МОЮЩАЯ КОМПОЗИЦИЯ
DETERGENT COMPOSITION

Изобретение относится к области химической технологии, в частности к моющим составам, предназначенным для использования в процессах доотмыва остаточной нефти интенсификации нефтедобычи для обработки призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин, в качестве технического моющего средства при очистке емкостей и грузовых танков нефтеналивных судов от остатков нефти, нефтепродуктов, животных и растительных жиров, а так же как модифицирующая добавка в сшитые полимерные составы, применяемые для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин и снижения обводненности на участке воздействия.
Известно моющее нейтрализующее дезинфицирующее средство, содержащее (мас.%:) неионогенное ПАВ 3,0-25,0; катионное ПАВ 1,0-6,0; полифосфат щелочного металла 0,1-8,0; карбамид (мочевина) 0,1-7,0; жидкое стекло 2,0-5,0; соли азотистой и азотной кислот 0,1-3,0; полимерный компонент 0,1-0,8; антикоррозионная добавка 0,1-10,0 и вода - остальное (патент РФ №2601306, опубл.10.11.2016).
Известное решение предназначено преимущественно для мытья дорожных покрытий и сооружений, а также прилегающих к ним территорий. Недостатком известного решения является наличие в составе полимерного компонента и антикоррозионной добавки, влияющих на увеличение стоимости состава и дополнительные технологические затраты при производстве состава.
9-14
9-14
Известен пенообразующий состав для ограничения водопритока (патент РФ №2200822, опубл. 20.03.2003), содержащий пенообразователь - поверхностно-активное вещество ПАВ, стабилизатор и воду, в качестве пенообразователя он содержит высокомолекулярные ПАВ с длиной углеродной цепи C, а в качестве стабилизатора состав содержит полимер праестол-854 при следующем соотношении компонентов (мас.%): высокомолекулярные ПАВ с длиной углеродной цепи C - 0,2-1,5, полимер праестол-854 - 0,05-0,5, вода - остальное. В качестве высокомолекулярных ПАВ с длиной углеродной цепи C9-14 могут быть использованы синтанол ЭС-3, неонол АФ9-12.
Недостатком известного решения является сравнительно низкая моющая способность и отсутствие дезинфицирующего действия.
5
20
2
4
22
2
4
Известен эмульсионный состав для ограничения водопритоков, выравнивания профиля приемистости и глушения скважин (патент РФ №2539484, опубл.20.01.2015), содержащий углеводородную и водную фазы, эмульгатор, включающий в качестве активного вещества продукт взаимодействия жирных кислот и аминов, в качестве добавки неионогенные поверхностно-активные вещества - НПАВ и в качестве растворителя спирт, где эмульгатор содержит в качестве активного вещества продукт взаимодействия жирной кислоты типа R-COOH, где R=С -С, с амином R-N-(R′-NH)n, где R=С-С, R′=С-С, n=0-2, при следующем соотношении компонентов эмульгатора, мас.%: указанный продукт взаимодействия 2-80, НПАВ 2-60, спирт - остальное, а состав содержит следующее соотношение компонентов, мас.%: углеводородная фаза 2-25, эмульгатор 0,1-5,0, водная фаза остальное.
Недостатком известного решения является низкая моющая способность и очистка различных поверхностей от загрязнений продуктами органического происхождения, такими как смазка, нефть, эмульсии, асфальтосмолопарафиновые отложения и т.д.
Известен состав многофункционального моющего средства для нефтяных месторождений (патент CN104152127, опубл. 07.11.2017), включающий 0,2-1,0% нонилфенолэтоксилата, 0,2-1,0% четвертичного аммониевого соединения, 0-1,0% ингибитора коррозии, 0-1,0% связывающих комплексообразующих соединений, препятствующих образованию гидроокислов железа в скважине, 0-10,0% сложного эфира карбоновой кислоты, а остальное - вода.
Недостатком известного решения является высокая стоимость производства состава, наличие в составе ингибитора коррозии.
Технической задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение является создание сбалансированной по составу технологичной моющей композиции, обеспечивающей возможность как самостоятельного применения в процессах интенсификации добычи нефти, так и в качестве добавки в составе растворов глушения и кислотных составах, а также в качестве технического моющего средства.
Технический результат - простая в изготовлении композиция моющего средства с высокой поверхностной активностью, устойчивостью к высокоминерализованным растворам и кислотам, а также низкой коррозионной агрессивностью.
