Состав для удаления отложений неорганических солей в скважине (варианты)

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. Технический результат - 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. Состав для удаления отложений неорганических солей в скважине, включающий динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и воду, дополнительно содержит уксуснокислый аммоний при следующем соотношении компонентов, мас.%: динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - 5-15, уксуснокислый аммоний - 0,1-3,0, вода пресная - остальное, при этом содержание уксуснокислого аммония составляет 2-20% от массы динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты. По другому варианту состав для удаления отложений неорганических солей в скважине, включающий динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и воду, дополнительно содержит уксуснокислый аммоний и высокотемпературный ингибитор коррозии Нейтинг при следующем соотношении компонентов, мас.%: динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - 5-15, уксуснокислый аммоний - 0,1-3,0; указанный ингибиторг - 0,01-1,0, вода пресная - остальное, при этом содержание уксуснокислого аммония составляет 2-20% от массы динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты. 2 н.п. ф-лы, 1 табл.

 

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.

Известны составы, предназначенные для удаления неорганических отложений (сульфатно-кальциевых, или кальциевых, или железистых отложений) в нефтепромысловом оборудовании при добыче нефти.

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.

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.

Однако такой состав не обеспечивает полного удаления отложений. Кроме того, он предназначен прежде всего для удаления сульфатов, а в отложениях в основном преобладают карбонаты.

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.

Недостатком известного состава является невысокая эффективность из-за низкой растворяющей способности состава, высокой коррозионной активности по отношению к нефтепромысловому оборудованию.

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.

Техническая задача решается составом для удаления отложений неорганических солей в скважине, включающим динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и пресную воду.

По первому варианту новым является то, что состав дополнительно содержит уксуснокислый аммоний при следующем соотношении компонентов, мас. %:

- динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - 5-15;

- уксуснокислый аммоний - 0,1-3,0;

- вода пресная - остальное,

при этом содержание уксуснокислого аммония составляет 2-20% от массы динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты.

По второму варианту новым является то, что состав дополнительно содержит уксуснокислый аммоний и высокотемпературный ингибитор коррозии Нейтинг при следующем соотношении компонентов, мас. %:

- динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - 5-15;

- уксуснокислый аммоний - 0,1-3,0;

- Нейтинг - 0,01-1,0;

- вода пресная - остальное,

при этом содержание уксуснокислого аммония составляет 2-20% от массы динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты.

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.

Для приготовления состава используют следующие компоненты:

- динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты, 2-водную (ГОСТ 10652-73);

- уксуснокислый аммоний, представляющий собой белый порошок, хорошо растворимый в воде (ГОСТ 3117-78);

- 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);

- пресную воду.

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.

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:

Кроме того, использование в составе уксуснокислого аммония способствует созданию слабокислой среды (рН=4,6-5,8), что способствует снижению коррозионной активности.

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.

Состав для удаления отложений неорганических солей в скважине готовят следующим образом.

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.

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.

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.

Растворяющую способность составов для удаления отложений неорганических солей в скважине по первому и второму вариантам определяют следующим образом.

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):

где R - растворяющая способность состава, %;

m1 - масса навески отложений неорганических солей до выдержки в составе, г;

m2 - масса навески отложений неорганических солей после выдержки в составе, г.

Результаты исследования растворяющей способности составов по первому и второму вариантам представлены в таблице 1.

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%.

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.

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.

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.

Скорость коррозии вычисляют по формуле (2):

где V - скорость коррозии, г/м2⋅ч;

q - потеря массы пластинки от коррозии, г;

S - площадь поверхности пластины, м2;

t - время испытания, ч.

Результаты исследования скорости коррозии составов по первому и второму вариантам представлены в таблице 1.

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).

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).

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.

1. Состав для удаления отложений неорганических солей в скважине, включающий динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит уксуснокислый аммоний при следующем соотношении компонентов, мас.%:

- динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - 5-15;

- уксуснокислый аммоний - 0,1-3,0;

- вода пресная - остальное,

при этом содержание уксуснокислого аммония составляет 2-20% от массы динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты.

