Состав для предотвращения асфальтено-смоло-парафиновых отложений

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для предотвращения отложения асфальтенов, смол и парафинов, и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти. Состав содержит в мас.%: неионогенное поверхностно-активное вещество - 1,0-20,0, моноэтаноламин - 0,5-7,0, производное сульфоновой кислоты - 1,0-20,0, метанол - 0,5-95,0, ароматический растворитель - остальное. Состав обладает высокой растворяющей, диспергирующей и моющей активностью по отношению к асфальтено-смоло-парафиновым отложениям различного типа и деэмульгирующим эффектом. 4 табл., 19 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для предотвращения отложения асфальтенов, смол, и парафинов и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти.

Известен реагент для предотвращения асфальтено-смоло-парафиновых отложений, включающий в мас. %: 15-30 Ν-алкил- N,N-ди(полиэтиленгликоль)амины на основе кислот кокосового масла, 1-5 моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля на основе синтетических высших жирных спиртов и остальное - растворитель (см. Патент РФ №2034894, МКИ С09К 3/00, Е21В 37/06, публ. 1995 г.).

Реагент недостаточно эффективен при ингибировании парафиноотложений в нефтях, содержащих воду.

Известен состав для предотвращения асфальтено-смоло-парафиновых отложений, содержащий в мас. %: 20-65 блок-сополимер окисей этилена и пропилена, 1-15 маслорастворимое поверхностно-активное вещество, 3-10 моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля на основе соединения с подвижным атомом водорода и остальное - растворитель (см. Патент РФ №2104391, МКИ Е21В 37/06, публ. 1998 г.).

Известный состав проявляет низкую эффективность по предотвращению АСПО, поскольку не обладает достаточной степенью диспергирования частиц АСПО.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является состав для предотвращения асфальтено-смоло-парафиновых и парафино-гидратных отложений, содержащий в мас. %: 5-35 оксиалкилированное аминосоединение, 5-10 моноалкилового эфира полиэтиленгликоля на основе первичных жирных кислот, 5-15 триэтаноламина, 10-30 метанола и остальное - растворитель (см. Патент РФ №2115682, МКИ С09К 3/00, Е21В 37/06, публ. 1998 г.).

Однако данный состав проявляет низкую эффективность для предотвращения АСПО вследствие неполной степени диспергирования частиц АСПО, отмыва пленки нефти и отслоения водной фазы нефти от органической фазы, содержащей АСПО.

Целью предлагаемого изобретения является разработка состава для предотвращения асфальтено-смоло-парафиновых отложений, обладающего высокой растворяющей, диспергирующей и моющей активностью по отношению к АСПО различного типа.

Поставленная цель достигается путем создания состава для предотвращения асфальтено-смоло-парафиновых отложений, содержащего неионогенное поверхностно-активное вещество, аминосодержащий реагент, метанол и ароматический растворитель, причем он дополнительно содержит производное сульфоновой кислоты, а в качестве аминосодержащего реагента - моноэтаноламин, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

неионогенное поверхностно-активное
вещество 1,0-20,0
моноэтаноламин 0,5-7,0
производное сульфоновой кислоты 1,0-20,0
метанол 0,5-95,0
ароматический растворитель остальное

Для приготовления заявляемого состава в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества могут быть использованы, например, неонол АФ 9-10 или неонол АФ 9-12 по ТУ 2483-077-05766801-98, синтанол АЛМ-2, или АЛМ-3, или АЛМ-10, или ДС-10 по ТУ 6-14-864-88, ОП-7, ОП-10 по ГОСТ 8433-81, синтамид - 5 по ТУ 2483-064-05807977-2003.

Моноэтоноламин используют по ТУ 2423-159-00203335-2004.

В качестве производного сульфоновой кислоты могут быть использованы, например, сульфен-35К по ТУ 2481-001-72649752-2004 с изм 1, алкилбензолсульфокислота (АБСК) по ТУ 2481-036-04689375-95, паратолуолсульфокислота (ПТСК) производства Китай.

Метанол используют по ГОСТ 2222-78.

В качестве ароматического растворителя могут быть использованы: толуол нефтяной по ГОСТ 14710-78, Нефрас Ар 120/200 по ТУ 38-101809-80, Нефрас 120/120 по ТУ 38-30225-81, бутилбензольная фракция (ББФ) по ТУ 2414-076-05766563-2005, этилбензольная фракция (ЭБФ) по ТУ 2415-195-00203335-2010, жидкие продукты пиролиза (ЖПП) по ТУ 2451-001-68699968-2011.

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 желтого до темно-коричневого цвета с температурой застывания не выше -40°C.

