CC BY
65
УДК 622.276.72
Н. Ф. Нугуманова, Р. Р. Валиев, И. С. Ермилова, Р. Р. Мингазов, О. Ю. Сладовская, Н. Ю. Башкирцев;!
ИССЛЕДОВАНИЕ ИНГИБИРУЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ СОСТАВОВ НА ОСНОВЕ
ФОСФОРСОДЕРЖАЩИХ СОЕДИНЕНИЙ И ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ
Ключевые слова: ингибиторы солеотложений, ингибирующая активность, поверхностно-активные вещества.
Проведен анализ эффективности разработанных образцов на способность ингибировать солеотложения. Исследованы физико-химические свойства некоторых полученных композиций ингибиторов солеотложения. Наибольшими ингибирующими свойствами по отношению к сульфатам кальция обладают композиции, содержащие в своем составе в качестве активной основы нитрилотриметилфосфоновую кислоту, а к карбонатам кальция оксиэтилендифосфоновую кислоту. При дополнительном введении в активную основу полиами-нополиэфирметилен фосфата, происходит увеличение ингибирующей способности, как для сульфатов, так и для карбонатов. Установлено, что ингибирующая эффективность разработанных ингибиторов солеотложений превосходит ингибирующую активность СНПХ-5314.
Keywords: scaling inhibitors, inhibitory activity, surfactants.
The analysis of the efficiency of the developed models for their ability to inhibit scaling. The physico-chemical properties of some of the compositions obtained scale inhibitors . Greatest inhibiting properties have calcium sulphate reagents containing in its structure as an active base Nitrilotrimethylene Triphosphonic Acid, and calcium carbonate to Etidronic Acid. When further adding an active basis Polyamino Polyether Methylene Phosphonae leads to an increase in inhibitory ability as sulfates, and for karbanatov. Found that the inhibitory efficiency of the developed scale inhibitors superior inhibitory activity SNPH-5314.
Введение
В процессе бурения скважин, добычи и подготовки нефти одним из осложняющих факторов является формирование сложных солевых осадков в призабойной зоне пласта, оборудовании скважин и наземных коммуникациях системы сбора и транспорта нефти [1]. В связи с этим возникают нарушения в работе оборудования такие как: преждевременный выход из строя погружных электроцентробежных насосов, газлифтных клапанов, теплооб-менного оборудования, насосов откачки; закупорка и порыв промысловых коммуникаций; резкое снижение продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.
Большинство обнаруживаемых в нефтяных месторождениях солевых образований формируется либо путем прямого осаждения из той воды, что обычно находится в пустотах пород, либо как результат пересыщения потоков пластовых вод солевыми компонентами, возникающего при контакте с закачиваемой водой.
Вода, находящаяся в породах из карбоната или известкового песчаника обычно содержит избыток катионов кальция и магния. Пластовые воды в песчанике обычно содержат катионы бария и стронция. Солеобразование начинается в тот момент, когда состояние любого природного раствора нарушено путем превышения растворимости одного или более компонентов [2].
Решением проблем отложения неорганических солей является разработка и применение высокоэффективных ингибиторов солеотложений. На сегодняшний день актуальным становится создание композиционных ингибиторов солеотложений на основе фосфорсодержащих соединений и ПАВ, которые будут обладать высокой эффективностью при
низких удельных расходах и отличаться низкой токсичностью и высокой экологичностью.
Экспериментальная часть
При создании композиционных ингибиторов со-леотложений в качестве базовых компонентов были использованы оксиэтилидендифосфоновая (ОЭДФ) и нитрилотриметилфосфоновая (НТФ) кислоты, а также полимерный хелатирующий фосфорсодержащий компонент полиаминополиэфирметилен фосфат (ПАПЭМП).
В качестве добавок были использованы неионно-генные и ионогенные ПАВ (ПАВ-1, ПАВ-2, ПАВ-3, ПАВ-4 и ПАВ-1), которые широко применяются при создании композиционных реагентов для нефтедобычи [3].
При оценке эффективности ингибиторов солеот-ложений для конкретного нефтяного месторождения сначала необходимо определить состав попутно добываемых вод и смоделировать их для проведения испытаний реагентов. Был проведен анализ пластовой воды отобранной с объектов месторождений НГДУ «Альметьевнефть» и определен средний ионный состав воды: С1- - 179,9 г/л; 8042- - 0,01 г/л; НС03- - 0,098 г/л; Са2+ - 18,8 г/л; ]^2+ - 3,8 г/л; К++№+ - 91,8 г/л; Ва2+ - 0,2 г/л.
