RU2086754C1 - Состав для предотвращения образований на твердых поверхностях асфальтеносмолопарафиновых отложений и минеральных солей - Google Patents
Состав для предотвращения образований на твердых поверхностях асфальтеносмолопарафиновых отложений и минеральных солей Download PDFInfo
- Publication number
- RU2086754C1 RU2086754C1 RU96104831A RU96104831A RU2086754C1 RU 2086754 C1 RU2086754 C1 RU 2086754C1 RU 96104831 A RU96104831 A RU 96104831A RU 96104831 A RU96104831 A RU 96104831A RU 2086754 C1 RU2086754 C1 RU 2086754C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- deposits
- sodium
- alkaline
- water
- compound
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может найти применение при обработке скважины, нефтепроводов и призабойной зоны пласта, закупоренной асфальтосмолистыми и парафиногидратными отложениями. Состав для обработки скважин включает, мас.%: неионное поверхностно-активное вещество на основе алкилэфиров, содержащих 6-13 оксиэтильных групп - 0,0002 - 0,5; натрий алкилбензолсульфонат - 0,0005 - 0,75; натрий алкансульфонат - 0,0005 - 1,5; анионный полиэлектролит, мол.м. 4•104-5•106 - 0,0003 - 0,5; цинк - 0,001 - 0,2; алюминий - 0,0005 - 0,3; щелочной и/или щелочноземельный металл - 0,007 - 1,5. 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобычи, трубопроводному транспорту нефти и нефтепродуктов, перевозки нефти в емкостях, очистки резервуаров и может быть использовано для обработки призабойной зоны пласта, а также предотвращения образования на твердых поверхностях (стенках насоснокомпрессорных труб, насосов, скважинном оборудовании и т.п.) асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) и минеральных солей, для снижения гидравлических сопротивлений при транспортировании высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий по трубам, для внутрискважинной деэмульсации и промысловой подготовки нефти.
Известен состав [1] для предотвращения парафиногидратных отложений и коррозии в скважине при добыче нефти, включающий, мас. 20-60%-ный раствор оксиалкилированных оксипропилированных алкилфенолов в ароматических углеводородах 1-33; 40-50%-ный раствор пиридиновых соединений в этиловом спирте 1-33; метанол остальное.
Известен состав [1] для предотвращения отложений в скважине, содержащий, мас. низкомолекулярный спирт (C1-C4) 10-50; ПАВ - этоксилированный нонилфенол 10-50; вода 40-80.
Известный состав способствует предотвращению образования АСПО и парафиногидрадных отложений (ПГО), однако обладает весьма низкой эффективностью при промывке и удалении образовавшихся отложений.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является состав, содержащий жидкость носитель и щелочной металл способный вступать в термохимическую реакцию с водой [2]
Известный состав эффективен при разрушении образовавшихся отложений, но не создает условий предотвращения образования АСПО и ПГО на поверхности металла.
Известный состав эффективен при разрушении образовавшихся отложений, но не создает условий предотвращения образования АСПО и ПГО на поверхности металла.
Указанный недостаток устраняется тем, что состав содержит неионное поверхностно-активное вещество на основе алкилэфиров, содержащих 6-13 оксиэтильных групп, натрий алкибензолсульфатонат, натрий алкансульфонат, анионный полиэлектролит мол. м. 4•104-5•106 и воду, а в качестве металла, способного вступать в термохимическую реакцию с водой, содержит цинк, алюминий и щелочной и/или щелочноземельный металл при следующем соотношении компонентов, мас. неионное поверхностно-активное вещество на основе алкиэфиров, содержащих 6-13 оксиэтильных групп 0,0002 0,5; натрий алкибензолсульфатонат 0,0005 0,75; натрий алкансульфонат 0,0005 1,25; анионный полиэлектролит мол.м. 4•104-5•106 0,0003 - 0,5; цинк 0,001 0,2; алюминий 0,0005 0,3; щелочной и/или щелочноземельный металл 0,007 1,5; вода остальное.
Существенными признаками изобретения являются: 1. Неионное поверхностно-активное вещество на основе алкиэфиров, содержащих 6-13 оксиэтильных групп; 2. Натрий алкибензолсульфатонат; 3. Натрий алкансульфонат; 4. Анионный полиэлектролит с мол.м. 4•104-5•106; 5. Цинк; 6. Алюминий; 7. Щелочной и/или щелочноземельный металл; 8. Вода; 9. Количественное соотношение компонентов.
Признаки 1 4, 8 являются общими с прототипом, признаки 5 7 и 9 являются отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения.
В составе нефтей имеются высокомолекулярные парафины, смолы и асфальтены, способные при движении нефти по скважине или по трубопроводу откладываться на стенках вплоть до закупоривания проходного сечения. Сопутствующий нефтяной газ, особенно в присутствии кислых газов, образует с водой парафино-гидраты, что также ведет к закупорке скважин и трубопроводов.
