СОСТАВ ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ ОРГАНИЧЕСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ И ГИДРАТОВ В СКВАЖИНАХ И ТРУБОПРОВОДАХ Российский патент 2013 года по МПК C09K8/524 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для предотвращения образования органических отложений и гидратов в скважинах и трубопроводах, соответственно добывающих и транспортирующих нефть или газовый конденсат, при низких температурах.

Основной причиной, приводящей к резкому снижению пропускной способности трубопроводов и дебитов скважин, является образование органических отложений и(или) гидратов, особенно при пониженных температурах.

Известен состав для удаления и предотвращения смолопарафиновых отложений, содержащий смесь оксиэтилированных высших спиртов и ароматический растворитель (см. а.с. СССР №981335, МПК⁵ C09K 3/00, E21B 43/00, опубл. 15.12.1982).

Недостатками этого состава являются низкая ингибирующая эффективность и недостаточная диспергирующая способность.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является принятый за прототип ингибитор парафиноотложений, включающий смесь оксиэтилированных высших спиртов, сульфированные аддукты общей формулы R₁SO_m ^-K⁺, где R₁-C_nH_(2n)-C₆H₄ или R₁-C_nH_(2n)-C₆H₄(OC₂H₄)_x, m=3-4, n=9-12, x=6-10, K⁺-HN⁺R₂R₃R₄, где R₂-H, R₃-R₄-C₂H₄OH, R₂-R₃-H, R₄-C₂H₄OH, R₂=R₃=R₄-C₂H₄OH, при следующем соотношении компонентов, мас.%: смесь оксиэтилированных высших спиртов 4-8, сульфированные аддукты 16-32, ароматический растворитель - остальное (см. патент РФ №2159788, МПК⁷ C09K 3/00, E21B 37/06, опубл. 27.11.2000).

Однако этот состав, обладая высоким ингибирующим действием, незначительно понижает температуру застывания среды, т.е. обладает слабыми депрессорными свойствами, а это в свою очередь повышает риск образования гидратов в скважинах и технологических трубопроводах, транспортирующих нефть или газовый конденсат.

Задачей изобретения является создание эффективного состава (ингибитора) для обработки нефти и(или) газового конденсата с целью предотвращения образования органических отложений и(или) гидратов, понижающего концентрацию этих веществ в растворе путем перевода их в твердое состояние на поверхности зародышевых кристаллов, а также обеспечивающего возможность выполнять такую обработку при температуре окружающей среды до -22°С.

Поставленная задача в составе для предупреждения образования органических отложений и гидратов в скважинах и трубопроводах, включающем депрессор, поверхностно-активное вещество (далее ПАВ) и растворитель, решается тем, что в качестве депрессора используют модифицированный разветвленный поликарбоксилат (далее МРПК), в качестве ПАВ - КТ-12, а в качестве растворителя - газовый конденсат при следующем соотношении компонентов, мас.%: МРПК 10-15, КТ-12 10-60, газовый конденсат - остальное.

Заявленный состав для предупреждения образования органических отложений и гидратов в скважинах и трубопроводах готовят путем перемешивания входящих в него компонентов в отдельной емкости без соблюдения какой-либо строгой последовательности. Например, сначала засыпают в сосуд определенную массу МРПК, затем добавляют расчетное количество КТ-12, в конце приготовления добавляют газовый конденсат. Состав тщательно перемешивают. Готовый раствор дозируют в скважины или трубопроводы, соответственно добывающие или транспортирующие нефть или газовый конденсат.

В качестве конкретных компонентов для исследования свойств и иных технологических показателей заявляемого состава могут использоваться:

- МРПК фирмы «Полиэкс» по ТУ 2458-071-53501222-2008 либо другой фирмы, например «LUTENSIT Z 96-70%». В литературе (см. Falikman V.R., et all. New High Performance Polycarboxilate Superplasticizers based on Derivative Copolymers of Maleinic Acid, 6™ International Congress «GLOBAL CONSTRUCTION», Advances in Admixture Technology, Dundee, 2005, pp.41-46) описаны многочисленные подобные карбоцепные полимеры, по форме макромолекулы, получившие название «гребнеобразных».