Проведенные анализы показали, что основными солями пластовых вод являются хлориды (С1-), сульфаты (8042-), а также карбонаты (НС03). Основные минеральные вещества, входящие в состав, представлены солями кальция, магния, калия и натрия, бария, железа. Таким образом, анализ пластовых вод НГДУ «Альметьевскнефть» подтвердил, что в процессе добычи нефти возможны образования нерастворимых неорганических солей кальция.
Исследования эффективности ингибирования со-леотложений разработанных композиционных ингибиторов солеотложений проводились по методи-
ке, разработанной ОАО «НИИнефтепромхим»: «Определение эффективности ингибирования осадкообразования сульфата кальция и карбоната кальция», которая основана на способности ингибиторов удерживать катионы кальция (Са2+) в объеме раствора.
Обсуждение результатов
При разработке новых составов ингибиторов со-леотложения следует учитывать, что помимо инги-бирующей активности реагенты должны обладать рядом свойств:
1. Хорошо растворяться как в пресной, так и в минерализованной воде.
2. Иметь невысокую вязкость, чтобы хорошо прокачиваться и дозироваться системами подачи реагентов.
3. Ингибиторы, используемые для подачи в пласты с высокой температурой, должны обладать температурной устойчивостью. Например, гексаметафосфат натрия не пригоден для задавки в пласт на некоторых месторождениях Западной Сибири, так как при высоких пластовых температурах гидролизуется и резко снижает свои ингибирующие качества.
4. Ингибиторы должны иметь низкую температуру застывания, чтобы исключить необходимость искусственного обогрева системы дозирования [4].
Для обеспечения хорошей растворимости разработанных ингибиторов солеотложений, в качестве компонентов были выбраны в основном водорастворимые ПАВ. В качестве растворителя использовалась водо-метанольная смесь в соотношении 3:2.
Чтобы снизить температуру застывания реагента, а также повысить его термическую стабильность, во всех составах использовался моноэтиленгликоль (МЭГ) в смеси с водой. Для снижения коррозионной активности применялся моноэтаноламин (МЭА), который способен вступать во взаимодействие с кислотными группами ОЭДФ и НТФ. При этом сохраняется их высокая ингибирующая способность.
О текучести растворов ингибиторов, можно косвенно судить через такой параметр, как кинематическая вязкость. Кинематическая вязкость является одним из основных параметров при оценке эксплуатационных свойств ИС, поэтому было произведено измерение этого параметра для всего ассортимента полученных композиций.
Основные физико-химические свойства некоторых полученных композиций ИС представлены в табл. 1.
Таблица 1 - Физико-химические свойства ингибиторов солеотложения
Наименование реагента Плотность, г/см3 Кинематическая вязкость, мм2/с при 20 °С
ИС-2 0,8387 8,22
ИС-4 1,3743 3,62
ИС-5 0,9745 5,77
ИС-7 1,2558 7,01
ИС-12 0,7673 4,25
ИС-14 1,2452 5,97
При разработке ингибиторов солеотложений в качестве основы были выбраны ОЭДФ и НТФ. Ос-
новные компоненты приготовленных композиций приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Составы разработанных композиций ингибиторов солеотложений
Компоненты, % масс.
Наименова- П
1 -2 3 -4 -5
ние реаген- т т т т т
та С <с <с <с <с <с
А П П П П П
П
На основе НТФ
ИС-1
ИС-2 +
ИС-3 +
ИС-4 +
ИС-5 +
ИС-6 + +
ИС-7 +
ИС-8 +
На основе ОЭДФ
ИС-9
ИС-10 +
ИС-11 +
ИС-12 +
ИС-13 +
ИС-14 +
Предварительные испытания ингибиторов соле-отложения показали, что для исследуемых композиционных составов наиболее оптимальной концентрацией является 10 г/м3. На рисунке 1 представлена зависимость дозировки и эффективности на примере состава ИС-4. Дальнейшие испытания эффективности ингибиторов производилась при данной дозировке.
7 5 -I-1-1-1-1-1-1-I-1-1-1
О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 До'шр овка, г/м3
Рис. 1 - Зависимость ингибиторов солеотложения эффективности от дозировки для ИС-4
Результаты анализа эффективности разработанных составов на ингибирование отложений сульфата и карбоната кальция представлены в таблице 3.
По результатам проведенных испытаний разработанных ингибиторов солеотложений на основе НТФ установили, что при добавлении ПАВ-1 (ИС-2) происходит незначительное снижение ингибирую-щей активности по отношению к сульфатам. Добавки ПАВ-4 и его смеси с ПАВ-2 (ИС-6 и ИС-8) также приводит к небольшому снижению эффективности по отношению к карбонату кальция. При добавлении РАРЕМР (ИС-4) эффективность ингибитора на основе НТФ как на карбонатах, так и на сульфатах
увеличивается до 97-98%, что полностью удовлетворяет требованиям, предъявляемым к промышленным ингибиторам солеотложений.
