СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ И ПРИМЕНЕНИЯ ДЛИТЕЛЬНО ДЕЙСТВУЮЩИХ РЕАГЕНТОВ ДЛЯ ЗАЩИТЫ ДОБЫВАЮЩИХ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН И СОПРЯЖЕННОГО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ОТ КОРРОЗИИ И СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ
METHOD OF PRODUCTION AND USAGE OF LONG-TERM ACTIVE REAGENTS FOR PROTECTION OF EXTRACTING OIL WELLS AND ASSOCIATED TECHNOLOGICAL EQUIPMENT FROM CORROSION AND SCALE

Изобретение относится к области неорганической и полимерной химии, а более конкретно, к области защиты нефтедобывающей скважины и сопряженного оборудования от солеотложения и коррозии, в частности, к способам получения реагентов, обеспечивающих надежную защиту в течение длительного (более одного года) интервала времени в средах, содержащих сульфаты и карбонаты щелочных и щелочно-земельных металлов, растворенный сероводород или/и углекислый газ, и может быть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности.
Уровень техники
В предшествующем уровне техники широко известно, что для эффективной работы нефтедобывающей скважины необходимо использование специальных реагентов, препятствующих образованию отложений солей и предотвращающих коррозию металлических поверхностей самой скважины и сопряженного оборудования. Для этих целей реализовано несколько способов, из которых наибольшее распространение получили жидкие реагенты для перманентного дозирования в нижнюю зону скважины, например, состав для ингибирования солеотложений при добыче нефти, описанный в патенте РФ RU 2307798 С1, опубл. 10.10.2007 Бюл. №28. Такие жидкие реагенты уносятся потоком добываемого флюида и обеспечивают защиту скважины от солеотложения и коррозии. Данная технология достаточно эффективна для высокорентабельных скважин, скважин в доступных местах расположения и с развитой системой энергетического сопровождения. Для труднодоступных скважин ряда месторождений, скважин, расположенных в климатических зонах с низкими среднегодовыми температурами, использование дозирующего оборудования и поддержка его работоспособности персоналом становятся предметом выбора.
Решением для подобных случаев могло бы стать использование реагентов длительного действия не требующих специального дозирующего оборудования. В настоящее время известны основы ингибиторов коррозии и солеотложения, проявляющие высокую эффективность при очень низких концентрациях (дозировках) на основе олигомерных, полимерных и неполимерных соединений (см. патенты RU 2518034 С2, 10.04.2014, US 8372336 В2, 12.02.2013). Несмотря на это, относительно высокая растворимость этих реагентов в добываемом флюиде не позволяет проявлять эффективность в течение длительного интервала времени, в частности одного года и более, в результате чего требуется их постоянное дозирование.
Известен способ увеличения срока эффективной работоспособности добывающей скважины защитой от солеотложения, осуществляемый закачкой в пласт смесей растворов ингибиторов на основе полимерных и неполимерных соединений, содержащих предпочтительно поличетвертичные амины и поли-(диметиламино-со-эпихлоргидрин) или поли-(диаллилдиметиламмония хлорид) (пат. США US 5181567, 26.06.1993). Недостатками данного способа являются высокие расходы реагентов, сложность обработки скважины с целью фиксации реагента в пласте, относительно короткие сроки, менее года, защиты скважины.
Увеличение сроков защитного эффекта от применяемых ингибиторов предложено применением капсулированных продуктов за счет создания полупроницаемой мембраны из полимерных материалов как описано в патенте США US 7179485 В1 от 20.02.2007 г. Полимерная оболочка может быть использована в качестве удерживающего ингибитор резервуара, позволяя контролировать, удерживать и постепенно высвобождать находящиеся внутри капсулы основы ингибиторов. Данное техническое решение для реализации в промышленном масштабе требует специфического оборудования, производство многостадийно, а получаемые продукты имеют невысокую механическую прочность. Существенной особенностью продуктов, заключенных в мембранные оболочки, является высокое содержание вспомогательных материалов (материал оболочки, компатибилизаторы, пластификаторы, утяжелители) что, как следствие, ведет к занижению содержания основных веществ - основ ингибиторов, непропорциональному увеличение требуемых на длительные сроки зашиты загрузок продуктов в скважину.
