RU2307860C2 - Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений и гидрофобизации призабойной зоны пласта - Google Patents
Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений и гидрофобизации призабойной зоны пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2307860C2 RU2307860C2 RU2005128404/03A RU2005128404A RU2307860C2 RU 2307860 C2 RU2307860 C2 RU 2307860C2 RU 2005128404/03 A RU2005128404/03 A RU 2005128404/03A RU 2005128404 A RU2005128404 A RU 2005128404A RU 2307860 C2 RU2307860 C2 RU 2307860C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- composition
- formation
- surfactant
- deposits
- Prior art date
Links
Landscapes
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений АСПО из нефтепромыслового оборудования, скважин и призабойной зоны пласта, а также для гидрофобизации призабойной зоны пласта в целях интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов. Техническим результатом является увеличение возможности состава предотвращать образование АСПО за счет увеличения его растворяющей способности по отношению к АСПО, увеличение моющего, деспергирующего, эмульгирующего и стабилизирующего действия по отношению к АСПО с высоким содержанием парафинов, смол и асфальтенов, а также снижение обводненности и рост дебита нефти, который достигается за счет повышения гидрофобизации породы пласта. Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений и гидрофобизации призабойной зоны пласта содержит, мас.%: отработанную или очищенную циклогексановую фракцию 33,0-74,98, отработанное талловое или рапсовое масло 20,0-30,0, поверхностно-активное вещество ПАВ или смесь ПАВ 0,01-5,0, органический растворитель 5,0-30,0, химически инертный модифицированный по поверхности гидрофобный высокодисперсный материал - тетрафторэтилен или оксид титана, железа, хрома, цинка, алюминия, или поливиниловый спирт, или оксиды кремния: белую сажу или тальк, или аэросил, или перлит, или полисил разных марок 0,01-2,0. Состав может дополнительно содержать ингибитор солеотложения в количестве 1,0-3,0 мас.%. 1 з.п. ф-лы, 5 табл.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) из нефтепромыслового оборудования, скважин и призабойной зоны пласта, а также для гидрофобизации призабойной зоны пласта в целях интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.
Известны составы для удаления АСПО, которые содержат гексановую и этилбензольную фракцию (а.с. СССР №1620465, С09К 3/00, БИ 2, 1991) и гексановую фракцию и легкую пиролизную смолу (а.с. СССР №1092164, С09К 3/00, БИ 18, 1984).
Известен состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений, который содержит в мас.%: побочный продукт нефтехимического производства - гексановую фракцию или продукт нефтепереработки - фракцию прямогонного бензина - «реагент К-2» - 25-75, моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля на основе первичных жирных спиртов общей формулы CnH2n+1О(С2Н4)mН, где n=10-18, m=8-10, или оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 9-12 - 0,5-5,0, побочный продукт органического синтеза на основе ароматических углеводородов - остальное (патент РФ 2131901, С09К 3/00, Е21В 37/06, БИ 17, 1999).
Известен состав для предотвращения образований на твердых поверхностях АСПО и минеральных солей, содержащий в мас.%: НПАВ 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 (патент РФ 2086754, 6, Е21В 37/06, опубл. 1997.08.10).
Известен состав для удаления асфальтеносмолопарафиногидратных отложений, содержащий в мас.%: углеводородный растворитель - 30-50; гликоль - 5-15; метанол - остальное (патент РФ 2171825, 7, С09К 3/00, Е21В 37/06, опубл. 10.08.2001).
Известен состав для удаления асфальтеносмолистых и парафиновых отложений, содержащий в мас.%: НПАВ - 0,05-0,5; ароматический растворитель - 20-50; алифатический растворитель - остальное.
Известен состав для предотвращения образования асфальтеносмолопарафиновых отложений, содержащий в мас.%: натрий алкилбензолсульфонат 10-30; НПАВ с 6-13 окислительными группами 4-10; оксиэтилированный алкилэфир фосфорной кислоты или его калиевая или этаноламиновая соль 1-5; углеводородный растворитель 7,5-15; алифатический спирт С1-С3 10-20; этиленгликоль или пропиленгликоль 5-15; натрий алкансульфонат - остальное (патент СССР по а.с. №1706204, 5, С09К 3/00, Е21В 37/06, опубл. 1994.11.15).
Известен состав для удаления АСПО, содержащий смесь углеводородов в мас.%: отработанную цикпогексановую фракцию - 70-80, отработанное талловое или рапсовое масло - 20-30 (патент РФ 2185412, С09К 3/00, Е21В 37/06, опубл. 20.07.02).
Недостатком этих составов является их низкая эффективность по отношению к АСПО в широком диапазоне содержания асфальтенов, смол и парафинов.
Наиболее близким к предлагаемому составу является состав для удаления АСПО и гидрофобизации призабойной зоны пласта, содержащий смесь углеводородов в мас.%: отработанную циклогексановую фракцию 69,9-78,0 отработанное талловое или рапсовое масло - 20-30, кремнезем марки Полисил - 0,1-2,0 (патент РФ 2249673, кл. Е21В 37/06, опубл. 10.04.2005, БИ №10).
Состав обладает недостаточной способностью растворять и тем самым предотвращать образование АСПО. Кроме того состав обладает недостаточным моющим, эмульгирующим и стабилизирующим действием загрязненной поверхности по отношению к асфальтеносмолопарафиновым отложениям с высоким содержанием парафинов, асфальтенов и смол.
