Предназначены для защиты нефтепромыслового оборудования в процессах добычи и подготовки нефти от отложений неорганических солей, включающих сульфаты, карбонаты кальция и магния, сульфат бария, а также соединения железа.
Выберите регион применения… Казахстан Россия Астраханская область Иркутская область Красноярский край Оренбургская область Пермский край Республика Башкортостан Республика Калмыкия Республика Коми Республика Татарстан Самарская область Удмуртская Республика ХМАО - Югра
Ингибитор СНПХ-5311-Т обладает высокой эффективностью предотвращения карбонатных отложений на всём пути технологического процесса добычи нефти. Обеспечивает защиту глубинного и поверхностного нефтепромыслового оборудования от солеотложений, проявляет высокую противонакипную активность в теплообменниках установок термохимического обезвоживания и обессоливания нефти, а также в теплоэнергетических системах, в промышленных охлаждающих системах и в системах очистки вод.
Ингибитор СНПХ-5311-Т является коррозионно не агрессивным по отношению к металлу нефтепромыслового оборудования, обладает низкими вязкостными характеристиками при минусовых температурах.
Ингибитор хорошо растворим в воде. Удельный расход ингибитора 5-30 г на тонну обрабатываемой воды в зависимости от минерализации промысловых вод.
Ингибитор СНПХ-5311-Т не оказывает отрицательного влияния на процессы подготовки и переработки нефти и нефтепродуктов.
Ингибитор солеотложений СНПХ-5311Т прошел сертификацию в системе ТЭКСЕРТ.
В 2009 году ингибитор солеотложений СНПХ-5311Т был удостоен дипломов лауреата конкурса «Лучшие товары Республики Татарстан» и лауреата конкурса программы «100 лучших товаров России».
ХМАО - Югра, Оренбургская область.
Ингибитор СНПХ-5312 выпускается в виде трёх марок: СНПХ-5312-С, СНПХ-5312-Т, СНПХ-5312-Т- 1, что позволяет избирательно подбирать реагент к конкретным условиям.
Ингибитор СНПХ-5312-С предназначен для защиты скважин и нефтепромыслового оборудования от отложений сульфата, и карбоната кальция. Обладает хорошей совместимостью с попутно-добываемыми водами высокой минерализации.
Ингибитор СНПХ-5312-Т, СНПХ-5312-Т-1 предотвращают отложения сульфата и карбоната кальция, а также сульфата бария.
СНПХ-5312-С, СНПХ-5312-Т являются коррозионно не агрессивными по отношению к металлу нефтепромыслового оборудования, обладают низкими вязкостными характеристиками при минусовых температурах.
| Показатели | СНПХ-5312-С | СНПХ-5312-Т | СНПХ-5312-Т-1 |
| Внешний вид | жидкость | ||
| Плотность при 20°С, кг/м 3 | 1080-1170 | 1000-1110 | 1000-1130 |
| Водородный показатель, рН | Не менее 1,0 | Не менее 8,0 | Не менее 5,5 |
| Температура застывания, °С | минус 40 | минус 40 | минус 45 |
Ингибиторы серии СНПХ-5312 не оказывают отрицательного влияния на процесс подготовки нефти и нефтепродуктов.
Ингибитор солеотложений СНПХ-5312 прошел сертификацию в системе ТЭКСЕРТ.
Ингибитор СНПХ-5313 выпускается в виде двух марок: СНПХ-5313-С, СНПХ-5313-Н.
Ингибитор СНПХ-5313-С предназначен для защиты скважин и нефтепромыслового оборудования от отложений карбоната и сульфата кальция, соединений железа (сульфидов, оксидов) в водах высокой минерализации.
Ингибитор СНПХ-5313-Н предназначен для защиты оборудования от отложений карбоната кальция, сульфата бария, оксидов железа.
Хорошо растворяются в воде. Удельный расход ингибиторов составляет 10-70 г на тонну попутно-добываемой воды.
Ингибиторы СНПХ-5313-С, СНПХ-5313-Н не оказывают отрицательного влияния на процесс подготовки нефти и нефтепродуктов.
Ингибитор солеотложений СНПХ-5313 прошел сертификацию в системе ТЭКСЕРТ.
Республика Татарстан, Республика Башкортостан, Республика Коми; Казахстан.
Ингибитор СНПХ-5314 предназначен для защиты нефтепромыслового оборудования от отложений соединений железа (оксидов и гидроксидов), а также отложений карбоната кальция и сульфата бария.
Хорошо растворим в воде. Удельный расход ингибитора 10 — 70 г на тонну попутно-добываемой воды. Ингибитор СНПХ-5314 не оказывает отрицательного влияния на процесс подготовки нефти и нефтепродуктов.
Ингибитор солеотложений СНПХ-5314 прошел сертификацию в системе ТЭКСЕРТ.
Республика Татарстан.
Ингибитор СНПХ-5315 предназначен для защиты газоконденсатных скважин и нефтепромыслового оборудования от отложений сульфата, и карбоната кальция.
Хорошо совместим с водно-метанольными средами.
Ингибитор СНПХ-5315 является коррозионно не агрессивным по отношению к металлу нефтепромыслового оборудования.
Ингибитор СНПХ-5315 не оказывает отрицательного влияния на процессы подготовки и переработки нефти и нефтепродуктов.
Ингибитор солеотложений СНПХ-5315 прошел сертификацию в системе ТЭКСЕРТ.
Самарская область, Республика Татарстан, Красноярский край, Астраханская область, Удмуртская Республика, Оренбургская область, Пермский край, Республика Коми, Иркутская область.