В самом общем виде, химический состав современных поликарбоксилатных суперпластификаторов (ПАВ) смешанной функциональности нового (уже четвертого с момента их появления) поколения можно представить следующей структурной формулой:

КТ-12 - кубовый продукт процесса каталитического цеоформинга бензина колонны КТ-12 Сосногорского газоперерабатывающего завода по ТУ 7252-024-97152834-2006, включающий в себя циклоалкано- и ареновые карбоновые кислоты и углеводородный растворитель, содержащиеся в отношении 1:2. Углеводородный растворитель, содержащийся в КТ-12, состоит из смеси разветвленных и ароматических углеводородов и по своему составу близок к бензину Аи-92. Цеоформинг представляет собой каталитический процесс переработки низкооктановых бензиновых фракций различного происхождения в высокооктановые неэтилированные бензины на цеолитсодержащих катализаторах (см. Сендеров Э.Э., Хитаров Н.И. Цеолиты, их синтез и условия образования в природе. М., 1970. - 165 с.). Технология процесса разработана группой ученых ЗАО «СТК ЦЕОСИТ», расположенного на базе Конструкторско-технологического института каталитических и адсорбционных процессов на цеолитах Сибирского отделения РАН и Института катализа им. Ак. Г.К.Борескова Сибирского отделения РАН (см. Техноэкономический обзор «Получение высокооктановых бензинов по технологиям «Цеоформинг» и «Цеосин», 2005 г., части 1 и 2),

растворитель - газовый конденсат по ОСТ 51.65-80 «Конденсат газовый стабильный».

Пример 1. К 5 г смеси оксиэтилированных высших спиртов добавляют 95 г ароматического растворителя (толуола). Все тщательно перемешивают (аналог по а.с. СССР №981335).

Пример 2. К 10 г смеси оксиэтилированных высших спиртов добавляют 90 г ароматического растворителя (толуола). Все тщательно перемешивают (аналог по а.с. СССР №981335).

Пример 3. К 4 г смеси оксиэтилированных высших спиртов добавляют 16 г сульфированных аддуктов и ароматического растворителя (толуола) до 100 г. Все тщательно перемешивают (прототип по патенту РФ №2159788).

Пример 4. К 8 г смеси оксиэтилированных высших спиртов добавляют 32 г сульфированных аддуктов и ароматического растворителя (толуола) до 100 г. Все тщательно перемешивают (прототип по патенту РФ №2159788).

Пример 5. К 10 г МРПК фирмы «Полиэкс» по ТУ 2458-071-53501222-2008 или аналогичный, например «LUTENSIT Z 96-70%», добавляют газовый конденсат до 100 г. Все тщательно перемешивают.

Пример 6. К 10 г МРПК фирмы «Полиэкс» по ТУ 2458-071-53501222-2008 или аналогичный, например «LUTENSIT Z 96-70%», добавляют 30 г КТ-12 и газовый конденсат до 100 г. Все тщательно перемешивают.

Пример 7. К 1 г МРПК фирмы «Полиэкс» по ТУ 2458-071-53501222-2008 или аналогичный, например «LUTENSIT Z 96-70%», добавляют 15 г КТ-12 и газовый конденсат до 100 г. Все тщательно перемешивают.

Пример 8. К 1 г МРПК фирмы «Полиэкс» по ТУ 2458-071-53501222-2008 или аналогичный, например «LUTENSIT Z 96-70%», добавляют 30 г КТ-12 и газовый конденсат до 100 г. Все тщательно перемешивают.

