Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений



Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений
Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений
Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений
Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений

 


Владельцы патента RU 2561137:

Закрытое акционерное общество "Управляющая компания "Меркурий" (RU)

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), и может быть использовано для растворения и удаления АСПО из нефтепромыслового оборудования, призабойной зоны пласта, насосно-компрессорных труб, выкидных линий, трубопроводов, резервуаров и оборудования нефтеперерабатывающих предприятий. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений содержит углеводородные растворители и дополнительно включает диметилформамид и газоконденсат, а в качестве углеводородных растворителей содержит толуол и нефрас C2 80-120 при следующем соотношении компонентов, объемных %: нефрас C2 80-120 - 5-15; толуол - 25-35; диметилформамид - 3-7; газоконденсат - остальное. Соотношение компонентов обеспечивает высокую эффективность растворения присутствующих в АСПО составляющих, а именно - асфальтенов, смол и парафинов до 84%. 3 табл.

 

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), и может быть использовано для растворения и удаления АСПО из нефтепромыслового оборудования, призабойной зоны пласта, насосно-компрессорных труб, выкидных линий, трубопроводов, резервуаров и оборудования нефтеперерабатывающих предприятий.

Известен состав для удаления АСПО, содержащий гексановую и этилбензольную фракцию (авторское свидетельство СССР №1620465, МПК С09К 3/00, 1991 г.).

Недостатком данного состава является недостаточно высокая эффективность удаления АСПО.

Известен состав для удаления АСПО, содержащий углеводородный растворитель и добавку. В качестве добавки состав содержит азотсодержащий блок-сополимер оксида этилена и оксида пропилена (с молекулярной массой ~5000) - Дипроксамин-157 или попутный продукт пиролиза бензинового или смеси бензинового и газового сырья - смолу пиролизную тяжелую, или смесь Дипроксамина-157 и смолы пиролизной тяжелой, взятых в массовом соотношении 1:0,1-5,0 (патент РФ №2157426, МПК C23G 5/032, Е21В 37/06, С09К 3/00, 2000 г.).

Недостаток известного состава заключается в том, что один из его компонентов - азотсодержащий блок-сополимер оксида этилена и оксида пропилена Дипроксамин-157 является веществом третьего класса опасности, оказывающим вредное воздействие на людей и окружающую среду.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является состав для разрушения водонефтяных эмульсий и защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии и асфальтосмолопарафиновых отложений, включающий блок-сополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина типа «Лапрол», неионогенное поверхностно-активное вещество типа «Дисолван» и растворитель (патент РФ №2250246, МПК C10G 33/04, 2003 г.).

Однако эффективность известного состава недостаточно высока, т.к. он не предназначен для растворения тяжелых АСПО, которые необходимо удалять из нефтепромыслового оборудования, призабойной зоны пласта, насосно-компрессорных труб, выкидных линий, трубопроводов, резервуаров и оборудования нефтеперерабатывающих предприятий.

В состав тяжелых АСПО входят компоненты, обладающие различной растворимостью, поэтому растворитель требует присутствия алифатических и ароматических углеводородов, действующих на всю совокупность тяжелых органических соединений и механических примесей, содержащихся в отложениях.

Технический результат заключается в создании состава для высокоэффективного удаления АСПО сложного состава из нефтепромыслового оборудования, призабойной зоны пласта, насосно-компрессорных труб, выкидных линий, трубопроводов, резервуаров и оборудования нефтеперерабатывающих предприятий.

Сущность изобретения заключается в том, что состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, содержащий углеводородные растворители, дополнительно включает диметилформамид и газоконденсат, а в качестве углеводородных растворителей содержит толуол и нефрас C2 80-120 при следующем соотношении компонентов, объемных %:

Нефрас C2 80-120 5-15
Толуол 25-35
Диметилформамид 3-7
Газоконденсат Остальное

Заявляемое соотношение компонентов обеспечивает высокую эффективность растворения присутствующих в АСПО составляющих, а именно - асфальтенов, смол и парафинов.