Таблица 3 - Ингибирующая эффективность разработанных композиционных ИС
Наименование ингибитора Вид отложения Эффективность ингибитора, %
ИС-1 СаБ04 75
CaC03 73
ИС-2 СаБ04 67
CaC03 76
ИС-3 СаБ04 81
CaC03 80
ИС-4 СаБ04 98
CaC03 97
ИС-5 СаБ04 86
CaC03 92
ИС-6 СаБ04 84
CaC03 67
ИС-7 СаБ04 98
CaC03 88
ИС-8 СаБ04 89
CaC03 69
ИС-9 СаБ04 76
CaC03 77
ИС-10 СаБ04 73
CaC03 71
ИС-11 СаБ04 56
CaC03 49
ИС-12 СаБ04 93
CaC03 64
ИС-13 СаБ04 92
CaC03 90
ИС-14 СаБ04 84
CaC03 72
Наиболее эффективными добавками ПАВ для ингибиторов на основе НТФ являются ПАВ-3 и ПАВ-5 (ИС-5 и ИС-7), которые позволяют достичь ингибирующей эффективности 86-98%.
Для ингибиторов солеотложения на основе ОЭДФ наиболее оптимальной модифицирующей добавкой является ПАВ-5: эффективность ИС-13 как по сульфатам, так и по карбонатам составляет 90-92%.
ПАВ-3 и ПАВ-4 также позволяют увеличить защитную способность композиционного ингибитора по отношению к сульфатам кальция на 8-12 %, когда как эффективность по отношению к карбонатам кальция снижается.
Видно, что реагенты, содержащие в своем составе в качестве активной основы НТФ, в большинстве случаев показывают большую ингибирующую эффективность к сульфатам, по сравнению с образца-
ми, содержащими ОЭДФ. При этом дополнительное введение в активную основу ПАПЭМП приводит к увеличению ингибирующей способности, как для сульфатов, так и для карбонатов.
На основании полученных данных можно сказать, что наиболее универсальными являются и наибольшими ингибирующими свойствами по отношению к сульфатам и карбонатам кальция обладают образцы ИС-4, ИС-5, ИС-7 и ИС-13. Это дает основание провести сравнительный анализ разработанных ингибиторов с промышленными аналогами.
Разработанные составы композиционных ингибиторов солеотложений сравнивались с промышленным образцом СНПХ - 5314, одного из наиболее распространенных в нефтепромысловой химии ингибиторов солеотложений. Результаты представлены на рисунке 2.
Рис. 2 - Сравнительный анализ разработанных ИС с промышленным образцом СНПХ-5314
Установлено, что ингибирующая эффективность практически всех разработанных ингибиторов превосходит ингибирующую активность СНПХ - 5314.
Таким образом, можно сказать, что разработанные композиционные ингибиторы солеотложений являются эффективными реагентами, при предотвращении отложений неорганических солей.
Литература
1. Рафикова А.Н., Мингазов Р.Р., Рахматуллин Р.Р., Баш-кирцева Н.Ю., Вестник Казанского технологического университета, 15, 243-245, (2013).
2. Майк Крабтри, Дэвид Эслингер, Фил Флетчер, Мэт Миллер, Эшли Джонсон, Джордж Кинг, Нефтегазовое обозрение, 2, 52-73, (2002) .
3. Мингазов Р.Р., Вестник Казанского технологического университета, 10, 181-186, (2011).
4. Ибрагимов Г.З., Г.З.Ибрагимов. М.: Недра, 1983. - 208.
© Н. Ф. Нугуманова - магистрант каф. химической технологии переработки нефти и газа КНИТУ, [email protected]; Р. Р. Валиев - магистрант той же кафедры, [email protected]; И. С. Ермилова - аспирант той же кафедры, [email protected]; Р. Р. Мингазов - канд.техн.наук, доцент той же кафедры, [email protected]; О. Ю. Сладовская -канд.техн.наук, доцент той же кафедры, [email protected]; Н. Ю. Башкирцев;! - докт. техн. наук, профессор, зав. каф. химической технологии переработки нефти и газа КНИТУ, [email protected].
© N. F. Nugumanova - Master's student, Department of Chemical Engineering oil and gas refining, KNRTU, [email protected]; R. R. Valiev - Master's student, the same Department, [email protected]; I. S. Ermilova - Postgraduate the same Department, [email protected]; R R. Mingazov - Candidate of Engineering Sciences, Associate Professor at the same Department, [email protected] ; O. U. Sladovskaya - Candidate of Engineering Sciences, Associate Professor at the same Department, [email protected]; N. Y. Bashkirtseva - Doctor of Engineering Sciences, Full Professor, Head of the Department of Chemical Engineering oil and gas refining, KNRTU, [email protected].
