SU1724666A1 - Способ предотвращени асфальтеносмолопарафиновых отложений - Google Patents

Abstract

Изобретение относитс  к нефтегазодобывающей пром-сти, предназначено дл  борьбы с асфальтеносмолопарафиновыми отложени ми (АСПО) в нефтепромысловом оборудовании, в призабойной зоне пласта, а также в нефтепроводах и м.б. использовано при добыче и транспортировке нефти. Цель изобретени  - повышение ингибирую- щего эффекта, расширение ассортимента ингибиторов. Дл  этого в качестве ингибитора используетс  продукт поликонденсации лигносульфоната с формальдегидом и этилацетатом. В качестве вещества, содержащего последний, используют водный слой кубового остатка производства этила- цетата. Ингибитор ввод т в нефть 0,01-0,05 мас.% от объема нефти. Полимерный ингибитор селективно модифицирует кристаллы АСПО, уменьша  когезионные силы сцеплени  между кристаллами парафина и адгезию их к металлической поверхности оборудовани . При использовании данного ингибитора не требуетс  примен ть углеводородные растворители. 3 табл. сл С

Description

Изобретение относитс  к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам борьбы с асфальтеносмолопарафиновыми отложени ми (АСПО) в нефтепромысловом оборудовании, в призабойной зоне нефт ных скважин, а также в нефтепроводах , и может быть использовано при добыче и транспортировке нефти.

Цель изобретени  - повышение ингиби- рующего эффекта и расширение ассортимента ингибиторов.

Цель достигаетс  тем, что в качестве ингибитора используют продукт поликонденсации лигносульфоната с формальдегидом и этилацетатом. В качестве вещества, содержащего этилацетат, используют водный слой кубовых остатков производства этилацетата. Количество вводимого в нефть ингибитора составл ет 0,1-0,5 кг/1 т нефти.

Водный слой кубового остатка от производства этилацетата представл ет собой жидкость плотностью 1,11-1,13 г/см3, рН 6-6,5 и содержит, мг/л: уксусна  кислота

-ч ю о о о

1,5-2,7; этилацетат 0,02-0,25; этанол 0.03- 0,06; вода остальное до 100.

Соотношение компонентов реакционной смеси, мае. %:

Лигносульфонат

технический (ССБ)42,0-43,0

Формалин (37%-ной концентрации)5,3-5,4

Серна  кислота2,5-2.6

Гидроксид натри 2,7-2,8

Водный слой кубового остатка производства этилацетата46,2-47,5

Способ получени  ингибитора заключаетс  в следующем.

В реактор из мерника загружаетс  расчетное количество лигносульфоната технического (сульфит-спиртовой барды), затем подаетс  расчетное количество водного сло  кубового остатка производства этилацетата до достижени  реакционной плотности ССБ, равной 1,15 г/см3, после перемешивани  в течение 10 мин из мерни- ка в реактор последовательно подаетс  раствор формалина и серна  кислота (расчетные количества). Смесь нагреваетс  до 85°С в течение 1-1,5 ч. В процессе поликонденсации повышаетс  в зкость смеси и при достижении 160-240 с (условна  в зкость ) вводитс  расчетное количество гид- роксида натри  и смесь перемешиваетс  10-15 мин.

Технологи  способа заключаетс  в еле- дующем.

На скважине устанавливают емкость дл  хранени  ингибитора. Реагент подают дозировочным насосом в пласт по НКТ на фонтанных скважинах или по затрубному пространству на скважинах, оборудованных погружными насосами. Количество реагента , необходимое дл  разовой задавки, определ ют, исход  из оптимальной дозировки (установленной опытным путем) инги- битора (кг/1 т нефти) дебита скважины (т/сут). Задавку ингибитора в пласт осуществл ют раствором с ПАВ или нефтью с помощью агрегата АДП-4 или ЦА-320. Скважину выдерживают в течение суток дл  адсорбции ингибитора на породе и нефтепромысловом оборудовании, а затем запускают в эксплуатацию.

Эффективность способа достигаетс  за счет способности предлагаемого полимер- ного ингибитора селективно модифицировать кристаллы АСПО. уменьша  когезионные силы сцеплени  между кристаллами парафина и адгезию их к металлической поверхности оборудовани . Это дает

возможность поддерживать кристаллы парафина во взвешенном состо нии в потоке нефти при ее добыче и транспорте.

Исследовани  проводились на нефт х различных месторождений, характеризующихс  определенными физико-химическими свойствами (табл.1). В табл. 2 приведены результаты определени  парафиноотложе- ни  в нефти и по известному спообу и по ЗТР, а также качественный и количественный состав АСПО, содержащихс  в нефт х различных месторождений.

Испытани  проводились по оценке эффективности ингибиторов АСПО комплексного и депрессорного действи  и по сокращению отложений парафина из нефти на холодной поверхности. Методика исследований заключалась в обосновании эффективной дозировки ингибитора в нефть на конкретном месторождении нефти. Расчет эффективности способа производилс  дл  каждой концентрации ингибитора (табл.3) по формуле:

РО РП Ро

100 % ,

где РО - вес парафиноотложений в контрольном опыте;

Рп - вес отложений парафина при кон- центрации п ингибитора в нефти.

