Состав для нейтрализации сероводорода. Нейтрализация сероводорода в нефти


Нейтрализация - сероводород - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Нейтрализация - сероводород

Cтраница 1

Нейтрализация сероводорода в продукции добывающих скважин / / Нефтепромысловое дело.  [1]

Нейтрализация сероводорода в продукции добывающих скважин / З.Г.Мурзагильдин, К.Р.Низамов, Н.В.Пестрецов, А.А.Калимуллин / / Нефтепромысловое дело.  [2]

Поэтому нейтрализация сероводорода эффективными методами является необходимой задачей.  [3]

Проблема нейтрализации сероводорода приобретает все большую остроту и на Илишевском месторождении. Проектом разработки Илишевского месторождения предусмотрен совместный сбор и подготовка продукции скважин, эксплуатирующих бобриковский горизонт и турнейский ярус. В продукции скважин турнейского яруса содержится повышенная концентрация сероводорода. Суточная подача СОНЦИД составляет 400 л / сут. В результате сероводород в пробах газожидкостной смеси отсутствует, а на выходе АГЗУ 1665 и 1655 достигнута полная нейтрализация сероводорода.  [4]

Реакции нейтрализации сероводорода в основном протекают по уравнениям.  [5]

Химический метод нейтрализации сероводорода в пласте широко опробован и служит одним из эффективных способов борьбы с выделениями сероводорода при бурении скважин.  [6]

Решена проблема нейтрализации сероводорода на Илишевском месторождении, на котором с целью увеличения нефтеотдачи пластов производится закачка газожидкостной смеси.  [7]

Разработан способ нейтрализации сероводорода в нефтяной скважине ( пат.  [8]

За рубежом для нейтрализации сероводорода в циркуляционной системе к буровым растворам добавляют карбонат меди, перекись водорода, гранулированное губчатое железо или соли поливалентных металлов ( двуокись марганца, хлористый цинк, соединения хрома и др.) - Можно применять хлорное железо и каустическую соду.  [9]

Описаны технологии по нейтрализации сероводорода и предотвращению связанных с ним осложнений в нефтепромысловых системах.  [10]

Разработан комплекс технологий по нейтрализации сероводорода и предотвращению связанных с ним осложнений в нефтепромысловых системах для повышения эффективности их эксплуатации.  [11]

Разработан и внедрен способ нейтрализации сероводорода в нефтяной скважине ( патент РФ 2136864) при проведении подземных ремонтов.  [12]

Проведены промысловые испытания разработанного способа нейтрализации сероводорода в нефтяных скважинах ( Пат. РФ 2136864) на месторождениях Республики Башкортостан, результаты которых показали снижение содержания сероводорода в добываемой нефти на 70 - 90 % при продолжительности эффекта до 6 месяцев.  [13]

Нейтрализация h3S: Важным мероприятием является нейтрализация сероводорода в буровом растворе. На буровых предприятиях страны и за рубежом имеется несколько способов предотвращения поступления сероводорода в буровой раствор и нейтрализации его в самом растворе.  [14]

В результате проведенных жспериментальных исследований для нейтрализации сероводорода в составе бурового раствора предложен реагент ШИИТБ-1, представляющий собой отходы витаминного производства. Применение этого реагента полностью исключает случаи отравления обслуживающего переслала, взрывы, пожары. Реагент обладает высокой эффективностью п: ш минимальных затратах.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

