Способ химической обработки нефтедобывающих скважин или трубопроводов и основа реагента для его осуществления Российский патент 2024 года по МПК E21B37/06 C09K8/52 C23F11/10 

Группа изобретений относится к области нефтедобычи, в частности к составам для комплексного воздействия на добываемую жидкость с одновременной защитой нефтепромыслового оборудования, насосно-компрессорных труб и трубопроводов.

В процессе нефтедобычи возникает необходимость борьбы с различными осложнениями, такими как коррозия, асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), выпадение солей, образование высоковязких эмульсий. Наиболее эффективным способом борьбы является применение специальных химических реагентов (ингибиторов). Однако, каждый химический реагент имеет узконаправленное действие, направленное на решение одной или двух проблем.

Известен состав для предотвращения отложения АСПО, который содержит порошкообразное синтетическое моющее средство (СМС), включающее не менее 12 мас.% поверхностно-активных веществ, не менее 10,5 мас. % фосфорно-кислых солей в пересчете на Р₂О₅ и не менее 2 мас.% силиката натрия в пересчете на SiO₂, или порошкообразное техническое моющее средство (ТМС), включающее не менее 4,5 мас.% поверхностно-активных веществ, не менее 11 мас.% фосфорно-кислых солей в пересчете на Р₂О₅ и не менее 1,7 мас.% силиката натрия в пересчете на SiO₂ в количестве 4 - 65 мас.% и стекло натриевое жидкое каустическое - остальное (по патенту RU2184213, кл. E21B 37/06, C09K 3/00, опубл. 27.06.2002).

Данный состав предназначен только предотвращения отложения АСПО.

Известны два варианта способа получения деэмульгатора взаимодействием простого полиэфира и соединения с функциональными группами при нагревании. В первом варианте сначала проводят взаимодействие простого полиэфира и соединения с функциональными группами, выбранного из ортофосфорной кислоты, фосфорного ангидрида, диметилфосфита, п-толуилендиизоцианата с последующим взаимодействием полученного полупродукта с углеводом, причем процесс проводят при мольном соотношении простого полиэфира, соединения с функциональными группами и углевода 1: (1-2): 1 соответственно. Во втором варианте осуществления способа в качестве соединения с функциональными группами используют соединения, выбранные из ортофосфорной кислоты, фосфорного ангидрида, диметилфосфита, п-толуилендиизоцианата, а процесс проводят в присутствии углевода при одновременном введении компонентов при мольном соотношении простого полиэфира, соединения с функциональными группами и углевода 1:(1-2):1 соответственно. Далее полученный по обоим вариантам деэмульгатор растворяют в органическом растворителе (по патенту RU2135527, кл. C08G 65/32, C10G 33/04, опубл. 27.08.1999).

В известном патенте описываются способы получения деэмульгаторов, предназначенных только для предотвращения образования высоковязких эмульсий.

Известен состав для предотвращения отложения солей и песка при добыче нефти, содержащий фосфорсодержащий реагент, в качестве которого используют нитрилотриметилфосфоновую кислоту или оксиэтилидендифосфоновую кислоту и дополнительно вещество-носитель и поглотитель песка - битум нефтяной строительный при следующем соотношении компонентов, мас.%: нитрилотриметилфосфоновая кислота или оксиэтилидендифосфоновая кислота - 5 - 75, битум нефтяной строительный - остальное (по патенту RU2132451, кл. C08G 65/32, C10G 33/04, опубл. 27.08.1999).

Данный состав предназначен только предотвращения отложения солей и песка.

Известен ингибитор коррозии, в качестве активной основы которого применяют производные пятичленных гетероциклов - 2-арилиденгидразиноимидазолиноны-4, полученные на основе аминогуанидина (по патенту RU2706927, кл. C23F 11/14, опубл. 21.11.2019).

Действие известного ингибитора направлено только на защиту металлов от коррозии.

Наиболее близким техническим решением является состав для комплексного воздействия на добываемые флюиды, содержащий фосфорсодержащий реагент ИСБ-1 или ОЭДФ и кубовый остаток производства аминов C₁₇-C₂₀. Состав дополнительно содержит техническое моющее средство типа форс-1 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

- фосфорсодержащий реагент ИСБ-1 или ОЭДФ - 12 - 80

- ТМС типа форс-1 - 7 - 60

- кубовый остаток производства аминов C₁₇-C₂₀ - Остальное (по патенту RU2131969, кл. E21B 37/06, C09K 3/00, опубл. 20.06.1999).