2. Состав для удаления отложений неорганических солей в скважине, включающий динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит уксуснокислый аммоний и высокотемпературный ингибитор коррозии Нейтинг при следующем соотношении компонентов, мас.%:

- динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - 5-15;

- уксуснокислый аммоний - 0,1-3,0;

- Нейтинг - 0,01-1,0;

- вода пресная - остальное,

при этом содержание уксуснокислого аммония составляет 2-20% от массы динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способам разработки месторождения сверхвязкой нефти. Технический результат - повышение эффективности извлечения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем, сокращение материальных затрат при совместной закачке пара и углеводородного растворителя за счет оптимизации соотношения закачки углеводородного растворителя и пара.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидроразрыва пласта. Способ включает этапы, на которых: осуществляют закачивание в ствол скважины текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, с образованием трещины в пласте, вводят в импульсном режиме в ствол скважины текучую среду гидроразрыва, причем импульсный режим закачки предусматривает наличие, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, и, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, причем во время импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, дополнительно вводят укрепляющий и/или консолидирующий материал в текучую среду гидроразрыва, при этом увеличивают концентрацию укрепляющего и/или консолидирующего материала в импульсе закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, при этом произведение объемной скорости текучей среды (V) гидроразрыва (л/с) на вязкость (μ) текучей среды гидроразрыва (Па*с) не превышает 0,003 Па*л при проведении гидроразрыва.

Изобретение относится к области геологоразведочного бурения и может быть использовано для восстановления дебита гидрогеологических скважин, снизивших его вследствие выпадения на поверхности фильтра содержащихся в воде солей СаСО3, MgCO3, СаSO4.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - комплексное повышение ингибирующих и гидроизолирующих свойств и устойчивость к воздействию углекислой агрессии на буровой раствор.

Изобретение относится к способам гидроразрыва пластов для повышения объемов добычи из них. Способ разрыва подземного пласта содержит закачку несущей жидкости в пласт под давлением, достаточным для создания трещины в пласте, закачку несущей жидкости и частиц проппанта и гранул укрепляющей добавки в трещину, удаление несущей жидкости для формирования множества проппантных кластеров, причем каждый проппантный кластер содержит частицы проппанта и укрепляющую добавку, где проппантный кластер на 50% стабильнее по сравнению с кластером без укрепляющей добавки, размер гранул укрепляющей добавки находится в интервале от 80 до 100% от среднего размера частиц проппанта.

Изобретение относится к составу и технологии получения композиции на основе бентонита, применяемого в бурении.. В способе получения модифицированного бентонита для буровых растворов, включающем увлажнение дробленой бентонитовой глины до заданной влажности, смешение ее с добавкой карбоната натрия с подачей нагретого воздуха, сушку, помол, используют воздух нагретый до 80-300 град С, смешивание, помол и сушку осуществляют в мельнице, обеспечивающей возможность продува горячими газами для сушки и выноса из нее измельченной высушенной глины, с получением высушенной до влажности 9-17% модифицированной бентонитовой глины с содержанием частиц размером менее 0,075 мм не менее 80% об.

Изобретение относится к получению углеводородного матеиала, содержащегося в подземном пласте. Способ получения углеводородного материала из подземного пласта, включающий формирование суспензии для заводнения, включающей разлагающиеся частицы и флюид-носитель, закачивание суспензии в подземный пласт, содержащий углеводородный материал, для формирования эмульсии, стабилизированной разлагаемыми частицами, и удаления эмульсии из подземного пласта, и деградация по крайней мере части разлагаемых частиц после удаления указанной эмульсии из подземного пласта.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение охвата обрабатываемого пласта тепловым воздействием, сокращение сроков прогрева обрабатываемого пласта, снижение энергетических затрат на реализацию способа, увеличение коэффициента нефтеизвлечения.

