Способ подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий. Сульфатвосстанавливающие бактерии в нефти


Сульфатвосстанавливающие бактерия - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Сульфатвосстанавливающие бактерия

Cтраница 1

Сульфатвосстанавливающие бактерии восстанавливают соли серной кислоты до сероводорода. В результате деятельности этих бактерий электрохимическая коррозия начинает протекать в тех средах, где нет доступа кислорода.  [2]

Сульфатвосстанавливающие бактерии присутствуют фактически во всех грунтах, но заметный коррозионный процесс происходит только тогда, когда присутствует относительно большое их число.  [3]

Сульфатвосстанавливающие бактерии ( СВБ) обнаружены по всей технологической цепочке добычи, подготовки и транспорта нефти и воды рассматриваемых месторождений, в том числе в призабойных зонах пласта нагнетательных скважин. Содержание СВБ в средах Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений составляет 105 - 106 клеток / мл. Считается, что наиболее благоприятными условиями для сульфатредукции в нефтяных пластах являются температура 35 - 40 С, присутствие углеводородокисля-ющих бактерий, продукты жизнедеятельности которых служат источниками питания для СВБ, и наличие достаточного количества сульфатов. Температура в пластах Ватьеганского месторождения ( табл. 5.2) намного выше оптимальной температуры развития СВБ, в связи с чем сульфатредукция может протекать в призабойных зонах нагнетательных скважин, охлажденных закачиваемой водой.  [4]

Сульфатвосстанавливающие бактерии восстанавливают соли серной кислоты до сероводорода. В результате деятельности этих бактерий электрохимическая коррозия начинает протекать в тех средах, где нет доступа кислорода.  [6]

Сульфатвосстанавливающие бактерии пластовых вод заводняемых нефтяных месторождений относятся к родам Desulfovibrio ( D. Из пластовых вод нефтяных месторождений Западной Сибири выделены спорообразующие термофильные Сульфатвосстанавливающие бактерии Desulfotomaculum nigrificans. Бактерии большинства видов являются галофилами. В качестве донора электронов они используют продукты жизнедеятельности углеводородокисляющих бактерий и молекулярный водород, продуцируемый бродильной микро-биотой. Акцептором электронов является сера сульфат-ионов.  [7]

Количество сульфатвосстанавливающих бактерий учитывали путем высева воды с разведением в 10 и 100 раз в агаризованную видоизмененную среду Таусона.  [8]

Большинство сульфатвосстанавливающих бактерий ( представители родов Desulfotomaculum, Desulfobacterium, Desulfonema и др.) окисляют ацетат; среди микроорганизмов существуют метилотрофы и метанотрофы ( Methylobacter, Methylococcus, Methylocystis и др.), утилизирующие метанол, метан, метилированные амины и другие источники углерода.  [9]

Метанообразующие и сульфатвосстанавливающие бактерии активно потребляют водород, если он присутствует в составе газа в пластах, а также атомарный водород с поверхности металла.  [10]

Подавление роста сульфатвосстанавливающих бактерий в ПЗП, на оборудовании скважин и внутренней поверхности трубопроводов осуществляется с помощью бактерицидных препаратов и ингибиторов бактериальной коррозии. Это достигается периодической обработкой ударной дозой бактерицида ПЗП и коммуникаций или постоянной дозировкой бактерицида в защищаемые системы.  [11]

В присутствии металла сульфатвосстанавливающие бактерии действуют ясак деполяризаторы, активизируя процесс соединения кислорода сульфатов с водородом.  [12]

Баарс [170], сульфатвосстанавливающие бактерии развиваются за счет неуглеводородных соединений нефти. Это мнение основано на том, что сульфатвосстанавливающие бактерии, обладая в отношении питания избирательной способностью, используют наиболее легко поддающиеся расщеплению вещества - жирные кислоты, азотистые основания, а затем лишь углеводороды.  [13]

Действие бактерицидов на сульфатвосстанавливающие бактерии / Т.А. Кузнецова, А.З. Гарейшина, В.Е. Лиманов и др. / / Нефтепромысловое дело.  [14]

В местах скопления сульфатвосстанавливающих бактерий самым действенным защитным средством является аэрация. Дренаж заболоченных почв и улучшение аэрации снижают опасность коррозии сульфатвосстанавливающими бактериями.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Сульфатвосстанавливающие бактерия - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Сульфатвосстанавливающие бактерия

Cтраница 2

Ко второй группе сульфатвосстанавливающих бактерий принадлежит единственный представитель - Desulfotomacu-lum acetooxidans. В качестве энергетических субстратов, кроме ацетата, окисляются этанол, пируват, а также яблочная, фумаровая и янтарная кислоты. Источниками углерода для конструктивного обмена являются пировиноградная и янтарная кислоты. Как следует из указанного, ни один известный представитель сульфатвосстанавливающих бактерий не развивается за счет окисления углеводородов.  [16]

При внесении культуры сульфатвосстанавливающих бактерий в среду с меченными по сере сульфатами и углеводородами было установлено выделение сероводорода, тогда как в контрольной пробе ( без бактерий) образование сероводорода не происходило. В составе сероводорода, образованного бактериями, были обнаружены меченые атомы серы.  [17]

В накопительных культурах сульфатвосстанавливающих бактерий ( СВБ), выделенных из пластовых вод месторождений нефти Азербайджана, происходит ускорение процесса коррозии углеродистых сталей в результате воздействия биогенного сероводорода.  [18]

Таким образом, сульфатвосстанавливающим бактериям для своего развития необходимы как неорганические вещества ( соединения серы), так и органические.  [19]

Кроме того, многие Сульфатвосстанавливающие бактерии используют водород и формиат ( муравьиную кислоту) в энергетических процессах, при этом от формиата отщепляется водород.  [20]

Наиболее объективным показателем активности сульфатвосстанавливающих бактерий в пласте СЛУЖИТ прирост h3S ( в изолированных пробах естественных вод, а также в пробах с добавками лактата), определяемый методом измерения радиоактивности при внесении меченого по сере сульфата. Однако использование этого метода возможно только при наличии специального оборудования.  [21]

Изучено явление лизогении культуры сульфатвосстанавливающих бактерий, выделенных из пластовых вод горизонта Д, 402 Ромашкинского нефтяного месторождения Татарской АССР.  [22]

При наличии в среде сульфатвосстанавливающих бактерий процесс коррозии приобретает более сложный характер и интенсивность коррозии возрастает. Это связано с тем, что при наличии в среде только сероводорода образующиеся в процессе сероводородной коррозии сульфиды с течением времени инактивируются, а при наличии в среде сероводород-восстанавли-вающих бактерий постоянно образуются новые порции сульфидов железа, за счет чего активность работы макрогальванопары железо-сульфиды железа поддерживаются на высоком уровне.  [23]

Чтобы проследить за деятельностью сульфатвосстанавливающих бактерий и образованием сероводорода при движении закачиваемой воды от устья нагнетательных скважин в глубь пласта, были проведены специальные исследования на Ромашкинском месторождении.  [24]

Наряду с большим количеством сульфатвосстанавливающих бактерий ( до 104 - 10Б в 1 мл воды) в этих пробах обнаружено множество других микроорганизмов: угле-водородоокиеляющих и сапрофитов. Содержание кислорода ( рис. 38, в) падает, окислительно-восстановительный потенциал резко снижается. В изливающейся из скважины воде с момента появления максимума в количестве бактерий обнаруживается сероводород и соответственно уменьшается количество сульфатов.  [25]

Причиной коррозии могут быть и сульфатвосстанавливающие бактерии, находящиеся в земле и воде в местах контакта с днищем резервуара.  [26]

Как показывают исследования ТатНИПИнефть, сульфатвосстанавливающие бактерии, содержащиеся в небольших количествах ( 30 - 100 клеток в 1 мл) в речной воде, закачиваемой в пласты Дг Ромашкинского месторождения, полностью погибают через 30 мин после добавления к воде 32 мг / л формальдегида.  [27]