Ингибитор СНПХ-5316 предназначен для защиты скважин и нефтепромыслового оборудования от отложений сульфата, и карбоната кальция.
Ингибитор СНПХ-5316 является коррозионно не агрессивным по отношению к металлу нефтепромыслового оборудования, обладает низкими вязкостными характеристиками при минусовых температурах.
Удельный расход ингибиторов составляет 20-30 г на тонну попутно-добываемой воды.
Ингибитор СНПХ-5316 не оказывает отрицательного влияния на процессы подготовки и переработки нефти и нефтепродуктов.
Ингибитор солеотложений СНПХ-5316 прошел сертификацию в системе ТЭКСЕРТ.
Пермский край.
Ингибитор СНПХ-5325 выпускается в виде трёх марок: СНПХ-5325, СНПХ-5325(1), СНПХ-5325(2), что позволяет избирательно подбирать реагент к конкретным условиям.
Ингибиторы СНПХ-5325, СНПХ-5325(1), СНПХ-5325(2) являются коррозионно не агрессивными по отношению к металлу нефтепромыслового оборудования, обладают низкими вязкостными характеристиками при минусовых температурах.
Ингибитор СНПХ-5325 предназначен для защиты скважин и нефтепромыслового оборудования от отложений сульфата, и карбоната кальция в водах высокой минерализации.
| Показатели | СНПХ-5325 | СНПХ-5325(1) | СНПХ-5325(2) |
| Внешний вид | жидкость | ||
| Плотность при 20 °С, кг/м 3 | 1000-1100 | 1045-1155 | 1045-1155 |
| Водородный показатель, рН | 8,0-9,5 | 8,0-9,5 | 8,0-9,5 |
| Температура застывания, °С, | минус 50 | минус 55 | минус 40 |
Удельный расход ингибиторов составляет 5-30 г. на тонну обрабатываемой воды, в зависимости от степени минерализации промысловых вод.
Ингибиторы серии СНПХ-5325 не оказывают отрицательного влияния на процесс подготовки нефти и нефтепродуктов.
Ингибитор солеотложений СНПХ-5325 прошел сертификацию в системе ТЭКСЕРТ.
Самарская область, Республика Татарстан, Красноярский край, Астраханская область, Удмуртская Республика, Оренбургская область, Пермский край, Республика Коми, Иркутская область.
Ингибитор СНПХ-5317 предназначен для защиты нефтепромыслового оборудования от отложений сульфата и карбоната бария, стронция в водах высокой минерализации, а также карбоната и сульфата кальция.
Ингибитор СНПХ-5317 является коррозионно не агрессивным по отношению к металлу нефтепромыслового оборудования.
Удельный расход ингибитора 10-30 г на тонну обрабатываемой воды.
Ингибитор СНПХ-5317 не оказывает отрицательного влияния на процессы подготовки и переработки нефти и нефтепродуктов.
Ингибитор солеотложений СНПХ-5317 прошел сертификацию в системе ТЭКСЕРТ.
Республика Калмыкия, ХМАО - Югра.
СНПХ-53R представляет собой композицию, состоящую из минеральных и органических кислот и неионогенных ПАВ в водной среде.
СНПХ-53R в зависимости от условий применения выпускается в виде двух марок: СНПХ-53R-01 и СНПХ-53R-01В.
Растворитель СНПХ-53R предназначен для растворения минеральных отложений на поверхности оборудования скважин, трубопроводов системы подготовки и транспортировки нефти и воды, а также в теплоэнергетическом оборудовании.
СНПХ-53R обладает высокой эффективностью растворения карбонатных отложений с примесью сульфидов и оксидов железа, имеет низкую коррозионную агрессивность.
| Наименование
показателя | Норма для марок | |
| СНПХ-53R-01 | СНПХ-53R-01В | |
| Внешний вид | Жидкость | |
| Температура застывания, о С, не выше | минус 30 | минус 50 |
| Плотность при 20 о С, кг/м 3 | 1075 ± 5% | 1115 ± 5% |
| Скорость коррозии металлических пластин Ст3 в товарной форме растворителя при 20 о С, г/м 2 . ч, | ||
Растворитель СНПХ-53R прошел сертификацию в системе ТЭКСЕРТ.
Урало-Поволжье, Западная Сибирь, дальний Восток, Казахстан.
Союз Советскик
Социалистических
Республик
С 02 F 5/14 с присоединением заявки М (23) Приоритет
Государствеииый комитет
СССР яо делам изобретений и открытий (53) УДК ббз.бзг. .7 (088.8) Опубликовано 230181. Бюллетень Й9 11
С.Ф. Люшин, Г. В. Галеева, Н.М. Дятлова и Е.М. Уринович
F (71) Заявитель
/ с (5 4) ИН ГИБИТОР СОЛЕОТЛОЖЕ НИЙ
Изобретение относится к веществам, предупреждающим отложения неорганических солей (сульфата бария, сульфата и карбоната кальция, в скважинах, промысловой системе сбора и транспорта нефти, а также в призабойной зоне пласта.
Известны различные ингибиторы для предупреждения отложений солей (1j .
Однако известные реагенты не предупреждают образования всех видов солей (сульфата бария, карбоната кальция, сульфата кальция),т.е. не обладают универсальными свойствами, что ограничивает их применение на нефтяных промыслах. Кроме того, многие реагенты, эффективные в системах водоснабжения, где применяются практически пресные воды, оказываются неэффективными в условиях нефтяных скважин.
Наиболее близким к изобретению по технической. сущности и достигаемому результату является способ, где в качестве ингибитора отложений cof лей использует этилендиамино-N, N, М и -тетраметилфосфоновую кислоту (21 .
