RU2659055C1 - Method of production and usage of long-term active reagents for protection of extracting oil wells and associated technological equipment from corrosion and scale - Google Patents
Method of production and usage of long-term active reagents for protection of extracting oil wells and associated technological equipment from corrosion and scale Download PDFInfo
- Publication number
- RU2659055C1 RU2659055C1 RU2017133437A RU2017133437A RU2659055C1 RU 2659055 C1 RU2659055 C1 RU 2659055C1 RU 2017133437 A RU2017133437 A RU 2017133437A RU 2017133437 A RU2017133437 A RU 2017133437A RU 2659055 C1 RU2659055 C1 RU 2659055C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- corrosion
- regulator
- scaling
- inhibitor
- oil
- Prior art date
Links
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 title claims abstract description 45
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 title claims abstract description 45
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims abstract description 15
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 33
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title abstract description 11
- 239000012042 active reagent Substances 0.000 title 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 title 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 44
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 33
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 32
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 27
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 20
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000008187 granular material Substances 0.000 claims abstract description 10
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 8
- 238000011068 loading method Methods 0.000 claims abstract description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 29
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 20
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims description 18
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 18
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 claims description 18
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 14
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 13
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 12
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 12
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 12
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 12
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 9
- -1 monoethanolamine hydrochloride monoethanolamine carbonate Chemical compound 0.000 claims description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 8
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 claims description 7
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 7
- 239000004584 polyacrylic acid Substances 0.000 claims description 7
- BAERPNBPLZWCES-UHFFFAOYSA-N (2-hydroxy-1-phosphonoethyl)phosphonic acid Chemical compound OCC(P(O)(O)=O)P(O)(O)=O BAERPNBPLZWCES-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- QVQLCTNNEUAWMS-UHFFFAOYSA-N barium oxide Chemical compound [Ba]=O QVQLCTNNEUAWMS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 6
- 150000003009 phosphonic acids Chemical class 0.000 claims description 6
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 claims description 6
- 150000003751 zinc Chemical class 0.000 claims description 6
- VVLAIYIMMFWRFW-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxyethylazanium;acetate Chemical compound CC(O)=O.NCCO VVLAIYIMMFWRFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 108010010803 Gelatin Proteins 0.000 claims description 5
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims description 5
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 claims description 5
- 229940071106 ethylenediaminetetraacetate Drugs 0.000 claims description 5
- 229920000159 gelatin Polymers 0.000 claims description 5
- 239000008273 gelatin Substances 0.000 claims description 5
- 235000019322 gelatine Nutrition 0.000 claims description 5
- 235000011852 gelatine desserts Nutrition 0.000 claims description 5
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 5
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 claims description 5
- MHZGKXUYDGKKIU-UHFFFAOYSA-N Decylamine Chemical compound CCCCCCCCCCN MHZGKXUYDGKKIU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000004985 diamines Chemical class 0.000 claims description 4
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 4
- 238000000465 moulding Methods 0.000 claims description 4
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 4
- 159000000001 potassium salts Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000003760 tallow Substances 0.000 claims description 4
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000011701 zinc Substances 0.000 claims description 4
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 3
- ZGTMUACCHSMWAC-UHFFFAOYSA-L EDTA disodium salt (anhydrous) Chemical compound [Na+].[Na+].OC(=O)CN(CC([O-])=O)CCN(CC(O)=O)CC([O-])=O ZGTMUACCHSMWAC-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 claims description 3
- 235000019482 Palm oil Nutrition 0.000 claims description 3
- 229920002845 Poly(methacrylic acid) Polymers 0.000 claims description 3
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 claims description 3
- 235000019484 Rapeseed oil Nutrition 0.000 claims description 3
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 3
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910000004 White lead Inorganic materials 0.000 claims description 3
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- FMRLDPWIRHBCCC-UHFFFAOYSA-L Zinc carbonate Chemical compound [Zn+2].[O-]C([O-])=O FMRLDPWIRHBCCC-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 150000001253 acrylic acids Chemical class 0.000 claims description 3
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- AYJRCSIUFZENHW-DEQYMQKBSA-L barium(2+);oxomethanediolate Chemical compound [Ba+2].[O-][14C]([O-])=O AYJRCSIUFZENHW-DEQYMQKBSA-L 0.000 claims description 3
- 235000012216 bentonite Nutrition 0.000 claims description 3
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 claims description 3
- 235000014633 carbohydrates Nutrition 0.000 claims description 3
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 claims description 3
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 claims description 3
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 claims description 3
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 claims description 3
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 claims description 3
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 claims description 3
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 claims description 3
- 229910000464 lead oxide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 claims description 3
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 claims description 3
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 claims description 3
- YEXPOXQUZXUXJW-UHFFFAOYSA-N oxolead Chemical compound [Pb]=O YEXPOXQUZXUXJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000002540 palm oil Substances 0.000 claims description 3
- 150000003016 phosphoric acids Chemical class 0.000 claims description 3
- 125000005624 silicic acid group Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims description 3
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 3
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 claims description 3
- 239000000454 talc Substances 0.000 claims description 3
- 229910052623 talc Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000010936 titanium Substances 0.000 claims description 3
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000004408 titanium dioxide Substances 0.000 claims description 3
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 3
- 239000011667 zinc carbonate Substances 0.000 claims description 3
- 235000004416 zinc carbonate Nutrition 0.000 claims description 3
- 229910000010 zinc carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- NWONKYPBYAMBJT-UHFFFAOYSA-L zinc sulfate Chemical compound [Zn+2].[O-]S([O-])(=O)=O NWONKYPBYAMBJT-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 229960001763 zinc sulfate Drugs 0.000 claims description 3
- 229910000368 zinc sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 2
- GLULCKCBVYGUDD-UHFFFAOYSA-N 2-phosphonobutane-1,1,1-tricarboxylic acid Chemical compound CCC(P(O)(O)=O)C(C(O)=O)(C(O)=O)C(O)=O GLULCKCBVYGUDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- NFVZIERLAZUYBQ-UHFFFAOYSA-N [K].[Zn] Chemical class [K].[Zn] NFVZIERLAZUYBQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 17
- 239000000047 product Substances 0.000 description 17
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 11
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000002585 base Substances 0.000 description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 235000019441 ethanol Nutrition 0.000 description 6
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 5
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 4
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 4
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 3
- 239000011257 shell material Substances 0.000 description 3
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241001676573 Minium Species 0.000 description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229920001807 Urea-formaldehyde Polymers 0.000 description 2
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012445 acidic reagent Substances 0.000 description 2
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- JBKVHLHDHHXQEQ-UHFFFAOYSA-N epsilon-caprolactam Chemical compound O=C1CCCCCN1 JBKVHLHDHHXQEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 2
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 2
- MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N imidazoline Chemical compound C1CN=CN1 MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ODGAOXROABLFNM-UHFFFAOYSA-N polynoxylin Chemical compound O=C.NC(N)=O ODGAOXROABLFNM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-N succinic acid Chemical compound OC(=O)CCC(O)=O KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 description 2
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 2
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 description 2
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 2
- JKNCOURZONDCGV-UHFFFAOYSA-N 2-(dimethylamino)ethyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CN(C)CCOC(=O)C(C)=C JKNCOURZONDCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SZHQPBJEOCHCKM-UHFFFAOYSA-N 2-phosphonobutane-1,2,4-tricarboxylic acid Chemical compound OC(=O)CCC(P(O)(O)=O)(C(O)=O)CC(O)=O SZHQPBJEOCHCKM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N Disodium Chemical class [Na][Na] QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 102000006835 Lamins Human genes 0.000 description 1
- 108010047294 Lamins Proteins 0.000 description 1
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 1
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UCUJUFDOQOJLBE-UHFFFAOYSA-N [Cl].[Ca] Chemical compound [Cl].[Ca] UCUJUFDOQOJLBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002775 capsule Substances 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- RMKNCYHVESPYFD-UHFFFAOYSA-N decan-1-amine;hydrochloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCC[NH3+] RMKNCYHVESPYFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- IIRVGTWONXBBAW-UHFFFAOYSA-M disodium;dioxido(oxo)phosphanium Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][P+]([O-])=O IIRVGTWONXBBAW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000000840 electrochemical analysis Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000007046 ethoxylation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical compound C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011346 highly viscous material Substances 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 210000005053 lamin Anatomy 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000004014 plasticizer Substances 0.000 description 1
- 229920000371 poly(diallyldimethylammonium chloride) polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229920000223 polyglycerol Polymers 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 1
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- HNJBEVLQSNELDL-UHFFFAOYSA-N pyrrolidin-2-one Chemical compound O=C1CCCN1 HNJBEVLQSNELDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- GCLGEJMYGQKIIW-UHFFFAOYSA-H sodium hexametaphosphate Chemical compound [Na]OP1(=O)OP(=O)(O[Na])OP(=O)(O[Na])OP(=O)(O[Na])OP(=O)(O[Na])OP(=O)(O[Na])O1 GCLGEJMYGQKIIW-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 235000019982 sodium hexametaphosphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000001488 sodium phosphate Substances 0.000 description 1
- 229910000162 sodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L sodium sulphate Substances [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 235000019832 sodium triphosphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000008247 solid mixture Substances 0.000 description 1
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000008400 supply water Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000001577 tetrasodium phosphonato phosphate Substances 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- UNXRWKVEANCORM-UHFFFAOYSA-I triphosphate(5-) Chemical compound [O-]P([O-])(=O)OP([O-])(=O)OP([O-])([O-])=O UNXRWKVEANCORM-UHFFFAOYSA-I 0.000 description 1
- RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K trisodium phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])([O-])=O RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
- C23F—NON-MECHANICAL REMOVAL OF METALLIC MATERIAL FROM SURFACE; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL; MULTI-STEP PROCESSES FOR SURFACE TREATMENT OF METALLIC MATERIAL INVOLVING AT LEAST ONE PROCESS PROVIDED FOR IN CLASS C23 AND AT LEAST ONE PROCESS COVERED BY SUBCLASS C21D OR C22F OR CLASS C25
- C23F11/00—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent
- C23F11/08—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent in other liquids
- C23F11/10—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent in other liquids using organic inhibitors
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Metallurgy (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области неорганической и полимерной химии, а более конкретно, к области защиты нефтедобывающей скважины и сопряженного оборудования от солеотложения и коррозии, в частности, к способам получения реагентов, обеспечивающих надежную защиту в течение длительного (более одного года) интервала времени в средах, содержащих сульфаты и карбонаты щелочных и щелочно-земельных металлов, растворенный сероводород или/и углекислый газ, и может быть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности.The invention relates to the field of inorganic and polymer chemistry, and more specifically, to the field of protection of an oil well and associated equipment from scaling and corrosion, in particular, to methods for producing reagents providing reliable protection for a long (more than one year) time interval in media, containing sulfates and carbonates of alkali and alkaline earth metals, dissolved hydrogen sulfide and / or carbon dioxide, and can be used in the oil and oil refining industries.