В основном связаны с образованием сульфатвосстанавливающих бактерий и наличия в воде микрофлоры. Авторы считают, что этот вид загрязнения, особенно для условий Западной Сибири, нанесет в перспективе наибольший урон промысловикам в виде вторичного действия - как интенсивный источник коррозии.  [28]

Во избежание адаптации к бактерициду сульфатвосстанавливающих бактерий в призабойной зоне пласта рекомендуется ударные дозы АНП-2 чередовать с закачкой других реагентов типа формалина.  [29]

В результате жизнедеятельности метаногенов и сульфатвосстанавливающих бактерий, которая в рассматриваемых водах протекает синтрофно ( в связи с низкой концентрацией сульфат-ионов), содержание Сорг существенно уменьшается. По сравнению с высокоминерализованными пластовыми водами значительно сокращается концентрация уксусной кислоты на фоне роста содержания бикарбонатов и метана.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Сульфатвосстанавливающие бактерия - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Сульфатвосстанавливающие бактерия

Cтраница 3

Внимание, которое уделяется изучению сульфатвосстанавливающих бактерий объясняется тем, что они являются основным продуцентом сероводорода, который отравляет окружающую среду и приносит серьезный экономический ущерб народному хозяйству.  [31]

Образцы испытаны на накопительной культуре сульфатвосстанавливающих бактерий, выделенных из нефтепромысловых сред месторождений Башкирии и Западной Сибири.  [32]

Наличие в пластовых жидкостях клеток сульфатвосстанавливающих бактерий только косвенно указывает на их происхождение в системе нефтедобычи. В скважине, особенно в восходящем потоке пластовой жидкости, они неактивны [4] и поэтому не могут рассматриваться как дополнительный источник сероводорода. Лишь попав в благоприятные для себя условия и закрепившись на твердой поверхности в виде адгезированных форм, эти бактерии начинают активную жизнедеятельность в составе многочисленных колоний ( биоценозов) и загрязняют среду сероводородом. Как показывает практика, фактический объем солевых и сульфидных осадков, откладывающихся на подземном оборудовании скважин, намного превышает то количество, которое может образоваться из указанного содержания железистых солей.  [33]

Высокие значения рН препятствуют росту сульфатвосстанавливающих бактерий.  [34]

Для предупреждения заражения продуктивных пластов сульфатвосстанавливающими бактериями следует для заводнения выбирать воды, неблагоприятные для жизнедеятельности этих бактерий и не содержащие их. Этот метод применяют на нефтедобывающих предприятиях на установках подготовки нефти для удаления кислотных или щелочных стоков из общего потока сточных вод, в результате чего коррозионная агрессивность сточных вод может быть уменьшена в 2 - 3 раза.  [35]

Предотвращает коррозию железа, вызываемую сульфатвосстанавливающими бактериями. Применяется в концентрации 0 01 - 0 5 % в твердом виде, в виде растворов или масляных суспензий.  [36]

Для предупреждения заражения продуктивных пластов сульфатвосстанавливающими бактериями следует для заводнения выбирать воды, неблагоприятные для жизнедеятельности этих бактерий и не содержащие их. При отсутствии такой возможности транспортируемую по трубопроводам воду необходимо подвергать бактерицидной обработке - стерилизации физическими или химическими методами. Эффективным методом, предотвращающим повышение агрессивности основной массы транспортируемой воды, может быть отвод высокоагрессивных стоков в отдельную систему. Этот метод применяют на нефтедобывающих предприятиях на установках подготовки нефти для удаления кислотных или щелочных стоков из общего потока сточных вод, в результате чего коррозионная агрессивность сточных вод может быть уменьшена в 2 - 3 раза.  [37]

Предотвращает коррозию железа, вызываемую сульфатвосстанавливающими бактериями. Применяется в концентрации 0 01 - 0 5 % в твердом виде, в виде растворов пли масляных суспензий.  [38]

Довольно быстро было установлено, что сульфатвосстанавливающие бактерии в этом отношении эффективнее метаногенов. Но для не зависящего от внешних акцепторов сообщества важны метаногены. Специальные исследования были проведены с чистыми культурами метаногенов на основе использования высокочувствительного твердоэлектролитного детектора Н2 в Институте микробиологии РАН.  [39]

Вопрос о том, попадают ли сульфатвосстанавливающие бактерии в пласты с буровым раствором или с закачиваемой водой или же проникают задолго до разработки - остается открытым.  [40]

Очевидно, находящиеся в призабойной зоне сульфатвосстанавливающие бактерии все погибают как при первичной, так и при вторичной обработке.  [41]

Агрессивность грунтов будет обусловлена популяциями жизнеспособных сульфатвосстанавливающих бактерий в этих пределах. Для обнаружения сульфатвосстанавливающих бактерий отбирают пробы грунта с уровня прокладки трубопровода. Грунт помещают в контейнер с глухозавинчивающейся крышкой.  [42]

Дополнительным фактором, способствующим активизации метаболизма сульфатвосстанавливающих бактерий, является состав мангышлакских нефтей, которые относятся к типу легких высокопарафинистых.  [43]

Сероводород в воде является продуктом жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий, которые вместе с закачиваемой водой попадают через нагнетательные скважины в нефтяной пласт. В пресной воде СВБ концентрируются в придонном иле и попадают при нагнетании в пласт в количестве 100 - 1000 клеток в 1 мл.  [44]

На основании этого вычисляют количественное содержание сульфатвосстанавливающих бактерий на 1 мл воды. Если в воде много сульфатвосстанавливающих бактерий, необходимо принять меры по стерилизации воды или предусмотреть обработку раствором антисептика нагнетательных скважин по мере развития в них сульфатвосстанавливающих бактерий.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Способ подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий в промысловой воде в системах поддержания пластового давления добычи, подготовки и транспортировки нефти. Предложенный способ включает обработку пластовой воды с сульфатвосстанавливающими бактериями ингибитором-бактерицидом и воздействием магнитного поля напряженностью 450-655 кА/м в течение 1,2-1,8 с. Изобретение позволяет повысить эффективность подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий в пластовых водах. 1 ил., 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) в промысловой воде в системах поддержания пластового давления (ППД), добычи, подготовки и транспортировки нефти.

При наличии в продукции скважины значительных количеств солей - сульфатов происходит ускоренное развитие тионовых бактерий - СВБ, восстанавливающих сульфат-ион (SO4 - -) до сульфид-иона (S- -) в виде сероводорода (h3S) или солей сульфидов.

Развитие сульфатвосстанавливающих бактерий в пластовых водах нефтяных месторождений приводит к нежелательным последствиям: образующийся сероводород и колонии СВБ на стенках оборудования вызывают коррозию металлических поверхностей, увеличивается содержание серы в нефти, а выпадающий осадок сульфида железа приводит к закупориванию пор пород нефтяных пластов (уменьшению проницаемости пласта) и стабилизации эмульсии "нефть в воде". Так, при росте концентрации СВБ со 100 до 105 колоний/мл скорость коррозии возрастает с 0,13 до 1,4 мм/год, т.е. почти в 10 раз с пропорциональным уменьшением срока безаварийной эксплуатации трубопроводов и оборудования (Saders P.F.Monitoring & control of sessile Microbes: cost effective Ways to reduce Microbial corrosion - Bombay, India, 1988). В результате снижается добыча и качество нефти, требуются дополнительные расходы на замену и ремонт оборудования и более жесткие условия для разрушения эмульсий, восстановления проницаемости пластов. Кроме того, сульфид железа пирофорен (способен к самовозгоранию при контакте с воздухом), а образовавшейся в процессе жизнедеятельности СВБ сероводород ухудшает качество нефти, затрудняя ее переработку путем отравления катализаторов и образования осадков.

