Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений



Владельцы патента RU 2546158:

Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис" (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений. Состав содержит поверхностно-активное вещество на основе полимера окиси этилена - реагент ИТПС 806 марка Б 0,1-5,0 мас.% и смесь алифатических и ароматических углеводородов в виде реагента ИТПС 010 марка А - остальное. Изобретение обеспечивает высокую растворяющую, диспергирующую и моющую активность состава по отношению к асфальтеносмолопарафиновым отложениям различного типа, а также снижение вязкости нефти в обрабатываемой зоне. 4 табл., 4 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений, и может быть использовано для растворения и удаления АСПО из призабойной зоны пласта, из нефтепромыслового оборудования, резервуаров и магистральных нефтепроводов на нефтедобывающих предприятиях как в твердом виде, так и растворенных в нефти.

Известна композиция для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), содержащая в своем составе, масс.%: 16-35 неионогенное поверхностно-активное вещество (ПАВ) ОП-7 или ОП-10, 4,5-10,3 сульфонола и остальное - ароматический растворитель (см. Патент РФ №2173328, МКИ C09K 3/00, E21B 37/06, опубл. 2001 г.).

Недостатком данной композиции является его узкая направленность - удаление АСПО, содержащихся в парафинистых нефтях и нефтеконденсатах с низким содержанием смол и асфальтенов.

Известен состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений, содержащий, масс.%: 0,15-0,30 смесь поверхностно-активных веществ из оксиэтилированных моноалкилфенолов общей формулы (I):

RC6H4(OC2H4)mOH,

где: m=6-10

R=C9H19-C12H25,

оксиэтилированных продуктов общей формулы (II):

R1(OC2H4)qOH,

где: q=10-12

R1=C12H25-C14H29,

и сульфированных продуктов общей формулы (III):

R2C6H4(OC2H4)mOSO3H,

где: m=6-10,

R2=C9H19-C12H25,

при соотношении в смеси указанных поверхностно-активных веществ как (I+II):III=1:3-4 и I:II=1:1,1:2 или 2:1, 30-70 ароматический растворитель и остальное - алифатический углеводородный растворитель (см. Патент РФ №2137796, МКИ C09K 3/00, E21B 37/06, опубл. 1999 г.).

Известный состав проявляет низкую эффективность по удалению АСПО с высоким содержанием парафинов, асфальтенов, смол и серы.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является состав, содержащий в об.%: 0,5-5,0 один блок-сополимер окиси этилена и окиси пропилена на основе глицерина, 30 ароматического углеводорода и остальное - алифатический углеводород (см. Патент РФ №2323954, МКИ C09K 8/524, опубл. 2008 г.).

Однако данный состав проявляет низкую эффективность для удаления АСПО, содержащихся в вязких нефтях.

Целью предлагаемого изобретения является разработка состава для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений, обладающего высокой растворяющей, диспергирующей и моющей активностью по отношению к АСПО различного типа, в том числе с большим содержанием серы и обеспечивающего снижение вязкости нефти в обрабатываемой зоне.

Поставленная цель достигается путем создания состава для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений, содержащего поверхностно-активное вещество на основе полимера окиси этилена и углеводородный растворитель - смесь ароматического и алифатического углеводородов, причем в качестве поверхностно-активного вещества на основе полимера окиси этилена он содержит реагент ИТПС 806 марка Б, а в качестве углеводородного растворителя - реагент ИТПС-010 марка А, при следующем соотношении компонентов, масс.%:

Реагент ИТПС 806 марка Б 0,1 - 5,0

Реагент ИТПС 010 марка А - остальное.

Реагент ИТПС 806 марка Б выпускается по ТУ 2458-016-27913102-2010 и представляет собой смесь поверхностно-активных веществ в органическом или в водно-органическом растворителе. Реагент ИТПС 010 марка А представляет собой композицию на основе углеводородного растворителя - смеси алифатических и ароматических углеводородов и выпускается по ТУ 2458-014-27913102-2010. В качестве алифатических углеводородов могут быть использованы: широкая фракция летучих углеводородов (ШФЛУ) по ТУ 38.101524-93, бензин газовый стабильный (БГС) по ТУ 0272-003-00135817-00, нефтяной растворитель (н.р.) по ТУ 38.101303-85, петролейный эфир по ГОСТ 11992 - 66, уайт-спирит по ГОСТ 3134-78, Нефрас-С 50/170 по ГОСТ 8505-80. В качестве ароматических углеводородов могут быть использованы: ксилол по ТУ-6-09-3825-78, толуол нефтяной по ГОСТ 14710-78, Нефрас Ар 120/200 по ТУ 38101809-80, бутилбензольная фракция по ТУ 2414-076-05766563-2005, этилбензольная фракция по ТУ 2415 195 00203335-2010.

