Состав для комплексного воздействия на добываемые флюиды

Состав для комплексного воздействия на добываемые флюиды

Реферат

 

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для комплексного воздействия на добываемые флюиды. Состав содержит фосфорсодержащий реагент ИСБ-1 или ОЭДФ-12 - 80%, техническое моющее средство типа форс-1 - 7-60%, кубовый остаток производства аминов С₁₇-C₂₀ - остальное. Технический результат: повышение эффективности предотвращения АСПВ при добыче всех типов нефтей, обеспечение длительного выноса ингибитора солеотложения, обеспечение утилизации отходов производства. 7 табл.

Состав относится к области нефтедобычи, в частности к составам для комплексного воздействия на добываемые флюиды и предназначается для одновременного предотвращения отложений солей и асфальто-смоло-парафиновых веществ (АСПВ) при добыче обводненной нефти из скважин как с низким, так и с высоким пластовым давлением, а также, при сборе, транспорте и подготовке нефти.

В настоящее время большинство известных составов являются ингибиторами однофункционального действия. Каждый из этих ингибиторов вводится в обрабатываемый поток флюидов по отдельности: - либо их закачивают в скважину (см., например, "Способ предупреждения отложения неорганических солей с применением поликомплексонов отечественного производства (типа ПАФ) "РД 39-1-217-79 и "Руководство по технологии применения ингибиторов солеотложения на основе оксиэтилидендифосфоновой кислоты и полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновой кислоты для предотвращения отложения солей "РД 39-23-702-82); - либо эти ингибиторы вводятся в поток попутно добываемой или сточной воды (см. , например, РД 39-1-216-79" Предупреждение отложений парафина в нефтепромысловом оборудовании)".

Однако указанные известные составы могут растворяться или только в нефти, или только в воде, и поэтому, в условиях постоянного изменения соотношения нефти и воды при добыче в течение длительного периода обеспечить надежную защиту очень трудно, даже предотвращая один вид отложений (отложение солей или АСПВ).

Кроме того, большинство известных составов предотвращают только один вид отложений: либо солеотложения, либо отложения АСПВ).

Известен состав для воздействия на добываемые флюиды со следующим содержанием ингредиентов, мас.%: ингибитор солеотложения - 55.00-60.00 латекс - 3.00-5.50 нефть - 13.32-27.12 поверхностно-активные вещества (ПАВ) - 0.40-1.35 вода - остальное (см. например, а.с. СССР N 916523, М.кл. 3 C 09 K 3/00, E 21 B 37/00, от 06.11.79). В указанном известном составе смесь латекса, нефти, ПАВ и воды выполняет роль вещества-носителя. Данный известный состав имеет густую консистенцию и его доставляют в скважину с помощью перфорированного контейнера.

Способ приготовления такого известного состава для воздействия на добываемые флюиды состоит в том, что в начале готовят вещество-носитель путем обычного перемешивания ингредиентов, затем в него вводят постепенно тремя равными порциями ингибитор солеотложения, после чего смесь перемешивают и получают известный состав. Основным недостатком указанного известного состава при его способе изготовления является то, что он теряет свою эффективность при обводненности пластовых флюидов более 20%, т.к. латекс, входящий в композицию этого известного состава, при контакте с попутно добываемой водой коагулирует и превращается в резинообразную массу, которая блокирует выход ингибитора солеотложения в водо-нефтяной поток. Кроме того, указанный известный состав может растворяться только в нефти. Вместе с этим этот известный состав направлен только на предотвращение солеотложения, т.к. он не обладает многофункциональностью.

Наиболее близким по технологической сущности к заявляемому составу для комплексного воздействия на добываемые флюиды является состав со следующим содержанием ингредиентов, мас.%.

Ингибитор солеотложения оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ) или нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ ИСБ-1) 1.00-4.00.

Ингибитор АСПВ твердого агрегативного состояния (ИПП-2 или ИПП-3) 29.00-36.00.

Ингибитор коррозии твердого агрегативного состояния (ИКБ-4 или ИКБ-2 или ИКБ-6В) 12.00-18.00.

Вещество-носитель кубовый остаток производства первичных аминов C₁₇-C₂₀ - остальное (см. а.с. СССР N 1543052, М.Кл. E 21 B 37/06, C 09 K 3/00, C 23 11/00 от 03.10.88 г.).