Известен способ подавления роста СВБ, включающий катодную защиту металлов и химическую обработку жидкости (Герасименко А.А. Влияние катодной защиты металлов на микробную коррозию. Электрохим. защита оборудования и сооружений от коррозии: Мат. семинара. М.: Изд-во ЦРДЗ. - 2001, - с.34-35).

Недостатком способа является низкая эффективность катодной защиты металлов от биокоррозии и высокая стоимость ингибиторной обработки жидкости.

Известно средство для подавления роста СВБ, содержащее 70%-ный водный раствор 1-гидрокси-2-[1,3-оксазетидин]-3-ил-этана общей формулы C4H9O2N (патент RU №2173735, кл. 7 МПК С 23 F 11/12, 2001), при этом обеспечивается как уничтожение бактерий, так и защита металла от коррозии за счет образования на поверхности оборудования защитной пленки.

Недостатками его являются высокая стоимость химического реагента и его безвозвратные потери с закачиваемой в пласт водой ППД.

Известен также способ уменьшения роста сульфатвосстанавливающих бактерий в подтоварной воде, включающий обработку подтоварной воды бактерицидами (Смолянец Е.Ф. и др. Выбор реагентов для борьбы с микробиологической зараженностью объектов АО "Юганскнефтегаз". Защита от коррозии и охрана окружающей среды. Научно-техн. информац. сборник. - М., ВНИОЭНГ - №3. - 1997, - с.8-9).

Недостаток способа - большая концентрация бактерицида (500-1000 мг/л) и соответственно большие затраты.

Предлагаемое изобретение направлено на решение задачи, заключающейся в уменьшении затрат при сохранении эффективности подавления роста СВБ.

Технический результат изобретения заключается в повышении эффективности подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий в пластовых водах, зараженных бактериальной микрофлорой.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе подавления сульфатвосстанавливающих бактерий в системах подготовки нефти и поддержания пластового давления, включающем применение бактерицида путем его ввода в пластовую воду с СВБ, добываемую совместно с нефтью и закачиваемую затем обратно в пласт для поддержания пластового давления, в резервуарах очистных сооружений или водоводах низкого давления согласно изобретению пластовую воду с СВБ и бактерицидом дополнительно обрабатывают магнитным полем напряженностью 450-655 кА/м в течение 1,2-1,6 с, при этом дозу бактерицида в обрабатываемой пластовой воде уменьшают по сравнению с применением бактерицида без магнитной обработки до двух и более раз.

Сущность данного предложения заключается в том, что совместное применение бактерицида и сверхмощных магнитных полей при предложенных условиях дозировки и магнитной обработки обеспечивают гибель до 97-100% клеток СВБ при существенном снижении дозы бактерицида. Дополнительная магнитная обработка активирует полярные молекулы бактерицида, что ускоряет процесс разрушения биопленки, позволяет уничтожить оставшиеся бактерии, повышает адгезию пленки бактерицида на внутренней поверхности трубопроводов и оборудования.

Механизм воздействия магнитной обработки на подавление СВБ связан с изменением структуры и химической активности молекул, изменяющей клеточные процессы обмена. Молекулы бактерицидов имеют собственный магнитный момент, при взаимодействии с внешним магнитным полем происходит усиление магнитного момента молекулы и повышение ее химической активности.

Как показали лабораторные опыты, результаты которых приведены в таблице 2, положительный результат по уничтожению клеток СВБ может быть достигнут только при высокой напряженности магнитного поля (от 450 до 655 кА/м) и времени обработки пластовой (подтоварной) воды от 1,2 до 1,6 с. При меньшем времени обработки и напряженности магнитного поля эффект обработки резко падает. Увеличение напряженности магнитного поля и времени обработки связано со сложностью реализации конструкции магнитоактиватора, а это существенно повышает стоимость магнитоактиватора.

Такие параметры могут быть обеспечены только при применении сверхмощных магнитов из сплава "неодим-железо-бор" или "самарий-кобальт" и конструкции магнитоактиватора, обеспечивающей требуемую производительность обработки.

Применяемые бактерициды представляют собой концентрированные водные растворы активного токсиканта (формальдегид, глутаровый альдегид, их смеси, четвертичные соли аммониевых оснований и др.) с добавками поверхностно-активных веществ (ПАВ), стабилизаторов. Основой большинства бактерицидов являются сходные по строению вещества - альдегиды и их смеси, поэтому действие магнитной обработки однотипно для разных марок бактерицида разных отечественных и зарубежных производителей.

В качестве бактерицида целесообразно использовать ингибиторы-бактерициды коррозии, которые уменьшают рост СВБ и образуют пленку на поверхности металла, например бактерициды ЛПЭ-11В производства ОАО НПО "Технолог" (г. Стерлитамак), Servo UCA-497 производства "Серво Делден Лтд" (Нидерланды), СНПХ-1004, "Напор 1007" производства ОАО "Напор" (г. Казань) и др.

Дополнительным эффектом магнитной обработки в этом случае является уменьшение общей скорости коррозии.

Для ввода бактерицида в пластовую воду используют типовые блоки дозировки химреагентов (БРХ, БДР) с возможностью регулирования дозы бактерицида от 0 до 1000 мг/л. Обработка производится периодически, 1 сутки/10-20 дней или 6 час/неделю (в зависимости от концентрации СВБ).

Изобретение поясняется чертежом, на котором приведена схема совместной бактерицидной и магнитной обработки пластовой воды.

Способ реализуется следующим образом. Вначале, исходя из производительности системы ППД, выбирают основные элементы схемы: магнитоактиватор, блок дозировки ингибитора-бактерицида (стандартный БРХ) и монтируют технологическую схему совместной обработки. Схема реализации включает резервуар для сбора пластовой воды 1 с входной трубой 2 и блоком дозировки бактерицида 3, соединенным с входной трубой 2. На выходе резервуара 1 установлен насос низкого давления 4, соединенный через трубопровод низкого давления 5 и магнитоактиватор 6 с буферной емкостью 7. Вход высоконапорного насоса 8 соединен с буферной емкостью 7, а выход - с нагнетательной скважиной 9.

Схема работает следующим образом. В резервуар 1 одновременно подается пластовая вода и через блок дозировки 3 - ингибитор-бактерицид. При этом выбирают минимальную дозировку бактерицида (50 мг/л) и постепенно повышают ее до достижения эффективности не менее 97%. Перемешанную с бактерицидом пластовую воду насосом 4 подают через магнитоактиватор 6 в буферную емкость 7. Комбинация мощных магнитных полей магнитоактиватора 6 с активированными молекулами бактерицида уничтожает оставшиеся в живых клетки СВБ в пластовой воде, тем самым исключается опасность биокоррозии оборудования и образования сероводорода в призабойной зоне нагнетательной скважины 9 и продуктивном пласте, куда обработанная вода закачивается насосом высокого давления 8.

Бактерицидная активность реагентов оценивалась по стандартным методикам (РД 39-3-973-83. Методика контроля микробиологической зараженности нефтепромысловых вод бактериями и оценки защитного действия реагентов. Уфа. ВНИИСПТнефть, 1983, - 37 с).

Результат совместной обработки пластовой воды контролируется микробиологическим тестом на остаточное содержание бактерий - типовым методом высевания культур, широко применяемым в нефтедобыче. Основными показателями являются количество клеток бактерий, оставшихся в живых после обработки, и содержание сероводорода h3S после обработок пластовой воды.

Результат совместной обработки можно проверить также по содержанию сероводорода Н2S в пластовой воде. По результатам контрольных анализов увеличивают или уменьшают начальную дозу бактерицида.

В таблице 1 приведены данные по дозировкам типовых реагентов, взятые из обзорных статей (журнал "Нефтяное хозяйство" №2 за 2004 г., №1 за 2001 г., №4 за 2002 г.).

