Состав для предотвращения отложения асфальтеносмолопарафиновых веществ при добыче нефти

 

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к твердым составам для предотвращения отложения асфальтеносмолопарафиновых (АСПВ)веществ в условиях добычи безводной или малообводненной нефти (до 20%) из скважин как с низкими, так и с высокими пластовыми давлениями и при различной температуре. Состав содержит порошкообразное синтетическое моющее средство (СМС), включающее не менее 12 мас.% поверхностно-активных веществ, не менее 10,5 мас. % фосфорно-кислых солей в пересчете на Р₂О₅ и не менее 2 мас.% силиката натрия в пересчете на SiO₂, или порошкообразное техническое моющее средство (ТМС), включающее не менее 4,5 мас.% поверхностно-активных веществ, не менее 11 мас.% фосфорно-кислых солей в пересчете на Р₂О₅ и не менее 1,7 мас.% силиката натрия в пересчете на SiO₂ в количестве 4 - 65 мас.% и стекло натриевое жидкое каустическое - остальное. Технический результат - эффективное предотвращение отложений АСПВ при добыче всех типов нефтей - легких, средних и тяжелых, при различных температурах, как высоких, так и низких, повышение экологической безопасности, эффективная подача ингибитора, сокращение трудовых затрат при капитальном ремонте скважин. 5 табл.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к твердым составам для предотвращения отложения асфальтеносмолопарафиновых веществ (АСПВ) в условиях добычи безводной или малообводненной нефти (до 20%) из скважин как с низкими, так и с высокими пластовыми давлениями и при различной температуре.

В настоящее время нет достаточно эффективных твердых составов для предотвращения АСПВ, которые были бы пригодны для обработки добываемой безводной или малообводненной нефти (до 20%) и состоящих из дешевых, широко выпускаемых отечественной промышленностью, экологически безопасных ингредиентов.

Большинство известных ингибиторов АСПВ имеют жидкую консистенцию, и их дозировка в добываемую нефть осуществляется специальными дозирующими устройствами.

Известен состав для комплексного воздействия на добываемые флюиды, предотвращающий отложение асфальтеносмолопарафиновых веществ (АСПВ), неорганических солей и коррозию оборудования со следующим содержанием ингредиентов, маc.%: Нитрилотриметилфосфоновая кислота или оксиэтилидендифосфоновая кислота - 1-4 Ингибитор АСПО твердого состояния - 29-36 Ингибитор коррозии твердого состояния - 12-18 Кубовый остаток производства первичных аминов C₁₇-C₂₀ - Остальное (см. Патент РФ 1543052, кл. Е 21 В 37/06, 1987 г.).

Данный известный состав имеет твердую консистенцию. В добывающую скважину он подается в перфорированном контейнере. Способ приготовления такого известного состава довольно прост и сводится к обычному перемешиванию указанных ингредиентов.

Основным недостатком указанного известного состава является то, что веществом - носителем ингибиторов направленного действия в известном составе служит кубовый остаток производства первичных аминов C₁₇-C₂₀, имеющий температуру плавления 60-80^oС, т. е. при температуре пласта в скважине более 80^oС его применение не эффективно, т.к. известный состав оплавляется, разрушается, и составляющие активную основу ингредиенты быстро выносятся с продукцией скважины.

Наиболее близким по технологической сущности к заявляемому составу является состав для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) при добыче нефти со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: Оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 9-12 - 33,0-45,5 Лигносульфанат технический - 3,9-15,7 Гидроксид аммония - 1,1-8,3 Вода - Остальное
(см. Патент РФ 1806160, кл. С 09 К 3/00, 1991 г.).

Данный известный состав имеет нетекучую, пастообразную консистенцию и его, так же как состав по аналогу, доставляют в скважину с помощью перфорированного контейнера.

Способ приготовления такого известного состава сводится к тщательному перемешиванию входящих в него ингредиентов.

Основным недостатком указанного известного состава является его нестабильные механико-технологические свойства, а именно, малая механическая прочность при хранении, не более 7 дней. По истечении этого срока, он пересыхает, становится хрупким и рассыпается. Условия нефтедобычи таковы, что с момента приготовления состава для предотвращения АСПО до доставки его на месторождение, загрузки в контейнер и спуска в интервал перфорации добывающей скважины проходит, как правило, более месяца.

