Состав для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в процессах добычи, транспортировки и хранения нефти и нефтепродуктов. Состав для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений, включающий блок-сополимер оксидов этилена и пропилена, поверхностно-активное вещество и растворитель, содержит дополнительно масло ПОД и в качестве растворителя углеводородный растворитель, получаемый при производстве синтетического каучука в виде пипериленовой фракции, при следующем соотношении компонентов, мас.%: блок-сополимер оксидов этилена и пропилена 20-70, масло ПОД 20-52, поверхностно-активное вещество 1-10, указанная пипериленовая фракция - остальное. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - увеличение ингибирующей способности состава в отношении АСПО, придание ему антикоррозионных и депрессорных свойств, усиление диспергирующих свойств. 1 з.п. ф-лы, 4 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам, применяемым для предотвращения образования и удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) в процессах добычи, транспортировки и хранения нефти и нефтепродуктов.

Известны составы для предотвращения АСПО, например состав по патенту РФ № 2468059, МПК C08K 8/524, содержащий масло ПОД, по крайней мере один из: моно-, ди- или триэтаноламин, поверхностно-активное вещество (ПАВ), по крайней мере один из: гомо-, со-, терполимер пироллидона, капролактама, акрилата, акриламида, а также гидроксиэтилцеллюлоза, формалин в смеси его с метанолом. Использование в данном составе формалина, относящегося ко второму классу опасности, снижает его диспергирующую способность. Форматам отрицательно влияет на подготовку нефти и газа.

Наиболее близким по совокупности существенных признаков к предлагаемому изобретению является состав, содержащий, мас. %: 20-65 блок-сополимер оксидов этилена и пропилена, 1-15 маслорастворимое ПАВ, 3-10 моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля на основе соединения с подвижным атомом водорода, остальное - растворитель (патент РФ №2104391, МПК E21B 37/06). Указанный состав не обладает ингибирующими свойствами, предотвращающими коррозию оборудования.

Задачей заявляемого изобретения является создание реагента комплексного действия, который обеспечивает предотвращение и удаление АСПО и обладает хорошими антикоррозионными свойствами при достаточной экономической эффективности и экологической безопасности.

Поставленная задача решается путем того, что состав для предотвращения АСПО, включающий блок-сополимер оксидов этилена и пропилена, поверхностно-активное вещество и растворитель, в отличие от прототипа содержит масло ПОД и в качестве растворителя выбран углеводородный растворитель, получаемый при производстве синтетического каучука, при следующем соотношении компонентов, мас. %;

Блок-сополимер оксидов
этилена и пропилена 20-70
Масло ПОД 20-52
Поверхностно-активное
вещество 1-10
Углеводородный растворитель,
получаемый при производстве
синтетического каучука остальное

При этом в качестве поверхностно-активного вещества может быть использован неонол.

Блок-сополимер оксидов этилена и пропилена получают путем взаимодействия этилендиамина и оксида этилена, затем полученный полимер подвергают оксипропилированию. Например, может быть использован блок-сополимер по ТУ 6-14-614-76, выпускаемый ПАО «Казаньоргсинтез» или блок-сополимер по ТУ 2483-194-00203335-2010, выпускаемый ОАО «Нижнекамскнефтехим».

Масло ПОД - побочный продукт производства капролактама, выпускается, в частности, по ТУ 2433-016-00205311-99.

В предлагаемой композиции могут быть использованы как маслорастворимые, так и водорастворимые ПАВ, например: ОП-7, ОП-10 по ГОСТ 8433-81, ОП-10 по ТУ 2483-001-44941761-2014 ООО «Аквахим», а также неонол, изготавливаемый, например, по ТУ 2483-077-05766801-98.

Используемый в предлагаемом составе углеводородный растворитель, получаемый при производстве синтетического каучука (пипериленовая фракция), выпускается, в частности, по ТУ 241101705766801-2005 ОАО «Нижнекамскнефтехим».

Технический результат, обеспечиваемый предлагаемым изобретением, заключается в увеличении ингибирующей способности состава в отношении АСПО, придании составу антикоррозионных и депрессорных свойств, усилении его диспергирующих свойств.

При этом при содержании блок-сополимера оксидов этилена и пропилена менее 20 мас. % резко ухудшаются ингибирующие и диспергирующие свойства состава, при содержании блок-сополимера более 70 мас. % ухудшается технология применения состава вследствие увеличения вязкости и температуры застывания.

При содержании ПАВ менее 1 мас. % ухудшается диспергирующая способность, а при его содержании более 8 мас. % происходит вспенивание реагента, что оказывает отрицательное влияние на подготовку нефти и газа.

При содержании масла ПОД менее 20 мас. % ухудшаются антикоррозионные свойства, а при содержании его более 52 мас. % увеличивается вязкость и повышается температура застывания реагента.