Предлагаемый состав может быть приготовлен как в условиях промышленного производства, так и непосредственно перед применением путем смешения компонентов состава в заявляемых количествах с использованием автоцистерн с циркуляцией.

Состав представляет собой жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета, проявляет устойчивость длительное время при температуре от +30°C до -40°C.

Приводим примеры приготовления предлагаемого состава для удаления АСПО, составы приведены в таблице 1.

Пример 1 (заявляемый состав). В сосуд объемом 250 мл последовательно наливают 99,9 г реагента ИТПС 010 марка А и 0,1 г реагента ИТПС 806 марка Б, смесь перемешивают встряхиванием сосуда с закрытой пробкой вращательным движениями до полного смешения компонентов (см. таблицу 1, пример 1).

Примеры 2 и 3. Аналогично готовят и другие составы, изменяя количество заявляемых реагентов.

Пример 4 (прототип).

В химический сосуд объемом 100 мл последовательно вливаю 1,0 мл Лапрола 3603-2-12, 30,0 мл этилбензола и 69,0 мл н-гексана. сосуд закрывают притертой пробкой и перемешивают полученный состав взбалтыванием (см. таблицу 1, пример 4).

Таблица 1
Номера составов Содержание компонентов в составе, мас.%
ИТПС 806 марка Б ИТПС 010 марка А
Состав 1 0,1 99,9
Состав 2 0,5 99,5
Состав 3 5,0 95,0
Прототип Лапрол 3603-2-12-1,0 Углеводородный растворитель - 99,0
Состав 4

Эффективность заявляемого состава обусловлена использованием разнообразных углеводородных растворителей - алифатических различной длиныуглеродной цепочки, ароматических различного молекулярного веса. Использование в составе поверхностно-активного веществ на основе полимера окиси этилена приводит к уменьшению поверхностного натяжения на границе состав/АСПО, эффективно разрушает серосодержащие АСПО. Все компоненты для приготовления заявляемого состава доступны, недороги и производятся в России.

Для доказательства эффективности заявляемого состава проводят эксперименты в лабораторных условиях по определению растворяющей, диспергирующей и моющей способности состава при воздействии на образцы АСПО различных нефтедобывающих учреждений Республики Татарстан.

Методика испытаний заключается в следующем. Образец АСПО массой 2,00 г формируют в виде цилиндра и помещают во взвешенную корзиночку из стальной сетки с размером ячейки 1,5×1,5 мм. Корзиночку с образцом АСПО взвешивают с точностью до второго десятичного знака и находят массу навески АСПО. Корзиночку с образцом АСПО при помощи проволоки помещают в стеклянную герметичную бутылочку со 100 мл испытуемого состава. Проводят выдержку в течение 3 часов при комнатной температуре. Далее корзиночку с остатками АСПО вынимают и сушат при комнатной температуре в подвешенном состоянии в течение 24 часов, затем взвешивают.

Моющую способность (X1) в % вычисляют по формуле:

X1=((m0-m1)/m0)*100%,

где: m0 - масса АСПО в корзиночке до испытания, г;

m1 - масса АСПО в корзиночке после испытания, г.

Содержимое бутылочки отфильтровывают через фильтр. Бутылочку ополаскивают отфильтрованным раствором несколько раз до полного перенесения частиц АСПО на фильтр. Фильтр с частицами АСПО высушивают при комнатной температуре до постоянного веса.

Растворяющую способность (X2) в % вычисляют по формуле:

X2=((m0-m1+m2)/m0*100%,

где: m0 - масса АСПО в корзиночке до испытания, г;

m1 - масса АСПО в корзиночке после испытания, г:

m2 - масса АСПО, отфильтрованного после испытания, г.

Диспергирующую способность (X3) в % вычисляют по формуле:

X3=X1-X2.

За результат принимают среднее арифметическое значение двух параллельных измерений. Результаты испытаний приведены в таблице 2.