Действие известного состава не решает всю совокупность проблем: коррозия, асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), выпадение солей, образование высоковязких эмульсий, а направлено только для предотвращения солеотложения и АСПО. Действие состава не применимо при высоких температурах из-за низкой температуры плавления кубового остатка производства аминов C₁₇-C₂₀.

Технический результат, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, заключается в создании и подборе универсального состава химического реагента, направленного на предотвращение коррозии, солеотложений, отложения АСПО и образования эмульсии в нефтяных скважинах и трубопроводах.

Указанный технический результат достигается тем, что способ химической обработки нефтедобывающих скважин и трубопроводов, включающий

предварительный анализ технико-технологических параметров нефтедобывающих скважин и трубопроводов с выявлением наиболее вероятных осложнений при эксплуатации,

подбор состава реагента для химической обработки нефтедобывающих скважин и трубопроводов на основе полученных данных и

добавление указанного реагента в добываемую жидкость, при этом реагент для химической обработки нефтедобывающих скважин и трубопроводов содержит основные компоненты, мас. %:

- [нитрилотрис(метилен)]трис-фосфоновая кислота 1-90; - натрий гидроксид 0,1-10; - пентанатрийтрифосфат 0,5-23; - динатрий карбонат 0,3-43; - 35-(4-нонилфенокси)-3,6,9,12,15,18,21,24,27,30,33- ундекаоксапента-триаконтан-1-ол 0,1-2; - динатрий метасиликат 0,1-10; - аммоний дигидрофосфат 1,8-81; - диаммонийгидрофосфат 0,2-9; - дигидро(этилендинитрило)тетраацетат динатрия 2-90; - вода до 100.

и дополнительные компоненты, применяемые для предотвращения выявленных наиболее вероятных осложнений при эксплуатации:

при выявленных асфальто-смоло-парафиновых отложениях АСПО реагент содержит, мас.%: альфа,альфа',альфа"-1,2,3-пропантриилтрис[омега-гидроксиполи [окси(метил-1,2-этандиил)окси-1,2-этандиил]] до 3; полимер 1,2-эпоксиэтана с 1,2-эпоксипропаном до 3,

при выявленных отложениях солей кальция реагент содержит, мас.%: аминометиленфосфонатный комплексон до 1; этан-1,2-диол до 0,5,

при выявленных отложениях солей бария реагент содержит, мас.%: продукт конденсации алкилтриметиламиния хлорида с маслом талловым легким 0,2-0,4; продукт реакции талового масла с тетраэтиленпентамином, ацетат 0,2-0,4; (2R,3R,4S,5S,6R)-2-[(2S,3S,4S,5R)-3,4-дигидрокси-2,5-бис(гидро-ксиметил)-оксолан-2-ил]окси-6-(гидроксиметил)оксан-3,4,5-триол до 10,

при выявленной коррозии реагент содержит, мас.%: продукт конденсации алкилтриметиламиния хлорида с маслом талловым легким 1-3; продукт реакции талового масла с тетраэтиленпентамином, ацетат 1-2; 17-(4-Нонилфенокси)-3,6,9,12,15-пентаоксагептадекан-1-ол до 1,

при выявленном образовании высоковязкой эмульсии реагент содержит, мас.%: полимерные алкоксилаты - модифицированный продукт конденсации на основе нонилфенола до 3; полиэфир простой 4202 до 4.

Основа реагента для химической обработки нефтедобывающих скважин и трубопроводов, дополнительные компоненты которого подобраны на основе выявленных наиболее вероятных осложнений при эксплуатации, содержит, мас.%:

- [нитрилотрис(метилен)]трис-фосфоновая кислота 1-90; - натрий гидроксид 0,1-10; - пентанатрийтрифосфат 0,5-23; - динатрий карбонат 0,3-43; - 35-(4-нонилфенокси)-3,6,9,12,15,18,21,24,27,30,33- ундекаоксапента-триаконтан-1-ол 0,1-2; - динатрий метасиликат 0,1-10; - аммоний дигидрофосфат 1,8-81; - диаммонийгидрофосфат 0,2-9; - дигидро(этилендинитрило)тетраацетат динатрия 2-90; - вода до 100.

Анализ технико-технологических параметров нефтедобывающих скважин и трубопроводов позволяет определить тип осложнения и подобрать наиболее эффективный состав для борьбы с ним. Для еще большей эффективности в химический реагент добавляют дополнительные компоненты, действие которых направлено непосредственно на выявленное осложнение.