П р и м е р. К 400 мл нефти, содержащей 10,52 мас.% парафинов, 5,05 мас.% силика- гелевых смол и 1,15 мас.% асфальтенов (табл.1) с температурой плавлени  АСПО, равной 70,5°С (скважина 95, табл. 2) вводили последовательно предлагаемый ингибитор в количестве от 0,005 до 0,06 мас.% от объема нефти. Измер ли по известной методике оценки ингибиторов АСПО отмыв нефти (%/мин), среднюю величину дисперсности частиц (мм) и сокращение отложений парафина (%) (табл.3). Как видно из табл. 2, эффективность ЗТР выше, чем известного способа, независимо от физико-химической характеристики нефтей. Оптимальной концентрацией ингибитора в предлагаемом способе  вл етс  0,01-0,05 мас.% от обьема нефти (табл.3).

При использовании способа, где содержание ингибитора меньше 0,01 мас.%,инги- бирующий эффект был низкий (отмыв нефти составл л 60% за 30 мин, против 80-85% за 30 мин при оптимальном составе). Сокращение отложений парафина составл ло 30,1%, а при оптимальных концентраци х 43,94- 45,70% (табл.3). При увеличении содержани  ингибитора выше максимальной концентрации не наблюдалось резкого увеличени  степени отмыва нефти и сокращени  отложений парафина (табл.3). Параллельно на нефти этого же месторождени  испытывалс  известный способ.

Кроме того,были проведены испытани  по определению вли ни  ингибитора на степень диспергировани  АСПО.

Как показали исследовани , при введении в нефть 0,01 мас.% ингибитора по предлагаемому способу средн   дисперсность АСПО колебалась в пределах 0,5-2,0 мм, а при том же количестве известного ингибитора она составл ла 7,0-10,0 мм (табл.3) в зависимости от характеристики нефти того или другого месторождени ..

Как видно из табл. 3, эффективность известного способа ниже, чем у ЗТР независимо от физико-химической характеристики нефти. Показатели эффективности (табл.3) у известного способа ниже, чем у ЗТР незави- симо от количественного состава вход щих в используемый сополимер-ингибитор, исходных ингредиентов.

Сравнение результатов анализа, приведенных в табл. 3, показало, что оптимальна  дозировка, обеспечивающа  высокую эффективность предотвращени  отложений парафина, составл ет 0,01-0,05 мас.%. Уменьшение содержани  приводит к снижению эффективности. При увеличении содер- жани  ингибитора более 0,05 мас.% эффективность предотвращени  отложений значительно не увеличиваетс . При этом используемый способ ингибировани  может быть применен на нефт х, имеющих различ- ный физико-химический состав.

Действие ингибитора основано на изменении условий кристаллизации парафина и сводитс  к понижению тенденции отдельных молекул парафина и образованию цен-

тров кристаллизации и последующему формированию кристаллических агрегатов, поддержании парафина во взвешенном состо нии на всем пути движени  нефти от забо  скважин. Это подтверждаетс  результатами испытаний степени дисперсности АСПО (табл.3). Средн   величина частиц АСПО у ЗТР колеблетс  в пределах 0,5-2,0 мм, в известном способе 7,0-10,0 мм.

В табл. 3 приведены оптимальные составы используемых полимерных ингибито- ров. Ингибитор получают путем конденсации лигносульфоната (сульфитс- пиртовой барды) с формальдегидом и с водным слоем кубового остатка производства этилацетата в кислой среде в течение 1-1,5 ч при 85°С с последующей нейтрализацией полученного сополимера.

Испытани  показали высокую инги- бирующую способность предлагаемого полимерного ингибитора. При его использовании не требуетс  примен ть углеводородные растворители, что улучшает услови - работы обслуживающего персонала.

Claims (1)

1. Формула изобретени 

   Способ предотвращени  ас.фальтенос- молопарафиновых отложений путем введени  в нефть полимерного ингибитора, отличающийс  тем, что, с целью повышени  ингибирующего эффекта, расширени  ассортимента ингибиторов, в качестве ингибитора используют продукт поликонденсации .лигносульфоната с формальдегидом и водным слоем кубовых остатков производства этилацетата, причем ингибитор ввод т в количестве 0,01- 0,05 мас.% от объема нефти.

   Т а б л и д а 1

   Струтынское11,154,650,750,2

   Спасское10,813,410,451,4

   Старосамборское10,525,051,1552,2

   Луквинское11,503,050,4352,8

   Довбушанское13,,320,3951,6

   Характеристика нефтей

   1:0,41:0,6

   1:0,31:0,03

   1:0,48:0,22

   1:0,26:0,03

   1:0,33:0,02

   Старосакборское месторождение

   ТаблицаЗ