Уровень техникиState of the art
В предшествующем уровне техники широко известно, что для эффективной работы нефтедобывающей скважины необходимо использование специальных реагентов, препятствующих образованию отложений солей и предотвращающих коррозию металлических поверхностей самой скважины и сопряженного оборудования. Для этих целей реализовано несколько способов, из которых наибольшее распространение получили жидкие реагенты для перманентного дозирования в нижнюю зону скважины, например, состав для ингибирования солеотложений при добыче нефти, описанный в патенте РФ RU 2307798 С1, опубл. 10.10.2007 Бюл. №28. Такие жидкие реагенты уносятся потоком добываемого флюида и обеспечивают защиту скважины от солеотложения и коррозии. Данная технология достаточно эффективна для высокорентабельных скважин, скважин в доступных местах расположения и с развитой системой энергетического сопровождения. Для труднодоступных скважин ряда месторождений, скважин, расположенных в климатических зонах с низкими среднегодовыми температурами, использование дозирующего оборудования и поддержка его работоспособности персоналом становятся предметом выбора.In the prior art it is widely known that for the effective operation of an oil well it is necessary to use special reagents that prevent the formation of salt deposits and prevent corrosion of the metal surfaces of the well itself and associated equipment. For these purposes, several methods have been implemented, of which the most widely used liquid reagents for permanent dosing in the lower zone of the well, for example, a composition for inhibiting scaling during oil production, described in RF patent RU 2307798 C1, publ. 10/10/2007 Bull. No. 28. Such liquid reagents are carried away by the flow of produced fluid and provide protection of the well from scaling and corrosion. This technology is quite effective for highly profitable wells, wells in accessible locations and with a developed energy support system. For hard-to-reach wells of a number of fields, wells located in climatic zones with low average annual temperatures, the use of dosing equipment and the maintenance of its operability by personnel become the subject of choice.
Решением для подобных случаев могло бы стать использование реагентов длительного действия не требующих специального дозирующего оборудования. В настоящее время известны основы ингибиторов коррозии и солеотложения, проявляющие высокую эффективность при очень низких концентрациях (дозировках) на основе олигомерных, полимерных и неполимерных соединений (см. патенты RU 2518034 С2, 10.04.2014, US 8372336 В2, 12.02.2013). Несмотря на это, относительно высокая растворимость этих реагентов в добываемом флюиде не позволяет проявлять эффективность в течение длительного интервала времени, в частности одного года и более, в результате чего требуется их постоянное дозирование.The solution for such cases could be the use of long-acting reagents that do not require special metering equipment. Currently, the basics of corrosion and scaling inhibitors are known, which are highly effective at very low concentrations (dosages) based on oligomeric, polymer and non-polymer compounds (see patents RU 2518034 C2, 04/10/2014, US 8372336 B2, 02/12/2013). Despite this, the relatively high solubility of these reagents in the produced fluid does not allow to be effective for a long time interval, in particular one year or more, as a result of which constant dosing is required.
Известен способ увеличения срока эффективной работоспособности добывающей скважины защитой от солеотложения, осуществляемый закачкой в пласт смесей растворов ингибиторов на основе полимерных и неполимерных соединений, содержащих предпочтительно поличетвертичные амины и поли-(диметиламино-со-эпихлоргидрин) или поли-(диаллилдиметиламмония хлорид) (пат. США US 5181567, 26.06.1993). Недостатками данного способа являются высокие расходы реагентов, сложность обработки скважины с целью фиксации реагента в пласте, относительно короткие сроки, менее года, защиты скважины.There is a method of increasing the effective working life of a producing well by protection against scaling, carried out by injecting into the reservoir mixtures of inhibitor solutions based on polymer and non-polymer compounds, preferably containing polyquaternary amines and poly- (dimethylamino-co-epichlorohydrin) or poly- (diallyldimethylammonium chloride) (US Pat. U.S. US 5181567, 06/26/1993). The disadvantages of this method are the high cost of reagents, the complexity of processing the well in order to fix the reagent in the reservoir, relatively short periods, less than a year, of protecting the well.
Увеличение сроков защитного эффекта от применяемых ингибиторов предложено применением капсулированных продуктов за счет создания полупроницаемой мембраны из полимерных материалов как описано в патенте США US 7179485 В1 от 20.02.2007 г. Полимерная оболочка может быть использована в качестве удерживающего ингибитор резервуара, позволяя контролировать, удерживать и постепенно высвобождать находящиеся внутри капсулы основы ингибиторов. Данное техническое решение для реализации в промышленном масштабе требует специфического оборудования, производство многостадийно, а получаемые продукты имеют невысокую механическую прочность. Существенной особенностью продуктов, заключенных в мембранные оболочки, является высокое содержание вспомогательных материалов (материал оболочки, компатибилизаторы, пластификаторы, утяжелители) что, как следствие, ведет к занижению содержания основных веществ - основ ингибиторов, непропорциональному увеличение требуемых на длительные сроки зашиты загрузок продуктов в скважину.An extension of the protective effect of the inhibitors used is proposed by the use of encapsulated products by creating a semi-permeable membrane of polymeric materials as described in US patent US 7179485 B1 dated 02.20.2007. The polymer shell can be used as a reservoir holding the inhibitor, allowing you to control, hold and gradually release the inhibitor base within the capsule. This technical solution for implementation on an industrial scale requires specific equipment, the production is multi-stage, and the resulting products have low mechanical strength. An essential feature of products enclosed in membrane shells is the high content of auxiliary materials (shell material, compatibilizers, plasticizers, weighting agents), which, as a result, leads to an underestimation of the content of the main substances - the basis of inhibitors, a disproportionate increase in the loading of products into the well required for a long time .
В ряде патентов описано использование коацерватов в качестве способа создания длительно действующих ингибиторов с полимерной оболочкой на границе несмешивающихся фаз, в частности удерживающего коацерваты сольвента и дисперсной фазы в виде капель высококонцентрированного ингибитора. Получаемые таким образом продукты представляют собой жидкие дисперсии капель ингибиторов, окруженные мембраной осажденного на их поверхности полимера в сольвенте. При этом содержание ингибитора в пересчете на единицу массы в таких продуктах вследствие технологических особенностей, связанных с разбавлением осаждающим раствором, обычно не превышает половинного количества. Мембранные оболочки коацерватов, получаемых по этому способу, характеризуются невысокой механической прочностью, и наблюдается неконтролируемый волнообразный вынос ингибитора во флюид и быстрому расходу ингибитора.A number of patents describe the use of coacervates as a method of creating long-acting inhibitors with a polymer shell at the interface of immiscible phases, in particular, a coacervate-retaining solvent and a dispersed phase in the form of drops of a highly concentrated inhibitor. The products thus obtained are liquid dispersions of droplets of inhibitors surrounded by a membrane of a polymer deposited on their surface in solvent. Moreover, the content of the inhibitor in terms of unit mass in such products due to technological features associated with dilution by a precipitating solution, usually does not exceed half. The membrane shells of the coacervates obtained by this method are characterized by low mechanical strength, and an uncontrolled wave-like transfer of the inhibitor to the fluid and a fast consumption of the inhibitor are observed.
