RU2129583C1

RU2129583C1 - Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений

Info

Publication number: RU2129583C1
Application number: RU98116995A
Authority: RU
Inventors: В.П. Баженов; В.Ф. Лесничий; Виктор Николаевич Глущенко; В.М. Шуверов; Н.И. Кобяков; Л.М. Шипигузов; Р.С. Рахимкулов; Ю.Г. Герин; А.И. Антропов; В.Г. Рябов
Original assignee: Товарищество с ограниченной ответственностью "ФЛЭК"
Priority date: 1998-09-08
Filing date: 1998-09-08
Publication date: 1999-04-27

Abstract

Использование: изобретение относится к области нефтедобычи. Сущность: состав содержит, об.%:
Алифатические углеводороды - 36-78
Ароматические углеводороды - 20-60
Полярный неэлектролит - 0,5-4
Поверхностно-активное вещество -деэмульгатор - 0,01-1,0
Регулятор рН - Остальное
Растворяющая способность состава выше в 1,4-2,4 раза по сравнению с известными, причем для различных типов асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) при одновременном увеличении емкости растворения таких АСПО и обеспечении предотвращения их последующего осаждения. 1 з.п. ф-лы, 3 табл.

Description

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности, к составам для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО), и может быть использовано для удаления и растворения отложений парафина и асфальтеносмолистых веществ из призабойной зоны пласта, из нефтепромыслового оборудования, резервуаров и нефтесборных коллекторов на нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятиях.

Известен состав для растворения АСПО, содержащий гексановую и этилбензольную фракцию (см. Авт.свид. СССР N 1620465, кл. C 09 K 3/00, от 1991 г.).

Недостатком известного состава является недостаточно высокая эффективность растворения АСПО.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по технической сущности является состав для удаления АСПО, содержащий в об.%: алифатические - 45-85 и ароматические углеводороды - 5-45, полярный неэлектролит - 1-15 и поверхностно-активное вещество (ПАВ) - 0,5-6 (см. Патент США N 4090562, кл. E 21 B 43/25, от 1976 г.).

Однако указанный известный состав не обеспечивает высокую степень удаления АСПО и не предотвращает последующее осаждение АСПО на стенки металлического подземного оборудования.

Кроме того, известный состав характеризуется недостаточно высокой емкостью растворения АСПО.

Целью настоящего изобретения является повышение растворяющей способности состава в отношении АСПО любого состава при одновременном увеличении емкости растворения таких АСПО и обеспечении предотвращения их последующего осаждения.

Поставленная цель достигается тем, что известный состав для удаления АСПО, содержащий алифатические и ароматические углеводороды, полярный неэлектролит и поверхностно-активное вещество, дополнительно содержит регулятор pH, а в качестве поверхностно-активного вещества - ПАВ-деэмульгатор, при следующем соотношении ингредиентов, об.%:
Алифатические углеводороды - 36-78
Ароматические углеводороды - 20 - 60
Полярный неэлектролит - 0,5 - 4
Поверхностно-активное вещество-деэмульгатор - 0,01 - 1,0
Регулятор pH - Остальное
В качестве регулятора pH состав содержит водные растворы минеральных или органических кислот, или щелочей, или аммиака.

Из патентной и научно-технической литературы нам неизвестны составы для удаления АСПО, содержащие совокупность указанных выше ингредиентов в предложенном количественном соотношении, что позволяет сделать вывод о новизне заявляемого решения.

Достижение поставленной цели изобретения обеспечивается, по-видимому, благодаря следующему.

В состав АСПО входят неорганические вещества и органические кислоты, которые служат каркасом кристаллов АСПО. Регулятор pH, который предлагается вводить в заявляемый состав, воздействует на указанные неорганические вещества и кислоты, нарушая при этом структуру АСПО и обеспечивая доступ состава ко всему объему АСПО.

Выбор конкретного регулятора pH в предлагаемом составе осуществляют по следующим критериям. Если АСПО вмещают повышенные концентрации нафтеновых и асфальтогеновых кислот, а также металлопорфириновых комплексов, служащих каркасом для АСПО, то используют щелочные регуляторы pH. Омыляя кислоты, они переводят их в более растворимую форму и разрушают конгломераты АСПО, облегчая их полное растворение. Если же в составе АСПО имеется повышенное содержание каркасносвязанных мехпримесей (сульфид железа, карбонаты, гипс, продукты коррозии железа, глины и др.), то используют кислотные регуляторы pH, которые способствуют растворению большей части мехпримесей.