Состав предназначен для предотвращения отложений асфальто-смоло-парафиновых веществ (АСПВ), солей, предотвращения от коррозии при добыче обводненной нефти. Однако этот состав недостаточно эффективно предотвращает отложения АСПВ.

Как показали проведенные исследования отмыв пленки нефти указанным известным составом составляет 80-90% за 60-180 секунд, а величина замазывания поверхности в его присутствии достигает 20%, что не позволяет достаточно эффективно предотвращать отложения АСПВ.

Как показали лабораторные исследования и практика, применения известного состава при его самодозировке отмечены неоднократные выбросы больших количеств фосфорсодержащего компонента, что приводит к его перерасходу и быстрому вымыванию. Это сопровождается сокращением периода бессолевой эксплуатации скважин. Скорее всего такой процесс можно объяснить малым количеством фосфорсодержащего реагента в известном составе и следовательно, неравномерным распределением по всему его объему. Кроме того, указанный известный состав содержит ингредиенты, которые в настоящее время не выпускаются отечественной промышленностью и не производятся за рубежом. Это твердые ингибиторы: АСПО-ИПП-2 и ИПП-3 и твердые ингибиторы коррозии: ИКБ-4, ИКБ-2, ИКБ-6В, т. е. известный состав практически невозможно готовить и, следовательно, применять.

Целью настоящего изобретения является повышение эффективности предотвращения отложений солей и АСПВ в отношении легких, средних, и особенно, тяжелых нефтей. Кроме того, применение заявляемого состава обеспечивает длительную постоянную, по сравнению с известным составом, поставку ингибирующих компонентов в эффективных концентрациях в добываемые флюиды при всех возможных соотношениях нефти и воды. Дополнительной целью, наряду с предотвращением АСПО, является утилизация отхода производства и использование для его получения ингредиентов, выпускаемых отечественной промышленностью.

Поставленная техническая задача достигается тем, что состав для комплексного воздействия на добываемые флюиды, содержащая фосфорсодержащий реагент ИСБ-1 или ОЭДФ и кубовый остаток производства аминов C₁₇-C₂₀, дополнительно содержит техническое моющее средство типа ФОРС-1 при следующем соотношении компонентов, мас.%: фосфорсодержащий реагент ИСБ-1 или ОЭДФ - 12-80 техническое моющее средство типа ФОРС-1 - 7-60 кубовый остаток производства аминов C₁₇-C₂₀ - остальное Ни из патентной и ни из научно-технической литературы нам неизвестны составы, ингибирующие процесс АСПО и солеотложения, включающие указанные ингредиенты в заявляемом количественном соотношении и позволяющие решить поставленную техническую задачу изобретения, что дает основание сделать вывод о том, что предлагаемый состав обладает критериями "новизны" и "изобретательский уровень".

Достижение указанного выше технического результата стало возможным, по-видимому, благодаря совместному взаимодействию входящих в предлагаемый состав ингредиентов.

Кубовые остатки при производстве аминов C₁₇-C₂₀ играют роль вещества-носителя. За счет его ограниченного растворения в добываемых флюидах (нефти и воде) происходит высвобождение (самодозировка) фосфорсодержащего реагента и ТМС. Каждый из которых работает по направлению своей деятельности по всему технологическому пути движения продукции скважины. Фосфорсодержащий реагент (ИСБ-1 или ОЭДФ) работает как ингибитор солеотложения, а ТМС удаляет, образующиеся при добыче нефти, асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО), смывая их, далее он обволакивает мелкокристаллические структуры АСПО и не дает им слипаться между собой и образовывать крупные конгломераты. Образовавшиеся мелкокристаллические структуры находятся во взвешенном состоянии, не выпадая в осадок, движутся в объеме продукции скважины по всей технологической цепочке. Таким образом ТМС совмещают в себе функции удалителя и ингибитора АСПО. Если указанный выше заявляемый состав для комплексного воздействия на добываемые флюиды будет приготовлен согласно следующему предлагаемому способу, по которому вводятся при постоянном перемешивании все входящие в него ингредиенты в следующей последовательности: кубовый остаток производства аминов C₁₇-C₂₀ (отход производства), ТМС и затем фосфорсодержащий реагент (ИСБ-1 или ОЭДФ). Полученный таким образом твердый состав, напоминающий парафин (мыло), делится на куски, формируется в виде цилиндров длиной 15-20 см, диаметром 3-4 см, и загружается в контейнер, который далее опускается в зону перфорации добывающих скважин, как и в прототипе по а.с. СССР N 1543052.