Таблица 1
Режим бактерицидной обработки воды ППД разными реагентами без магнитной обработки
Марка бактерицидаДозировка, г/м3Начальная концентрация СВБ, кол/мл×103Эффективность бактерицида, отн.%
ЛПЭ-11В500-60010030
Troskil - 540750045095
СОНЦИД8101300-400190
РИФ500-6001030
DMS-HS250-50010098-100

В таблице 2 приведены результаты лабораторных опытов действия ингибитора-бактерицида (DMS - HS) и магнитной обработки на численность клеток СВБ в пластовой воде системы ППД месторождения "Белый Тигр" СП "Вьетсовпетро".

Указанный ингибитор-бактерицид представляет собой водорастворимую смесь токсиканта (яда для СВБ), ПАВ и других добавок, усиливающих действие токсикантов и обеспечивающих адсорбцию бактерицида на внутренней поверхности оборудования, стойкость к солям. Является сложным органическим веществом, обладающим собственным магнитным моментом.

При использовании в качестве реагента ингибитора-бактерицида, содержащего кроме токсиканта ингибиторы коррозии - сложные органические вещества, создающие на поверхности стали защитную пленку (имидазолины, амины сложные эфиры), также обладающие магнитовосприимчивостью, магнитная обработка усиливает адсорбционные свойства молекул и способствует повышению защитного эффекта от общей коррозии, что является дополнительным полезным эффектом данного предложения. Общая коррозия обусловлена действием не СВБ, а солей и растворенного кислорода.

Таблица 2
Зависимость действия бактерицида DMS-HS и магнитной обработки на численность клеток СВБ в пластовой воде месторождения "Белый Тигр"
№ п/пОбработка исследуемой пробы водыЧисло клеток СВБ, тыс. клет/млГибель клеток СВБ, %
БактерицидМагнитное воздействиеИсходноеПосле обработки
Доза, мг/лВремя воздейст., часВремя обработки, сНапряженность поля, кА/м
1001,245045030033
2001,445045020055
3001,645045016064
410011,245045013070
510011,845045013,597
620011,24504502595
720011,445045013,597
810010045015067
92001004506087
10001,065525250
11001,465525580
12001,6655250,598
13001,8655250100
1410011,465545013,597
152501002,50,04598,2
162501004500,999,8
175001002,50100
185011,445045017060

Как вытекает из приведенных в табл. 1 данных, рациональные параметры магнитной обработки при совместном воздействии бактерицида и магнитного поля находятся в следующих пределах: напряженность магнитного поля в рабочем зазоре 450-655 кА/м, время магнитной обработки 1,2-1,6 с. Требуемая доза бактерицида при этом составляла 100-200 мг/л, что в 2-2,5 раза меньше дозы, требуемой без магнитной обработки. Магнитное поле обладает бактерицидным действием и без бактерицида, но добиться высокой эффективности можно только при низкой концентрации СВБ (поз.11-13) или применением особо мощных громоздких магнитных устройств. При значительной концентрации СВБ добиться эффективности свыше 90% затруднительно (поз.1-3 в табл. 2). Но экономия бактерицида достигается и за счет увеличения периода между химобработками.

Таким образом, дополнительная магнитная обработка пластовой воды позволяет существенным образом (в 2-2,5 раза) уменьшить дозу бактерицида, при этом сохраняется эффективность обработки на высоком уровне (97%).

Способ подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий пластовой воды, включающий дозирование ингибитора-бактерицида на основе азоткислородсодержащих органических соединений, отличающийся тем, что пластовую воду, зараженную бактериальной микрофлорой, дополнительно подвергают воздействию магнитного поля напряженностью 450-655 кА/м в течение 1,2-1,8 с.

www.findpatent.ru

Сульфатовосстанавливающие бактерия - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Сульфатовосстанавливающие бактерия

Cтраница 1

Сульфатовосстанавливающие бактерии не оказывают сопротивления при обработке воды четвертичными соединениями, как при обработке другими бактерицидами. Эти соединения не являются, подобно хлору, окислителями протеинов или систематическими ядами, как соединения мышьяка.  [1]

Сульфатовосстанавливающие бактерии ( СВБ) обнаруживаются во всех нефтепромысловых средах и продуктивном пласте практически на всех нефтяных месторождениях, где используемые в технологических процессах воды не подвергаются антибактериальной обработке. Основными отрицательными повледствиями жизнедеятельности данных микроорганизмов являются высокая коррозионная способность и образование биогенного сероводорода восстановлением сульфат-ионов в результате процесса сульфатредукции. Установлено увеличение скорости коррозии стали СВБ и продуктами их жизнедеятельности: сероводородом и двуокисью углерода.  [2]

Действие сульфатовосстанавливающих бактерий характеризуется: 1) сильным местным разъеданием на различных участках поверхности металла, 2) потемнением воды, 3) неприятным запахом и 4) накоплением тонкораздробленных частиц сульфида железа, который резко снижает проницаемость пласта, Бирстечер [14] описывает случаи понижения проницаемости нефтяных пластов различных месторождений в результате действия сульфатовосстанавливающих бактерий. Присутствие этих бактерий и производимого ими сульфида железа широко распространено в системах вторичной эксплуатации, и вредное действие их на металл и снижение проницаемости пласта подтверждалось неоднократно.  [3]

Железобактерии или сульфатовосстанавливающие бактерии могут разрушать железо в металлических трубах, в результате чего содержание железа в воде повышается, особенно в условиях застоя воды в трубопроводах.  [4]

Действие бактерицидов на сульфатовосстанавливающие бактерии / / Нефтепромысловое дело.  [5]

Среди них наиболее опасные - сульфатовосстанавливающие бактерии, которые развиваются в анаэробных ( бескислородных) условиях с образованием сероводорода. С сульфатовосстанавливающими бактериями борются закачкой в призабойные зоны пласта 0 1 - 0 2 % раствора формальдегида в объеме 50 - 100 м3 периодически через каждые 10 - 12 месяцев. Подготовка и закачка воды в пласт сопровождается образованием коррозии в трубопроводах, емкостях и насосном оборудовании.  [6]

Реагенты-бактерициды используют для подавления жизнедеятельности сульфатовосстанавливающих бактерий. Одним из наиболее эффективных реагентов является формалин.  [7]

Указанием на микробиологическую коррозию с участием сульфатовосстанавливающих бактерий служит присутствие сернистого железа в продуктах коррозии, наличие которого устанавливается химическим анализом.  [9]

Для предупреждения микробиологической коррозии металла емкостей сульфатовосстанавливающими бактериями могут применяться специальные антисептические вещества. В частности, за рубежом создан эффективный антисептик - метилвиолет.  [10]

Наиболее распространенный вид анаэробной коррозии связан с жизнедеятельностью сульфатовосстанавливающих бактерий. Эти бактерии широко распространены в почвах, а также в пресных и соленых водах. В результате жизнедеятельности этих бактерий происходит восстановление сульфатов и преобразование их в сероводород, который взаимодействует с железом, образуя сернистое железо. Освободившийся при восстановлении сульфатов кислород усиливает деполяризацию катода, на котором должен накапливаться водород в связи с растворением железа на аноде. Таким образом, путем катодной деполяризации бактериальный процесс стимулирует развитие процессов коррозии.  [12]

Кроме того, закачка пресной и опресненной сточной вод в отдельных случаях вызывает заражение залежи сульфатовосстанавливающими бактериями, которые могут генерировать весьма агрессивный и токсичный, компонент, содержащийся в нефтях - сероводород.  [13]

Следует отметить, что один из факторов, влияющих на эффективность процесса заводнения пластов - биологическая деятельность сульфатовосстанавливающих бактерий, деятельность которых может привести к снижению фильтрационной способности продуктивных пластов.  [14]

Действие сульфатовосстанавливающих бактерий характеризуется: 1) сильным местным разъеданием на различных участках поверхности металла, 2) потемнением воды, 3) неприятным запахом и 4) накоплением тонкораздробленных частиц сульфида железа, который резко снижает проницаемость пласта, Бирстечер [14] описывает случаи понижения проницаемости нефтяных пластов различных месторождений в результате действия сульфатовосстанавливающих бактерий. Присутствие этих бактерий и производимого ими сульфида железа широко распространено в системах вторичной эксплуатации, и вредное действие их на металл и снижение проницаемости пласта подтверждалось неоднократно.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

способ подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий - патент РФ 2268593

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий в промысловой воде в системах поддержания пластового давления добычи, подготовки и транспортировки нефти. Предложенный способ включает обработку пластовой воды с сульфатвосстанавливающими бактериями ингибитором-бактерицидом и воздействием магнитного поля напряженностью 450-655 кА/м в течение 1,2-1,8 с. Изобретение позволяет повысить эффективность подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий в пластовых водах. 1 ил., 2 табл. способ подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий, патент № 2268593

Рисунки к патенту РФ 2268593

способ подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий, патент № 2268593

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) в промысловой воде в системах поддержания пластового давления (ППД), добычи, подготовки и транспортировки нефти.