Пример 9. К 10 г МРПК фирмы «Полиэкс» по ТУ 2458-071-53501222-2008 или аналогичный, например «LUTENSIT Z 96-70%», добавляют 60 г КТ-12 и газовый конденсат до 100 г. Все тщательно перемешивают.

Пример 10. К 10 г МРПК фирмы «Полиэкс» по ТУ 2458-071-53501222-2008 или аналогичный, например «LUTENSIT Z 96-70%», добавляют 10 г КТ-12 и газовый конденсат до 100 г. Все тщательно перемешивают.

Пример 11. К 12,5 г МРПК фирмы «Полиэкс» по ТУ 2458-071-53501222-2008 или аналогичный, например «LUTENSIT Z 96-70%», добавляют 35 г КТ-12 и газовый конденсат до 100 г. Все тщательно перемешивают.

Пример 12. К 15 г МРПК фирмы «Полиэкс» по ТУ 2458-071-53501222-2008 или аналогичный, например «LUTENSIT Z 96-70%», добавляют 60 г КТ-12 и газовый конденсат до 100 г. Все тщательно перемешивают.

В таблице 1 приведены результаты исследования аналога, прототипа и заявленного состава.

Суть исследования состояла в следующем: на установке «холодного стержня» проводили воздействие на газовый конденсат заявляемым составом при различном соотношении компонентов и определяли коэффициент ингибирования.

Метод исследования основан на образовании органических отложений на «холодном стержне» при смывании его горячим конденсатом. Температура конденсата в установке +60°С, температура «холодного стержня» -5°С, что соответствовало минимальной температуре в конденсатопроводе. Время опыта составило 3 ч. После окончания опыта нагревали «холодный стержень» до +30°С и давали стечь остаткам конденсата в течение 10-20 мин. Далее либо «соскобом», либо повышением температуры отложения переносили в предварительно взвешенный бюкс и определяли их массу. При исследовании свойств заявляемого состава его вводили в горячий конденсат при следующих концентрациях входящих в состав компонентов, а именно МРПК от 0,001 до 0,02% и КТ-12 от 0 до 0,10%.

Расчет эффективности ингибирования производили по формуле

,

где К - коэффициент ингибирования, %;

m₁ - масса на стержне после ввода заявляемого состава, г;

m₂ - масса на стержне до ввода заявляемого состава, г.

Таблица 1 Определение эффективности заявляемого состава методом «холодного стержня» Композиции состава (примеры 1-12) Название объекта Концентрация заявленного состава, % Коэффициент ингибирования, % 1 Вуктыл, СП-1 (общий поток) 0,01 42,3 2 Конденсат Западный-Соплесск 0,01 45,4 3 Вуктыл, СП-1 (общий поток) 0,01 78,2 4 Конденсат Западный-Соплесск 0,01 80,3   Заявленный состав 5 Вуктыл, СП-1 (общий поток) 0,01 82,4 5 Конденсат скв. 129 - Югид 0,01 81,0 5 Конденсат скв. 140 - Югид 0,01 70,6 6 Вуктыл, СП-1 (общий поток) 0,01 86,6 6 Конденсат скв. 140 - Югид 0,01 76,5 7 Конденсат скв. 140 - Югид 0,01 83,7 7 Конденсат скв. 140 - Югид 0,001 36,3 8 Конденсат скв. 140 - Югид 0,01 84,6 8 Конденсат скв. 140 - Югид 0,001 40,1 9 Конденсат скв. 140 - Югид 0,005 63,9 10 Конденсат Западный-Соплесск 0,01 75,1 11 Конденсат скв. 143 0,02 87,7 12 Конденсат (общий поток, П/к + Югид + З.С.) 0,01 76,9

Как видно из данных таблицы 1, при концентрациях выше 0,01% компонент заявленного состава МРПК обладает достаточной эффективностью, а введение повышает его коэффициент ингибирования.

Температуру застывания образцов газового конденсата и нефти определяли по РД 39-0148311-328-88 «Методика определения температуры застывания парафиновых нефтей».

