Состав для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений и способ его получения

 

Использование: в трубопроводном транспорте, в частности для борьбы с асфальтеносмолопарафиновыми отложениями в трубопроводе. Пов-дшение эффективности предотвращения АСПО в трубопроводе, транспортирующем высокопарафинистую нефть достигается путем ввода в обрабатываемый поток высокопарафинистой нефти состава на основе СНПХ 7215 ПТ и низкозастывающей нефти при соотношениях 80:20 об.%, приготовленного при 60-70°С с последующим охлаждением до 4-5°С перед вводом в поток. При этом достигается повышение межмолекулярного взаимодействия компонентов, ликвидации центров кристаллизации парафина. 1 ил., 2 табл.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я)ю Е 21 В 37/06 ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4912032/03 (22) 27.02.90 (46) 15.04.93. Бюл. М 14 (71) Научно-исследовательский и проектный институт по освоению месторождений нефти и газа "Гипромарнефтегази (72) А. Б. Сулейманов, Н. А. Аббасов, С. M.

Абасов, Н. Б. Асадов и В, С, Кроль (56) Ибрагимов Г. З.,Сорокин В. А. и др.

Химические реагенты для добычи нефти. M.:

Недра, 1986, с. 89. (54) СОСТАВ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ АСФАЛЬТЕНОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ И СПОСОБ ЕГО ПОЛУЧЕНИЯ

Изобретение относится к трубоп роводному транспорту; в частности к проблеме борьбы с асфальтеносмолопарафиновыми отложениями (АСПО) в трубопроводах.

Цель изобретения — повышение эффективности предотвращения АСПО в трубопроводе, транспортирующем высокопарафинистую нефть, путем ввода в поток состава на основе ингибитора-диспергатора СНПХ вЂ” 7215 ПТ и низкозасты вающей нефти, Поставленная цель достигается тем, что при известном способе и составе для борьбы с асфальтеносмолопарафиновыми отложениями в трубопроводе, транспортирующем высокопарафинистую нефть; включающий ввод в трубопровод ингибитора диспергатора

СНПХ вЂ” 7215 ПТ, в трубопровод вводят состав на основе СНПХ-7215 ПТ и низкоза„„ЯЦ„„18090О2 А1 (57) Использование: в трубопроводном транспорте, в частности для борьбы с асфальтеносмолопарафиновыми: отложениями в трубопроводе. floeчшение эффективности предотвращения АСПО в трубопроводе, транспортирующем высокопарафинистую нефть достигается путем ввода в обрабатываемый поток высокопарафинистой нефти состава на основе СНПХ 7215 ПТ и низкоэастывающей нефти при соотношениях

80:20 об, ь, приготовленного при 60 — 70 С с последующим охлаждением до 4 — 5 С перед вводом в поток, При этом достигается повышение межмолекулярного взаимодействия компонентов, ликвидации центров кристаллизации парафина. 1 ил., 2 табл, стывающей нефти при соотношениях соответственно 80:20 об. $, приготовленный при температуре 60 — 70 С с последующим ох- ОО лаждением до 4-50С перед вводом в обра- . С) батыааемый поток, О

Сущность изобретения заключается в следующем.

Благодаря использованию состава на основе СН ПХ-7215 ПТ и низкозастывающей нефти, приготовленного при температуре оО-70 С с последующим охлаждением до

4-.50С перед вводом в обрабатываемый по- ь ток, достигается повышение межмолекулярного взаимодействия компонентов, используемых в составе, а также ликвидация центров кристаллизации парафина (температура плавления 52 С), содержащегося в низкозастывающей нефти в количест1809002 ве 1,75 мас. . Указанный способ, его приготовление и ввод в обрабатываемый поток повышают эффект диспергирования парафинистых частиц и гидрофилизацию пристенного слоя потока при транспорте высокопарафинистой нефти.

Лабораторные испытания проведены на высокопарафинистой нефти скв. М 15 глубоководного месторождения им. 28 Апреля (горизонт НКП). В качестве ингибитора-диспергатора использована смесь реагента СНПХ вЂ” 7215 ПТ и низкозастывающей нефти (горизонт СП) вышеуказанного месторождения, Некоторые физико-химические показатели нефтей месторождения им. 28 Апреля представлены в табл. 1.