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

Пример 1 (заявляемый состав)

В приготовленный раствор, содержащий 34,0 г Нефрас Ар 120/200 и 50,0 г метанола при постоянном перемешивании последовательно вводят 1,0 г Синтамид-5, 5,0 г моноэтаноламина, 10,0 г Сульфен 35К и продолжают перемешивание до образования гомогенного раствора (см. таблицу 1, пример 1).

Примеры 2-18. Аналогично готовят и другие составы, изменяя количество и вид заявляемых реагентов.

Пример 19 (прототип).

В химический сосуд к 5,0 г дипроксамина - 157 последовательно вливают 5,0 г синтанола АЛМ-10, 5,0 г триэтаноламина, 10,0 г метанола и 75,0 г бутилового спирта. Сосуд закрывают притертой пробкой и перемешивают полученный состав взбалтыванием (см. таблицу 1, пример 19).

Для доказательства эффективности заявляемого состава проводят эксперименты в лабораторных условиях по определению степени диспергирования, налипания и замазывания АСПО при воздействии заявляемым составом на образцы АСПО различных нефтедобывающих учреждений Пермского края, отмыва пленки нефти и деэмульгирующей способности заявляемого состава.

Методика испытаний заключается в следующем. В коническую колбу на 250 мл наливают 50 мл пластовой воды и дозируют в нее ингибитор парафиноотложений в концентрации 150 г/т. Далее в колбу помещают навеску АСПО массой 2,5 г и нагревают на плитке до полного растворения АСПО. Затем смесь охлаждают в бане с холодной водой, встряхивая колбу круговыми движениями. При этом фиксируют диспергирование АСПО, налипание и замазывание им стенок колбы.

Оценивают степень диспергирования по величине частиц АСПО: 0,1-3,0 мм - результат отличный, 0,1-5,0 мм - хороший, 0,1-7,0 мм - удовлетворительный, выше 7,0 мм - неудовлетворительный.

Налипание оценивают в процентном отношении от поверхности колбы: до 5% - результат отличный, до 10% - хороший, до 40% - удовлетворительный, выше 40% -неудовлетворительный.

Замазывание также оценивают в процентном отношении от поверхности колбы: результат отличный, если замазывание составляет до 5%, хороший - до 20%, удовлетворительный - до 50%, неудовлетворительный - более 50%.

Для определения степени отмыва пленки нефти в стеклянную пробирку с обезжиренными стенками наливают до половины объема пластовую воду и доверху доливают нефть с содержащимся в ней ингибитором АСПО в концентрации 150 г/т. Пробирку закрывают керном, выдавливая воздух, и переворачивают пробирку вниз пробкой. Через 30 секунд фиксируют отмыв пленки нефти от стенок пробирки. Результат считается отличным, если за 30 секунд отмывается более 70% поверхности пробирки, хорошим - за 60 с и удовлетворительным - за 180 с.

Определение деэмульгирующей способности реагента проводят следующим образом. В стеклянную градуированную пробирку на 100 мл с завинчивающейся пробкой наливают нефть, содержащую воду (обводненная нефть, эмульсия) в количестве 100 мл, дозируют ингибитор АСПО микродозатором из расчета 150 г/т, закрывают пробкой и тщательно перемешивают пробирку встряхиванием. Далее пробирку помещают в термостат и начинают фиксировать уровень выделившейся воды в определенные промежутки времени. Эксперимент проводят при температуре 50°C, время отметок уровней выделяющейся воды составляло 10, 30 и 60 минут. По отметкам уровня воды за указанные промежутки времени оценивают динамику (скорость) деэмульгирования, а также рассчитывают степень деэмульгирования от полной (пробирка с реагентом выдержанная до постоянного уровня выделившейся воды) в процентном отношении.

В испытаниях используют образцы нефтей, АСПО и пластовых вод Пермского края.

Нефть 1 Павловское месторождение, скв. 964

Нефть 2 Павловское месторождение, скв. 816

Нефть 3 Павловское месторождение, скв. 752

Нефть 4 Павловское месторождение, скв. 853

Нефть 5 Шагиртское месторождение, скв. 1122

Нефть 6 Гожанское месторождение, скв. 670

Нефть 7 Москудьинское месторождение, скв. 220

Нефть 8 Москудьинское месторождение, скв. 4020

В таблице 2 приведен групповой состав изучаемых образцов АСПО.

В таблице 3 приведены данные компонентного состава пластовых вод.

Пластовая вода 1 БКНС 0505С (УПСВ «Рассвет»)

Пластовая вода 2 БКНС-0103

Пластовая вода 3 КНС-0304

В таблице 4 приведены результаты тестирования предлагаемого состава для предотвращения асфальтено-смоло-парафиновых отложений. Анализ данных таблицы показывает повышение эффективности предотвращения АСПО и деэмульгирующего эффекта по сравнению с прототипом.