Известен способ получения реагента, раскрытый в патенте RU 2244805 С1, опубл. 20.01.2005 г., заключающийся в получении и использовании составов твердого агрегатного состояния, предназначенных для предотвращения осаждения неорганических солей и сульфида железа в скважинах, промысловой системе сбора и транспорта нефти, а также в заводняемых нефтяных пластах при вторичной добыче нефти. Техническим результатом данного изобретения является повышение эффективности предотвращения отложений неорганических солей и сульфида железа в любых скважинных условиях, в том числе, при наличии сульфатовосстанавливающих бактерий в пласте и серы в добываемых флюидах за счет увеличения степени предотвращения указанных отложений, обеспечении равномерного выноса активной основы, исключения образования вторичных осадков в условиях меняющейся минерализации пластовых флюидов при одновременном сохранении защитного эффекта от коррозии. Твердый состав для предотвращения отложений неорганических солей и сульфида железа при добыче и транспортировке нефти, включающий органический кислотный реагент и кубовые остатки производства аминов С17-С20 (КОПА), в качестве органического кислотного реагента содержит сульфаминовую кислоту (СК) при следующем соотношении компонентов, мас. %: СК 20-70, КОПА остальное или смесь СК с нитрилотриметилфосфоновой кислотой при следующем соотношении компонентов, мас. %: СК 10-40, нитрилотриметилфосфоновая кислота 25-70, КОПА - остальное. Получаемый по этому способу твердый реагент помещается в перфорированный контейнер и опускается в скважину, где под действием водонефтяной эмульсии разлагается с высвобождением активных в предотвращении отложений неорганических солей и сульфида железа компонентов. Использование этого технического решения позволяет увеличить межремонтных пробег не менее чем в три раза. К недостаткам данного изобретения относится низкая плотность твердого реагента, что ведет к необходимости его использования только в виде гранул, загружаемых в специальный перфорированный контейнер, и, как следствие, ограничивает его количества и сроки эффективной защиты скважины.A known method of producing a reagent disclosed in patent RU 2244805 C1, publ. 01/20/2005, which consists in the preparation and use of solid state formulations designed to prevent the deposition of inorganic salts and iron sulfide in wells, the field system for collecting and transporting oil, as well as in flooded oil reservoirs during secondary oil production. The technical result of this invention is to increase the effectiveness of preventing deposits of inorganic salts and iron sulfide in any well conditions, including in the presence of sulfate-reducing bacteria in the formation and sulfur in produced fluids by increasing the degree of prevention of these deposits, ensuring uniform removal of the active base, eliminating the formation secondary sediment in a changing mineralization of formation fluids while maintaining a protective effect against corrosion . The solid composition for preventing deposits of inorganic salts and iron sulfide during oil production and transportation, including organic acid reagent and bottoms from the production of C17-C20 amines (KOPA), contains sulfamic acid (SC) as an organic acid reagent in the following ratio, wt. %: SK 20-70, KOPA the rest or a mixture of SK with nitrilotrimethylphosphonic acid in the following ratio of components, wt. %: SK 10-40, nitrilotrimethylphosphonic acid 25-70, KOPA - the rest. The solid reagent obtained by this method is placed in a perforated container and lowered into a well, where it decomposes under the action of a water-oil emulsion with the release of components that are active in preventing deposits of inorganic salts and iron sulfide. The use of this technical solution allows to increase the overhaul mileage by at least three times. The disadvantages of this invention include the low density of the solid reagent, which leads to the need for its use only in the form of granules loaded in a special perforated container, and, as a result, limits its quantity and the time of effective protection of the well.
Наиболее близким по своей сущности и достигаемому техническому результату является способ получения реагента для защиты нефтедобывающей скважины и сопряженного оборудования от солеотложения и коррозии, раскрытый в патенте RU 2504571 С2, 20.01.2014, заключающийся в том, что осуществляют защиту нефтедобывающей скважины и сопряженного оборудования от солеотложения и коррозии, при помощи химического взаимодействия веществ: ингибитора коррозии, ингибитора солеотложения с добавлением сольвента, при этом используют состав для предотвращения гидратных, солевых отложений и коррозии, включающий поверхностно-активное вещество, спирт и минерализованную воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит полимер: сополимер пирролидона или капролактама, терполимер на основе N-винил-2-пиролидона, полиакриламид, гипан, полипропиленгликоль, полиоксипропиленполиол, диметиламиноэтилметакрилат, простой эфир марки Лапрол, гидроксиэтилцеллюлозу; ингибитор солеотложений: замещенную аминополикарбоновую или фосфоновую кислоту, двунатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты и натриевую соль аминометиленфосфоновой кислоты, гексаметафосфат или триполифосфат натрия, хлорид или нитрат аммония; спирт в виде смеси формалина, или уротропина, или карбамидоформальдегидного концентрата-КФК: одноатомный спирт С1-С4, кубовые остатки производства бутиловых спиртов методом оксосинтеза, эфироальдегидную фракцию - побочный продукт при ректификации этилового спирта; двухатомный спирт С1-С3, низкомолекулярный полиэтиленгликоль и полигликоль марки Гликойл-1; многоатомный спирт: глицерин или продукт его содержащий - полиглицерин в объемном соотношении от 1:4-1. К недостаткам данного изобретения можно отнести необходимость постоянного поддержания эффективной концентрации компонентов, заключающаяся в перманентном дозировании реагента, а также применение больших количеств токсичных формальдегид-содержащих компонентов.The closest in essence and the technical result achieved is a method for producing a reagent for protecting an oil well and associated equipment from scaling and corrosion, disclosed in patent RU 2504571 C2, 01/20/2014, which consists in protecting the oil producing well and associated equipment from scaling and corrosion, through the chemical interaction of substances: a corrosion inhibitor, a scale inhibitor with the addition of solvent, while using a composition to prevent hydration salt and corrosion, including a surfactant, alcohol and mineralized water, characterized in that it further comprises a polymer: a copolymer of pyrrolidone or caprolactam, a terpolymer based on N-vinyl-2-pyrolidone, polyacrylamide, hypane, polypropylene glycol, polyoxypropylene polyol , dimethylaminoethyl methacrylate, Laprol ether, hydroxyethyl cellulose; scale inhibitor: substituted aminopolycarboxylic or phosphonic acid, disodium salt of ethylenediaminetetraacetic acid and sodium salt of aminomethylene phosphonic acid, sodium hexametaphosphate or tripolyphosphate, ammonium chloride or nitrate; alcohol in the form of a mixture of formalin, or urotropine, or urea-formaldehyde concentrate-KFK: monohydroxy alcohol C1-C4, bottoms from the production of butyl alcohols by oxosynthesis, the ether-aldehyde fraction is a by-product of ethyl alcohol rectification; C1-C3 dihydric alcohol, low molecular weight polyethylene glycol and polyglycol Glycoil-1; polyhydric alcohol: glycerin or a product containing it - polyglycerol in a volume ratio of 1: 4-1. The disadvantages of this invention include the need to constantly maintain an effective concentration of the components, which consists in the permanent dosing of the reagent, as well as the use of large quantities of toxic formaldehyde-containing components.
Существенным отличием заявляемого способа от прототипа является использование полимерных и олигомерных компонентов, способствующих в результате химического взаимодействия с другими компонентами реакционной смеси в сочетании с неорганическими веществами с высокой плотностью получить твердый реагент, с высокими эксплуатационными характеристиками по защите от солеотложения и коррозии, плотности, удобный к применению в виде гранул, загружаемых в зумпф или перфорированный контейнер, и обеспечивают работу скважины в длительный, более года, интервал времени.A significant difference of the proposed method from the prototype is the use of polymer and oligomeric components, which, as a result of chemical interaction with other components of the reaction mixture in combination with inorganic substances with high density, obtain a solid reagent with high performance characteristics against scaling and corrosion, density, convenient to application in the form of granules loaded into a sump or perforated container, and ensure well operation in a long, more than ode, time interval.
Раскрытие изобретенияDisclosure of invention
Технической проблемой изобретения является создание способа получения и применения реагента для защиты нефтедобывающей скважины и сопряженного оборудования от солеотложения и коррозии, в частности, к способам получения реагентов, обеспечивающих надежную защиту от солеотложения и коррозии в течение длительного (более одного года), интервала времени.The technical problem of the invention is to provide a method for producing and using a reagent for protecting an oil well and associated equipment from scaling and corrosion, in particular, to methods for producing reagents providing reliable protection from scaling and corrosion for a long (more than one year) time interval.