Техническим результатом является увеличение возможности состава предотвращать образование АСПО за счет увеличения его растворяющей способности по отношению к АСПО, увеличение моющего, деспергирующего, эмульгирующего и стабилизирующего действия загрязненной поверхности по отношению к асфальтеносмолопарафиновым отложениям с высоким содержанием парафинов, смол и асфальтенов, а также снижение обводненности и рост дебита нефти за счет повышения гидрофобизации породы пласта.
Технический результат достигается тем, что состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений и гидрофобизации призабойной зоны пласта, содержащий отработанную или очищенную циклогексановую фракцию, отработанное талловое или рапсовое масло и гидрофобный высокодисперсный материал, отличается тем, что дополнительно содержит поверхностно-активное вещество или смесь ПАВ и органический растворитель, а в качестве гидрофобного высокодисперсного материала состав содержит химически инертные модифицированные по поверхности гидрофобные высокодисперсные материалы: тетрафторэтилен или оксиды титана, железа, хрома, цинка, алюминия, или поливиниловый спирт, или оксиды кремния: белую сажу, или тальк, или аэросил, или перлит, или полисил разных марок при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Отработанная или очищенная циклогексановая фракция | 33,0-74,98 |
| Отработанное талловое или рапсовое масло | 20,0-30,0 |
| Поверхностно-активное вещество или смесь ПАВ | 0,01-5,0 |
| Органический растворитель | 5,0-30,0 |
| Высокодисперсный гидрофобный материал | 0,01-2,02 |
Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений и гидрофобизации призабойной зоны пласта дополнительно содержит ингибитор солеотложения в количестве 1,0-3,0 мас.%. Отработанная циклогексановая фракция представляет собой отход производства полиэтиленовых изделий, содержащих в мас.%: циклогексанон 71,4-75,0, гептанон-2 4,6-5,29, циклогексан 1,43-1,71, циклопентанон 2,40-2,86, циклогексанол 13,1-14,8, цикпогексен 0,70-0,86, вода 2,0-3,0.
В предлагаемом составе используют также очищенную циклогексановую фракцию - композицию под названием «Масло ПОД очищенное», которую выпускает ЗАО «Куйбышевазот» по ТУ 2433-016-00205311-99.
Отработанное талловое масло в основном содержит, мас.%: жирные кислоты (олеиновую, линолевую и др.) 30-60, смоляные кислоты 30-60, нейтральные вещества 8-20, окисленные вещества 4-10, влага до 8,0.
Отработанное рапсовое масло содержит, мас.%: олеиновую кислоту до 20,0, эруковую кислоту 56,0-65,0, линолевую кислоту до 14,0.
Смесь отработанных компонентов представляют собой маслянистую жидкость желтого цвета с плотностью при 20°С - 944 кг/м3, с содержанием воды - 2,0% и температурой вспышки в закрытом тигле - 45,5°С.
В качестве высокодисперсного материала используют химически модифицированные по поверхности высокодисперсные материалы:
тетрафторэтилен (тфэ) или оксиды кремния, титана, железа, хрома, цинка, алюминия, или поливиниловый спирт (пвс), а также высокодисперсные материалы оксидов кремния: белую сажу, или тальк, или аэросил, или перлит, или полисил разных марок.
Высокодисперсные материалы представляют собой химически инертные материалы со средним размером индивидуальных частиц от 0,1 до 100 мкм и насыпной плотностью от 0,1 до 2,0 г/см3, с краевыми углами смачивания от 114 до 178° и степенью гидрофобности от 96,0 до 99,99%. Они не оказывают вредного воздействия на человека и окружающую среду.
Модифицированные дисперсные материалы являются химически инертными порошками, не оказывающими вредного воздействия на человека и окружающую среду, в соответствии с «Первичным токсиколого-гигиеническим паспортом нового соединения», утвержденного Минздравом РФ, данный класс материалов относится по ГОСТ 12.007-76 к 4-му классу малоопасных веществ. Условия хранения: сухое помещение при температуре от -50 до +50°С.
В качестве поверхностного вещества используют водорастворимые неионогенные ПАВ, например нонилфенол, оксиэтилированный 12 молями окиси этилена (АФ9-12), выпускающийся по ТУ-2483-077-05766801-98 на ОАО «Татнефть», либо НПАВ марок ОП-7 или ОП-10, либо смесь анионного и неионогенного водорастворимых ПАВ, например, Нефтенол ВВД, выпускающийся на АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ».
Кроме того, из неионогенных ПАВ в составе используют моноалкиловые эфиры полиэтиленгликоля на основе жирных спиртов фракции С10-C13 (синтанол ДТ-7) и фракции С10-С20 (синтанол ДС-10), моно- и диалкиловые эфиры полиэтиленгликоля (смачиватель ДБ), или полиэтиленгликолевые эфиры моноэтаноламидов жирных кислот фракции С10-C18 (синтамид-5, синтамид-10), содержащие 6-13 оксиэтилированных групп.
В качестве поверхностно-активного вещества используют водорастворимые коллоидные ПАВ, совместимые с минеральными водами, 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), или ПАВ марки синтерол АФМ-12 по ГОСТ 8433-81, дипроксамин 157-65М (ТУ 38.40129928-80).
Кроме того, в качестве поверхностно-активного вещества используют смеси водо-маслорастворимых ПАВ в виде готовых композиций, например, моющие препараты МП-80, или МЛ-81Б (зимний вариант МП-80), содержащие смесь водорастворимого анионного ПАВ (23-28%) и неионогенного маслорастворимого ПАВ (12 мас.%), производимыми по ТУ 2481-007-50622652-99-2002 на ЗАО НПФ «Бурсинтез-М» и новый моющий препарат марки «МЛ-Супер», выпускаемый фирмой «Дельта-пром» в г. Самаре по ТУ 2383-002-51881692-2000.