Однако использование данного ингибитора солеотложений оказывается неэффективным для предупреждения от- ложения солей сульфата бария, которые вызывают серьезные осложнения в работе нефтепромыслового оборудования на многих месторождениях.
Цель изобретения - снижение интенсивности отложений неорганических солей, в том числе сульфата бария.
Поставлейная цель достигается применением динатриевой соли оксиалкилидендифосфоновой кислоты общей формулы где R — алкил С, Н1-С ЗН2 в качестве ингибитора солеотложений.
Применение динатриевой соли оксиалкилидендифосфоновой кислоты в качестве эффективного ингибитора солеотложений, в частности, сульфата бария, возможно благодаря присутствию длинной углеводородной цепочки С -С резко усиливакщей способность фосфор814897
Таблица 1
Общая минерализация, мг/л
Наименование вод
".Бариевая" Отсут- 36573, О 540,8 — 314,7 — 23848,9 ствует
"Карбоновая" 454,4 6900,0 Отсут- 240 Отсут- 150 4077,6 ствует ствует
"Гипсовая" Отсут- 10250,0 4256,0 2445 Отсут- 81 5715,0
22747,0 ст вует ствует
Т абли ца 2
Для сульфата бария
Предлагаемый
Известный
Для карбоната кальция
Предлагаемый. 92 . 100 100
Известный 87 90 100
Для сульфата кальция
Предлагаемый
Известный
Динатриевую соль оксналкилидендифосфоновой кислоты получают взаимо.действием хлорангидридов высших синтетических жирных кислот (фракция
С,-С,) с фосфористой кислотой, прячем в качестве источника последней могут быть использованы отходы производства тех же хлорангидридов.
В пробы ввоцят ингибиторы солеотложений в различных концентрациях, после чего пробы выдерживают при
20-25 С (при этих температурах наблюдается максимальное выпадение осадка сульфата бария из раствора в течение 24 ч. Проводят оценку количества выпавшего осадка через 2,4,8 и 24 ч.
Затем осадки отделяют, и в растворах проб определяют титрованием остаточное содержание осадкообразующих ионов.
По полученным данным рассчитывают эффективность ингибирующего действия реагента по формуле:
Предотвращение выпадения солей с использованием ингибиторов оценивают как для сульфата бария, так и для карбоната и сульфата кальция.
Опыты проводят с применением вод, солевой состав которых подобен ïëàñтовым водам нефтяных месторождений.
Характеристика вод приведена в. табл. 1. где С„„- содержание осадкообразующих ионов в исходном растворе пробы, определенное до опыта, мг/л, C> — содержание осадкообраэующих ионов в растворе пробы, не содержащем ингибитор, определенное после опыта, мг/л, С„ - содержание осадкообразующих ионов в растворе пробы, содержащем ингибитор, опреде. —, ленное после опыта, мг/л, Степень ингибирующего действия реагентов оценивают при выдержке пробы воды при 80 С в течение 8 ч для карбонатных.вод и 16 ч - для гипсовых.
Полученные сравнительные результаты опытов приведены в табл. 2.
Формула изобретения
Составитель Л. Ананьева
Редактор Г. Кацалап Техред Н,Граб
Корректор М. Демчик
Заказ 946/34 Тираж -1007 Подписное
ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий
113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5
Филиал ППП "Патент", г. Ужгород, ул. Проектная, 4
Как видно из табл. 2, предлагаемый ингибитор обладает высокой эффективностью предупреждения выпадения осадков солей, содержащихся в нефтеносных водах (80-100% при дозировке 0,002-0,005%).
Особо ценным свойством динатриевой соли оксиалкилидендифосфоновой кислоты является 90-100%-ная эффективность предовращения выпадения осадка сульфата бария. Применение этилендиамино-й,tl,N,tl-тетраметилфосфоновой кислоты (ЭДАТф), для этих целей в укаэанных концентрациях неэффективно.
Технико-экономическое преимущество использования предлагаемого ингибито- 15 ра заключается в следующем:
1. Применение динатриевой соли оксиалкилидендифосфоновой кислоты позволяет предотвратить отложения сульфата бария, а также уменьщить Щ отложения неорганических солей, состоящих из карбоната и сульфата кальция и включающих сульфат бария, по сравнению с использованием известных реагентов. 25
2. Реализация метода предупреждения отложения солей и, в первую очеедь, сульфата бария с испольэованим предлагаемого ингибитора освобождает от необходимости частой замены оборудования, так как отложения сульфата бария с помощью известных реагентов практически удалить невозможно.
3. Применение ингибитора солеотложений на промыслах исключает необходимость проведения подземных и капитальных ремонтов скважин и другого нефтепромыслового оборудования, связанных с отложением неорганических солей.
Динатриевая соль оксиалкилидеидифосфоновой кислоты общей формулы
О где А"С Н -С Н „ в качестве ий.гйбитора солеотложений.
Источники информации, принятые во внимание при экспертизе
1. Патент CttlA Р 3634257, кл. С 02 В 5/06, 1972.
9 541973, кл. Е 21 В 43/12, 1974 (прототип).
В технологических процессах различных отраслей промышленности происходит отложение солей и иных осадков на оборудовании. Солеобразование в процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений является сложнейшей проблемой. Отложение солей приводит к порче насосных установок, закупориванию трубопроводов и внутренних поверхностей оборудования. Солеобразования могут развиваться в порах пород призабойной зоны, снижая их проницаемость. В состав отложений входит гипс, кальцит, барит. В виде примесей в отложениях встречаются сульфид железа, твердые углеводородные соединения нефти, кварцевые и глинистые частицы породы.