А благодаря тому, что в предлагаемом составе содержится ПАВ-деэмульгатор, который обладает гидрофилизирующими свойствами, обеспечивается высокая степень растворения всего объема АСПО, а также высокая емкость растворения (т. е. количество растворенного АСПО в одном объеме состава). Причем функция ПАВ заключается в обеспечении расклинивающего (диспергирующего) эффекта по отношению к АСПО, что увеличивает их доступную для растворения площадь, а также исключения образования стойких водонефтяных эмульсий при смешении с пластовой водой как в скважине, так и по пути транспорта до установки подготовки нефти.

Кроме того, в этих условиях усиливается расклинивающее влияние состава на пленку нефти, в результате чего ПАВ в более короткое время достигают твердой поверхности, адсорбируются на ней и гидрофилизируют ее, и таким образом, препятствуют отложению на этой твердой поверхности высокомолекулярных асфальтенов, смол, а затем уже парафинов.

Из существующего уровня техники нам неизвестно, что ингредиенты, входящие в предлагаемый состав, обеспечивают указанные выше свойства, что позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию "изобретательский уровень".

Для получения предлагаемого состава в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:
- Алифатические углеводороды: гексановая фракция (ГФ) по ТУ 38.10383-83; широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) по ТУ 38.0014636-065; смесь нефтепродуктов отработанных (СНО) по ГОСТ 21046-86; газовый конденсат (ГК)или их смесь между собой.

- Ароматические углеводороды: бензол (ГОСТ 9572-93), толуол (ГОСТ 14710-78), этилбензол (ГОСТ 9385-77), или их фракции, или смола пиролизная гидрированная (СПГ) (ТУ 38.402-62- 136-95), или сольвент нефтяной (ГОСТ 10214-78), или их смеси.

- Полярный неэлектролит: алифатические спирты фр. C₁-C₆ (ГОСТ 9536- 79); эфирная фракция (ТУ 38.402-62-136-95); метил-трет-бутиловый эфир (МТБЭ) (ТУ 38.103704-90), ацетон и др.

- ПАВ-деэмульгатор: использовали водорастворимые коллоидные ПАВ, совместимые с минерализованными водами и обладающие гидрофилизирующими свойствами и вмещающие адсорбционно-активные к металлической поверхности группы (нитрогруппы, сульфогруппы, фосфогруппы), например: Синтерол-П (ТУ 2428-010-04643756-95), Синтал-ВР, Синтал-ВРК (ТУ 2483-001-24084384-97), дипроксамин 157-65М (ТУ 38.40129928-80) и др.

- Регулятор pH: соляная кислота (ТУ 6-01-04689381-85-92), уксусная кислота (ГОСТ 6968-76), гидроксид натрия (ГОСТ 4328-77), аммиак (ГОСТ 4867-78) и др. Регуляторы pH используют в виде водных растворов, а именно: раствор соляной кислоты 5-20%-ной концентрации (предпочтительно 10%-ный раствор); раствор NaOH 10-40%-ной концентрации (предпочтительно 20%-ный раствор); раствор CH₃COOH 10-30%-ной концентрации (предпочтительно 20%-ный раствор); 25%-ный раствор аммиака (товарная форма).

Пример приготовления предлагаемого состава в лабораторных условиях.

Пример. В химический цилиндр емкостью 100 см³ последовательно вливают 1 см³ эфирной фракции, 0,5 см³ Синтерола-П, 1 см³ 10%-ного водного раствора HCl и тщательно перемешивают путем взбалтывания до полного совмещения ингредиентов. Затем прибавляют 60 см³ бензола и доводят до метки 100 см³ дополнительным прибавлением гексановой фракции. Потом цилиндр закрывают притертой пробкой и перемешивают путем взбалтывания 2-3 раза. Получают состав со следующим соотношением ингредиентов, об.%: полярный неэлектролит-эфирная фракция 1; ПАВ-деэмульгатор Синтерол-П 0,5; Регулятор pH - 10%-ный водный раствор НС1 1; бензол 60; гексановая фракция 37,5.