способ нейтрализации сероводорода в нефтяной скважине - патент РФ 2187627

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для нейтрализации сероводорода в скважине в процессе ее эксплуатации в условиях сероводородной агрессии. Способ нейтрализации сероводорода в нефтяной скважине предусматривает закачку в скважину в качестве нейтрализующей жидкости (НЖ) расчетного количества продукта взаимодействия моноэтаноламина с 30-40%-ным раствором формальдегида (формалином) в мольном соотношении 1: (2,1-3), причем в зимнее время НЖ используют в смеси с алифатическим спиртом C1-C4 или этиленгликолем, взятым в количестве до 40 об.%. В преимущественном варианте НЖ непрерывно закачивают в затрубное пространство (в забой) скважины в поток добываемой скважиной продукции в количестве, достаточном для нейтрализации содержащихся в добываемой продукции скважины количеств сероводорода и легких меркаптанов. При этом НЖ закачивают в затрубное пространство скважины в виде предварительно приготовленной эмульсии НЖ в нефти и для приготовления эмульсии используют часть добываемой нефти, предпочтительно в количестве 2-20% от объема добываемой нефти. В другом варианте НЖ предварительно закачивают в скважину с последующим продавливанием в призабойную зону продавочной жидкостью, например водой, или нефтью, или нефтяной фракцией (перед проведением подземного ремонта скважины). Технический результат: обеспечение эффективной нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в скважине, а также расширение ассортимента доступных и недорогих нейтрализующих жидкостей, обладающих высокой поглощающей способностью по отношению к сероводороду и легким меркаптанам. 5 з.п.ф-лы, 1 табл. Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для нейтрализации сероводорода в нефтяной скважине в процессе ее эксплуатации в условиях сероводородной агрессии. Известны способы нейтрализации сероводорода в нефтяных скважинах при вскрытии сероводородсодержащих пластов, а также при проведении подземных ремонтов скважин, включающие закачку в скважину расчетных объемов нейтрализующих жидкостей - водных растворов и суспензий различных химических реагентов, например хлорного железа, оксидов железа, ЖС-7, MnO2, технического хлорамина и др. (Алиев М.Р. Использование нейтрализующей жидкости для глушения скважин, в продукции которых содержится сероводород. Э.И. Сер. "Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений". - М.: ВНИИОЭНГ, 1991. Вып.7. С. 19-26 и др.). Однако использование указанных известных реагентов приводит к уменьшению проницаемости пород призабойной зоны скважин и, как следствие, снижению коэффициента продуктивности и дебита скважин по нефти, увеличению обводненности их продукции (Рябоконь С.А. и др. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта. О.И. Сер. "Нефтепромысловое дело". - М.: ВНИИОЭНГ, 1989). Кроме того, используемые водные растворы указанных реагентов обладают недостаточно высокой поглощающей способностью по отношению к сероводороду. Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ нейтрализации сероводорода в нефтяной скважине, включающий закачку в призабойную зону скважины расчетного объема нейтрализующей жидкости, в качестве которой используют полиглицерины - продукты отходов производства глицерина в смеси с водным раствором хлористого натрия. При этом нейтрализующая жидкость содержит полиглицерины и водный раствор хлористого натрия в следующих соотношениях компонентов, об. %: полиглицерины 60-90 и водный раствор хлористого натрия 10-40. Кроме того, в преимущественном варианте осуществления способа расчетный объем используемой нейтрализующей жидкости предварительно закачивают в скважину с последующей продавкой в призабойную зону пластовой или сточной водой (пат. РФ 2136864, Е 21 В 43/22, 1999). Недостатком указанного способа является недостаточно высокая поглощающая способность применяемой нейтрализующей жидкости по отношению к сероводороду (3,7 объема сероводорода на 1 объем жидкости), в результате чего для обеспечения эффективной нейтрализации сероводорода требуется закачка в скважину больших объемов жидкости, особенно при высоком содержании сероводорода в скважинной продукции, что приводит к увеличению материальных и энергетических затрат на нейтрализацию сероводорода в скважине. Кроме того, используемая нейтрализующая жидкость обладает низкой поглощающей способностью по отношению к легким метил- и этилмеркаптанам, в результате чего в известном способе не достигается одновременная нейтрализация легких меркаптанов, содержащихся в продукции добывающих скважин наряду с сероводородом. Присутствие легких меркаптанов придает нефти резкий неприятный запах, высокую токсичность и коррозионную агрессивность, в связи с чем ухудшается экологическая обстановка экплуатации скважины. Так, метилмеркаптан имеет ПДК м. р 910-6 мг/м3, ПДК р. з 0,8 мг/м3 и порог запаха 210-5 мг/м3. В связи с этим, а также ужесточением требований к охране окружающей среды одновременная нейтрализация сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов в скважине становится актуальной задачей. Предлагаемое изобретение решает задачу обеспечения экологической безопасности эксплуатации нефтяных скважин и снижение коррозионной активности скважинной продукции за счет использования нейтрализующей жидкости, обладающей более высокой поглощающей способностью по отношению к сероводороду и легким меркаптанам. Техническим результатом, достигаемым при использовании изобретения, является повышение эффективности нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в нефтяной скважине и улучшение экологической обстановки эксплуатации скважины, а также расширение ассортимента доступных и недорогих нейтрализующих жидкостей, обладающих высокой поглощающей способностью по отношению к сероводороду и легким меркаптанам. Указанный технический результат достигается описываемым способом нейтрализации сероводорода в нефтяной скважине, включающим закачку в скважину расчетного количества нейтрализующей жидкости, в котором в качестве нейтрализующей жидкости используют продукт взаимодействия моноэтаноламина с 30-40%-ным раствором формальдегида (формалином) в мольном соотношении моноэтаноламин: формальдегид 1: (2,1-3,0). Кроме того, для придания нейтрализующей жидкости необходимых низкотемпературных свойств в ее состав дополнительно вводят алифатический спирт С1-С4 или этиленгликоль в количестве до 40 об. %, т. е. используют в смеси с низшим алифатическим спиртом C1-C4 или этиленгликолем. При этом технология использования способа в нефтегазодобывающей промышленности в зависимости от режима эксплуатации скважины и от поставленной задачи (обеспечение постоянной нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов без прекращения добычи скважинной продукции или периодической нейтрализации перед проведением подземного ремонта скважин) может состоять из непрерывной закачки (дозировки) используемой нейтрализующей жидкости в затрубное пространство (в забой) скважины в поток добываемой скважинной продукции в количестве, достаточном для полной нейтрализации содержащихся в добываемой продукции скважины сероводорода и легких меркаптанов, или из предварительной (периодической) закачки расчетного объема применяемой нейтрализующей жидкости в скважину с последующим продавливанием его в призабойную зону продавочной жидкостью, например водой или нефтью или нефтяной фракцией перед проведением подземного ремонта скважины. В первом случае, т.е. при непрерывной закачке (дозировке) применяемой нейтрализующей жидкости в забой скважины, для улучшения ее смешения с потоком добываемой скважинной продукции и контакта фаз целесообразна закачка ее в смеси с частью добываемой нефти в виде предварительно приготовленной эмульсии нейтрализующей жидкости в нефти (она смешивается с водой, спиртом и гликолем в любых соотношениях и имеет ограниченную растворимость в жидких углеводородах и нефти). То есть в этом случае осуществления способа расчетное количество применяемой нейтрализующей жидкости и возвращаемая в скважину часть нефти, предпочтительно 2-20% от объема добываемой нефти, предварительно подают в проточное смесительное устройство для эмульгирования нейтрализующей жидкости в нефти, а затем приготовленную эмульсию направляют в затрубное пространство скважины и далее - в поток скважинной продукции, т.е. в прием глубинного насоса при механизированном способе добычи нефти. Следует указать, что применяемый реагент - нейтрализатор активно и селективно реагирует с сероводородом и легкими метил-, этилмеркаптанами в достаточно широком интервале температур (5-80oС) при различных давлениях (атмосферное и выше) с образованием жидких высококипящих серу- и азотсодержащих органических соединений (аминосульфидов), хорошо растворимых в нефти (и плохо растворимых в воде), поэтому предварительная (периодическая) закачка их в призабойную зону (например, из расчета 0,2-0,5 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта) во втором случае не приводит к уменьшению проницаемости пород и обеспечивает сохранение коллекторских характеристик пород призабойной зоны продуктивного пласта. Следует указать, что для дополнительного увеличения поглощающей способности и регулирования рН среды предлагаемый нейтрализатор, как и известная нейтрализующая жидкость, могут быть использованы с добавкой до 0,8% щелочного агента, например гидроксидов или карбонатов калия, натрия или аммиака. Кроме того, при добыче обводненной нефти и необходимости проведения внутритрубной (внутрискважинной) деэмульсации воды из нефти расчетное количество применяемой нейтрализующей жидкости может быть закачено в скважину в смеси с известным деэмульгатором. Как показали специальные опыты, дополнительное введение в применяемый нейтрализатор небольших количеств (до 1%) известных деэмульгаторов и неионогенных ПАВ не оказывает заметного влияния на его поглощающую способность по отношению к сероводороду и легким меркаптанам. Отличительными признаками предлагаемого способа являются непрерывная или периодическая закачка в скважину продукта взаимодействия моноэтаноламина с 30-40%-ным раствором формальдегида (формалином) в вышеуказанном оптимальном мольном соотношении в качестве нейтрализующей жидкости для нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в нефтяной скважине. Дополнительными отличительными признаками способа являются использование указанного продукта взаимодействия в смеси с алифатическим спиртом С1-С4 или гликолем, непрерывная закачка применяемого реагента - нейтрализатора в скважину в виде предварительно приготовленной эмульсии реагента в нефти и использование части добываемой нефти для приготовления указанной эмульсии. Анализ отобранных в процессе поиска известных технических решений показал, что в науке и технике в данной области нет объекта, аналогичного по заявляемой совокупности признаков и преимуществ, что позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критериям "новизна" и "изобретательский уровень". Используемую в предлагаемом способе нейтрализующую жидкость получают по известной методике (Укр. хим. ж., 1936, 11, с. 119; пат. США 2194294, 1940; Уокер Дж. Формальдегид. - М.: ГХИ, 1957, с. 320) взаимодействием моноэтаноламина (МЭА) и 30-40%-ного водного раствора формальдегида (формалина) в мольном соотношении 1:(2,1-3) при температуре в пределах 10-50oС. Полученный водный раствор продукта взаимодействия МЭА с формальдегидом, т.е. реакционную смесь, применяют в качестве нейтрализующей жидкости (далее НЖ) без выделения и дополнительной очистки. Известно, что при взаимодействии первичного амина с формальдегидом образуется смесь продуктов, в т.ч. метилольные производные (моно-, диметанолэтаноламины), циклические оксазолидины, триазин (пат. ФРГ 2635389, 1983; Bl. Soc. Chim. France, 1967, 2, p. 571-575; Хим. энциклопедия. -М.:1988, т.1, с. 145 и др.). При проведении реакции с 30-40%-ными водными растворами формальдегида (формалином) при избытке формальдегида и обычных температурах (менее 40-50oС) в качестве основных продуктов образуются диметанолэтаноламин и циклический аминотриформаль (Уокер Дж. Формальдегид. - М. : ГХИ, 1957, с. 198,316,320 и др.). Причем проведение реакции в присутствии каталитических количеств щелочи приводит к образованию метилольного производного этаноламина. (Хим. энциклопедия. - М.: 1998, т.5, с.492). Необходимость и целесообразность использования в качестве НЖ продукта взаимодействия МЭА с формалином именно в вышеуказанном мольном соотношении (1: 2,1-3) обусловлены его высокой поглощающей способностью по отношению к сероводороду и легким меркаптанам и стабильностью химической активности (реакционноспособности) при транспортировании, хранении и применении, а также его сравнительно низкой стоимостью. Целесообразность использования НЖ в смеси с алифатическим спиртом или гликолем связана с приданием ей необходимых технологических свойств, а именно - получением товарной (зимней) формы реагента с низкими вязкостью и температурой замерзания для транспортирования, хранения и применения в зимнее холодное время. Дополнительное введение в состав реагента низшего алифитаческого спирта C1-C4 (метанола, этанола, изопропанола или бутанола) или этиленгликоля в количестве до 40% обеспечивает получение нейтрализующей жидкости с температурой застывания минус 40oС и ниже. В качестве исходного сырья для получения применяемой НЖ наиболее целесообразно использовать ~37%-ный водный раствор формальдегида (формалин технический по ГОСТ 1625-89) или 30-40%-ный водно-метанольный раствор формальдегида, содержащий 15-17% метанола (формалин метанольный по ТУ 38.602-09-43-92) и моноэтаноламин технический по ТУ 6-02-915-84, а в качестве растворителя-антифриза для приготовления товарной (зимней) формы НЖ - метанол по ГОСТ 2222-78 или бутанол по ГОСТ 5208-81, или изопропанол по ГОСТ 9805-84. Указанные виды исходного сырья производятся в настоящее время отечественной промышленностью в крупнотоннажном масштабе и являются сравнительно недорогими продуктами, применяемыми в настоящее время в нефтегазодобывающей промышленности в качестве химических реагентов - бактерицида (формалин) и абсорбента при очистке попутных нефтяных, природных газов от кислых компонентов (моноэтаноламин). То есть с точки зрения обеспеченности с исходным сырьем для получения применяемой НЖ предлагаемый способ является промышленно применимым. Технология получения нейтрализующей жидкости простая и заключается в смешении формалина и моноэтаноламина в вышеуказанных оптимальных мольных соотношениях при обычных температурах, поэтому может быть осуществлена в реагентном цехе нефтегазодобывающего предприятия или непосредственно на месте применения. Причем полученная таким образом НЖ может быть использована одновременно и в качестве бактерицида для предотвращения роста сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), т. е. в качестве реагента комплексного действия - нейтрализующей жидкости и бактерицида. Как показали проведенные испытания, продукт взаимодействия МЭА с формалином проявляет также бактерицидные свойства и предложен к практическому использованию в качестве бактерицида - ингибитора биологической коррозии (в системах поддержания пластового давления, сбора и подготовки сточной воды, обводненной нефти и в продуктивном нефтяном пласте). Для доказательства соответствия предлагаемого технического решения критерию "промышленная применяемость" ниже приведены конкретные примеры лабораторного (контрольного) испытания применяемых составов НЖ на эффективность нейтрализации сероводорода, этилмеркаптана и определения их расходных коэффициентов. Примеры 1-4. Применяемые в предлагаемом способе составы нейтрализующей жидкости испытывают на эффективность нейтрализации сероводорода и этилмеркаптана в нефти по следующей методике. В несколько градуированных литровых (пронумерованных от 1 до 6) стеклянных бутылок помещают навески испытуемой нейтрализующей жидкости в таких количествах, чтобы можно было построить графическую зависимость степени нейтрализации сероводорода или этилмеркаптана от дозировки реагента. Затем в бутылки с навеской нейтрализующей жидкости загружают по 800 мл нефти с известной концентрацией сероводорода (470 мг/л) или этилмеркаптана (390 мг/л), немедленно закрывают герметичной пробкой, после чего бутылки сильно встряхивают (в 100 раз), чтобы навеска испытуемой нейтрализующей жидкости хорошо эмульгировалась в нефти, и оставляют на стояние при комнатной температуре (22oС). Затем проводят количественный анализ нефти на содержание сероводорода и меркаптановой серы методом потенциометрического титрования по ГОСТ 17323-71, рассчитывают степень нейтрализации сероводорода, этилмеркаптана в нефти и из полученной графической зависимости определяют количество нейтрализующей жидкости, обеспечивающей 100%-ную нейтрализацию сероводорода и этилмеркаптана в нефти, и рассчитывают удельный расход нейтрализующей жидкости на нейтрализацию 1 г сероводорода и 1 г этилмеркаптана (расходный коэффициент по сероводороду и этилмеркаптану). В примере 1 в качестве нейтрализующей жидкости используют продукт реакции, полученный взаимодействием моноэтаноламина (по ТУ 6-02-915-84) с 37,2%-ным раствором формальдегида (формалин технический по ГОСТ 1625-89), взятых в мольном соотношении МЭА: формальдегид 1:2,1, а в примере 2 - в мольном соотношении МЭА: формальдегид 1:3. В примере 3 используют продукт, полученный взаимодействием МЭА с 40%-ным формалином метанольным (по ТУ 38.602-09-43-92) в мольном соотношении МЭА: формальдегид 1:2,3. В примере 4 в качестве нейтрализующей жидкости используют продукт, полученный взаимодействием МЭА с 37,2%-ным формалином в мольном соотношении МЭА:формальдегид 1: 2,1 и дополнительно содержащий 40% бутанола, а в примере 5 - продукт, дополнительно содержащий 20% этилового спирта. В таблице представлены сравнительные с протитипом результаты испытаний. Из представленных в таблице данных видно, что используемая в предлагаемом способе нейтрализующая жидкость обладает более высокой поглощающей способностью и, следовательно, предлагаемый способ по сравнению с прототипом обеспечивает более эффективную нейтрализацию сероводорода в нефтяной скважине. Кроме того, используемая в предлагаемом способе нейтрализующая жидкость обладают высокой поглощающей способностью по отношению к легким меркаптанам, следовательно, предлагаемый способ обеспечивает одновременную нейтрализацию высокотоксичных и коррозионных легких меркаптанов в нефтяной скважине, в результате чего достигаются улучшение экологической обстановки эксплуатации скважин и снижение коррозии всего оборудования системы добычи сероводород- и меркаптансодержащего углеводородного сырья, включая подземное оборудование скважин. Результаты промысловых испытаний предлагаемого способа нейтрализации сероводорода в нефтяной скважине 101, где механизированным способом с глубины ~ 900 м добывается тяжелая сернистая нефть с дебитом около 30 м3/сутки и содержанием сероводорода в среднем 0,028 мас.% (260 мг/л), показали высокую эффективность нейтрализации сероводорода в продукции скважины. При испытаниях в забой скважины в прием глубинного насоса в качестве нейтрализующей жидкости непрерывно дозировали продукт, предварительно полученный взаимодействием моноэтаноламина технического (по ТУ 6-02-915-84) и 37%-ного формалина технического (по ГОСТ 1625-89) в мольном соотношении МЭА: формальдегид 1:2,1 и взятый из расчета 10 кг НЖ на 1 кг сероводорода, т.е. удельный расход нейтрализующей жидкости (расходный коэффициент по сероводороду) составлял в среднем 10 кг/кг, а ее расчетное количество - 3,5 кг/ч или ~85 кг/сут. При этом для улучшения смешения нейтрализующей жидкости со скважинной продукцией и контакта фаз расчетное количество НЖ подавали в скважину через проточный смеситель в виде ~2%-ной эмульсии НЖ в нефти, т.е. около 10% добываемой нефти через смеситель возвращалось в затрубное пространство скважины. В период промысловых испытаний содержание сероводорода в нефти на выходе из скважины снизилось до 0,002 мас.% (~20 мг/л), т.е. предлагаемый способ обеспечивал 93%-ную степень нейтрализации сероводорода. Таким образом, результаты лабораторных и промысловых испытаний показали, что предлагаемый способ обеспечивает более эффективную нейтрализацию сероводорода и может быть использован в нефтегазодобывающей промышленности для нейтрализации сероводорода, а также легких меркаптанов в нефтяных скважинах в процессе их эксплуатации.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ нейтрализации сероводорода в нефтяной скважине, включающий закачку в скважину расчетного количества нейтрализующей жидкости, отличающийся тем, что в качестве нейтрализующей жидкости используют продукт взаимодействия моноэтаноламина с 30-40%-ным раствором формальдегида (формалином) в мольном соотношении моноэтаноламин : формальдегид = 1:(2,1-3). 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что нейтрализующую жидкость используют в смеси с низшим алифатическим спиртом 1-C4 или этиленгликолем, взятым в количестве до 40% от объема нейтрализующей жидкости. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что нейтрализующую жидкость непрерывно закачивают в затрубное пространство (в забой) скважины в поток добываемой скважинной продукции в количестве, достаточном для нейтрализации содержащихся в добываемой продукции скважины количеств сероводорода и легких меркаптанов. 4. Способ по п.3, отличающийся тем, что нейтрализующую жидкость закачивают в затрубное пространство (в забой) скважины в виде предварительно приготовленной эмульсии нейтрализующей жидкости в нефти. 5. Способ по п.4, отличающийся тем, что для приготовлении эмульсии нейтрализующей жидкости в нефти используют часть добываемой нефти, предпочтительно в количестве 2-20% от объема добываемой нефти. 6. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что нейтрализующую жидкость предварительно закачивают в скважину с последующей продавкой в призабойную зону водой, или нефтью, или нефтяной фракцией.

www.freepatent.ru

Нейтрализация - сероводород - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Нейтрализация - сероводород

Cтраница 2

В четвертой главе описаны разработанные технологии нейтрализации сероводорода при вторичном вскрытии нефтяного пласта и проведении подземных ремонтов скважин. Эти технологии основаны на использовании в качестве технологических жидкостей ( перфорационных и жидкостей глушения) составов УНИ: состава УНИ-1 и состава УНИ-3. Преимуществом последних перед известными химическими составами технологических жидкостей является способность обеспечивать сохранность коллекторских характеристик пород призабойной зоны нефтяного пласта, наличие бактерицидных и антикоррозионных свойств, экологическая безопасность, доступность и дешевизна базовых компонентов, простота приготовления и применения.  [16]