Исследования проводились согласно методике ВНИПИнефтепромхим. Опыты проведены с использованием составов упо- 20 мянутых выше компонентов при соотношениях 50:50, 60:40, 70:30, 80;20, 90:10 об. и температурах приготовления 20, 40, 60, 80 С. Температура испытаний приготовленных смесей составляла 4-5 С, а удельный расход композиции 200 г/т (0,02 мас. ).

Результаты лабораторных испытаний приведены в табл. 2.

Анализ данных, приведенных в табл. 2, показывает, что ингибитор-диспергатор 30

СНПХ-7215 ПТ без использования нефти горизонта СП при 20ОС (вариант прототипа) имеет эффективность 91,0 (опыт 1).

При температурах приготовления смесей на основе СНПХ-7215 ПТ и нефти гори- 35 зонта СП в диапазоне 20 — 40 С наибольший эффект гидрофилизации, т.е; отмыва частиц 99,0, достигнут в опыте 10, где пропорция компонентов состава 80:20

06,%, 40

Оптимальными условиями приготовления кбмпозиции, при которых достигается наибольший эффект100,0 (, обнаружены в опыте 15, где пропорция СНПХ 7215 ПТ; нефть СП составила 80;20 об, при темпе- 45 ратуре приготовления смеси 60 С.

Таким образом, проведенными опытами установлено, что использование состава реагента СНПХ 7215 ПТ и низкозастывающей нефти горизонта СП, приготовленного 50 при температуре 60 С и охлажденного до температуры 4 — 5 С при соотношениях компонентов 80:20 об,, обеспечивает наибольший эффект диспергирования и отмыва парафиновых частиц и нефтяной пленки 55 пластовой водой, Предложенный способ борьбы с АСПО в продуктопроводе высокопарафинистой нефти планируется опробировать в реальных условиях эксплуатации скв, М 15 месторождения им, 28 Апреля, оборудованной подводным устьевым комплексом фирмы

Camегоn Inc, Со и расположенной при глубине моря 135 м на расстоянии 3300 м от станции управления и сбора продукции— морской глубоководной стационарной платформы (МГСП-2), на которой расположены также скважины, продуцирующие низко застывающую нефть горизонта

СП.

Изобретение поясняется чертежом.

На МГСП-2, в емкость 1 объемом 20 м с использованием сжатого воздуха 2 барботажом приготавливается смесь ингибитора

СНПХ 7215 ПТ (16 мз) и низкозастывающей нефти горизонта СП (4 мз). Смесь 3 из емкости 1 подается на прием блока дозировочных насосов 4.

Подача дозировочных насосов устанавливается иэ расчета 200 r реагента на 1 т обрабатываемой высокопарафинистой нефти. После блока дозировочных насосов 4 смесь реагента 3 в подогревателе 5, например, электронагревательные ленты, ЭНУ, ППУ и др„подвергается термическому воздействию при температуре 60-70 С, а затем направляется в технологический трубопровод 6 скв. % 15 для последующего дозированного ввода в (обрабатываемый поток нефти) продуктопровод 7. Ввод реагента в обрабатываемый поток нефти осуществляется через байпасную задвижку 8 при температуре 4 — 5 C. Расстояние точки ввода реагента от МГСП вЂ” 2 (3300 м), температура морского бассейна на глубине более 100 м (4 — 5 С), полный коэффициент теплопередачи трубопровода 6 в окружающую среду(более 150 Вт/м ° град) обеспечивают интенсивное охлаждение смеси с 60-70 С до 4-5 С до ее ввода в продуктопровод 7, Различные манипуляции задвижками устьевого комплекса 8, 9 и 10 осуществляются дистанционно со станции управления, расположенной на МГСП-2.

Зкономическая эффективность от реализации предлагаемого технического решения обусловливается за счет гарантированного предотвращения ACIlO в продуктопроводе и, как следствие, обеспечения бесперебойной эксплуатации скважины, продуцирующей высокопарафинистую нефть температурой застывания 5ОС.

В частности, дополнительная добыча нефти по скв. М 15 составит около 1000 т/мес.