При наличии в продукции скважины значительных количеств солей - сульфатов происходит ускоренное развитие тионовых бактерий - СВБ, восстанавливающих сульфат-ион (SO4- -) до сульфид-иона (S - -) в виде сероводорода (h3S) или солей сульфидов.

Развитие сульфатвосстанавливающих бактерий в пластовых водах нефтяных месторождений приводит к нежелательным последствиям: образующийся сероводород и колонии СВБ на стенках оборудования вызывают коррозию металлических поверхностей, увеличивается содержание серы в нефти, а выпадающий осадок сульфида железа приводит к закупориванию пор пород нефтяных пластов (уменьшению проницаемости пласта) и стабилизации эмульсии "нефть в воде". Так, при росте концентрации СВБ со 100 до 105 колоний/мл скорость коррозии возрастает с 0,13 до 1,4 мм/год, т.е. почти в 10 раз с пропорциональным уменьшением срока безаварийной эксплуатации трубопроводов и оборудования (Saders P.F.Monitoring & control of sessile Microbes: cost effective Ways to reduce Microbial corrosion - Bombay, India, 1988). В результате снижается добыча и качество нефти, требуются дополнительные расходы на замену и ремонт оборудования и более жесткие условия для разрушения эмульсий, восстановления проницаемости пластов. Кроме того, сульфид железа пирофорен (способен к самовозгоранию при контакте с воздухом), а образовавшейся в процессе жизнедеятельности СВБ сероводород ухудшает качество нефти, затрудняя ее переработку путем отравления катализаторов и образования осадков.

Известен способ подавления роста СВБ, включающий катодную защиту металлов и химическую обработку жидкости (Герасименко А.А. Влияние катодной защиты металлов на микробную коррозию. Электрохим. защита оборудования и сооружений от коррозии: Мат. семинара. М.: Изд-во ЦРДЗ. - 2001, - с.34-35).

Недостатком способа является низкая эффективность катодной защиты металлов от биокоррозии и высокая стоимость ингибиторной обработки жидкости.

Известно средство для подавления роста СВБ, содержащее 70%-ный водный раствор 1-гидрокси-2-[1,3-оксазетидин]-3-ил-этана общей формулы C4H9O2N (патент RU №2173735, кл. 7 МПК С 23 F 11/12, 2001), при этом обеспечивается как уничтожение бактерий, так и защита металла от коррозии за счет образования на поверхности оборудования защитной пленки.

Недостатками его являются высокая стоимость химического реагента и его безвозвратные потери с закачиваемой в пласт водой ППД.

Известен также способ уменьшения роста сульфатвосстанавливающих бактерий в подтоварной воде, включающий обработку подтоварной воды бактерицидами (Смолянец Е.Ф. и др. Выбор реагентов для борьбы с микробиологической зараженностью объектов АО "Юганскнефтегаз". Защита от коррозии и охрана окружающей среды. Научно-техн. информац. сборник. - М., ВНИОЭНГ - №3. - 1997, - с.8-9).

Недостаток способа - большая концентрация бактерицида (500-1000 мг/л) и соответственно большие затраты.

Предлагаемое изобретение направлено на решение задачи, заключающейся в уменьшении затрат при сохранении эффективности подавления роста СВБ.

Технический результат изобретения заключается в повышении эффективности подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий в пластовых водах, зараженных бактериальной микрофлорой.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе подавления сульфатвосстанавливающих бактерий в системах подготовки нефти и поддержания пластового давления, включающем применение бактерицида путем его ввода в пластовую воду с СВБ, добываемую совместно с нефтью и закачиваемую затем обратно в пласт для поддержания пластового давления, в резервуарах очистных сооружений или водоводах низкого давления согласно изобретению пластовую воду с СВБ и бактерицидом дополнительно обрабатывают магнитным полем напряженностью 450-655 кА/м в течение 1,2-1,6 с, при этом дозу бактерицида в обрабатываемой пластовой воде уменьшают по сравнению с применением бактерицида без магнитной обработки до двух и более раз.

Сущность данного предложения заключается в том, что совместное применение бактерицида и сверхмощных магнитных полей при предложенных условиях дозировки и магнитной обработки обеспечивают гибель до 97-100% клеток СВБ при существенном снижении дозы бактерицида. Дополнительная магнитная обработка активирует полярные молекулы бактерицида, что ускоряет процесс разрушения биопленки, позволяет уничтожить оставшиеся бактерии, повышает адгезию пленки бактерицида на внутренней поверхности трубопроводов и оборудования.

Механизм воздействия магнитной обработки на подавление СВБ связан с изменением структуры и химической активности молекул, изменяющей клеточные процессы обмена. Молекулы бактерицидов имеют собственный магнитный момент, при взаимодействии с внешним магнитным полем происходит усиление магнитного момента молекулы и повышение ее химической активности.

Как показали лабораторные опыты, результаты которых приведены в таблице 2, положительный результат по уничтожению клеток СВБ может быть достигнут только при высокой напряженности магнитного поля (от 450 до 655 кА/м) и времени обработки пластовой (подтоварной) воды от 1,2 до 1,6 с. При меньшем времени обработки и напряженности магнитного поля эффект обработки резко падает. Увеличение напряженности магнитного поля и времени обработки связано со сложностью реализации конструкции магнитоактиватора, а это существенно повышает стоимость магнитоактиватора.

Такие параметры могут быть обеспечены только при применении сверхмощных магнитов из сплава "неодим-железо-бор" или "самарий-кобальт" и конструкции магнитоактиватора, обеспечивающей требуемую производительность обработки.

Применяемые бактерициды представляют собой концентрированные водные растворы активного токсиканта (формальдегид, глутаровый альдегид, их смеси, четвертичные соли аммониевых оснований и др.) с добавками поверхностно-активных веществ (ПАВ), стабилизаторов. Основой большинства бактерицидов являются сходные по строению вещества - альдегиды и их смеси, поэтому действие магнитной обработки однотипно для разных марок бактерицида разных отечественных и зарубежных производителей.

В качестве бактерицида целесообразно использовать ингибиторы-бактерициды коррозии, которые уменьшают рост СВБ и образуют пленку на поверхности металла, например бактерициды ЛПЭ-11В производства ОАО НПО "Технолог" (г. Стерлитамак), Servo UCA-497 производства "Серво Делден Лтд" (Нидерланды), СНПХ-1004, "Напор 1007" производства ОАО "Напор" (г. Казань) и др.

Дополнительным эффектом магнитной обработки в этом случае является уменьшение общей скорости коррозии.

Для ввода бактерицида в пластовую воду используют типовые блоки дозировки химреагентов (БРХ, БДР) с возможностью регулирования дозы бактерицида от 0 до 1000 мг/л. Обработка производится периодически, 1 сутки/10-20 дней или 6 час/неделю (в зависимости от концентрации СВБ).

Изобретение поясняется чертежом, на котором приведена схема совместной бактерицидной и магнитной обработки пластовой воды.