Источником выделения солей являются пластовые воды, добываемые совместно с нефтью, в которых, в результате изменения температуры и давления, содержание неорганических веществ оказывается выше предела насыщения.
Обычно солеотложения представляют собой смесь одного или нескольких основных неорганических компонентов с продуктами коррозии, частицами песка, причем отложения пропитаны или покрыты асфальто-смоло-парафиновыми веществами. Без удаления органической составляющей солеотложений невозможно успешно провести обработку скважин.
Неорганические отложения встречаются в трех формах:
Существует достаточно много способов борьбы с солеотложениями, которые делятся на три вида:
Химические методы предотвращения отложений, основанные на применении химических реагентов-ингибиторов, в настоящее время являются наиболее известными, эффективными и технологичными способами предотвращения отложения неорганических солей.
Ингибиторы могут применяться по следующим технологиям:
Ингибиторы солеотложений разработаны для предотвращения возникновения карбонатных, сульфатных и барийсодержащих отложений, образующихся на технологическом оборудовании (котлы, котельные и компрессорные установки, бойлероы, трубопроводы, аммиачные установки, холодильники и т.п.).
Однако неотъемлемым условием достижения успеха является правильное ведение водно-химического режима, включая дозирование ингибиторов и аналитический контроль. Подбор ингибиторов солеотложений – сложная задача, включающая в себя этапы по анализу сред и отложений на предмет установления состава и количества солеотложений, лабораторные испытания ингибитора солеотложений, мониторинг эффективности действия ингибитора солеотложений и пр.
Проблема защиты технологического оборудования от солеотложений и коррозии исключительно актуальна для современных систем добычи, транспортировки, переработки нефти. Если существует проблема, ее необходимо отслеживать и не допускать негативных явлений, приводящих к затратам и потерям, особенно в условиях рыночных отношений, когда разработка нефтяных месторождений должна быть экономически эффективной.
Возникают ситуации, когда не представляется возможным взять пробу воды непосредственно с проблемного объекта и доставить ее для анализа в лабораторию. В этом случае достаточно иметь для исследования образцы твердых солеотложений с поверхности компоновок насосного оборудования (погружной элетродвигатель, газосепаратор, погружные насосы (включая детали проточной части ЭЦН, ШГН), насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги и другое подвесное оборудование), фонтанной и запорной арматуры, транспортных (магистральных) трубопроводов, теплообменников (охладителей и нагревателей продукции), резервуаров установок по обработке и очистке пластового флюида. Определение компонентного состава образца солевых отложений в нашей лаборатории проводится в соответствии с ПНД Ф 16.1.8-98 «МВИ массовых концентраций ионов NO 3 - , NO 2 - , Cl - , F - , SO 4 2- , PO 4 3- в пробах почв методом ионной хроматографии», ПНД Ф 14.1:2:4.135-2008 «МВИ массовой концентрации элементов в пробах питьевой, природных, сточных вод и атмосферных осадков методом атомно-эмиссионной спектрометрии с индуктивно-связанной плазмой»*. Используя последнюю методику, возможно определить следующие элементы в образце солеотложений: Li, Be, B, Na, Mg, Al, Ca, Sc, Ti, V, Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Ga, As, Se, Rb, Sr, Y, Zr, Mo, Ag, Cd, In, Sn, Sb, Te, Cs, Ba, La, Ce, Nd, Tb, W, Tl, Pb, Bi, Th, U.
Имея данные по компонентному составу солеотложений, специалисты определят их тип (карбонатно-кальциевые, сульфатно-кальциевые, баритовые, стронциевые осадки и т.д.), и, предполагая компонентный состав воды на объекте, приготовят модельную среду (минерализованную воду), схожую по компонентному составу с водой на проблемном участке. Данная модельная среда послужит объектом для проведения лабораторных испытаний ингибиторов солеотложений.
Проблема солеобразования актуальна не только для нефтяной области, но и для отраслей промышленности, где для различных целей используется техническая вода. Ярким примером служит система жилищно-коммунального хозяйства, где для обогрева теплосетей используется вода.
Наша лаборатория предлагает Вам определение химического состава солеотложений на промышленном и нефтепромысловым оборудовании.
Если на Вашем объекте возникли проблемы, связанные с накипеобразованием и (или) коррозией в тепловых сетях, в системе горячего водоснабжения, мы можем помочь Вам выбрать необходимое оборудование и технологию противонакипной и противокоррозионной обработки воды.
*Применяется пробоподготовка, заключающаяся в извлечении подвижных форм элементов раствором азотной кислоты.
Опытные сотрудники Группы компаний Коррсистем проведут теоретические расчеты возможности выпадения солей в средах, проверим эффективность ингибиторов солеотложения, используемых на Вашем предприятии для защиты от солеотложений, а также остаточное содержание ингибиторов в воде для обеспечения продуктивной работы оборудования. Ведь известно, что легче предупредить проблему, чем бороться с её последствиями.
Мы поможем Вам сэкономить средства и время!!!
Изобретение относится к составам ингибиторов для предотвращения карбонатных, сульфатных, железоокисных отложений, а также для разрушения этих отложений, в частности в оборотных циклах систем охлаждения, мокрой очистки газов, теплоснабжения и гидротранспорта. Ингибитор включает, % мас.: фосфатный ингибитор 5-40, фосфонатный ингибитор 5-40, безводная гигроскопическая соль щелочных или щелочноземельных металлов неорганических от 4-х до 12-ти молекул воды, например, сульфаты и карбонаты натрия, калия, кальция, ортофосфаты натрия, калия остальное. Ингибитор включает, % мас.: водорастворимый полимер (молекулярная масса 3000-20000) 5-40, безводная гигроскопическая соль щелочных или щелочноземельных металлов неорганических кислот, молекула которой может присоединять от 4-х до 12-ти молекул воды, например, сульфаты и карбонаты натрия, калия, кальция, ортофосфаты натрия, калия остальное. Технический результат: получение ингибитора в твердом состоянии путем улучшения контакта частиц компонентов ингибитора между собой и получение в результате твердой массы, которая легко поддается формованию, например, в виде твердых таблеток или гранул. 2 н.и 7 з.п. ф-лы.