Кроме этого, известный состав менее эффективно предотвращает процесс отложения АСПВ и не обеспечивает стабильное предотвращение отложения АСПВ в условиях добычи нефти из пластов с высокой температурой.

Техническая задача, решаемая предлагаемым составом, заключается в повышении степени предотвращения образования АСПВ в скважинах с любым типом нефти, с различным содержанием АСПВ и любой температурой, при одновременном обеспечении стабильных механико-технологических свойств в течение длительного времени и обеспечении экологичности состава.

Поставленная техническая задача достигается составом, содержащим порошкообразное синтетическое моющее средство (CMC), включающее не менее 12 мас.% поверхностно-активных веществ, не менее 10,5 мас.% фосфорно-кислых солей в пересчете на P₂O₅ и не менее 2 мас.% силиката натрия в пересчете на SiO₂, или порошкообразное техническое моющее средство (ТМС), включающее не менее 4,5 мас.% поверхностно-активных веществ, не менее 11 мас.% фосфорно-кислых солей в пересчете на Р₂О₅ и не менее 1,7 мас.% силиката натрия в пересчете на SiО₂, и щелочную добавку - стекло натриевое жидкое каустическое, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Указанные CMC или ТМС - 4-65
Стекло натриевое жидкое каустическое - Остальное
Из патентной и научно-технической литературы нам неизвестны составы, предотвращающие процессы отложения АСПВ, включающие указанные ингредиенты в заявляемом количественном соотношении и позволяющие решить поставленную техническую задачу изобретения, что дает основание сделать вывод о том, что предлагаемый состав обладает критериями " новизны" и "изобретательский уровень".

Достижение указанного технического результата стало возможным, по-видимому, благодаря совместному воздействию входящих в предлагаемый состав ингредиентов. За счет ограниченного растворения состава в добываемой нефти происходит его самодозировка в процессе предотвращения АСПО.

Указанный выше заявляемый состав для предотвращения АСПО при добыче нефти готовится простым перемешиванием стекла натриевого жидкого каустического (СНЖК) с указанным моющим средством с последующим формованием в виде цилиндров, шариков, гранул или любой другой формы. Далее предлагаемый состав помещается в контейнер, представляющий собой систему перфорированных труб различного диаметра. Затем полученный трубчатый контейнер с помещенным в него составом опускается в зону перфорации добывающей скважины или чуть выше - под насос.

Пластовые флюиды, проходя через отверстия на боковых стенках и на торце контейнера, омывают предлагаемый состав. За счет постепенного растворения достигается его постоянная, необходимая, эффективная и достаточная концентрация в добываемых флюидах.

Для получения заявляемого состава в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:
- порошкообразное техническое моющее средство (ТМС) (ТУ 2499-019-04643756 - 96);
- порошкообразное синтетическое моющее средство (CMC) (ТУ 2381- 007-04643756-94);
- стекло натриевое жидкое каустическое (ТУ 6-18-68-75).

Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующим примером.

Пример. Для получения заявляемого состава в лабораторных условиях брали 4,7 г ТМС и 5,3 г СНЖК. Смесь перемешивали и формовали в виде круглых палочек. Получали заявляемый состав твердой консистенции, темно-серого цвета со следующими соотношением ингредиентов, мас.%: ТМС - 47; СНЖК - остальное.

Аналогичным образом получали другие составы с различным соотношением ингредиентов.

При проведении лабораторных испытаний определяли:
- механико-технологические свойства предлагаемого состава;
- степень растворения заявляемого состава в нефти, попутно добываемой воде и в их смесях;
- возможность его самодозировки;
- защитный эффект заявляемого состава по предотвращению АСПО.

Испытания также ставили целью установить граничные и оптимальные значения ингредиентов в заявляемом составе.

Испытания по изменению механико-технологических свойств во времени проводили следующим образом. Готовили заявляемый состав, формовали его в виде круглых палочек и оставляли для наблюдений на 180 суток. На тот же срок оставляли для наблюдений и образец известного по прототипу состава. В результате этих наблюдений установлено, что известный состав разрушился через 7 суток (на 2-й день хранения появились трещины, на 5-й он раскололся на три кусочка, а на 7-й день он раскрошился на более мелкие кусочки). Заявляемый же состав сохранил первоначально приданную форму в течение всего периода наблюдения, т.е. в течение 180 суток.