Пластовые флюиды проходят через отверстия на боковых стенках и на торце контейнера, омывают цилиндры полученного описанным выше способом, состава для комплексного воздействия. За счет постепенного растворения вещества-носителя - кубового остатка производства аминов C₁₇-C₂₀ (отхода производства) в добываемой нефти и воде обнажаются внесенные фосфорсодержащий реагент (ИСБ-1 или ОЭДФ) и ТМС (типа Форс-1), благодаря чему достигается постоянная, необходимая эффективная и достаточная концентрация фосфорсодержащего реагента и ТМС в добываемых флюидах.

Для получения заявляемого состава для комплексного воздействия на добываемые флюиды в лабораторных условиях были использованы следующие вещества: - вещество-носитель - остатки кубовые при производстве аминов C₁₇-C₂₀ (отход производства) ТУ 6-02-750-87, бордово-коричневое твердое вещество, по внешнему виду напоминающее хозяйственное мыло; - фосфорсодержащий реагент: ИСБ-1 (НТФ), выпускается Чебоксарским АО "Химпром" по ТУ 6-09-5283-86, белое кристаллическое вещество, растворимое в воде; - ОЭДФ, белый кристаллический порошок, растворимый в воде, ТУ 6-09-20-54-79, выпускается Чебоксарским АО "Химпром"; - ТМС: Форс-1, техническое моющее средство, кремовый порошок, выпускается в г. Пермь, АО "Пемос", ТУ 2499-013-04643756-96; СФ-2У, кремовый порошок, ТУ-10-РСФСР-465 выпускается в г. С.-Петербурге; ЛОТОС-пемос, универсальное, синтетическое моющее средство, кремовый порошок, выпускается в г. Пермь, АО "Пемос", ТУ 2381-007-04643756-94.

Для получения заявляемого состава осуществляют следующие операции в нижеуказанной последовательности: готовят вещество-носитель - остатки кубовые при производстве аминов C₁₇-C₂₀ (отход производства). В вещество-носитель вводят последовательно, при постоянном перемешивании, ТМС и фосфорсодержащий реагент.

Полученный состав формуют в цилиндры, как было указано ранее.

Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующим примером.

Пример.

Для получения заявляемого состава в лабораторных условиях брали 2,5 г вещества-носителя, остатков кубовых при производстве аминов C₁₇-C₂₀, помещали в фарфоровую чашечку, нагревали на водяной бане, затем при непрерывном помешивании вводили поочередно 3,5 г ТМС и 4,0 г фосфорсодержащего реагента. Далее после тщательного перемешивания формовали полученный состав в виде шариков или цилиндров. Так получали заявляемый состав, твердый, напоминающий хозяйственное мыло, со следующим соотношением ингредиентов, мас.%: фосфорсодержащий реагент - 40; ТМС - 35 и вещество-носитель - кубовый остаток производства аминов C₁₇-C₂₀ остальное - 25. Аналогичным образом получают другие составы с различным соотношением ингредиентов.

Нами были проведены все необходимые лабораторные испытания.

Испытания ставили с целью определить: - степень растворения вещества-носителя - кубового остатка производства аминов C₁₇-C₂₀ (отход производства) в нефти, попутно добываемой воде и в их смесях; - возможность самодозировки фосфорсодержащего реагента, являющегося по характеру своего действия ингибитором солеотложения; - защитный эффект заявляемого состава по предотвращению АСПВ. Испытания также ставили целью установить граничные и оптимальные значения ингредиентов в заявляемом составе, получаемом предлагаемым способом.

Испытания проводили традиционным способом определения степени растворения различных веществ. Он заключается в следующем. Навеску вещества-носителя (1 г) помещали в коническую колбу с флюидами, взятыми в объеме 1 л, колбу закрывали пробкой и устанавливали в прибор для встряхивания колб. Через 1 час содержимое колбы отфильтровывали под вакуумом через фильтр "синяя лента". Оставшееся на фильтре вещество-носитель взвешивали. Количество растворившегося в течение 1 часа вещества-носителя заявляемого состава в различных флюидах приведено в табл. 1 (см. табл. 1-7).