Были проведены лабораторные испытания с целью определить:

- защитный эффект заявляемого состава по предотвращению АСПО;

- защитный эффект заявляемого состава по предотвращению солеотложений;

- защитный эффект заявляемого состава по предотвращению коррозии;

- защитный эффект заявляемого состава по предотвращению образования высоковязкой эмульсии.

Для испытаний предложенного химического реагента применялись модели нефти и минерализованной воды следующих составов (приближенных к реальным):

1) Модель пластовой воды (состав), мг/л: 11,36 мг кальция сернокислого; 78,12 мг натрия углекислого кислого; 138600 мг хлористого натрия; 41600 мг хлористого кальция; 40700 мг шестиводного хлористого магния; 560 мг двуводного хлористого бария.

2) Модель нефти: керосин, n-октан и ортоксилол в соотношении 1:1:1 (с целью создания состава близкого по компонентам к реальной нефти).

В ходе лабораторных испытаний определили защитный эффект заявляемого состава химического реагента в качестве ингибитора АСПО.

Определение ингибирующей способности по предотвращению АСПО проводилось по общепринятой "Методике оценки эффективности ингибиторов парафиновых отложений комплексного и многофазного действия на отмыв пленки нефти, диспергирование и отмыв парафиновых отложений пластовой водой". НПО Союзнефтепромхим. - г. Казань, 1987 г.

Определение величины дисперсных частиц АСПО в пропущенных через заявляемый состав средах проводили в следующей последовательности: 50 мл модели пластовой воды с растворенным в ней ингибирующим составом в концентрации 2 мг состава на 1 литр модели пластовой воды вносили в коническую колбу. Далее, в колбу помещали отложения АСПО весом 2,5 г. Содержимое нагревали на плитке до полного расплавления отложений. Затем колбу охлаждали под струей воды, встряхивали ее круговыми движениями. При этом визуально фиксировали диспергирование АСПО, налипы и замазывание стенок конической колбы.

Данные, полученные в ходе исследований с низким количеством [Нитрилотрис(метилен)]трис-фосфоновой кислоты, приведены в таблице 1.

Таблица 1

Предлагаемый состав, компоненты, % 1 2 3 4 5 6 7 [Нитрилотрис(метилен)]трис-фосфоновая кислота 1 1 1 1 Для известного состава по прототипу Натрий гидроксид 6 8 10 10 пентаНатрийтрифосфат 16 20 23 43 диНатрий карбонат 25 37 43 23 35-(4-нонилфенокси)-3,6,9,12,15,18,21,24,27,30,33-ундекаоксапента-триаконтан-1-ол 1 1 2 2 диНатрий метасиликат 6 8 10 10 Аммоний дигидрофосфат 30 15 1,8 1,8 диАммонийгидрофосфат 4 2 0,2 0,2 Дигидро(этилендинитрило)тетраацетат динатрия 8 3 2 2 Вода 1 1 1 1 Аминометиленфосфонатный комплексон 0 0 0 0 Этан-1,2-диол 0 0 0 0 альфа, альфа', альфа"-1,2,3-Пропантриилтрис[омега-гидроксиполи[окси(метил-1,2-этандиил)окси-1,2-этандиил]] 1 2 3 3 Полимер 1,2-эпоксиэтана с 1,2-эпоксипропаном 1 2 3 3 Продукт конденсации акилтриметиламиния хлорида с маслом талловым легким 0 0 0 0 Продукт реакции таллового масла с тетраэтиленпен-тамином, ацетат 0 0 0 0 17-(4-Нонилфенокси)-3,6,9,12,15-пентаоксагептадекан-1-ол 0 0 0 0 Полимерные алкоксилаты (модифицированный продукт конденсации на основе нонилфенола) 0 0 0 0 Полиэфир простой 4202 0 0 0 0 (2R,3R,4S,5S,6R)-2-[(2S,3S,4S,5R)-3,4-дигидрокси-2,5-бис(гидроксиметил)-оксолан-2-ил]окси-6-(гидроксиметил)оксан-3,4,5-триол 0 0 0 0 Эффективность предотвращения отложений АСПВ Дисперсия, мм/% 0,1-1,5 0,1-1 0,1-0,5 0,1-1,0 0,1-2 Налипание, % 4 3 2 4 5 Замазывание, % 3 2 1 3 5

Данные табл. 1 показывают, что эффективность заявляемого состава выше эффективности известного состава (прототипа).