Способ реализуется следующим образом. Вначале, исходя из производительности системы ППД, выбирают основные элементы схемы: магнитоактиватор, блок дозировки ингибитора-бактерицида (стандартный БРХ) и монтируют технологическую схему совместной обработки. Схема реализации включает резервуар для сбора пластовой воды 1 с входной трубой 2 и блоком дозировки бактерицида 3, соединенным с входной трубой 2. На выходе резервуара 1 установлен насос низкого давления 4, соединенный через трубопровод низкого давления 5 и магнитоактиватор 6 с буферной емкостью 7. Вход высоконапорного насоса 8 соединен с буферной емкостью 7, а выход - с нагнетательной скважиной 9.

Схема работает следующим образом. В резервуар 1 одновременно подается пластовая вода и через блок дозировки 3 - ингибитор-бактерицид. При этом выбирают минимальную дозировку бактерицида (50 мг/л) и постепенно повышают ее до достижения эффективности не менее 97%. Перемешанную с бактерицидом пластовую воду насосом 4 подают через магнитоактиватор 6 в буферную емкость 7. Комбинация мощных магнитных полей магнитоактиватора 6 с активированными молекулами бактерицида уничтожает оставшиеся в живых клетки СВБ в пластовой воде, тем самым исключается опасность биокоррозии оборудования и образования сероводорода в призабойной зоне нагнетательной скважины 9 и продуктивном пласте, куда обработанная вода закачивается насосом высокого давления 8.

Бактерицидная активность реагентов оценивалась по стандартным методикам (РД 39-3-973-83. Методика контроля микробиологической зараженности нефтепромысловых вод бактериями и оценки защитного действия реагентов. Уфа. ВНИИСПТнефть, 1983, - 37 с).

Результат совместной обработки пластовой воды контролируется микробиологическим тестом на остаточное содержание бактерий - типовым методом высевания культур, широко применяемым в нефтедобыче. Основными показателями являются количество клеток бактерий, оставшихся в живых после обработки, и содержание сероводорода h3S после обработок пластовой воды.

Результат совместной обработки можно проверить также по содержанию сероводорода Н2S в пластовой воде. По результатам контрольных анализов увеличивают или уменьшают начальную дозу бактерицида.

В таблице 1 приведены данные по дозировкам типовых реагентов, взятые из обзорных статей (журнал "Нефтяное хозяйство" №2 за 2004 г., №1 за 2001 г., №4 за 2002 г.).

Таблица 1
Режим бактерицидной обработки воды ППД разными реагентами без магнитной обработки
Марка бактерицида Дозировка, г/м3 Начальная концентрация СВБ, кол/мл×10 3Эффективность бактерицида, отн.%
ЛПЭ-11В500-600 10030
Troskil - 5407500 45095
СОНЦИД8101300-400 190
РИФ 500-60010 30
DMS-HS 250-50010098-100

В таблице 2 приведены результаты лабораторных опытов действия ингибитора-бактерицида (DMS - HS) и магнитной обработки на численность клеток СВБ в пластовой воде системы ППД месторождения "Белый Тигр" СП "Вьетсовпетро".

Указанный ингибитор-бактерицид представляет собой водорастворимую смесь токсиканта (яда для СВБ), ПАВ и других добавок, усиливающих действие токсикантов и обеспечивающих адсорбцию бактерицида на внутренней поверхности оборудования, стойкость к солям. Является сложным органическим веществом, обладающим собственным магнитным моментом.

При использовании в качестве реагента ингибитора-бактерицида, содержащего кроме токсиканта ингибиторы коррозии - сложные органические вещества, создающие на поверхности стали защитную пленку (имидазолины, амины сложные эфиры), также обладающие магнитовосприимчивостью, магнитная обработка усиливает адсорбционные свойства молекул и способствует повышению защитного эффекта от общей коррозии, что является дополнительным полезным эффектом данного предложения. Общая коррозия обусловлена действием не СВБ, а солей и растворенного кислорода.

Таблица 2
Зависимость действия бактерицида DMS-HS и магнитной обработки на численность клеток СВБ в пластовой воде месторождения "Белый Тигр"
№ п/п Обработка исследуемой пробы воды Число клеток СВБ, тыс. клет/мл Гибель клеток СВБ, %
Бактерицид Магнитное воздействиеИсходное После обработки
Доза, мг/лВремя воздейст., часВремя обработки, с Напряженность поля, кА/м
1 00 1,2450450 30033
2 00 1,4450450 20055
3 00 1,6450450 16064
4 1001 1,2450450 13070
5 1001 1,8450450 13,597
6 2001 1,2450450 2595
7 2001 1,4450450 13,597
8 1001 00450 15067
9 2001 00450 6087
10 00 1,065525 250
11 00 1,465525 580
12 00 1,665525 0,598
13 00 1,865525 0100
14 1001 1,4655450 13,597
15 2501 002,5 0,04598,2
162501 00450 0,999,8
17 5001 002,5 0100
18 501 1,4450450 17060

Как вытекает из приведенных в табл. 1 данных, рациональные параметры магнитной обработки при совместном воздействии бактерицида и магнитного поля находятся в следующих пределах: напряженность магнитного поля в рабочем зазоре 450-655 кА/м, время магнитной обработки 1,2-1,6 с. Требуемая доза бактерицида при этом составляла 100-200 мг/л, что в 2-2,5 раза меньше дозы, требуемой без магнитной обработки. Магнитное поле обладает бактерицидным действием и без бактерицида, но добиться высокой эффективности можно только при низкой концентрации СВБ (поз.11-13) или применением особо мощных громоздких магнитных устройств. При значительной концентрации СВБ добиться эффективности свыше 90% затруднительно (поз.1-3 в табл. 2). Но экономия бактерицида достигается и за счет увеличения периода между химобработками.

Таким образом, дополнительная магнитная обработка пластовой воды позволяет существенным образом (в 2-2,5 раза) уменьшить дозу бактерицида, при этом сохраняется эффективность обработки на высоком уровне (97%).

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий пластовой воды, включающий дозирование ингибитора-бактерицида на основе азоткислородсодержащих органических соединений, отличающийся тем, что пластовую воду, зараженную бактериальной микрофлорой, дополнительно подвергают воздействию магнитного поля напряженностью 450-655 кА/м в течение 1,2-1,8 с.

www.freepatent.ru

состав для нейтрализации сероводорода, подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий и ингибирования коррозии в нефтепромысловых средах - патент РФ 2228946