Технический результат достигается тем, что моющая композиция включает смесь поверхностно-активных веществ в водно-спиртовом растворителе, при этом в качестве неионогенного ПАВ использован оксиэтилированный нонилфенол, в качестве катионного ПАВ - бензалкония хлорид, а также дополнительно содержит амфотерное ПАВ в виде водного 30 % раствора алкилдиметилкарбоксибетаина, метиловый спирт, стабилизатор пены, многофункциональную присадку с моющими и антикоррозионными свойствами и воду при следующем соотношении компонентов (мас.%):
Оксиэтилированный нонилфенол
20-50
Стабилизатор пены
3,0-5,5
Метиловый спирт
22-35
Вода
9-40
Раствор алкилдиметилкарбоксибетаина
3-15
Многофункциональная присадка с моющими и антикоррозионными свойствами
1-7
Бензалкония хлорид
0-5,5
Комплекс поверхностно-активных веществ согласно настоящему изобретению используется в составах, применяемых для пенообразования, обработки призабойных зон добывающих и нагнетательных скважин, с целью доотмыва остаточной нефти и интенсификации добычи или приемистости. Для удаления АСПО и снижения гидравлических потерь в скважинах и трубопроводах, особенно при добыче и транспортировке высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий, а также очистки нефтеналивных емкостей, танкеров и деталей машин. Может использоваться как реагент - пенообразователь для создания устойчивых пенных систем кратностью от 30 до 300, а также в качестве моющего средства для отмывки оборудования и емкостей от химреагентов (кислот, щелочей, ингибиторов и пр.), нефти и нефтепродуктов.
В качестве стабилизатора пены используется состав на основе полифосфатов. (полифосфат натрия (E452), полифосфат калия (E452) , полифосфат натрия-кальция (E452), полифосфат кальция (E452).
В качестве многофункциональной присадки используется смесь аминов, спиртов и ПАВ, например МЭА, ММА, LAS.
Рабочая концентрация моющей композиции для нагнетательных скважин составляет 1-3% с объемом закачки раствора до 60-80 м3 на метр нефтенасыщенной толщины.
Примеры осуществления изобретения
Моющую композицию готовили методом смешения компонентов в смесителе при комнатной температуре путем последовательного дозирования компонентов в воду. Соотношение компонентов приведено в таблице 1.
Далее проводили испытания полученных композиций: температуру застывания определяли согласно ГОСТ 20287, плотность - согласно ГОСТ Р ИСО 3675, ГОСТ 18995.1, показатель активности водородных ионов водного раствора с массовой долей 1% (по активному веществу)- согласно ГОСТ 22567.5.
Методики определения ХОС согласно ГОСТ Р 52247-2004, с изм. № 1 от 12.12.2006.
Массовую долю активного вещества определяют согласно ГОСТ 22567.6-87 (п.4.1).
Определение поверхностного натяжения проводят согласно ГОСТ Р 50097-92.
Результаты испытаний при различных соотношениях компонентов, входящих в состав моющей композиции, приведены в таблице 1.
Сочетание компонентов моющей композиции в подобранном оптимальном количественном соотношении позволило получить моющую композицию с улучшенными свойствами, проявляющимися при ее использовании.
Для целей применения моющей композиции для обработки призабойной зоны нагнетательной скважины были проведены лабораторные испытания с соблюдением пластовых термодинамических условий.
Оказалось, что с ростом концентрации заявленной моющей композиции в закачиваемой воде повышается коэффициент вытеснения нефти. Оптимальной концентрацией является содержание ПАВ в закачиваемой воде 1-3мас%.
Механизм процесса вытеснения нефти из пластов водными растворами заявленной моющей композиции основан на снижении межфазного натяжения между нефтью и водой и увеличении угла смачивания горной породы, т. е. на снижении капиллярного сопротивления. Согласно лабораторным исследованиям состав может снижать межфазные натяжения на границе нефть-вода до 1-5 мН/м. При низком межфазном натяжении капли нефти легко деформируются, благодаря чему уменьшается работа, необходимая для проталкивания их через сужения пор, что увеличивает скорость их перемещения в пласте. Также необходимо учитывать и адсорбционную способность заявленной моющей композиции, поскольку по мере продвижения вытесняющего состава в пласте, концентрация заявленной моющей композиции в растворе вследствие адсорбции уменьшается и, следовательно, снижается эффективность воздействия на пласт. Для проверки данного предположения была изучена адсорбция заявленной моющей композиции глиной. Лабораторными исследованиями установлено, что адсорбция заявленной моющей композиции глиной достигает весьма значительных величин по мере увеличения концентрации заявленной моющей композиции. Поэтому для того, чтобы раствор заявленной моющей композиции проявлял свои свойства на большем расстоянии, целесообразно использовать заявленную моющую композицию с концентрацией от 1 до 3%.
Составы по примерам 6, 7, 8, 15, 16 показывают более высокие эксплуатационные характеристики за счет высокой массовой доли активной основы и могут быть рекомендованы для применения в качестве заявленной моющей композиции пенообразователя и для промывки скважин после глушения, а также для отмыва АСПО. Составы рекомендованы для деблокации блокирующих пачек на углеводородной основе.