Описываемый состав для предотвращения АСПО готовят путем простого смешивания расчетных количеств компонентов.

Данные проведенных исследований подтверждают, что предложенная совокупность существенных признаков заявляемого изобретения обеспечивает получение указанного технического результата.

Исследования проводились на нефти скважины №1-5 Малышевского месторождения ОАО «РИТЕК» ТПП «Волгограднефтегаз», Коробковское НГДУ «ЦДНГ-3», характеристики которой приведены в таблице 1:

В экспериментах использовались составы со следующим соотношением

компонентов:

Эффективность предотвращения АСПО определяли по методике «Оценка эффективности ингибиторов парафиноотложений комплексного или многофазного действия на отмыв пленки нефти», разработанной в НИИнефтепромхим. Нефть насыщали парафином из расчета 20 г на 250 г нефти.

Эффективность ингибирования АСПО по методу «холодного стержня» («Journal of Canadian petrol technol.», т. 25, выл. 4, c. 40-44) определяли по разности массы отложений на стержне до и после обработки реагентом («Journal of Canadian petrol technol.», т. 25, вып. 4, c. 40-44). Температура охлаждающей воды внутри стержня поддерживалась на уровне -10-12°С. Дозировка реагента составляла 200 г/т, его вводили при температуре +75°С и вели охлаждение до +30°С в нефти.

Диспергирующую способность составов определяли по состоянию парафиновых отложений по методике «БашНИПИнефть», г. Уфа. Отличным считается диспергирование отложений в однородные частицы размером 0,5-1,0 мм. Диспергированные частицы при этом должны оставаться в течение не более 2-3 мин.

Деэмульгирующий эффект составов определяли по методике «НИИнефтепромхим» г. Казань. Определение остаточного содержания воды в нефти проводили в соответствии с ГОСТ 2477-65 методом Дина-Старка.

Результаты испытаний приведены в таблице 3:

Оценка защитного действия реагента от общей коррозии проводилась на нефтяной среде гравиметрическим методом в соответствии с ГОСТ 9.506 «Ингибитор коррозии металлов в водно-нефтяных средах. Методы определения защитной способности». Данный метод позволяет получать абсолютные значения скоростей коррозии в присутствии реагента и без него с последующей оценкой защитного действия реагента.

Эффект защиты (Z) рассчитывался исходя из средней скорости коррозии образцов с реагентом (V1) и без него (V0) по формуле:

Испытания проводились в динамическом режиме при атмосферном давлении при температуре 22°С. Продолжительность испытаний составляла 6 часов. Дозировка ингибитора осуществлялась в товарной форме без разбавления с концентрацией 50 г/т, 100 г/т, 200 г/т.

Результаты оценки антикоррозионных свойств заявляемого состава (состав №2 таблицы 2) приведены в таблице 4:

Как видно из приведенных результатов исследований, заявляемый состав для предотвращения АСПО обладает ингибирующими антикоррозионными свойствами: скорость коррозии при данных концентрациях его в нефти уменьшается в 10 раз, вязкость снижается в 3 раза, температура застывания снизилась с +7°С до -17°С, содержание сероводорода в нефти резко уменьшилось. Очевидно, что совместное использование в заявляемом составе масла ПОД и блок-сополимера оксидов этилена и пропилена приводит к эффекту синергетизма, благодаря которому улучшаются ингибирующая и диспергирующая способности предложенного реагента. Использование данного состава не влияет на массовую концентрацию хлористых солей.

Экономическая эффективность применения предложенного состава для предотвращения АСПО обусловлена комплексным характером его действия и использованием для его приготовления компонентов только отечественного производства. Состав экологически безопасен.

1. Состав для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений, включающий блок-сополимер оксидов этилена и пропилена, поверхностно-активное вещество и растворитель, отличающийся тем, что он содержит масло ПОД и в качестве растворителя выбран углеводородный растворитель, получаемый при производстве синтетического каучука в виде пипериленовой фракции, при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Блок-сополимер оксидов
этилена и пропилена 20-70
Масло ПОД 20-52
Поверхностно-активное
вещество 1-10
Указанная пипериленовая фракция Остальное

2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества он содержит неонол.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности для вскрытия пластов-коллекторов, содержащих нефть, газ или конденсат. Технический результат - повышение эффективности вскрытия продуктивных пластов в процессе бурения нефтяных и газовых скважин, сохранение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород в терригенных и солевых отложениях в условиях воздействия высоких температур до 200°С.

Группа изобретений относится к кондиционированию грунта при работе туннелепроходческих механизированных комплексов ТПМК в забое, консолидации и стабилизации плывунных водонасыщенных грунтов.

