состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений

Формула изобретения

1. Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений, содержащий алифатические и ароматические углеводороды, полярный неэлектролит и поверхностно-активное вещество, отличающийся тем, что он дополнительно содержит регулятор pH, а в качестве поверхностно-активного вещества - ПАВ-деэмульгатор, при следующем соотношении ингредиентов, об.%:

Алифатические углеводороды - 36 - 78

Ароматические углеводороды - 20 - 60

Полярный неэлектролит - 0,5 - 4

Поверхностно-активное вещество-деэмульгатор - 0,01 - 1,0

Регулятор pH - Остальное.

2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве регулятора pH он содержит водные растворы минеральных или органических кислот, или щелочей, или аммиака.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности, к составам для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО), и может быть использовано для удаления и растворения отложений парафина и асфальтеносмолистых веществ из призабойной зоны пласта, из нефтепромыслового оборудования, резервуаров и нефтесборных коллекторов на нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятиях.

Известен состав для растворения АСПО, содержащий гексановую и этилбензольную фракцию (см. Авт.свид. СССР N 1620465, кл. C 09 K 3/00, от 1991 г.).

Недостатком известного состава является недостаточно высокая эффективность растворения АСПО.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по технической сущности является состав для удаления АСПО, содержащий в об.%: алифатические - 45-85 и ароматические углеводороды - 5-45, полярный неэлектролит - 1-15 и поверхностно-активное вещество (ПАВ) - 0,5-6 (см. Патент США N 4090562, кл. E 21 B 43/25, от 1976 г.).

Однако указанный известный состав не обеспечивает высокую степень удаления АСПО и не предотвращает последующее осаждение АСПО на стенки металлического подземного оборудования.

Кроме того, известный состав характеризуется недостаточно высокой емкостью растворения АСПО.

Целью настоящего изобретения является повышение растворяющей способности состава в отношении АСПО любого состава при одновременном увеличении емкости растворения таких АСПО и обеспечении предотвращения их последующего осаждения.

Поставленная цель достигается тем, что известный состав для удаления АСПО, содержащий алифатические и ароматические углеводороды, полярный неэлектролит и поверхностно-активное вещество, дополнительно содержит регулятор pH, а в качестве поверхностно-активного вещества - ПАВ-деэмульгатор, при следующем соотношении ингредиентов, об.%:

Алифатические углеводороды - 36-78

Ароматические углеводороды - 20 - 60

Полярный неэлектролит - 0,5 - 4

Поверхностно-активное вещество-деэмульгатор - 0,01 - 1,0

Регулятор pH - Остальное

В качестве регулятора pH состав содержит водные растворы минеральных или органических кислот, или щелочей, или аммиака.

Из патентной и научно-технической литературы нам неизвестны составы для удаления АСПО, содержащие совокупность указанных выше ингредиентов в предложенном количественном соотношении, что позволяет сделать вывод о новизне заявляемого решения.

Достижение поставленной цели изобретения обеспечивается, по-видимому, благодаря следующему.

В состав АСПО входят неорганические вещества и органические кислоты, которые служат каркасом кристаллов АСПО. Регулятор pH, который предлагается вводить в заявляемый состав, воздействует на указанные неорганические вещества и кислоты, нарушая при этом структуру АСПО и обеспечивая доступ состава ко всему объему АСПО.

Выбор конкретного регулятора pH в предлагаемом составе осуществляют по следующим критериям. Если АСПО вмещают повышенные концентрации нафтеновых и асфальтогеновых кислот, а также металлопорфириновых комплексов, служащих каркасом для АСПО, то используют щелочные регуляторы pH. Омыляя кислоты, они переводят их в более растворимую форму и разрушают конгломераты АСПО, облегчая их полное растворение. Если же в составе АСПО имеется повышенное содержание каркасносвязанных мехпримесей (сульфид железа, карбонаты, гипс, продукты коррозии железа, глины и др.), то используют кислотные регуляторы pH, которые способствуют растворению большей части мехпримесей.