Таблица 2
№№ по п.п. Номера образцов АСПО, номера скважин Составы из таблицы 1 Моющая способность, X1, % Растворяющая способность, X2, % Диспергирующая способность, X3, %
1 2 3 4 5 6
1 1, скв. 32461 1 74,8 64,7 10,1
2 2, скв. 21062 1 79,9 72,5 7,4
3 3, скв. 11096 1 84,3 75,4 8,9
4 4, скв. 6177 1 75,1 57,4 17,7
5 6, скв. 11759 1 68,7 57,4 11,3
6 7, скв. 1489 1 93,5 76,7 16,8
7 8, скв. 23655 1 82,2 68,7 13,5
8 9, скв. 12445 1 93,9 79,8 14,0
9 11, скв. 3515 1 69,7 57,7 12,0
10 12, скв. 10037 1 55,5 50,3 5,2
11 13, скв. 6329 2 99,0 75,4 23,6
12 14, скв. 6177 2 84,6 65,4 19,2
13 15, скв. 7685 2 100 85,2 14,8
14 16, скв. 10219 2 85,5 73,4 12,1
15 17, скв. 15265 2 78,0 63,8 14,2
16 18, скв. 9347 2 79,5 67,7 11,8
17 21, скв. 6379 2 94,6 84,2 10,4
18 22, скв. 3540 3 82,3 72,7 9,6
19 23, скв. 22628 3 83,5 70,3 13,2
20 24, скв. 10542 3 55,4 50,6 4,8
21 25, скв. 11321 3 54,1 48,0 6,1
22 26, скв. 13508 3 53,5 45,2 8,3
1 2 3 4 5 6
23 28, скв. 32280 3 96,5 77,6 18,9
24 29, скв. 10004 3 98,0 83,3 14,7
25 30, скв. 20957 3 68,9 56,0 12,9
26 прототип 1, скв. 32461 Состав №4 41.6 32.3 9.3

Как видно из данных таблицы 2, моющая и растворяющая эффективности заявляемого состава превышают данные эффективности прототипа на 11.9-58.4% и 12.9-52.9% соответственно. Диспергирующие способности составов имеют сравнимые значения.

В таблице 3 приведены физико-химические характеристики нефтей Ашальчинской залежи НГДУ «Нурлатнефть», в том числе из скважин №№230, 232 и 15210. Данные нефти содержат элемент - серу и относятся к высоковязким нефтям.

Таблица 3
Параметры образцов нефти Число исследованных скважин Количество взятых проб Диапазон значений Среднее значение
Массовое содержание, %        
- серы 11 38 2.8-4.95 3.98
- смол силикагелевых 11 18 19-33.18 24.4
- асфальтенов 11 41 4.19-18.09 8.74
- парафинов 11 22 0.09-0.47 0.288
- кокса 11 32 4.5-13.6 9.8
- механических примесей 6 6 0.06-14.85 2.61

Для исследования по снижению вязкости нефти используют три образца высоковязкой нефти со скважин 230, 232, 15210. Исследования проводят при температуре 20°C. Вязкость определяют вискозиметром ФАН 35SA на скорости вращения ротора 100 оборотов/мин. Для этого испытуемый состав добавляют в указанном количестве к 100 мл нефти, перемешивают стеклянной палочкой и снимают показания вискозиметра. Данные исследований приведены в таблице 4.

Таблица 4
№№ опыта Номер скважины Состав из таблицы 1 Показатели вязкости нефти, сПз, (снижение вязкости нефтей от первоначальной, %)
Количество состава, вводимого в нефть, об. %
0 1 1.5 2 3 4 5
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1 Скв. 230 1 160 122 (23.8) 115 (28.1) 109 (31.9) 96 (40.0) 85 (46.9) 85 (49.9)
2 160 137 (14.4) 118 (26.3) 101 (36.9) 95 (40.6) 88 (45.0) 81 (49.4)
3 160 143 (10.6) 125 (21.9) 112 (30.0) 110 (31.3) 99 (38.1) 92 (42.5)
Прототип 160 156 (2.5) 155 (3.1) 141 (12.5) 123 (23.1) 120 (25.0) 112 (30.0)
2 Скв. 232 1 212 179 (15.6) 160 (24.5) 129 (39.2) 115 (45.8) 96 (54.7) 92 (56.6)
2 212 186 (12.2) 157 (25.9) 114 (46.2) 100 (52.8) 88 (58.5) 86 (59.4)
3 212 191 (9.9) 146 (31.1) 108 (49.1) 98 (53.8) 84 (60.4) 83 (60.8)
Прототип 212 202 (4.7) 196 (7.5) 177 (10.6) 160 (24.5) 148 (30.2) 142 (33.0)
3 Скв. 15210 1 129 95 (26.4) 89 (31.0) 74 (42.6) 69 (46.5) 50 (61.2) 48 (62.8)
2 129 107 (17.1) 90 (30.2) 76 (41.1) 61 (52.7) 48 (62.8) 42 (67.4)
3 129 90 (30.2) 86 (33.3) 69 (46.5) 53 (58.9) 47 (63.6) 45 (65.1)
Прототип 129 112 (86.8) 92 (28.7) 83 (35.7) 70 (45.7) 61 (52.7) 54 (58.1)