Газоконденсат, который является основой заявляемого состава, представляет собой природную смесь легкокипящих нефтяных углеводородов, находящихся в недрах в газообразном состоянии, а при охлаждении и снижении давления до атмосферного распадающаяся на жидкую (конденсат) и газовую составляющие (Политехнический словарь, М., Советская энциклопедия, 1989, с.105). Газоконденсат состоит из смеси углеводородов метанового ряда, ароматических, гетероциклических и циклических углеводородов с температурой конца кипения ниже 120°С. Получают его на промысловых установках (http://ru.wikipedia.org).

Другие активные вещества усиливают растворимость отложений.

Нефрас (нефтяной растворитель) представляет собой смесь жидкостей, являющихся продуктами перегонки нефти, таких как бензин, керосин, уайт-спирит и других. Это готовый растворитель, состоящий из предельных углеводородов (http://ru.wikipedia.org).

Если содержание нефраса в заявляемом составе будет ниже 5%, то его необходимо будет заменить толуолом, что увеличит стоимость продукции, а при содержании нефраса выше 15% эффективность растворителя АСПО будет снижаться.

Толуол - это метилбензол, относится к аренам, смешивается в неограниченных пределах с углеводородами, многими спиртами и эфирами, не смешивается с водой и является растворителем для многих полимеров (http://ru.wikipedia.org).

Содержание толуола менее 25% нежелательно из-за снижения эффективности растворения, а содержание толуола выше 35% нецелесообразно из-за его высокой стоимости, т.к. растворяющая способность компонента будет уменьшаться в связи со снижением растворения парафиновой части при высоком содержании парафина в АСПО.

Диметилформамид - органическое соединение, обладающее высокой растворяющей способностью как для органических соединений, так и частично для неорганических солей. Является полярным апротонным растворителем с высокой точкой кипения (http://ru.wikipedia.org).

Диметилформамид добавлять в количествах выше 7% нецелесообразно, поскольку при этом растворяющая способность увеличиваться не будет, если же количество диметилформамида будет менее 3%, то эффективность растворения АСПО снизится.

Фигуры 1, 2, 3 иллюстрируют заявляемый технический эффект.

На фиг.1 (табл.1) представлены различные составы АСПО, подлежащие растворению. Кроме асфальтенов и парафинов АСПО содержит смолы (2,69-19,16)%, а также механические примеси (0,05-29,79)%.

На фиг.2 (табл.2) представлены составы с различным содержанием компонентов.

На фиг.3 (табл.3) показана эффективность растворения АСПО при разных составах растворителей.

Из таблицы 3 следует, что наилучшие результаты по эффективности очистки трудно-растворимых составляющих АСПО (№№1-11) показал состав №6 на фиг.2. Эффективность его составила от 53 до 84%, что существенно превышает эффективность составов, которые лежат за границами заявляемых интервалов (№№1-5 на фиг.2). Составы, компоненты которых лежат на границе заявляемых интервалов, показали эффективность порядка 50% (№№7-14 на фиг.3).

В лабораторных условиях составы готовили следующим образом.

В химический цилиндр объемом 100 мл последовательно вливали толуол, нефрас и диметилформамид в рассчитанных количествах и путем добавления газоконденсата доводили объем состава до 100 мл. Цилиндр закрывали притертой пробкой и перемешивали полученный состав взбалтыванием. Эффективность удаления АСПО определяли по следующей методике. Образец АСПО нагревали до температуры плавления и тщательно перемешивали. Из образовавшейся охлажденной однородной массы формировали образец, затем помещали его в заранее взвешенную корзиночку из нержавеющей стальной сетки с размером ячеек 1×1 мм. Вес образца АСПО - 2 г. Размер корзиночки 70×15×15 мм. Сетку с образцом вновь взвешивали и определяли массу навески с точностью 0,005 г. Корзинку с навеской помещали в стеклянный цилиндр, наливали 20 мл исследуемого реагента. Режим статический, продолжительность анализа - 6 часов, температура опыта - 20°С. Через 6 часов корзинку с остатком АСПО извлекали, высушивали до постоянного веса и взвешивали. Эффективность удаления АСПО рассчитывали по формуле:

где m0 - масса образца АСПО, взятого на анализ, г;

m1 - масса остатка в корзиночке после анализа, г.