В качестве смеси ПАВ используют многокомпонентную смесь (МКС) синтетических АПАВ и НПАВ по патенту РФ №2220999, содержащую дополнительно алифатический или ароматический спирт, или продукты их содержащие и полисил.
Предлагаемая смесь имеет низкую вязкость и высокую стабильность в условиях высокой температуры, так как содержит в своем составе спирты алифатические или ароматические, или продукты их содержащие. Важным свойством спиртов, особенно гликолей, а также глицерина является их способность понижать температуру замерзания. Поэтому предлагаемые составы, содержащие гликоли или глицерин, или продукты, их содержащие, можно использовать в промысловых условиях в холодное время года для приготовления композиций. Применение органического антифриза позволит готовить незамерзающие композиции по предлагаемому составу в условиях минусовых температур.
В качестве органического растворителя используют углеводородные и водорастворимые растворители.
Углеводородные растворители используют предельные или ароматические, или их смесь в соотношении 3:1-2:1.
В качестве предельных углеводородов используют газовый бензин, гексановую фракцию (смесь предельных углеводородов С6-С8 и выше) по ТУ 38.10383-83, газовый конденсат, бензин, дизельное топливо или продукт нефтепереработки - фракция прямогонного бензина - реагент К-2, широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) по ТУ 38.0014636-065, смесь нефтепродуктов отработанных (СНО) по ГОСТ 21046-86.
В качестве ароматических углеводородов используют бензол (ГОСТ 9572-93), толуол (ГОСТ 14710-78) или их смесь - легкую пиролизную смолу, этилбензол (ГОСТ 9385-77) или ксилольную фракцию по ТУ 38. 101809-90, растворитель марки СНПХ-7р-2 - смесь алифатических и ароматических углеводородов, смола пиролизная гидрированная (СПГ) (ТУ 38.402-62-136-95), сольвент нефтяной (ГОСТ 10214-78).
В качестве водорастворимых растворителей используют спирты - метиловый, изопропиловый, бутиловый, изобутиловый, кубовые остатки производства бутиловых спиртов и композиции на основе их, а также низшие гликоли (этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль и полиэтиленгликоли).
В качестве реагентов на углеводородной основе с содержанием ПАВ используют реагенты СНПХ-9630 и СНПХ-9633.
В качестве ингибиторов солеотложения используют ингибиторы солеотложения, например оксиэтилированные алкилфенолы фосфорной кислоты, натриевые нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ), СНПХ-5313, СНПХ-5311 аминофосфаты, 2 окси-1,3-пропилендиамин тетраметилфосфоновой кислоты (20%-ный раствор ДПФ-1), натриевая соль (ДПФ-1Н).
Из вовлекаемых в разработку месторождений в настоящее время преобладают месторождения вязких и парафинистых нефтей, битумов, нефтяных сланцев, запасы которых значительно превышает запасы легких нефтей. В процессе эксплуатации скважин на таких месторождениях при понижении температуры и давления резко уменьшается растворимость в нефти парафинов и смол, что приводит к интенсивному осаждению их в призабойной зоне пласта, при этом заметно ухудшаются его фильтрационные характеристики, и снижается приток нефти к забою скважины.
С целью увеличения эффективности добычи нефти, которая характеризуется повышенным содержанием асфальтенов, парафинов и смол, возрастает роль химических методов воздействия на призабойную зону пласта. В результате их осуществления частично или полностью растворяются АСПО, уменьшается вязкость нефти и поверхностное натяжение между пластовыми жидкостями.
В отличие от прототипа заявляемый состав дополнительно содержит новые компоненты - поверхностно-активное вещество или смесь ПАВ и органический растворитель, а в качестве гидрофобного высокодисперсного материала - химически инертные модифицированные высокодисперсные материалы: тетрафторэтилен (тфэ) или оксиды титана, железа, хрома, цинка, алюминия, или поливиниловый спирт (пвс), или оксиды кремния: белую сажу, или тальк, или аэросил, или перлит, или полисил разных марок.
Вводимые в заявляемый состав ПАВ являются диспергаторами, которые изменяют поверхностную энергию кристаллов АСПО, в результате чего уменьшается способность их к присоединению к стенкам трубопровода и слипанию. Поэтому ПАВ замедляют отложение АСПО на стенках труб.
Химические составы для растворения и удаления АСПО наиболее эффективны, если используются в основном для обработки поверхностных загрязнений.
ПАВ быстро достигает твердой поверхности, адсорбируются на ней и гидрофилизируют ее, и тем самым препятствуют отложению на этой твердой поверхности высокомолекулярных асфальтенов, смол, а затем уже парафинов.
Реагенты моющего действия адсорбируются на загрязненной поверхности в большей степени, чем частицы АСПО и грязи, поэтому и вытесняют с поверхности эти частицы, становясь на их место. Широко применяемые эмульгаторы - НПАВ адсорбируются на твердой поверхности обратимо, причем адсорбируются на поверхностях различной гидрофильности, и их гидрофилизирующая способность зависит от марки моющих ПАВ и их концентрации.
ПАВ воздействуют на конгломераты АСПО, усиливают моющий эффект загрязненных поверхностей, приводят к эмульгированию жировых и масляных загрязнений, диспергированию частиц АСПО, при этом увеличивают доступную для взаимодействия с растворителем поверхность, стабилизируют частицы твердых загрязнений (АСПО) от слипания, тем самым обеспечивают невозможность повторного их слияния.
После обработки моющим составом сокращаются потери давления на 0,2 мПа, повышается пропускная способность всего нефтепровода без отключения нефтеперекачивающих станций.