В промысловой практике широко применяются химические и термохимические составы для удаления и предупреждения АСПО и ПГО. Однако их эффективность невысока вследствие того, что со стенок не удаляются центры кристаллизации, на которых вновь образуются отложения.
Предложенный состав решает задачу очистки скважины и трубопроводов от АСПО и ПГО.
Состав готовят путем смешения заданного количества поверхностноактивных веществ и полиэлектролита в воде и введения туда расчетного количества щелочного и/или щелочноземельного металла, алюминия и цинка.
После протекания термохимической реакции состав подают в скважину или трубопровод.
Горячий активизированный раствор не только расплавляет и растворяет АСПО и ПГО, но и смывает центры их образования, что способствует более длительному межремонтному периоду скважин и увеличения пропускной способности трубопроводов.
В качестве щелочных металлов используют литий и/или натрий, и/или калий в алюминиевой и/или цинковой оболочке, а в качестве щелочноземельных кальций и/или барий.
Для обработки скважин и/или трубопроводов применяют водный состав с концентрацией от 0,05 до 5 мас./.
Состав используют следующим образом:
готовят 10 м3 раствора, который закачивают в скважину, забитую АСПО и ПГО, прокачивают по колонне насосно-компрессорных труб и отбирают через затрубное пространство.
готовят 10 м3 раствора, который закачивают в скважину, забитую АСПО и ПГО, прокачивают по колонне насосно-компрессорных труб и отбирают через затрубное пространство.
Очистку трубопроводов осуществляют подачей в него 0,01 5,0%-ного водного раствора продуктов реакции поверхностно-активного вещества и щелочного (в оболочке) и/или щелочноземельного металла.
Пример 1. Готовят 10 м3 раствора. Количество компонентов в растворе составляет,мас.
неионное поверхностно-активное вещество на основе алкилэфиров, содержащих 6-13 оксиэтильных групп 0,0002
натрий алкилбензолсульфонат 0,0005
натрий алкансульфонат 0,0005
анионный полиэлектролит мол. м. 4•104-5•106 - 0,003.
натрий алкилбензолсульфонат 0,0005
натрий алкансульфонат 0,0005
анионный полиэлектролит мол. м. 4•104-5•106 - 0,003.
Щелочной и/или щелочноземельный металл
литий 0,0070
цинк 0,001
алюминий 0,0005
вода 99,99.
литий 0,0070
цинк 0,001
алюминий 0,0005
вода 99,99.
Полученным раствором промывают скважину глубиной 1500 м. После трех циклов циркуляции раствора скважина освобождается от отложений. Межремонтый период скважины, т.е. время от обработки до обработки, составляет 27 суток.
Пример 2. Готовят 10 м3 раствора. Количество компонентов в растворе составляет, мас.
неионное поверхностно-активное вещество на основе алкилэфиров, содержащих 6-13 оксиэтильных групп 0,004
натрий алкилбензолсульфонат 0,016
натрий алкансульфонат 0,015
анионный полиэлектролит мол.м. 4•104-5•106 0,008,
Щелочной и/или щелочноземельный металл
литий 0,100
кальций 0,05
алюминий 0,002
цинк 0,005
вода 99,8
После двух циклов циркуляции раствора скважина освобождается от отложений. Межремонтный период скважины составляет 30 суток.
натрий алкилбензолсульфонат 0,016
натрий алкансульфонат 0,015
анионный полиэлектролит мол.м. 4•104-5•106 0,008,
Щелочной и/или щелочноземельный металл
литий 0,100
кальций 0,05
алюминий 0,002
цинк 0,005
вода 99,8
После двух циклов циркуляции раствора скважина освобождается от отложений. Межремонтный период скважины составляет 30 суток.
Пример 3. Готовят 10 м3 раствора. Количество компонентов в растворе составляет, мас.
неионное поверхностно-активное вещество на основе алкилэфиров, содержащих 6-13 оксиэтильных групп 0,16
натрий алкилбензолсульфонат 0,24
натрий алкансульфонат 0,44
анионный полиэлектролит мол.м. 4•104-5•106 0,16
Щелочной и/или щелочноземельный металл
натрий 0,30
калий 0,10
кальций 0,10
барий 0,10
цинк 0,10
алюминий 0,10
вода 99,20
После двух циклов циркуляции раствора скважина освобождается от отложений. Межремонтный период скважины составляет 30 суток.
натрий алкилбензолсульфонат 0,24
натрий алкансульфонат 0,44
анионный полиэлектролит мол.м. 4•104-5•106 0,16
Щелочной и/или щелочноземельный металл
натрий 0,30
калий 0,10
кальций 0,10
барий 0,10
цинк 0,10
алюминий 0,10
вода 99,20
После двух циклов циркуляции раствора скважина освобождается от отложений. Межремонтный период скважины составляет 30 суток.