Формула изобретения

1. Состав для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений в нефте1809002

Таблица,1 промысловом оборудовании, включающий ингибитор СНПХ вЂ” 7215-ПТ вЂ” смесь оксиалкилированного алкилфенола и азотсодержа щей добавки в ароматическом растворителе, отличающийся тем, что, с целью повышения диспергирования асфальтеносмолопарафиновых частиц, дополнительно содержит низкозастывающую нефть с содержанием парафина не более

1,5-1,75 мас.$ в соотношении 4 части

СНПХ 7215 ПТ к 1 части нефти, 2; Способ получения состава для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений в нефгепромысловом оборудовании путем смешения при нагреве компо5 нентов, отличающийся тем, что, с целью повышения межмолекулярного взаимодействия компонентов, ликвидации центров кристаллизации парафина, компоненты нагревают до температуры 60—

10 70 С с последующим охлаждением в технологической линии до 4-5ОС.

1809002

Таопноа2

Ол» т кон юнент i

Соотноаеиие<о

Тентература прнтот. снеси, Депстеме коте<панами на отлоненне парафина а ппастоеоо аопе нн, 8

100/45

6,0 9,0

85,0 о

20,0

70,0 .

clIlx 7215 пт нефть СП

100

О/3-1,0

li0-3,О

СНПХ 7215 ПТ нефть СП

60/60

0,1-1,0

ti0-3,0

COAX 7215 Пт 60 нефть СП 40

60/60

0,1 1,0

1,0-3 ° О

22,0

70,0

8,0

2О 70/60

CNtX 7215 ПТ нефть СП

О,1»3,0

3,0-3,0

21,0

74,0

5,0

85/60

95/60

4i0

160/60

19,0

75,0

Oil" t,0

1 0-3,0

6,0

70/60

5,0

0,1-1, О

l o-3io

6D

15,0

80i0

4О

75/60

CN3X 7235 ПТ нефть СП

12,0

83,0

40 90/60

0,1-3,0

1,0-3,0

11,0

8В,О

2i0

16,0

82,0

95/60

80/60

O i l-l,0

I,O-З,О

4,0

6i0

9o,O

0i t-1,0

l,0 3,0

13

СНПХ 7215 Пт 6О нефть СП 40

0,1-1,0

3,0 3,0

90/60

7,0

90,0

3,0. 60

60 100/60

3, °

СНОХ 7235 ПТ нефть СП

O,3»1,0

1,0-3,0

7,0

92,0

1 ° О

cNlx 72!5 ITI 80 нефть N 20

100/50 !

0.1-3io

1,0-3,0

5 ° 0

95,0

16!

00/45

t,О

СНПХ 7215 ПТ нефть N

6,0

93,0

0,1-1,0

t o-3,0

80/60

CNlX 7215 ПТ нефть СП

4,0

9I,0

5,0

Э,О!

Оа 90/60

0,1 I,o

1 ° о-3, а

6,0

91,0

loo/6а

0i1-1,0

1,0-3,0

2,0

9,0

89,0

СНПХ 72!5 Пт 80 нефть N 20

20!

00/50

О, 1-1,0

1,0-3io

9,5

9oio

0,5

1,0

80 . 100/45

СНОХ 7215 ПТ нефть СП

0,1-1,0

1,0 3,0

9,0

90,0

2.f / 6"n-g

Составитель А„Сулейман

Редактор В.Трубченко Техред M.Ìîðãåíòàë Корректор О.Кравцова

Заказ 1264 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб„4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", r. Ужгород, ул.Гагарина, 101

CNlX 7215 ПТ нефть СП

СНПХ 7215 ПТ нефть Ch

СНПХ 7215 OT неФть Ch снпх 7215 пт нефть CA

СНПХ 72!5 ПТ нефть СП, CNlX 7215 ПТ нефть СП

С303Х 7215 ПТ нефть Ch

СНОХ 7215 ПТ неФть N

СЗПХ 72!5 ПТ неФть СП

8о

От<а<к пленки нефти ео аре» немн, 2/с,ппм те<е<ературе

<5 ь

О,l-lio

I 0"3,O

0,1-1,0

t,0-3,О

14 0

82,0

10,0

86,0

Налипание ме стенки стлка на прм тенте

h P +5Ñ,8

3,0

1<0