В качестве органического растворителя используют вышеперечисленные алифатические или ароматические углеводороды, или их смесь в соотношении 3:1-2:1 и/или вышеперечисленные водорастворимые растворители.
При введении в состав алифатических или ароматических углеводородов, или их смеси достигается максимальная растворяющая способность предлагаемого состава в отношении АСПО практически любого состава от преимущественно парафиновой основы до асфальтеносмолистой.
Высокая эффективность предлагаемого состава объясняется тем, что углеводородная фаза в данном составе находится в форме «сплошной» непрерывной фазы, что обуславливает высокую растворяющую способность ее по отношению к асфальтено-смолистым веществам и парафину.
Введение в предлагаемый состав водорастворимого растворителя способствует, во первых, растворению воды, находящейся в призабойной зоне пласта, и эффективному вытеснению ее за счет низкого межфазного натяжения между ними (менее 0,01 мн/м).
Для условий одновременной эксплуатации пластов различной приемистости и обводненности разработан растворитель и удалитель АСПО, имеющий низкое межфазное натяжение на границе с нефтью и обладает гидрофобизирующей способностью, что позволяет ему легко фильтроваться в пласты различной проницаемости, обеспечивая высокоэффективный отмыв, растворение, разрушение структуры АСПО и водонефтяных эмульсий, обеспечивая комплексное воздействие на ПЗП обводненных пластов.
Высокодисперсный гидрофобный материал (ВДГМ), содержащийся в составе, имея субмикронные частицы, легко проникает в поры и микротрещины коллектора, изменяет энергетику поверхности (смачиваемость). Это качественно изменяет фильтрационные характеристики коллектора как для воды, и для нефти. Так как ВДГМ, имея степень гидрофобности до 99%, в значительной степени гидрофобизируют поверхность породы за счет мелкого размера частиц и за счет сил адгезии, а также за счет изменения краевого угла смачивания до 170-178° и снижения поверхностного натяжения.
После закачки предлагаемого состава, например, в глиносодержащий коллектор происходит фобизация глинистых частиц, в результате чего уменьшается толщина гидратных оболочек, окружающих глиняные частицы, что приводит к увеличению эффективных размеров поровых каналов и уменьшению набухания глинистых частиц.
В результате закрепления в поровом объеме за счет мелкого размера частиц его и за счет сил адгезии Полисил-ДФ значительно снижает поверхностное натяжение на границе раздела фаз вода-порода-нефть, увеличивая фазовую проницаемость флюида.
Отработанное талловое масло в основном содержит жирные карбоновые кислоты (олеиновую, линолевую и др.), смоляные кислоты, а отработанное рапсовое масло - олеиновую кислоту, линолевую кислоту, которые являются маслорастворимыми поверхностно-активными веществами.
Кроме того, состав содержит циклогексановую фракцию, в которой присутствуют алициклический спирт - циклогексанол, а также алициклические кетоны - циклогексанон, гептанон и циклопентанон. При перемешивании с талловым или рапсовым маслом они образуют сложные смеси производных кислот таллового или рапсового масла в углеводородном растворителе, которые представляют собой эффективные маслорастворимые ПАВ.
Вышеуказанные жирные карбоновые кислоты и сложные смеси производных кислот таллового или рапсового масла в углеводородном растворителе являются эффективными эмульгаторами и при смешивании с пластовой водой образуют обратные эмульсии (типа «вода в масле»).
В присутствии ПАВ и органического растворителя: предельных и/или ароматических углеводородов и/или одноосновных спиртов или гликолей вышеуказанные маслорастворимые ПАВ образуют более стабильные обратные эмульсии, избирательно фильтрующиеся в наиболее проницаемые зоны пласта, а также способные к загущению и структурированию при механическом перемешивании с пластовой водой во время фильтрации в глубину пласта, и наоборот, к разжижению при диспергировании с нефтью, что обеспечивает их высокую селективность.
Введение в заявляемый состав ПАВ и органического растворителя увеличивает адгезию к гидрофильной породе пласта в промытых водой зонах, придает им способность как при движении по фильтрационным каналам, так и после разложения гидрофобизовать скелет коллектора с увеличением его фазовой проницаемости для нефти и снижения для воды.
В заявляемом составе, содержащем вышеуказанные модифицированные высокодисперсные гидрофобные материалы, увеличивается вязкость, а также стабилизирующая и гидрофобизирующая его способность.
Заявляемый состав, содержащий дополнительно ПАВ и органический растворитель, имеет высокую растворяющую способность, и за счет присутствия вышеуказанных компонентов увеличивается его моющая, эмульгирующая и стабилизирующая способность по отношению к АСПО с высоким содержанием парафинов, смол и асфальтенов.
В при введении в заявляемый состав ПАВ и органического растворителя увеличивается относительная проницаемость пласта для углеводородной фазы по сравнению с водной, то есть увеличивается гидрофобизация породы пласта, поэтому увеличивается нефтевытесняющая способность состава.
Эффективность растворения АСПО исследовали методом «холодного стержня» как в прототипе на установке, имитирующей работу в скважине.
На металлический стержень наносят примерно 1 г АСПО. В сосуд наливают 50 мл состава, который готовят перемешиванием исходных компонентов при температуре 40-50°С в течение 15 мин. Стержень, подвешенный гибкой нитью через шкиф, совершает возвратно-поступательные движения в вертикальной плоскости с помощью электродвигателя. В результате этих движений происходит смыв АСПО исследуемым составом.
Для испытаний отобраны составы АСПО, имеющие высокое содержание парафинов, асфальтенов и смол, отобранных на нефтепромыслах «Чапаевскнефть» и «Кинельнефть» Самарской области.
