USD ЦБ — 59,08 −0,60
EUR ЦБ — 69,65 −0,59
Brent — 62,72 +2,20%
суббота 18 ноября 11:23

Наука и технологии // Оборудование, услуги, материалы

Ингибиторы солеотложения

22 июня 2017 г., 11:14Елашева О.М., Смирнова Л.Н., СамГТУNeftegaz.RU2726

В работе исследованы промышленно выпускаемые ингибиторы.

Наиболее эффективными оказываются ингибиторы ОЭДФ и НТФ. Однако в связи с их высокой стоимостью рассмотрены возможности использование смеси реагентов. В составленные ингибирующие композиции введен ингибитор коррозии Акма (50г/т), что существенно снижает коррозионную активность.

Испытания промышленно выпускаемых ингибиторов солеотложений в процессах образования сульфида железа проводились на реальных водах Боголюбовского и Сосновского месторождений.

Произведенными исследованиями установлено, что устойчивость комплекса железа с низкомолекулярными карбоновыми кислотами увеличивается в присутствии ингибиторов ОЭДФ и НТФ. Применение разработанного состава позволяет ингибировать процесс образования неорганических осадков при смешении вод девонского и угленосного потоков.

Причиной образования нерастворимых солей является пересыщенность попутно добываемой воды сульфатами кальция и сульфидом железа на нефтяных месторождениях Самарского региона [1]. Процесс осадкообразования на Сосновской установке предварительного сброса вод (УСПВ-95) является следствием химического равновесия ионов, входящих в состав пластовой воды, в результате смешения девонских и угленосных потоков. Если химическим путем (путем ингибирования) не допустить образование нерастворимых солей - гипса и сульфида железа, то при смешении потоков не будет образовываться стойкая трудноразделимая эмульсия, образование которой приводит к выявленным ранее осложнениям в работе системы повышения пластового давления (ППД) Сосновского месторождения. Следовательно, решение проблемы совместной подготовки нефти и воды на Сосновском месторождении сводится к решению проблемы ингибирования двух параллельно протекающих процессов образования сульфида железа и гипсообразования.

Для исследования процесса гипсообразования использовалась модельная вода с коэффициентом пересыщенности - 1,85. Приготовление растворов осуществлялось смешением двух частей воды: одной - содержащей ионы кальция, другой - содержащей ионы сульфатов. Приготовленные исследуемые пробы после смешения выдерживались в течение 8 часов при температуре 80оС, после этого горячие пробы фильтровались, и в растворе определяли содержание ионов кальция трилонометрическим методом. Эффективность ингибирования F рассчитывалась по формуле:

где - содержание осадкообразующих ионов кальция в растворе пробы с ингибитором, определенное аналитически после опыта, мг/л; - содержание осадкообразующих ионов кальция в растворе пробы без ингибитора, определенное аналитически после опыта, мг/л; - содержание осадкообразующих ионов кальция в исходном растворе пробы с ингибитором, определенное аналитически после опыта, мг/л.

Результаты предварительных исследований эффективности некоторых промышленно-выпускаемых ингибиторов солеотложений в процессе гипсообразования приведены в таблице 1.

ТАБЛИЦА 1.

Эффективность ингибирующего действия промышленных реагентов на процессы гипсообразования в модельных растворах

№ п/п

Марка ингибитора

Дозировка ингибитора, г/м3

Эффективность, %

1

СНПХ 5312С

20

93,9

2

Инкредол

20

89,8

3

ПАФ-13

20

89,8

4

FLOSPERSE HT

20

89,8

5

FLOSPERSE DISSOLVER

20

89,8

6

FLOSPERSE PX60N

20

89,8

Предварительные исследования показали, что эффективность испытанных промышленно выпускаемых ингибиторов для процесса гипсообразования высокая и находится примерно на одном уровне. Испытания промышленно выпускаемых ингибиторов солеотложений в процессах образования сульфида железа проводились на реальных водах Боголюбовского и Сосновского месторождений. На 1м этапе проведена качественная оценка ингибиторов солеотложений. Результаты исследований приведены в таблице 2.