Величина дисперсности частиц АСПВ в присутствии известного состава достигает 0,1-2 мм, а в присутствии заявляемого состава, при необходимом подборе компонентов, все имеющиеся АСПВ имеют дисперсность не более 1 мм, что способствует их лучшему удержанию в объеме добываемых флюидов, а не высаживанию на поверхности нефтепромыслового оборудования. Интенсивность налипания в присутствии заявляемого состава составляет 3%, а для известного состава составляет 5%, т.е. в 1,7 раза меньше. Величина замазывания поверхности в присутствии известного состава достигает 5%, а в присутствии заявляемого только 2%.

Предложенный состав для комплексного воздействия на добываемую жидкость по сравнению с известным по прототипу обеспечивает более эффективное предотвращение отложения АСПВ.

Определение защитного эффекта от солеотложения для солей кальция проводилось на модели пластовой воды. Было подготовлено два раствора: первый содержал растворимые соли сульфат иона SO^2- и карбонат иона СО^2-. Второй содержал ионы кальция Ca²⁺. В первый раствор (50 мл) поместили предлагаемый состав в концентрации 2 мг на 0,5 литра модели пластовой воды, и прилили второй раствор 50 мл. Получили пересыщенный раствор сульфата кальция и карбоната кальция. В полученных растворах определили содержание ионов кальция трилонометрическим методом.

Определение защитного эффекта от солеотложения для солей бария проводилось на модели пластовой воды. Было подготовлено два раствора: первый содержал растворимые соли сульфат иона SO^2- и карбонат иона СО^2-. Второй содержал ионы бария Ba²⁺. В первый раствор (50 мл) поместили предлагаемый состав в концентрации 2 мг на 0,5 литра модели пластовой воды, и прилили второй раствор 50 мл. Получили пересыщенный раствор сульфата бария и карбоната бария. В полученных растворах определили содержание ионов бария трилонометрическим методом.

Растворы выдерживали в термостате при температуре 40-80°С. Одновременно ставили контрольную пробу без предлагаемого состава.

Степень предотвращения предлагаемым составом солеотложений определяется по формуле:

Э=[(С_п-С_о)/(С_д-С_о)]·100%,

где Э - степень предотвращения (эффект), %;

С_п - содержание осадкообразующих ионов в растворе в присутствии предлагаемого состава, определенного после опыта;

С_д - содержание осадкообразующих ионов в растворе в присутствии предлагаемого состава, определенного до опыта;

С_о - содержание осадкообразующих ионов в контрольной пробе.

В растворе одновременно определялось количество выпавшего осадка гравиметрическим методом.

Данные об эффективности предотвращения неорганических солей предлагаемым и известным составом приведены в таблицах 2 и 3.

Таблица 2

Предлагаемый состав, компоненты, % 1 2 3 4 5 6 7 [Нитрилотрис(метилен)]трис-фосфоновая кислота 80 85 90 95 Для известного состава по прототипу Натрий гидроксид 2 1 0,1 0,1 пентаНатрийтрифосфат 2,5 1 0,5 0,1 диНатрий карбонат 2 1 0,3 0,1 35-(4-нонилфенокси)-3,6,9,12,15,18,21,24,27,30,33-ундекаоксапента-триаконтан-1-ол 0,4 0,5 0,1 0,1 диНатрий метасиликат 2 1 0,1 0,1 Аммоний дигидрофосфат 3 2,5 2 0,1 диАммонийгидрофосфат 0,6 0,5 0,4 0,1 Дигидро(этилендинитрило)тетраацетат динатрия 5 5 4 3 Вода 1 1 1 0 Аминометиленфосфонатный комплексон 1 1 1 1 Этан-1,2-диол 0,5 0,5 0,5 0,3 альфа,альфа',альфа"-1,2,3-Пропантриилтрис[омега-гидроксиполи[окси(метил-1,2-этандиил)окси-1,2-этандиил]] 0 0 0 0 Полимер 1,2-эпоксиэтана с 1,2-эпоксипропаном 0 0 0 0 Продукт конденсации акилтриметиламиния хлорида с маслом талловым легким 0 0 0 0 Продукт реакции таллового масла с тетраэтиленпен-тамином, ацетат 0 0 0 0 17-(4-Нонилфенокси)-3,6,9,12,15-пентаоксагептадекан-1-ол 0 0 0 0 Полимерные алкоксилаты (модифицированный продукт конденсации на основе нонилфенола) 0 0 0 3 Полиэфир простой 4202 0 0 0 0 (2R,3R,4S,5S,6R)-2-[(2S,3S,4S,5R)-3,4-дигидрокси-2,5-бис(гидроксиметил)-оксолан-2-ил]окси-6-(гидроксиметил)оксан-3,4,5-триол 0 0 0 0 Эффективность предотвращения солеотложений, % СаСО₃ 83 86 88 80 45 CaSO₄ 61 66 75 58 33