Из данных таблицы 4 следует, что для наиболее вязкой нефти - со скважины 232 заявляемый состав снижает вязкость нефти на 23.6-27.8% больше прототипа. Снижение вязкости заявляемым составом для нефтей со скважин 230 и 15210 выше, чем составом прототипа на 12.5-19.9% и на 4.7-9.3% соответственно.

Таким образом, заявляемый состав, представляющий собой оригинальную композиционную смесь, подобранную с учетом особенностей группового состава АСПО, обеспечивает высокую растворяющую, диспергирующую и моющую активность по отношению к отложениям в широком диапазоне рабочих температур. Применение заявляемого состава позволит снизить трудоемкость удаления отложений, увеличить межочистной период и производительность скважин, улучшить экономические показатели добычи нефти.

Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений, содержащий поверхностно-активное вещество на основе полимера окиси этилена и углеводородный растворитель - смесь алифатических и ароматических углеводородов, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества на основе полимера окиси этилена используют реагент ИТПС 806 марка Б, а в качестве углеводородного растворителя - реагент ИТПС 010 марка А, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Реагент ИТПС 806 марка Б 0,1-5,0
Реагент ИТПС 010 марка А Остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при выборе эффективных растворителей для удаления отложений парафина. Способ включает отбор из нефтяного оборудования образцов отложений, определение группового состава и типа отложений, процедуру предварительного смешивания пустых бюксов, приготовления в этих бюксах 10% растворов нефтяного парафина, где в качестве растворителей выступают различные углеводороды и их композиции, доведение до постоянно веса в сушильном шкафу бюксов с содержимым.
Изобретение относится к области нефтегазодобычи. Технический результат - повышение эффективности и технологичности удаления кольматирующих образований из призабойной зоны продуктивного ствола скважин, в том числе пологих и горизонтальных, после использования технологической жидкости, содержащей высокомолекулярные соединения и кольматанты.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - улучшение очистки затрубного пространства перед размещением цементных растворов или во время фазы заканчивания, абразивная очистка всего мягкого материала, присутствующего в затрубном пространстве, в частности, гелеобразной глинистой массы и глинистой корки, без применения дополнительного оборудования и без повреждения металлических деталей.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть применено для разработки трудноизвлекаемых залежей газа. Способ включает бурение основного ствола, спуск эксплуатационной колонны, проведение геофизических исследований, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для очистки скважин. На устье монтируют нагнетательную линию, проходящую через теплообменное устройство, которое обвязывают с паропередвижной установкой и автоцистернами с растворителем и технологической жидкостью, обвязанными с насосным агрегатом.

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для борьбы с солеотложением. Устройство содержит колонну лифтовых труб с глубинным насосом, станцию управления на устье скважины, устьевую арматуру, оснащенную выкидной линией с трубной задвижкой, установленную на верхнем конце лифтовой колонны труб.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может применяться для очистки скважин от асфальтосмолопарафиновых отложений. Колонну труб спускают в скважину на глубину от 1 до 10 м от забоя, к первой затрубной задвижке монтируют нагнетательную линию и обвязывают ее с насосным агрегатом и автоцистернами с реагентом и технологической жидкостью.Насосным агрегатом по нагнетательной линии закачивают в затрубное пространство растворитель, одновременно вытесняя скважинную жидкость через колонну труб в нефтепровод и не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения коррозии и отложений на оборудовании. Устройство содержит установку дозировочную электронасосную, линию нагнетания в виде жесткого шланга, соединенную с помощью устройства ввода, выполненного в устьевой арматуре с капиллярным трубопроводом, проходящим по наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб и насосного агрегата, на нижнем конце которого размещены подвесное устройство, распылитель и центратор.

В настоящем изобретении предложены способы обработки углеводородных текучих сред с целью уменьшения кажущейся вязкости углеводородных текучих сред, встречающихся в операциях с нефтью, уменьшения количества отложений в затрубном пространстве скважины или в трубопроводе.