Изобретение относится к средствам для нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов, подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) и ингибирования сероводородной коррозии в нефтепромысловых средах. Состав включает, мас.%: 65-90 продукта взаимодействия моноэтаноламина (МЭА) с формальдегидом, 0,1-1,0 гидроксида натрия или калия и остальное - третичный аминоспирт и/или алифатический спирт С2-С4. В качестве третичного аминоспирта состав содержит триэтаноламин. В качестве продукта взаимодействия он содержит продукт взаимодействия моноэтаноламина с около 37%-ным раствором формальдегида - формалином в мольном соотношении моноэтаноламин : формальдегид 1:(1,8-3,5), предпочтительно 1:(2,1-3,0). Предлагаемый состав является эффективным составом комплексного действия для нейтрализации сероводорода, подавления роста СВБ и ингибирования коррозии, обладающего более высокой технологичностью (низкой температурой застывания) и стабильностью реакционной способности по отношению к сероводороду при хранении. 2 з.п. ф-лы, 4 табл. Изобретение относится к химическим составам, в частности к средствам для нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов, подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) и ингибирования сероводородной коррозии, и может быть использовано в нефтегазодобывающей и нефтегазоперерабатывающей промышленности.Известно средство для нейтрализации сероводорода в сырой нефти и нефтепродуктах, представляющий собой продукт взаимодействия алкиленполиамина, преимущественно диэтилентриамина, с около 37%-ным водным раствором формальдегида - формалином в мольном соотношении от 1:1 до 1:14, предпочтительно от 1:1 до 1:3 (пат. США №5284576, C 10 G 29/20, 1994). Основным недостатком известного реагента является его невысокая реакционная способность по отношению к сероводороду, в результате чего не достигается высокая степень нейтрализации сероводорода в нефти и нефтепродуктах (80-93%). Кроме того, известный реагент обладает низкими реакционной способностью по отношению к легким меркаптанам и бактерицидным, ингибирующим действием. Недостатком известного реагента является также дефицитность и высокая стоимость применяемого для его получения полиамина (диэтилентриамина). Известен также состав для нейтрализации сероводорода в продукции нефтяных скважин, включающий полиглицерины - отход производства глицерина и водный раствор хлористого натрия в следующем соотношении компонентов, об.%: полиглицерины - 60-90 и водный раствор хлористого натрия - 10-40 (пат. РФ №2136864, Е 21 В 43/22, 1999). Этому составу присущ ряд недостатков, ограничивающих его широкое применение в промышленности: он обладает недостаточно высокой нейтрализующей способностью по отношению к сероводороду (3,7 объема Н2S на 1 объем нейтрализатора) и легким меркаптанам, слабым бактерицидным действием по отношению к СВБ, имеет низкую степень защиты от коррозии.Известен реагент для подавления роста СВБ и ингибирования коррозии в нефтепромысловых средах, включающий формальдегид в виде водного раствора - формалин (Химические реагенты в добыче и транспорте нефти. Справочник. М.: Химия, 1987, с. 84-85). Указанный реагент используется в нефтегазодобывающей промышленности, и формалин включен в реестр “Перечень химпродуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли” (ж. “Нефтяное хозяйство”, 2001, №11, с. 112). Однако указанный реагент недостаточно эффективен и требует высоких дозировок, обладает низкой реакционной способностью по отношению к сероводороду и легким меркаптанам, и поэтому непригоден для применения в качестве реагента-нейтрализатора сероводорода и легких меркаптанов. Кроме того, при применении формалина в промысловых условиях возникают технологические трудности из-за полимеризации формальдегида и выпадения в осадок полиформальдегида при транспортировании и хранении в холодное время года. Полимеризация формальдегида с образованием твердых продуктов в заводняемом нефтяном пласте приводит к уменьшению проницаемости пород, снижению приемистости нагнетательных скважин и закупориванию пласта (“Эксплуатация залежей и подготовка нефти с повышенным содержанием сероводорода”. О.И. Сер. “Нефтепромысловое дело”. М.: ВНИИОЭНГ, 1984, вып. 16, с. 74).Наиболее близким к предлагаемому изобретению является реагент для нейтрализации сероводорода, легких меркаптанов в сырой нефти (в т.ч. в водонефтяной эмульсии), газоконденсате и ингибирования сероводородной коррозии, включающий моно- и/или диметанолэтаноламины - продукты взаимодействия моноэтаноламина (МЭА) с формальдегидом. В преимущественном варианте реагент представляет собой водный раствор моно- и/или диметанолэтаноламинов, предварительно полученный взаимодействием МЭА с около 37%-ным водным раствором формальдегида - формалином, предпочтительно взятых в мольном соотношении МЭА: формальдегид 1:1-2 (пат. РФ №2092613, C 23 F 11/08, 1997). Указанный реагент в свежеприготовленном виде является эффективным нейтрализатором и обеспечивает высокую (100%-ную) степень нейтрализации сероводорода, а также легких метил-, этилмеркаптанов как в сырой нефти (в продукции нефтяных скважин), так и в подготовленной (дегазированной и обезвоженной) товарной нефти. Однако известный реагент является недостаточно стабильным продуктом, и со временем при его транспортировании и хранении происходит снижение реакционной (нейтрализующей) способности по отношению к сероводороду из-за протекания реакций конденсации (полимеризации) метанолэтаноламинов с образованием менее реакционно-способных соединений - триазина и оксазолидинов (ж. “Bull. Soc. Chim. France”, 1967, №2, р. 570-575; пат. ФРГ №2635389, 1983), что приводит к снижению степени нейтрализации сероводорода и повышению расхода реагента. Кроме того, известный реагент не находит применения в зимнее время года из-за недостаточно низкой температуры застывания (минус 25-29°С).В основу настоящего изобретения положена задача создания состава для нейтрализации сероводорода, подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий и ингибирования коррозии, обладающего более высокой технологичностью и стабильностью реакционной способности при хранении за счет снижения его температуры застывания и замедления нежелательных побочных реакций с образованием менее реакционно-способных циклических соединений.Поставленная задача решается тем, что состав для нейтрализации сероводорода, подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий и ингибирования коррозии в нефтепромысловых средах, включающий продукт взаимодействия моноэтаноламина с формальдегидом, дополнительно содержит гидроксид натрия или калия и органический растворитель при следующем соотношении компонентов, мас.%:Продукт взаимодействия, указанный выше 65-90Гидроксид натрия или калия 0,1-1,0Органический растворитель ОстальноеВ качестве органического растворителя состав содержит третичный аминоспирт и/или низший алифатический спирт C1-C4.В преимущественном варианте выполнения изобретения в качестве органического растворителя предлагаемый состав содержит третичный аминоспирт, предпочтительно триэтаноламин, а в качестве продукта взаимодействия - продукт взаимодействия моноэтаноламина с около 37%-ным раствором формальдегида (формалином) в мольном соотношении моноэтаноламин: формальдегид 1:(1,8-3,5), предпочтительно 1:(2,1-3,0).В качестве исходного сырья для приготовления предлагаемого состава преимущественно используют моноэтаноламин технический по ТУ 6-02-915-84, формалин технический по ГОСТ 1625-89 или ТУ 38.602-09-43-92, гидроксид натрия технический по ГОСТ 2263-79 и триэтаноламин технический по ТУ 6-02-916-79.Данное техническое решение позволяет получить по существу новую, более стабильную при хранении и всесезонную товарную форму реагента - продукта взаимодействия моноэтаноламина с формальдегидом с температурой застывания минус 40-50°С и ниже, пригодную для применения на нефтегазодобывающих предприятиях в регионах с суровыми климатическими условиями, причем в качестве реагента комплексного действия - нейтрализатора-бактерицида-ингибитора коррозии.Целесообразность использования в качестве органического растворителя - антифриза именно триэтаноламина (ТЭА) обусловлена тем, что он не взаимодействует с формальдегидом и, обладая высокой температурой застывания (+21°С), синергетически снижает температуру застывания предлагаемого состава до минус 40-50°С и ниже при его добавлении в продукт взаимодействия в количествах 10-35% (10-35%-ные водные растворы ТЭА имеют температуру застывания в пределах минус 1-8°С, а продукт взаимодействия МЭА с формалином - минус 25-29°С). Кроме того, ТЭА является доступным, недорогим и малотоксичным (III класс опасности) продуктом и, в отличие от низшего алифатического спирта, имеет высокую температуру кипения (360°С), вспышки (232°С), самовоспламенения (395°С), и, следовательно, использование его не приводит к повышению пожаровзрывоопасности предлагаемого состава. Следует указать, что аналогичными свойствами обладает также другой третичный аминоспирт - метилдиэтаноламин, однако он является дорогостоящим продуктом, и поэтому использование его в качестве растворителя-антифриза приводит к удорожанию предлагаемого состава, что экономически нецелесообразно.