состав для удаления асфальтено-смолопарафиногидратных отложений

Формула изобретения

Состав для удаления асфальтено-смолопарафиногидратных отложений, включающий углеводородный растворитель и метанол, отличающийся тем, что он дополнительно содержит гликоль, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Углеводородный растворитель - 30 - 50

Гликоль - 5 - 15

Метанол - Остальноес

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к химической промышленности и может быть использовано для удаления асфальтено-смолопарафиногидратных отложений (АСПГО), образующихся при добыче нефти.

Известен состав для удаления АСПГО, включающий ацетон и тяжелую смолу пиролиза (авт. св. N 1778127, МКИ C 09 K 3/00, 1992). Данный состав недостаточно эффективен.

Известен состав для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений, включающий неионогенное поверхностно-активное вещество - синтанол ДС-10 и ароматический растворитель (патент РФ N 2055088, МКИ C 09 K 3/00, 1996). Однако данный состав неэффективен для удаления сложных асфальтено-смолопарафиногидратных отложений.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является состав для удаления асфальтено-смолопарафиногидратных отложений, включающий высокоароматизированную бензиновую фракцию, метанол, хлористый кальций и моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля - ОП-10 (авт.св. N 1808854, МКИ C 09 K 3/00, 1993). Недостатками известного состава являются: высокая температура застывания, не позволяющая использовать его при низких температурах; коррозионная активность, обусловленная высоким поглощением влаги хлористым кальцием; недостаточная эффективность удаления АСПГО.

В основу настоящего изобретения положена задача создания состава, обладающего высокой растворяющей способностью по отношению к асфальтено-смолопарафиногидратным отложениям с повышенным содержанием парафина, выпадающим в нефтяных скважинах с высоким газовым фактором, обладающего низкой температурой застывания.

Поставленная задача решается так, что состав для удаления асфальтено-смолопарафиногидратных отложений, включающий углеводородный растворитель и метанол, дополнительно содержит гликоль при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Углеводородный растворитель - 30-50

Гликоль - 5-15

Метанол - Остальное

В качестве углеводородного растворителя могут быть использованы, например:

Фракция этилбензольная (ЭБФ) по ТУ 6-01-10-37-78, или бутилбензольная фракция (ББФ) по ТУ 38.10297-78, или сольвент нефтяной тяжелый Нефрас-А-120/200 по ТУ 38.101809-90, или сольвент нефтяной сверхтяжелый Нефрас-А-150/330 по ТУ 38.1011049-98, или изопропилбензол технический (ИПБ) по ТУ 38.402-62-140-92, или толуол нефтяной по ГОСТ 14710-78, или их смесь с фракцией гексановой (ГФ) по ТУ 2411-032-05766801-95 или фракцией гексан-гептановой (ГГФ) по ТУ 38.1011359-91.

В качестве гликолей используют, например, моноэтиленгликоль (МЭГ) по ГОСТ 19710-83, или диэтиленгликоль (ДЭГ) по ГОСТ 10136-77, или триэтиленгликоль (ТЭГ) по ТУ 6-01-5-88, или полигликоли очищенные (ПЭГ) по ТУ 6-15-1761-94.

Применяют метанол, получаемый по ГОСТ 2222-78.

Анализ отобранных в процессе поиска известных технических решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявляемому по совокупности признаков и преимуществ, что позволяет сделать вывод о соответствии критериям патентоспособности "новизна" и "изобретательский уровень".

Для доказательства соответствия предлагаемого решения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры приготовления состава.

Пример 1 (прототип).

Пример 2 (предлагаемый).

К 50 г нефраса-А-120/200 добавляют при перемешивании 45 г метанола и затем 5 г моноэтиленгликоля. Смесь тщательно перемешивают до получения однородного продукта.

Примеры 3 - 16 выполняют аналогично примеру 2, изменяя количественное и качественное соотношение компонентов.

Полученный состав представляет собой жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета с плотностью более 830 кг/м³, температурой застывания ниже минус 40^oC.

Приготовленные согласно примерам 1 - 16 составы и их эффективность приведены в таблице.

Эффективность предлагаемого состава оценивают по растворимости АСПГО следующим образом: готовят эмульсию АСПО месторождения нефти 1 и воды в соотношении АСПО: вода, равном 1:1. Приготовленная таким образом эмульсия при отрицательных температурах является моделью АСПГО, образующихся в нефтяных скважинах с высоким газовым фактором. Нефть месторождения 1 содержит, мас.%: парафинов 6 - 10; смол силикагалевых 3,42 - 6,89; асфальтенов 0,17 - 0,97; серы 0,7 - 1,21; воды 1 - 2. Газовый фактор составляет 285 м³/т. Плотность нефти 820 кг/м³.

Эмульсию АСПГО помещают в установку для испытания реагентов на отмыв АСПО и при температуре эмульсии 25^oC и "холодного" цилиндра минус 5^oC выдерживают его в течение 30 минут. Затем цилиндр с выделившимися на нем АСПГО взвешивают и помешают в реагент объемом 300 мл, термостатированный при температуре минус 5^oC, и его выдерживают в реагенте в течение 30 минут. Затем вновь взвешивают.

Эффективность реагента (Э) в процентах оценивают по формуле



где M₁ - масса растворившихся АСПГО, г;

М₂ - масса осажденных на поверхности цилиндра АСПГО, г.

Результаты приведены в таблице.

Как видно из данных таблицы, предлагаемый состав обеспечивает практически полное удаление АСПГО и более высокую эффективность, чем состав по прототипу.