Предлагаемое изобретение относится к составу ингибиторов для предотвращения карбонатных, сульфатных, железоокисных отложений, а также для разрушения этих отложений, находящихся на теплообменных поверхностях, и может быть использовано в области теплотехники и водоснабжения, в частности в оборотных циклах систем охлаждения, мокрой очистки газов, теплоснабжения и гидротранспорта.
Известен ингибитор карбонатных, сульфатных, железоокисных отложений в системах оборотного водоснабжения, содержащий оксиэтилидендифосфоновую кислоту (ОЭДФК), лигносульфонаты, цинковый комплекс ОЭДФК, сульфонат порошок - продукт синтеза производства сульфонатов, и воду (1).
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является ингибитор коррозии и солеотложения, включающий фосфатный и фосфонатный ингибиторы. Ингибитор содержит, % маc.: фосфатный ингибитор 0,1-70, преимущественно, 5-30, фосфонатный ингибитор 0,1-30,0, преимущественно, 5-20, вода - остальное.
Фосфонатный ингибитор выбран из ряда: оксиэтилидендифосфоновая кислота, нитрилотриметилфосфоновая кислота, аминоалканфосфоновая кислота, алкандифосфоновая кислота с количеством углеродных атомов в алкане от 1 до 6, или их водорастворимые соли.
Кроме того, ингибитор дополнительно содержит водорастворимый полимер с молекулярной массой 3000-20000 в количестве 1-7% маc. и/или ингибитор ряда азола 3-10% мас. (2).
Известные ингибиторы изготавливают в виде водных растворов, содержащих от 30 до 90% маc. воды, и, в связи с этим, требуют значительного грузооборота, специальной технологии транспортировки и использования по назначению. У потребителя требуют использования дополнительного оборудования - специальных дозаторов, рассчитанных на малые величины дозирования сильно разбавленных растворов ингибиторов.
Исследованиями установлено, что известный ингибитор коррозии и солеотложения (2) не изготавливают в твердом состоянии в виде, например, таблетированных или прессованных таблеток, в связи с тем, что в условиях высокого давления, необходимого для формирования твердой массы ингибитора, не обеспечивается достаточно прочного сцепления частиц компонентов между собой из-за их недостаточного контакта.
В основу изобретения поставлена задача усовершенствования известного ингибитора коррозии и солеотложения, в котором, путем изменения качественного и количественного состава компонентов ингибитора, в частности, введения дополнительного вещества, самого по себе известного в технике, обеспечивается возможность изготовления ингибитора в удобном для транспортирования и использования в твердом состоянии.
Поставленная задача решается тем, что известный ингибитор коррозии и солеотложения, включающий фосфатный и фосфонатный ингибиторы, согласно предлагаемому изобретению, дополнительно содержит, по меньшей мере, одну безводную гигроскопическую соль щелочных или щелочноземельных металлов неорганических кислот, молекула которой может присоединять от 4-х до 12-ти молекул воды, например, сульфаты и карбонаты натрия, калия, кальция, ортофосфаты натрия, калия, при следующем соотношении компонентов, % маc.:
фосфатный ингибитор 5-40
фосфонатный ингибитор 5-40,
Поставленная задача решается тем, что фосфатный ингибитор выбран из ряда: полифосфаты натрия, в частности, триполифосфат натрия, гексаметафосфат натрия, пирофосфат натрия.
Поставленная задача решается тем, что фосфонатный ингибитор выбран из ряда: оксиэтилидендифосфоновая кислота, аминоалканфосфоновая кислота, алкандифосфоновая кислота с количеством углеродных атомов в алкане от 1 до 6, или их водорастворимые соли; ингибитор солеотложения ИОМС-1, в виде водного раствора натриевых солей нитрилотриметилфосфоновой кислоты с содержанием основного вещества - не менее 25% маc.
Технический результат предлагаемого изобретения заключается в получении ингибитора в твердом состоянии благодаря улучшению контакта компонентов ингибитора между собой и получению в результате их совместного взаимодействия - общей твердой массы, которая легко поддается формованию, например в виде твердых таблеток или гранул.
Удобство упаковки;
Еще одним преимуществом предлагаемого изобретения является то, что ингибитор не требует у потребителя дополнительного расхода воды для его растворения, потому что он может быть растворен в воде, которая подлежит обработке.
Еще одним преимуществом предлагаемого изобретения является возможность использования исходных компонентов - фосфатного и фосфонатного ингибиторов в виде концентрированных водных растворов, потому что вода с их раствора легко поглощается безводными гигроскопическими солями щелочных или щелочноземельных металлов, молекулы которых могут присоединять от 4-х до 12-ти молекул воды.
Ингибитор характеризуется высокой эффективностью защиты от коррозии и солеотложений: >90%.
Предлагаемый ингибитор коррозии и солеотложения содержит фосфатный и фосфонатный ингибиторы и, по меньшей мере, одну безводную гигроскопическую соль щелочных или щелочноземельных металлов неорганических кислот, молекула которой может присоединять от 4-х до 12-ти молекул воды, например, сульфаты и карбонаты натрия, калия, кальция, ортофосфаты натрия, калия, при следующем соотношении компонентов, % маc.:
фосфатный ингибитор 5-40
фосфонатный ингибитор 5-40,
безводная гигроскопическая соль щелочных или щелочноземельных металлов неорганических кислот, молекула которой может присоединять от 4-х до 12-ти молекул воды, например, сульфаты и карбонаты натрия, калия, кальция, ортофосфаты натрия, калия - остальное.
