Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам удаления и растворения асфальтосмолопарафиновых отложений - АСПО в призабойной зоне пласта (ПЗП), удаления с поверхности глубинного и устьевого нефтепромыслового оборудования, в резервуарах и нефтесборных коллекторах, магистральных нефтепроводах. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, содержащий гексан, неионогенное ПАВ и полярный неэлектролит, содержит в качестве неионогенного ПАВ - реагент ОП-10, в качестве полярного неэлектролита - изобутанол и дополнительно - гидроксид натрия - NaOH и О-ксилол при следующем соотношении компонентов, мас.%: гексан 65,0-80,0, реагент ОП-10 2,0-3,0, изобутанол 5,0-15,0, NaOH 0,08-0,12, О-ксилол 10,0-20,0. Технический результат - повышение растворяющей способности состава для удаления АСПО в осложненных условиях, расширение сырьевой базы, в том числе и с привлечением отходов нефтехимического производства. 3 пр., 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам удаления и растворения асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в призабойной зоне пласта (ПЗП), удаления с поверхности глубинного и устьевого нефтепромыслового оборудования, в резервуарах и нефтесборных коллекторах и магистральных нефтепроводах.

Известен состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений (патент РФ №2129583, кл. Е21В 37/06, С09К 3/00, опубл. 27.04.1999 г. ), использующийся для удаления АСПО из призабойной зоны пласта, выкидных линий, нефтесборных коллекторов и нефтепромыслового оборудования нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятий, содержащий, об.%: алифатические углеводороды - 36-78; ароматические углеводороды - 20-60; полярный неэлектролит - 0,5-4; поверхностно-активное вещество (ПАВ) - деэмульгатор - 0,01-1,0; регулятор рН - остальное. Растворяющая способность состава выше в 1,4-2,4 раза по сравнению с известными, причем для различных типов асфальтеносмолопарафиновых отложений при одновременном увеличении емкости растворения таких АСПО и обеспечении предотвращения их последующего осаждения.

Недостатком состава является низкая эффективность удаления АСПО в осложненных условиях, когда при высоких температурах отложения образуют плотный слой на поверхности металла нефтепромыслового оборудования, магистральных нефтепроводов, также указанный состав характеризуется недостаточной эффективностью растворения АСПО с большим содержанием парафинов с высокой молекулярной массой.

Известен состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений (патент РФ №2166563, кл. C23G 5/032, опубл. 10.05.2001 г. ), содержащий в качестве полярного неэлектролита смесь метанола или этанола 5-20, с алифатическими спиртами С3-C8 5-10, при их соотношении (1-2):1, неионогенное поверхностно-активное вещество 0,01-1,0, регулятор рН 0,01-1,0, ароматические 20-40 и алифатические углеводороды - остальное.

Недостатком данного состава является недостаточная эффективность удаления АСПО при содержании в нем парафинов свыше 40%.

Известен состав для удаления АСПО (патент РФ №2183650, кл. С09К 3/00, Е21В 37/06, опубл. 20.06.2002 г. ), содержащий алифатические и ароматические углеводороды, полярный неэлектролит, неионогенное и катионное ПАВ, дополнительно содержит растворитель - абсорбент-А-2 тяжелый при следующем соотношении ингредиентов, об.%: алифатические углеводороды 50-85, полярный неэлектролит 2-5, неионогенное ПАВ 1-2, катионное ПАВ 1-2, растворитель - абсорбент-А-2 тяжелый 7-22, ароматические углеводороды остальное.

Недостатком указанного известного состава является низкая эффективность удаления АСПО различного углеводородного состава с высоким содержанием парафинов.

Известен состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений (патент РФ №2546158, кл. С09К 8/524, Е21В 37/06, опубл. 10.04.2015 г. ), содержащий поверхностно-активное вещество на основе полимера окиси этилена и углеводородный растворитель - смесь алифатических и ароматических углеводородов, при этом 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.

Недостатком данного состава является недостаточная эффективность удаления АСПО при содержании в нем парафинов свыше 40%, а также высокая стоимость состава.

Известен состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений (патент РФ №2165953, кл. С09К 3/00, Е21В 37/06, опубл. 27.04.2001 г. ), принятый нами за прототип, содержащий: алифатические и ароматические углеводороды, полярный неэлектролит, неионогенное и катионное ПАВ, при следующем соотношении ингредиентов, об.%: алифатические углеводороды 25-85; полярный неэлектролит 2-5; неионогенное ПАВ 1-2; катионное ПАВ 1-2; ароматические углеводороды - остальное.