Пример 4. Готовят 10 м3 раствора. Количество компонентов в растворе составляет, мас.
неионное поверхностно-активное вещество на основе алкилэфиров, содержащих 6-13 оксиэтильных групп 0,5
натрий алкилбензолсульфонат 0,75
натрий алкансульфонат 1,25
анионный полиэлектролит мол.м. 4•104-5•106 0,50
Щелочной и/или щелочноземельный металл
барий 1,5
цинк 0,2
алюминий 0,3
вода 95,0.
натрий алкилбензолсульфонат 0,75
натрий алкансульфонат 1,25
анионный полиэлектролит мол.м. 4•104-5•106 0,50
Щелочной и/или щелочноземельный металл
барий 1,5
цинк 0,2
алюминий 0,3
вода 95,0.
После трех циклов циркуляции раствора скважина освобождается от отложений. Межремонтный период скважины составляет 32 сут.
Пример 5 по прототипу.
После семи циклов циркуляции раствора скважина освобождается от отложений. Межремонтный период скважины составляет 20 суток.
Исследование влияния состава на гидродинамические характеристики движения потока нефти по трубопроводу изучались на двух оттарированных металлических трубках диаметром 10 мм и длиной 10 м.
Гидравлическое сопротивление нефти при движении по трубопроводам определяли на трубчатом реометре разомкнутого типа. Расход нефти определяли на выходе из трубок (объемным методом) с помощью мерного цилиндра в единицу времени.
Эффективность защиты поверхностей от отложений АСПО определяли методом "холодного цилиндра" и рассчитывали по формуле:
где Mo масса АСПО, отложившаяся на стенках холодного цилиндра без введения в нефть состава:
M1 масса АСПО, отложившаяся на стенках холодного цилиндра в присутствии испытуемого состава.
где Mo масса АСПО, отложившаяся на стенках холодного цилиндра без введения в нефть состава:
M1 масса АСПО, отложившаяся на стенках холодного цилиндра в присутствии испытуемого состава.
В качестве примера была взята нефть объединения Актюбинскнефть, республика Казахстан, со следующими характеристиками:
Удельный вес, кг/м3 0,9318
Содержание воды, мас. 12,5
Содержание парафинов, 5,5
Вязкость кинематическая, МПа/сек 216
Эксперименты проводились в одинаковых условиях при 20oC.
Удельный вес, кг/м3 0,9318
Содержание воды, мас. 12,5
Содержание парафинов, 5,5
Вязкость кинематическая, МПа/сек 216
Эксперименты проводились в одинаковых условиях при 20oC.
Испытанию подвергнуты растворы равной концентрации по прототипу и предлагаемому составу. Результаты приведены в таблице и представляют среднестатистические данные изучения изменения не менее 3-х диапазонов.
Состав по изобретению (примеры 1 4) обладает повышенной способностью разрушать асфальтосмолистые и парафиногидратные образования и способствовать предотвращению образования отложений, что следует из количества циклов обработки скважины и межремонтного периода скважины.
Снижение гидравлического сопротивления и увеличения пропускной способности трубопровода в присутствии заявленного состава по сравнению с прототипом обусловлено уменьшением снижения вязкости, уменьшением шероховатости труб за счет лучшего отмыва с их поверхностей АСПО, сохранением номинального диаметра проходного сечения труб удаления АСПО, гашением турбулентности потока вызванного наличием в составе полимеров и др.
Применение предложенного состава позволит повысить эффективность борьбы с асфальтосмолистыми и парафиногидратными отложениями и увеличить время межремонтного периода скважин и пропускную способность трубопроводов, а значит рентабельность работы скважин и трубопроводов.