Решение этой проблемы связано с возможностью нейтрализации сероводорода, содержащегося в газе, нефти и воде карбонатных отложений, ионами железа девонских пластовых вод и продуктами коррозии нефтепромыслового оборудования.  [17]

Кроме того, известные реагенты обеспечивают нейтрализацию сероводорода только в объеме ствола скважины и, следовательно, продолжительность эффекта от них крайне мала, ограничивается лишь временем проведения подземного ремонта скважины.  [18]

Применяемые в нашей стране и за рубежом для нейтрализации сероводорода реагенты-окислители на основе окисей и гидроокисей активных поливалентных металлов ( марганец, железо, медь, цинк), а также химические соединения, содержащие активный хлор, и кислород, дорогостоящие и дефицитные, поэтому они экономически невыгодны для применения в нефтяной промышленности. В связи с этим были проведены поиск и экспериментальные исследования более дешевых и многотоннажных концентратов и отходов горнорудных предприятий с целью выявления возможности их использования для нейтрализации сероводорода на объектах нефтяной промышленности.  [19]

В результате проведения экспериментов установлено, что после нейтрализации сероводорода рН раствора растет, что способствует устойчивости продуктов реакции ( MnS) и предотвращает повторное выделение свободного сероводорода. В связи с этим отпадает необходимость дополнительного ввода в раствор реагентов для поддержания его требуемой щелочности.  [20]

Технология совместного сбора газированных нефтей карбона и девона с одновременной нейтрализацией сероводорода / В.П.Тронов, А.И. Ширеев, А.Д.Ли и др. II ЭЙ Нефтепромысловое дело.  [21]

ВНИИТБ проведены экспериментальные и теоретические исследования, в результате которых для нейтрализации сероводорода в составе бурового раствора был предложен реагент ВНИИТБ-1 ( техническая двуокись марганца), представляющий собой отходы витаминного производства.  [22]

Таким образом, реагент Т-66 наряду со своей основной функцией - нейтрализацией сероводорода - одновременно имеет ряд других положительных свойств. Небольшие добавки реагента Т-66 изменяют свойства сталей в благоприятную сторону, суживая диапазон неоднородности, механических свойств в сероводородной среде.  [23]

Из химических методов борьбы с сероводородом при добыче нефти наиболее перспективным считается нейтрализация сероводорода с получением органических соединений серы.  [24]

Как показали исследования, скорость циркуляции бурового раствора не влияет на эффективность нейтрализации сероводорода реагентом ВНИИТБ-1, что позволяет производить обработку скважины без остановки циркуляции.  [25]

Рецептура буровых растворов для вскрытия продуктивных сероводо-родсодернмкх пластов обосновывается с учетом обеспечения нейтрализации сероводорода, поступающего с выбуренной породой, а также в результате фильтрации и диЗДгаии до выхода его на устье сквмимн.  [26]

Нами выполнены работы по созданию новых технологий глушения нефтяных скважин, обеспечивающих нейтрализацию сероводорода при одновременном сохранении коллекторских характеристик пород призабойной зоны продуктивного пласта и снижении коррозионной активности скважинной продукции при вторичном вскрытии пласта и перед подземными ремонтами. В основу этих технологий положено использование новых химических составов для глушения скважин под условным названием составы УНИ ( состав УНИ-1 [33-36] и состав УНИ-3 [37]), получаемых из отходов и полупродуктов нефтехимического производства.  [27]

В результате лабораторных экспериментальных и теоретических исследований, проведенных ВНИИТБ, разработан способ нейтрализации сероводорода в составе бурового раствора на основе реагента ВНИИТБ-1. В соответствгш с разработанным способом при бурении скважины на месторождениях, содержащих сероводород, необходимо вводить в буровой раствор реагент ВНИИТБ-1 из расчета 0 5 кг / м5 при содержании сероводорода в пластовом флюиде до 10 % объеми. При этом буровой раствор должен обрабатываться реагентом перед вскрытием пласта, содержащего сероводород, не позднее одних суток.  [28]

Из этой таблицы также видно, что использование технической двуокиси марганца значительно повышает степень нейтрализации сероводорода единицей веса реагента по сравнению с гидратом окиси бария и составами на основе едкого натрия.  [29]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Способ нейтрализации сероводорода в нефтяной скважине

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для нейтрализации сероводорода в скважине в процессе ее эксплуатации в условиях сероводородной агрессии. Способ нейтрализации сероводорода в нефтяной скважине предусматривает закачку в скважину в качестве нейтрализующей жидкости (НЖ) расчетного количества продукта взаимодействия моноэтаноламина с 30-40%-ным раствором формальдегида (формалином) в мольном соотношении 1: (2,1-3), причем в зимнее время НЖ используют в смеси с алифатическим спиртом C1-C4 или этиленгликолем, взятым в количестве до 40 об.%. В преимущественном варианте НЖ непрерывно закачивают в затрубное пространство (в забой) скважины в поток добываемой скважиной продукции в количестве, достаточном для нейтрализации содержащихся в добываемой продукции скважины количеств сероводорода и легких меркаптанов. При этом НЖ закачивают в затрубное пространство скважины в виде предварительно приготовленной эмульсии НЖ в нефти и для приготовления эмульсии используют часть добываемой нефти, предпочтительно в количестве 2-20% от объема добываемой нефти. В другом варианте НЖ предварительно закачивают в скважину с последующим продавливанием в призабойную зону продавочной жидкостью, например водой, или нефтью, или нефтяной фракцией (перед проведением подземного ремонта скважины). Технический результат: обеспечение эффективной нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в скважине, а также расширение ассортимента доступных и недорогих нейтрализующих жидкостей, обладающих высокой поглощающей способностью по отношению к сероводороду и легким меркаптанам. 5 з.п.ф-лы, 1 табл.