Настоящее изобретение относится к способам и системам формирования стабилизированной эмульсии и извлечения углеводородного материала из подземного пласта. Способ получения углеводородного материала из по крайней мере одного подземного пласта и нефтеносного песчаника, включающий смешивание амфифильных наночастиц с флюидом-носителем для образования суспензии, амфифильные наночастицы включают основную часть, гидрофобные группы, присоединенные к первой стороне основной части, и гидрофильные группы, включающие анионные или катионные функциональные группы, присоединенные ко второй стороне основной части, до контактирования по крайней мере одного подземного пласта и взвеси, включающей нефтеносный песчаник и воду, с суспензией модифицируют величину рН суспензии, где модифицирование включает уменьшение величины рН суспензии, включающей амфифильные наночастицы, включающие катионные функциональные группы, для повышения растворимости амфифильных наночастиц в суспензии, реагирующей на уменьшение величины рН суспензии, или увеличение величины рН суспензии, включающей амфифильные наночастицы, включающие анионные функциональные группы, для повышения растворимости амфифильных наночастиц в суспензии, реагирующей на увеличение величины рН суспензии, контактирование по крайней мере одного подземного пласта и взвеси, включающей нефтеносный песчаник и воду, с суспензией для образования эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами, и удаление углеводородов из эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами.
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для воздействия на добываемые флюиды, предназначенным для образования стойкой водонефтяной эмульсии, а также для предотвращения отложения асфальтенов, смол, асфальто-смоло-парафиновых веществ (АСПВ) при добычи и транспортировки нефти.
Группа изобретений относится к буровым и цементным растворам, используемым в скважинах и аналогичных сооружениях для добычи полезных ископаемых, для гражданского проектирования и строительства. Технический результат - ингибирование повышения вязкости раствора и дегидратации раствора при высоких температурах. Порошкообразная добавка для раствора для ингибирования повышения вязкости раствора и дегидратации раствора при высоких температурах включает полимер винилового спирта, который характеризуют: растворимость, составляющая 25% или менее при выдерживании в горячей воде при температуре 60°C в течение 3 ч; степень омыления, составляющая по меньшей мере 99,5 мол.%; средняя степень полимеризации, составляющая от 1500 до 4500; содержание 1,2-гликольных связей, составляющее 1,8 мол.% или менее. Порошкообразная добавка способна проходить через сито, у которого номинальный размер отверстий сетки составляет 1,00 мм. 5 н. и 6 з.п. ф-лы, 3 табл.
Изобретение относится к разработке месторождений газовых гидратов. Технический результат – повышение производительности по газу с минимальной техногенной нагрузкой. Способ добычи газа на месторождении гидратов включает разлагающее воздействие химического реагента и тепла на гидраты для выделения из них газа. В качестве химического реагента используют водный раствор пероксида водорода, снижающий равновесную температуру существования гидратов. Тепло получают от экзотермической реакции диссоциации пероксида водорода при его непосредственном контакте с гидратами. 1 пр.

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. Технический результат - 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. Состав для удаления отложений неорганических солей в скважине, включающий динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и воду, дополнительно содержит уксуснокислый аммоний при следующем соотношении компонентов, мас.: динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - 5-15, уксуснокислый аммоний - 0,1-3,0, вода пресная - остальное, при этом содержание уксуснокислого аммония составляет 2-20 от массы динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты. По другому варианту состав для удаления отложений неорганических солей в скважине, включающий динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и воду, дополнительно содержит уксуснокислый аммоний и высокотемпературный ингибитор коррозии Нейтинг при следующем соотношении компонентов, мас.: динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - 5-15, уксуснокислый аммоний - 0,1-3,0; указанный ингибиторг - 0,01-1,0, вода пресная - остальное, при этом содержание уксуснокислого аммония составляет 2-20 от массы динатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты. 2 н.п. ф-лы, 1 табл.

Наверх