Кроме того, ингибитор может дополнительно содержать неионогенные поверхностно-активные вещества 0-5% мас. для улучшения смачивания ингибитора водой.
Фосфатный ингибитор выбран из ряда: полифосфаты натрия, в частности, триполифосфат натрия, гексаметафосфат натрия, пирофосфат натрия.
Фосфонатный ингибитор выбран из ряда: оксиэтилидендифосфоновая кислота, аминоалканфосфоновая кислота, алкандифосфоновая кислота с количеством углеродных атомов в алкане от 1 до 6, или их водорастворимые соли; ингибитор солеотложения ИОМС-1, в виде водного раствора натриевых солей нитрилотриметилфосфоновой кислоты с содержанием основного вещества - не менее 25% маc., ТУ 2439-369-05763441-2003.
Неионогенные поверхностно-активные вещества выбраны из ряда: полиоксиэтилированные эфиры жирных кислот, спиртов, аминов, алкилфенолы, полигликоли.
Ингибитор изготавливают путем смешения компонентов в предлагаемом соотношении. Дальше полученную массу формуют в таблетмашине или на прессе в виде таблеток размером 5-20× 5-20 мм, или гранулируют в тарельчатом грануляторе. Готовый ингибитор упаковывают в мешки или пакеты и отправляют потребителю. Используют ингибитор из расчета 30-60 г ингибитора на 1 м 3 физического объема воды, что подлежит обработке, или добавочной воды системы оборотного водоснабжения.
Предлагаемое изобретение поясняется конкретными примерами №1, 2 изготовления и использования ингибитора.
Известен также ингибитор коррозии и солеотложения, включающий водорастворимый полимер с молекулярной массой 3000-20000.
В качестве водорастворимого полимера с молекулярной массой 3000-20000 используют, например, полималеиновую или полиакриловую кислоты, или их сополимеры, или их водорастворимые соли.
Кроме того, ингибитор коррозии и солеотложения включает фосфатный и фосфонатный ингибиторы и воду (2).
Водорастворимые полимеры медленно набухают и растворяются в воде, требуют специального оборудования (высокоскоростных мешалок) для их предварительного растворения и поэтому их используют исключительно в виде готовых слабоконцентрированных водных растворов.
Недостатком известных ингибиторов является неудобство в их транспортировке и использовании, обусловленное изготовлением ингибиторов в жидком состоянии - в виде водных растворов.
Известный ингибитор коррозии и солеотложения на основе водорастворимых полимеров не изготавливают в твердом состоянии в виде, например, таблетированных или прессованных таблеток, в связи с тем, что формование полимеров требует использования специальных связующих или смазывающих компонентов (графита, каменноугольного пека, извести), которые отрицательно влияют на качество воды.
В основу изобретения поставлена задача усовершенствования известного ингибитора коррозии и солеотложения, в котором, путем изменения качественного и количественного состава компонентов ингибитора, в частности, введения дополнительного вещества, самого по себе известного в технике, обеспечивается возможность изготовления ингибитора в удобном для транспортирования и использования твердом состоянии.
Поставленная задача решается тем, что известный ингибитор коррозии и солеотложения, включающий водорастворимый полимер с молекулярной массой 3000-20000, согласно предлагаемому изобретению, дополнительно содержит, по меньшей мере, одну безводную гигроскопическую соль щелочных или щелочноземельных металлов неорганических кислот, молекула которой может присоединять от 4-х до 12-ти молекул воды, например, сульфаты и карбонаты натрия, калия, кальция, ортофосфаты натрия, калия, при следующем соотношении компонентов, % маc.: водорастворимый полимер с молекулярной массой 3000-20000 - 5-40, безводная гигроскопическая соль щелочных или щелочноземельных металлов неорганических кислот, молекула которой может присоединять от 4-х до 12-ти молекул воды, например, сульфаты и карбонаты натрия, калия, кальция, ортофосфаты натрия, калия - остальное.
Поставленная задача решается тем, что как водорастворимый полимер с молекулярной массой 3000-20000 используют, например, полималеиновую или полиакриловую кислоты, или их сополимеры, или их водорастворимые соли.
Поставленная задача решается тем, что ингибитор дополнительно содержит неионогенные поверхностно-активные вещества, 0-5% мас.
Поставленная задача решается тем, что неионогенные поверхностно-активные вещества выбраны из ряда: полиоксиэтилированные эфиры жирных кислот, спиртов, аминов, алкилфенолы, полигликоли.
Технический результат предлагаемого изобретения заключается в улучшении контакта частиц полимера между собой при изготовлении ингибитора в твердом состоянии.
Преимуществом предлагаемого ингибитора в сравнении с известными ингибиторами, что изготавливаются в виде водных растворов, являются:
Исключение расхода деминерализованной воды для его изготовления;
Удобство упаковки;
Уменьшение грузооборота и отсутствие необходимости разработки специальной технологии транспортирования и использования по назначению. У потребителя отпадает необходимость использования специальных дозаторов и другого оборудования, например трубопроводов для подачи ингибитора по назначению.
Еще одним преимуществом предлагаемого изобретения является улучшение растворения полимеров в процессе использования ингибитора, потому что в процессе растворения молекулы дополнительно введенной в состав ингибитора безводной гигроскопической соли щелочных или щелочноземельных металлов неорганических кислот вместе с молекулами воды проникают между молекулами полимеров, значительно увеличивая расстояние между ними в процессе набухания и растворения.