Поставленная проблема решается за счет того, что в способе получения и применения реагента для защиты нефтедобывающей скважины и сопряженного оборудования от солеотложения и коррозии, осуществляют загрузку в смеситель следующих компонентов смеси: ингибитор коррозии, ингибитор солеотложения, регулятор кислотности, регулятор скорости высвобождения ингибиторов, регулятор удельного веса с добавлением или без добавления сольвента при следующим соотношением компонентов, мас. %:The problem is solved due to the fact that in the method of obtaining and using a reagent to protect the oil well and associated equipment from scaling and corrosion, the following mixture components are loaded into the mixer: corrosion inhibitor, scaling inhibitor, acidity regulator, inhibitor release rate regulator, specific weight with or without added solvent in the following ratio of components, wt. %:
основа ингибитора коррозии 15-40corrosion inhibitor base 15-40
основа ингибитора солеотложения 20-50Scale Inhibitor Base 20-50
регулятор кислотности 10-20acidity regulator 10-20
регулятор скорости высвобождения ингибиторов 1-10inhibitor release rate regulator 1-10
регулятор удельного веса 10-30 сольвент остальное, получая массу, которую формуют в черенки, гранулы или крошку, сушат от избыточного содержания летучих соединений, далее измельчают, получая, таким образом, товарную форму реагента для дальнейшего применения.the specific gravity regulator is 10-30 solvent, the rest is obtained by mass, which is molded into cuttings, granules or crumbs, dried from the excessive content of volatile compounds, then crushed, thus obtaining a commodity form of the reagent for further use.
В качестве основы ингибитора солеотложения предпочтительно используют комплексоны из ряда аминополикарбоксилатов и фосфоновые кислоты и их соли и комплексы, в частности этилендиаминтетраацетат и этилендиаминтетраацетата динатриевая соль, оксиэтилидендифосфоновая кислота и ее натриевая, калиевая соли, кальциевый, цинковый комплексы, и их смеси, фосфонобутантрикарбоновая кислота и ее натриевая, калиевая соли, кальциевый, цинковый комплексы и их смеси.Complexes of the aminopolycarboxylates and phosphonic acids and their salts and complexes, in particular ethylenediaminetetraacetate and ethylenediaminetetraacetate disodium salt, hydroxyethylidene diphosphonic acid and its sodium, potassium salts, calcium, zinc complexes and its mixtures, and their mixtures are preferably used as the base for the scale inhibitor; sodium, potassium salts, calcium, zinc complexes and mixtures thereof.
В качестве регулятора скорости высвобождения ингибиторов предпочтительно используют высокомолекулярные полимерные органические соединения из ряда углеводов, такие как: карбоксиметилцеллюлоза, крахмал, желатин, гуаровая камедь, ксантан; и гомо- и сополимерные материалы на основе акриловых кислот и их производных, в частности: полиакриловая кислота, полиметакриловая кислота, полиакриламид, полиакрилмино-пропансульфонаты и их сополимеры.High molecular weight polymeric organic compounds from a number of carbohydrates, such as carboxymethyl cellulose, starch, gelatin, guar gum, xanthan, are preferably used as a regulator of the release rate of inhibitors. and homo- and copolymer materials based on acrylic acids and their derivatives, in particular: polyacrylic acid, polymethacrylic acid, polyacrylamide, polyacrylamino-propanesulfonates and their copolymers.
В качестве основы ингибитора коррозии предпочтительно используют высшие алкилимидазолины и алкоксилированные высшие алкилимидазолины, в частности: производные талловых жирных кислот, жирных кислот рапсового масла, жирных кислот пальмового масла, амиды высших жирных кислот; соли фосфорных и фосфоновых кислот; наиболее предпочтительно олигомерные продукты на основе алкоксилированных жирных аминов и двухосновных карбоновых кислот.Higher alkylimidazolines and alkoxylated higher alkylimidazolines are preferably used as the basis of the corrosion inhibitor, in particular: derivatives of tall fatty acids, rapeseed oil fatty acids, palm oil fatty acids, higher fatty acid amides; salts of phosphoric and phosphonic acids; most preferably oligomeric products based on alkoxylated fatty amines and dibasic carboxylic acids.
В качестве регулятора кислотности предпочтительно используют труднорастворимые в воде и нефти вещества, в частности: кальциевые соли серной, соляной, фосфорной, угольной, кремниевой кислот, оксиды и гидроксиды алюминия, бария, цинка, титана, гипс, тальк, бентониты, глиноземы, портландцемент, а также продукты неполного замещения аминов неорганическими и органическими кислотами и свободные амины, например: моноэтаноламина гидрохлорид моноэтаноламина карбонат, моноэтаноламина ацетат, моноэтаноламин, дециламина гидрохлорид дециламин, кокоамин, талловые амины, кокодиамин, талловый диамин.Substances insoluble in water and oil are preferably used as an acidity regulator, in particular: calcium salts of sulfuric, hydrochloric, phosphoric, carbonic, silicic acids, oxides and hydroxides of aluminum, barium, zinc, titanium, gypsum, talc, bentonites, alumina, Portland cement, as well as products of incomplete substitution of amines with inorganic and organic acids and free amines, for example: monoethanolamine hydrochloride monoethanolamine carbonate, monoethanolamine acetate, monoethanolamine, decylamine hydrochloride decylamine, coco amine, tall amines, cocodiamine, tall diamine.
В качестве регулятора удельного веса предпочтительно используют соединения труднорастворимые в воде и нефти, имеющие высокие значения удельного веса, в частности: сульфат бария, карбонат бария, оксид бария, оксид цинка, карбонат цинка, сульфат цинка, диоксид титана, оксид свинца, свинцовый сурик, свинцовые белила.Compounds hardly soluble in water and oil having high specific gravity are preferably used as a specific gravity regulator, in particular barium sulfate, barium carbonate, barium oxide, zinc oxide, zinc carbonate, zinc sulfate, titanium dioxide, lead oxide, lead minium, white lead.
В частном варианте выполнения химическое взаимодействие между компонентами проводят в указанной выше последовательности.In a particular embodiment, the chemical interaction between the components is carried out in the above sequence.
В другом частном варианте выполнения химическое взаимодействие проводят между указанными выше компонентами в любой последовательности.In another particular embodiment, chemical interaction is carried out between the above components in any sequence.
В частном варианте выполнения химическое взаимодействие проводят при температуре от плюс 20°С до плюс 105°С в течение от 0,5 до 3 часов.In a private embodiment, the chemical interaction is carried out at a temperature of from plus 20 ° C to plus 105 ° C for from 0.5 to 3 hours.
В другом частном варианте формовку в черенки, гранулы или крошку проводят не позднее, чем через 1 час от начала химического взаимодействия компонентов.In another particular embodiment, the molding into cuttings, granules or chips is carried out no later than 1 hour after the start of the chemical interaction of the components.
Целесообразно, чтобы продукт химического взаимодействия после формовки и сушки измельчали до частиц размером от 1 до 10 мм с помощью подходящих механических устройств.It is advisable that the product of the chemical interaction after molding and drying is crushed to particles with a size of 1 to 10 mm using suitable mechanical devices.
Указанная проблема также решается за счет применения реагента для защиты нефтедобывающей скважины и сопряженного оборудования от солеотложения и коррозии, полученного указанным выше способом, при котором реагент загружают в зумпф скважины в присутствии жидкости-носителя, предпочтительно пластовой воды, в виде крупнодисперсной взвеси, или наполняют полученными черенками, гранулами или крошкой погружной перфорированный контейнер, помещаемый в скважину ниже области расположения насосного оборудования.This problem is also solved by using a reagent to protect the oil well and associated equipment from scaling and corrosion obtained by the above method, in which the reagent is loaded into the sump of the well in the presence of a carrier fluid, preferably produced water, in the form of a coarse suspension, or filled with the obtained cuttings, granules or crumbs of a submersible perforated container placed in the well below the area of the pumping equipment.
Технический результат, достигаемый при осуществлении заявленного изобретения, заключается в повышении защиты нефтедобывающей скважины и сопряженного оборудования от солеотложения и коррозии в течение длительного срока эксплуатации скважины, что снижает издержки на эксплуатацию скважины и уменьшает себестоимость добычи нефти.The technical result achieved by the implementation of the claimed invention is to increase the protection of the oil well and associated equipment from scaling and corrosion over the long life of the well, which reduces the cost of operating the well and reduces the cost of oil production.
Осуществление изобретенияThe implementation of the invention
В данном разделе описания будет приведен наиболее предпочтительный вариант осуществления изобретения, который тем не менее, не ограничивает другие возможные варианты осуществления явным образом следующие из материалов заявки и понятные специалисту.In this section of the description will be given the most preferred embodiment of the invention, which nevertheless does not limit other possible embodiments explicitly following from the materials of the application and understood by a specialist.