Изобретение относится к горнодобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи углеводородов и обеспечение бесперебойной работы скважин без остановок добычи на время ремонтов.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение приемистости нагнетательных скважин и интенсификации притока флюида из продуктивного пласта с карбонатными коллекторами за счет замедления скорости реакции кислоты с породой пласта, уменьшения интенсивности кислотной коррозии, предотвращения выпадения вторичных осадков и образования эмульсии и обеспечения моющего действия состава.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к рецептурам тампонажных материалов, используемых для цементирования обсадных колонн в условиях нормальных и пониженных температур при наличии неинтенсивно поглощающих горизонтов и водоносных пластов.

Настоящее изобретение относится к эксплуатации углеводородсодержащих пластов или нагнетательных скважин. Способ для обработки подземных углеводородсодержащих пластов включает: a) обеспечение композицией, включающей инициатор загустевания, изменяющий pH, и полимер, способный гидратироваться в определенной области pH; b) закачивание композиции со значением pH, находящимся за пределами указанной области pH; с) активизацию действия инициатора загустевания pH для смещения pH композиции в указанную область его значений и d) обеспечение возможности увеличения вязкости композиции и формирования пробки.

Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к добыче нефти из подземных нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет выравнивания приемистости подземных неоднородных формирований со значительными температурными градиентами.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритока в скважину с применением кремнийорганических соединений, может использоваться для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.
Изобретения относятся к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - создание состава для кислотной обработки, обладающего низкой скоростью коррозии при пластовых температурах, значительное увеличение эффективности кислотной обработки.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к составам для временного блокирования продуктивного пласта на водной основе, и может быть использовано при капитальном ремонте скважин в условиях аномально низких пластовых давлений и высокой дренированности продуктивных пластов.
Изобретение относится к области строительства и ремонта нефтегазовых скважин, а именно к тампонажным изоляционным составам. Технический результат заключается в повышении степени изолирующих свойств предлагаемого состава при изоляции интервалов поглощения скважинных жидкостей в пористых, кавернозных, трещиноватых породах, с раскрытием проводящих каналов от 1 мм до 10 мм, за счет пониженной плотности и высокой тиксотропии состава, а также за счет образования неразмываемого и непроницаемого цементного камня с высокими адгезионными свойствами к породе и повышенными прочностными характеристиками.
Изобретение относится к тампонажным материалам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин, преимущественно к специальным цементам для крепления скважин, вскрывших соленосные отложения, представленные в основном солями магния.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин. Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин, содержащий портландцемент, пенетрирующую добавку, понизитель водоотдачи, пластификатор, пеногаситель и воду, отличается тем, что в качестве пенетрирующей добавки он содержит «ПенетронАдмикс», в качестве понизителя водоотдачи - любой из водорастворимых эфиров целлюлозы, в качестве пластификатора - лигносульфонат, в качестве пеногасителя - трибутилфосфат при следующем соотношении компонентов, мас.%: портландцемент - 100, указанная пенетрирующая добавка 3,0 сверх 100, указанный понизитель водоотдачи - 0,03-0,1 сверх 100, указанный пластификатор - 0,3-0,7 сверх 100, трибутилфосфат - 0,01-0,1 сверх 100, вода до водоцементного отношения - 0,38-0,42.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам приготовления составов для ликвидации заколонных перетоков в скважине. Технический результат - повышение технологичности и эффективности ликвидации заколонных перетоков в скважине за счет увеличения прочности и расширения диапазона времени отверждения состава на основе микроцемента. В способе приготовления состава для ликвидации заколонных перетоков в скважине, включающем перемешивание микроцемента и добавок, в качестве микроцемента используют тампонажный портландцемент с удельной поверхностью 800 или 900 м2/кг, в качестве добавок для приготовления состава используют водорастворимый полимер акриламида, сополимер виниламида и n-винилового лактама, олефинсульфонат и полиэтиленгликоль при водоцементном отношении 0,75-1,2, предварительно готовят жидкость затворения микроцемента растворением в воде при перемешивании перечисленных добавок, затем в полученную жидкость затворения добавляют микроцемент при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.: тампонажный портландцемент с удельной поверхностью 800 или 900 м2/кг 100, водорастворимый полимер акриламида 0,01-0,02, сополимер виниламида и n-винилового лактама 1,0-2,5, олефинсульфонат 0,01-1,0, полиэтиленгликоль 0,05-0,15, вода 75-120. 1 табл.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-04-10 2015-04-10T11:29:12
Наверх