В настоящем изобретении предложены модифицированные проппанты и способы их получения. Модифицированный проппант, содержащий субстрат частицы проппанта и гидрогелевое покрытие, где указанное покрытие содержит образующий гидрогель полимер, имеет толщину от 0,01% до 20% среднего диаметра указанного субстрата, образующий гидрогель полимер набухает при контакте с жидкостью на водной основе с образованием гидрогелевого покрытия вокруг субстрата частицы проппанта, после гидратации и набухания указанное покрытие имеет толщину от 10% до 1000% среднего диаметра частиц субстрата проппанта, указанный образующий гидрогель полимер поперечно сшит с обеспечением при этом повышения свойств полимера к водопоглощению и набуханию.
Настоящее изобретение относится к схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду, добавку, замедляющую схватывание, и ускоритель схватывания цемента; при этом схватываемая композиция свободна от микросфер и сохраняет удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; при этом ускоритель схватывания цемента присутствует в составе схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в количестве от примерно 0,1 до примерно 4 вес.%, причем ускоритель схватывания цемента содержит по меньшей мере две добавки, выбранные из группы, в которую входят хлорид кальция, формиат цинка и ацетат кальция.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла, и может быть использовано для изоляции краевой или нагнетаемой системой поддержания пластового давления воды, а также ликвидации конуса обводнения.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия на пласт путем значительного снижения скорости реакции кислотного состава с породой пласта, увеличение охвата пласта обработкой, увеличение текущей нефтеотдачи пласта, исключение загрязнения призабойной зоны пласта.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно к сероводородостойким тампонажным растворам, используемым для крепления обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности при глушении нефтяных и газовых скважин. Технический результат изобретения заключается в разработке вязкоупругого состава для глушения нефтяных и газовых скважин, обеспечивающего сохранение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, который способствует повышению эффективности глушения нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к добыче нефти и газа. Технический результат - нетоксичность, биоразлагаемость ингибитора глинистых сланцев.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи обводненного нефтяного пласта за счет доотмыва остаточной нефти. Способ разработки обводненной нефтяной залежи включает закачку в нефтяной пласт через нагнетательную скважину 10%-ного водного раствора смеси натриевых солей лигносульфоновых кислот, композиции из 10%-ного водного раствора щелочного стока производства капролактама, многокомпонентной смеси, включающей синтетические анионные, неионогенные поверхностно-активные вещества, оксиэтилированные алкоэфиры фосфорной кислоты, углеводородный растворитель, и алифатического или ароматического спирта, при следующем соотношении компонентов, мас.%: указанный водный раствор щелочного стока производства капролактама 99,3-99,7; указанная многокомпонентная смесь 0,25-0,45; алифатический или ароматический спирт 0,05-0,25. 3 ил.

Изобретение относится к созданию термостойких газогенерирующих кислотообразующих высокопрочных топлив для скважинных аппаратов различного механизма действия: пороховых аккумуляторов давления скважинных, пороховых генераторов давления, пулевых и кумулятивных перфораторов и др. для термобарического и химического воздействия на призабойную зону с целью повышения продуктивности нефтяных скважин. Термостойкое газогенерирующее кислотообразующее топливо для скважинных аппаратов включает окислитель - перхлорат аммония или перхлорат калия, или смесь перхлората аммония с перхлоратом калия, горючее связующее - соединение, имеющее в своей цепи α-окисный цикл - продукт взаимодействия эпихлоргидрина с дифенилолпропаном, или продукт взаимодействия эпихлоргидрина с олигодиеном, или продукт взаимодействия эпихлоригидрина с диэтиленгликолем или триэтиленгликолем, или их смесь, а также отверждающий агент - соединение аминного типа. Топливо может также содержать дибутилфталат, ди-(2-этилгексил)-себацинат, ди-(2-этилгексил)-фталат или пластификатор ЭДОС; алюминий; хлористый аммоний; соединение, содержащее в составе молекулы атом фтора, например политетрафторэтилен, политрифторхлорэтилен или литий фтористый; технический углерод; в качестве технологической добавки, например, эмульгатор марки N-23 или 1,2-диалкилглицерохолил-фосфат; оксид кремния; пигмент или краситель. Изобретение направлено на создание термостойкого газогенерирующего кислотообразующего высокопрочного топлива с повышенным уровнем прочности и термостойкости, повышенным содержанием кислотообразующих соединений - хлористого и фтористого водорода в продуктах сгорания. 12 з.п. ф-лы, 2 табл., 23 пр.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для гетерогенного размещения проппанта в трещине гидравлического разрыва. Способ включает закачку первой жидкости для обработки, содержащей газ и по существу лишенной макроскопических частиц, через ствол скважины под давлением, достаточным для инициирования гидроразрыва в подземном пласте; закачку второй жидкости для обработки, содержащей проппант и экстраметрический материал, через ствол скважин в разрыв, где закачка достигается различными импульсными концентрациями проппанта в графике закачки, и формирование множества групп проппанта, содержащих проппант и экстраметрический материал, в разрыве. Причем оптимизируют продолжительность импульса закачки и концентрации проппанта в графике закачки для повышения проводимости гидроразрыва пласта, при этом экстраметрический материал подвергают деградации в подземном пласте. При этом продолжительность между импульсами закачки проппанта составляет меньше 60 секунд. Технический результат заключается в повышении эффективности гетерогенного размещения проппанта. 2 н. и 25 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - улучшение структурно-реологических показателей глинистого раствора, повышение загущающих свойств. Буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 1-3; в качестве загустителя и структурообразователя редкосшитый акриловый полимер Карбопол 0,061-0,2; воду остальное. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к буровым растворам на водной основе, и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат изобретения - повышение ингибирующих свойств раствора. Буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 2-3; Росфлок 99М 2-6; в качестве дополнительного ингибитора глин - хлорид калия KCl 3-5; воду остальное. 2 табл.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат изобретения - улучшение фильтрационных показателей раствора. Буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 2-3; Росфлок 99М 2-6; сульфат алюминия 0,2-0,5; вода - остальное. 1 табл.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат изобретения - улучшение структурно-реологических показателей. Буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 2-3; Росфлок 99М 1-2; сульфат алюминия Al2(SO4)3·18H2O 0,5-6; каустическую соду NaOH 0,18-2,16; воду остальное. 1 табл.