Состав для предотвращения асфальтено-смоло-парафиновых отложений, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество, аминосодержащий реагент, метанол и ароматический растворитель, отличающийся тем, что он дополнительно содержит производное сульфоновой кислоты, а в качестве аминосодержащего реагента - моноэтаноламин при следующем соотношении компонентов, мас.%:

неионогенное поверхностно-активное вещество 1,0-20,0
моноэтаноламин 0,5-7,0
производное сульфоновой кислоты 1,0-20,0
метанол 0,5-95,0
ароматический растворитель остальное.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области эксплуатации нефтегазовых месторождений и может быть использовано для интенсификации дебитов и повышения нефтеотдачи. Устройство включает алюминиевый корпус в виде тонкостенного цилиндрического стакана с зауженной горловиной.

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.
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 области добычи углеводородов и может быть применено для интенсификации притока флюида к скважине за счет образования трещин в продуктивном пласте.
Изобретение относится к проппантам для гидравлического разрыва пласта - ГРП. Проппант для жидкости обработки скважин включает дискретные частицы подложки, такой как песок, покрытый смолой, содержащей продукт реакции Майяра между углеводами и соединением амина и/или аммония.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам установки временных мостов в горизонтальных скважинах. Способ установки легкоразрушаемого цементного моста в горизонтальной скважине включает спуск в горизонтальную скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ - до интервала установки моста, закачку по колонне НКТ в интервал установки моста цементного раствора и мела, а также буферной жидкости, разрушение моста после проведения ремонтных работ раствором соляной кислоты.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам установки временных мостов в горизонтальных скважинах. Способ установки легкоразрушаемого цементного моста в горизонтальной скважине включает спуск в горизонтальную скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ до интервала установки моста, закачку по колонне НКТ в интервал установки моста цементного раствора и мела, а также буферной жидкости, разрушение моста после проведения ремонтных работ раствором соляной кислоты.

Изобретение относится к стабилизации подземной формации, содержащей гидрофильные минералы, посредством способов, включающих введение жидкости переднего фронта, содержащей первую водную базовую жидкость и раствор первого стабилизатора глины, где первый стабилизатор глины присутствует в первой водной базовой жидкости в первой концентрации, затем введение обрабатывающей жидкости, содержащей вторую водную базовую жидкость и раствор второго стабилизатора глины, где второй стабилизатор глины присутствует во второй водной базовой жидкости во второй концентрации, где первая концентрация раствора стабилизатора глины выше, чем вторая концентрация раствора стабилизатора глины.

Группа изобретений относится к герметизирующим композициям, включающим биутан, и к способам применения таких композиций в подземных операциях. Способ герметизирования подземной формации включает получение герметизирующей композиции, содержащей водную текучую среду, диутановый состав по меньшей мере одну гелевую систему.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для глушения скважин. Состав полисахаридного геля для глушения скважин, содержащий минерализованную воду, полученную растворением в пресной воде минеральных солей, и полисахаридный загуститель, содержит в качестве минеральной соли хлорид кальция и/или нитрат кальция, в качестве полисахаридного загустителя - биополимер «Биомикс Плюс» и дополнительно биоцид «Биолан» при следующем соотношении компонентов, масс.

Изобретение относится к использованию биоцидов при эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Способ подавления бактериального заражения в жидкости для гидроразрыва пласта, включающий добавление определенного количества перуксусной кислоты, достаточного для подавления роста бактерий, в жидкость для гидроразрыва пласта, включающую воду, по крайней мере, один полимерный загуститель, по крайней мере, один расклинивающий агент, включает также добавление по крайней мере одного поглотителя кислорода, вводимого до перуксусной кислоты.

Изобретение относится к составам для предотвращения неорганических отложений и может быть использовано в нефтяной и теплоэнергетической промышленности для предотвращения солеотложений в водных системах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции и ограничения водопритока в скважины, и может быть использовано при изоляции заколонного и межколонного пространства, герметизации обсадных колонн, герметизации резьбовых соединений и изоляции обводнившихся пропластков в нефтяных и газовых скважинах.

Изобретение относится к иммерсионной жидкости, которая может быть использована в оптическом приборостроении для контроля оптических параметров неорганических материалов и оптических деталей, в том числе крупногабаритных изделий сложной формы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для предотвращения отложения асфальтенов, смол и парафинов, и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти. Состав содержит в мас.: неионогенное поверхностно-активное вещество - 1,0-20,0, моноэтаноламин - 0,5-7,0, производное сульфоновой кислоты - 1,0-20,0, метанол - 0,5-95,0, ароматический растворитель - остальное. Состав обладает высокой растворяющей, диспергирующей и моющей активностью по отношению к асфальтено-смоло-парафиновым отложениям различного типа и деэмульгирующим эффектом. 4 табл., 19 пр.

Наверх