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для нейтрализации сероводорода в нефтяной скважине в процессе ее эксплуатации в условиях сероводородной агрессии. Известны способы нейтрализации сероводорода в нефтяных скважинах при вскрытии сероводородсодержащих пластов, а также при проведении подземных ремонтов скважин, включающие закачку в скважину расчетных объемов нейтрализующих жидкостей - водных растворов и суспензий различных химических реагентов, например хлорного железа, оксидов железа, ЖС-7, MnO2, технического хлорамина и др. (Алиев М.Р. Использование нейтрализующей жидкости для глушения скважин, в продукции которых содержится сероводород. Э.И. Сер. "Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений". - М.: ВНИИОЭНГ, 1991. Вып.7. С. 19-26 и др.). Однако использование указанных известных реагентов приводит к уменьшению проницаемости пород призабойной зоны скважин и, как следствие, снижению коэффициента продуктивности и дебита скважин по нефти, увеличению обводненности их продукции (Рябоконь С.А. и др. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта. О.И. Сер. "Нефтепромысловое дело". - М.: ВНИИОЭНГ, 1989). Кроме того, используемые водные растворы указанных реагентов обладают недостаточно высокой поглощающей способностью по отношению к сероводороду. Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ нейтрализации сероводорода в нефтяной скважине, включающий закачку в призабойную зону скважины расчетного объема нейтрализующей жидкости, в качестве которой используют полиглицерины - продукты отходов производства глицерина в смеси с водным раствором хлористого натрия. При этом нейтрализующая жидкость содержит полиглицерины и водный раствор хлористого натрия в следующих соотношениях компонентов, об. %: полиглицерины 60-90 и водный раствор хлористого натрия 10-40. Кроме того, в преимущественном варианте осуществления способа расчетный объем используемой нейтрализующей жидкости предварительно закачивают в скважину с последующей продавкой в призабойную зону пластовой или сточной водой (пат. РФ 2136864, Е 21 В 43/22, 1999). Недостатком указанного способа является недостаточно высокая поглощающая способность применяемой нейтрализующей жидкости по отношению к сероводороду (3,7 объема сероводорода на 1 объем жидкости), в результате чего для обеспечения эффективной нейтрализации сероводорода требуется закачка в скважину больших объемов жидкости, особенно при высоком содержании сероводорода в скважинной продукции, что приводит к увеличению материальных и энергетических затрат на нейтрализацию сероводорода в скважине. Кроме того, используемая нейтрализующая жидкость обладает низкой поглощающей способностью по отношению к легким метил- и этилмеркаптанам, в результате чего в известном способе не достигается одновременная нейтрализация легких меркаптанов, содержащихся в продукции добывающих скважин наряду с сероводородом. Присутствие легких меркаптанов придает нефти резкий неприятный запах, высокую токсичность и коррозионную агрессивность, в связи с чем ухудшается экологическая обстановка экплуатации скважины. Так, метилмеркаптан имеет ПДК м. р 9•10-6 мг/м3, ПДК р. з 0,8 мг/м3 и порог запаха 2•10-5 мг/м3. В связи с этим, а также ужесточением требований к охране окружающей среды одновременная нейтрализация сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов в скважине становится актуальной задачей. Предлагаемое изобретение решает задачу обеспечения экологической безопасности эксплуатации нефтяных скважин и снижение коррозионной активности скважинной продукции за счет использования нейтрализующей жидкости, обладающей более высокой поглощающей способностью по отношению к сероводороду и легким меркаптанам. Техническим результатом, достигаемым при использовании изобретения, является повышение эффективности нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в нефтяной скважине и улучшение экологической обстановки эксплуатации скважины, а также расширение ассортимента доступных и недорогих нейтрализующих жидкостей, обладающих высокой поглощающей способностью по отношению к сероводороду и легким меркаптанам. Указанный технический результат достигается описываемым способом нейтрализации сероводорода в нефтяной скважине, включающим закачку в скважину расчетного количества нейтрализующей жидкости, в котором в качестве нейтрализующей жидкости используют продукт взаимодействия моноэтаноламина с 30-40%-ным раствором формальдегида (формалином) в мольном соотношении моноэтаноламин: формальдегид 1: (2,1-3,0). Кроме того, для придания нейтрализующей жидкости необходимых низкотемпературных свойств в ее состав дополнительно вводят алифатический спирт С1-С4 или этиленгликоль в количестве до 40 об. %, т. е. используют в смеси с низшим алифатическим спиртом C1-C4 или этиленгликолем. При этом технология использования способа в нефтегазодобывающей промышленности в зависимости от режима эксплуатации скважины и от поставленной задачи (обеспечение постоянной нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов без прекращения добычи скважинной продукции или периодической нейтрализации перед проведением подземного ремонта скважин) может состоять из непрерывной закачки (дозировки) используемой нейтрализующей жидкости в затрубное пространство (в забой) скважины в поток добываемой скважинной продукции в количестве, достаточном для полной нейтрализации содержащихся в добываемой продукции скважины сероводорода и легких меркаптанов, или из предварительной (периодической) закачки расчетного объема применяемой нейтрализующей жидкости в скважину с последующим продавливанием его в призабойную зону продавочной жидкостью, например водой или нефтью или нефтяной фракцией перед проведением подземного ремонта скважины. В первом случае, т.е. при непрерывной закачке (дозировке) применяемой нейтрализующей жидкости в забой скважины, для улучшения ее смешения с потоком добываемой скважинной продукции и контакта фаз целесообразна закачка ее в смеси с частью добываемой нефти в виде предварительно приготовленной эмульсии нейтрализующей жидкости в нефти (она смешивается с водой, спиртом и гликолем в любых соотношениях и имеет ограниченную растворимость в жидких углеводородах и нефти). То есть в этом случае осуществления способа расчетное количество применяемой нейтрализующей жидкости и возвращаемая в скважину часть нефти, предпочтительно 2-20% от объема добываемой нефти, предварительно подают в проточное смесительное устройство для эмульгирования нейтрализующей жидкости в нефти, а затем приготовленную эмульсию направляют в затрубное пространство скважины и далее - в поток скважинной продукции, т.е. в прием глубинного насоса при механизированном способе добычи нефти. Следует указать, что применяемый реагент - нейтрализатор активно и селективно реагирует с сероводородом и легкими метил-, этилмеркаптанами в достаточно широком интервале температур (5-80oС) при различных давлениях (атмосферное и выше) с образованием жидких высококипящих серу- и азотсодержащих органических соединений (аминосульфидов), хорошо растворимых в нефти (и плохо растворимых в воде), поэтому предварительная (периодическая) закачка их в призабойную зону (например, из расчета 0,2-0,5 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта) во втором случае не приводит к уменьшению проницаемости пород и обеспечивает сохранение коллекторских характеристик пород призабойной зоны продуктивного пласта. Следует указать, что для дополнительного увеличения поглощающей способности и регулирования рН среды предлагаемый нейтрализатор, как и известная нейтрализующая жидкость, могут быть использованы с добавкой до 0,8% щелочного агента, например гидроксидов или карбонатов калия, натрия или аммиака. Кроме того, при добыче обводненной нефти и необходимости проведения внутритрубной (внутрискважинной) деэмульсации воды из нефти расчетное количество применяемой нейтрализующей жидкости может быть закачено в скважину в смеси с известным деэмульгатором. Как показали специальные опыты, дополнительное введение в применяемый нейтрализатор небольших количеств (до 1%) известных деэмульгаторов и неионогенных ПАВ не оказывает заметного влияния на его поглощающую способность по отношению к сероводороду и легким меркаптанам. Отличительными признаками предлагаемого способа являются непрерывная или периодическая закачка в скважину продукта взаимодействия моноэтаноламина с 30-40%-ным раствором формальдегида (формалином) в вышеуказанном оптимальном мольном соотношении в качестве нейтрализующей жидкости для нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в нефтяной скважине. Дополнительными отличительными признаками способа являются использование указанного продукта взаимодействия в смеси с алифатическим спиртом С1-С4 или гликолем, непрерывная закачка применяемого реагента - нейтрализатора в скважину в виде предварительно приготовленной эмульсии реагента в нефти и использование части добываемой нефти для приготовления указанной эмульсии. Анализ отобранных в процессе поиска известных технических решений показал, что в науке и технике в данной области нет объекта, аналогичного по заявляемой совокупности признаков и преимуществ, что позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критериям "новизна" и "изобретательский уровень". Используемую в предлагаемом способе нейтрализующую жидкость получают по известной методике (Укр. хим. ж., 1936, 11, с. 119; пат. США 2194294, 1940; Уокер Дж. Формальдегид. - М.: ГХИ, 1957, с. 320) взаимодействием моноэтаноламина (МЭА) и 30-40%-ного водного раствора формальдегида (формалина) в мольном соотношении 1:(2,1-3) при температуре в пределах 10-50oС. Полученный водный раствор продукта взаимодействия МЭА с формальдегидом, т.е. реакционную смесь, применяют в качестве нейтрализующей жидкости (далее НЖ) без выделения и дополнительной очистки. Известно, что при взаимодействии первичного амина с формальдегидом образуется смесь продуктов, в т.ч. метилольные производные (моно-, диметанолэтаноламины), циклические оксазолидины, триазин (пат. ФРГ 2635389, 1983; Bl. Soc. Chim. France, 1967, 2, p. 571-575; Хим. энциклопедия. -М.:1988, т.1, с. 145 и др.). При проведении реакции с 30-40%-ными водными растворами формальдегида (формалином) при избытке формальдегида и обычных температурах (менее 40-50oС) в качестве основных продуктов образуются диметанолэтаноламин и циклический аминотриформаль (Уокер Дж. Формальдегид. - М. : ГХИ, 1957, с. 198,316,320 и др.). Причем проведение реакции в присутствии каталитических количеств щелочи приводит к образованию метилольного производного этаноламина. (Хим. энциклопедия. - М.: 1998, т.5, с.492). Необходимость и целесообразность использования в качестве НЖ продукта взаимодействия МЭА с формалином именно в вышеуказанном мольном соотношении (1: 2,1-3) обусловлены его высокой поглощающей способностью по отношению к сероводороду и легким меркаптанам и стабильностью химической активности (реакционноспособности) при транспортировании, хранении и применении, а также его сравнительно низкой стоимостью. Целесообразность использования НЖ в смеси с алифатическим спиртом или гликолем связана с приданием ей необходимых технологических свойств, а именно - получением товарной (зимней) формы реагента с низкими вязкостью и температурой замерзания для транспортирования, хранения и применения в зимнее холодное время. Дополнительное введение в состав реагента низшего алифитаческого спирта C1-C4 (метанола, этанола, изопропанола или бутанола) или этиленгликоля в количестве до 40% обеспечивает получение нейтрализующей жидкости с температурой застывания минус 40oС и ниже. В качестве исходного сырья для получения применяемой НЖ наиболее целесообразно использовать ~37%-ный водный раствор формальдегида (формалин технический по ГОСТ 1625-89) или 30-40%-ный водно-метанольный раствор формальдегида, содержащий 15-17% метанола (формалин метанольный по ТУ 38.602-09-43-92) и моноэтаноламин технический по ТУ 6-02-915-84, а в качестве растворителя-антифриза для приготовления товарной (зимней) формы НЖ - метанол по ГОСТ 2222-78 или бутанол по ГОСТ 5208-81, или изопропанол по ГОСТ 9805-84. Указанные виды исходного сырья производятся в настоящее время отечественной промышленностью в крупнотоннажном масштабе и являются сравнительно недорогими продуктами, применяемыми в настоящее время в нефтегазодобывающей промышленности в качестве химических реагентов - бактерицида (формалин) и абсорбента при очистке попутных нефтяных, природных газов от кислых компонентов (моноэтаноламин). То есть с точки зрения обеспеченности с исходным сырьем для получения применяемой НЖ предлагаемый способ является промышленно применимым. Технология получения нейтрализующей жидкости простая и заключается в смешении формалина и моноэтаноламина в вышеуказанных оптимальных мольных соотношениях при обычных температурах, поэтому может быть осуществлена в реагентном цехе нефтегазодобывающего предприятия или непосредственно на месте применения. Причем полученная таким образом НЖ может быть использована одновременно и в качестве бактерицида для предотвращения роста сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), т. е. в качестве реагента комплексного действия - нейтрализующей жидкости и бактерицида. Как показали проведенные испытания, продукт взаимодействия МЭА с формалином проявляет также бактерицидные свойства и предложен к практическому использованию в качестве бактерицида - ингибитора биологической коррозии (в системах поддержания пластового давления, сбора и подготовки сточной воды, обводненной нефти и в продуктивном нефтяном пласте). Для доказательства соответствия предлагаемого технического решения критерию "промышленная применяемость" ниже приведены конкретные примеры лабораторного (контрольного) испытания применяемых составов НЖ на эффективность нейтрализации сероводорода, этилмеркаптана и определения их расходных коэффициентов. Примеры 1-4. Применяемые в предлагаемом способе составы нейтрализующей жидкости испытывают на эффективность нейтрализации сероводорода и этилмеркаптана в нефти по следующей методике. В несколько градуированных литровых (пронумерованных от 1 до 6) стеклянных бутылок помещают навески испытуемой нейтрализующей жидкости в таких количествах, чтобы можно было построить графическую зависимость степени нейтрализации сероводорода или этилмеркаптана от дозировки реагента. Затем в бутылки с навеской нейтрализующей жидкости загружают по 800 мл нефти с известной концентрацией сероводорода (470 мг/л) или этилмеркаптана (390 мг/л), немедленно закрывают герметичной пробкой, после чего бутылки сильно встряхивают (в 100 раз), чтобы навеска испытуемой нейтрализующей жидкости хорошо эмульгировалась в нефти, и оставляют на стояние при комнатной температуре (22oС). Затем проводят количественный анализ нефти на содержание сероводорода и меркаптановой серы методом потенциометрического титрования по ГОСТ 17323-71, рассчитывают степень нейтрализации сероводорода, этилмеркаптана в нефти и из полученной графической зависимости определяют количество нейтрализующей жидкости, обеспечивающей 100%-ную нейтрализацию сероводорода и этилмеркаптана в нефти, и рассчитывают удельный расход нейтрализующей жидкости на нейтрализацию 1 г сероводорода и 1 г этилмеркаптана (расходный коэффициент по сероводороду и этилмеркаптану). В примере 1 в качестве нейтрализующей жидкости используют продукт реакции, полученный взаимодействием моноэтаноламина (по ТУ 6-02-915-84) с 37,2%-ным раствором формальдегида (формалин технический по ГОСТ 1625-89), взятых в мольном соотношении МЭА: формальдегид 1:2,1, а в примере 2 - в мольном соотношении МЭА: формальдегид 1:3. В примере 3 используют продукт, полученный взаимодействием МЭА с 40%-ным формалином метанольным (по ТУ 38.602-09-43-92) в мольном соотношении МЭА: формальдегид 1:2,3. В примере 4 в качестве нейтрализующей жидкости используют продукт, полученный взаимодействием МЭА с 37,2%-ным формалином в мольном соотношении МЭА:формальдегид 1: 2,1 и дополнительно содержащий 40% бутанола, а в примере 5 - продукт, дополнительно содержащий 20% этилового спирта. В таблице представлены сравнительные с протитипом результаты испытаний. Из представленных в таблице данных видно, что используемая в предлагаемом способе нейтрализующая жидкость обладает более высокой поглощающей способностью и, следовательно, предлагаемый способ по сравнению с прототипом обеспечивает более эффективную нейтрализацию сероводорода в нефтяной скважине. Кроме того, используемая в предлагаемом способе нейтрализующая жидкость обладают высокой поглощающей способностью по отношению к легким меркаптанам, следовательно, предлагаемый способ обеспечивает одновременную нейтрализацию высокотоксичных и коррозионных легких меркаптанов в нефтяной скважине, в результате чего достигаются улучшение экологической обстановки эксплуатации скважин и снижение коррозии всего оборудования системы добычи сероводород- и меркаптансодержащего углеводородного сырья, включая подземное оборудование скважин. Результаты промысловых испытаний предлагаемого способа нейтрализации сероводорода в нефтяной скважине 101, где механизированным способом с глубины ~ 900 м добывается тяжелая сернистая нефть с дебитом около 30 м3/сутки и содержанием сероводорода в среднем 0,028 мас.% (260 мг/л), показали высокую эффективность нейтрализации сероводорода в продукции скважины. При испытаниях в забой скважины в прием глубинного насоса в качестве нейтрализующей жидкости непрерывно дозировали продукт, предварительно полученный взаимодействием моноэтаноламина технического (по ТУ 6-02-915-84) и 37%-ного формалина технического (по ГОСТ 1625-89) в мольном соотношении МЭА: формальдегид 1:2,1 и взятый из расчета 10 кг НЖ на 1 кг сероводорода, т.е. удельный расход нейтрализующей жидкости (расходный коэффициент по сероводороду) составлял в среднем 10 кг/кг, а ее расчетное количество - 3,5 кг/ч или ~85 кг/сут. При этом для улучшения смешения нейтрализующей жидкости со скважинной продукцией и контакта фаз расчетное количество НЖ подавали в скважину через проточный смеситель в виде ~2%-ной эмульсии НЖ в нефти, т.е. около 10% добываемой нефти через смеситель возвращалось в затрубное пространство скважины. В период промысловых испытаний содержание сероводорода в нефти на выходе из скважины снизилось до 0,002 мас.% (~20 мг/л), т.е. предлагаемый способ обеспечивал 93%-ную степень нейтрализации сероводорода. Таким образом, результаты лабораторных и промысловых испытаний показали, что предлагаемый способ обеспечивает более эффективную нейтрализацию сероводорода и может быть использован в нефтегазодобывающей промышленности для нейтрализации сероводорода, а также легких меркаптанов в нефтяных скважинах в процессе их эксплуатации.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ нейтрализации сероводорода в нефтяной скважине, включающий закачку в скважину расчетного количества нейтрализующей жидкости, отличающийся тем, что в качестве нейтрализующей жидкости используют продукт взаимодействия моноэтаноламина с 30-40%-ным раствором формальдегида (формалином) в мольном соотношении моноэтаноламин : формальдегид = 1:(2,1-3). 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что нейтрализующую жидкость используют в смеси с низшим алифатическим спиртом 1-C4 или этиленгликолем, взятым в количестве до 40% от объема нейтрализующей жидкости. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что нейтрализующую жидкость непрерывно закачивают в затрубное пространство (в забой) скважины в поток добываемой скважинной продукции в количестве, достаточном для нейтрализации содержащихся в добываемой продукции скважины количеств сероводорода и легких меркаптанов. 4. Способ по п.3, отличающийся тем, что нейтрализующую жидкость закачивают в затрубное пространство (в забой) скважины в виде предварительно приготовленной эмульсии нейтрализующей жидкости в нефти. 5. Способ по п.4, отличающийся тем, что для приготовлении эмульсии нейтрализующей жидкости в нефти используют часть добываемой нефти, предпочтительно в количестве 2-20% от объема добываемой нефти. 6. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что нейтрализующую жидкость предварительно закачивают в скважину с последующей продавкой в призабойную зону водой, или нефтью, или нефтяной фракцией.

bankpatentov.ru

Состав для нейтрализации сероводорода

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче нефтей, содержащих сероводород. Состав для нейтрализации сероводорода в системе добычи и подготовки нефти, включает водный раствор аммиака и комплексообразователь, и дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество - азотсодержащий блоксополимер окисей этилена и пропилена; комплексообразователь - кислоту полиаминфосфоновую, или нитрилотриметил-фосфоновую, или 1-оксиэтилендифосфоновую, или тетраметиленфосфоновую, или их производные; водный раствор аммиака в количестве, обеспечивающем расход 0,5 моль аммиака на 1 моль сероводород, при следующем соотношении компонентов, % мае.: водный раствор аммиака - 98,0-99,3; комплексообразователь - 0,5-1,5; неионогенное поверхностно-активное вещество - 0,2-0,5. Состав согласно изобретению является эффективным нейтрализатором сероводорода и других кислых компонентов (меркаптанов) в продукции скважин, и обладает более высокой реакционной способностью. В процессе нейтрализации предложенным составом не выпадают соли в сбрасываемой пластовой воде. Кроме того, применение состава позволяет избежать проявления осложнений в технологии подготовки товарной нефти. Способствуя лучшему отделению воды. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче нефтей, содержащих сероводород.