Еще одним преимуществом предлагаемого изобретения является возможность использования исходного компонента - водорастворимого полимера в виде концентрированных водных растворов, потому что вода с их раствора легко поглощается безводными гигроскопическими солями щелочных и щелочноземельных металлов, молекулы которых могут присоединять от 4-х до 12-ти молекул воды.
Предлагаемый ингибитор коррозии и солеотложения включает водорастворимый полимер с молекулярной массой 3000-20000 и, по меньшей мере, одну безводную гигроскопическую соль щелочного или щелочноземельного металла неорганических кислот, молекула которой может присоединять от 4-х до 12-ти молекул воды, например, сульфаты и карбонаты натрия, калия, кальция, ортофосфаты натрия, калия, при следующем соотношении компонентов, % маc.: водорастворимый полимер с молекулярной массой 3000-20000 - 5-40, безводная гигроскопическая соль щелочных или щелочноземельных металлов неорганических кислот, молекула которой может присоединять от 4-х до 12-ти молекул воды, например, сульфаты и карбонаты натрия, калия, кальция, ортофосфаты натрия, калия - остальное.
Как водорастворимый полимер с молекулярной массой 3000-20000 используют, например, полималеиновую или полиакриловую кислоты, или их сополимеры, или их водорастворимые соли.
Кроме того, ингибитор может включать неионогенные поверхностно-активные вещества, 0-5% мас.
Ингибитор изготавливают путем смешения компонентов в предложенном соотношении. Далее полученную массу формуют в таблетмашине или на прессе в виде таблеток размером 5-20× 5-20 мм, или в грануляторе - в виде гранул. Готовый ингибитор упаковывают в мешки или пакеты и отправляют потребителю. Используют ингибитор из расчета 30-60 г ингибитора на 1 м 3 физического объема воды системы, подлежащей обработке, или добавочной воды системы оборотного водоснабжения.
Предлагаемое изобретение поясняется конкретным примером №3 изготовления и использования ингибитора.
Пример №1.
Берут 30 кг ОЭДФК, 30 кг гексаметафосфата натрия и 40 кг безводного сульфата натрия, который может присоединять 10 молекул воды (Na 2 SO 4 · 10H 2 O), тщательно перемешивают, загружают в таблетмашину и под давлением формуют таблетки размером 10× 10 мм. Полученные таблетки ингибитора коррозии и солеотложения добавляют в добавочную воду системы оборотного водоснабжения, или просто в воду системы оборотного водоснабжения из расчета 50 г ингибитора на 1 м 3 физического объема воды. Эффективность защиты от солеотложения и коррозии составляет 92%.
Пример №2.
30 кг ОЭДФК, 20 кг ИОМС-1, содержащий 35% маc. натриевых солей нитрилотриметилфосфоновой кислоты в пересчете на сухой продукт, 30 кг гексаметафосфата натрия и 20 кг безводного сульфата натрия, смешивают, загружают в таблетмашину и под давлением формуют таблетки размером 10× 10 мм. Полученные таблетки ингибитора коррозии и солеотложения добавляют в добавочную воду системы оборотного водоснабжения или просто в воду системы оборотного водоснабжения из расчета 60 г ингибитора на 1 м 3 физического объема воды, которая имеет общую жесткость 12 мг· экв/дм 3 , общую щелочность 3,5 мг· экв/дм 3 , концентрацию хлор-ионов 600 мг/л, скорость коррозии 1,5 мм/год. После обработки воды предлагаемым ингибитором эффективность защиты от солеотложения составляет 99%, скорость коррозии стали 0,08-0,1 мм/год.
Пример №3.
Берут 50 кг 35%-ного водного раствора натриевой соли полиакриловой кислоты с молекулярной массой 5000 и 50 кг безводного карбоната натрия, который может присоединять 10 молекул воды (Nа 2 СО 3 · 10Н 2 O), тщательно перемешивают, загружают в таблетмашину и под давлением формуют таблетки размером 10× 10 мм. Полученные таблетки ингибитора коррозии и солеотложения добавляют в добавочную воду системы оборотного водоснабжения или просто в воду системы оборотного водоснабжения из расчета 60 г ингибитора на 1 м 3 физического объема воды. Эффективность защиты от коррозии и солеотложения составляет 92%.
1. Ингибитор коррозии и солеотложения, включающий фосфатный и фосфонатный ингибиторы, отличающийся тем, что он дополнительно содержит, по меньшей мере, одну безводную гигроскопическую соль щелочных или щелочноземельных металлов неорганических кислот, молекула которой может присоединять от 4-х до 12-ти молекул воды, например, сульфаты и карбонаты натрия, калия, кальция, ортофосфаты натрия, калия при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Фосфатный ингибитор 5-40
Фосфонатный ингибитор 5-40
Безводная гигроскопическая соль щелочных или
щелочноземельных металлов неорганических
кислот, молекула которой может присоединять
от 4-х до 12-ти молекул воды, например,
сульфаты и карбонаты натрия, калия,
кальция, ортофосфаты натрия, калия Остальное
2. Ингибитор по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит неионогенные поверхностно-активные вещества 0-5 мас.%.
3. Ингибитор по п.1, отличающийся тем, что фосфатный ингибитор выбран из ряда: полифосфаты натрия, в частности, триполифосфат натрия, гексаметафосфат натрия, пирофосфат натрия.