Пример

Для приготовления оптимального растворителя использовали:

Газоконденсат (алканы - 64%, циклоалканы - 25%, арены - 9%), полученный на промысловой установке - 55%;

Нефрас С2-80-120 по ЕУ 38.401-67-108-92 - 10%;

Толуол высшего или первого сорта по ГОСТ 14710-78 - 30%;

Диметилформамид по ГОСТ 20289-74 - 5%.

Состав АСПО был следующим:

асфальтены - 19,97%;

смолы - 10,23%;

парафины - 32,68%;

механические примеси - 0,78% (образец №1 на фиг.1).

Эффективность удаления АСПО указанного состава была рассчитана по вышеуказанной формуле и составила 84% (состав №6, образец №6 на фиг.3).

Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, содержащий углеводородные растворители, отличающийся тем, что дополнительно включает диметилформамид и газоконденсат, а в качестве углеводородных растворителей содержит толуол и нефрас C2 80-120 при следующем соотношении компонентов, объемных %:

Нефрас C2 80-120 5-15
Толуол 25-35
Диметилформамид 3-7
Газоконденсат остальное



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений. Технический результат - обеспечение повышения эффективности очистки скважин с невысокой температурой, длительное время накапливавших асфальтосмолопарафиновые отложения.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к устройствам для добычи высокопарафинистой нефти. Устройство включает колонну насосно-компрессорных труб со скважинным насосом и силовым кабелем, закрепленным совместно с капиллярным трубопроводом для подачи химического реагента, выполненным из бронированного кабеля на наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб, размещенные на устье скважины емкость для химического реагента и насос-дозатор, соединенный с капиллярным трубопроводом линией нагнетания, силовой кабель, введенный в скважину через устройство ввода, выполненное в планшайбе устьевой арматуры, и соединенный со станцией управления скважинного насоса.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к погружным устройствам для дозированной подачи ингибитора, и может быть использовано для предотвращения коррозии, отложения солей и парафинов на нефтедобывающем оборудовании.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению обводненной скважины и, в частности, к восстановлению обводненной скважины, верхняя часть которой расположена в заглинизированном низкотемпературном терригенном коллекторе вблизи многолетнемерзлых пород.

Группа изобретений относится к области нефтедобычи, в частности к способам регулируемой подачи реагентов в скважину и наземному оборудованию. Способ включает размещение устройства с реагентом в стволе скважины или во внутритрубном пространстве поверхностного нефтепромыслового оборудования, растворение реагента добываемой жидкостью.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и предназначено для предупреждения отложения солей на нефтепогружном оборудовании. Контейнер содержит по крайней мере один цилиндрический корпус с перфорациями, снабженный верхней крышкой с отверстием, нижней крышкой и заполненный порошкообразным реагентом ниже уровня перфораций с образованием свободной полости.