Среди наиболее близких по назначению составов (аналог) известно, например, применение бактерицида (нейтрализация сероводорода) Сонцид 8101 (ТУ 2458-012-00151816-99) [http://www.ozneftechim.m/soncid8101.htm].

Недостатком аналога является невысокая поглощающая способность нейтрализирующей жидкости по отношению к сероводороду. Для обеспечения эффективной нейтрализации сероводорода требуется закачка в скважину больших объемов бактерицида (1:20), что приводит к увеличению материальных и энергетических затрат.

К заявляемому составу близок (прототип) состав для нейтрализации сероводорода, который содержит водный раствор аммиака в композиции с ингибитором солеотложений ИСБ-1 [Мавлютова М.З., Мамбетова Л.М., Борисов В.П. Повышение эффективности процессов подготовки нефтей на промыслах с применением аммиака. - Сб. тр. БашНИПИнефть. - Уфа, 1985. - Вып.72. - 28 с.].

Недостатком прототипа является то, что он подается в систему, где компоненты продукции скважины уже разделены на нефть, газ и воду, и поэтому не позволяет эффективно нейтрализовать сероводород, содержащийся в каждом компоненте. При нейтрализации сероводорода составом-прототипом наблюдаются осложнения, связанные с последующим обезвоживанием товарной нефти.

В основу настоящего изобретения положена задача создания состава, обладающего более высокой реакционной способностью для нейтрализации сероводорода и других кислых компонентов (меркаптанов) в системе добычи и подготовки нефти. В процессе нейтрализации сероводорода предлагаемым составом не выпадают соли в сбрасываемой пластовой воде. Кроме того, применение состава позволяет избежать проявления осложнений в технологии подготовки товарной нефти, способствуя лучшему отделению воды.

Поставленная задача решается тем, что состав для нейтрализации сероводорода в системе добычи и подготовки нефти включает водный раствор аммиака и комплексообразователь, причем дополнительно содержит неионногенное поверхностно-активное вещество - азотсодержащий блоксополимер окисей этилена и пропилена; комплексообразователь - кислота полиаминфосфоновая, или нитрилотриметилфосфоновая, или 1-оксиэтилендифосфоновая, или тетраметиленфосфоновая, или их производные; при этом водный раствор аммиака используют в количестве, обеспечивающем расход 0,5 моль аммиака на 1 моль сероводорода, при следующем соотношении компонентов, в мас.%:

- водный раствор аммиака - 98,0-99,3;

- комплексообразователь - 0,5-1,5;

- неионногенное поверхностно-активное вещество - 0,2-0,5.

Анализ отобранных в процессе поиска известных технических решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного по заявленной совокупности признаков и преимуществ, что позволяет сделать вывод о соответствии его критериям «новизна» и «изобретательский уровень».

Соответствие критерию «промышленная применимость» доказывается ниже приведенными конкретными примерами (таблица).

Пример 1. В нефтяную эмульсию (обводненность 5%, содержание сероводорода 1200 мг/дм) для нейтрализации сероводорода добавляли заявляемый состав и состав-прототип в количестве 1,2 л/т.

Пример 2. Содержание сероводорода в нефти 500 мг/дм. На 1 т нефти добавляли 250 мг/т состава для нейтрализации сероводорода и выдерживали 2 часа.

Пример 3. Нефтяную эмульсию обводненностью 30% с содержанием сероводорода 620 мг/дм обрабатывали составом-прототипом (300 мг/т) и заявляемым составом для нейтрализации сероводорода (200 мг/т). Выдерживали 2 часа.

Пример 4. В нефть с содержанием воды 1,5% и сероводорода 50 мг/дм добавляли заявляемый состав для нейтрализации сероводорода и прототип в количестве 20 мг/т.

ТаблицаРезультаты проведенных испытаний
ПримерСостав для нейтрализации сероводородаСодержание сероводорода, мг/дм3Содержание воды в нефти, %
исходноеостаточноеисходноеостаточное
1заявляемый1200050,01
прототип05
2заявляемый5001,00,10,01
прототип250,1
3заявляемый (200 мг/т)6200,5300,2
прототип (300 мг/т)2325
4заявляемый5001,50,01
прототип01,5

Данные, представленные в примерах 1-4, показывают, что нейтрализация сероводорода заявляемым составом наиболее эффективна по сравнению с известным. Состав для нейтрализации сероводорода в системе добычи и подготовки нефти позволяет не только практически полностью удалять сероводород (0-1,0 мг/дм против 0-23 мг/дм у прототипа), но и обеспечивает дополнительно уменьшение содержания остаточной воды в нефти (0,01-0,2% против 0,1-25,0% у прототипа).

Во всех примерах содержание сероводорода в водной фазе определяли по ОСТу 39-234-89 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Определение содержания сероводорода». Содержание сероводорода в нефти определяли по ГОСТ 50802-95 «Определение сероводорода в товарной нефти», по методике (поглощение сероводорода щелочью с последующим осаждением раствором уксуснокислого кадмия), хроматографическим методом.

Состав для нейтрализации сероводорода в системе добычи и подготовки нефти, включающий водный раствор аммиака и комплексообразователь, отличающийся тем, что дополнительно содержит неионногенное поверхностно-активное вещество - азотсодержащий блоксополимер окисей этилена и пропилена; комплексообразователь - кислоту полиаминфосфоновую, или нитрилотриметилфосфоновую, или 1-оксиэтилендифосфоновую, или тетраметиленфосфоновую, или их производные; при этом водный раствор аммиака используют в количестве, обеспечивающем расход 0,5 моль аммиака на 1 моль сероводорода, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

водный раствор аммиака 98,0-99,3

комплексообразователь 0,5-1,5

неионногенное поверхностно-активное вещество 0,2-0,5

www.findpatent.ru

нейтрализатор сероводорода - патент РФ 2490311

Изобретение относится к химическим реагентам - нейтрализаторам сероводорода и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей промышленности для нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в углеводородсодержащих средах. Предложен нейтрализатор сероводорода, включающий гидроксид щелочного металла и/или органическое основание (0,03-15 мас.%), неионогенное ПАВ (0,5-25 мас.%) и гемиформаль(и) низшего алифатического спирта (остальное). В качестве неионогенного ПАВ преимущественно используют полиэфиры простые на основе глицерина (Лапролы) или оксиалкилированные гликоли (Проксанолы), или оксиалкилированный этилендиамин (Проксамины), или оксиэтилированные алкилфенолы (Неонолы) или их смеси. Технический результат - интенсификация процессов получения нейтрализатора и нейтрализации сероводорода в углеводородсодержащих средах, создание реагента комплексного действия, сочетающего в себе свойства нейтрализатора сероводорода и деэмульгатора водонефтяных эмульсий, обладающего низкой коррозионной агрессивностью. Предложенный нейтрализатор-деэмульгатор обладает также бактерицидной активностью к сульфатвосстанавливающим бактериям. 3 з.п., 1 табл., 18 пр.

Изобретение относится к области очистки углеводородного сырья от сернистых соединений химическими реагентами, а именно - к нейтрализаторам сероводорода и легких меркаптанов, и может быть использовано в нефтегазодобывающей и нефтегазоперерабатывающей промышленности для нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в углеводородсодержащих средах (нефти, газоконденсате, водонефтяных эмульсиях и нефтепродуктах).

Известно средство для нейтрализации сероводорода и меркаптанов в нефти и нефтепродуктах, представляющее собой продукт взаимодействия алкиленполиамина, преимущественно диэтилентриамина, с формалином в мольном соотношении от 1:1 до 1:14, предпочтительно от 1:1 до 1:3 (US 5284576, 1994 г.).

Однако указанный реагент обладает невысокой нейтрализующей способностью и не обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода и меркаптанов в нефти. Другими его недостатками являются высокие удельный расход и стоимость (из-за применения для его производства дорогостоящего диэтилентриамина).

Известно применение для очистки нефти, газоконденсата и их фракций от меркаптанов и сероводорода органического реагента-нейтрализатора, представляющего собой метанолэтаноламин, диметанолэтаноламин, метанолдиэтаноламин или их смеси. В преимущественном варианте реагент применяют в виде водного раствора, предварительно полученного взаимодействием моноэтаноламина и/или диэтаноламина с водным раствором формальдегида - формалином в мольном соотношении этаноламин: формальдегид 1:1-2 (RU 2121492, 1998 г.).

Известно также применение аминотриформалей (пергидро-1,3,5-диоксазинов) в качестве органического реагента-нейтрализатора для очистки нефти и нефтепродуктов от сероводорода и легких меркаптанов. В преимущественном варианте реагент применяют в виде водного раствора, предварительно полученного взаимодействием первичного алкиламина или алканоламина с формалином в мольном соотношении 1:2,5-3,5 (RU 2216568, 2003 г.).

Однако указанные реагенты недостаточно эффективны (требуемый удельный расход составляет 4-6 г/г сероводорода) и технологичны для применения в промысловых условиях из-за низкой термохимической стабильности при хранении и недостаточно низкой температуры их застывания.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является органический реагент для нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в товарной нефти, представляющий собой смеси гемиформаля и углеводородного нитросоединения (RU 2348679, 2009 г.). При этом в качестве углеводородного нитросоединения, ускоряющего реакцию, он содержит нитробензол в количестве до 5 мас.%. Согласно описанию изобретения (с.5 и 6) в качестве гемиформаля нейтрализатор содержит гемиформаль метанола, который получают взаимодействием параформальдегида с метанолом. В указанном техническом решении не конкретизированы условия получения запатентованного нейтрализатора. Из описания изобретения (с.5 и 6) следует, что нейтрализатор получают взаимодействием параформальдегида с метанолом при обычной температуре (20°C) с последующим добавлением в гемиформаль нитробензола в количестве до 5 мас.%. Полученный таким образом нейтрализатор имеет следующий компонентный состав, мас.%: параформальдегид - до 57,5; метанол - 37,5 и нитробензол - 5,0.

Недостатками указанного нейтрализатора являются длительность процесса его получения из-за низкой скорости растворения параформальдегида в метаноле с образованием гемиформалей, коррозионная агрессивность по отношению к углеродистой стали и недостаточно высокая реакционная способность, связанная с невысокой каталитической активностью нитробензола в реакциях нейтрализации сероводорода и меркаптанов, в результате чего требуется обеспечение длительного времени контакта нейтрализатора с очищаемой нефтью, что не всегда осуществимо на действующих установках подготовки нефти. Кроме того, применение в его составе в качестве катализатора нитробензола, хорошо растворимого в нефти и плохо растворимого в воде, приводит к загрязнению товарной нефти нежелательным нитросоединением.

В основу настоящего изобретения положена задача сокращения времени синтеза нейтрализатора и повышения его реакционной способности, т.е. интенсификация процессов получения и нейтрализации. Задачей изобретения является также создание реагента комплексного действия, сочетающего в себе свойства нейтрализатора сероводорода и деэмульгатора водонефтяных эмульсий и обладающего низкой коррозионной агрессивностью по отношению к углеродистой стали.

