SU1286539A1

SU1286539A1 - Состав дл предотвращени образовани отложений труднорастворимых солей при добыче и подготовке нефти

Info

Publication number: SU1286539A1
Application number: SU843808040A
Authority: SU
Inventors: Вячеслав Михайлович Балакин; Юрий Иванович Литвинец; Адольф Алфеевич Емков; Галина Николаевна Плахута; Юрий Дмитриевич Морозов; Марина Вадимовна Серебрякова; Евгений Васильевич Шурупов; Александр Германович Теслер; Леонид Сергеевич Шевницын; Анатолий Григорьевич Шкуро; Павел Яковлевич Решетников; Валерий Васильевич Леженин; Гауаз Ажигалиев; Владимир Александрович Панов; Борис Дмитриевич Семенов
Original assignee: Уральский лесотехнический институт им.Ленинского комсомола; Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт По Сбору,Подготовке И Транспорту Нефти И Нефтепродуктов
Priority date: 1984-08-14
Filing date: 1984-08-14
Publication date: 1987-01-30

Abstract

Изобретение относитс к области использовани составов реагентов дл предотвращени отложений труднорастворимых солей при добыче и подготовке нефти и обеспечивает повьшение степени ингибировани отложений наиболее часто встречающихс солей, особенно сульфата бари , а также улучшает действие эмульгатора и процесс обессоливани нефти при ее подготовке . Состав содержит следующие компоненты, мас.%: поли(2-гидрокси- . пропиленаминозтиленамин-Н,Н )полиме- тиленфосфонат натри 7-15; зтилен- диаминтетраметиленфосфонат натри 3-10; хлорид натри 5-10; натриевые соли фосфористой кислоты 4-8; натриевые соли фосфорной кислоты 1-2; вода остальное. 4 табл. Q W

Description

ISD

00 Од ел

со

1

Изобретение относитс к использованию химических реагентов в процессах добычи и подготовки нефти дл предотвращени отложений трудно растворимых солей в оборудовании и может быть использовано дл предотвращени отложений солей в оборудовании при опреснении морской воды, утилизации высокоминерапизованных вод и в других процессах, где имеет .с контакт металлической поверхности с водой, содержащей соли.

Целью изобретени вл етс повышение степени ингибировани отложений наиболее часто встречающихс труднораство римых солей, особенно сульфата бари .

Состав по изобретению, кроме поли (2-гидроксипропиленаминоэтш1ен- амин-Ы,к )полиметиленфосфоната натри , дополнительно содержит этилен- диаминтетраметиленфосфонат натри (ЭДТФ), соли фосфорной и фосфористой кислот, хлорид натри . При этом содержание указанных компо нентов должно бы1ъ в следующих соотношени х , мас.%:

Поли(2-гидроксипропиленаминоэтиленамин

7-15 3-10

5-10

4-8

1-2

Остальное

Указанный состав получают в две стадии. На первой стадии получают водный раствор хлоргидратов поли (2- гггидроксипропиленаминоэтиленамина) И этилендиамина методом межфазной поликонденсации.

Дл этого смещивают раствор I мае.ч. 1,3-дихлоргидрина глицерина в 5-6 мае.ч. н-бутанола с раствором 1,3-1,5 мае.ч. этилендиамина в 4-5 мае.ч. воды и перемешивают при 50-60 С 0,5-1 ч. Затем добавл ют концентрированную сол ную кислоту до рН 5-6, образовавшийс водный паствор хлоргидратов аминов отдел 20

25

865392

ют. Раствор содержит 25-30% хлор- гидратов аминов.

На второй стадии провод т конденсацию водного раствора гидрохлори- 5 дов аминов с формальдегидом и фосфористой кислотой в присутствии хлористого водорода.

Дл этого смешивают 1 мае.ч. водного раствора гидрохлоридов аминов 0 с 1-2 мае.ч. 37%-ного раствора формалина , Г-2 мае.ч. фосфориетой кислоты и 0,1-1 мае.ч. концентрированной еол ной киелоты. Можно вз ть 1-3 мае.ч. треххлористого фосфора, дающего при гидролизе фосфористую кислоту и хлористый водород. Смесь нагревают 0,5-3 ч при 70-120°С, затем нейтрализуют гидроокисью натри до рН 5-6 и получают состав ингибитора по изобретению.

Применение данного состава осуществл етс с помощью известных технологических приемов и оборудовани по методу периодического введени реагента в призабойную зону пласта скважины или по методу посто нной дозировки в затрубкое пространство скважины, а также путем добавки к деэмульгатору, подаваемому в аппарат дл подготовки нефти.

