[1]Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для удаления отложений неорганических солей в скважине и нефтепромысловом оборудовании при добыче вязкой и сверхвязкой нефти.
[2]Известны составы, предназначенные для удаления неорганических отложений (сульфатно-кальциевых, или кальциевых, или железистых отложений) в нефтепромысловом оборудовании при добыче нефти.
[3]Известен состав для удаления солеотложений в скважине на основе химического реагента - соляной кислоты (патент RU №2383577, МПК С09К 8/528, опубл. 10.03.2010, бюл. №7). Существенным недостатком состава является высокая коррозионная активность по отношению к нефтепромысловому оборудованию.
[4]Известен состав для удаления неорганических отложений (а.с. СССР №628293, МПК Е21В 43/00, опубл. 15.10.1978, бюл. №38), содержащий динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты (трилон Б), гидроксид натрия и воду.
[5]Однако такой состав не обеспечивает полного удаления отложений. Кроме того, он предназначен прежде всего для удаления сульфатов, а в отложениях в основном преобладают карбонаты.
[6]Наиболее близким к предлагаемому составу по технической сущности и достигаемому техническому результату является состав для удаления отложений неорганических солей в скважине (а.с. СССР №582380, МПК Е21В 43/22, опубл. 30.11.1977, бюл. №44), включающий динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и пресную воду.
[7]Недостатком известного состава является невысокая эффективность из-за низкой растворяющей способности состава, высокой коррозионной активности по отношению к нефтепромысловому оборудованию.
[8]Технической задачей предложения является повышение эффективности состава для удаления отложений неорганических солей в скважине за счет увеличения растворяющей способности состава и снижения коррозионной активности по отношению к нефтепромысловому оборудованию.
[9]Техническая задача решается составом для удаления отложений неорганических солей в скважине, включающим динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и пресную воду.
[10]По первому варианту новым является то, что состав дополнительно содержит уксуснокислый аммоний при следующем соотношении компонентов, мас. %:
[11]- динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - 5-15;
[12]- уксуснокислый аммоний - 0,1-3,0;
[13]- вода пресная - остальное,
[14]при этом содержание уксуснокислого аммония составляет 2-20% от массы динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты.
[15]По второму варианту новым является то, что состав дополнительно содержит уксуснокислый аммоний и высокотемпературный ингибитор коррозии Нейтинг при следующем соотношении компонентов, мас. %:
[16]- динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - 5-15;
[17]- уксуснокислый аммоний - 0,1-3,0;
[18]- Нейтинг - 0,01-1,0;
[19]- вода пресная - остальное,
[20]при этом содержание уксуснокислого аммония составляет 2-20% от массы динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты.
[21]Достижение указанного технического результата обеспечивается использованием хорошо сочетающихся друг с другом компонентов, взятых в предложенном количественном соотношении, что способствует эффективному растворению неорганических отложений при слабокислой среде (рН=4,6-5,8) и снижению агрессивности состава по отношению к промысловому оборудованию.
[22]Для приготовления состава используют следующие компоненты:
[23]- динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты, 2-водную (ГОСТ 10652-73);
[24]- уксуснокислый аммоний, представляющий собой белый порошок, хорошо растворимый в воде (ГОСТ 3117-78);
[25]- высокотемпературный ингибитор коррозии - азотнокислый ингибитор коррозии Нейтинг, представляющий собой смесь органических и неорганических азотсодержащих соединений, мас. %: уротропин - 49,5, тиомочевина - 50,0. хлорид меди(II) - 0,5 (ТУ 2499-037-53501222-2003);
[27]Динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты является органическим соединением и представляет собой белый кристаллический порошок или кристаллы белого цвета. Хорошо растворяется в воде. Основное назначение динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты заключается в растворении нерастворимых неорганических солей двухвалентных металлов. Его действие основано на извлечении ионов металла из нерастворимых солей и замещения их на ионы натрия, вследствие чего образуются растворимые соли натрия. Основным преимуществом его является более низкая агрессивность по отношению к нефтепромысловому оборудованию по сравнению с другими кислотами (соляной, сульфаминовой), традиционно применяющимися для удаления неорганических солей в скважине.
[28]Уксуснокислый аммоний является аммонийной солью органической кислоты, по внешнему виду представляет собой белые кристаллы, хорошо растворяется в пресной воде. При повышении температуры в водных растворах ацетата аммония происходит реакция гидролиза (1), в результате которой образуется уксусная кислота, которая является стабилизатором ионов трехвалентного железа:
[29]
[30]Кроме того, использование в составе уксуснокислого аммония способствует созданию слабокислой среды (рН=4,6-5,8), что способствует снижению коррозионной активности.
[31]Высокотемпературный ингибитор коррозии Нейтинг является смесью органических и неорганических азотсодержащих соединений. Термически устойчив, растворим в воде. Содержание в составе высокотемпературного ингибитора позволяет снизить скорость коррозии по отношению к нефтепромысловому оборудованию в широком диапазоне температур.
[32]Состав для удаления отложений неорганических солей в скважине готовят следующим образом.