ТАБЛИЦА 2.

Количество железа, удерживаемого ингибитором в растворе, мг/л

№ п/п

Концентрация ингибиторов, г/т

Ингибитор

ОЭДФ

НТФ

СНПХ 5312

СНПХ 5313

Олазол

Dissolver

Юксил

Количество железа в растворе, мг/л

1

100

5,90

4,49

-

1,03

1,35

3,95

-

2

200

27,97

8,49

-

1,73

1,35

1,52

-

3

300

32,82

10,44

3,69

9,58

0,65

1,46

2,76

4

500

38,78

12,54

10,44

21,48

1,14

2,65

1,79

Из представленных данных видно, что наиболее эффективными ингибиторами являются оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ) и нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ). Однако, учитывая высокую стоимость этих промышленно выпускаемых реагентов, были рассмотрены возможности использование смеси реагентов [2.5].

Известно, что кроме хелатных соединений, входящих в состав промышленных ингибиторов солеотложений достаточно прочные комплексы с ионами железа образуют низкомолекулярные карбоновые кислоты. Комплексная форма железа с ними может быть представлена соединением типа: RCOO-Fe-OOCR.

Произведенными исследованиями установлено, что устойчивость комплекса железа с низкомолекулярными карбоновыми кислотами увеличивается в присутствии ингибиторов ОЭДФ и НТФ. Результаты качественной оценки эффективности комплексных составов на основе ингибиторов ОЭДФ и НТФ и низкомолекулярной карбоновой кислоты (НМКК) представлены в таблицах 3, 4.

ТАБЛИЦА 3.

Эффективность ингибирования процесса образования сульфида железа на основе ОЭДФ и низкомолекулярной карбоновой кислоты (НМКК)

№ п/п

Концентрация, мг/л

Концентрация железа в осадке, мг/л

Эффективность, %

ОЭДФ

НМКК

1

0

0

70,60

2

10

150

60,90

13,63

3

10

200

20,10

71,55

4

10

300

12,90

81,77

5

20

100

40,30

43,93

6

20

150

30,60

56,56

7

20

200

22,50

68,14

8

20

300

3,20

95,40

9

30

100

30,20

57,24

10

30

150

18,60

73,59

11

30

200

12,10

82,79

12

30

300

12,40

82,45

13

50

100

30,20

57,24

14

50

150

28,20

59,97

15

50

200

16,70

76,32

16

50

300

8,90

87,36

ТАБЛИЦА 4.

Эффективность ингибирования процесса образования сульфида железа на основе НТФ и низкомолекулярной карбоновой кислоты (НМКК)

№ п/п

Концентрация, мг/л

Концентрация железа в осадке, мг/л

Эффективность, %

НТФ

НМКК

1

0

0

70,60

2

10

100

36,90

47,70

3

10

150

28,20

59,97

4

10

200

19,10

72,91

5

10

300

9,50

86,54

6

20

100

35,50

49,74

7

20

150

27,30

61,33

8

20

200

20,60

70,73

9

20

300

8,60

87,77

10

30

100

35,90

49,06

11

30

150

28,70

59,28

12

30

200

27,30

61,33

13

30

300

4,20

94,04

14

50

100

41,70

40,89

15

50

150

25,80

63,37

16

50

200

19,60

76,32

17

50

300

6,40

90,97

На основании полученных данных можно сделать вывод, что в присутствии добавки НТФ удовлетворительные результаты получены при дозировке НМКК в количестве 300 г/т добываемой воды (при содержании НТФ 30 г/т). При использовании в качестве ингибирующего состава кислоты и ОЭДФ возможно снижение содержания уксусной кислоты до 200 г/т добываемой воды (при содержании ОЭДФ 20 г/т).

Использование состава с ОЭДФ является предпочтительным, поскольку в его присутствии требуется меньшее количество кислоты. Но, кроме экономической целесообразности уменьшения количества реагента, в данном выборе играет большую роль требование к такому показателю закачиваемых вод, как водородный показатель. Использование в качестве составной части ингибирующего состава органической кислоты неизбежно приводит к понижению pH закачиваемой в нефтяные пласты воды. В связи с этим были произведены исследования по влиянию полученного состава на изменение pH среды. Водородный показатель pH смешанного потока без добавления ингибирующего состава равен 6,20. Результаты исследований представлены в таблицах 5, 6.