Группа изобретений относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых набухающих пластичных глин и аргиллитов. Технический результат изобретения - улучшение структурно-реологических и фильтрационных показателей раствора. Буровой раствор содержит, мас.%: глинопорошок 2-3; Росфлок 99М 1,5-1,9; неионный эфир целлюлозы 0,2-0,5 или крахмал 0,5-2,0, или ксантановую смолу 0,1-0,3, или декстрин 1,0-3,0; воду остальное. 4 н. и 5 з.п. ф-лы, 3 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке пластов. В способе повышения нефтеотдачи трещиноватых, хорошо проницаемых, среднепроницаемых пористых пластов и пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта, включающем закачку водного раствора, в котором суспендирована смесь модифицированного бентонитового глинопорошка - МБГП с добавкой и содержащего частично гидролизованный полиакриламид - ЧГПАА, в водном растворе суспендирована смесь, содержащая в качестве добавки кварцевый песок в соотношении МБГП к кварцевому песку от 10:1 до 4:1 при количестве 5-10 мас. %, 1-10 мас. % сухого силиката натрия и содержащего 0,01-0,30 мас. % ЧГПАА и 0,1-0,60 мас. % закрепителя - кальция хлористого технического. Технический результат - повышение эффективности обработки, обеспечение закачки состава в большем его количестве в более удаленную зону пласта. 2 табл.

Настоящее изобретение относится к жидкостям для обслуживания ствола скважины. Неводная жидкость для обслуживания ствола скважины, содержащая добавку для снижения водоотдачи, где указанная добавка для снижения водоотдачи содержит продукт взаимодействия (i) функционального полимера, содержащего сополимер малеинового ангидрида, в котором содержание малеинового ангидрида составляет от около 10% до около 90%, и (ii) олигомерной жирной кислоты. Способ проведения эксплуатации месторождения нефти, включающий введение неводной жидкости для обслуживания ствола скважины внутрь скважины, где указанная жидкость содержит добавку для снижения водоотдачи, содержащую продукт взаимодействия (i) функционального полимера, содержащего сополимер малеинового ангидрида, в котором содержание малеинового ангидрида составляет от около 10% до около 90%, и (ii) олигомерной жирной кислоты. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности снижения потери жидкостей для обслуживания ствола скважины. 2 н. и 22 з.п. ф-лы, 2 пр., 4 табл. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в процессах добычи, транспортировки и хранения нефти и нефтепродуктов. Состав для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений, включающий блок-сополимер оксидов этилена и пропилена, поверхностно-активное вещество и растворитель, содержит дополнительно масло ПОД и в качестве растворителя углеводородный растворитель, получаемый при производстве синтетического каучука в виде пипериленовой фракции, при следующем соотношении компонентов, мас.: блок-сополимер оксидов этилена и пропилена 20-70, масло ПОД 20-52, поверхностно-активное вещество 1-10, указанная пипериленовая фракция - остальное. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - увеличение ингибирующей способности состава в отношении АСПО, придание ему антикоррозионных и депрессорных свойств, усиление диспергирующих свойств. 1 з.п. ф-лы, 4 табл.

Наверх