Таблица 3

Предлагаемый состав, компоненты, % 1 2 3 4 5 6 7 [Нитрилотрис(метилен)]трис-фосфоновая кислота 5 2,2 2,7 1 Для известного состава по прототипу Натрий гидроксид 0 0 0 0,1 пентаНатрийтрифосфат 1 1 0,5 0,1 диНатрий карбонат 2 1 0,7 0,1 35-(4-нонилфенокси)-3,6,9,12,15,18,21,24,27,30,33-ундекаоксапента-триаконтан-1-ол 0,4 0,2 0,1 0,1 диНатрий метасиликат 1 0 0,2 0,1 Аммоний дигидрофосфат 3,5 0 0 0,1 диАммонийгидрофосфат 0,7 0 0 0,1 Дигидро(этилендинитрило)тетраацетат динатрия 80 85 90 93,3 Вода 1 0 0 0 Аминометиленфосфонатный комплексон 0 0 0 0 Этан-1,2-диол 0 0 0 0 альфа,альфа',альфа"-1,2,3-Пропантриилтрис[омега-гидроксиполи[окси(метил-1,2-этандиил)окси-1,2-этандиил]] 0 0 0 0 Полимер 1,2-эпоксиэтана с 1,2-эпоксипропаном 0 0 0 0 Продукт конденсации акилтриметиламиния хлорида с маслом талловым легким 0,2 0,3 0,4 0,5 Продукт реакции таллового масла с тетраэтиленпен-тамином, ацетат 0,2 0,3 0,4 0,5 17-(4-Нонилфенокси)-3,6,9,12,15-пентаоксагептадекан-1-ол 0 0 0 0 Полимерные алкоксилаты (модифицированный продукт конденсации на основе нонилфенола) 0 0 0 3 Полиэфир простой 4202 0 0 0 0 (2R,3R,4S,5S,6R)-2-[(2S,3S,4S,5R)-3,4-дигидрокси-2,5-бис(гидроксиметил)-оксолан-2-ил]окси-6-(гидроксиметил)оксан-3,4,5-триол 5 10 5 1 Эффективность предотвращения солеотложений, % ВаСО₃ 85 89 92 79 40 BaSO₄ 75 80 83 65 27

Предотвращение солеотложений в присутствии заявляемого состава составляет 75-88%, тогда как в присутствии ингибитора-прототипа только 33-45%, количество отложений солей снижается в 2 раза.

Предложенный состав для комплексного воздействия на добываемую жидкость по сравнению с известным по прототипу обеспечивает более эффективное предотвращение отложения солей.

Испытания защитного действия заявляемого химического реагента в качестве ингибитора коррозии стали проводились в лабораторных условиях на модели минерализованной воды и на водонефтяной эмульсии гравиметрическим методом анализа в условиях экспозиции при 80°C в течение 7 суток в соответствии с ГОСТ 9.502-82 и ГОСТ 9.506-87. В качестве образцов-свидетелей использовали образцы стали марки ст.20 по ГОСТ 16523-97. Водные дисперсии ингибиторов коррозии приготавливались на основе предлагаемого химического реагента и ингибитора-прототипа.

Приготовление водной дисперсии ингибитора коррозии в водонефтяной эмульсии было произведено следующим образом: в два стеклянных сосуда, снабженных перемешивающим устройством, залили модель нефти и модель минерализованной воды в предусмотренном соотношении, перемешивали в течение 5 минут со скоростью, обеспечивающей образование эмульсии. В один из сосудов дозировали исследуемый химический реагент и продолжали перемешивание в обоих сосудах в течение 30 минут, после чего эмульсию отстаивали до разделения фаз.

Порядок проведения испытаний был следующий.

Поверхность металлических пластин подготавливалась по ГОСТ 9.502-82. Пластины помещали в лабораторные колбы объемом 250 мл (по три образца в каждую колбу) с модельными средами на 7 суток при 80°C. Концентрация ингибитора в модельной составляла 2 мг/л.

