	эмаль
Предлагаемый состав 1 при t=40°С	85	82	83	85	90	80
Предлагаемый состав 2 при t=80°С	78	86	84	83	81	77
Прототип	65	72	68	68	70	72
Примечание: Состав 1 и 2 имеют следующее ингредиентное содержание, мас.%: ТМС 10-45; сульфаминовая кислота 18-25; битум нефтяной строительный 72-30.