твердый реагент для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений при добыче и транспорте нефти

Формула изобретения

1. Твердый реагент для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений при добыче и транспорте нефти, содержащий техническое моющее средство, азотсодержащее соединение и добавку, отличающийся тем, что в качестве азотсодержащего соединения реагент содержит карбамид, а в качестве добавки - лигносульфонаты технические, карбоксиметилцеллюлозу и воду при следующем соотношении ингредиентов, маc.%:

Лигносульфонаты технические (в пересчете на сухое вещество) 3,0-15,0

Карбоксиметилцеллюлоза 12,5-50,0

Техническое моющее средство 30,0-50,0

Карбамид 2,0-15,0

Вода Остальное

2. Твердый реагент по п.1, отличающийся тем, что в качестве лигносульфонатов технических используют лигносульфонаты технические жидкие или порошкообразные.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к твердым реагентам для предотвращения отложения асфальтено-смолопарафиновых веществ (АСПВ) при добыче и транспорте нефти.

В настоящее время большинство известных ингибиторов АСПВ имеют жидкую консистенцию, и для их дозирования требуется применение специальных дозирующих устройств.

Известен твердый состав для обработки обводненных пластовых флюидов, предотвращающий одновременно отложение АСПВ, неорганических солей и коррозию оборудования (см. а.с. СССР № 1543052, кл. Е 21 В 37/06, С 09 К 3/00 от 1988 г.) со следующим содержанием ингредиентов, мас.%:

Нитрилотриметилфосфоновая кислота

или оксиэтилдендифосфоновая кислота 1-4

Ингибитор АСПО твердого состояния 29-36

Ингибитор коррозии твердого состояния 12-18

Кубовый остаток производства первичных

аминов С₁₇-С₂₀ Остальное

Основной недостаток указанного известного состава - недостаточная эффективность предотвращения отложения АСПВ. Кроме того, он характеризуется длительным периодом активации, что оказывает негативное влияние в начальный период обработки скважины.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому реагенту является твердый состав для комплексного воздействия на добываемые флюиды (см. патент РФ № 2131969, кл. Е 21 В 37/06, С 09 К 3/00 от 1999 г.) со следующим содержанием ингредиентов, мас.%:

Фосфорсодержащий реагент

ИСБ-1 или ОЭДФ 12-80

Техническое моющее средство

типа ФОРС-1 7-60

Кубовый остаток производства

аминов С₁₇-С₂₀ Остальное

Основным недостатком указанного состава является очень длительный период времени его активации. Так исследования показали, что после установки контейнера с указанным известным составом в добывающую скважину начало выноса активной основы (определяется наличие в потоке нефти поверхностно-активного вещества) происходило только через две недели, то есть такой длительный промежуток времени скважинное оборудование фактически было незащищено.

Вместе с этим, некоторые ингредиенты известного твердого состава (например, кубовые остатки производства аминов С₁₇-С₂₀) являются отходами вредных производств, а следовательно, не обеспечивают экологичности состава.

Технический результат, достигаемый предлагаемым реагентом, заключается в повышении скорости его активирования в условиях различных типов нефтей как при нормальных, так и при повышенных температурах, при одновременном обеспечении равномерности выноса, сохранении стабильности и технологичности реагента.

Дополнительным техническим результатом является обеспечение экологичности предлагаемого реагента.

Поставленный технический результат достигается твердым реагентом для предотвращения асфальтено-смолопарафиновых отложений (АСПО) при добыче и транспорте нефти, содержащим техническое моющее средство, азотсодержащее соединение - карбамид и добавки - лигносульфонаты технические, карбоксиметилцеллюлозу и воду при следующем соотношении ингредиентов, маc.%:

Лигносульфонаты технические

(в пересчете на сухое вещество) 3,0-15,0

Карбоксиметилцеллюлоза 12,5-50,0

Техническое моющее средство 30,0-50,0

Карбамид 2,0-15,0

Вода Остальное

В качестве лигносульфонатов технических используют лигносульфонаты технические жидкие или порошкообразные.

Достижение указанного технического результата стало возможным, по-видимому, благодаря совместному воздействию входящих в предлагаемый состав ингредиентов. За счет ограниченного растворения состава в добываемой нефти происходит его самодозирование в процессе предотвращения АСПО, но при этом одновременно повышается скорость его начального активирования в условиях различных нефтей и различных температур.

Указанный выше заявляемый реагент для предотвращения АСПО готовится простым перемешиванием ингредиентов с последующим формованием в виде цилиндров, шариков, гранул или образований любой другой формы. Далее предлагаемый реагент помещается в контейнер, представляющий собой систему перфорированных труб различного диаметра. Затем полученный трубчатый контейнер с помещенным в него реагентом опускается в зону перфорации добывающей скважины или чуть выше - под насос.

Пластовые флюиды, проходя через отверстия на боковых стенках и на торце контейнера, омывают предлагаемый реагент. За счет постепенного растворения уже в первые четверо суток после спуска достигается его постоянная, необходимая, эффективная и достаточная концентрация в добываемых флюидах.

Для приготовления заявляемого реагента были использованы следующие вещества:

- Лигносульфонаты технические (ЛСТ) представляют собой смесь натриевых солей лигносульфоновых кислот - ТУ 54-028-00279580-97, выпускаются в жидком и порошкообразном состоянии.

- ЛСТ в жидком состоянии представляет собой вязкую жидкость темно-коричневого цвета с содержанием основного вещества не менее 48-58%, с массовой долей сухих веществ 50%.

- ЛСТ порошкообразные - мучнистый порошок от светло-желтого до коричневого цвета, массовая доля сухих веществ не менее - 92%.

- Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) представляет собой натриевую соль целлюлозогликолевой кислоты, получаемой при взаимодействии щелочной целлюлозы с монохлорацетатом натрия или монохлоруксусной кислотой - ТУ 6-5540-90, мелкозернистый, порошкообразный, содержащий волокна материал от белого до кремового цвета с массовой долей основного вещества в абсолютно сухом продукте не менее 45%.

- Техническое моющее средство (ТМС) ТУ 2499-019-04643756-96 представляет собой порошкообразное вещество от белого до бледно-серого цвета, включающее не менее 4,5 мас.% поверхностно-активных веществ, не менее 11 мас.% фосфорно-кислых солей в перерасчете на P₂O₅ и не менее 1,7 мас.% силиката натрия в пересчете на SiO₂.

- Кристаллический карбамид (мочевина) получают из аммиака и двуокиси углерода - ГОСТ 2081-92. Представляет собой кристаллический порошок белого цвета с массовой долей азота в пересчете на сухое вещество не менее 46,2%.

- Вода (плотность 997 кг/м³, рН 7,65, общая минерализация 987,6 мг/л).

Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующим примером.

Пример. Заявляемый твердый реагент готовили путем смешивания 10 г порошкообразных технических лигносульфонатов, 20 г карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ), 40 г технического моющего средства (ТМС), 10 г карбамида, и последующего добавления пресной воды в количестве 20 г. После тщательного перемешивания ингредиентов формовали полученный реагент в виде шариков или колбаски.

Аналогичным образом получали другие составы с различным соотношением ингредиентов.

Эффективность предотвращения АСПО предлагаемым реагентом проводили на пластовой воде и нефтях верейской залежи Гожанского месторождения и башкирской залежи Константиновского месторождения. Данные о составе попутнодобываемых вод и составе нефти, использованных при проведении испытаний, приведены в таблице 1 и 2 соответственно.

В ходе лабораторных испытаний определяли следующие свойства предлагаемого твердого реагента:

- эффективность предотвращения АСПО на различных типах нефтей (легких, средних, тяжелых);

- скорость активации реагента при использовании различных нефтей и температуры.

Эффективность предотвращения АСПО оценивали по следующим показателям:

- по степени отмыва пленки нефти;

- по величине дисперсии АСПО;

- по налипанию и

- замазыванию смолами;

- по отмыву колбы от АСПО.

Для исследования брали навеску реагента (10 г), помещали его в сетчатую корзиночку и опускали в стакан на границу раздела фаз исследуемой нефти и воды, взяв по 100 мл каждого. После контактирования 16 часов с флюидами проводили отделение нефти от воды с помощью делительной воронки. Согласно общепринятой “Методики оценки эффективности ингибиторов парафиновых отложений комплексного и многофазного действия на отмыв пленки нефти, - диспергирование и отмыв парафиновых отложений пластовой воды”, НПО Союзнефтепромхим, - г. Казань, 1987, проводили испытания:

- по отмыву пленки нефти этим реагентом;

- по величине дисперсии АСПО в среде заявляемого реагента;

- по характеристике свойств дисперсии в этих условиях (например, замазывания поверхности).

Аналогично проводили опыты по определению эффективности предотвращения АСПО известными по аналогу и прототипу реагентами.

Данные об ингредиентном составе предлагаемого и известных твердых реагентов, приведены в таблице 3.

Данные об эффективности предотвращения АСПО, полученные в ходе исследований, приведены в таблице 4.

Данные, приведенные в таблице 4, показывают, что предложенный реагент превосходит по эффективности предотвращения АСПО известные реагенты. Так отмыв пленки нефти заявляемым реагентом составляет 60-100% за 3 мин, величина налипания и замазывания смолами - 0-10%, отмыв колбы от АСПО 85-97% от поверхности, в то время как у прототипа эти показатели составляют: отмыв пленки нефти - 0-5% за 3 мин, величина налипания и замазывания смолами - 20-30%, отмыв колбы от АСПО - 50-60% от поверхности. Причем высокая эффективность предотвращения АСПО предлагаемым реагентом проявляется как при низких, так и при повышенных температурах (см. таблицу 4).

В ходе лабораторных испытаний также определяли скорость активации предлагаемого и известных реагентов в промысловых условиях. Для этого брали реагент двух различных ингредиентных составов (опыт 1 и 6 таблицы 3), помещали его в виде “колбаски” в перфорированные контейнеры, которые устанавливали в различных скважинах (дебит - Q - жидкости одной скважины составлял - Q=14,5 т/сутки, дебит второй - Q=15,6 т/сутки). На устье скважины ежесуточно брали пробы нефти и определяли в ней наличие информационного иона (фосфат-иона) по методике, изложенной в РД 39-1-237-79, “Определение содержания ингибитора отложения солей и фосфорорганических химреагентов в пластовых и пресных водах”, Уфа, БашНИПИнефть, 1979 г. Данные о скорости активации приведены в таблице 5.

Данные, приведенные в таблице 5, показывают, что скорость активации предлагаемого реагента в 2 раза выше скорости активации реагента по прототипу.

Таким образом, преимущества предлагаемого твердого реагента по сравнению с известным по прототипу заключается в следующем:

- скорость активации реагента в 2 раза выше, то есть его вынос наступает быстрее, а значит быстрее производится и защитное действие;

- предлагаемый реагент обеспечивает более эффективное предотвращение отложения АСПО при добыче любых типов нефтей и при различных пластовых температурах (до +65°С);

- предложенный реагент характеризуется экологичностью, так как не содержит экологически вредных ингредиентов, в то время, как кубовые остатки, входящие в состав известного реагента, имеют низкий класс опасности;

- приготовление предлагаемого реагента не требует дополнительных операций нагревания и растворения веществ, как в известном, где вещество-носитель (кубовые остатки) нужно расплавлять до жидкого состояния, чтобы ввести остальные ингредиенты.