ТАБЛИЦА 5.

Влияние содержания ОЭДФ и НМКК в смешанной воде угленосного и девонского потока на величину раствора

№ п/п

Концентрация

ОЭДФ, г/т

Концентрация карбоновой кислоты, г/т

300

200

150

100

pH раствора

1

50

4,30

4,92

5,52

5,55

2

30

4,49

4,63

4,84

4,81

3

20

4,44

4,65

4,87

5,40

4

10

4,43

4,69

4.78

5,38

ТАБЛИЦА 6.

Влияние содержания НТФ и НМКК в смешанной воде угленосного и девонского потока на величину раствора

№ п/п

Концентрация

НТФ, г/т

Концентрация карбоновой кислоты, г/т

300

200

150

100

pH раствора

1

50

4,40

4,58

4,63

4,75

2

30

4,39

4,57

4,70

5,06

3

20

4,47

4,57

4,77

4,78

4

10

4,47

4,61

4,83

5,15

В соответствии с требованиями, предъявляемыми к качеству вод, используемых в системе ППД, величина pH воды должна находиться в пределах 4,50-8,50[3].Таким образом, установлено, что при использовании дозировок карбоновой кислоты в составе ингибирующего состава выше 200 г/т не рекомендуется.

Несмотря на то, что по показателю pH в присутствии ингибирующего состава закачиваемая вода удовлетворяет требованиям, ингибирование процесса солеобразования таким составом неизбежно повлечет за собой увеличение коррозионной активности среды, поскольку коррозионный процесс в большей степени зависит от кислотности среды. Поэтому в состав ингибирующей композиции необходимо введение ингибитора коррозии. Но поскольку на данном этапе исследований было подобрано соотношение реагентов для ингибирования процесса образования сульфида железа, до подбора ингибитора коррозии был сделан подбор соотношения компонентов и композиции для ингибирования процесса гипсообразования. Исследования по предотвращению гипсообразования ингибирующими компонентами были проведены с использованием модельной минерализованной воды, имеющий больший коэффициент перенасыщенности гипсом, чем вода, образующаяся при смешении потоков Боголюбовского и Сосновского месторождений. Результаты эффективности приведены в таблице 7.

ТАБЛИЦА 7.

Эффективность ингибирования процесса гипсообразования композициями на основе ингибиторов НТФ, ОЭДФ и НМКК

№ п/п

Концентрация комплексона, мг/л

Концентрация карбоновой кислоты (МНКК), мг/л

Эффективность, %

НТФ

1

20

300

98,60

2

30

300

100

3

40

300

100

4

50

300

100

ОЭДФ

5

20

200

20,53

6

30

200

24,34

7

40

200

26,25

8

50

200

26,25

Низкие значения эффективности гипсообразования композицией на основе ОЭДФ и НМКК указывают на необходимость введения в эту композицию дополнительного компонента - НТФ, показавшего высокие эффективности при достаточно низких концентрациях [4]. С целью снижения коррозионной агрессивности среды в присутствии ингибирующей композиции в систему вводились добавки промышленно выпускаемых ингибиторов коррозии, которые в настоящее время успешно применяются для защиты от коррозии [1, 3] нефтепромыслового оборудования водорастворимый ингибитор «Кормастер», нефтерастворимый деэмульгатор коррозии «АМ-7Б», нефтерастворимый ингибитор «Акма». Для подбора ингибитора коррозии в качестве ингибирующей композиции был использован следующий состав: НМКК (200 г/т воды); ОЭДФ (30 г/т воды); НТФ(20 г/т воды). Определение скоростей коррозии проводилось электромеханическим методом с помощью прибора «Corrator1120» фирмы Magma. В качестве агрессивной среды использовались пластовые воды Сосновского и Боголюбовского месторождений. Полученные результаты для различных композиций представлены на рисунке 1.