Данные, приведенные в табл. 1, показывают, что вещество-носитель (кубовые остатки производства аминов C₁₇-C₂₀) в заявляемом составе будут растворяться одновременно и в нефти и в воде и в их смесях, т.е. они не будут препятствовать одновременному выносу из заявляемого состава фосфорсодержащего реагента и ТМС. Далее в ходе лабораторных испытаний определяли предельные оптимальные соотношения ингредиентов в предлагаемом составе.

Выбор предельных значений ингредиентов в заявляемом составе был обусловлен той минимальной концентрацией, при которой обеспечивается максимальный защитный эффект. При проведении указанных опытов использовали составы, данные о содержании ингредиентов в которых приведены в табл. 2.

Степень вымывания фосфорсодержащих реагентов из заявляемого состава определялась следующим образом.

Заявляемый состав нарезали на куски размером 1-3 см³, помещали их в стеклянные цилиндры диаметром 60 мм и длиной 300 мм с двумя кранами: вверху и внизу. Далее через воронку, нижний кран и кусочки состава в цилиндр подавалась обводненная нефть, которая далее, через верхний кран, собиралась в приемник. Таким образом имитировался процесс прохождения пластовых флюидов через погруженный в цилиндр (скважину) заявляемый состав.

Вещество-носитель (кубовые остатки при производстве аминов C₁₇-C₂₀) ограниченно растворяясь в попутно добываемой воде и нефти, обеспечивает доступ фосфоросодержащего реагента и ТМС в проходящую через них жидкость и те (фосфорсодержащий реагент и ТМС) проявляют свои ингибирующие функции по всему пути движения. Через цилиндр с заявляемым составом пропускали в первый раз 400 мл нефти и 600 мл воды, таким образом имитировалась 60% обводненность продукции скважин. Пропускаемая жидкость находилась в постоянном движении. Периодически, через каждый час, отбирались пробы вытекаемой из цилиндра жидкости в объеме 100 мл. При этом нефть из пробы отделялась в делительной воронке, а в воде определяли наличие фосфорсодержащего реагента (ИСБ или ОЭДФ) по фосфат-иону. Эффективная концентрация фосфорсодержащего реагента-ингибитора солеотложения (НТФ (ИСБ-1)) равна 2-5 мг/л (см. РД 39-1-218-79 "Способ предупреждения отложения неорганических солей с применением фосфорорганических соединений отечественного производства типа ИСБ - Уфа, БашНИПИнефть, 1979 г., с. 2). Определение содержания в воде производилось согласно РД 39-1-237-79 "Определение содержания ингибиторов отложения солей и фосфорорганических химреагентов в пластовых и пресных водах". Уфа, БашНИПИнефть, 1979 г. Данная методика предназначена для определения содержания НТФ ((ИСБ-1), ОЭДФ и др., фосфорорганических соединений (эфиры, фосфонаты и т.п.) в пластовых, пресных водах.

Для определения количественного содержания ингибиторов отложения солей в пластовой воде, анализируемая вода вначале фильтруется (для удаления механических примесей и нефти), затем кипятится (для удаления сероводорода), отбирается навеска (=20 мл). Доводится до 100 мл дистиллированной водой, количественно переносится в коническую колбу, подкисляется 1,5 мл концентрированной соляной кислоты (ГОСТ 14261-69), колбы с растворами помещаются на предварительно сильно разогретую плитку и доводятся до интенсивного кипения. В кипящий раствор добавляется 7 мл 10% раствора хлорамина "Б" (ОСТ 6-01-76-79) и исследуемые пробы кипятятся в течение 20 минут (объем проб должен уменьшиться при кипячении до 45-60 мл). Пробы охлаждают до комнатной температуры и количественно переносят в мерные колбы емкостью 100 мл. Объемы в колбах доводят до 80-85 мл, к ним добавляется 2 мл 5% раствора аскорбиновой кислоты, все перемешивается, добавляется 5 мл специально приготовленного раствора молибдата аммония, объем в колбах доводят до меток дистиллированной водой, тщательно перемешивается. При этом наблюдается окрашивание растворов от голубого до синего цвета. Через 5-10 мин определяется величина оптической плотности на ФЭК-56 (фильтр N 9; = 680 мм, кювета с толщиной слоя 10 мм). Зная величину оптической плотности, по калибровочной кривой определяется содержание фосфорорганического соединения, расчет содержания ингибитора в воде производится по формуле: P, мг/л = AV₁/V₂, где A - содержание ингибитора (мг/л), найденное по калибровочной кривой; V₁ - объем, до которого была разбавлена проба (100 мл); V₂ - объем, взятой на анализ пробы воды, мл.