А благодаря тому, что в предлагаемом составе содержится ПАВ-деэмульгатор, который обладает гидрофилизирующими свойствами, обеспечивается высокая степень растворения всего объема АСПО, а также высокая емкость растворения (т. е. количество растворенного АСПО в одном объеме состава). Причем функция ПАВ заключается в обеспечении расклинивающего (диспергирующего) эффекта по отношению к АСПО, что увеличивает их доступную для растворения площадь, а также исключения образования стойких водонефтяных эмульсий при смешении с пластовой водой как в скважине, так и по пути транспорта до установки подготовки нефти.

Кроме того, в этих условиях усиливается расклинивающее влияние состава на пленку нефти, в результате чего ПАВ в более короткое время достигают твердой поверхности, адсорбируются на ней и гидрофилизируют ее, и таким образом, препятствуют отложению на этой твердой поверхности высокомолекулярных асфальтенов, смол, а затем уже парафинов.

Из существующего уровня техники нам неизвестно, что ингредиенты, входящие в предлагаемый состав, обеспечивают указанные выше свойства, что позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию "изобретательский уровень".

Для получения предлагаемого состава в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:

- Алифатические углеводороды: гексановая фракция (ГФ) по ТУ 38.10383-83; широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) по ТУ 38.0014636-065; смесь нефтепродуктов отработанных (СНО) по ГОСТ 21046-86; газовый конденсат (ГК)или их смесь между собой.

- Ароматические углеводороды: бензол (ГОСТ 9572-93), толуол (ГОСТ 14710-78), этилбензол (ГОСТ 9385-77), или их фракции, или смола пиролизная гидрированная (СПГ) (ТУ 38.402-62- 136-95), или сольвент нефтяной (ГОСТ 10214-78), или их смеси.

- Полярный неэлектролит: алифатические спирты фр. C₁-C₆ (ГОСТ 9536- 79); эфирная фракция (ТУ 38.402-62-136-95); метил-трет-бутиловый эфир (МТБЭ) (ТУ 38.103704-90), ацетон и др.

- ПАВ-деэмульгатор: использовали водорастворимые коллоидные ПАВ, совместимые с минерализованными водами и обладающие гидрофилизирующими свойствами и вмещающие адсорбционно-активные к металлической поверхности группы (нитрогруппы, сульфогруппы, фосфогруппы), например: Синтерол-П (ТУ 2428-010-04643756-95), Синтал-ВР, Синтал-ВРК (ТУ 2483-001-24084384-97), дипроксамин 157-65М (ТУ 38.40129928-80) и др.

- Регулятор pH: соляная кислота (ТУ 6-01-04689381-85-92), уксусная кислота (ГОСТ 6968-76), гидроксид натрия (ГОСТ 4328-77), аммиак (ГОСТ 4867-78) и др. Регуляторы pH используют в виде водных растворов, а именно: раствор соляной кислоты 5-20%-ной концентрации (предпочтительно 10%-ный раствор); раствор NaOH 10-40%-ной концентрации (предпочтительно 20%-ный раствор); раствор CH₃COOH 10-30%-ной концентрации (предпочтительно 20%-ный раствор); 25%-ный раствор аммиака (товарная форма).

Пример приготовления предлагаемого состава в лабораторных условиях.

Пример. В химический цилиндр емкостью 100 см³ последовательно вливают 1 см³ эфирной фракции, 0,5 см³ Синтерола-П, 1 см³ 10%-ного водного раствора HCl и тщательно перемешивают путем взбалтывания до полного совмещения ингредиентов. Затем прибавляют 60 см³ бензола и доводят до метки 100 см³ дополнительным прибавлением гексановой фракции. Потом цилиндр закрывают притертой пробкой и перемешивают путем взбалтывания 2-3 раза. Получают состав со следующим соотношением ингредиентов, об.%: полярный неэлектролит-эфирная фракция 1; ПАВ-деэмульгатор Синтерол-П 0,5; Регулятор pH - 10%-ный водный раствор НС1 1; бензол 60; гексановая фракция 37,5.