Поставленная задача решается тем, что нейтрализатор сероводорода и легких меркаптанов, включающий продукт взаимодействия параформальдегида с низшим алифатическим спиртом - гемиформаль(и) и катализатор, в качестве последнего он содержит гидроксид щелочного металла и/или органическое основание, и дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Гидроксид щелочного металла и/или органическое
основание 0,03-15
Неионогенное поверхностно-активное вещество0,5-25
Гемиформаль(и) низшего алифатического спирта(ов) Остальное

При этом в качестве органического основания предлагаемый нейтрализатор преимущественно содержит третичный амин или смеси третичного амина с первичным(и) и/или вторичным(и) аминами, а в качестве гидроксида щелочного металла - гидроксид натрия или калия. В качестве гемиформаля он содержит гемиформаль(и) алифатических спиртов C1 -C4, преимущественно метанола и/или этанола. В качестве неионогенного поверхностно-активного вещества он преимущественно содержит полиэфиры простые на основе глицерина марки Лапрол 6003-2Б-18, Лапрол 5003-2-Б10, 4202-2Б-30, Реапон-4В, Реапон-И или оксиалкилированные гликоли марки Проксанол 305, или оксиалкилированный этилендиамин марки Проксамин 385, Дипроксамин 157, Дипроксамин 157-65М, или оксиэтилированные алкилфенолы марки Неонол АФ 9-12, АФ 9-10 или их смеси.

Следует указать, что большинство из вышеуказанных неионогенных поверхностно-активных веществ являются эффективными деэмульгаторами водонефтяных эмульсий (Рахманкулов Д.Л. и др. Химические реагенты в добыче и транспорте нефти. Справочник. - М.: Химия. 1987. С.65-67 и др.). Предлагаемое их использование в найденных оптимальных соотношениях позволяет получить технологичный и эффективный реагент комплексного действия, сочетающий в себе свойства нейтрализатора сероводорода и деэмульгатора, что практически важно при очистке водонефтяных эмульсий (в том числе, обводненной продукции нефтяных скважин), поскольку при этом одновременно будет происходить нейтрализация сероводорода и деэмульсация, и последующий отстой пластовой или пресной промывочной (подтоварной) воды при выдерживании обработанной нейтрализатором нефти в буферных емкостях-отстойниках или электродегидраторах, или в резервуарах товарной нефти (RU 73799, RU 2349365).

Целесообразность использования в качестве щелочного катализатора именно гидроксида щелочных металлов и/или третичных аминов обусловлена тем, что они, в отличие от первичных и вторичных аминов, не взаимодействуют с формальдегидом, а служат лишь катализатором реакций взаимодействия параформальдегида со спиртами с образованием гемиформалей при синтезе нейтрализатора и взаимодействия гемиформалей с сероводородом и легкими меркаптанами при применении полученного реагента в качестве нейтрализатора. Следует указать, что в качестве эффективного катализатора могут быть использованы также четвертичные аммониевые основания, однако они являются более дорогостоящими продуктами. Возможно также использование в качестве эффективного катализатора смесей третичного амина с первичным и/или вторичным аминами, например смеси моно-, ди- и триэтаноламинов. В этом случае часть параформальдегида реагирует с образованием метилольных производных (метанолэтаноламинов) и аминоэфиров, которые также являются реакционноспособными соединениями по отношению к сероводороду и меркаптанам (RU 2121492, RU 2220756, RU 2349627). Таким образом, в этом случае полученный нейтрализатор будет включать несколько реакционноспособных компонентов и пригоден для применения в качестве эффективного и технологичного нейтрализатора сероводорода и легких меркаптанов.

В преимущественном варианте в качестве сырья для получения предлагаемого нейтрализатора используют товарные технические метанол (ГОСТ 2222) или этанол (ГОСТ 17299, ГОСТ 18300), параформальдегид (ТУ 6-09-141-03-89, ТУ 6-05-930-78), гидроксид натрия (натр едкий по ГОСТ 2263, ГОСТ 11078) и/или триэтаноламин (ТУ 2423-168-00203335-2007) и простые полиэфиры марок Лапрол 6003-2Б-18, Лапрол 5003-2-Б10, 4202-2Б-30, Реапон-4В (ТУ 2226-005-10488057-94) или оксиалкилированный этиленгликоль марки Проксанол 305 (ТУ 2458-158-002033335-2004), или оксиалкилированный этилендиамин марки Проксамин 385 (ТУ 2458-154-002033335-2004), Дипроксамин 157-65М (ТУ 38.1011128-87), или оксиэтилированные алкилфенолы марки Неонол АФ 9-12 (ТУ 2483-077-05766801-98). Указанные виды сырья производятся в промышленных масштабах, т.е. с точки зрения обеспеченности сырьем предлагаемый нейтрализатор является промышленно применимым.

Предлагаемый нейтрализатор в преимущественном варианте получают следующим образом. В термостатированную реакционную колбу, снабженную механической мешалкой, обратным холодильником и термометром загружают расчетное количество алифатического спирта и при перемешивании вводят щелочной катализатор, преимущественно ~ 46%-ный водный раствор гидроксида натрия (например, натр едкий марки РД по ГОСТ 2263) и третичный амин, например триэтаноламин. Затем при перемешивании добавляют расчетное количество кристаллического параформальдегида. При этом спирт и параформальдегид берут в мольных соотношениях 1:0,8-1,6, предпочтительно 1:1-1,5. Включают нагреватель термостата и полученную суспензию перемешивают при температуре 40-70°C до полного растворения параформальдегида с образованием гемиформалей. Затем добавляют расчетное количество неионогенного ПАВ и дополнительно перемешивают до получения однородного продукта. Полученный таким образом продукт используют в качестве комплексного реагента-нейтрализатора без дальнейшей обработки и очистки.

Полученные композиции в обычных условиях представляют собой подвижные жидкости от бесцветного до белого или желтого цвета плотностью в пределах 0,93-1,11 г/см3 , с величиной показателя pH от 8 до 13 и температурой застывания ниже минус 40°C.

Изобретение иллюстрируется следующими конкретными, но не ограничивающими его примерами получения нейтрализатора (примеры 1-6), испытания его на эффективность и коррозионную агрессивность.

Пример 1. Получение предлагаемого нейтрализатора сероводорода. В термостатированную колбу, снабженную мешалкой, термометром и обратным холодильником, загружают 47 г метанола и при перемешивании вводят 0,5 г щелочного катализатора - гидроксида натрия в виде 46%-го водного раствора (натр едкий марки РД по ГОСТ 2263). Затем при перемешивании засыпают 49 г кристаллического параформальдегида (параформа) и полученную суспензию перемешивают при температуре 55°C до полного растворения параформа с образованием гемиформалей метанола. Мольное соотношение метанол: формальдегид в реакционной смеси равно 1:1,1. Согласно литературным данным (ЖПХ. 1979. Т.52. № 12. С.2722-2730) при взаимодействии формальдегида с метанолом в таком мольном соотношении образуется смесь моно-, ди-, три- и тетра- и пентагемиформалей метанола общей формулы Ch4 -O-(Ch3O)nH, где n=1-5. При этом содержание моногемиформаля метанола (метоксиметанола) формулы Ch4 -O-Ch3-OH в реакционной смеси составляет более 50%. Затем в полученные гемиформали добавляют 3,5 г неионогенного ПАВ марки Проксамин 385 и дополнительно перемешивают до получения однородного продукта и полученную композицию используют в качестве нейтрализатора сероводорода (пример 9).

Примеры 2-6. Образцы нейтрализаторов № № 2-6 получают аналогично примеру 1, но с использованием неионогенных ПАВ других марок и при других соотношениях компонентов, указанных в таблице. При этом в примере 2 в качестве неионогенного ПАВ используют Дипроксамин 157, в примере 3 - простой полиэфир Лапрол 6003-2Б-18, в примере 4 - Реапон-4В, в примере 5 - Проксанол 305, а в примере 6 - Неонол АФ 9-12 и Реапон-4В. В примере 6 качестве спирта используют смесь этанола и метанола. Компонентный состав и условия проведения процесса получения нейтрализатора приведены в таблице.

Пример 7. Получение известного нейтрализатора (прототип).

В реакционную колбу по примеру 1 загружают 37,5 г метанола и при перемешивании засыпают 57,5 г кристаллического параформальдегида. Полученную реакционную смесь перемешивают при комнатной температуре (20-25°C) до полного растворения параформа с образованием гемиформалей метанола. Затем в полученный гемиформаль добавляют 5 г нитробензола, перемешивают до получения однородного продукта и испытывают на эффективность нейтрализации сероводорода в товарной нефти.

Пример 8. Получение известного нейтрализатора (прототип).

В реакционную колбу по примеру 1 загружают 47,5 г метанола и при перемешивании вводят 2,5 г нитробензола. Затем при перемешивании засыпают 50 г кристаллического параформальдегида и перемешивают при температуре 50°C до полного растворения параформа с образованием гемиформалей метанола.

Компонентный состав предлагаемого и известного нейтрализаторов, полученных по примерам 1-8, и результаты определения продолжительности проведения реакции их получения приведены в таблице.

Пример 9. Испытание предлагаемого нейтрализатора на эффективность нейтрализации сероводорода в нефти.

В термостатированную реакционную колбу с мешалкой вводят 0,07 г нейтрализатора по примеру 1, затем загружают 100 мл высокосернистой карбоновой нефти, содержащей 0,031 мас.% (310 ppm) сероводорода. Массовое соотношение нейтрализатор: сероводород в реакционной смеси составляет 2,4:1, т.е. удельный расход нейтрализатора (расходный коэффициент) составляет 2,4 г/г. Затем нефть с введенным нейтрализатором перемешивают при температуре 55°C в течение 1 ч и после охлаждения до комнатной температуры проводят количественный анализ нефти на содержание остаточного сероводорода и рассчитывают степень очистки нефти. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 74%.

Примеры 10-16. Испытания нейтрализатора по примерам 2-6 и известного нейтрализатора по примерам 7, 8 проводят аналогично и в условиях примера 9. Результаты определения степени нейтрализации сероводорода в нефти предлагаемым и известным нейтрализаторами приведены в таблице.

Пример 17. Испытание предлагаемого и известного нейтрализаторов на коррозионную активность.

Гравиметрическим методом определяют скорость коррозии углеродистой стали Ст3сп в среде предлагаемого нейтрализатора по примеру 1 и известного нейтрализатора по примеру 7 при температуре 25°C, моделируя хранение реагента в летнее время года в емкости из углеродистой стали. Продолжительность испытаний - 4468 часов. При этом средняя скорость коррозии стали в среде предлагаемого нейтрализатора составляет 0,005 мм/год, а в среде известного нейтрализатора - 0,035 мм/год, т.е. предлагаемый нейтрализатор в сравнении с известным обладает низкой коррозионной агрессивностью по отношению к углеродистой стали.

Пример 18. Испытание предлагаемого и известного нейтрализаторов на эффективность деэмульгирующего действия.

Для отмывки водорастворимых продуктов нейтрализации сероводорода и хлористых солей в очищенную нейтрализатором по примеру 4 нефть добавляют пресную воду в количестве 10% и после перемешивания встряхиванием (100 качков) ставят на отстой эмульсионной воды при температуре 50°C, моделируя процесс отстоя промывочной воды в отстойнике ступени обессоливания установки подготовки нефти (УПН). Для сравнения ставят опыт в идентичных условиях с нефтью, очищенной известным нейтрализатором по примеру 8, и определяют время отделения воды от очищенной нефти при температуре 50°C. Время полного отделения промывочной воды от очищенной нейтрализатором по примеру 4 нефти составляет 40 минут, а от очищенной известным нейтрализатором по примеру 8 нефти - 70 минут. Таким образом, предлагаемый нейтрализатор, в отличие от известного, обладает эффективным деэмульгирующим действием и его применение позволяет существенно сократить время отделения промывочной воды от очищенной нефти.