Ингибитор эффективно предотвращает образование как отложений суль7 фата и карбоната кальци , так и сульфата бари в оборудовании и трубопроводах. Кроме того, ингибитор значительно способствует обес- соливанию нефти.

Пример 1. В реактор загружают 144 ммс.ч. дистиллированной воды и 47 мае.ч. этилендиамина. При перемешивании добавл ют 180 мае.ч. н-бутанола, затем при 50-60 С добав- п ют 34 мае.ч. 1,3-дихлоргидрина глицерина. При 55-60°С реакцию продолжают 1 ч. Затем реакционную массу охлаждают до 30-40 С и добавл ют концентрированную сол ную кислоту (плотность 1,18) до рН 5,0-5,5, Пос- rQ ле отстаивани нижний слой - водный раствор гидрохлоридов-отдел ют. Получают 345 мае. ч,, водного раствора, содержащего 30% гидрохлоридов поли (2-гидроксипропиленаминоэтиленамина) и этилендиамина. Полученный водный раствор гидрохлоридов используют дл синтеза ингибитора.

В реактор загружают 62,7 мл 37%- ного раствора формалина и 45,5 мл

30

35

40

45

55

3

воды, при перемешивании и температуре 40-50 С постепенно дозируют 57,7 мл треххлористого фосфора. По окончании его гидролиза в смесь добавл ют 45,9 мл водного растврра ги рохлоридов аминов при 75-80 С, зате выдерживают при 98-100 С.в течение 3 ч. Охлаждают до 20-30°С и нейтрализуют 40%-ным раствором гидроокиси натри до рН 4,5-5. Получают 106 г состава, содержащего, мас.%: Поли(2-гидроксипропи- ленаминоэтиленамин- -N,N )полиметиленфосфонат натри 9,75 ЭДТФ4,2

Хлорид Натри 8,5

Натриевые соли фосфористой кислоты8 ,1 Натриевые соли фосфорной кислоты1 ,0 Вода 68,45 Пример 2. В реактор загружают 114 г водного раствора гидрохлридов аминов, 3,5 мл концентрирован ной сол ной кислоты и 153 г фосфоритой кислоты. При температуре не выше 80°С добавл ют 132,8 мп 37%-ного раствора формалина. При 85 С реакци продолжают 20-25 мин, затем температуру повышают до 90-95 С и выдерживют 3 ч. Массу охлаждают и нейтрализ ют 40%-ным раствором гидроокиси натри до рН 5-5,5. Получают состав содержащий, мас.%: Поли(2-гидроокси- пропиленаминоэти

ленамин-К,Н )по лиметиленфосфо- нат ЭДТФ

Хлорид натри Натриевые соли фосфористой кислоты

Натриевые соли фосфорной кислоты

5 О

5

0

5

0

Вода61,6

Пример 3. Определение эффективности предотвращени отложений солей провод т по следующей методике . В серию колб на 250 мл помещают по 100 мл воды, содержащей соли, и добавл ют реагент. Через определенное врем определ ют содержание катионов металлов в растворе. Параллельно провод т контрольный опыт без добавки реагента. В опытах используют искусственные воды, химический состав которых .близок к водам нефт ных месторожд енйй. Пересыщен-

л

ность этих вод по Са составл ет дл карбонатной водьг 180 мг/л, дл сульфатной 800 мг/л. Температура испытаний составл ет 80 С, продолжительность 8-16 ч. Эффективность ин- гибировани отложений сульфата бари определ ют при 20-25 С. Пересы- щенность по Ва составл ет 134 мг/л.

Результаты испытаний состава ингибитора по изобретению, полученного по примеру 3, и других использующихс ингибиторов, приведены в табл.1.

Таблица 1

Предлагаемый состав (по примеру 3)

58

85

100

73 100 100

100

Концентраци реагента в воде,мг/л

Поли(2-гидроксипро- пиленаминоэтилен- aMHH-N,N )Полинети- ленфосфонат натри

эффективность предотв;ращени отложений сульфата и карбоната кальци в динамических услови х на тепловыдел ющей поверхности (услови подготовки нефти) определ ют измерением массы отложений солей на поверхности электронагревател типа ТЭН-5, помещенного в чейку, через . которую пропускалс исследуемый раствор с добавкой реагента. Температура циркулирующего раствора составПродолжение табл.1

Эффективность ингибирова- ни ,%

СаСО,

CaSO.

bdSO.