По истечении времени экспонирования образцы обрабатывали согласно ГОСТ 9.502-82 и сушили до постоянного веса. Далее образцы взвешивали с точностью до 0,0001 г.

Скорость коррозии в г/(м²ч), эффективность защитного действия ингибитора в % определяли в соответствии с формулами (1) и (2):

(1)

где m₀ - масса исходного образца металлической пластины до испытания, г;

m - масса образца металлической пластины после испытания и удаления продуктов коррозии , г;

S - площадь поверхности образца металлической пластины, м²

τ - продолжительность испытания, ч.

(2)

где K_m - скорость коррозии металла в коррозионной среде, не содержащей ингибитора, г/(м²ч);

K_m1 - скорость коррозии металла в тех же условиях, но при наличии в среде ингибитора, г/(м²ч).

Результаты сравнительных испытаний представлены в таблице 4.

Таблица 4

Предлагаемый состав, компоненты, % 1 2 3 4 5 6 7 [Нитрилотрис(метилен)]трис-фосфоновая кислота 4 2 1 0,5 Для известного состава по прототипу Натрий гидроксид 0,6 0,2 0,1 0 пентаНатрийтрифосфат 2 1,3 0,5 0 диНатрий карбонат 2 1 0,3 35-(4-Нонилфенокси)-3,6,9,12,15,18,21,24,27,30,33-ундекаоксапента-триаконтан-1-ол 2 1 0,1 0 диНатрий метасиликат 1,5 1 0,1 0 Аммоний дигидрофосфат 71 76 81 86 диАммонийгидрофосфат 7,9 8,5 9 9,5 Дигидро(этилендинитрило)тетраацетат динатрия 4 4 2 0 Вода 1 1 0 0 Аминометиленфосфонатный комплексон 0 0 0 0 Этан-1,2-диол 0 0 0 0 альфа,альфа',альфа"-1,2,3-Пропантриилтрис[омега-гидроксиполи[окси(метил-1,2-этандиил)окси-1,2-этандиил]] 0 0 0 0 Полимер 1,2-эпоксиэтана с 1,2-эпоксипропаном 0 0 0 0 Продукт конденсации акилтриметиламиния хлорида с маслом талловым легким 2 2 3 2 Продукт реакции таллового масла с тетраэтиленпен-тамином, ацетат 1 1 2 1 17-(4-Нонилфенокси)-3,6,9,12,15-пентаоксагептадекан-1-ол 1 1 0,9 1 Полимерные алкоксилаты (модифицированный продукт конденсации на основе нонилфенола) 0 0 0 0 Полиэфир простой 4202 0 0 0 4 (2R,3R,4S,5S,6R)-2-[(2S,3S,4S,5R)-3,4-дигидрокси-2,5-бис(гидроксиметил)-оксолан-2-ил]окси-6-(гидроксиметил)оксан-3,4,5-триол 0 0 0 0 Эффективность предотвращения коррозии Коррозия (потеря веса, %) 0,006 0,005 0,003 0,010 0,062

Потеря веса от коррозии в присутствии заявляемого состава составила 0,003%, тогда как в присутствии ингибитора-прототипа 0,062%. Эффективность заявляемого состава выше в 20 раз.

Испытания защитного действия заявляемой композиции в качестве ингибитора образования высоковязкой эмульсии проводились в лабораторных условиях на искусственной эмульсии. Искусственную эмульсию 40% обводненности готовили из модели минерализованной воды и модели нефти. Ингибирующий состав растворяли в концентрации 2 мг состава на 1 литр эмульсии. Испытываемый состав в составе эмульсии встряхивали на лабораторном встряхивателе Вагнера в течение 30 мин при комнатной температуре. Затем термостатировали при 40°C в течение 2 ч и измеряли количество свободно выделившейся воды.

Определение содержания остаточной воды в нефти проводили в соответствии с ГОСТ 14870-77 методом Дина-Старка.

Результаты сравнительных испытаний представлены в таблице 5.