Недостатком указанного состава является относительно низкая эффективность удаления АСПО из добывающих скважин нефтяных месторождений, характеризующихся высоким содержанием смол, асфальтенов и высокомолекулярных парафинов.

Технической задачей изобретения является повышение растворяющей способности состава для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в осложненных условиях, расширение сырьевой базы, в том числе и с привлечением отходов нефтехимического производства.

Поставленная техническая задача решается составом для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающим в качестве ароматических углеводородов - гексан, неионогенное ПАВ и полярный неэлектролит, причем в качестве неионогенного ПАВ применяется реагент ОП-10, в качестве полярного неэлектролита - изобутанол, и дополнительно гидроксид натрия - NaOH и О-ксилол при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений поясняется следующими фигурами:

фиг. 1 - компоненты состава реагента;

фиг. 2 - эффективность применения растворителя в зависимости от температуры;

фиг. 3 - результаты оценки эффективности реагента.

Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений осуществляется следующим образом.

Состав содержит реагент ОП-10 - неионогенное ПАВ. Поверхностно-активные вещества, вводимые в составы в количестве до 3%, повышают поверхностную активность растворителей и эффект диспергирования АСПО. Уменьшая поверхностное натяжение, раствор смачивает отложения, проникая в трещины и поры, при этом снижается сцепляемость частиц АСПО.

Реагент ОП-10 выпускается по ГОСТ 8433-81, является продуктом обработки смеси моно- и диалкилфенолов окисью этилена, относится к ПАВ неионогенного типа. Реагент ОП-10 представляет собой маслообразную вязкую жидкость от светло-коричневого до темно-коричневого цвета с плотностью 1,05 г/см3, хорошо растворимую в воде любой минерализации без образования осадка. Водный раствор ОП-10 0,1%-ной концентрации имеет рН=6-8 и сохраняет поверхностно-активные свойства при температуре до 90°С.

В качестве полярного неэлектролита используется изобутанол. Введение полярных неэлектролитов обеспечивает снижение деструкции неионогенных ПАВ, усиление «расклинивающего» эффекта и ускорение капиллярной пропитки АСПО.

Повышение эффективности удаления АСПО предлагаемым составом обеспечивается следующим механизмом его воздействия на отложения. При контактировании реагента с отложением процесс взаимодействия начинается на границе раздела растворитель - АСПО, поэтому в первую очередь химическому воздействию подвергаются смолы и асфальтены, расположенные на поверхности отложений, образующие каркас отложений. Разрушение каркасообразующих элементов происходит за счет действия ароматических углеводородов (О-ксилол), входящих в состав углеводородной части растворителя.

Механизм воздействия ПАВ в данном составе является традиционным, направленным на создание расклинивающего эффекта по отношению к АСПО, что увеличивает доступную для растворения площадь и эффективность удаления АСПО с поверхности оборудования.

Полярный неэлектролит обеспечивает распределение и удержание ПАВ в объеме состава и выполняет функцию сорастворителя. Использование в качестве полярного неэлектролита изобутанола позволит добиться более эффективного распределения ПАВ.

Дополнительное введение щелочных агентов обеспечивает растворение АСПО, предотвращение повторного осаждения и гидрофилизацию поверхности. В качестве щелочного агента был выбран NaOH.

При проведении лабораторных испытаний исследовали эффективность растворения АСПО предлагаемого состава с использованием методики СТП-03-153-2001 "Методика лабораторная по определению растворяющей и удаляющей способности растворителей АСПО".

Эффективность растворителя оценивалась гравиметрическим методом в статических условиях на пробах скважинных отложений, отобранных с внутренней стенки насосно - компрессорных труб (НКТ).

Для определения эффективности растворителя исследуемый образец АСПО нагревался до температуры размягчения, перемешивался до однородного состояния с последующим приготовлением из него шариков диаметром 10 мм. Образец взвешивался и помещался в заранее взвешенные корзинки из стальной сетки с размером ячейки 1,0×1,0 мм. Диаметр корзинки 20 мм, высота - 20 мм. Корзинки с образцом АСПО взвешивались с точностью до 0,005 г.

Корзинка с навеской АСПО помещалась в герметичную ячейку объемом 150 см3, куда наливался изучаемый растворитель в соотношении 10 г на 1 г АСПО, так, чтобы растворитель полностью покрывал образец АСПО. Растворитель взвешивался с точностью до 0,005 г. Через определенные промежутки времени корзинки извлекались из растворителя и выдерживались на воздухе до постоянства массы.