В ряде патентов описано использование коацерватов в качестве способа создания длительно действующих ингибиторов с полимерной оболочкой на границе несмешивающихся фаз, в частности удерживающего коацерваты сольвента и дисперсной фазы в виде капель высококонцентрированного ингибитора. Получаемые таким образом продукты представляют собой жидкие дисперсии капель ингибиторов, окруженные мембраной осажденного на их поверхности полимера в сольвенте. При этом содержание ингибитора в пересчете на единицу массы в таких продуктах вследствие технологических особенностей, связанных с разбавлением осаждающим раствором, обычно не превышает половинного количества. Мембранные оболочки коацерватов, получаемых по этому способу, характеризуются невысокой механической прочностью, и наблюдается неконтролируемый волнообразный вынос ингибитора во флюид и быстрому расходу ингибитора.
Известен способ получения реагента, раскрытый в патенте RU 2244805 С1, опубл. 20.01.2005 г., заключающийся в получении и использовании составов твердого агрегатного состояния, предназначенных для предотвращения осаждения неорганических солей и сульфида железа в скважинах, промысловой системе сбора и транспорта нефти, а также в заводняемых нефтяных пластах при вторичной добыче нефти. Техническим результатом данного изобретения является повышение эффективности предотвращения отложений неорганических солей и сульфида железа в любых скважинных условиях, в том числе, при наличии сульфатовосстанавливающих бактерий в пласте и серы в добываемых флюидах за счет увеличения степени предотвращения указанных отложений, обеспечении равномерного выноса активной основы, исключения образования вторичных осадков в условиях меняющейся минерализации пластовых флюидов при одновременном сохранении защитного эффекта от коррозии. Твердый состав для предотвращения отложений неорганических солей и сульфида железа при добыче и транспортировке нефти, включающий органический кислотный реагент и кубовые остатки производства аминов С17-С20 (КОПА), в качестве органического кислотного реагента содержит сульфаминовую кислоту (СК) при следующем соотношении компонентов, мас. %: СК 20-70, КОПА остальное или смесь СК с нитрилотриметилфосфоновой кислотой при следующем соотношении компонентов, мас. %: СК 10-40, нитрилотриметилфосфоновая кислота 25-70, КОПА - остальное. Получаемый по этому способу твердый реагент помещается в перфорированный контейнер и опускается в скважину, где под действием водонефтяной эмульсии разлагается с высвобождением активных в предотвращении отложений неорганических солей и сульфида железа компонентов. Использование этого технического решения позволяет увеличить межремонтных пробег не менее чем в три раза. К недостаткам данного изобретения относится низкая плотность твердого реагента, что ведет к необходимости его использования только в виде гранул, загружаемых в специальный перфорированный контейнер, и, как следствие, ограничивает его количества и сроки эффективной защиты скважины.
Наиболее близким по своей сущности и достигаемому техническому результату является способ получения реагента для защиты нефтедобывающей скважины и сопряженного оборудования от солеотложения и коррозии, раскрытый в патенте RU 2504571 С2, 20.01.2014, заключающийся в том, что осуществляют защиту нефтедобывающей скважины и сопряженного оборудования от солеотложения и коррозии, при помощи химического взаимодействия веществ: ингибитора коррозии, ингибитора солеотложения с добавлением сольвента, при этом используют состав для предотвращения гидратных, солевых отложений и коррозии, включающий поверхностно-активное вещество, спирт и минерализованную воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит полимер: сополимер пирролидона или капролактама, терполимер на основе N-винил-2-пиролидона, полиакриламид, гипан, полипропиленгликоль, полиоксипропиленполиол, диметиламиноэтилметакрилат, простой эфир марки Лапрол, гидроксиэтилцеллюлозу; ингибитор солеотложений: замещенную аминополикарбоновую или фосфоновую кислоту, двунатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и натриевую соль аминометиленфосфоновой кислоты, гексаметафосфат или триполифосфат натрия, хлорид или нитрат аммония; спирт в виде смеси формалина, или уротропина, или карбамидоформальдегидного концентрата-КФК: одноатомный спирт С1-С4, кубовые остатки производства бутиловых спиртов методом оксосинтеза, эфироальдегидную фракцию - побочный продукт при ректификации этилового спирта; двухатомный спирт С1-С3, низкомолекулярный полиэтиленгликоль и полигликоль марки Гликойл-1; многоатомный спирт: глицерин или продукт его содержащий - полиглицерин в объемном соотношении от 1:4-1. К недостаткам данного изобретения можно отнести необходимость постоянного поддержания эффективной концентрации компонентов, заключающаяся в перманентном дозировании реагента, а также применение больших количеств токсичных формальдегид-содержащих компонентов.
