Состав для очистки нефтяного оборудования от асфальтеносмолопарафиновых отложений и минеральных солей


 


Владельцы патента RU 2473584:

Беляев Юрий Александрович (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при очистке насосно-компрессорных труб, трубопроводного транспорта, емкостей, резервуаров, насосов, скважинного оборудования от асфальтеносмолопарафиновых отложений АСПО и минеральных солей. Технический результат - повышение эффективности очистки металлических поверхностей от (АСПО) и минеральных солей, снижение коррозионной активности пластовых жидкостей по отношению к металлам и сплавам, увеличение межремонтного периода скважин и трубопроводов. Состав для очистки нефтяного оборудования от асфальтеносмолопарафиновых отложений и минеральных солей включает, мас.%: натрий алкилсульфонат 0,005-0,05, натрий алкилбензолсульфонат 0,005-0,05, моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля 0,005-0,05, моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля 0,005-0,05, щелочь 0,05-2,00, воду остальное. 4 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, трубопроводному транспорту нефти и нефтепродуктов, перевозке нефти в емкостях, очистке резервуаров от тяжелых остатков нефти, очистки насосно-компрессорных труб (НКТ), насосов, скважинного оборудования от асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) и бытовых трубопроводов от минеральных солей.

Известен состав для очистки НКТ и нефтяного оборудования при добыче нефти и трубопроводов от АСПО, включающий, мас.%:

неионное поверхностно-активное вещество
на основе алкилэфиров, содержащих 6-13
оксиэтильных групп 1-10
натрий алкилбензолсульфонат 5-15
натрий алкилсульфонат 3-30
алифатический спирт 0,1-20
анионный полиэлектролит мол.м. 40000-5000000 1-10
кислота остальное

Состав используют в виде 0,05-100-ного раствора в воде (Патент РФ №2001090, кл. С09К 3/00, опубл. бюл. №37-38, 15.10.1993).

Известный состав не достаточно качественно очищает поверхности НКТ и трубопроводов от АСПО и мало эффективен при разрушении отложений минеральных солей. Кроме того, ввиду присутствия большого количества кислоты, состав проявляет высокую коррозионную активность нефтяного оборудования.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является состав для очистки металлических поверхностей при добыче и транспорте нефти, включающий, мас.%:

неионное поверхностно-активное вещество
на основе алкилэфиров, содержащих 6-13
оксиэтильных групп 0,0002-0,5
натрий алкилбензолсульфонат 0,0005-0,75
натрий алкилсульфонат 0,0005-1,25
анионный полиэлектролит
мол.м. 40000-5000000 0,0003-0,5
цинк 0,001-0.2
алюминий 0,0001-0,3
щелочной и/или щелочноземельный металл 0,007-1,5
вода остальное

(Патент РФ №2086754, кл. Е21В 37/06, опубл. БИ №22, 10.08.1997 - прототип).

Недостатком данного состава является применение щелочных металлов, работа с которыми в условиях промысла опасна. Кроме того, предлагаемый состав практически не очищает минеральные отложения.

Целью изобретения является повышение эффективности очистки металлических поверхностей от асфальтеносмолопарафиновых углеводородов и минеральных солей.

Поставленная цель достигается тем, что в состав для очистки металлических поверхностей нефтяного оборудования от АСПО и минеральных солей, включающий натрий алкилсульфонат, натрий алкилбензолсульфонат и воду, дополнительно вводят моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля, моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля и щелочь, при следующем соотношении компонентов, % масс:

натрий алкилсульфонат 0,005-0,05
натрий алкилбензолсульфонат 0,005-0,05
моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля 0,005-0,05
моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля 0,005-0,05
щелочь (натрий гидроксид/калий гидроксид) 0,050-2,00
вода остальное

В качестве щелочи могут быть использованы едкий натрий или едкий калий.

Предлагаемый состав обладает следующими свойствами:

цвет раствора - светло-желтый
плотность раствора (в пресной воде) - 1,06-1,09;
РН раствора (водородный показатель) - 7-10;

Применение вышеуказанного раствора снижает коррозионную активность пластовых жидкостей по отношению к металлам и сплавам, применяемым в нефтяной промышленности, не оказывает отрицательного влияния на здоровье человека, окружающую среду и качество конечных продуктов.

Существенными признаками изобретения являются:

1) натрий алкилбензолсульфонат;

2) натрий алкилсульфонат;

3) моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля;

4) моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля;

5) щелочь;

6) вода;

7) количественное соотношение компонентов.

Признаки 1-2 и 6 являются общими с прототипом, признаки 3-5 и 7 являются отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

В составе нефтей имеются высокомолекулярные парафины, смолы, асфальтены, а также минеральные соли, которые при движении нефти по скважине или трубопроводу могут откладываться на их стенках вплоть до их закупоривания. Достоинством предлагаемого решения является не только очистка поверхности НКТ и трубопроводов от АСПО и минеральных солей, но и удаление центров их кристаллизации, что позволяет существенно увеличить межремонтный период скважин или трубопроводов.

Состав готовят путем смешения заданного количества предлагаемых компонентов в воде до состояния полного растворения и повышения температуры раствора до 50-80°C. Горячий раствор подают в скважину или трубопровод и прокачивают до полной очистки поверхности. Время контакта состава с очищаемыми поверхностями должно составлять не менее 2-х часов. Раствор после обработки не нуждается в регенерации, не теряет своих качеств и может применяться многократно.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1

Готовят состав в количестве 6 м3 раствора со следующим процентным содержанием компонентов, % масс.:

натрий алкилсульфонат 0,05
натрий алкилбензолсульфонат 0,05
моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля 0,05
моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля 0,05
щелочь (натрий гидроксид) 0,05
вода 99,75

Состав подвергают смешению и нагреву до температуры 80°C. Горячим составом промывают скважину глубиной 1400 м, забитую АСПО на 55%. После трех циклов циркуляции раствора скважина освобождена от отложений. После подъема НКТ анализом (соскребы с внутренней поверхности) НКТ установлено, что очистка произведена на 99,2%. Межремонтный период, т.е. время от обработки до обработки скважины, составляет 28 суток.

