композиция для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений

Формула изобретения

1. Композиция для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, содержащая ароматический растворитель и неионогенное поверхностно-активное вещество, отличающаяся тем, что композиция дополнительно содержит сульфонол, а в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества содержит ОП-7 или ОП-10 при соотношении компонентов, мас.%:

ОП-7 или ОП-10 - 16 - 35

Сульфонол - 4,5 - 10,3

Ароматический растворитель - Остальное

2. Композиция по п.1, отличающаяся тем, что в качестве ароматического растворителя используют тяжелую фракцию ароматических углеводородов с установки цеоформинга.

3. Композиция по п.1, отличающаяся тем, что соотношение сульфонола к ОП-7 или ОП-10 составляет 1 : 3,5.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной и другим отраслям промышленности, связанным с добычей, транспортом и хранением нефти (конденсата), и может быть использовано для удаления и предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в скважинах, нефтепромысловом оборудовании и призабойной зоны пласта.

Известен состав, включающий смесь водорастворимого блок-сополимера на основе моноэтаноламина и маслорастворимого пропоксилата и ароматического растворителя (ав. свид. N 1203098, кл. С 09 К 3/00, E 21 В 37/00, 1986).

Недостатком данного состава является высокая дозировка при его использовании в качестве ингибитора и необходимость подогрева до 40-90^oC при использовании в качестве ингибитора АСПО.

Известен состав, содержащий ПАВ (превоцел NGE 10/16 или дипроксамин - 157), синтафат -912 и ароматический растворитель (авт. свид. N 1813778, Мкл. С 09 К 3/00, E 21 В 37/00, 1993 г.).

Недостатком данного состава является высокая стоимость и дефицитность химреагентов, входящих в состав композиции.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению, взятым нами в качестве прототипа, является состав для предотвращения отложений парафинов в нефтепромысловом оборудовании, описанном в патенте N 2039071, МПК С 09 К 3/00, 1995 г., содержащий, мас. %:

Осиалкилированный ПАВ - 10-40

Фосфит - 1-3

Ароматический растворитель - Остальное

Однако данный состав имеет недостаточно высокую эффективность удаления и предотвращения АСПО для парафинистых нефтей и нефтеконденсатов с низким содержанием смол и асфальтенов.

Тяжелые нефти с вязкостью более 20 мм²/с, имеющие плотность более 0,895 г/см³ и значительное содержание смол и асфальтенов, не образуют отложений, даже если являются высокопарафинистыми. И, наоборот, более легкие нефти и нефтеконденсаты со значительным содержанием легких фракций и вязкостью ниже 20 мм²/с образуют отложения. Сопоставляя оба типа с примерно одинаковым содержанием парафинов, можно сделать вывод о том, что смолы и асфальтены сдерживают процесс АСПО.

Задачей изобретения является создание композиции для удаления и предотвращения АСПО, эффективной для парафинистых нефтей и нефтеконденсатов с низким содержанием смол и асфальтенов, включающей не дорогостоящие и доступные химреагенты.

Поставленная задача для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений решается тем, что в состав композиции, содержащей ароматический растворитель и неионогенное поверхностно-активное вещество (ОП-7 или ОП-10), дополнительно вводят анионоактивное поверхностно-активное вещество (сульфонол) в соотношении с ОП-7 или ОП-10 как 1:3,5 при следующем соотношении компонентов, мас. %.

ОП-7 или ОП-10 - 16-35

Сульфонол - 4,5-10,3

Ароматический растворитель - Остальное

Поставленная задача также решается тем, что в качестве ароматического растворителя используют тяжелую фракцию ароматических углеводородов с установки цеоформинга (побочный продукт получения бензина из газового конденсата) Сосногорского газоперерабатывающего завода (СГПЗ), Республика Коми.

Молекулярная масса - 159,3

Плотность, S₄²⁰ г/см³

Вязкость, V₂₀ мм²/с - 2,6

Температура, ^oC:

кипения - 215-266

застывания - 64

помутнения - 52

Кислотность, мг КОН/100 см³ - 0,087

Цвет - Светло-коричневый

Для повышения эффективности удаления и предупреждения АСПО в состав композиции введена смесь неионогенного и анионоактивного ПАВ.

Выбор смеси ПАВ базировался на определении критических концентраций мицеллообразования (ККМ) исследуемых ПАВ, которые, как известно, соответствуют максимуму их поверхностной активности и сопровождаются резким изменением поверхностного натяжения, плотности, пенообразующей и отмывающей способности и других свойств. Наибольшую разность ККМ имеют сульфонол и ОП-7 (10), т.е. в этом случае следует ожидать синергетический эффект.

При соотношении сульфонола (ТУ 6-01-1001-73) и ОП-7 (ГОСТ 8433-81) или ОП-10 (ГОСТ 8244-81) - 1:3,5 данная смесь ПАВ проявляет синергетический характер, ее отмывающая способность выше, чем с каждым в отдельности.

Это весьма важный фактор для повышения эффективности удаления и предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений.

Пример N 1

К 30 г ОП-10 добавляют 70 г тяжелой фракции ароматических углеводородов с установки цеоформинга и перемешивают (Табл. опыт 5).

Пример N 2

К 8 г сульфонола добавляют 25 г ОП-10 и перемешивают, затем при перемешивании добавляют 17 г этанола и 50 г тяжелой фракции ароматических углеводородов с установки цеоформинга (Табл. опыт 10).

Пример N 3

К 9,5 г сульфонола добавляют 32,5 г СП-10 и перемешивают, затем добавляют 58 г тяжелой фракции ароматических углеводородов с установки цеоформинга и вновь перемешивают (Табл. опыт 9).

Полученную композицию испытывали на эффективность с помощью методики, разработанной в НПО "Союзнефтепромхим" (Методика. Оценка эффективности ингибиторов и парафиноотложений комплексного или многофазного действия на отмыв пленки нефти, диспергирование и отмыв парафиноотложений пластовой водой) на углеводородных жидкостях Югидского и Печоро-Кожвинского месторождений.

Соотношение парафинов, смол и асфальтенов:

Югид - 1:0,24:0,01

П-Кожва - 1:0,41:0,04

Результаты испытаний композиции для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, представленные в таблице, показали, что заявляемый состав обладает лучшими показателями отмывающих свойств по сравнению с прототипом и не уступает по эффективности широко распространенному ингибитору СПНХ 7909, показавшему лучшие результаты, на этих же углеводородных жидкостях, в тестовых испытаниях ингибиторов серии СПНХ (табл.).

Применение данной композиции позволит увеличить межремонтный период скважин и снизить эксплуатационные затраты на разработку нефтегазоконденсатных месторождений.