Через 24 часа содержимое ячейки отфильтровывалось с помощью воронки Бюхнера, а фильтр с остатком высушивался до постоянной массы. Далее определялась масса остатка на фильтре по разности масс фильтра и фильтра с остатком АСПО с точностью 0,005 г.

Масса фильтрата (растворителя и растворенной части АСПО) рассчитывалась с точностью 0,005 г по разности:

Gфильтрата=(GAСПО+Gp) - (Gф+Gкор)

где GAСПО - исходная масса образца АСПО с корзинкой;

Gp - масса растворителя;

Gф - масса остатка АСПО на фильтре;

Gкop - масса остатка АСПО на корзинке.

Масса АСПО, растворенного в растворителе (GРЧ), рассчитывалась с точностью 0,005 г по разности:

GРЧ=GAСПО - (Gф+Gкop),

где GAСПО - масса образца АСПО;

Gф - масса остатка АСПО на фильтре;

Gкор - масса остатка АСПО на корзинке;

GРЧ - масса АСПО, растворенных в растворителе.

При обработке результатов проводился расчет моющей, диспергирующей и растворяющей способностей растворителя по соответствующим формулам.

Моющая способность растворителя определяется как отношение разности между исходной и конечной массой АСПО к исходной массе образца в процентах:

где ЭМ - моющая способность растворителя;

GAСПО - масса образца АСПО;

Gкоp - масса остатка АСПО на корзинке.

Диспергирующая способность растворителя определяется как отношение массы остатка АСПО на фильтре к исходной массе образца АСПО:

где ЭД - диспергирующая способность растворителя;

GAСПО - масса образца АСПО;

Gф - масса остатка АСПО на фильтре.

Растворяющая способность растворителя определяется как отношение разности между массой разрушенных и диспрегированных отложений к массе взятого на анализ образца в процентах:

где ЭР - растворяющая способность растворителя;

GAСПО - масса образца АСПО;

Gф - масса остатка АСПО на фильтре;

Gкop - масса остатка АСПО на корзинке.

Эффективность растворителя АСПО (Э, %) оценивается по формуле:

где МAСПО - масса АСПО на стержне до проведения исследований;

МAСПО+раств - масса АСПО на стержне после проведения исследований.

Для подтверждения соответствия изобретения критерию "промышленная применимость" и иллюстрации разработанного состава ниже приведены примеры его получения при различных концентрациях реагентов. Диапазон выбранных компонентов состава представлен на фиг.1.

Пример 1. Исследуемый образец АСПО нагревают до температуры размягчения, перемешивают до однородного состояния с последующим приготовлением из него шариков диаметром 10 мм. Корзинку с навеской АСПО помещают в герметичную ячейку объемом 150 см3. Далее готовят растворитель. К гексану (80,0%) добавляют О-ксилол (10,0%) и изобутанол (7,5%). К растворителю на основе гексана, О-ксилола и изобутанола приливают реагент ОП-10 (2,4%). После этого добавляют в растворитель на основе гексана, О-ксилола, изобутанола и неионогенного ПАВ ОП-10 щелочной агент NaOH (0,1%).

Пример 2 (предлагаемый). Образец АСПО, так же как по примеру 1, нагревают до размягчения, после этого приготавливают из расплавленного АСПО шарики диаметром 10 мм. Шарики помещают в стальные корзинки, затем корзинки опускают в герметичную колбу объемом 150 см3. Приготовление растворителя состояло в следующем: к гексану (65,0%) добавляли О-ксилол (17,0%) и изобутанол (15,0%). К растворителю на основе гексана, О-ксилола и изобутанола приливают реагент ОП-10 (2,2%). После этого добавляют в растворитель на основе гексана, О-ксилола и изобутанола и неионогенного ПАВ ОП-10 щелочной агент NaOH (0,8%).

Пример 3. Навеску АСПО нагревали до температуры размягчения, далее готовили шарики диаметром 10 мм. Навеску АСПО в виде шариков помещали в стальные корзинки, которые затем опускали в герметичные емкости объемом 150 см3. После этого готовили растворитель: гексан (65,0%), О-ксилол (17,0%), изобутанол (15,0%), неионогенный ПАВ ОП-10 (2,1%), щелочной агент едкий натр NaOH (0,9%). Все составляющие растворителя последовательно добавляли до получения однородной жидкости.

Как показали результаты исследований пример 2 оказался наиболее эффективным по сравнению с примером 1 и примером 3.