[33]По первому варианту предварительно нагревают пресную воду до температуры 60°С. В термостойкий стакан вместимостью 100 см3 наливают нагретую воду в количестве 82,0-94,95 мас. %, добавляют динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты с концентрацией 5-15 мас. % и перемешивают в течение 30 мин на магнитной мешалке с подогревом, поддерживая температуру 60°С, со скоростью 400 об/мин до полного растворения. В полученный состав, не прекращая перемешивания, медленно вводят уксуснокислый аммоний с концентрацией 0,1-3,0 мас. % и перемешивают в течение 10 мин до получения состава, представляющего собой прозрачную жидкость без включений.
[34]По второму варианту предварительно нагревают пресную воду до температуры 60°С. В термостойкий стакан вместимостью 100 см3 наливают нагретую воду в количестве 81,0-94,94 мас. %, добавляют динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты с концентрацией 5-15 мас. % и перемешивают в течение 30 мин на магнитной мешалке с подогревом, поддерживая температуру 60°С, со скоростью 400 об/мин до полного растворения. В полученный состав, не прекращая перемешивания, медленно вводят уксуснокислый аммоний с концентрацией 0,1-3,0 мас. %, перемешивают в течение 10 мин, затем вводят высокотемпературный ингибитор коррозии Нейтинг с концентрацией 0,01-1,0 мас. % и перемешивают в течение 30 мин до получения состава, представляющего собой прозрачную жидкость без включений.
[35]Эффективность состава для удаления отложений неорганических солей в скважине в лабораторных условиях оценивали по определению растворяющей способности, а также коррозийной активности по отношению к нефтепромысловому оборудованию (по показателю скорости коррозии металла). Результаты исследований представлены в таблице 1.
[36]Растворяющую способность составов для удаления отложений неорганических солей в скважине по первому и второму вариантам определяют следующим образом.
[37]Навеску отложений неорганических солей, отобранных из подземного оборудования скважин, массой 0,5±0,005 г помещают в 100 мл испытуемых составов по первому и второму вариантам и выдерживают при температуре 95-130°С в течение 30 мин. По истечении времени оставшийся осадок отфильтровывают, промывают, доводят до постоянной массы и взвешивают. Растворяющую способность составов вычисляют по формуле (1):
[38]
[39]где R - растворяющая способность состава, %;
[40]m1 - масса навески отложений неорганических солей до выдержки в составе, г;
[41]m2 - масса навески отложений неорганических солей после выдержки в составе, г.
[42]Результаты исследования растворяющей способности составов по первому и второму вариантам представлены в таблице 1.
[43]Из результатов таблицы видно, что все испытуемые составы обеспечивают более высокую растворяющую способность по сравнению с прототипом. Растворяющая способность составов для удаления отложений неорганических солей в скважине по первому и второму вариантам выше, чем у прототипа, на 18,6-45,8%.
[44]Коррозионную активность составов по первому и второму вариантам по отношению к нефтепромысловому оборудованию оценивают по величине скорости коррозии металлических пластинок, выраженной в потере массы образца пластинки на единицу площади поверхности пластинки за единицу времени. Для проведения испытаний готовят прямоугольные стальные пластины (50×20×1,5 мм), выполненные из стали Ст3сп. Определяют геометрические параметры и массу пластин с точностью до четвертого знака.
[45]Далее каждую пластину подвешивают на нити в стакане вместимостью 100 см3 так, чтобы она не соприкасалась со стенками, погружая ее в испытуемые составы по первому и второму вариантам на глубину ниже уровня жидкости на 10 мм, и выдерживают в течение 24 ч при температуре 95-130°С.
[46]По истечении времени выдержки пластины извлекают из составов по первому и второму вариантам, тщательно промывают проточной водой, продукты коррозии при этом удаляют мягкой щеткой, затем пластины многократно промывают дистиллированной водой. Влагу с поверхности пластин удаляют фильтровальной бумагой. Пластины сушат до постоянной массы с точностью до четвертого знака.
[47]Скорость коррозии вычисляют по формуле (2):
[48]
[49]где V - скорость коррозии, г/м2⋅ч;
[50]q - потеря массы пластинки от коррозии, г;
[51]S - площадь поверхности пластины, м2;
[52]t - время испытания, ч.
[53]Результаты исследования скорости коррозии составов по первому и второму вариантам представлены в таблице 1.
[54]Из таблицы видно, что составы для удаления отложений неорганических солей по первому и второму вариантам обладают существенно более низкой скоростью коррозии стали по сравнению с прототипом. Скорость коррозии предлагаемого состава по первому варианту ниже по сравнению с прототипом в 2,8-6,0 раза (примеры 1-9 таблицы 1), а при использовании в составе высокотемпературного ингибитора коррозии Нейтинга - в 12,7-302 раза (примеры 12-38 таблицы 1).
[55]Снижение концентрации компонентов в предлагаемом составе по первому варианту не приводит к увеличению растворяющей способности состава (пример 10 таблицы 1), а увеличение концентрации компонентов приводит к увеличению скорости коррозии металла (пример 11 таблицы 1).
[56]Применение предлагаемых составов для удаления отложений неорганических солей в скважине по первому и второму вариантам позволяет повысить эффективность за счет увеличения растворяющей способности составов в скважине и снизить коррозийную активность по отношению к нефтепромысловому оборудованию.
[57]
[58]