Аналогичным образом готовили другие составы с различным соотношением ингредиентов.

При проведении лабораторных испытаний исследовали следующие свойства предлагаемого состава: эффективность растворения, эффективность предотвращения отложения АСПО, емкость растворения.

Данные о составе использованных АСПО приведены в таблице 1.

Данные о содержании ингредиентов в исследуемых составах приведены в таблице 2.

Предлагаемый состав испытывали на эффективность растворения АСПО по методике НИИнефтепромхима.

Для испытания образец АСПО, характеристика которых приведена и таблице 1, набивали в полиэтиленовый шприц диаметром 10 мм, выдавливали и отвешивали полученную цилиндрическую форму АСПО массой около 3 г. Затем ее помещали в заранее взвешенную корзинку цилиндрической формы из нержавеющей стали с размером ячеек сетки 1,5х1,5 мм. Размер корзинки 70х15х15 мм. По разности масс корзинки с АСПО и чистой корзинки определяли исходную массу АСПО (m₀). Затем корзинки с АСПО помещали в герметичную колбу объемом 200 см³ и заливали 90 см³ предлагаемого состава, выдерживали при температуре 200,5^oC в течение 3 часов. По истечении данного времени корзинки вынимали, помещали в эксикатор, соединенный с водоструйным насосом при остаточном давлении 0,25 мм. рт. ст. Сушку продолжали до достижения постоянной массы корзинки с АСПО. Эффективность растворения АСПО рассчитывали по формуле:



где m - нерастворившийся остаток АСПО в корзинке, г.

Полученные результаты приведены в таблице 3.

Емкость растворения АСПО предлагаемым составом оценивали следующим образом. В корзинки из латунной сетки с размером ячеек 0,1х0,1 мм помещали точно взвешенное количество АСПО массой около 10 г. Затем корзинки с АСПО помещали в 50 см³ состава, помещенного в герметичную колбу при 20^oC, и выдерживали в течение 24 ч. Потом корзинку вынимали, сушили 24 ч при комнатной температуре и взвешивали. Емкость растворения оценивали по формуле:



где m - нерастворившийся остаток АСПО в корзинке, г.

Полученные результаты приведены в таблице 3.

Эффективность предотвращения предлагаемым составом осаждения АСПО из состава нефти на металлической поверхности оценивали следующим образом.

На металлическую пластинку размером 40х40х2 мм из нержавеющей стали наносили слой АСПО толщиной около 1 мм и выдерживали в растворителе до полного удаления АСПО. Затем пластинку опускали в предлагаемый состав и выдерживали в течение 2 ч. Потом пластинку вынимали и помещали в нефть, отобранную из той же скважины, из которой были извлечены АСПО. Предварительно в нефти растворяли 10% мас. АСПО при 30^oC. Колбу с данным образцом нефти объемом 70 см³ и пластинкой в течение 30 мин охлаждали до 4-5^oC и пластинку вынимали. Визуально оценивали процент запарафинирования поверхности пластинки. Полученные результаты приведены в таблице 3.

Данные, приведенные в таблице 3, показывают, что предлагаемый состав имеет следующие преимущества по сравнению с известным по прототипу составом:

- его растворяющая способность выше в 1,4-2,4 раза, причем для различных типов АСПО;

- емкость растворения предлагаемым составом выше на 30 - 100%, что в производственных условиях позволит снизить стоимость обработки и обеспечит экономию реагента;

- предлагаемый состав эффективно предотвращает осаждение АСПО на поверхность оборудования, что позволяет в промысловых условиях отказаться от использования дополнительных реагентов, предотвращающих отложения АСПО.