Способ получения реагента для защиты нефтедобывающей скважины и сопряженного оборудования от солеотложения и коррозии в течение длительного, более одного года, срока эксплуатации осуществляют следующим наиболее предпочтительным образом.A method of obtaining a reagent for protecting an oil well and associated equipment from scaling and corrosion for a long, more than one year, service life is carried out in the following most preferred manner.
Химическое взаимодействие ведут, используяChemical interaction is carried out using
высококонцентрированные, с содержанием основного вещества не менее 60 мас. %, формы компонентов, при перемешивании, обеспечивающем равномерное распределение компонентов реакционной массы и контакт взаимодействующих веществ с добавлением или без сольвента, в качестве которого предпочтительно выступает вода. При этом допустимы тепловые эффекты, сопровождающиеся подъемом температуры и самопроизвольным испарением летучих компонентов, главным образом воды, из реакционной массы, что в свою очередь сопровождается увеличением вязкости массы. Учитывая данные факторы, химическое взаимодействие предпочтительнее вести в аппаратах, обеспечивающих перемешивание высоковязких материалов, например, Z-образный смеситель, одно- или двух-шнековый экструдер или аналогичные. Реологические свойства получаемой массы зависят от массового соотношения твердых и жидких компонентов, что объясняет предельные значения в интервалах содержания. Получившуюся в результате химического взаимодействия высоковязкую массу далее подвергают формованию в черенки, гранулы, крошку, используя экструзию через фильеры соответствующего размера - от 1 до 10 мм в диаметре, предпочтительно от 3 до 8 мм, наиболее предпочтительно 5 мм. Сушку от воды и летучих компонентов предпочтительно проводить при температуре не выше 70°С с использованием или без использования любого подходящего оборудования, предназначенного для сушки твердых материалов.highly concentrated, with a basic substance content of at least 60 wt. %, the shape of the components, with stirring, ensuring a uniform distribution of the components of the reaction mass and contact of the interacting substances with or without the addition of a solvent, which is preferably water. In this case, thermal effects are allowed, accompanied by a rise in temperature and spontaneous evaporation of volatile components, mainly water, from the reaction mass, which in turn is accompanied by an increase in the viscosity of the mass. Considering these factors, it is preferable to conduct chemical interaction in apparatuses that provide mixing of highly viscous materials, for example, a Z-shaped mixer, a single or double screw extruder, or the like. The rheological properties of the resulting mass depend on the mass ratio of solid and liquid components, which explains the limiting values in the content ranges. The highly viscous mass resulting from chemical interaction is then molded into cuttings, granules, and crumbs using extrusion through dies of a suitable size — from 1 to 10 mm in diameter, preferably from 3 to 8 mm, most preferably 5 mm. Drying from water and volatile components is preferably carried out at a temperature not exceeding 70 ° C using or without using any suitable equipment for drying solid materials.
В качестве основы ингибитора коррозии используют высшие алкилимидазолины и алкоксилированные высшие алкилимидазолины, в частности: производные талловых жирных кислот, жирных кислот рапсового масла, жирных кислот пальмового масла, амиды высших жирных кислот; соли фосфорных и фосфоновых кислот. Наиболее предпочтительно использование олигомерных продуктов на основе алкоксилированных жирных аминов и двухосновных карбоновых кислот, раскрытых в патенте РФ RU 2609122 С2, 30.01.17 г., а также в патенте US 8372336 В2, 12.02.2013. В качестве основы ингибитора солеотложения используют комплексоны из ряда аминополикарбоксилатов и фосфоновые кислоты и их соли, в частности этилендиаминтетраацетат и этилендиаминтетраацетата динатриевая соль, оксиэтилидендифосфоновая кислота и ее натриевая, калиевая соли, кальциевый, цинковый комплексы, и их смеси, фосфонобутантрикарбоновая кислота и ее натриевая, калиевая соли, кальциевый, цинковый комплексы и их смеси. Названные реагенты являются промышленно выпускаемыми и доступны на рынке.Higher alkylimidazolines and alkoxylated higher alkylimidazolines are used as the basis of the corrosion inhibitor, in particular: derivatives of tall fatty acids, rapeseed oil fatty acids, palm oil fatty acids, higher fatty acid amides; salts of phosphoric and phosphonic acids. Most preferred is the use of oligomeric products based on alkoxylated fatty amines and dibasic carboxylic acids disclosed in RF patent RU 2609122 C2, 01/30/17, and also in US patent 8372336 B2, 02/12/2013. Complexes of a series of aminopolycarboxylates and phosphonic acids and their salts, in particular ethylenediaminetetraacetate and ethylenediaminetetraacetate disodium salt, hydroxyethylidene diphosphonic acid and its sodium, potassium salts, calcium and zinc complexes, and their sodium phosphate, phosphoric acid are used as the basis of the scale inhibitor. salts, calcium, zinc complexes and mixtures thereof. These reagents are commercially available and available on the market.
В качестве регулятора кислотности используют труднорастворимые в воде и/или нефти вещества основного характера органической и неорганической природы в частности: кальциевые соли серной, соляной, фосфорной, угольной, кремниевой кислот, оксиды и гидроксиды алюминия, бария, цинка, титана, гипс, тальк, бентониты, глиноземы, портландцемент, а также продукты неполного замещения аминов неорганическими и органическими кислотами и свободные амины, например: моноэтаноламина гидрохлорид моноэтаноламина карбонат, моноэтаноламина ацетат, моноэтаноламин, дециламина гидрохлорид, дециламин, кокоамин, талловые амины, кокодиамин, талловый диамин. Названные реагенты являются промышленно выпускаемыми и доступны на рынке.As a regulator of acidity, substances of a basic nature of organic and inorganic nature, sparingly soluble in water and / or oil, are used: calcium salts of sulfuric, hydrochloric, phosphoric, carbonic, silicic acids, oxides and hydroxides of aluminum, barium, zinc, titanium, gypsum, talc, bentonites, alumina, Portland cement, as well as products of incomplete substitution of amines with inorganic and organic acids and free amines, for example: monoethanolamine hydrochloride monoethanolamine carbonate, monoethanolamine acetate, monoethane lamin, decylamine hydrochloride, decylamine, cocoamine, tallow amines, kokodiamin, tallow diamine. These reagents are commercially available and available on the market.
В качестве регулятора скорости высвобождения ингибиторов используют высокомолекулярные полимерные органические соединения из ряда углеводов, такие как: карбоксиметилцеллюлоза, крахмал, желатин, гуаровая камедь, ксантан; и гомо- и сополимерные материалы на основе акриловых кислот и их производных, в частности: полиакриловая кислота, полиметакриловая кислота, полиакриламид, полиакрилмино-пропансульфонаты и их сополимеры. Названные реагенты являются промышленно выпускаемыми и доступны на рынке.High molecular weight polymeric organic compounds from a number of carbohydrates, such as: carboxymethyl cellulose, starch, gelatin, guar gum, xanthan; and homo- and copolymer materials based on acrylic acids and their derivatives, in particular: polyacrylic acid, polymethacrylic acid, polyacrylamide, polyacrylamino-propanesulfonates and their copolymers. These reagents are commercially available and available on the market.
В качестве регулятора удельного веса используют соединения неорганической природы труднорастворимые в воде и нефти, имеющие высокие значения удельного веса, например: сульфат бария, карбонат бария, оксид бария, оксид цинка, карбонат цинка, сульфат цинка, диоксид титана, оксид свинца, свинцовый сурик, свинцовые белила. Названные реагенты являются промышленно выпускаемыми и доступны на рынке.Compounds of an inorganic nature, insoluble in water and oil, having high specific gravities, for example: barium sulfate, barium carbonate, barium oxide, zinc oxide, zinc carbonate, zinc sulfate, titanium dioxide, lead oxide, lead minium, are used as a specific gravity regulator. white lead. These reagents are commercially available and available on the market.
В качестве сольвента используют смеси одноатомных и многоатомных спиртов с водой, вода. Смесь компонентов подбирают таким образом, чтобы температура кипения смеси не превышала 95°С, например смесь воды и этиленгликоля в соотношении по массе 1:1.As a solvent, mixtures of monohydric and polyhydric alcohols with water and water are used. The mixture of components is selected so that the boiling point of the mixture does not exceed 95 ° C, for example a mixture of water and ethylene glycol in a weight ratio of 1: 1.
Для механического измельчения могут быть, например, использованы аппараты для измельчения твердых материалов Pallmann Maschinenfabrik GmbH&Co. KG (Германия), ООО «Сибпроммаш» (Российская Федерация, г. Новосибирск) или аналогичные.For mechanical grinding, for example, Pallmann Maschinenfabrik GmbH & Co solid material grinding machines can be used. KG (Germany), Sibprommash LLC (Russian Federation, Novosibirsk) or similar.