Составы АСПО приведены в табл.1.
Проведены исследования эффективности растворения составов АСПО, содержащих высокое содержание парафинов, асфальтенов и смол.
В табл.3 представлены данные по содержанию компонентов в композициях заявляемого состава и прототипа.
Результаты эффективности растворения АСПО в предлагаемом составе по сравнению с прототипом представлены в табл.2 и 4 при температуре 20°С.
Заявляемый состав при разных соотношениях компонентов имеет высокую растворяющую и моющую способность по отношению к АСПО с высоким содержанием парафинов, смол и асфальтенов (см. данные табл.3, 2 и 4).
Нефтевытесняющие свойства исследовали на фильтрационной установке путем моделирования обработки промытой водой нефтенасыщенной зоны пласта.
Заявляемые композиции и композиции по прототипу фильтровали через промытый водой нефтенасыщенный керн.
Данные фильтрации представлены в табл.5.
Пример 1. Композицию заявляемого состава готовят так: в очищенную циклогексановую фракцию - "масло-ПОД" в количестве 45,0 мас.% добавляют при перемешивании отработанное талловое масло в количестве 20,0 мас.%, затем смесь дизельного топлива с легкой пиролизной смолой в соотношении 2:1 в количестве 30 мас.%, затем моющий препарат марки «МЛ-Супер в количестве 3 мас.% и небольшими порциями при перемешивании модифицированный гидрофобный материал - оксид титана в количестве 2 мас.%.
Предлагаемую композицию фильтруют через промытый нефтенасыщенный керн на фильтрационной установке (моделирование обработки промытой водой нефтенасыщенной зоны пласта) с целью увеличения нефтевытесняющей способности композиции в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта.
Линейная модель представляет собой керн из нержавеющей стали длиной 220 мм и внутренним диаметром 32 мм, которые заполняют смесью, содержащей 95% кварцевого песка и 5% монтмориллонитовой глины. Модель под вакуумом насыщают водой, весовым способом определяют проницаемость колонки по воде.
После этого в модель под давлением нагнетается нефть до тех пор, пока на выходе из нее не появится чистая (без воды) нефть, определяют начальную нефтенасыщенность, которая составляет 63,5-71,0%. В фильтрационных работах используют природную нефть плотностью 842 кг/м3 и динамической вязкостью 8,5 мПа·с при 20°С. Начальное вытеснение проводят водой (три поровых объема) и определяют коэффициент вытеснения нефти по воде. После этого через модель фильтруют один поровый объем приготовленной композиции предлагаемого состава и три поровых объема воды, определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.
Результаты фильтрационных исследований нефтевытесняющей способности композиций предлагаемого состава представлены в табл.5.
Пример 2. Композицию по прототипу готовят так: в очищенную циклогексановую фракцию - "масло-ПОД" в количестве 74 мас.% при перемешивании добавляют отработанное талловое масло в количестве 25 мас.%, затем небольшими порциями при перемешивании вводят кремнезем марки Полисил-ДФ в количестве 1 мас.%.
Состав-прототип фильтруют через промытый нефтенасыщенный керн на фильтрационной установке (моделирование обработки промытой водой нефтенасыщенной зоны пласта) с целью увеличения нефтевытесняющей способности композиции в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта.
Через вышеуказанный керн (см. пример 1) фильтруют один поровый объем приготовленной композиции прототипа и три поровых объема воды, определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.
Результаты фильтрационных исследований нефтевытесняющей способности композиций прототипа представлены в табл.5.
Пример 3. Композицию заявляемого состава готовят так: в отработанную циклогексановую фракцию в количестве 51,0 мас.% добавляют при перемешивании отработанное рапсовое масло в количестве 30,0 мас.%, затем водорастворимый органический растворитель полигликоль в количестве 10 мас.%, затем ПАВ марки «Синтанол-ДС-10 в количестве 5 мас.% и небольшими порциями при перемешивании модифицированный гидрофобный материал марки аэросил в количестве 2,0 мас.%. Состав содержит ингибитор солеотложения - аминофосфаты в количестве 2 мас.%.
Предлагаемый состав фильтруют через промытый нефтенасыщенный керн на фильтрационной установке (моделирование обработки промытой водой нефтенасыщенной зоны пласта) с целью увеличения нефтевытесняющей способности композиции в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта.
Через вышеуказанный керн (см. пример 1) фильтруют один поровый объем приготовленной композиции прототипа и три поровых объема воды, определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.
Результаты фильтрационных исследований нефтевытесняющей способности заявляемых композиций и композиций прототипа представлены в табл.5.
Исследования показали, что предлагаемый состав имеет высокую растворяющую способность по отношению к АСПО с высоким содержанием парафинов, смол и асфальтенов и высокую нефтевытесняющую способность (см. табл.1-5).
Исследования показали, что оптимальными концентрациями компонентов являются в мас.%: отработанная или очищенная циклогексановая фракция 33,0-74,98; отработанное талловое или рапсовое масло 20,0-30,0; поверхностно-активное вещество или смесь ПАВ 0,01-5,0; органический растворитель 5,0-30,0; высокодисперсный гидрофобный материал 0,01-2,0. Состав может содержать ингибитор солеотложения в количестве 1-3 мас.%.