РИС.1. Изменение скорости коррозии во времени в исследованных средах:

1 - смешанный поток Сосновского и Боголюбовского месторождений без добавок; 2 - смешанные потоки с добавкой состава; 3 - смешанные потоки с добавкой состава и ингибитора коррозии «АМ-7Б» (15 г/т); 4 - смешанные потоки с добавкой состава и ингибитора коррозии «Акма» (50 г/т); 5 - смешанные потоки с добавкой состава и ингибитора коррозии «Кормастер» (50 г/т).

Параллельно исследовались полнота и скорость разрушения водонефтяных эмульсий без добавки ингибирующей композиции только в присутствии Диссольван 2830. Кинетику деэмульсации проб с разработанной ингибирующей композицией и без нее проводили стандартным методом бутылочных проб при температуре 40оС. О динамике разрушения эмульсии судили по количеству воды, отстоявшейся от нефти через определенные интервалы времени. Результаты проведенных исследований представлены в таблице 8.

ТАБЛИЦА 8.

Кинетика расслоения эмульсии при совместном присутствии разработанного ингибирующего состава и деэмульгатора Диссольван 2830

Применение разработанного состава позволяет ингибировать процесс образования неорганических осадков при смешении вод девонского и угленосного потоков.Анализ результатов, представленных на рис.1 позволяет сделать заключение о том, что добавка ингибирующей композиции процессов образования неорганических солей значительно увеличивает и без того высокую коррозионную агрессивность закачиваемой воды Сосновского месторождения. Поэтому введение в ингибирующую композицию ингибитора коррозии «Акма»(50 г/т) существенно снизила коррозионную активность даже по сравнению с закачиваемой водой без добавок. При использовании данного ингибитора коррозии и ингибирующей композиции происходит не только нивелирование ее коррозионного действия, но и снижение исходной скорости коррозии водной среды.

Как видно из приведенных данных, введение в эмульсию даже только ингибирующей композиции не дает образовываться прочным бронирующим оболочкам водных капель в водонефтяной эмульсии, что позволяет эмульсии разделяться без добавления деэмульгатора.

Announcement in English

The paper studied inhibitors commercially available. The most effective are inhibitors HEDP and NTF. However, due to high cost of inhibitors HEDP and NTF the possibilities of use of the reagent mixture are considered. The inhibitory composition composed introduced a corrosion inhibitor "Akmal" (50g / t), which significantly reduces the corrosiveness. Tests commercially available scale inhibitors in the formation of iron sulphide were performed on real water Bogolyubov and Sosnowski fields. Produced studies have established that the stability of the complex of iron with low molecular weight carboxylic acids in the presence of increasing HEDP inhibitors and NTF. Application of the developed composition makes it possible to inhibit the formation of inorganic deposits on mixing waters of the Devonian and coal-bearing streams.

Литература

1. Елашева О.М., Смирнова Л.Н. Влияние реагента ингибитора коррозии Сонкор на процесс выпадения солей в пластовых водах Южно-Неприковского месторождения. - Евразийский союз ученых, 2016. № 3. С. 80-83.

2. Елашева О.М., Смирнова Л.Н. Улучшение прокачиваемости нефти на магистральных нефтепроводах с использованием растворителя на основе местного углеводородного сырья. // Национальная ассоциация ученых (НАУ) Ежемесячный научный журнал. - 2016 №18.- С. 29-33.

3. Трейгер Л.М. Исследование состава природных стабилизаторов и предварительное обезвоживание ставропольских нефтей. // Разработка эксплуатация и обустройство нефтяных месторождений. Сборник научных трудов. Институт «Гипровостокнефть». - Самара - 2000. - №59. - С.129-143.

4. Елашева О.М. Повышение ресурсов углеводородного сырья вовлечение в переработку нефтесодержащих отходов. Дис. Елашевой О.М. канд. техн. наук: 05.17.07. / Самара: Самар. гос. техн. ун-т, 2002. - 115 с.

5. ЗАО «Опытный завод Нефтехим». Солеобразование при добыче нефти // Инженерная практика. - 2010. - № 4. - С. 40-42.


Neftegaz.RU context