Способ получения и применения длительно действующих реагентов для защиты добывающих нефтяных скважин и сопряженного технологического оборудования от коррозии и солеотложения поясняется представленными ниже примерами.The method of obtaining and using long-acting reagents to protect producing oil wells and associated process equipment from corrosion and scaling is illustrated by the examples below.
Пример 1 (по прототипу RU 2504571)Example 1 (prototype RU 2504571)
В лабораторных условиях брали 53,0 мас. % пластовой воды минерализацией 350 г/мл, добавляли при постоянном перемешивании 4,0 мас.% катионактивного ПАВ марки Диламид ПС (ТУ 2433-001-04706205-01), 4,0 мас.% ингибитора солеотложений ПАФ-13 (ТУ 2439-023-16886106-2003), 4,0 мас. % простого эфира марки Лапрол-5003-2-Б10 (ТУ 2226-023-10488057-95) и перемешивали до растворения полимера. Затем дозировали 35 мас. % смеси КФК-85 (карбамидоформальдегидного концентрата) (ТУ 2223-009-00206492) и глицерина в объемном соотношении 5:1. Все компоненты тщательно перемешали в течение 15 минут до однородной массы.In laboratory conditions, 53.0 wt. % formation water with a salinity of 350 g / ml, 4.0 wt.% cationic surfactants of the brand Dilamide PS (TU 2433-001-04706205-01), 4.0 wt.% scaling inhibitor PAF-13 (TU 2439-) were added with constant stirring 023-16886106-2003), 4.0 wt. % simple ether brand Laprol-5003-2-B10 (TU 2226-023-10488057-95) and was stirred until the polymer was dissolved. Then dosed 35 wt. % mixture of KFK-85 (urea-formaldehyde concentrate) (TU 2223-009-00206492) and glycerol in a volume ratio of 5: 1. All components were thoroughly mixed for 15 minutes until smooth.
Пример 2Example 2
В камеру смешения Z-образного смесителя с рубашкой, мешалкой загружают регулятор удельного веса в виде порошка сульфата бария в количестве 15 мас. %, регулятор кислотности в виде дециламина в количестве 15 мас. %, регулятор скорости высвобождения ингибиторов в виде полиакриловой кислоты в количестве 3 мас. %, основу ингибитора солеотложения в виде этилендиаминтетраацетата в количестве 40 мас. %, основу ингибитора коррозии в виде этоксилированного таллового амина со степенью этоксилирования 10-15 в количестве 20 мас. %, сольвента в виде воды в количестве 7 мас. %. Включают перемешивание, которое осуществляют в течение 30 минут при температуре окружающей среды, при этом в процессе перемешивания выделяется тепло и повышается вязкость смеси. Полученную массу формуют с использованием шнекового экструдера с фильерой и режущим устройством, получая черенки с размером 5-8 мм.In the mixing chamber of the Z-shaped mixer with a jacket, a stirrer, the specific gravity regulator is loaded in the form of barium sulfate powder in an amount of 15 wt. %, acidity regulator in the form of decylamine in an amount of 15 wt. %, the regulator of the rate of release of inhibitors in the form of polyacrylic acid in an amount of 3 wt. %, the base scale inhibitor in the form of ethylenediaminetetraacetate in an amount of 40 wt. %, the basis of the corrosion inhibitor in the form of ethoxylated tall amine with a degree of ethoxylation of 10-15 in the amount of 20 wt. %, solvent in the form of water in an amount of 7 wt. % Mixing is switched on, which is carried out for 30 minutes at ambient temperature, while heat is generated during the mixing process and the viscosity of the mixture increases. The resulting mass is molded using a screw extruder with a die and a cutting device, getting cuttings with a size of 5-8 mm
Пример 3Example 3
В камеру смешения Z-образного смесителя с рубашкой, мешалкой загружают регулятор удельного веса в виде оксида цинка в количестве 30 мас. %, регулятор кислотности в виде таллового диамина в количестве 20 мас. %, регулятор скорости высвобождения ингибиторов в виде полиакриловой кислоты в количестве 1 мас. %, основу ингибитора солеотложения в виде фосфонобутантрикарбоновой кислоты в количестве 20 мас. %, основу ингибитора коррозии в виде продукта на основе этоксилированного таллового амина и 1,4-бутандиовой кислоты в количестве 15 мас.%, сольвента в виде воды в количестве 14 мас.%. Включают перемешивание, которое осуществляют в течение 60 минут при температуре окружающей среды, при этом в процессе перемешивания и химического взаимодействия выделяется тепло (температура достигает значений 80-100°С), частично удаляется вода в виде пара и повышается вязкость смеси. Полученную массу выгружают из смесителя, дают самопроизвольно остыть, затем формуют с использованием шнекового экструдера с фильерой и режущим устройством, получая черенки с размером 5-8 мм, которые высушивают до остаточной влажности 7±3 мас. % подачей потока воздуха с температурой 55±10°С.In the mixing chamber of the Z-shaped mixer with a jacket and a mixer, the specific gravity regulator is loaded in the form of zinc oxide in an amount of 30 wt. %, acidity regulator in the form of tall diamine in an amount of 20 wt. %, the regulator of the rate of release of inhibitors in the form of polyacrylic acid in an amount of 1 wt. %, the scale inhibitor in the form of phosphonobutanetricarboxylic acid in an amount of 20 wt. %, the basis of the corrosion inhibitor in the form of a product based on ethoxylated tall amine and 1,4-butanedioic acid in the amount of 15 wt.%, the solvent in the form of water in the amount of 14 wt.%. Mixing is turned on, which is carried out for 60 minutes at ambient temperature, while heat is generated during mixing and chemical interaction (the temperature reaches 80-100 ° C), water in the form of steam is partially removed and the viscosity of the mixture increases. The resulting mass is discharged from the mixer, allowed to cool spontaneously, then molded using a screw extruder with a die and a cutting device, getting cuttings with a size of 5-8 mm, which are dried to a residual moisture content of 7 ± 3 wt. % by air flow with a temperature of 55 ± 10 ° C.
Пример 4Example 4
В камеру смешения Z-образного смесителя с рубашкой, мешалкой загружают регулятор удельного веса в виде порошка сульфата бария в количестве 10 мас. %, регулятор кислотности в виде ацетата моноэтаноламина в количестве 10 мас. %, регулятор скорости высвобождения ингибиторов в виде желатина марки Т-4 (ГОСТ 11293-89 с изм.) в количестве 10 мас. %, основу ингибитора солеотложения в виде цинкового комплекса оксиэтилидендифосфоновой кислоты с чистотой не менее 96 мас. % в количестве 40 мас. %, основу ингибитора коррозии в виде этоксилированного таллового имидазолина в количестве 15 мас. %, сольвента в виде воды в количестве 15 мас. %. Включают перемешивание, которое осуществляют при температуре от 50 до 60°С в течение 1 часа до образования однородной вязкой смеси. Полученную массу формуют с использованием шнекового экструдера с фильерой и режущим устройством, получая черенки с размером 5-8 мм, которые высушивают до остаточной влажности 7±3 мас. % подачей потока воздуха с температурой 55±10°С.In the mixing chamber of the Z-shaped mixer with a jacket, a stirrer, the specific gravity regulator is loaded in the form of barium sulfate powder in an amount of 10 wt. %, acidity regulator in the form of monoethanolamine acetate in an amount of 10 wt. %, the regulator of the rate of release of inhibitors in the form of gelatin brand T-4 (GOST 11293-89 rev.) in the amount of 10 wt. %, the base of the scale inhibitor in the form of a zinc complex of hydroxyethylidene diphosphonic acid with a purity of at least 96 wt. % in the amount of 40 wt. %, the basis of the corrosion inhibitor in the form of ethoxylated tall imidazoline in an amount of 15 wt. %, solvent in the form of water in an amount of 15 wt. % Mixing is carried out, which is carried out at a temperature of from 50 to 60 ° C for 1 hour until a homogeneous viscous mixture is formed. The resulting mass is molded using a screw extruder with a die and a cutting device, receiving cuttings with a size of 5-8 mm, which are dried to a residual moisture content of 7 ± 3 wt. % by air flow with a temperature of 55 ± 10 ° C.
