состав для предотвращения образований на твердых поверхностях асфальтеносмолопарафиновых отложений и минеральных солей

Формула изобретения

Состав для предотвращения образований на твердых поверхностях асфальтеносмолопарафиновых отложений и минеральных солей, содержащий металл, взаимодействующий с водой, и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество на основе алкилэфиров, содержащих 6 13 оксиэтильных групп, натрийалкилбензолсульфонат, натрийалкансульфонат и анионный полиэлектролит, а в качестве металла, взаимодействующего с водой, щелочной и/или щелочно-земельный металл, цинк и алюминий при следующем соотношении исходных ингредиентов, мас.

Неионогенное поверхностно-активное вещество на основе алкилэфиров, содержащих 6 13 оксиэтильных групп 0,0002 0,5

Натрийалкилбензолсульфонат 0,0005 0,75

Натрийалкансульфонат 0,0005 1,25

Анионный полиэлектролит с мол.м. 4 10⁴ 5 10⁶ - 0,0003 0,5

Цинк 0,001 0,2

Алюминий 0,0005 0,3

Щелочной и/или щелочно-земельный металл 0,007 1,5в

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобычи, трубопроводному транспорту нефти и нефтепродуктов, перевозки нефти в емкостях, очистки резервуаров и может быть использовано для обработки призабойной зоны пласта, а также предотвращения образования на твердых поверхностях (стенках насоснокомпрессорных труб, насосов, скважинном оборудовании и т.п.) асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) и минеральных солей, для снижения гидравлических сопротивлений при транспортировании высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий по трубам, для внутрискважинной деэмульсации и промысловой подготовки нефти.

Известен состав [1] для предотвращения парафиногидратных отложений и коррозии в скважине при добыче нефти, включающий, мас. 20-60%-ный раствор оксиалкилированных оксипропилированных алкилфенолов в ароматических углеводородах 1-33; 40-50%-ный раствор пиридиновых соединений в этиловом спирте 1-33; метанол остальное.

Известен состав [1] для предотвращения отложений в скважине, содержащий, мас. низкомолекулярный спирт (C₁-C₄) 10-50; ПАВ - этоксилированный нонилфенол 10-50; вода 40-80.

Известный состав способствует предотвращению образования АСПО и парафиногидрадных отложений (ПГО), однако обладает весьма низкой эффективностью при промывке и удалении образовавшихся отложений.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является состав, содержащий жидкость носитель и щелочной металл способный вступать в термохимическую реакцию с водой [2]

Известный состав эффективен при разрушении образовавшихся отложений, но не создает условий предотвращения образования АСПО и ПГО на поверхности металла.

Указанный недостаток устраняется тем, что состав содержит неионное поверхностно-активное вещество на основе алкилэфиров, содержащих 6-13 оксиэтильных групп, натрий алкибензолсульфатонат, натрий алкансульфонат, анионный полиэлектролит мол. м. 410⁴-510⁶ и воду, а в качестве металла, способного вступать в термохимическую реакцию с водой, содержит цинк, алюминий и щелочной и/или щелочноземельный металл при следующем соотношении компонентов, мас. неионное поверхностно-активное вещество на основе алкиэфиров, содержащих 6-13 оксиэтильных групп 0,0002 0,5; натрий алкибензолсульфатонат 0,0005 0,75; натрий алкансульфонат 0,0005 1,25; анионный полиэлектролит мол.м. 410⁴-510⁶ 0,0003 - 0,5; цинк 0,001 0,2; алюминий 0,0005 0,3; щелочной и/или щелочноземельный металл 0,007 1,5; вода остальное.

Существенными признаками изобретения являются: 1. Неионное поверхностно-активное вещество на основе алкиэфиров, содержащих 6-13 оксиэтильных групп; 2. Натрий алкибензолсульфатонат; 3. Натрий алкансульфонат; 4. Анионный полиэлектролит с мол.м. 410⁴-510⁶; 5. Цинк; 6. Алюминий; 7. Щелочной и/или щелочноземельный металл; 8. Вода; 9. Количественное соотношение компонентов.

Признаки 1 4, 8 являются общими с прототипом, признаки 5 7 и 9 являются отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения.

В составе нефтей имеются высокомолекулярные парафины, смолы и асфальтены, способные при движении нефти по скважине или по трубопроводу откладываться на стенках вплоть до закупоривания проходного сечения. Сопутствующий нефтяной газ, особенно в присутствии кислых газов, образует с водой парафино-гидраты, что также ведет к закупорке скважин и трубопроводов.

В промысловой практике широко применяются химические и термохимические составы для удаления и предупреждения АСПО и ПГО. Однако их эффективность невысока вследствие того, что со стенок не удаляются центры кристаллизации, на которых вновь образуются отложения.

Предложенный состав решает задачу очистки скважины и трубопроводов от АСПО и ПГО.

Состав готовят путем смешения заданного количества поверхностноактивных веществ и полиэлектролита в воде и введения туда расчетного количества щелочного и/или щелочноземельного металла, алюминия и цинка.

После протекания термохимической реакции состав подают в скважину или трубопровод.

Горячий активизированный раствор не только расплавляет и растворяет АСПО и ПГО, но и смывает центры их образования, что способствует более длительному межремонтному периоду скважин и увеличения пропускной способности трубопроводов.

В качестве щелочных металлов используют литий и/или натрий, и/или калий в алюминиевой и/или цинковой оболочке, а в качестве щелочноземельных кальций и/или барий.