Существенным отличием заявляемого способа от прототипа является использование полимерных и олигомерных компонентов, способствующих в результате химического взаимодействия с другими компонентами реакционной смеси в сочетании с неорганическими веществами с высокой плотностью получить твердый реагент, с высокими эксплуатационными характеристиками по защите от солеотложения и коррозии, плотности, удобный к применению в виде гранул, загружаемых в зумпф или перфорированный контейнер, и обеспечивают работу скважины в длительный, более года, интервал времени.
Раскрытие изобретения
Технической проблемой изобретения является создание способа получения и применения реагента для защиты нефтедобывающей скважины и сопряженного оборудования от солеотложения и коррозии, в частности, к способам получения реагентов, обеспечивающих надежную защиту от солеотложения и коррозии в течение длительного (более одного года), интервала времени.
Поставленная проблема решается за счет того, что в способе получения и применения реагента для защиты нефтедобывающей скважины и сопряженного оборудования от солеотложения и коррозии, осуществляют загрузку в смеситель следующих компонентов смеси: ингибитор коррозии, ингибитор солеотложения, регулятор кислотности, регулятор скорости высвобождения ингибиторов, регулятор удельного веса с добавлением или без добавления сольвента при следующим соотношением компонентов, мас. %:
основа ингибитора коррозии 15-40
основа ингибитора солеотложения 20-50
регулятор кислотности 10-20
регулятор скорости высвобождения ингибиторов 1-10
регулятор удельного веса 10-30 сольвент остальное, получая массу, которую формуют в черенки, гранулы или крошку, сушат от избыточного содержания летучих соединений, далее измельчают, получая, таким образом, товарную форму реагента для дальнейшего применения.
В качестве основы ингибитора солеотложения предпочтительно используют комплексоны из ряда аминополикарбоксилатов и фосфоновые кислоты и их соли и комплексы, в частности этилендиаминтетраацетат и этилендиаминтетраацетата динатриевая соль, оксиэтилидендифосфоновая кислота и ее натриевая, калиевая соли, кальциевый, цинковый комплексы, и их смеси, фосфонобутантрикарбоновая кислота и ее натриевая, калиевая соли, кальциевый, цинковый комплексы и их смеси.
В качестве регулятора скорости высвобождения ингибиторов предпочтительно используют высокомолекулярные полимерные органические соединения из ряда углеводов, такие как: карбоксиметилцеллюлоза, крахмал, желатин, гуаровая камедь, ксантан; и гомо- и сополимерные материалы на основе акриловых кислот и их производных, в частности: полиакриловая кислота, полиметакриловая кислота, полиакриламид, полиакрилмино-пропансульфонаты и их сополимеры.
В качестве основы ингибитора коррозии предпочтительно используют высшие алкилимидазолины и алкоксилированные высшие алкилимидазолины, в частности: производные талловых жирных кислот, жирных кислот рапсового масла, жирных кислот пальмового масла, амиды высших жирных кислот; соли фосфорных и фосфоновых кислот; наиболее предпочтительно олигомерные продукты на основе алкоксилированных жирных аминов и двухосновных карбоновых кислот.
В качестве регулятора кислотности предпочтительно используют труднорастворимые в воде и нефти вещества, в частности: кальциевые соли серной, соляной, фосфорной, угольной, кремниевой кислот, оксиды и гидроксиды алюминия, бария, цинка, титана, гипс, тальк, бентониты, глиноземы, портландцемент, а также продукты неполного замещения аминов неорганическими и органическими кислотами и свободные амины, например: моноэтаноламина гидрохлорид моноэтаноламина карбонат, моноэтаноламина ацетат, моноэтаноламин, дециламина гидрохлорид дециламин, кокоамин, талловые амины, кокодиамин, талловый диамин.
В качестве регулятора удельного веса предпочтительно используют соединения труднорастворимые в воде и нефти, имеющие высокие значения удельного веса, в частности: сульфат бария, карбонат бария, оксид бария, оксид цинка, карбонат цинка, сульфат цинка, диоксид титана, оксид свинца, свинцовый сурик, свинцовые белила.
В частном варианте выполнения химическое взаимодействие между компонентами проводят в указанной выше последовательности.