Из представленных в таблице данных видно, что использование в качестве катализатора гидроксида щелочного металла и/или органического основания позволяет многократно сократить время синтеза нейтрализатора и обеспечивает получение нейтрализатора, обладающего более высокой реакционной способностью по сравнению с известным (нитробензолом). Таким образом, заявленное изобретение позволяет интенсифицировать процесс получения нейтрализатора и процесс нейтрализации сероводорода в нефти и тем самым повысить производительность реакторов синтеза нейтрализатора и нейтрализации сероводорода в нефти. Приведенные в примере 17 результаты сравнительных коррозионных испытаний показывают, что в сравнении с известным предлагаемый нейтрализатор обладает низкой коррозионной агрессивностью, что позволяет использовать оборудование из углеродистых сталей для хранения и применения нейтрализатора. Приведенные в примере 18 данные показывают, что предлагаемый нейтрализатор обладает эффективным деэмульгирующим действием, т.е. он является реагентом комплексного действия, сочетающим в себе свойства эффективного нейтрализатора сероводорода и деэмульгатора водонефтяных эмульсий. Применение такого реагента позволит существенно сократить время отстоя промывочной воды при последующем обессоливании очищенной нефти и, следовательно, повысить эффективность и производительность ступени обессоливания. Содержащийся в составе предлагаемого нейтрализатора щелочной катализатор - гидроксид щелочного металла и/или органическое основание служит также ингибитором кислотной коррозии нефтепроводов при транспортировании сернистых нефтей и оборудования электрообессоливающих установок при подготовке таких нефтей к переработке на нефтеперерабатывающих заводах.

Кроме того, как показали проведенные испытания, предлагаемый нейтрализатор обладает также высокой бактерицидной активностью по отношению к сульфатвосстанавливающим бактериям (100%-ное подавление роста СВБ при концентрации 50-100 мг/л). Следовательно, он может быть использован и в качестве бактерицида для подавления роста СВБ в нефтепромысловых средах и в заводняемом нефтяном пласте.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Нейтрализатор сероводорода, включающий гемиформаль(и) низшего алифатического спирта и катализатор, отличающийся тем, что в качестве последнего он содержит гидроксид щелочного металла и/или органическое основание и дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Гидроксид щелочного металла и/или органическое
основание 0,03-15
Неионогенное поверхностно-активное вещество0,5-25
Гемиформаль(и) низшего алифатического спирта(ов) остальное

2. Нейтрализатор по п.1, отличающийся тем, что в качестве органического основания он преимущественно содержит третичный амин или смесь третичного амина с первичным и/или вторичным аминами.

3. Нейтрализатор по п.1, отличающийся тем, что в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества он преимущественно содержит полиэфиры простые на основе глицерина марки Лапрол 6003-2Б-18, Лапрол 5003-2-Б10, 4202-2Б-30, Реапон-4В или оксиалкилированные гликоли марки Проксанол 305, или оксиалкилированный этилендиамин марки Проксамин 385, Дипроксамин 157, Дипроксамин 157-65М или оксиэтилированные алкилфенолы марки Неонол АФ 9-12, АФ 9-10 или их смеси.

4. Нейтрализатор по п.1, отличающийся тем, что в качестве гемиформаля низшего алифатического спирта он преимущественно содержит гемиформали метанола и/или этанола.

www.freepatent.ru

Нейтрализатор сероводорода и способ его использования

Изобретение относится к нефтегазодобывающей и нефтегазоперерабатывающей отраслям промышленности. Изобретение касается нейтрализатора сероводорода в нефти, газоконденсате, водонефтяных эмульсиях и нефтепродуктах, включающего азотсодержащее органическое основание и формальдегидсодержащий продукт, при этом в качестве последнего он содержит параформальдегид и дополнительно содержит низший алифатический спирт при следующем соотношении компонентов, мас.%: параформальдегид - 45-55; азотсодержащее органическое основание - 1-10, низший алифатический спирт - остальное. Технический результат - нейтрализатор, обладающий высокой технологичностью и реакционной способностью и обеспечивающий высокую степень очистки нефти и нефтепродуктов от сероводорода при низких удельных расходах. 4 з.п. ф-лы, 1 табл., 26 пр.

Изобретение относится к области нейтрализации сероводорода в углеводородных средах химическими реагентами-нейтрализаторами и может быть использовано в нефтегазодобывающей и нефтегазоперерабатывающей промышленности для очистки сероводородсодержащих нефтей, газоконденсатов и их фракций (нефтепродуктов), водонефтяных эмульсий и технологических жидкостей (растворителей парафиноотложений, жидкости глушения скважин и т.п.).

Известен способ очистки нефти и нефтепродуктов от сероводорода и меркаптанов путем обработки исходного сырья водным раствором гексаметилентетрамцна (ГМТА) при температуре 100-350°F. При этом ГМТА преимущественно используют в виде ~ 40%-ного водного раствора, предварительно полученного взаимодействием аммиака с ~ 37%-ным водным раствором формальдегида (формалином) в мольном соотношении около 1:1,5 (пат. США №5213680, C10G 29/20, 1993 г.).

Однако применяемый в указанном способе нейтрализатор обладает низкой реакционной способностью и не обеспечивает эффективную очистку нефти от сероводорода при обычных температурах, в результате чего требуется проведение процесса очистки при повышенных температурах (выше 80-100°С) и высоком расходе нейтрализатора. Высокое содержание воды (~ 60%) в составе указанного нейтрализатора и его повышенный расход на очистку приводят к увеличению содержания воды в обработанной нефти выше уровня современных требований (ГОСТ Р 51858-2002 с изм. 1 от 01.01.2006 г.) и к необходимости проведения дополнительного обезвоживания очищенной нефти.

Известно средство для нейтрализации сероводорода в нефти и нефтепродуктах, представляющее собой продукт взаимодействия алкиленполиамина, преимущественно диэтилентриамина, с формалином в мольном соотношении от 1:1 до 1:14, предпочтительно от 1:1 до 1:3 (пат. США №5284576, C10G 29/20, 1994 г.).

Однако указанный реагент также не обладает достаточно высокой нейтрализующей способностью по отношению к сероводороду. Другими его недостатками являются высокие удельный расход и стоимость (из-за применения для его получения дорогостоящего диэтилентриамина).

В качестве прототипа был взят способ очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и меркаптанов с применением в качестве нейтрализатора поглотительных растворов, представляющих собой 3-30%-ный раствор уротропина в формалине или 3-30%-ный раствор уротропина в смеси формалина и водного аммиака. В преимущественном варианте применяемый нейтрализатор представляет собой 10-30%-ный раствор уротропина в техническом формалине или раствор уротропина в смеси формалина и аммиака состава, %: формальдегид 20-30, уротропин 3-30, аммиак 0,5-6, метанол 3-10 и вода 40-60 (пат. РФ №2269567, C10G 29/20, 2006 г.).

Основными недостатками указанных нейтрализаторов являются недостаточно высокие поглотительная способность по отношению к сероводороду (3,5-6 г/г сероводорода) и технологичность для применения в промысловых условиях из-за высокой температуры их застывания (около 0°C и выше в зависимости от концентрации уротропина в растворе). Кроме того, указанные нейтрализаторы обладают низкой стабильностью при хранении (происходит выпадение в осадок уротропина и полиформальдегида).

Учитывая суровые климатические условия в большинстве нефтедобывающих регионах страны и, соответственно, жесткие требования нефтяной отрасли к химреагентам по температуре их застывания, требуется создание эффективного и технологичного нейтрализатора с низкой температурой застывания. Кроме того, известный нейтрализатор содержит в своем составе значительное количество воды (до 60%), что приводит к повышению содержания воды в обработанной нейтрализатором нефти и, следовательно, необходимости ее дополнительного обезвоживания до уровня современных требований (ГОСТ Р 51858). Следует также указать, что вода, содержащаяся в составе известных нейтрализаторов на основе формалина, не участвует в реакциях нейтрализации, т.е. является балластным компонентом. В связи с этим применение нейтрализатора с высоким содержанием воды приводит к необходимости транспортирования, хранения и дозировки больших объемов реагента и, следовательно, к высоким затратам на очистку добываемых сероводородсодержащих нефтей.

Таким образом, создание эффективного и технологичного нейтрализатора с низкими температурой застывания и содержанием воды, обеспечивающего снижение расхода реагента на очистку добываемых нефтей от сероводорода, является актуальной задачей. Изобретением решается также задача расширения ассортимента эффективных и технологичных средств для нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в углеводородных средах, а также для подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) в нефтепромысловых средах.

Поставленная задача решается тем, что нейтрализатор сероводорода в нефти, газоконденсате, водонефтяных эмульсиях и нефтепродуктах, включающий азотсодержащее органическое основание и формальдегидсодержащий продукт, в качестве последнего он содержит параформальдегид (параформ), и дополнительно содержит низший алифатический спирт при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Параформальдегид 45-55
Азотсодержащее органическое основание 1-10
Низший алифатический спирт Остальное

В преимущественном варианте выполнения изобретения заявляемый реагент-нейтрализатор дополнительно содержит неорганическое основание, преимущественно гидроксид натрия или калия, и необязательно бактерицидный препарат при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Параформальдегид 45-55
Азотсодержащее органическое основание 1-8
Гидроксид натрия или калия 0,1-2
Бактерицид 0-10
Низший алифатический спирт Остальное

В качестве азотсодержащего органического основания предлагаемый нейтрализатор преимущественно содержит третичный амин и/или четвертичное аммониевое основание, или смеси третичного амина с первичным и/или вторичным аминами. При этом в качестве третичного амина он предпочтительно содержит триэтаноламин, метилдиэтаноламин, диметилэтаноламин, триэтиламин, трибутиламин, диметилалкиламины C8-C14, диметилбензиламин, тетраметилэтилендиамин или их смеси. В качестве низшего алифатического спирта нейтрализатор преимущественно содержит метанол, этанол или их смеси. В качестве бактерицидного препарата нейтрализатор преимущественно содержит бактерицид марки Бакцид на основе тримера этаноламина (по ТУ 2484-010-05744685-96) и/или Сонцид на основе 1,3-оксазолидина (по ТУ 2458-012-00151816-99), либо их отечественные и зарубежные аналоги, например марки Ремацид (по ТУ 2433-003-22427740-03), Аминоцид (по ТУ 88 УССР 192.112-90), MEA-TRIAZINE, BIOCIDE и др.

Предлагаемые композиции в обычных условиях представляют собой подвижные жидкости от бесцветного до светло-коричневого цвета плотностью в пределах 0,95-1,10 г/см3, величиной показателя pH от 8 до 12 (в зависимости от содержания гидроксида натрия или калия) и температурой застывания ниже минус 40°C.

Предлагаемый нейтрализатор получают путем растворения товарного параформальдегида в спирте (метаноле и/или этаноле), содержащем азотсодержащее органическое основание, предпочтительно третичный амин. В преимущественном варианте нейтрализатор получают растворением параформальдегида (параформа) в спирте, содержащем третичный амин и неорганическое основание (гидроксид натрия, калия).

Известно, что при растворении параформальдегида в спирте в нейтральной или щелочной среде происходит его взаимодействие со спиртом с образованием гемиформалей (полуацеталей), а в кислой среде - полных формалей (Огородников С.К. Формальдегид. Л.: Химия. 1984. С.95, 150 и др.). Известно также, что образующиеся гемиформали способны присоединять формальдегид с образованием полигемиформалей. Так, при растворении параформальдегида в метаноле в мольном соотношении 1,1:1 образуется смесь моно-, ди-, три- и тетрагемиформалей формулы Ch4O(Ch3O)nH, где n=1-4 (ЖПХ. 1979. №12. С.2725-2730).

Авторами заявляемого изобретения обнаружено, что продукты взаимодействия параформальдегида со спиртами, содержащие органические основания, с высокой скоростью взаимодействуют при обычных и повышенных температурах с сероводородом и низкомолекулярными меркаптанами в углеводородсодержащих средах (нефти, газоконденсате, водонефтяных эмульсиях и нефтепродуктах). Установлено также, что продукты взаимодействия параформальдегида с низшими алифатическими спиртами в присутствии органических оснований (реакционная масса) обладают низкой температурой застывания (ниже минус 40°C) и высокой стабильностью при длительном хранении, в том числе и в зимних условиях (в области отрицательных температур).

Целесообразность использования в качестве азотсодержащего органического основания именно третичных аминов обусловлена тем, что они, в отличие от первичных и вторичных аминов, не взаимодействуют с формальдегидом, а служат лишь катализатором реакций. Следует указать, что в качестве азотсодержащего органического основания в составе нейтрализатора могут быть использованы также смеси третичного амина с первичным и/или вторичным аминами. В этом случае часть параформальдегида реагирует с первичным и вторичным аминами с образованием метилольных производных (метаноламинов), которые также являются реакционноспособными соединениями по отношению к сероводороду и меркаптанам (пат. РФ №№2104758, 2121492, 2187627 и 2220756). Таким образом, в этом случае получаемый нейтрализатор будет включать два реакционноспособных компонента, и по поглотительной способности и технологичности он также превосходит известные нейтрализаторы на основе продуктов взаимодействия формальдегида с первичными и вторичными аминами. Целесообразность использования в качестве алифатического спирта именно метанола и/или этанола обусловлена их низкими молекулярной массой и стоимостью. Другой компонент нейтрализатора - параформальдегид (параформ), выпускается промышленностью в крупнотоннажном масштабе, т.е. с точки зрения обеспеченности исходным сырьем предлагаемый нейтрализатор является промышленно применимым.

