СОСТАВ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ГИДРАТОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ Российский патент 1999 года по МПК E21B37/00 E21B37/06 E21B43/22 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для предотвращения гидратопарафиновых отложений при добыче и транспортировке парафинистых и газонасыщенных обводненных нефтей.

Известен антигидратный состав, содержащий хлориды металлов (Андрюшенко Ф. К. , Васильченко В.П., Шагайденко В.И. Растворы электролитов как антигидратные ингибиторы. - Харьков. Высшая школа, 1973, 38 с.). Недостатками данного состава являются низкая антигидратная способность, высокая коррозионная активность, возможность выпадения осадка при смешении с пластовой минерализованной водой.

Известен состав, содержащий хлористый натрий, глицерин, эфир глицерина, едкий натр и воду (авт.св. N 1153962), выбранный в качестве прототипа. Недостатком данного состава является низкая ингибирующая способность предотвращения гидратопарафиновых отложений.

Целью изобретения является повышение ингибирующей способности предотвращения гидратопарафиновых отложений в нефтепромысловом оборудовании и трубопроводных системах.

Указанная цель достигается тем, что известный ингибитор гидратообразования, содержащий хлористый натрий и воду, дополнительно содержит полиэлектролит при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Хлористый натрий - 22-24
Полиэлектролит - 0,1-1,0
Вода - Остальное
В качестве полиэлектролита может быть использован гидролизованный или частично гидролизованный полиакриламид.

Состав может дополнительно содержать ингибитор коррозии - 0,1-0,5 мас.%.

Воду можно предварительно нагревать до температуры выше 35^oC или до температуры пласта эксплуатируемой скважины.

Сущность изобретения заключается в следующем.

Предлагаемый состав содержит кроме хлористого натрия высокомолекулярный полимер - гидролизованный полиакриламид (ПАА). В растворе хлористого натрия вплоть до насыщенного полиакриламид может быть растворен без видимого гелеобразования или осаждения. Молекулы ПАА обладают большой сорбционной способностью по отношению к воде, но индифферентны к углеводородам (нефть, конденсат, газ). Физическая сущность предупреждения гидратообразования осушкой газа от влаги состоит в том, что удаляется один из компонентов - вода. Химический потенциал молекулы воды, содержащийся в газе, при этом понижается настолько, что они не могут вступить в соединение с молекулами газа и образовать гидрат. При ингибировании процесса гидратообразования в двухкомпонентную систему газ - вода вводят третий активный компонент, который изменяет условия термодинамического равновесия между молекулами воды и газа.

Хлористый натрий является электролитом, при растворении в воде соль диссоциирует на ионы Na⁺ и Cl^-, которые притягивают к себе диполи воды. Взаимодействие между диполями воды и ионами ингибитора имеют электростатический характер, оно более сильное, чем взаимодействие между молекулами газа и воды. Гидролизованный ПАА при растворении в воде также диссоциирует на ионы Na⁺ и

что определяет сродство полимера с водой, но не углеводородами. Если хлористый натрий является электролитом, то гидролизованный ПАА - полиэлектролитом.

Благодаря своим сильнополярным группам ПАА обладает свойствами прочно сцепляться с поверхностью породы, внутренней поверхностью труб и нефтепромыслового оборудования, т.е. адсорбционными свойствами. Причем количество адсорбированного полимера увеличивается с увеличением концентрации хлористого натрия, особенно сильно - при концентрации NaCl более 10%, при концентрации 20% количество адсорбированного полимера возрастает в 50 раз.

Данное свойство ПАА способствует образованию защитной полимерной пленки на поверхности породы и внутренней поверхности эксплуатационной колонны и НКТ, препятствующей отложению парафинов, гидратов и солей.

Для снижения агрессивного коррозионного воздействия хлористого натрия в раствор следует добавлять ингибитор коррозии с массовой концентрацией 0,1-5%. Можно использовать, например КАТАПИН-ИНГИБИТОР, являющий одновременно ингибитором коррозии и гидратообразования.

Известно (Макогон Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование. - М. : Недра, 1985), что на температуру начала образования гидратов влияет температура предварительного нагрева воды, особенно до температуры 35^oC. Кроме этого, при увеличении температуры увеличивается скорость приготовления раствора.

Повышение температуры раствора до температуры пласта способствует предупреждению выпадения солей по причине несовместимости пластовой воды (хлоркальциевого типа) с предлагаемым раствором.

Исследования по определению ингибирующей способности состава проводили на лабораторной установке следующим образом.

Пример 1. Приготавливают состав смешением компонентов в следующем соотношении, мас.% (композиция 1):
Хлористый натрий, насыщенный раствор - 24
Гидролизованный ПАА - 0,5
Вода - Остальное
Готовую смесь загружают в гидратную камеру пропускают в нее природный газ под давлением 5,5 МПа, затем, понижая температуру системы, определяют температуру начала гидратообразования. При этом снижение температуры гидратообразования составляет 20^oC.