В другом частном варианте выполнения химическое взаимодействие проводят между указанными выше компонентами в любой последовательности.
В частном варианте выполнения химическое взаимодействие проводят при температуре от плюс 20°С до плюс 105°С в течение от 0,5 до 3 часов.
В другом частном варианте формовку в черенки, гранулы или крошку проводят не позднее, чем через 1 час от начала химического взаимодействия компонентов.
Целесообразно, чтобы продукт химического взаимодействия после формовки и сушки измельчали до частиц размером от 1 до 10 мм с помощью подходящих механических устройств.
Указанная проблема также решается за счет применения реагента для защиты нефтедобывающей скважины и сопряженного оборудования от солеотложения и коррозии, полученного указанным выше способом, при котором реагент загружают в зумпф скважины в присутствии жидкости-носителя, предпочтительно пластовой воды, в виде крупнодисперсной взвеси, или наполняют полученными черенками, гранулами или крошкой погружной перфорированный контейнер, помещаемый в скважину ниже области расположения насосного оборудования.
Технический результат, достигаемый при осуществлении заявленного изобретения, заключается в повышении защиты нефтедобывающей скважины и сопряженного оборудования от солеотложения и коррозии в течение длительного срока эксплуатации скважины, что снижает издержки на эксплуатацию скважины и уменьшает себестоимость добычи нефти.
Осуществление изобретения
В данном разделе описания будет приведен наиболее предпочтительный вариант осуществления изобретения, который тем не менее, не ограничивает другие возможные варианты осуществления явным образом следующие из материалов заявки и понятные специалисту.
Способ получения реагента для защиты нефтедобывающей скважины и сопряженного оборудования от солеотложения и коррозии в течение длительного, более одного года, срока эксплуатации осуществляют следующим наиболее предпочтительным образом.
Химическое взаимодействие ведут, используя
высококонцентрированные, с содержанием основного вещества не менее 60 мас. %, формы компонентов, при перемешивании, обеспечивающем равномерное распределение компонентов реакционной массы и контакт взаимодействующих веществ с добавлением или без сольвента, в качестве которого предпочтительно выступает вода. При этом допустимы тепловые эффекты, сопровождающиеся подъемом температуры и самопроизвольным испарением летучих компонентов, главным образом воды, из реакционной массы, что в свою очередь сопровождается увеличением вязкости массы. Учитывая данные факторы, химическое взаимодействие предпочтительнее вести в аппаратах, обеспечивающих перемешивание высоковязких материалов, например, Z-образный смеситель, одно- или двух-шнековый экструдер или аналогичные. Реологические свойства получаемой массы зависят от массового соотношения твердых и жидких компонентов, что объясняет предельные значения в интервалах содержания. Получившуюся в результате химического взаимодействия высоковязкую массу далее подвергают формованию в черенки, гранулы, крошку, используя экструзию через фильеры соответствующего размера - от 1 до 10 мм в диаметре, предпочтительно от 3 до 8 мм, наиболее предпочтительно 5 мм. Сушку от воды и летучих компонентов предпочтительно проводить при температуре не выше 70°С с использованием или без использования любого подходящего оборудования, предназначенного для сушки твердых материалов.
В качестве основы ингибитора коррозии используют высшие алкилимидазолины и алкоксилированные высшие алкилимидазолины, в частности: производные талловых жирных кислот, жирных кислот рапсового масла, жирных кислот пальмового масла, амиды высших жирных кислот; соли фосфорных и фосфоновых кислот. Наиболее предпочтительно использование олигомерных продуктов на основе алкоксилированных жирных аминов и двухосновных карбоновых кислот, раскрытых в патенте РФ RU 2609122 С2, 30.01.17 г., а также в патенте US 8372336 В2, 12.02.2013. В качестве основы ингибитора солеотложения используют комплексоны из ряда аминополикарбоксилатов и фосфоновые кислоты и их соли, в частности этилендиаминтетраацетат и этилендиаминтетраацетата динатриевая соль, оксиэтилидендифосфоновая кислота и ее натриевая, калиевая соли, кальциевый, цинковый комплексы, и их смеси, фосфонобутантрикарбоновая кислота и ее натриевая, калиевая соли, кальциевый, цинковый комплексы и их смеси. Названные реагенты являются промышленно выпускаемыми и доступны на рынке.