Технический результат: в результате закачки заявляемого состава, содержащего отработанную или очищенную циклогексановую фракцию, отработанное талловое или рапсовое масло, высокодисперсный гидрофобный материал и дополнительно поверхностно-активное вещество или смесь ПАВ и органический растворитель, имеющего возможность предотвращать образование АСПО за счет увеличения его растворяющей способности по отношению к АСПО, происходит увеличение моющего, деспергирующего, эмульгирующего и стабилизирующего действия загрязненной поверхности по отношению частиц твердых загрязнений (АСПО), значительно снижается обводненность и наблюдается рост дебита нефти, который достигается за счет повышения гидрофобизации породы пласта.
Технология приготовления заявляемого состава очень проста.
В отработанную или очищенную циклогексановую фракцию в количестве 33,0-74,98 мас.% при перемешивании добавляют отработанное талловое или рапсовое масло в количестве 20,0-30,0 мас.%, затем вводят поверхностно-активное вещество или смесь ПАВ в количестве 0,01-5,0 мас.% и органический растворитель в количестве 5,0-30,0 мас.%, затем небольшими порциями вводят высокодисперсный гидрофобный материал в количестве 0,01-2,0 мас.%, реакционную массу тщательно перемешивают и заявляемый состав готов к употреблению. При необходимости с состав вводят ингибитор солеотложения в количестве 1-3 мас.%.
Разработка предлагаемого состава для удаления АСПО позволит наряду с увеличением эффективности обработок расширить область его применения.
Эффективность заявляемого состава объясняется тем, что заявляемый состав обеспечивает наряду с высокой растворяющей способностью и высокую моющую и диспергирующую способность, причем этим процессом охватывается весь спектр составляющих органические и минеральные отложения АСПО.
| Таблица 1. | ||||||
| № п/п | Составы АСПО, мас.% | |||||
| Парафины | Асфальтены + смолы | |||||
| 1 | 37,2 | 62,8 | ||||
| 2 | 69,7 | 30,3 | ||||
| 3 | 72,8 | 27,2 | ||||
| Таблица 2. | ||||||
| Результаты эффективности растворения АСПО составом. | ||||||
| № п/п | Соотношение АСПО - состав |
Эффективность растворения, % | ||||
| 30 мин | 60 мин | 90 мин | ||||
| 1 | 1:50 | 56,3 | 93,2 | 99,8 | ||
| 2 | 1:50 | 55,7 | 91,5 | 99,5 | ||
| 3 | 1:50 | 54,9 | 90,6 | 99,2 | ||
| Таблица 3 | |||||||||||
| Содержание компонентов в композициях заявляемого состава и протототипа. | |||||||||||
| № п\п | Содержание компонентов, мас.%. | ||||||||||
| отработ. цикло-гекан. ФР. | Отработ. талловое масло | Отработ. рапсовое масло | ПАВ или смесь ПАВ | Органический растворитель | Высокодисперсный гидрофобн. материал | Ингибитор солеотложения | |||||
| марка | к-во | марка | к-во | марка | к-во | марка | к-во | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 |
| 1 | 66,99 | 30,0 | - | ОП-7 | 0,005 | газ. бензин | 3,0 | тфэ | 0,005 | - | - |
| 2 | 65,98 | 29,0 | - | ОП-10 | 0,01 | гексан. фр. | 5,0 | оксид железа | 0,01 | - | - |
| 3 | 64,80 | 25,0 | - | нефтенол ВВД | 0,10 | бензин | 10,0 | оксид цинка | 0,10 | - | - |
| 4 | 74,90 | 25,0 | - | - | - | - | - | полисил П-1 | 0,10 | - | - |
| 5 | 58,50 | 24,0 | - | неонол-12 | 1,0 | реагент К-2 | 15,0 | перлит | 0,50 | СНПХ-5311 | 1,0 |
| 6 | 74,0 | 25,0 | - | - | - | - | - | полисил ДФ | 1,0 | - | - |
| 7 | 52,5 | 23 | - | синтанол ДТ-7 | 2,0 | ШФЛУ | 20,0 | тальк | 1,5 | НТФ | 1,0 |
| 8 | масло -ПОД 45,0 | 20,0 | МЛ-Супер | 3,0 | диз. топл. с легкой пирол. смолы в соотн 2:1 | 30,0 | оксид титана | 2,0 | |||
| 9 | масло -ПОД 78,0 | 20,0 | 2,0 | ||||||||
| 10 | 43,0 | 20,0 | - | синтерол-П | 5,0 | СНПХ-7р2 | 30,0 | белая сажа | 2,0 | - | - |
| 11 | 51,0 | 30,0 | - | синтанол ДС-10 | 5,0 | пол и гликоль | 10,0 | аэросил | 2,0 | аминофосфаты | 2,0 |
| 12 | 68,0 | - | 20,0 | МЛ-80 | 1,0 | ксилольная фр. | 10,0 | оксид хрома | 1,0 | - | - |
| 13 | 48,5 | - | 25,0 | Синтамид-5 | 2,0 | СПГ | 20,0 | оксид алюмин. | 1,5 | СНПХ-5313 | 3,0 |
| 14 | масло - ПОД 68,0 | 30,0 | Полисил ДФ | 2,0 | |||||||
| 15 | масло - ПОД 37,0 | 30,0 | МКС | 3,0 | солвент нефтяной | 25,0 | ЛВС | 2,0 | ДПФ-1Н | 3,0 | |
| 16 | 26,5 | 30.0 | ~ | Синтал ВР | 6,0 | Куб. остатки пр-ва бутилов. спиртов | 35,0 | Полисил ДФ | 2,5 | - | - |
| Таблица 4 Эффективность растворения композиций заявляемого состава и прототипа. |
||||||||
| Компоненты, мас.% | Прототип | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | |
| 1 | 2 | |||||||
| Отработанная циклогексановая фракция | масло - ПОД 78,0 | 78,0 | 58,5 | 52,5 | масло - ПОД 45 | 51,0 | 68,0 | 41,5 |
| Отработанное талловое масло | 20,0 | - | 24,0 | 23,0 | 20,0 | 30,0 | - | - |
| Отработанное рапсовое масло | - | 20,0 | - | - | - | - | 20,0 | 30,0 |
| ПАВ или смесь ПАВ Содержание, мас.% | - | - | Неонол-12 | Синтанол ДТ-7 | МЛ-Супер | Синтанол ДС-10 5,0 | МЛ-80 1,0 | МКС 3,0 |