Claims (1)
- Состав для предотвращения образований на твердых поверхностях асфальтеносмолопарафиновых отложений и минеральных солей, содержащий металл, взаимодействующий с водой, и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество на основе алкилэфиров, содержащих 6 13 оксиэтильных групп, натрийалкилбензолсульфонат, натрийалкансульфонат и анионный полиэлектролит, а в качестве металла, взаимодействующего с водой, щелочной и/или щелочно-земельный металл, цинк и алюминий при следующем соотношении исходных ингредиентов, мас.Неионогенное поверхностно-активное вещество на основе алкилэфиров, содержащих 6 13 оксиэтильных групп 0,0002 0,5
Натрийалкилбензолсульфонат 0,0005 0,75
Натрийалкансульфонат 0,0005 1,25
Анионный полиэлектролит с мол.м. 4 • 104 5 • 106 - 0,0003 0,5
Цинк 0,001 0,2
Алюминий 0,0005 0,3
Щелочной и/или щелочно-земельный металл 0,007 1,5в
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU96104831A RU2086754C1 (ru) | 1996-03-22 | 1996-03-22 | Состав для предотвращения образований на твердых поверхностях асфальтеносмолопарафиновых отложений и минеральных солей |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU96104831A RU2086754C1 (ru) | 1996-03-22 | 1996-03-22 | Состав для предотвращения образований на твердых поверхностях асфальтеносмолопарафиновых отложений и минеральных солей |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2086754C1 true RU2086754C1 (ru) | 1997-08-10 |
RU96104831A RU96104831A (ru) | 1998-03-10 |
Family
ID=20177974
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU96104831A RU2086754C1 (ru) | 1996-03-22 | 1996-03-22 | Состав для предотвращения образований на твердых поверхностях асфальтеносмолопарафиновых отложений и минеральных солей |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2086754C1 (ru) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2473584C1 (ru) * | 2011-07-15 | 2013-01-27 | Юрий Александрович Беляев | Состав для очистки нефтяного оборудования от асфальтеносмолопарафиновых отложений и минеральных солей |
CN112552892A (zh) * | 2019-09-25 | 2021-03-26 | 山东科兴化工有限责任公司 | 一种高效水基采油用原油清腊降粘剂及其制备方法 |
RU2753827C1 (ru) * | 2020-12-23 | 2021-08-23 | Акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (АО "ВНИИнефть") | Состав для добычи и транспорта нефти |
RU2778924C1 (ru) * | 2021-12-14 | 2022-08-29 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Поверхностно-активное вещество на основе полиэтоксилированного нонилфенола для увеличения нефтеотдачи пластов карбонатных залежей с высокой минерализацией |
-
1996
- 1996-03-22 RU RU96104831A patent/RU2086754C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
1. Патент США N 4668408, кл. E 21 B 37/06, 1987. 2. Патент РФ N 2028447, кл. E 21 B 37/06, 1995. * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2473584C1 (ru) * | 2011-07-15 | 2013-01-27 | Юрий Александрович Беляев | Состав для очистки нефтяного оборудования от асфальтеносмолопарафиновых отложений и минеральных солей |
CN112552892A (zh) * | 2019-09-25 | 2021-03-26 | 山东科兴化工有限责任公司 | 一种高效水基采油用原油清腊降粘剂及其制备方法 |
RU2753827C1 (ru) * | 2020-12-23 | 2021-08-23 | Акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (АО "ВНИИнефть") | Состав для добычи и транспорта нефти |
RU2778924C1 (ru) * | 2021-12-14 | 2022-08-29 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Поверхностно-активное вещество на основе полиэтоксилированного нонилфенола для увеличения нефтеотдачи пластов карбонатных залежей с высокой минерализацией |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US6130199A (en) | Surfactant composition for cleaning wellbore and oil field surfaces using the surfactant composition | |
US6112814A (en) | Method for cleaning wellbore surfaces using coiled tubing with a surfactant composition | |
US7455111B2 (en) | Compositions for treating a well penetrating a subterranean formation and uses thereof | |
EP0727009B1 (en) | Well cleanout system and method | |
US5458198A (en) | Method and apparatus for oil or gas well cleaning | |
US8584760B2 (en) | Cleaning agents for wellbore cleaning and methods of use thereof | |
US2124530A (en) | Method of treating wells | |
RU2086754C1 (ru) | Состав для предотвращения образований на твердых поверхностях асфальтеносмолопарафиновых отложений и минеральных солей | |
CA1272458A (en) | Reducing paraffin deposits on paraffin contaminated surfaces | |
CA2592209C (en) | Composition and method for removing deposits | |
RU2540767C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора | |
RU2247833C1 (ru) | Способ кислотной обработки продуктивного пласта | |
RU2473584C1 (ru) | Состав для очистки нефтяного оборудования от асфальтеносмолопарафиновых отложений и минеральных солей | |
WO2004044378A1 (en) | Process for the cleaning of oil and gas wellbores | |
RU2072420C1 (ru) | Способ обработки скважин | |
US5027897A (en) | Method of treatment of drilled-in underground formation saturated with hydrocarbon gas | |
RU2129651C1 (ru) | Способ удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений из внутрискважинного оборудования | |
RU2167284C2 (ru) | Способ термохимической очистки призабойной зоны скважины | |
RU2087677C1 (ru) | Способ предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании | |
RU2170812C1 (ru) | Способ предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений | |
SU1432198A1 (ru) | Способ предупреждени солевых отложений в лифтовых трубах газовых скважин | |
SU1798487A1 (en) | Method for extraction of high-viscosity water-cut oil | |
RU2348671C1 (ru) | Кольматирующий буровой раствор и способ удаления кольматационного слоя | |
RU2077667C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
RU1789544C (ru) | Способ предотвращени асфальтеносмолопарафиновых отложений |