В качестве регулятора кислотности используют труднорастворимые в воде и/или нефти вещества основного характера органической и неорганической природы в частности: кальциевые соли серной, соляной, фосфорной, угольной, кремниевой кислот, оксиды и гидроксиды алюминия, бария, цинка, титана, гипс, тальк, бентониты, глиноземы, портландцемент, а также продукты неполного замещения аминов неорганическими и органическими кислотами и свободные амины, например: моноэтаноламина гидрохлорид моноэтаноламина карбонат, моноэтаноламина ацетат, моноэтаноламин, дециламина гидрохлорид, дециламин, кокоамин, талловые амины, кокодиамин, талловый диамин. Названные реагенты являются промышленно выпускаемыми и доступны на рынке.
В качестве регулятора скорости высвобождения ингибиторов используют высокомолекулярные полимерные органические соединения из ряда углеводов, такие как: карбоксиметилцеллюлоза, крахмал, желатин, гуаровая камедь, ксантан; и гомо- и сополимерные материалы на основе акриловых кислот и их производных, в частности: полиакриловая кислота, полиметакриловая кислота, полиакриламид, полиакрилмино-пропансульфонаты и их сополимеры. Названные реагенты являются промышленно выпускаемыми и доступны на рынке.
В качестве регулятора удельного веса используют соединения неорганической природы труднорастворимые в воде и нефти, имеющие высокие значения удельного веса, например: сульфат бария, карбонат бария, оксид бария, оксид цинка, карбонат цинка, сульфат цинка, диоксид титана, оксид свинца, свинцовый сурик, свинцовые белила. Названные реагенты являются промышленно выпускаемыми и доступны на рынке.
В качестве сольвента используют смеси одноатомных и многоатомных спиртов с водой, вода. Смесь компонентов подбирают таким образом, чтобы температура кипения смеси не превышала 95°С, например смесь воды и этиленгликоля в соотношении по массе 1:1.
Для механического измельчения могут быть, например, использованы аппараты для измельчения твердых материалов Pallmann Maschinenfabrik GmbH&Co. KG (Германия), ООО «Сибпроммаш» (Российская Федерация, г. Новосибирск) или аналогичные.
Способ получения и применения длительно действующих реагентов для защиты добывающих нефтяных скважин и сопряженного технологического оборудования от коррозии и солеотложения поясняется представленными ниже примерами.
Пример 1 (по прототипу RU 2504571)
В лабораторных условиях брали 53,0 мас. % пластовой воды минерализацией 350 г/мл, добавляли при постоянном перемешивании 4,0 мас.% катионактивного ПАВ марки Диламид ПС (ТУ 2433-001-04706205-01), 4,0 мас.% ингибитора солеотложений ПАФ-13 (ТУ 2439-023-16886106-2003), 4,0 мас. % простого эфира марки Лапрол-5003-2-Б10 (ТУ 2226-023-10488057-95) и перемешивали до растворения полимера. Затем дозировали 35 мас. % смеси КФК-85 (карбамидоформальдегидного концентрата) (ТУ 2223-009-00206492) и глицерина в объемном соотношении 5:1. Все компоненты тщательно перемешали в течение 15 минут до однородной массы.
Пример 2
В камеру смешения Z-образного смесителя с рубашкой, мешалкой загружают регулятор удельного веса в виде порошка сульфата бария в количестве 15 мас. %, регулятор кислотности в виде дециламина в количестве 15 мас. %, регулятор скорости высвобождения ингибиторов в виде полиакриловой кислоты в количестве 3 мас. %, основу ингибитора солеотложения в виде этилендиаминтетраацетата в количестве 40 мас. %, основу ингибитора коррозии в виде этоксилированного таллового амина со степенью этоксилирования 10-15 в количестве 20 мас. %, сольвента в виде воды в количестве 7 мас. %. Включают перемешивание, которое осуществляют в течение 30 минут при температуре окружающей среды, при этом в процессе перемешивания выделяется тепло и повышается вязкость смеси. Полученную массу формуют с использованием шнекового экструдера с фильерой и режущим устройством, получая черенки с размером 5-8 мм.