Испытания по растворимости состава проводили традиционным способом определения степени растворения различных веществ. Он заключается в следующем. Навеску заявляемого состава (1 г) помещали в коническую колбу с флюидами, взятыми в объеме 1 л, закрывали пробкой и устанавливали в прибор для встряхивания колб. Через 1 ч содержимое колбы отфильтровывали под вакуумом через фильтр "синяя лента". Оставшееся на фильтре количество заявляемого состава взвешивали. Количество растворившегося в течение 1 часа заявляемого состава в различных флюидах приведено в таблице 1.

Данные, приведенные в таблице 1, показывают, что заявляемый состав растворяется в нефти, в воде и в их смесях. Причем, данные, приведенные в таблице 1, свидетельствуют о том, что скорость растворения заявляемого состава в воде больше, чем в нефти.

Далее в ходе лабораторных испытаний определяли защитный эффект предлагаемого состава и предельные и оптимальные соотношения ингредиентов в нем.

Выбор предельных значений ингредиентов в заявляемом составе обусловлен достижением максимального защитного эффекта.

Эффективность действия заявленного состава определялась следующим образом. Заявляемый состав нарезали на куски 1-3 см³, помещали их в стеклянные цилиндры диаметром 60 мм и длиной 300 мм с двумя кранами: вверху и внизу. Далее через воронку, нижний кран и кусочки состава в цилиндр подавалась обводненная нефть, которая далее, через верхний кран, собиралась в приемник. Таким образом, имитировался процесс прохождения пластовых флюидов через погруженный в цилиндр (скважину) заявляемый состав.

Заявляемый состав, ограниченно растворяясь в нефти и попутно добываемой воде, проявляет свои ингибирующие функции по всему пути движения. Через цилиндр с заявляемым составом пропускали 1000 мл нефти. Таким образом имитировалась подача заявляемого состава в добываемую безводную нефть. Пропускаемая нефть находилась в постоянном движении. Периодически, через каждый час, отбирались пробы вытекаемой из цилиндра нефти в объеме 100 мл. Таким же образом готовились модели добываемых флюидов с различной степенью обводненности.

Определение способности заявляемого состава предотвращать отложение АСПВ проводилось по общепринятой "Методике оценки эффективности ингибиторов парафиновых отложений комплексного и многофазного действия на отмыв пленки нефти, диспергирование и отмыв парафиновых отложений пластовой водой", НПО "Союзнефтепромхим". - г. Казань, 1987 г.

Согласно этой методике оценку эффективности заявляемого и известного составов для предотвращения АСПО проводили по следующим показателям:
1. По отмыву пленки нефти этим составом.

2. По величине дисперсии АСПО в среде заявляемого состава.

3. По характеристике свойств АСПВ в этих условиях (налипание, замазывание поверхности).

Данные, полученные в ходе исследований, приведены в таблице 2.

Данные таблицы 2 показывают, что эффективность заявляемого состава выше эффективности известного по прототипу.

Так, при исследовании эффективности известного и заявляемого составов на тяжелых нефтях Павловского месторождения (плотность 0,917 г/см³), известный состав отмывает пленку нефти за 60 с только на 70% поверхности, а заявленный за тот же период отмывает пленку нефти почти полностью (на 90% поверхности). Величина дисперсности частиц АСПВ в присутствии известного состава достигает 0,1-5 мм, а в присутствии заявляемого состава все имеющиеся АСПВ имеют дисперсность не более 3 мм, что, естественно, способствует их лучшему удержанию в объеме добываемых флюидов, а не высаживанию на поверхности нефтепромыслового оборудования. Интенсивность налипания в присутствии известного состава доходит до 40%, а в присутствии заявляемого до 10%, т.е. в 4 раза меньше. Величина замазывания поверхности в присутствии известного состава достигает 20%, а в присутствии заявляемого - 5-10%. Такая же, примерно, картина наблюдается и при испытаниях известного и заявляемого составов на средних (Северо-Камское месторождение, верейская залежь, плотность 0,842 г/см³) и легких (Константиновское месторождение, башкирская залежь, плотность 0,812 г/см³) нефтях (см. таблицу 2).