4. Ингибитор по п.1, отличающийся тем, что фосфонатный ингибитор выбран из ряда: оксиэтилидендифосфоновая кислота, аминоалканфосфоновая кислота, алкандифосфоновая кислота с количеством углеродных атомов в алкане от 1 до 6 или их водорастворимые соли, ингибитор солеотложения ИОМС-1 в виде водного раствора натриевых солей нитрилотриметилфосфоновой кислоты с содержанием основного вещества не менее 25 мас.%.
5. Ингибитор по любому из пп.1 и 2, отличающийся тем, что неионогенные поверхностно-активные вещества выбраны из ряда: полиоксиэтилированные эфиры жирных кислот, спиртов, аминов, алкилфенолы, полигликоли.
6. Ингибитор коррозии и солеотложения, включающий водорастворимый полимер с молекулярной массой 3000-20000, отличающийся тем, что он дополнительно содержит, по меньшей мере, одну безводную гигроскопическую соль щелочных или щелочноземельных металлов неорганических кислот, молекула которой может присоединять от 4-х до 12-ти молекул воды, например, сульфаты и карбонаты натрия, калия, кальция, ортофосфаты натрия, калия, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Водорастворимый полимер с молекулярной
массой 3000-20000 5-40,
Безводная гигроскопическая соль щелочных
или щелочноземельных металлов неорганических
кислот, молекула которой может присоединять
от 4-х до 12-ти молекул воды, например, сульфаты
и карбонаты натрия, калия, кальция, ортофосфаты
натрия, калия Остальное
7. Ингибитор по п.6, отличающийся тем, что в качестве водорастворимого полимера с молекулярной массой 3000-20000 используют, например, полималеиновую или полиакриловую кислоты, или их сополимеры, или их водорастворимые соли.
8. Ингибитор по любому из пп.6 и 7, отличающийся тем, что он дополнительно содержит неионогенные поверхностно-активные вещества 0-5 мас.%.
9. Ингибитор по п.8, отличающийся тем, что неионогенные поверхностно-активные вещества выбраны из ряда: полиоксиэтилированные эфиры жирных кислот, спиртов, аминов, алкилфенолы, полигликоли.
В настоящее время, осложняющим фактором в процессах нефтедобычи и бурения скважин является формирование сложных солевых осадков в призабойной зоне пласта (ПЗП), в оборудовании скважин, а также в системах сбора, транспорта и подготовки нефти. Это приводит к порче дорогостоящего оборудования, трудоемким ремонтным работам, а устранение образования солеотложений ежегодно обходится производству в виде потерянной продукции.
Для предотвращения солеотложений традиционно используют механические и химические методы. На сегодняшний день наиболее распространенным в нефтедобыче является химический способ, с применением ингибиторов солеотложений . Выбор наиболее эффективного ингибитора в каждом конкретном случае должен основываться на анализе рисков и лабораторном подборе реагента. Далее следуют независимое тестирование и опытно-промысловые испытания (ОПИ).
Целью настоящей работы является проведение сравнительного исследования эффективности ингибиторов солеотложений различных производителей в условиях месторождения Узень.
Отложение солей – одна из многих проблем, возникающих при добычи нефти. Отложения солей на стенках трубопроводов уменьшают эффективный диаметр, а значит и пропускную способность, нередко приводя к полному закупориванию. Солеотложения различных кислот приводят к засорению скважины, выходу из строя насоса, снижению притока жидкости и т.д. Эта проблема становится особенно актуальной в случае совместной добычи нефти и воды . Источником выделения солей являются пластовые воды, добываемые совместно с нефтью, в которых, в результате изменения температуры и давления, содержание неорганических веществ оказывается выше предела насыщения промысловых вод малорастворимыми солями щёлочноземельных металлов, в частности, карбонатом и сульфатом кальция, солями магния, бария и стронция . В виде примесей в отложениях встречаются сульфид железа, твердые углеводородные соединения нефти, кварцевые и глинистые частицы породы .
Все технологии борьбы с солеотложениями (рисунок 1) делятся на предупреждение и удаление солеотложения.
Как показывает практика, первая группа методов гораздо более эффективна.
В лабораторных условиях проведены исследования по оценке эффективности ингибиторов солеотложений.
Были протестированы 4 ингибиторы различных производителей: все водорастворимы и имеют плотность 1048 – 1025 г/см 3 .
Тестирование ингибиторов минеральных отложений проводились на имитате (модели) пластовой воды Узеньского месторождения следующего состава:
Лабораторное исследование ингибиторов проводились трилонометрическим методом по разности содержания ионов кальция в образцах с добавлением и без добавления ингибитора солей при 60°С.
По данным лабораторных исследований построен график зависимости эффективности реагента от концентрации:
Эффективность ингибирования солеотложений исследуемых реагентов различается, но всегда прямо пропорционально зависит от дозировки. Так, согласно результатам исследования эффективности ингибирования солеотложений на имитате (модели) воды максимальную эффективность (100%) ингибирования в «жёстких» условиях показали ИСО марки «D» и «A». Все ингибиторы начинают проявлять эффективность и при малых дозировках (5 – 10 мг/дм 3 ). При средних дозировках (20 мг/дм 3 ) эффективность ингибиторов примерно одинаковы (71,43 – 87,5%). При 30 мг/дм 3 100%-ную эффективность показал «D», тогда как «B» – 85,71%, «A» – 87,5%. При более высоких дозировках (60 мг/дм 3 ) наиболее эффективны «A», «D», эффективность реагента «B» – 85,71%.
Как следует из представленных данных, максимальная ингибирующая способность реагента «C» – 81,13 и 73,58% достигается при дозировках 20 и 30 мг/дм 3 .
В целом по результатам тестирования наибольшую эффективность в условиях месторождения Узень показали «A» и «D».