Пример 3
В камеру смешения Z-образного смесителя с рубашкой, мешалкой загружают регулятор удельного веса в виде оксида цинка в количестве 30 мас. %, регулятор кислотности в виде таллового диамина в количестве 20 мас. %, регулятор скорости высвобождения ингибиторов в виде полиакриловой кислоты в количестве 1 мас. %, основу ингибитора солеотложения в виде фосфонобутантрикарбоновой кислоты в количестве 20 мас. %, основу ингибитора коррозии в виде продукта на основе этоксилированного таллового амина и 1,4-бутандиовой кислоты в количестве 15 мас.%, сольвента в виде воды в количестве 14 мас.%. Включают перемешивание, которое осуществляют в течение 60 минут при температуре окружающей среды, при этом в процессе перемешивания и химического взаимодействия выделяется тепло (температура достигает значений 80-100°С), частично удаляется вода в виде пара и повышается вязкость смеси. Полученную массу выгружают из смесителя, дают самопроизвольно остыть, затем формуют с использованием шнекового экструдера с фильерой и режущим устройством, получая черенки с размером 5-8 мм, которые высушивают до остаточной влажности 7±3 мас. % подачей потока воздуха с температурой 55±10°С.
Пример 4
В камеру смешения Z-образного смесителя с рубашкой, мешалкой загружают регулятор удельного веса в виде порошка сульфата бария в количестве 10 мас. %, регулятор кислотности в виде ацетата моноэтаноламина в количестве 10 мас. %, регулятор скорости высвобождения ингибиторов в виде желатина марки Т-4 (ГОСТ 11293-89 с изм.) в количестве 10 мас. %, основу ингибитора солеотложения в виде цинкового комплекса оксиэтилидендифосфоновой кислоты с чистотой не менее 96 мас. % в количестве 40 мас. %, основу ингибитора коррозии в виде этоксилированного таллового имидазолина в количестве 15 мас. %, сольвента в виде воды в количестве 15 мас. %. Включают перемешивание, которое осуществляют при температуре от 50 до 60°С в течение 1 часа до образования однородной вязкой смеси. Полученную массу формуют с использованием шнекового экструдера с фильерой и режущим устройством, получая черенки с размером 5-8 мм, которые высушивают до остаточной влажности 7±3 мас. % подачей потока воздуха с температурой 55±10°С.
Пример 5
В камеру смешения Z-образного смесителя с рубашкой, мешалкой загружают регулятор удельного веса в виде порошка окиси цинка в количестве 15 мас. %, регулятор кислотности в виде смеси высших жирных аминов состава С10-С14 (кокоамины) в количестве 15 мас. %, регулятор скорости высвобождения ингибиторов в виде полиакриловой кислоты в количестве 2 мас. %, основу ингибитора солеотложения в виде оксиэтилидендифосфоновой кислоты с чистотой не менее 90 мас. % в количестве 35 мас. %, основу ингибитора коррозии в виде олигомерных продуктов на основе алкоксилированных жирных аминов и двухосновных карбоновых кислот в количестве 15 мас. %, сольвента в виде воды в количестве 18 мас. %. Включают перемешивание, которое осуществляют в течение 30 минут при температуре окружающей среды, при этом в процессе перемешивания и химического взаимодействия выделяется тепло (температура достигает значений 80-100°С), частично удаляется вода в виде пара и повышается вязкость смеси. Полученную массу выгружают из смесителя, дают самопроизвольно остыть, затем формуют с использованием шнекового экструдера с фильерой и режущим устройством, получая черенки с размером 5-8 мм, которые высушивают до остаточной влажности 7±3 мас. % подачей потока воздуха с температурой 55±10°С.
Пример 6
В камеру смешения Z-образного смесителя с рубашкой, мешалкой загружают регулятор удельного веса в виде порошка сульфата бария в количестве 15 мас. %, регулятор кислотности в виде ацетата моноэтаноламина в количестве 10 мас. %, регулятор скорости высвобождения ингибиторов в виде желатина марки Т-4 (ГОСТ 11293-89 с изм.1) в количестве 10 мас. %, основу ингибитора коррозии в виде этоксилированного таллового имидазолина в количестве 30 мас. %, основу ингибитора солеотложения в виде динатриевой соли этилендиаминтетраацетата в количестве 20 мас. %, сольвента в виде воды в количестве 15 мас. %. Включают перемешивание, которое осуществляют при температуре от 80 до 90°С в течение 1 часа до образования однородной вязкой смеси. Полученную массу формуют с использованием шнекового экструдера с фильерой и режущим устройством, получая черенки с размером 5-8 мм, которые высушивают до остаточной влажности 7±3 мас. % подачей потока воздуха с температурой 55±10°С.