Таблица 5

Предлагаемый состав, компоненты, % 1 2 3 4 5 6 7 [Нитрилотрис(метилен)]трис-фосфоновая кислота 1 1 1 1 Для известного состава по прототипу Натрий гидроксид 6 8 10 13 пентаНатрийтрифосфат 16 20 23 25 диНатрий карбонат 25 37 43 46 35-(4-нонилфенокси)-3,6,9,12,15,18,21,24,27,30,33-ундекаоксапента-триаконтан-1-ол 1 1 2 2 диНатрий метасиликат 6 8 10 12 Аммоний дигидрофосфат 30 15 1,8 0 диАммонийгидрофосфат 4 2 0,2 0 Дигидро(этилендинитрило)тетраацетат динатрия 8 3 2 0 Вода 0 1 0 1 Аминометиленфосфонатный комплексон 0 0 0 0 Этан-1,2-диол 0 0 0 0 альфа,альфа',альфа"-1,2,3-Пропантриилтрис[омега-гидроксиполи[окси(метил-1,2-этандиил)окси-1,2-этандиил]] 0 0 0 0 Полимер 1,2-эпоксиэтана с 1,2-эпоксипропаном 0 0 0 0 Продукт конденсации акилтриметиламиния хлорида с маслом талловым легким 0 0 0 0 Продукт реакции таллового масла с тетраэтиленпен-тамином, ацетат 0 0 0 0 17-(4-Нонилфенокси)-3,6,9,12,15-пентаоксагептадекан-1-ол 0 0 0 0 Полимерные алкоксилаты (модифицированный продукт конденсации на основе нонилфенола) 1 2 3 0 Полиэфир простой 4202 2 2 4 0 (2R,3R,4S,5S,6R)-2-[(2S,3S,4S,5R)-3,4-дигидрокси-2,5-бис(гидроксиметил)-оксолан-2-ил]окси-6-(гидроксиметил)оксан-3,4,5-триол 0 0 0 0 Эффективность предотвращения образования высоковязкой эмульсии Деэмульгирующая эффективность, %, через 15 мин 50 55 68 43 0 30 мин 62 68 85 58 0 60 мин 70 75 95 66 0

Предотвращение образования высоковязкой эмульсии в присутствии заявляемого состава составляет 43-95%, тогда как в присутствии ингибитора-прототипа этого эффекта не наблюдается вообще.

Таким образом, решения, используемые в изобретении, позволяют создать и подобрать универсальный состав химического реагента, направленный на предотвращение коррозии, солеотложений, отложения АСПО и образования эмульсии в нефтяных скважинах и трубопроводах и тем самым обеспечивают достижение технического результата.

Группа изобретений относится к области нефтедобычи. Технический результат - предотвращение коррозии, солеотложений, асфальтосмолопарафиновых отложения АСПО и образования эмульсии в нефтяных скважинах и трубопроводах. Способ химической обработки нефтедобывающих скважин и трубопроводов включает предварительный анализ технико-технологических параметров нефтедобывающих скважин и трубопроводов с выявлением наиболее вероятных осложнений при эксплуатации, подбор состава реагента для химической обработки нефтедобывающих скважин и трубопроводов на основе полученных данных и добавление указанного реагента в добываемую жидкость. Реагент для химической обработки нефтедобывающих скважин и трубопроводов содержит основные компоненты, мас.%: [нитрилотрис(метилен)]трис-фосфоновая кислота 1-90; натрий гидроксид 0,1-10; пентанатрийтрифосфат 0,5-23; динатрий карбонат 0,3-43; 35-(4-нонилфенокси)-3,6,9,12,15,18,21,24,27,30,33-ундекаоксапента-триаконтан-1-ол 0,1-2; динатрий метасиликат 0,1-10; аммоний дигидрофосфат 1,8-81; диаммонийгидрофосфат 0,2-9; дигидро(этилендинитрило)тетраацетат динатрия 2-90; вода - до 100 и дополнительные компоненты, применяемые для предотвращения выявленных наиболее вероятных осложнений при эксплуатации. При выявленных асфальтосмолопарафиновых отложениях АСПО реагент содержит, мас.%: альфа,альфа',альфа"-1,2,3-пропантриилтрис[омега-гидроксиполи [окси(метил-1,2-этандиил)окси-1,2-этандиил]] до 3; полимер 1,2-эпоксиэтана с 1,2-эпоксипропаном до 3. При выявленных отложениях солей кальция реагент содержит, мас.%: аминометиленфосфонатный комплексон до 1; этан-1,2-диол до 0,5. При выявленных отложениях солей бария реагент содержит, мас.%: продукт конденсации алкилтриметиламиния хлорида с маслом талловым легким 0,2-0,4; продукт реакции талового масла с тетраэтиленпентамином, ацетат 0,2-0,4; (2R,3R,4S,5S,6R)-2-[(2S,3S,4S,5R)-3,4-дигидрокси-2,5-бис(гидро-ксиметил)-оксолан-2-ил]окси-6-(гидроксиметил)оксан-3,4,5-триол до 10. При выявленной коррозии реагент содержит, мас.%: продукт конденсации алкилтриметиламиния хлорида с маслом талловым легким 1-3; продукт реакции талового масла с тетраэтиленпентамином, ацетат 1-2; 17-(4-нонилфенокси)-3,6,9,12,15-пентаоксагептадекан-1-ол до 1. При выявленном образовании высоковязкой эмульсии реагент содержит, мас.%: полимерные алкоксилаты - модифицированный продукт конденсации на основе нонилфенола до 3; полиэфир простой 4202 до 4. 2 н.п. ф-лы, 5 табл.