Аналогичным образом готовили другие составы с различным соотношением ингредиентов.

При проведении лабораторных испытаний исследовали следующие свойства предлагаемого состава: эффективность растворения, эффективность предотвращения отложения АСПО, емкость растворения.

Данные о составе использованных АСПО приведены в таблице 1.

Данные о содержании ингредиентов в исследуемых составах приведены в таблице 2.

Предлагаемый состав испытывали на эффективность растворения АСПО по методике НИИнефтепромхима.

Для испытания образец АСПО, характеристика которых приведена и таблице 1, набивали в полиэтиленовый шприц диаметром 10 мм, выдавливали и отвешивали полученную цилиндрическую форму АСПО массой около 3 г. Затем ее помещали в заранее взвешенную корзинку цилиндрической формы из нержавеющей стали с размером ячеек сетки 1,5х1,5 мм. Размер корзинки 70х15х15 мм. По разности масс корзинки с АСПО и чистой корзинки определяли исходную массу АСПО (m₀). Затем корзинки с АСПО помещали в герметичную колбу объемом 200 см³ и заливали 90 см³ предлагаемого состава, выдерживали при температуре 20±0,5^oC в течение 3 часов. По истечении данного времени корзинки вынимали, помещали в эксикатор, соединенный с водоструйным насосом при остаточном давлении 0,25 мм. рт. ст. Сушку продолжали до достижения постоянной массы корзинки с АСПО. Эффективность растворения АСПО рассчитывали по формуле:

где m - нерастворившийся остаток АСПО в корзинке, г.

Полученные результаты приведены в таблице 3.

Емкость растворения АСПО предлагаемым составом оценивали следующим образом. В корзинки из латунной сетки с размером ячеек 0,1х0,1 мм помещали точно взвешенное количество АСПО массой около 10 г. Затем корзинки с АСПО помещали в 50 см³ состава, помещенного в герметичную колбу при 20^oC, и выдерживали в течение 24 ч. Потом корзинку вынимали, сушили 24 ч при комнатной температуре и взвешивали. Емкость растворения оценивали по формуле:

Эффективность предотвращения предлагаемым составом осаждения АСПО из состава нефти на металлической поверхности оценивали следующим образом.

На металлическую пластинку размером 40х40х2 мм из нержавеющей стали наносили слой АСПО толщиной около 1 мм и выдерживали в растворителе до полного удаления АСПО. Затем пластинку опускали в предлагаемый состав и выдерживали в течение 2 ч. Потом пластинку вынимали и помещали в нефть, отобранную из той же скважины, из которой были извлечены АСПО. Предварительно в нефти растворяли 10% мас. АСПО при 30^oC. Колбу с данным образцом нефти объемом 70 см³ и пластинкой в течение 30 мин охлаждали до 4-5^oC и пластинку вынимали. Визуально оценивали процент запарафинирования поверхности пластинки. Полученные результаты приведены в таблице 3.

Данные, приведенные в таблице 3, показывают, что предлагаемый состав имеет следующие преимущества по сравнению с известным по прототипу составом:
- его растворяющая способность выше в 1,4-2,4 раза, причем для различных типов АСПО;
- емкость растворения предлагаемым составом выше на 30 - 100%, что в производственных условиях позволит снизить стоимость обработки и обеспечит экономию реагента;
- предлагаемый состав эффективно предотвращает осаждение АСПО на поверхность оборудования, что позволяет в промысловых условиях отказаться от использования дополнительных реагентов, предотвращающих отложения АСПО.

Claims

1. Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений, содержащий алифатические и ароматические углеводороды, полярный неэлектролит и поверхностно-активное вещество, отличающийся тем, что он дополнительно содержит регулятор pH, а в качестве поверхностно-активного вещества - ПАВ-деэмульгатор, при следующем соотношении ингредиентов, об.%:
Алифатические углеводороды - 36 - 78
Ароматические углеводороды - 20 - 60
Полярный неэлектролит - 0,5 - 4
Поверхностно-активное вещество-деэмульгатор - 0,01 - 1,0
Регулятор pH - Остальное.

2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве регулятора pH он содержит водные растворы минеральных или органических кислот, или щелочей, или аммиака.