Пример 7
В камеру смешения Z-образного смесителя с рубашкой, мешалкой загружают регулятор удельного веса в виде порошка окиси цинка в количестве 20 мас. %, регулятор кислотности в виде смеси высших жирных аминов состава С10-С14 (кокоамины) в количестве 10 мас. %, регулятор скорости высвобождения ингибиторов в виде полиакриловой кислоты в количестве 2 мас. %, основу ингибитора солеотложения в виде оксиэтилидендифосфоновой кислоты с чистотой не менее 90 мас. % в количестве 15 мас. %, основу ингибитора коррозии в виде олигомерных продуктов на основе алкоксилированных жирных аминов и двухосновных карбоновых кислот в количестве 40 мас. %, сольвента в виде воды в количестве 13 мас. %. Включают перемешивание, которое осуществляют в течение 30 минут при температуре окружающей среды, при этом в процессе перемешивания и химического взаимодействия выделяется тепло (температура достигает значений 80-100°С), частично удаляется вода в виде пара и повышается вязкость смеси. Полученную массу выгружают из смесителя, дают самопроизвольно остыть, затем формуют с использованием шнекового экструдера с фильерой и режущим устройством, получая черенки с размером 5-8 мм, которые высушивают до остаточной влажности 7±3 мас. % подачей потока воздуха с температурой 55±10°С.
-1
Оценку эффективности заявляемых продуктов по ингибированию коррозии проводили следующим образом: навеску продукта 75±3 г помещали в модельную емкость (градуированный однолитровый стеклянный сосуд с боковым штуцером на отметке 500 мл, снабженный линией подачи жидкостей, соединенной с плунжерным насосом, линией подачи газообразного углекислого газа, линией вывода жидкостей по боковому штуцеру), заливали до отметки 500 мл раствором модельной пластовой воды, состоящей из натрия хлорида в количестве 1,5 весовых частей, кальция хлорида в количестве 0,5 весовых частей, воды деминерализованной в количестве 998 весовых частей. С помощью насоса осуществляли постоянный ввод раствора модельной воды по линии подачи в нижнюю часть емкости со скоростью 4±0,2 мл/мин. Каждые 7 суток от начала подачи модельной воды отбирались пробы жидкости на выходе по боковому штуцеру, которые затем анализировали на ингибирующую солеотложение и коррозию активность, которую сравнивали с результатами для составов прототипа в концентрациях 25 млн также в модельной пластовой воде.
Антикоррозионную активность отобранных проб оценивали на модели сточной воды, близкой по содержанию сероводорода и диоксида углерода к естественным условиям и в реальных нефтепромысловых средах гравиметрическим методом. Испытания защитных свойств по ингибированию коррозии были выполнены по ГОСТ 9.506.87 «Ингибиторы коррозии металлов в водонефтяных средах» электрохимическим (для углекислотной коррозии) и гравиметрическим (для сероводородной коррозии) методом.
Защитный эффект Z, % рассчитывали по формуле:
Z=((П1-П2)/П1)×l00, где
П1 - потеря массы образца в неингибированной среде;
П2 - потеря массы образца в ингибированной среде.
Результаты испытаний отобранных проб представлены в таблице (приведены средние значения результатов испытаний после отбора проб на 7, 182, 392, 420-е сутки). Испытания проводились в модели сточной воды и в отстое эмульсии нефть-вода.
Электрохимические испытания антикоррозионных свойств в условиях углекислотной коррозии проводили при комнатной температуре (100% обводненность среды, 3% раствор NaCl).
Эффективность по ингибированию солеотложения оценивали с использованием модельных водных растворов по методике, описанной в патенте RU 2307798 С1, опубл. 10.10.07 г., Бюл. №28), химическим способом на модельных водах (хлор-кальциевой, гидрокарбонатно-натриевой и сульфатной). Результаты испытаний представлены в таблице (приведены средние значения результатов испытаний после отбора проб на 7, 182, 392, 420-е сутки).
Таким образом, как следует из представленных примеров и таблицы, можно сделать вывод, что заявленный способ, по сравнению с аналогами, в том числе с наиболее близким, позволяет получить реагент, наиболее полно обеспечивающий защиту добывающей нефть скважины от коррозии и солеотложения в течение длительного, более года, срока, позволяя уменьшить расходы на эксплуатацию скважины и снизить себестоимость добываемой нефти.