1. Способ химической обработки нефтедобывающих скважин и трубопроводов, включающий

предварительный анализ технико-технологических параметров нефтедобывающих скважин и трубопроводов с выявлением наиболее вероятных осложнений при эксплуатации,

подбор состава реагента для химической обработки нефтедобывающих скважин и трубопроводов на основе полученных данных и

добавление указанного реагента в добываемую жидкость,

отличающийся тем, что реагент для химической обработки нефтедобывающих скважин и трубопроводов содержит основные компоненты, мас.%:

[нитрилотрис(метилен)]трис-фосфоновая кислота 1-90 натрий гидроксид 0,1-10 пентанатрийтрифосфат 0,5-23 динатрий карбонат 0,3-43 35-(4-нонилфенокси)-3,6,9,12,15,18,21,24,27,30,33- ундекаоксапента-триаконтан-1-ол 0,1-2 динатрий метасиликат 0,1-10 аммоний дигидрофосфат 1,8-81 диаммонийгидрофосфат 0,2-9 дигидро(этилендинитрило)тетраацетат динатрия 2-90 вода до 100

и дополнительные компоненты, применяемые для предотвращения выявленных наиболее вероятных осложнений при эксплуатации:

при выявленных асфальтосмолопарафиновых отложениях АСПО реагент содержит, мас.%: альфа,альфа',альфа''-1,2,3-пропантриилтрис[омега-гидроксиполи [окси(метил-1,2-этандиил)окси-1,2-этандиил]] до 3; полимер 1,2-эпоксиэтана с 1,2-эпоксипропаном до 3,

при выявленных отложениях солей кальция реагент содержит, мас.%: аминометиленфосфонатный комплексон до 1; этан-1,2-диол до 0,5,

при выявленных отложениях солей бария реагент содержит, мас.%: продукт конденсации алкилтриметиламиния хлорида с маслом талловым легким 0,2-0,4; продукт реакции талового масла с тетраэтиленпентамином, ацетат 0,2-0,4; (2R,3R,4S,5S,6R)-2-[(2S,3S,4S,5R)-3,4-дигидрокси-2,5-бис(гидроксиметил)-оксолан-2-ил]окси-6-(гидроксиметил)оксан-3,4,5-триол до 10,

при выявленной коррозии реагент содержит, мас.%: продукт конденсации алкилтриметиламиния хлорида с маслом талловым легким 1-3; продукт реакции талового масла с тетраэтиленпентамином, ацетат 1-2; 17-(4-нонилфенокси)-3,6,9,12,15-пентаоксагептадекан-1-ол до 1,

при выявленном образовании высоковязкой эмульсии реагент содержит, мас.%: полимерные алкоксилаты - модифицированный продукт конденсации на основе нонилфенола до 3; полиэфир простой 4202 до 4.

2. Основа реагента для химической обработки нефтедобывающих скважин и трубопроводов, дополнительные компоненты которого подобраны на основе выявленных наиболее вероятных осложнений при эксплуатации, содержит, мас.%:

[нитрилотрис(метилен)]трис-фосфоновая кислота 1-90 натрий гидроксид 0,1-10 пентанатрийтрифосфат 0,5-23 динатрий карбонат 0,3-43 35-(4-нонилфенокси)-3,6,9,12,15,18,21,24,27,30,33- ундекаоксапента-триаконтан-1-ол 0,1-2 динатрий метасиликат 0,1-10 аммоний дигидрофосфат 1,8-81 диаммонийгидрофосфат 0,2-9 дигидро(этилендинитрило)тетраацетат динатрия 2-90 вода до 100