Пример 5Example 5
В камеру смешения Z-образного смесителя с рубашкой, мешалкой загружают регулятор удельного веса в виде порошка окиси цинка в количестве 15 мас. %, регулятор кислотности в виде смеси высших жирных аминов состава С10-С14 (кокоамины) в количестве 15 мас. %, регулятор скорости высвобождения ингибиторов в виде полиакриловой кислоты в количестве 2 мас. %, основу ингибитора солеотложения в виде оксиэтилидендифосфоновой кислоты с чистотой не менее 90 мас. % в количестве 35 мас. %, основу ингибитора коррозии в виде олигомерных продуктов на основе алкоксилированных жирных аминов и двухосновных карбоновых кислот в количестве 15 мас. %, сольвента в виде воды в количестве 18 мас. %. Включают перемешивание, которое осуществляют в течение 30 минут при температуре окружающей среды, при этом в процессе перемешивания и химического взаимодействия выделяется тепло (температура достигает значений 80-100°С), частично удаляется вода в виде пара и повышается вязкость смеси. Полученную массу выгружают из смесителя, дают самопроизвольно остыть, затем формуют с использованием шнекового экструдера с фильерой и режущим устройством, получая черенки с размером 5-8 мм, которые высушивают до остаточной влажности 7±3 мас. % подачей потока воздуха с температурой 55±10°С.In the mixing chamber of the Z-shaped mixer with a jacket, a stirrer, the specific gravity regulator is loaded in the form of zinc oxide powder in an amount of 15 wt. %, acidity regulator in the form of a mixture of higher fatty amines of the composition C10-C14 (cocoamines) in an amount of 15 wt. %, the regulator of the rate of release of inhibitors in the form of polyacrylic acid in an amount of 2 wt. %, the basis of the scale inhibitor in the form of hydroxyethylidene diphosphonic acid with a purity of not less than 90 wt. % in the amount of 35 wt. %, the basis of the corrosion inhibitor in the form of oligomeric products based on alkoxylated fatty amines and dibasic carboxylic acids in an amount of 15 wt. %, solvent in the form of water in an amount of 18 wt. % Mixing is turned on, which is carried out for 30 minutes at ambient temperature, while heat is generated during mixing and chemical interaction (the temperature reaches 80-100 ° C), water in the form of steam is partially removed and the viscosity of the mixture increases. The resulting mass is discharged from the mixer, allowed to cool spontaneously, then molded using a screw extruder with a die and a cutting device, getting cuttings with a size of 5-8 mm, which are dried to a residual moisture content of 7 ± 3 wt. % by air flow with a temperature of 55 ± 10 ° C.
Пример 6Example 6
В камеру смешения Z-образного смесителя с рубашкой, мешалкой загружают регулятор удельного веса в виде порошка сульфата бария в количестве 15 мас. %, регулятор кислотности в виде ацетата моноэтаноламина в количестве 10 мас. %, регулятор скорости высвобождения ингибиторов в виде желатина марки Т-4 (ГОСТ 11293-89 с изм.1) в количестве 10 мас. %, основу ингибитора коррозии в виде этоксилированного таллового имидазолина в количестве 30 мас. %, основу ингибитора солеотложения в виде динатриевой соли этилендиаминтетраацетата в количестве 20 мас. %, сольвента в виде воды в количестве 15 мас. %. Включают перемешивание, которое осуществляют при температуре от 80 до 90°С в течение 1 часа до образования однородной вязкой смеси. Полученную массу формуют с использованием шнекового экструдера с фильерой и режущим устройством, получая черенки с размером 5-8 мм, которые высушивают до остаточной влажности 7±3 мас. % подачей потока воздуха с температурой 55±10°С.In the mixing chamber of the Z-shaped mixer with a jacket, a stirrer, the specific gravity regulator is loaded in the form of barium sulfate powder in an amount of 15 wt. %, acidity regulator in the form of monoethanolamine acetate in an amount of 10 wt. %, the regulator of the rate of release of inhibitors in the form of gelatin brand T-4 (GOST 11293-89 with amendment 1) in an amount of 10 wt. %, the basis of the corrosion inhibitor in the form of ethoxylated tall imidazoline in an amount of 30 wt. %, the base scale inhibitor in the form of disodium salt of ethylene diamine tetraacetate in an amount of 20 wt. %, solvent in the form of water in an amount of 15 wt. % Mixing is carried out, which is carried out at a temperature of from 80 to 90 ° C for 1 hour until a homogeneous viscous mixture is formed. The resulting mass is molded using a screw extruder with a die and a cutting device, receiving cuttings with a size of 5-8 mm, which are dried to a residual moisture content of 7 ± 3 wt. % by air flow with a temperature of 55 ± 10 ° C.
Пример 7Example 7
В камеру смешения Z-образного смесителя с рубашкой, мешалкой загружают регулятор удельного веса в виде порошка окиси цинка в количестве 20 мас. %, регулятор кислотности в виде смеси высших жирных аминов состава С10-С14 (кокоамины) в количестве 10 мас. %, регулятор скорости высвобождения ингибиторов в виде полиакриловой кислоты в количестве 2 мас. %, основу ингибитора солеотложения в виде оксиэтилидендифосфоновой кислоты с чистотой не менее 90 мас. % в количестве 15 мас. %, основу ингибитора коррозии в виде олигомерных продуктов на основе алкоксилированных жирных аминов и двухосновных карбоновых кислот в количестве 40 мас. %, сольвента в виде воды в количестве 13 мас. %. Включают перемешивание, которое осуществляют в течение 30 минут при температуре окружающей среды, при этом в процессе перемешивания и химического взаимодействия выделяется тепло (температура достигает значений 80-100°С), частично удаляется вода в виде пара и повышается вязкость смеси. Полученную массу выгружают из смесителя, дают самопроизвольно остыть, затем формуют с использованием шнекового экструдера с фильерой и режущим устройством, получая черенки с размером 5-8 мм, которые высушивают до остаточной влажности 7±3 мас. % подачей потока воздуха с температурой 55±10°С.In the mixing chamber of the Z-shaped mixer with a jacket, mixer, the specific gravity regulator is loaded in the form of a powder of zinc oxide in an amount of 20 wt. %, acidity regulator in the form of a mixture of higher fatty amines of the composition C10-C14 (cocoamines) in an amount of 10 wt. %, the regulator of the rate of release of inhibitors in the form of polyacrylic acid in an amount of 2 wt. %, the basis of the scale inhibitor in the form of hydroxyethylidene diphosphonic acid with a purity of not less than 90 wt. % in the amount of 15 wt. %, the basis of the corrosion inhibitor in the form of oligomeric products based on alkoxylated fatty amines and dibasic carboxylic acids in an amount of 40 wt. %, solvent in the form of water in an amount of 13 wt. % Mixing is turned on, which is carried out for 30 minutes at ambient temperature, while heat is generated during mixing and chemical interaction (the temperature reaches 80-100 ° C), water in the form of steam is partially removed and the viscosity of the mixture increases. The resulting mass is discharged from the mixer, allowed to cool spontaneously, then molded using a screw extruder with a die and a cutting device, getting cuttings with a size of 5-8 mm, which are dried to a residual moisture content of 7 ± 3 wt. % by air flow with a temperature of 55 ± 10 ° C.
Оценку эффективности заявляемых продуктов по ингибированию коррозии проводили следующим образом: навеску продукта 75±3 г помещали в модельную емкость (градуированный однолитровый стеклянный сосуд с боковым штуцером на отметке 500 мл, снабженный линией подачи жидкостей, соединенной с плунжерным насосом, линией подачи газообразного углекислого газа, линией вывода жидкостей по боковому штуцеру), заливали до отметки 500 мл раствором модельной пластовой воды, состоящей из натрия хлорида в количестве 1,5 весовых частей, кальция хлорида в количестве 0,5 весовых частей, воды деминерализованной в количестве 998 весовых частей. С помощью насоса осуществляли постоянный ввод раствора модельной воды по линии подачи в нижнюю часть емкости со скоростью 4±0,2 мл/мин. Каждые 7 суток от начала подачи модельной воды отбирались пробы жидкости на выходе по боковому штуцеру, которые затем анализировали на ингибирующую солеотложение и коррозию активность, которую сравнивали с результатами для составов прототипа в концентрациях 25 млн-1 также в модельной пластовой воде.The effectiveness of the claimed products for corrosion inhibition was assessed as follows: a sample of the product 75 ± 3 g was placed in a model container (a graduated one-liter glass vessel with a side fitting at around 500 ml equipped with a liquid supply line connected to a plunger pump, a carbon dioxide gas supply line, the liquid outlet line along the side fitting), was poured to the mark of 500 ml with a solution of model produced water consisting of sodium chloride in an amount of 1.5 parts by weight, calcium chloride in an amount of ve 0.5 parts by weight of demineralized water in an amount of 998 parts by weight. Using the pump, the model water solution was continuously introduced through the supply line into the lower part of the tank at a rate of 4 ± 0.2 ml / min. Every 7 days from the start of the supply water of the model liquid was sampled at the outlet side of the fitting, which are then assayed for inhibitory activity of scaling and corrosion, which were compared with the results for the prototype formulations in concentrations of 25 million -1 is also in a model formation water.
Антикоррозионную активность отобранных проб оценивали на модели сточной воды, близкой по содержанию сероводорода и диоксида углерода к естественным условиям и в реальных нефтепромысловых средах гравиметрическим методом. Испытания защитных свойств по ингибированию коррозии были выполнены по ГОСТ 9.506.87 «Ингибиторы коррозии металлов в водонефтяных средах» электрохимическим (для углекислотной коррозии) и гравиметрическим (для сероводородной коррозии) методом.The anticorrosive activity of the samples was evaluated using a model of wastewater that is close in its content of hydrogen sulfide and carbon dioxide to natural conditions and in real oilfield environments using the gravimetric method. Corrosion inhibition protective properties were tested in accordance with GOST 9.506.87 “Metal corrosion inhibitors in oil and water environments” using the electrochemical (for carbon dioxide corrosion) and gravimetric (for hydrogen sulfide corrosion) methods.