| 1,0 | 2,0 | 3,0 | ||||||
| Органический растворитель | - | - | реагент К-2 | ШФЛУ | диз. топл. и легкая пиролиз, фр. всоотнош. 2:1 30,0 | полигликоль | ксилольная фракция 10,0 | сольвент нефтяной 25,0 |
| 15,0 | 20,0 | 10,0 | ||||||
| Высокодисперсный гидрофобный материал | 2,0 | 2,0 | Перлит | Тальк | Оксид титана 2,0 |
аэросил | Оксид хрома 1,0 | ПВС 2,0 |
| 0,5 | 1,5 | 2,0 | ||||||
| Ингибитор солеотложения | СНПХ-5311 | НТФ | - | Аминофосфаты | - | ДПФ-1Н 3,0 | ||
| 1,0 | 1,0 | 2,0 | ||||||
| Эффективность растворения АСПО в % за 60 мин по таблице 1. | ||||||||
| 1 | 87,3 | 86,1 | 89,3 | 91,8 | 93,2 | 90,3 | 90,6 | 91,3 |
| 2 | 86,5 | 85,2 | 88,8 | 90,6 | 91,5 | 90,1 | 90,2 | 90,6 |
| 3 | 84,6 | 83,8 | 87,1 | 90,1 | 90,6 | 89,6 | 89,0 | 90,2 |
| Эффективность растворения АСПО в % за 90 мин по таблице 1. | ||||||||
| 1 | 97,6 | 96,5 | 97,8 | 99,3 | 99,8 | 99,0 | 99,2 | 99,5 |
| 2 | 97,2 | 95,7 | 96,8 | 99,0 | 99,5 | 98,6 | 98,8 | 99,1 |
| 3 | 96,0 | 95,4 | 96,7 | 98,6 | 99,2 | 98,3 | 98,6 | 98,8 |
| Таблица 5. | |||||
| Нефтевытесняющая способность композиций заявляемого состава и прототипа. | |||||
| № состава по табл.3. | Наименование состава | Начальная нефтенасыщенность, в % | Коэффициент вытеснения нефти | ||
| по воде | прирост | общий | |||
| 1 | Заявляемый | 63,5 | 0,67 | 0,23 | 0,90 |
| 2 | Заявляемый | 65,0 | 0,67 | 0,24 | 0,91 |
| 3 | Заявляемый | 64,3 | 0,68 | 0,27 | 0,95 |
| 4 | Прототип | 66,0 | 0,68 | 0,276 | 0,94 |
| 5 | Заявляемый | 70,3 | 0,68 | 0,30 | 0,98 |
| 6 | Прототип | 68,2 | 0,68 | 0,29 | 0,97 |
| 7 | Заявляемый | 70,8 | 0,67 | 0,31 | 0,98 |
| 8 | Заявляемый | 71,0 | 0,65 | 0,33 | 0,98 |
| 9 | Прототип | 69,5 | 0,68 | 0,30 | 0,98 |
| 10 | Заявляемый | 67,6 | 0,66 | 0,31 | 0,97 |
| 11 | Заявляемый | 65,8 | 0,66 | 0,32 | 0,98 |
| 12 | Заявляемый | 70,5 | 0,66 | 0,30 | 0,96 |
| 13 | Заявляемый | 68,8 | 0,66 | 0,29 | 0,96 |
| 14 | Прототип | 69,7 | 0,67 | 0,29 | 0,96 |
| 15 | Заявляемый | 67,8 | 0,68 | 0,30 | 0,98 |
| 16 | Заявляемый | 68,3 | 0,66 | 0,31 | 0,97 |
Claims (2)
1. Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений и гидрофобизации призабойной зоны пласта, содержащий отработанную или очищенную циклогексановую фракцию, отработанное талловое или рапсовое масло и гидрофобный высокодисперсный материал, отличающийся тем, что дополнительно содержит поверхностно-активное вещество (ПАВ) или смесь ПАВ и органический растворитель, а в качестве гидрофобного высокодисперсного материала состав содержит химически инертные модифицированные по поверхности гидрофобные высокодисперсные материалы: тетрафторэтилен или оксид титана, железа, хрома, цинка, алюминия, или поливиниловый спирт, или оксиды кремния: белую сажу или тальк, или аэросил, или перлит, или полисил разных марок при следующем соотношении компонентов, мас.%:
2. Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений и гидрофобизации призабойной зоны пласта по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит ингибитор солеотложения в количестве 1,0-3,0 мас.%.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005128404/03A RU2307860C2 (ru) | 2005-09-12 | 2005-09-12 | Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений и гидрофобизации призабойной зоны пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005128404/03A RU2307860C2 (ru) | 2005-09-12 | 2005-09-12 | Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений и гидрофобизации призабойной зоны пласта |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005128404A RU2005128404A (ru) | 2007-03-20 |
| RU2307860C2 true RU2307860C2 (ru) | 2007-10-10 |
Family
ID=37993799
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005128404/03A RU2307860C2 (ru) | 2005-09-12 | 2005-09-12 | Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений и гидрофобизации призабойной зоны пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2307860C2 (ru) |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2468059C1 (ru) * | 2011-09-14 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Состав для предотвращения гидратных и парафиновых отложений и коррозии |
| RU2473584C1 (ru) * | 2011-07-15 | 2013-01-27 | Юрий Александрович Беляев | Состав для очистки нефтяного оборудования от асфальтеносмолопарафиновых отложений и минеральных солей |
| RU2501941C2 (ru) * | 2012-02-27 | 2013-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
| RU2504571C2 (ru) * | 2011-09-21 | 2014-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Состав для предотвращения гидратных, солевых отложений и коррозии |
| CN105419759A (zh) * | 2015-12-24 | 2016-03-23 | 陕西延安石油天然气有限公司 | 一种高效环保油基清蜡剂 |