Для проверки сохранения эффективности заявляемого состава в условиях высоких температур после исследования указанных свойств при 20^oС, такие же исследования проводились при 98^oС. Приведенные в таблице 2 данные свидетельствуют о том, что и при высоких температурах эффективность заявляемого состава выше, чем при 20^oС. Известный же по прототипу состав в этих условиях разрушается и быстро выносится потоком нефти.

При исследовании известного и заявляемого составов нефть и вода отбирались после их прохождения через кусочки исследуемых составов. Для определения брали нефть, пластовую воду и асфальтеносмолопарафиновые отложения Константиновского, Павловского и Северо-Камского месторождений. Более подробные характеристики используемых при исследованиях нефтей, попутно добываемых вод и АСПО приведены в таблицах 3-5.

Предложенный состав для обработки добываемой нефти с целью предотвращения АСПВ по сравнению с известным по прототипу составом обладает следующими преимуществами:
- обеспечивает более эффективное предотвращение отложений АСПВ при добыче всех типов нефтей: легких (плотность 0,804-0,840 г/см³), средних (плотность 0,841-0,880 г/см³), тяжелых (плотность 0,881-0,925 г/см³) с различным содержанием асфальтенов, смол, парафинов, а также при различной температуре: как низкой, так и высокой;
- при приготовлении заявляемого состава используются более дешевые, экологически безопасные ингредиенты, производящиеся в настоящее время на территории России. Все входящие в заявляемый состав ингредиенты имеют четвертый класс опасности, т.е. все они практически безопасны и широко используются в быту. Прототип же содержит ингредиенты, которые имеют следующие классы опасности: оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 9-12 - III класс опасности, лигносульфанат технический - IV класс опасности, гидроксид аммония - II класс опасности.

Таким образом, в настоящее время только заявляемый состав способен более эффективно предотвращать образование АСПВ при добыче безводных и малообводненных нефтей в скважинах с любыми температурами. При этом заявляемый состав не содержит опасных ингредиентов.

Заявляемый состав способен ограниченно растворяться в нефти и несколько больше в воде, т.е. при подаче в скважину он работает одинаково эффективно, защищая нефтепромысловое оборудование от отложения АСПВ в условиях постоянно изменяющейся обводненности продукции скважины.

Указанные технические преимущества заявляемого состава позволяют:
- обеспечить без дополнительных обработок стабильную, своевременную, эффективную подачу ингибитора отложения АСПВ (происходит самодозировка ингибитора);
- предотвращать процесс отложения АСПВ при добыче нефти из коллекторов с любой степенью проницаемости и с любой температурой;
- предотвращать процесс отложения АСПВ с самого начала технологической цепочки добычи, сбора, транспорта и подготовки нефти;
- обеспечить эффективную защиту глубинного и поверхностного нефтепромыслового оборудования от отложения АСПВ по всему пути движения водонефтяного потока.

Экономический эффект от применения предлагаемого состава для обработки нефти с целью предотвращения отложения АСПВ будет складываться за счет:
- сокращения трудовых затрат, связанных с задолженностью бригад подземного и капитального ремонта скважин для проведения операций по удалению АСПВ;
- повышения текущей нефтеотдачи, т.к. увеличивается межремонтный период работы скважины;
- исключения дополнительных обработок скважин растворителями и тепловых обработок нефтью и водой.

Формула изобретения

Состав для предотвращения отложения асфальтеносмолопарафиновых веществ при добыче нефти, содержащий смесь поверхностно-активных веществ и щелочную добавку, отличающийся тем, что в качестве смеси поверхностно-активных веществ состав содержит порошкообразное синтетическое моющее средство (СМС), включающее не менее 12 мас. % поверхностно-активных веществ, не менее 10,5 мас. % фосфорно-кислых солей в пересчете на Р₂О₅ и не менее 2 мас. % силиката натрия в пересчете на SiO₂, или порошкообразное техническое моющее средство (ТМС), включающее не менее 4,5 мас. % поверхностно-активных веществ, не менее 11 мас. % фосфорно-кислых солей в пересчете на Р₂О₅ и не менее 1,7 мас. % силиката натрия в пересчете на SiO₂, а в качестве щелочной добавки - стекло натриевое жидкое каустическое при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:
Указанные порошкообразные моющие средства - 4 - 65
Стекло натриевое жидкое каустическое - Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7

MM4A Досрочное прекращение действия патента из-за неуплаты в установленный срок пошлины заподдержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 29.12.2010

Дата публикации: 10.12.2011

---