Защитный эффект Z, % рассчитывали по формуле:The protective effect Z,% was calculated by the formula:
Z=((П1-П2)/П1)×l00, гдеZ = ((P1-P2) / P1) × l00, where
П1 - потеря массы образца в неингибированной среде;P1 - weight loss of the sample in an uninhibited medium;
П2 - потеря массы образца в ингибированной среде.P2 - sample weight loss in an inhibited medium.
Результаты испытаний отобранных проб представлены в таблице (приведены средние значения результатов испытаний после отбора проб на 7, 182, 392, 420-е сутки). Испытания проводились в модели сточной воды и в отстое эмульсии нефть-вода.The test results of the selected samples are presented in the table (the average values of the test results after sampling on the 7th, 182th, 392th, 420th days are shown). The tests were carried out in a model of wastewater and in the sludge of an oil-water emulsion.
Электрохимические испытания антикоррозионных свойств в условиях углекислотной коррозии проводили при комнатной температуре (100% обводненность среды, 3% раствор NaCl).Electrochemical tests of anticorrosion properties under conditions of carbon dioxide corrosion were carried out at room temperature (100% water cut of the medium, 3% NaCl solution).
Эффективность по ингибированию солеотложения оценивали с использованием модельных водных растворов по методике, описанной в патенте RU 2307798 С1, опубл. 10.10.07 г., Бюл. №28), химическим способом на модельных водах (хлор-кальциевой, гидрокарбонатно-натриевой и сульфатной). Результаты испытаний представлены в таблице (приведены средние значения результатов испытаний после отбора проб на 7, 182, 392, 420-е сутки).The effectiveness of the inhibition of scaling was evaluated using model aqueous solutions according to the method described in patent RU 2307798 C1, publ. 10/10/07, Bull. No. 28), chemically in model waters (calcium-chlorine, sodium bicarbonate and sulphate). The test results are presented in the table (shows the average values of the test results after sampling on days 7, 182, 392, 420).
Таким образом, как следует из представленных примеров и таблицы, можно сделать вывод, что заявленный способ, по сравнению с аналогами, в том числе с наиболее близким, позволяет получить реагент, наиболее полно обеспечивающий защиту добывающей нефть скважины от коррозии и солеотложения в течение длительного, более года, срока, позволяя уменьшить расходы на эксплуатацию скважины и снизить себестоимость добываемой нефти.Thus, as follows from the presented examples and the table, we can conclude that the claimed method, in comparison with analogues, including the closest, allows to obtain a reagent that most fully protects the oil producing well from corrosion and scaling for a long time, more than a year, a period, allowing to reduce well operating costs and reduce the cost of produced oil.
Claims (15)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017133437A RU2659055C1 (en) | 2017-09-25 | 2017-09-25 | Method of production and usage of long-term active reagents for protection of extracting oil wells and associated technological equipment from corrosion and scale |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017133437A RU2659055C1 (en) | 2017-09-25 | 2017-09-25 | Method of production and usage of long-term active reagents for protection of extracting oil wells and associated technological equipment from corrosion and scale |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2659055C1 true RU2659055C1 (en) | 2018-06-27 |
Family
ID=62713382
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017133437A RU2659055C1 (en) | 2017-09-25 | 2017-09-25 | Method of production and usage of long-term active reagents for protection of extracting oil wells and associated technological equipment from corrosion and scale |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2659055C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114427089A (en) * | 2020-09-21 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | Phosphorus-free prefilming agent, prefilming treatment method for circulating water system and application of phosphorus-free prefilming agent |
| CN117051398A (en) * | 2023-08-21 | 2023-11-14 | 河北大沧石化科技有限公司 | Environment-friendly gas-liquid two-phase corrosion inhibitor |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2307798C1 (en) * | 2006-01-19 | 2007-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Объединенный центр исследований и разработок" | Composition to inhibit salt deposition in oil production (variations) |
| RU2504571C2 (en) * | 2011-09-21 | 2014-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Composition for prevention of hydrate salt depositions and corrosion |
| RU2505623C1 (en) * | 2012-12-14 | 2014-01-27 | Сергей Юрьевич Петров | Composition for preventing inorganic deposits |
| EP2821457A1 (en) * | 2012-02-10 | 2015-01-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | A method of treating a well |
| CN105273703A (en) * | 2014-12-16 | 2016-01-27 | 新疆科力新技术发展有限公司 | Oil field corrosion prevention, scale prevention, paraffin control, dehydration, viscosity reduction normal-temperature gathering and transportation composite medicament, matching usage technology thereof and preparation technology |
-
2017
- 2017-09-25 RU RU2017133437A patent/RU2659055C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2307798C1 (en) * | 2006-01-19 | 2007-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Объединенный центр исследований и разработок" | Composition to inhibit salt deposition in oil production (variations) |
| RU2504571C2 (en) * | 2011-09-21 | 2014-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Composition for prevention of hydrate salt depositions and corrosion |
| EP2821457A1 (en) * | 2012-02-10 | 2015-01-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | A method of treating a well |
| RU2505623C1 (en) * | 2012-12-14 | 2014-01-27 | Сергей Юрьевич Петров | Composition for preventing inorganic deposits |
| CN105273703A (en) * | 2014-12-16 | 2016-01-27 | 新疆科力新技术发展有限公司 | Oil field corrosion prevention, scale prevention, paraffin control, dehydration, viscosity reduction normal-temperature gathering and transportation composite medicament, matching usage technology thereof and preparation technology |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114427089A (en) * | 2020-09-21 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | Phosphorus-free prefilming agent, prefilming treatment method for circulating water system and application of phosphorus-free prefilming agent |
| CN114427089B (en) * | 2020-09-21 | 2024-05-07 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for pre-film treatment of phosphorus-free pre-film agent and circulating water system and application thereof |
| CN117051398A (en) * | 2023-08-21 | 2023-11-14 | 河北大沧石化科技有限公司 | Environment-friendly gas-liquid two-phase corrosion inhibitor |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP1385791B1 (en) | A method for quickly inverting a flocculant containing emulsion | |
| CA2864159C (en) | Rapidly inverting water-in-oil polymer emulsions | |
| ES2331132T3 (en) | INHIBITED POLYMERS INHIBITORS OF THE INCRUSTATION, COMPOSITIONS THAT INCLUDE THEM, AND METHOD TO AVOID OR CONTROL THE FORMATION OF INCRUSTATION. | |
| EP3371282A1 (en) | Friction-reducing compositions formulated with highly concentrated brine | |
| BRPI0816820B1 (en) | OPTIMIZED OIL RECOVERY INSTALLATION AND PROCESS | |
| RU2659055C1 (en) | Method of production and usage of long-term active reagents for protection of extracting oil wells and associated technological equipment from corrosion and scale | |
| CZ20013966A3 (en) | Method and composition for inhibiting corrosion in aqueous systems | |
| PT2640803T (en) | Foamers for downhole injection | |
| BR112017020172B1 (en) | Composition, its use as a sulfhydryl scrubber and process to eliminate sulfhydryl molecules in oilfield operations and process systems | |
| US3273643A (en) | Method of initiating foam in drowned wells | |
| BR112013018336B1 (en) | families of crust inhibitors with different absorption profiles and their applications in the oil field | |
| RU2015130668A (en) | METHOD, SYSTEM AND COMPOSITION FOR OIL PRODUCTION | |
| WO2011119785A2 (en) | Method and composition for enhanced oil recovery | |
| WO2020205358A1 (en) | Methods of inhibiting scale with alkyl diphenyloxide sulfonates | |
| RU2705645C1 (en) | Hydrate inhibitor | |
| RU2307798C1 (en) | Composition to inhibit salt deposition in oil production (variations) | |
| RU2706276C1 (en) | Method of hydration inhibiting | |
| RU2717860C1 (en) | Composition for elimination of hydrate plugs | |
| KR890001061B1 (en) | Metal-working concentrates containing nitroimidazole compounds | |
| RU2657918C1 (en) | Reagent for removing condensation liquid from gas wells | |
| RU2630007C2 (en) | Liquid for oil and gas wells control and cleanout | |
| RU2817459C1 (en) | Heavy process fluid, composition and method for its preparation, method of well killing with heavy process fluid | |
| RU2259470C2 (en) | Composition for prevention of salt formation during oil production | |
| RU2232721C1 (en) | Neutralizer for reactive gases in oil deposit media | |
| RU2813763C1 (en) | Heavy process fluid, composition and method for its preparation, method of killing wells with heavy process fluid |