Преимущества заявляемой композиции:
- Простота и технологичность изготовления;
- Композиция не содержит неорганических солей, которые, оседая, могут вызвать коррозию нефтепромыслового оборудования;
- Высокая поверхностная активность;
- Состав не оказывает значительного влияния на образование ХОС в нефти (в пределах допустимых норм менее 0,02%);
- Устойчивость к высокоминерализованным растворам и кислотам;
- Стабильная мелкодисперсная пена, устойчивая к загрязнениям присутствующим в используемой для приготовления технической воде;
- Высокая растворимость и устойчивость к высаливанию в растворах минеральных солей и кислот;
- Рабочая концентрация заявленной моющей композиции для нагнетательных скважин составляет 1-3% с объемом закачки раствора до 60-80 м3 на метр нефтенасыщенной толщины;
- Предлагаемая композиция эффективно диспергирует АСПО и разрушает водонефтяные эмульсии, разжижает высокобводненные нефти;
- Моющая композиция может применяться как добавка в соляную кислоту при обработке призабойной зоны пласта.
Опыт применения композиции:
В Оренбургском УИРС успешно используется композиция согласно настоящему заявлению при освоении скважин, способствует гидрофобизации поверхности поровых каналов в породе, ухудшая их способность к смачиванию водой, при этом углеводородный флюид легко расплывается на поверхности поровых каналов, вытесняя из них пленочную воду, что способствует увеличению выхода пластового флюида.
В ООО «Акрос» моющая композиция успешно применяется при обработке призабойной зоны. В результате применения отмечено снижение поверхностного натяжения, увеличение фазовой проницаемости нефти и, следовательно, увеличение дебита и снижение обводненности.
<img file="00000001.jpg" he="9" wi="160" img-content="undefined" img-format="jpg" />Таблица 1
Примеры
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
Состав композиции, мас.ч.
Оксиэтилированный нонилфенол
23
25
25
28
30
35
45
47
20
25
25
28
30
40
45
50
Стабилизатор пены
3
3
5,5
5
4
4
3
3
5
7
5
5
5
5
4
4
Метиловый спирт
22
25
35
34
30
30
35
35
22
23
35
34
30
30
35
35
Вода
36,5
32
15
14,5
30
19
9
10
40
32
15
15
30
19
9
10
растворалкилдиметилкарбоксибетаина
11
10
15
11
4
5
3
-
10
10
15
11
4
5
5
-
Многофункциональная присадкас моющими иантикоррозионными свойствами
4
3
3,5
6
1
1,5
2
1
3
3
5
7
1
1
2
1
Бензалкония хлорид
0,5
2
1
1,5
1
5,5
3
4
-
-
-
-
-
-
-
-
Параметры композиции
Температура застывания, °С
-45
-45
-45
-45
-50
-50
-55
-55
-30
-30
-35
-35
-35
-35
-40
-40
Плотность при 20°С, г/см<sup>3</sup>
0,960
0,975
0,980
0,985
0,975
0,980
0,985
0,985
0,920
0,930
0,950
0,950
0,935
0,950
0,955
0,965
Массовая доля активного вещества, % масс.
51
55
60,8
65,6
66
72,5
76,2
80,1
30
33
37
40
45
55
65
70
Показатель активностиводородных ионов водного раствора с массовой долей 1% (поактивному веществу), ед. рН
7,5
7
7,5
7
7
7,4
7,5
7
7,5
7
7,5
7
7
7
7,5
7
Содержание ХОС
-
<0,02
<0,02
<0,02
-
<0,02
-
<0,02
-
-
-
-
-
-
-
-
Поверхностное натяжение, мН/м
5
3,3
4,2
3,5
3,0
1,9
2,0
2,6
6,5
5,0
4,2
3,5
3,8
2,5
2,2
1,8
Адсорбция ПАВ глиной, мг/г
65
67
67
65
67
67
65
70
65
65
67
65
70
67
67
70
Коррозионная агрессивность товарной формы, г/(м<sup>2</sup>⋅час):- Для фонда скважин, не более 0,089;- Для др. направлений, не более0,125
0,0810,110
0,0810,110
0,0810,110
0,0820,112
0,0810,110
0,0820,112
0,0820,112
0,0850,115
0,0850,115
0,0830,113
0,0880,119
0,0820,112
0,0830,113
0,0870,119
0,0830,113
0,0840,115
Вязкость при 20 °С, мм<sup>2</sup>/с
10,7
11,2
10,7
11,0
10,8
11,3
10,6
11,0
11,1
10,7
10,6
10,8
9,9
11,0
10,6
10,7