Пример 2

Готовят 6 м3 состава по примеру 1. Количество компонентов в растворе составляет, мас.%:

натрий алкилсульфонат 0,025
натрий алкилбензолсульфонат 0,025
моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля 0,025
моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля 0,025
щелочь (калий гидроксид) 1,00
вода 98,90

Полученный состав подвергают смешению и нагреву до температуры 50°C, после чего закачивают трубопровод-спутник диаметром пять дюймов и длиной 280 м, забитый на 65%.

После трех циклов промывки трубопровод был очищен на 99,7%., при этом были вымыты даже крупные (до 40 г) конкреции углеродистых отложений. Химическим анализом установлено высокое (до 3,8% мас.) содержание в промывных водах минеральных (кальциевых и магниевых) солей. Данный результат свидетельствует о том, что данный раствор обладает не только отмывающей способности, но и расклинивающим действием.

Пример 3

Готовят 6 м3 состава по примеру 1. Количество компонентов в растворе составляет, % мас:

натрий алкилсульфонат 0,05
натрий алкилбензолсульфонат 0,05
моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля 0,05
моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля 0,05
щелочь (натрий гидроксид) 2,00
вода 97,80

Состав подвергают воздействию по примеру 1.

Полученным составом промывают нефтяную скважину глубиной 1600 м, забитую на 68% АСПО. После четырех циклов промывки скважина очищена на 99,8%. Межремонтный период составил 32 сут.

Пример 4 (по прототипу)

Скважина глубиною 1400 м была забита на 52%. После семи циклов межремонтный период составил 21 сут.

Состав по изобретению (примеры 1-3) обладает повышенной способностью очищать с металлических поверхностей асфальтеносмолопарафиновые отложения, минеральные соли, обладает расклинивающим действием (разрушение и вымывание твердых углеродистых отложений), а также способствует удалению центров кристаллизации АСПО, на что указывает увеличение межремонтного периода скважин в 1,5 раза.

Таким образом, приведенные примеры показывают, что применение предложенного состава позволяет повысить эффективность борьбы с асфальтеносмолопарафиновыми отложениями, увеличивает время межремонтного периода и пропускную способность трубопроводов, а значит рентабельность работы скважин и трубопроводов.

Состав для очистки нефтяного оборудования от асфальтеносмолопарафиновых отложений и минеральных солей, включающий натрий алкилсульфонат, натрий алкилбензолсульфонат и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля, моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля и щелочь при следующем соотношении компонентов, мас.%:

натрий алкилсульфонат 0,005-0,05
натрий алкилбензолсульфонат 0,005-0,05
моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля 0,005-0,05
моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля 0,005-0,05
щелочь 0,050-2,00
вода остальное


 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу гидравлического разрыва в горизонтальных стволах скважин продуктивных пластов.
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, конкретно к производству проппантов. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может применяться для ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины и прорыва газа в нефтяные скважины.
Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, в частности к составам облегченных тампонажных растворов, предназначенных для крепления обсадных колонн в условиях нормальных и аномально-низких пластовых давлений, а также в интервалах с преобладанием многолетних мерзлых пород.

Изобретение относится к разрушающим композициям для регулированного разрушения текучих сред разрыва боратного структурирования и способу их получения и использования, при этом композиция включает окислительный компонент и сложноэфирный компонент.

Изобретение относится к тампонажным растворам для изоляции продуктивных пластов при цементировании обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области цементирования обсадных колонн, капитальному ремонту скважин, изоляции пластовых вод, ликвидации межпластовых перетоков, и используется в качестве индикатора для получения раствора с информативными свойствами о качестве цементирования, определения интервалов заполнения и приемистости при закачке тампонажного раствора и распределения его по вертикали за колонной.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к тампонажным смесям с информативными свойствами о качестве цементирования, определении интервалов заполнения и приемистости при закачке тампонажного раствора и распределении его объемов по вертикали за колонной при цементировании обсадных колонн, эксплуатации, изоляции пластовых вод, капитальном ремонте и ликвидации скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу гидравлического разрыва в горизонтальных стволах скважин продуктивных пластов.
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, конкретно к производству проппантов. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может применяться для ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины и прорыва газа в нефтяные скважины.
Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, в частности к составам облегченных тампонажных растворов, предназначенных для крепления обсадных колонн в условиях нормальных и аномально-низких пластовых давлений, а также в интервалах с преобладанием многолетних мерзлых пород.

Изобретение относится к разрушающим композициям для регулированного разрушения текучих сред разрыва боратного структурирования и способу их получения и использования, при этом композиция включает окислительный компонент и сложноэфирный компонент.

Изобретение относится к тампонажным растворам для изоляции продуктивных пластов при цементировании обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области цементирования обсадных колонн, капитальному ремонту скважин, изоляции пластовых вод, ликвидации межпластовых перетоков, и используется в качестве индикатора для получения раствора с информативными свойствами о качестве цементирования, определения интервалов заполнения и приемистости при закачке тампонажного раствора и распределения его по вертикали за колонной.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к тампонажным смесям с информативными свойствами о качестве цементирования, определении интервалов заполнения и приемистости при закачке тампонажного раствора и распределении его объемов по вертикали за колонной при цементировании обсадных колонн, эксплуатации, изоляции пластовых вод, капитальном ремонте и ликвидации скважин.

Изобретение относится к вязкоупругим жидкостям для разрыва подземных пластов
Наверх