л ет ЗО-бО С, длительность опыта 5,5 ч. Сульфатный раствор готов т смешением хлорида кальци и сульфата натри . Он содержит по50мг-экв/л ионов Са , 50, Na и СГ. Карбонатный раствор готов т смешением бикарбоната натри и хлорида кальци , он содержит по 10 мг-экв/л ионов Са , НСО и по 200 мг-экв/л ионов Na и С1 . Полученные результаты приведены в табл.2.

Реагент

Предлагаемый состав (по примеру 2)

Поли(2-гидроксипро- пиленаминоэтилен- амин-Ы,и )полимети- ленфосфонат (иэИз результатов, приведеиных в табл.1 и 2, видно, что состав ингибитора по изобретению в отличие от известных реагентов обладает комп- ртексным действием и эффективно предотвращает отложени сульфата и карбоната кальци , сульфата бари , причем при одинаковом расходе имеет более высокую эффективность по сравнению с известными реагентами.ЭДТФ, ОЭДФ, ПАФ-13А.

Кроме того, существенным преимуществом данного состава вл етс способность улучшить действие деэмульга- тора при подготовке нефти.

Пример 4. Вли ние реагентов на обессоливание нефти провод т на эмульсии вода - масло, приготовленной на вазелиновом масле и 10%-ном водном растворе хлорида натри в соотношении 99:1. Скорость перемешивани составл ла 3000 об/мин, врем перемешивани 10 мин, температура опыта , Вли ние реагентов на обессоливание характеризовалось по остаточному содержанию хлористых солей в пробе, обработанной деэмульгатором диссольван 4411 и реагентом. Результаты приведены в табл.3.

Таблица 2

Эффективность ин- гибировани , %

СаСО,

CaSO.

5

10

64 88

68 94

Таблица 3

Реагент

5

Расход: деэмуль- гатор/ /реагент г/г

Остаточ- ное содержание солей, мг/л

40

Предлагаемый состав (по при91

Из табл.3 следует, что при до- бавк-е к деэмульгатору 1 г состава ингибитора остаточное содержание солей уменьшаетс до 190 мг/л. Применение деэмульгатора без ингибитора дает остаточное содержание 270 мг/л другие известные реагенты менее эффективны .

Пример 5. Вли ние реагентов на обессоливание.определ ют на нефти, содержащей 13600 мг/л хлористых солей.

В лабораторной установке, имитирующей работу промьшшенного аппарата , нефть обрабатывают диссольваном 4411 (50 г/т) и предложенным ингибитором , затем определ ют содержание остаточных солей в нефти. Результаты представлены в табл.4.

Таблица 4

286539 О

Из полученных данных следует, что при добавлении предлагаемого состава к деэмульгатору содержание солей Б нефти после ее подготовки-; 5 уменьшаетс до 400-700 мг/л, а приме , нение одного эмульгатора дает сниже-- ние содержани солей лишь до 4820мг/л.

Таким образом, применение такого состава ингибитора позвол ет эффек1 . f О тивно предотвратить образование отложений оснбвных типов труднораствориг мых солей в оборудовании. Кроме того, данный ингибитор способен улучшать процесс обессоливани нефти при ее подготовке.

Claims

Формула изобретени

15

20

Состав дл предотвращени образовани отложений труднорастворимых солей при добыче и подготовке нефти, включающий водный раствор поли(2-гид- poкcипpoпилeнaминoэтилeнaмин-N,N )по- лиметиленфосфоната натри , отличающийс тем, что, с целью повышени степени ингибировани отложений , состав дополнительно содержит этилендиаминтетраметиленфосфо- нат натри , хлорид натри , натриевые 3Q соли фосфористой и фосфорной кислот при следующем соотношении компонентов , мас.%:

25

3Q

1 725

5 645

10 424

30 4820

г- 13.600

3Q

35

40

45

5

Состав дл предотвращени образовани отложений труднорастворимых солей при добыче и подготовке нефти, включающий водный раствор поли(2-гид- poкcипpoпилeнaминoэтилeнaмин-N,N )по- лиметиленфосфоната натри , отличающийс тем, что, с целью повышени степени ингибировани отложений , состав дополнительно содержит этилендиаминтетраметиленфосфо- нат натри , хлорид натри , натриевые Q соли фосфористой и фосфорной кислот при следующем соотношении компонентов , мас.%:

Поли (2-гидроксипропиленаминоэтиленамин-К ,Н )

полиметиленфосфонат натри

Этилендиаминтетраметиленфосфонат

натри

Хлорид натри

Натриевые соли

фосфористой

кислоты

Натриевые соли

фосфорной кислоты

Вода

5

0

5

7-15

3-10 5-10

4-8

1-2

Остальное