Сущность метода определения депрессорных свойств заявляемого состава заключается в последовательном определении температур застывания системы без добавки заявляемого состава и с его добавлением. По разности значений температур застывания обработанной пробы нефти или газового конденсата судят о депрессорных свойствах заявляемого состава при различных концентрациях входящих в него компонентов. Перед проведением исследований углеводороды и заявляемый состав нагревают до +60°С для перевода органических отложений, содержащихся в пробах, в жидкое состояние.

Проведенные исследования показали, что понижение температуры застывания нефти или газового конденсата составляет 14-28°С (см. таблицу 2), что главным образом влияет на уменьшение возможности образования гидратов в системе «скважина - трубопровод».

Таблица 2 Температура застывания нефти или газовых конденсатов с добавлением заявляемого состава Компо
зиции
состава
(приме
ры 1-12) Название объекта Концентрация ингибитора, % Температура застывания, °С без добавки с добавкой 1 Нефть устье скв. 143 - Югид 0,2 19 17 3 Нефть устье скв. 143 - Югид 0,2 19 16 Заявляемый состав 5 Нефть скв. 129 - устье 0,2 17 -5 7 Нефть скв. 129 - устье 0,2 17 -10 7 Нефть устье скв. 60 - Югид 0,2 2 -23 7 Конденсат общего потока, после насосной УКПГ - З.С. 0,2 10 -12 7 Нефть общий поток Югид, замерный узел 0,2 8 -12 7 Нефть Вуктыл, СП-1, Югид - З.С., замерный узел, общий поток 0,2 6 -12 7 Нефть устье скв. 143 - Югид 0,2 19 5 5 Нефть устье скв. 141 - Югид 0,2 21 1 7 Нефть устье скв. 141 - Югид 0,2 21 -7 7 Нефть устье скв. 141 - Югид 0,05 21 13 7 Нефть устье скв. 141 - Югид 0,01 21 17

Углеводородный растворитель, содержащийся в КТ-12, и добавленный в смесь газовый конденсат понижают температуру застывания заявляемого состава с +3 до -12…25°С (таблица 3), что улучшает технологические параметры его использования.

Таблица 3 Температура застывания смеси реагентов, где газовый конденсат - остальное Состав, мас.% Температура застывания, °С КТ-12 МРПК 10 10 -12 30 15 -17 50 10 -22 70 10 -25

Дальнейшее разбавление (введение КТ-12) уменьшает температуру застывания смеси, но ухудшает ингибиторные и депрессорные свойства заявленного состава.

Заявленное изобретение в сравнении с прототипом позволяет понизить вязкость нефти или газового конденсата и уменьшить температуру их застывания, что дает возможность увеличить производительность трубопроводов, уменьшить потери на прогревание системы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для предотвращения образования органических отложений и гидратов в скважинах и трубопроводах при низких температурах. Технический результат - повышение эффективности состава и обеспечение выполения обработки при температуре до -22°С. Состав для предупреждения образования органических отложений и гидратов в скважинах и трубопроводах, включающий депрессор, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и растворитель, в качестве депрессора содержит модифицированный разветвленный поликарбоксилат (МРПК), в качестве ПАВ - КТ-12, а в качестве растворителя - газовый конденсат при следующем соотношении компонентов, мас.%: МРПК 10-15, КТ-12 10-60, газовый конденсат - остальное. 12 пр., 3 табл.

Состав для предупреждения образования органических отложений и гидратов в скважинах и трубопроводах, включающий депрессор, поверхностно-активное вещество - ПАВ и растворитель, отличающийся тем, что в качестве депрессора используют модифицированный разветвленный поликарбоксилат - МРПК, в качестве ПАВ - КТ-12, а в качестве растворителя - газовый конденсат, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
МРПК 10-15 КТ-12 10-60 газовый конденсат остальное