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”.Для доказательства соответствия заявляемого объекта критерию "промышленная применимость" ниже приведены конкретные примеры выполнения.Пример 1. К 240 г 37,5%-ного формалина по ГОСТ 1625-89 при перемешивании вводят 1,7 г гидроксида натрия, затем порциями добавляют 61 г моноэтаноламина (МЭА). При этом происходит повышение температуры, поэтому реакцию проводят при охлаждении водой при температуре не выше 55°С. После добавления всего количества МЭА в полученный продукт взаимодействия МЭА с формалином в мольном соотношении 1:3 при перемешивании добавляют 32 г триэтаноламина (ТЭА), и полученную смесь перемешивают до получения однородного продукта.Примеры 2-4 выполняют аналогично примеру 1, изменяя количественное соотношение исходных продуктов.Пример 5. К 120 г 37,5%-ного формалина при перемешивании вводят 0,5 г гидроксида калия, затем порциями добавляют 30,5 г МЭА. После добавления всего количества МЭА в полученный продукт взаимодействия при перемешивании добавляют 43 г ТЭА и 21 г метанола (МС), и полученную смесь перемешивают до получения однородного продукта.Пример 6. К 120 г 37,5%-ного формалина при перемешивании вводят 1,0 г гидроксида калия, затем порциями добавляют 30,5 г МЭА. В полученный продукт взаимодействия при перемешивании добавляют 46,5 г ТЭА, и полученную смесь перемешивают до получения однородного продукта.Пример 7. К 120 г 38%-ного формалина метанольного при перемешивании вводят 1,5 г гидроксида калия, затем порциями добавляют 31 г МЭА. В полученный продукт взаимодействия при перемешивании добавляют 46 г этанола (ЭС), и полученную смесь перемешивают до получения однородного продукта.Пример 8. К 120 г 38%-ного формалина метанольного при перемешивании вводят 1,0 г гидроксида калия, затем порциями добавляют 31 г МЭА. В полученный продукт взаимодействия при перемешивании добавляют 63 г пропанола (ПС), и полученную смесь перемешивают до получения однородного продукта.Составы, полученные по примерам 1-8, приведены в таблице 1.Полученные составы при нормальных условиях представляют собой прозрачные подвижные жидкости от желтого до светло-коричневого цвета с характерным запахом формальдегида плотностью 1,02-1,11 г/см3.Полученные образцы предлагаемого состава испытывают на температуру застывания по стандартной методике ГОСТ 20287-91. Результаты испытаний представлены в таблице 1.Предлагаемый состав испытывают на эффективность подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) по известной методике. Количественный состав СВБ определяют методом предельных 10-кратных разведений с использованием элективной питательной среды Постгейта (ОСТ 39-151-83).Накопительную культуру СВБ выделяют из промысловой жидкости Ромашкинского месторождения (Республика Татарстан). После разведения СВБ (образование черного осадка в бутылочке) пробу пересеивают еще 3 раза в свежую питательную среду. Для испытаний используют культуру СВБ 4-5-суточной выдержки. Культура СВБ, годная к испытаниям, должна давать почернение за 24 часа при дозировании 1 мл СВБ в питательную среду.В ряд маркированных пробирок с питательной средой вводят исследуемый реагент в количестве, обеспечивающем необходимую концентрацию в мг/л.Пробирку с выращенной культурой СВБ перемешивают, выдерживают до оседания осадка сульфидов, стерильной пипеткой отбирают жидкость над осадком и вводят по 0,5 мл в каждую пробирку, содержащую питательную среду и реагент. Пробирки перемешивают и термостатируют при 30-32°С. Для каждого варианта делают 3 повторности.В качестве контроля используют аналогичные пробы без добавки реагента и с добавлением реагента-прототипа.Пробирки наблюдают 15 суток, отмечая появление черной окраски. Эффективными считают реагенты, не дающие потемнения или слегка окрашенные.Эффективность предотвращения роста бактерий оценивают по степени подавления СВБ, определенной по формуле: состав для нейтрализации сероводорода, подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий и ингибирования коррозии в нефтепромысловых средах, патент № 2228946где C1 и С2 - содержание сероводорода в контрольной и исследуемойпробах (мг/л), определенной по истечении 15 суток от начала испытания.В таблице 2 представлены сравнительные с прототипом результаты испытаний.Предлагаемый состав испытывают на эффективность их защитного действия от коррозии в соответствии с документом “Методика оценки коррозионной агрессивности нефтепромысловых сред и защитного действия ингибиторов коррозии при помощи коррозиметров” (РД 39-3-611-81).Защитное действие реагентов определяют при помощи коррозиметра в ингибированном (с добавлением испытуемого реагента) стандартном и сероводородсодержащем растворе по ГОСТ 9.506-87. В качестве агрессивной среды используют модель пластовой воды с плотностью 1,12 г/см3 при концентрации сероводорода 100 мг/л. Модель воды предварительно обескислороживают инертным газом - аргоном. Продолжительность испытаний - 5 часов.В таблице 3 представлены сравнительные с прототипом результаты коррозионных испытаний.Предлагаемый состав испытывают на эффективность нейтрализации сероводорода в водонефтяной эмульсии по следующей методике.В несколько градуированных и пронумерованных стеклянных бутылок емкостью 1 л помещают навески испытуемого реагента в количествах, чтобы можно было построить графическую зависимость степени нейтрализации сероводорода или этилмеркаптана от дозировки реагента. Затем в бутылки с навесками реагента загружают по 800 мл сырой нефти (водонефтяной эмульсии) с известной концентрацией сероводорода, герметично закупоривают, интенсивно встряхивают для диспергирования реагента в нефти и оставляют на стояние при комнатной температуре (22°С). Затем проводят количественный анализ нефти на остаточное содержание сероводорода по известной методике. По результатам анализов рассчитывают степень нейтрализации сероводорода в нефти, и из полученной графической зависимости определяют количество реагента, обеспечивающее 100%-ную нейтрализацию сероводорода, а также удельный расход реагента на нейтрализацию 1 г сероводорода (расходный коэффициент реагента по сероводороду).Для испытания на стабильность реакционной способности по отношению к сероводороду при хранении предлагаемый состав оставляют на хранение при комнатной температуре (23°С) в течение 3 месяцев. После трехмесячного хранения предлагаемый состав повторно испытывают на эффективность нейтрализации сероводорода в водонефтяной эмульсии по вышеописанной методике.В таблице 4 представлены сравнительные с прототипом результаты проведенных испытаний.Из представленных в таблице 1 данных видно, что предлагаемый состав имеет синергетически низкую температуру застывания - минус 40-50°С и ниже (температуры застывания реагента по прототипу и 10 - 35%-ного водного раствора ТЭА - минус 29°С и минус 1-8°С, соответственно), следовательно, обладает более высокой технологичностью и пригоден для применения в регионах с суровыми климатическими условиями. Анализ данных таблиц 2-4 показывает, что предлагаемый состав по сравнению с прототипом обладает более высоким эффектом ингибирования коррозии и стабильностью реакционной способности по отношению к сероводороду при практически одинаковом бактерицидном эффекте относительно СВБ. состав для нейтрализации сероводорода, подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий и ингибирования коррозии в нефтепромысловых средах, патент № 2228946 состав для нейтрализации сероводорода, подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий и ингибирования коррозии в нефтепромысловых средах, патент № 2228946 состав для нейтрализации сероводорода, подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий и ингибирования коррозии в нефтепромысловых средах, патент № 2228946 состав для нейтрализации сероводорода, подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий и ингибирования коррозии в нефтепромысловых средах, патент № 2228946

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Состав для нейтрализации сероводорода, подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий и ингибирования коррозии в нефтепромысловых средах, включающий продукт взаимодействия моноэтаноламина с формальдегидом, отличающийся тем, что он дополнительно содержит гидроксид натрия или калия и третичный аминоспирт и/или алифатический спирт C2-С4 при следующем соотношении компонентов, мас. %:Продукт взаимодействия, указанный выше 65-90Гидроксид натрия или калия 0,1-1,0Третичный аминоспирти/или алифатический спирт C2-С4 Остальное2. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве третичного аминоспирта он содержит триэтаноламин.3. Состав по п.1 или 2, отличающийся тем, что в качестве продукта взаимодействия он содержит продукт взаимодействия моноэтаноламина с около 37%-ным раствором формальдегида - формалином в мольном соотношении моноэтаноламин : формальдегид 1:(1,8-3,5), предпочтительно 1:(2,1-3,0).

www.freepatent.ru


Смотрите также