Пример 2. Опыт проводят аналогично примеру 1 в следующем соотношении компонентов, мас.% (композиция 2):
Хлористый натрий, насыщенный раствор - 24
Гидролизованный ПАА - 0,75
Вода - Остальное
При этом снижение температуры гидратообразования составляет 22^oC.

Пример 3. Опыт проводят аналогично примеру 1 в следующем соотношении компонентов, мас.% (композиция 3):
Хлористый натрий, насыщенный раствор - 24
Гидролизованный ПАА - 1,0
Вода - Остальное
При этом снижение температуры гидратообразования составляет 22^oC.

Пример 4. Опыт проводят аналогично примеру 1 в следующем соотношении компонентов, мас.% (композиция 4):
Хлористый натрий, насыщенный раствор - 24
Гидролизованный ПАА - 0,1
Вода - Остальное
При этом снижение температуры гидратообразования составляет 14^oC.

При концентрации гидролизованного ПАА более 1% наблюдается осаждение его из насыщенного раствора хлористого натрия.

Пример 5. Эффективность предлагаемого состава по предотвращению парафиноотложений определяют на образце-свидетеле, выполненном в виде трубчатого цилиндра из нержавеющей стали. Температура в цилиндре поддерживается проточным охлаждающим раствором с помощью термостата. Цилиндр помещают в закрытую емкость, оборудованную электромешалкой. В емкость наливают водонефтяную эмульсию, состоящую из 10% парафинистой нефти и 90% пластовой воды, и туда же подают композицию 1 (из примера 1) из расчета 20 г/л эмульсии. В емкость помещают цилиндр, температуру в цилиндре поддерживают на уровне 5^oC, включают электромешалку для перемешивания водонефтяной эмульсии и выдерживают в течение 30 минут. Затем определяют весовым методом количество парафиноотложений на поверхности цилиндра.

Параллельно в аналогичных условиях проводят контрольный опыт без добавления ингибитора.

Защитный эффект составляет 95%.

Пример 6. Опыт проводят аналогично примеру 5.

В водонефтяную эмульсию обводненностью 90% добавляют композицию 2 (из примера 2) с нормой расхода 20 г/л. Защитный эффект составляет 97%.

Пример 7. Опыт проводят аналогично примеру 5.

В водонефтяную эмульсию обводнностью 90% добавляют композицию 3 (из примера 3) с нормой расхода 20 г/л. Защитный эффект составляет 98%.

На чертеже показана зависимость температуры гидратообразования от концентрации полиэлектролита, в качестве которого использовался полиакриламид (ПАА). Зависимость получена для газа нефтяной скважины Гун-Еганского месторождения М 266, пласт БВ-11. Как видно, уже при концентрации ПАА 0,2% и более эффект предлагаемого состава превосходит прототип.

В таблице приведены сравнительные данные известного и предлагаемого составов на снижение температуры гидратообразования и их защитного эффекта от парафиноотложений.

Полученные результаты исследования показывают, что предлагаемый состав в отличие от известного предупреждает гидратопарафиновые отложения в водогазонефтяной среде, снижение температуры гидратообразования в присутствии данного состава больше, чем у известного.

Состав для предотвращения гидратопарафиновых отложений в нефтепромысловом оборудовании и трубопроводных системах может быть использован с помощью известных технологических приемов, например непрерывной подачей состава в скважину с помощью дозировочных насосов или периодической закачкой в систему, особенно перед остановкой и запуском ее в эксплуатацию.

Таким образом, использование предлагаемого состава обеспечивает (по сравнению с известным) повышение эффективности предотвращения гидратообразований, что позволяет стабилизировать процесс добычи и транспортировки нефти. При этом, как следствие, увеличивается добыча нефти. Кроме этого, предлагаемый состав позволяет сократить затраты, связанные с ремонтом скважины по очистке нефтепромысловых труб и оборудования от гидратопарафиновых пробок, уменьшить материально-энергетические расходы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для предотвращения гидратопарафиновых отложений при добыче и транспортировке парафинистых и газонасыщенных обводненных нефтей. Состав содержит, %: хлористый натрий 22-24; полиэлектролит 0,1-1,0; вода - остальное. В качестве полиэлектролита можно использовать гидролизованный или частично гидролизованный полиакриламид. Состав может дополнительно содержать ингибитор коррозии 0,1-0,5%. Технический результат: повышение ингибирующей способности состава. 3 з.п.ф-лы, 1 табл., 1 ил.

1. Состав для предотвращения гидратопарафиновых отложений, содержащий хлористый натрий и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит полиэлектролит при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Хлористый натрий - 22 - 24
Полиэлектролит - 0,1 - 1,0
Вода - Остальное
2. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве полиэлектролита он содержит гидролизованный или частично гидролизованный полиакриламид. 3. Состав по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит ингибитор коррозии - 0,1 - 0,5 мас.%. 4. Состав по п.1, отличающийся тем, что воду предварительно нагревают до температуры выше 35^oC.