По результатам исследования был выявлен оптимальный состав реагента растворителя АСПО парафинистого типа, который описан в примере 2.

Далее исследования проводились для оптимального состава реагента растворителя АСПО по примеру 2.

Исследование влияния температуры на эффективность растворителя проводилось при температурах 37, 45, 50 и 55°С. Результаты исследования приведены на фиг.2.

Также были определены основные параметры эффективности при 20°С: моющая, диспергирующая и растворяющая способности (фиг. 3).

Установлено, что повышение эффективности до полного растворения достигается при температуре 53°, а оптимальное время обработки составляет около 6 часов.

Согласно фиг. 2 и 3 установлено, что разработанный растворитель повышает растворяющую, диспергирующую и моющую способности состава.

Технический результат - повышение растворяющей, диспергирующей, моющей способностей состава при высоких температурах в отношении АСПО, а именно удаления и растворения асфальтосмолопарафиновых отложений в призабойной зоне пласта, удаления с поверхности глубинного и устьевого нефтепромыслового оборудования, в резервуарах и нефтесборных коллекторах, магистральных нефтепроводах. Применение предложенного состава позволит повысить эффективность борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями, увеличить межремонтный период скважин и пропускную способность трубопроводов, а значит рентабельность работы скважин и трубопроводов.

Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, содержащий в качестве ароматических углеводородов - гексан, неионогенное ПАВ и полярный неэлектролит, отличающийся тем, что состав содержит в качестве неионогенного ПАВ - реагент ОП-10, в качестве полярного неэлектролита - изобутанол и дополнительно включает гидроксид натрия -NaOH и О-ксилол при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Гексан 65,0-80,0
Реагент ОП-10 2,0-3,0
Изобутанол 5,0-15,0
NaOH 0,08-0,12
О-ксилол 10,0-20,0



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором, а также нефтяных и газовых скважин, вскрывших пласты с аномально-низким или аномально-высоким пластовым давлением.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям глушения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - повышение эффективности геолого-технических мероприятий по глушению нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для ограничения водопритоков в добывающие скважины либо для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована для бурения и ремонта скважин, в том числе для вскрытия продуктивных пластов в сложных горно-геологических условиях.

Изобретение предназначено для нефтедобывающей, химической и горнодобывающей промышленности и может быть использовано для получения дешевой жидкости глушения для нефтедобывающих скважин и хлористого натрия для технических нужд или пищевой поваренной соли на базе местного сырья.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к проведению ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах включает 94,5 об.% гидрофобной кремнийорганической жидкости ГКЖ-11 Н, 4,7 об.% полимера Polydia и 0,8 об.% медного купороса.

Изобретение относится к области бурения скважин на нефть и газ, в частности к безглинистым буровым растворам, применяемым для промывки скважин в процессе бурения и вскрытия продуктивного пласта вертикальным, наклонно-направленным или горизонтальным участком ствола.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта.

Изобретение относится к композициям и жидкостям, используемым при обработке скважин гидравлическим разрывом. Гелевая композиция, содержащая акриламидный полимер или сополимер, поперечно сшитый диальдегидом, полученная смешиванием акриламидного полимера или сополимера с диальдегидом в водном растворе при рН в диапазоне от приблизительно 9,0 до приблизительно 11, где акриламидный полимер или сополимер имеет заряд в пределах от приблизительно 15 до приблизительно 35 мол.%, а молярное соотношение диальдегида к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в пределах примерно больше, чем от приблизительно 1,1 до приблизительно 2,0.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного терригенными коллекторами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам удаления и растворения асфальтосмолопарафиновых отложений - АСПО в призабойной зоне пласта, удаления с поверхности глубинного и устьевого нефтепромыслового оборудования, в резервуарах и нефтесборных коллекторах, магистральных нефтепроводах. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, содержащий гексан, неионогенное ПАВ и полярный неэлектролит, содержит в качестве неионогенного ПАВ - реагент ОП-10, в качестве полярного неэлектролита - изобутанол и дополнительно - гидроксид натрия - NaOH и О-ксилол при следующем соотношении компонентов, мас.: гексан 65,0-80,0, реагент ОП-10 2,0-3,0, изобутанол 5,0-15,0, NaOH 0,08-0,12, О-ксилол 10,0-20,0. Технический результат - повышение растворяющей способности состава для удаления АСПО в осложненных условиях, расширение сырьевой базы, в том числе и с привлечением отходов нефтехимического производства. 3 пр., 3 ил.

Наверх