Анализ отобранных в процессе поиска известных технических решений показал, что в науке и технике в данной области нет объекта, аналогичного по заявленной совокупности признаков и наличию свойств, что позволяет сделать вывод о соответствии его критериям «новизна» и «изобретательский уровень». Для доказательства соответствия заявленного объекта критерию «промышленная применимость» ниже приведены конкретные примеры получения нейтрализатора (примеры 1-12) и его использования для нейтрализации сероводорода в нефти, газоконденсате, водонефтяных эмульсиях и нефтепродуктах.

Пример 1. В емкость, снабженную мешалкой, термометром и обратным холодильником, загружают 50 г (63 мл) метанола и при перемешивании вводят 5,1 г (7,0 мл) триэтиламина. Затем в емкость при перемешивании добавляют 53 г кристаллического параформальдегида (параформа) и полученную суспензию перемешивают при температуре 50-65°C до полного растворения параформа с образованием гемиформалей метанола. Мольное соотношение формальдегид:метанол в реакционной смеси равно 1,1:1. Согласно литературным данным (ЖПХ. 1979. №12. С.2725-2730), при взаимодействии формальдегида с метанолом в таком мольном соотношении образуется смесь моно-, ди-, три- и тетрагемиформалей метанола общей формулы Ch4-O-(Ch3O)nH, где n=1-4. При этом содержание моногемиформаля (метоксиметанола) формулы Ch4-O-Ch3-OH в реакционной смеси составляет более 50%. Полученную композицию используют в качестве нейтрализатора без дополнительной обработки и очистки (пример 13).

Пример 2. В емкость по примеру 1 загружают 50 г метанола и при перемешивании вводят 7,8 г (7 мл) триэтаноламина и 0,12 г гидроксида натрия. Затем добавляют 56 г параформа и полученную суспензию перемешивают при 50-65°C до полного растворения параформа. Полученную композицию используют в качестве нейтрализатора сероводорода (пример 14).

Примеры 3-6. Образцы нейтрализаторов №№3-6 получают аналогично и в условиях примера 2, но при других соотношениях компонентов и с применением других аминов, указанных в таблице. При этом в примере 6 в качестве органического основания используют смесь моно-, ди- и триэтаноламинов (1:1:5).

Пример 7. В емкость по примеру 1 загружают 50 г смеси метанола и этанола (4:1), 2,1 г смеси ди- и триэтиламина, 1,5 г 50%-го водного раствора гидроксида натрия (едкого натра по ГОСТ 11078) и 8 г бактерицида марки Бакцид. Затем добавляют 53 г параформа и полученную суспензию перемешивают при 50-60°C до полного растворения параформа.

Пример 8. В емкость по примеру 1 загружают 50 г метанола, 1,2 г 50%-го раствора едкого натра, 3,5 г трибутиламина и 5,8 г бактерицида марки Сонцид. Затем добавляют 56 г параформа и полученную суспензию перемешивают при 50-65°C до полного растворения параформа.

Примеры 9-12. Образцы нейтрализаторов №№9-12 получают аналогично и в условиях примера 2, но при других соотношениях компонентов и и с применением других аминов, указанных в таблице. При этом в примере 12 в качестве азотсодержащего органического основания используют гидроксид тетраметиламмония, и в полученную смесь дополнительно вводят 5% бактерицида марки Бакцид, и смесь дополнительно перемешивают до получения однородного продукта.

Компонентный состав нейтрализаторов, полученных по примерам 1-12, приведен в таблице. Здесь же приведены результаты испытаний образцов нейтрализаторов на температуру застывания по стандартной методике (ГОСТ 20287).

Пример 13. Использование нейтрализатора по примеру 1 для нейтрализации сероводорода в нефти. В термостатированную реакционную колбу с мешалкой вводят 0,06 г нейтрализатора по примеру 1, затем загружают 100 мл (92 г) высокосернистой карбоновой нефти, содержащей 0,032 мас.% (320 ppm) сероводорода и 0,3 мас.% эмульсионной воды. Массовое соотношение нейтрализатор:сероводород в реакционной смеси составляет 2:1, т.е. удельный расход нейтрализатора (расходный коэффициент) составляет 2 г/г. Реакционную смесь перемешивают при температуре 45°C в течение 3 ч и после охлаждения до комнатной температуры проводят количественный анализ нефти на содержание остаточного сероводорода, и рассчитывают степень очистки нефти. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 98%, т.е. предлагаемый нейтрализатор по примеру 1 обладает высокой реакционной способностью и при расходном коэффициенте 2 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в нефти до уровня современных требований (ГОСТ Р 51858).

Пример 14. Испытание нейтрализатора по примеру 2 на эффективность нейтрализации сероводорода в нефти проводят аналогично и в условиях примера 13, но при удельном расходе (расходном коэффициенте) нейтрализатора 2,5 г/г. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 99%, т.е. нейтрализатор по примеру 2 при расходном коэффициенте 2,5 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в нефти и позволяет получить товарную нефть по ГОСТ Р 51858.

Пример 15. Испытание нейтрализатора по примеру 3 проводят аналогично и в условиях примера 13 при расходном коэффициенте нейтрализатора 2,3 г/г. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 98%, т.е. нейтрализатор по примеру 3 при расходном коэффициенте 2,3 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в нефти.

Пример 16. Испытание нейтрализатора по примеру 4 проводят аналогично и в условиях примера 13 при расходном коэффициенте нейтрализатора 2,8 г/г. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 99%, т.е. нейтрализатор по примеру 4 при расходном коэффициенте 2,8 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в нефти.

Пример 17. Испытание нейтрализатора по примеру 5 на эффективность нейтрализации сероводорода в мазуте проводят аналогично примеру 13, но при температуре 60°C и расходном коэффициенте 2,8 г/г. Степень очистки мазута от сероводорода составляет 100%, т.е. предлагаемый нейтрализатор по примеру 5 обеспечивает полную нейтрализацию сероводорода в нефтепродуктах (мазуте).

Пример 18. Испытание нейтрализатора по примеру 6 на эффективность нейтрализации сероводорода в прямогонной нефтяной фракции н.к. - 300°C, содержащей 0,09 мас.% сероводорода и используемой в качестве растворителя парафина (АСПО) в нефтедобыче, проводят аналогично примеру 13, но при температуре 30°C и расходном коэффициенте 2,5 г/г. Степень очистки нефтяной фракции от сероводорода составляет 100%, т.е. предлагаемый нейтрализатор по примеру 6 обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в технологической жидкости.

Пример 19. Испытание нейтрализатора по примеру 7 на эффективность нейтрализации сероводорода в газоконденсате, содержащем 0,11 мас.% сероводорода, проводят аналогично примеру 13, но при температуре 35°C и расходном коэффициенте 2,5 г/г. Степень очистки газоконденсата от сероводорода составляет 96%, т.е. нейтрализатор по примеру 7 при расходном коэффициенте 2,5 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в газоконденсате.

Пример 20. Испытание нейтрализатора по примеру 8 на эффективность нейтрализации сероводорода в нефти проводят аналогично и в условиях примера 13 при расходном коэффициенте 2,5 г/г. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 99%, т.е. нейтрализатор по примеру 8 при расходном коэффициенте 2,5 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в нефти и позволяет получить товарную нефть по ГОСТ Р 51858.

Пример 21. Испытание нейтрализатора по примеру 9 проводят аналогично и в условиях примера 13 при расходном коэффициенте 2,5 г/г. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 99%, т.е. нейтрализатор по примеру 9 при расходном коэффициенте 2,5 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в нефти.

Пример 22. Испытание нейтрализатора по примеру 10 проводят аналогично и в условиях примера 13 при расходном коэффициенте 2,5 г/г. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 98%, т.е. нейтрализатор по примеру 10 при расходном коэффициенте 2,5 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в нефти.

Пример 23. Испытание нейтрализатора по примеру 11 проводят аналогично и в условиях примера 13 при расходном коэффициенте 2,5 г/г. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 99%, т.е. нейтрализатор по примеру 11 при расходном коэффициенте 2,5 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в нефти.

Пример 24. Испытание нейтрализатора по примеру 12 проводят аналогично и в условиях примера 13 при расходном коэффициенте 2,5 г/г. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 95%, т.е. нейтрализатор по примеру 12 при расходном коэффициенте 2,5 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в нефти.

Сравнительный опыт показал, что при очистке нефти, содержащей 320 ppm сероводорода, аналогично и в условиях примера 13, но с применением известного нейтрализатора (прототип) при удельном расходе 2,5 г/г степень очистки нефти от сероводорода составляет 68%, т.е. очищенная нефть по остаточному содержанию сероводорода (102 ppm) не удовлетворяет нормам ГОСТ Р 51858.

Пример 25. Испытание нейтрализатора на стабильность при хранении. Образцы предлагаемого нейтрализатора по примерам 1, 2, 5 и 10 в колбе из прозрачного стекла помещают в морозильную камеру и хранят в течение 6 месяцев при температуре около минус 15°C, моделируя хранение нейтрализатора в промысловых условиях в зимнее время при средней температуре окружающей среды около минус 15°C. При этом через каждые 15 дней образцы нейтрализатора визуально осматривают на наличие осадка полиформальдегида. Проведенные испытания показали, что при хранении в течении 6 месяцев полимеризация формальдегида и выпадение в осадок полиформальдегида не наблюдается, следовательно, предлагаемый нейтрализатор обладает высокой стабильностью и пригоден для хранения и применения в зимнее время.

Пример 26. Испытание нейтрализатора на эффективность подавления роста СВБ. Лабораторные испытания нейтрализаторов, полученных по примерам 1, 2, 5, 7 и 8, на эффективность подавления роста СВБ проводят по известной методике «Оценка зараженности нефтепромысловых сред и бактерицидного действия реагентов относительно сульфатвосстанавливающих бактерий. Лабораторные, стендовые и опытно-промышленные испытания» РД 03-00147275-067-2001. Уфа. ДООО «БашНИПИнефть», 2001. При проведении испытаний используют активную накопительную культуру СВБ, выделенную из промысловой жидкости Гремихинского месторождения ОАО «Удмуртнефть». Для испытаний используют культуру СВБ 4-5 суточной выдержки, дающую почернение за 24 часа при дозировании 1 см3 в питательную среду.

Проведенные сравнительные испытания показали, что нейтрализатор по примерам 1, 2, 5, 7 и 8 обеспечивает полное подавление роста СВБ в нефтепромысловой воде при концентрациях 50-100 мг/дм3, а известный (прототип) - при концентрациях 100-200 мг/дм3. Следовательно, нейтрализатор предлагаемого состава в сравнении с известным обладает более высокой бактерицидной активностью по отношению к СВБ.

Из приведенных в примерах 13-24 результатов экспериментов видно, что предлагаемый нейтрализатор по сравнению с известным обладает более высокой реакционной способностью по отношению к сероводороду и обеспечивает эффективную его нейтрализацию в нефти, газоконденсате, водонефтяной эмульсии, нефтепродуктах и технологических жидкостях до уровня современных требований при низких удельных расходах (2,0-2,8 г/г сероводорода). Из приведенных в таблице и примере 25 данных видно, что предлагаемый нейтрализатор имеет низкую температуру застывания (ниже минус 40°C) и обладает высокой стабильностью при длительном хранении (более 6 месяцев), следовательно, обладает требуемой технологичностью и пригоден для всесезонного применения в промысловых условиях. Приведенные в примере 26 данные показывают, что предлагаемый нейтрализатор обладает достаточно высокой бактерицидной активностью по отношению к СВБ и, следовательно, может быть использован и в качестве эффективного бактерицида для подавления роста СВБ в нефтепромысловых средах. Кроме того, предлагаемый нейтрализатор не содержит в своем составе воды (или содержит ее в незначительных количествах), и применение его для очистки подготовленной нефти незначительно увеличивает содержание воды в обработанной нейтрализатором нефти, в результате чего отпадает необходимость дополнительного обезвоживания очищенной нефти.

bankpatentov.ru