Для обработки скважин и/или трубопроводов применяют водный состав с концентрацией от 0,05 до 5 мас./.

Состав используют следующим образом:

готовят 10 м³ раствора, который закачивают в скважину, забитую АСПО и ПГО, прокачивают по колонне насосно-компрессорных труб и отбирают через затрубное пространство.

Очистку трубопроводов осуществляют подачей в него 0,01 5,0%-ного водного раствора продуктов реакции поверхностно-активного вещества и щелочного (в оболочке) и/или щелочноземельного металла.

Пример 1. Готовят 10 м³ раствора. Количество компонентов в растворе составляет,мас.

неионное поверхностно-активное вещество на основе алкилэфиров, содержащих 6-13 оксиэтильных групп 0,0002

натрий алкилбензолсульфонат 0,0005

натрий алкансульфонат 0,0005

анионный полиэлектролит мол. м. 410⁴-510⁶ - 0,003.

Щелочной и/или щелочноземельный металл

литий 0,0070

цинк 0,001

алюминий 0,0005

вода 99,99.

Полученным раствором промывают скважину глубиной 1500 м. После трех циклов циркуляции раствора скважина освобождается от отложений. Межремонтый период скважины, т.е. время от обработки до обработки, составляет 27 суток.

Пример 2. Готовят 10 м³ раствора. Количество компонентов в растворе составляет, мас.

неионное поверхностно-активное вещество на основе алкилэфиров, содержащих 6-13 оксиэтильных групп 0,004

натрий алкилбензолсульфонат 0,016

натрий алкансульфонат 0,015

анионный полиэлектролит мол.м. 410⁴-510⁶ 0,008,

Щелочной и/или щелочноземельный металл

литий 0,100

кальций 0,05

алюминий 0,002

цинк 0,005

вода 99,8

После двух циклов циркуляции раствора скважина освобождается от отложений. Межремонтный период скважины составляет 30 суток.

Пример 3. Готовят 10 м³ раствора. Количество компонентов в растворе составляет, мас.

неионное поверхностно-активное вещество на основе алкилэфиров, содержащих 6-13 оксиэтильных групп 0,16

натрий алкилбензолсульфонат 0,24

натрий алкансульфонат 0,44

анионный полиэлектролит мол.м. 410⁴-510⁶ 0,16

Щелочной и/или щелочноземельный металл

натрий 0,30

калий 0,10

кальций 0,10

барий 0,10

цинк 0,10

алюминий 0,10

вода 99,20

После двух циклов циркуляции раствора скважина освобождается от отложений. Межремонтный период скважины составляет 30 суток.

Пример 4. Готовят 10 м³ раствора. Количество компонентов в растворе составляет, мас.

неионное поверхностно-активное вещество на основе алкилэфиров, содержащих 6-13 оксиэтильных групп 0,5

натрий алкилбензолсульфонат 0,75

натрий алкансульфонат 1,25

анионный полиэлектролит мол.м. 410⁴-510⁶ 0,50

Щелочной и/или щелочноземельный металл

барий 1,5

цинк 0,2

алюминий 0,3

вода 95,0.

После трех циклов циркуляции раствора скважина освобождается от отложений. Межремонтный период скважины составляет 32 сут.

Пример 5 по прототипу.

После семи циклов циркуляции раствора скважина освобождается от отложений. Межремонтный период скважины составляет 20 суток.

Исследование влияния состава на гидродинамические характеристики движения потока нефти по трубопроводу изучались на двух оттарированных металлических трубках диаметром 10 мм и длиной 10 м.

Гидравлическое сопротивление нефти при движении по трубопроводам определяли на трубчатом реометре разомкнутого типа. Расход нефти определяли на выходе из трубок (объемным методом) с помощью мерного цилиндра в единицу времени.

Эффективность защиты поверхностей от отложений АСПО определяли методом "холодного цилиндра" и рассчитывали по формуле:



где M_o масса АСПО, отложившаяся на стенках холодного цилиндра без введения в нефть состава:

M₁ масса АСПО, отложившаяся на стенках холодного цилиндра в присутствии испытуемого состава.

В качестве примера была взята нефть объединения Актюбинскнефть, республика Казахстан, со следующими характеристиками:

Удельный вес, кг/м³ 0,9318

Содержание воды, мас. 12,5

Содержание парафинов, 5,5

Вязкость кинематическая, МПа/сек 216

Эксперименты проводились в одинаковых условиях при 20^oC.

Испытанию подвергнуты растворы равной концентрации по прототипу и предлагаемому составу. Результаты приведены в таблице и представляют среднестатистические данные изучения изменения не менее 3-х диапазонов.

Состав по изобретению (примеры 1 4) обладает повышенной способностью разрушать асфальтосмолистые и парафиногидратные образования и способствовать предотвращению образования отложений, что следует из количества циклов обработки скважины и межремонтного периода скважины.

Снижение гидравлического сопротивления и увеличения пропускной способности трубопровода в присутствии заявленного состава по сравнению с прототипом обусловлено уменьшением снижения вязкости, уменьшением шероховатости труб за счет лучшего отмыва с их поверхностей АСПО, сохранением номинального диаметра проходного сечения труб удаления АСПО, гашением турбулентности потока вызванного наличием в составе полимеров и др.

Применение предложенного состава позволит повысить эффективность борьбы с асфальтосмолистыми и парафиногидратными отложениями и увеличить время межремонтного периода скважин и пропускную способность трубопроводов, а значит рентабельность работы скважин и трубопроводов.