| CN107418543A (zh) * | 2016-05-24 | 2017-12-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种沥青质沉积抑制剂组合物及其制备方法 |
| RU2672586C2 (ru) * | 2013-03-15 | 2018-11-16 | ЭКОЛАБ ЮЭсЭй ИНК. | Способ оценки эффективности ингибитора асфальтена |
| RU2760651C1 (ru) * | 2021-02-10 | 2021-11-29 | Общество с ограниченной ответственностью "Меркурий" | Углеводородный растворитель |
| RU2766860C1 (ru) * | 2021-04-26 | 2022-03-16 | Общество с ограниченной ответственностью «Синергия Технологий» | Моющая композиция |
| RU2802986C1 (ru) * | 2023-03-24 | 2023-09-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Композиционный ингибитор осаждения нефтяных асфальтенов для процессов закачки CO2 в пласты |
-
2005
- 2005-09-12 RU RU2005128404/03A patent/RU2307860C2/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (13)
| 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 |
| RU2468059C1 (ru) * | 2011-09-14 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Состав для предотвращения гидратных и парафиновых отложений и коррозии |
| RU2504571C2 (ru) * | 2011-09-21 | 2014-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Состав для предотвращения гидратных, солевых отложений и коррозии |
| RU2501941C2 (ru) * | 2012-02-27 | 2013-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
| US10436691B2 (en) | 2013-03-15 | 2019-10-08 | Ecolab Usa Inc. | Method of assessing asphaltene inhibitor efficiency |
| RU2672586C2 (ru) * | 2013-03-15 | 2018-11-16 | ЭКОЛАБ ЮЭсЭй ИНК. | Способ оценки эффективности ингибитора асфальтена |
| CN105419759B (zh) * | 2015-12-24 | 2018-05-04 | 陕西延安石油天然气有限公司 | 一种高效环保油基清蜡剂 |
| CN105419759A (zh) * | 2015-12-24 | 2016-03-23 | 陕西延安石油天然气有限公司 | 一种高效环保油基清蜡剂 |
| CN107418543A (zh) * | 2016-05-24 | 2017-12-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种沥青质沉积抑制剂组合物及其制备方法 |
| RU2760651C1 (ru) * | 2021-02-10 | 2021-11-29 | Общество с ограниченной ответственностью "Меркурий" | Углеводородный растворитель |
| RU2766860C1 (ru) * | 2021-04-26 | 2022-03-16 | Общество с ограниченной ответственностью «Синергия Технологий» | Моющая композиция |
| RU2802986C1 (ru) * | 2023-03-24 | 2023-09-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Композиционный ингибитор осаждения нефтяных асфальтенов для процессов закачки CO2 в пласты |
| RU2815115C1 (ru) * | 2023-06-19 | 2024-03-11 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Способ получения реагента для повышения извлечения трудноизвлекаемых запасов углеводородов |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2005128404A (ru) | 2007-03-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2307860C2 (ru) | Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений и гидрофобизации призабойной зоны пласта | |
| EP2561035B1 (en) | Process for the removal of deposits from an oil or gas well, and/or from the surface structures, and/or from the equipment connected therewith, and/or from hydrocarbon bearing formations | |
| US9790414B2 (en) | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells | |
| US6972274B1 (en) | Method of improving the permeability of an underground petroleum-containing formation | |
| RU2305121C2 (ru) | Состав и способ для улучшения добычи нефти | |
| CA2961687C (en) | Well service fluid composition and method of using microemulsions as flowback aids | |
| CA2904733C (en) | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells | |
| RU2131972C1 (ru) | Кислотный поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны скважин | |
| AU773820B2 (en) | A method of improving the permeability of an underground petroleum-containing formation | |
| KR20220120665A (ko) | 오일 및 가스 생산을 위한 계면활성제 | |
| AU2014236272A1 (en) | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells | |
| CA2904735C (en) | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells | |
| AU2014236331B2 (en) | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations | |
| RU2336292C1 (ru) | Состав для интенсификации технологических процессов нефтедобычи, повышения нефтеотдачи продуктивных пластов и снижения гидравлических сопротивлений при транспорте нефти | |
| RU2220999C1 (ru) | Состав для добычи и транспорта нефти и способ его получения | |
| CA3036525C (en) | Method for removing organic solid asphaltene deposits from a wellbore | |
| CA2707259A1 (en) | Methods of cleaning wellbores and analyzing wellbore fluids | |
| RU2244809C2 (ru) | Состав для извлечения нефти | |
| CA1280883C (en) | Foaming acid-containing fluids | |
| RU2001090C1 (ru) | Состав дл добычи и транспорта нефти | |
| RU2249673C1 (ru) | Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений и гидрофобизации призабойной зоны пласта | |
| AU2020301038A1 (en) | Wax deposit removal using aqueous surfactant |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170913 |