Изобретение относится к семействам ингибиторов солевых отложений и их применению в интенсификации притока из нефтяного месторождения. Способ обеспечения ингибирования образования солевых отложений в нефтяном месторождении, включающий стадии: a) введения по меньшей мере двух входящих потоков жидкости по меньшей мере в две продуктивные зоны нефтедобывающей скважины, соединенной с нефтяным месторождением, или по меньшей мере в две различные нефтедобывающие скважины, из которых по меньшей мере два выходящих потока из двух зон или скважин объединяют перед извлечением с ингибитором солевых отложений, содержащим детектируемые группировки, вводимым в нефтяное месторождение(я) и/или в жидкость, причем применяют два различных ингибитора солевых отложений, каждый из которых предназначен для каждой из двух зон или скважин, указанные е ингибиторы содержат различные детектируемые группировки по их максимумам поглощения, которые различают аналитическим способом на поглощение; b) вытеснения нефти, c) извлечения выходящего потока жидкости, содержащей нефть, d) измерения количеств различных ингибиторов в извлеченном потоке жидкости аналитическим способом на поглощение или жидкости, полученной из него, и e) необязательно решения проблемы образования солевых отложений, которая возникает в зоне или скважине, для которой предназначен ингибитор солевых отложений, если количество ингибитора солевых отложений меньше указанной величины, где один из двух ингибиторов представляет собой указанный полимер и другой ингибитор представляет собой другой указанный полимер.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для предотвращения отложений солей на нефтепромысловом оборудовании. Регулировку расхода реагента осуществляют на устье скважины установкой дозировочной электронасосной, соединенной на устье скважины с капиллярным трубопроводом.
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 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 крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к утяжеленным буферным жидкостям, применяемым при цементировании обсадных колонн. Техническим результатом является снижение водоотдачи, повышение плотности, повышение седиментационной устойчивости, образование структуры, способной нести утяжелитель, и исключение коагуляции контактных зон между буровыми и тампонажными растворами в зоне аномально высоких пластовых давлений и температур.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение скорости растворения и удаления солевых отложений, предотвращение образования труднорастворимых эмульсий в пласте, уменьшение коррозии подземного оборудования.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к растеплению ствола в процессе эксплуатации или ремонта газовых и газоконденсатных скважин, расположенных в зоне многолетнемерзлых высокольдистых горных пород.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с использованием водорастворимых полимеров.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ограничений водогазопритоков и проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в нефтяных, нагнетательных и газовых высокотемпературных скважинах от 56 до 120°C.

Изобретение относится к повышению нефтеотдачи пласта. Способ микробиологического повышения нефтеотдачи из нефтеносного пласта по четырем его вариантам включает обработку воды, предназначенной для закачки в нефтеносный пласт, для реализации микробиологической активности и добавление кислорода, способствующего микробиологического активности.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти.

Изобретение раскрывает гидрофобный проппант и способ его получения. Гидрофобный проппант, характеризующийся тем, что включает агрегированные частицы и смолу покрытия, отвержденную на поверхности агрегированных частиц, смола покрытия содержит гидрофобную смолу и наночастицы, которые равномерно распределены в гидрофобной смоле, наночастицы составляют 5-60% относительно массы смолы покрытия, а отношение агрегированных частиц к смоле покрытия по массе составляет 60-95:3-30 и проппант имеет угол смачивания θ в диапазоне 120°≤θ≤180°.

Изобретение относится к композициям для повышения вязкости водных сред. Композиция содержит смесь по меньшей мере одного катионного или поддающегося катионизации полимера и по меньшей мере одного анионного или поддающегося анионизации полимера.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение эффективности очистки призабойной зоны пласта терригенных коллекторов.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к технологии создания забойных фильтров в глубоких скважинах, вскрывших неустойчивые слабосцементированные породы коллектора. Область применения: газовые и нефтяные месторождения, подземные хранилища газа и полигоны захоронения промышленных стоков. Технический результат - разработка состава бетонной смеси для получения огнезащитного покрытия повышенной термостойки, имеющего улучшенные физико-механические характеристики и позволяющего повысить предел огнестойкости железобетонных конструкций. Состав для создания скважинного фильтра, включающий вяжущее - портландцемент, волокнистый наполнитель - фиброволокно, дополнительно содержит Микродур, высокорастворимую соль - углекислый калий (поташ), имеющий включения природных изотопов, замедлитель - борную кислоту с нейтронопоглощающими свойствами, затворяемые на насыщенном растворе вышеуказанной соли, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: вяжущее - портландцемент 43,79-45,77, микродур 4,57-7,31, волокнистый наполнитель - полимерное полипропиленовое фиброволокно диаметром 17-21 мкм и длиной 12 мм 0,23-0,37, высокорастворимая соль - углекислый калий (поташ) K2CO3 2,29-2,92, замедлитель - борная кислота H3BO3 1,37-1,82, насыщенный раствор углекислого калия K2CO3 γ=1,45 г/см3 43,79-45,77. 1 табл.
Наверх