Приготовление раствора молибдата аммония ведется следующим образом.

К 300 мл дистиллированной воды при перемешивании приливается 144 мл концентрированной серной кислоты. Раствор охлаждается до 20^oC, 12,5 г молибдата аммония растворяется в 200 мл дистиллированной воды, нагретой до 80^oC. 0,235 г хлорида сурьмы растворяется в небольшом количестве 20%-ной соляной кислоты и объем доводится до 100 мл дистиллированной водой. В мерную колбу емкостью 1 л сливают растворы молибдена аммония и хлорида сурьмы, до метки объем доводится дистиллированной водой. Приготовленный таким образом раствор молибдата аммония хранится в склянке из темного стекла.

Данные о содержании фосфорсодержащего реагента в пробах обводненной нефти, пропущенной через заявляемый состав, приведены в табл. 3.

Данные, приведенные в табл. 3 показывают, что заявляемый состав для комплексного воздействия на добываемые флюиды, содержащий следующие ингредиенты, мас.%: фосфорсодержащий реагент (ИСБ-1 или ОЭДФ) - 12-80 ТМС (типа Форс-1) - 7-60 кубовый остаток производства аминов C₁₇-C₂₀ (отход производства) - остальное обеспечивает стабильное поступление фосфорсодержащего реагента в поток пластовых флюидов в пределах его эффективной концентрации.

Указанные значения ингредиентов являются граничными, т.к. их изменение в большую или меньшую стороны не позволяет достичь поставленной цели. Так, например, состав, содержащий 11% фосфорсодержащего реагента, 70% - ТМС и вещества-носителя - остальное (опыты 17, 13, 19, 25, 31 табл. 3), обладает низким защитным эффектом, т.к. выход фосфорсодержащего реагента, являющегося ингибитором процесса солеотложения, в поток нефти очень мал (ниже 2-5 мг/л), значительно ниже значения его эффективной концентрации. А увеличение количественных значений ингредиентов от верхнего предела (опыты 5, 11, 17, 23, 29, 35 табл. 3), экономически нецелесообразно, т.к. выход фосфорсодержащего реагента из состава в поток нефти будет большим и это приведет к его перерасходу.

Оптимальный состав будет следующий, мас.%: фосфорсодержащий реагент - 40 ТМС - 35 кубовый остаток производства аминов C₁₇-C₂₀ (отход производства) - остальное Далее в ходе лабораторных испытаний определяли защитный эффект заявляемого состава в качестве ингибитора АСПО. Для исследований использовались те же нефть и вода, разделенные в делительной воронке после их пропускания через кусочки заявляемого состава.

Определение ингибирующей способности по предотвращению АСПВ проводилось по общепринятой "Методике оценки эффективности ингибиторов парафиновых отложений комплексного и многофазного действия на отмыв пленки нефти, диспергирование и отмыв парафиновых отложений пластовой водой". НПО Союзнефтепромхим. - г. Казань, 1987 г.

Согласно этой методике оценку эффективности заявляемого и известного составов по предотвращению АСПО проводили по следующим показателям: 1. По отмыву пленки нефти этим составом.

2. По величине дисперсий АСПО в среде заявляемого состава.

3. По характеристике свойств дисперсий в этих условиях (налипание, замазывание поверхности).

При испытании пленки нефти на отмыв определяют процент отмыва пленки нефти пластовой водой со стенки стеклянной пробирки во времени (за 100% считают половину всей поверхности пробирки) без и в присутствии ингибитора.

Принято: отмыв отличный - 70-90% за 30 с; отмыв хороший - 70-90% за 60 с; отмыв удовлетворительный - более 3 минут, и в этом случае промысловое испытание реагента не рекомендуется.

При испытании на дисперсию определяют величину получаемых частиц АСПО в пластовой воде при добавлении испытуемого реагента.

Результат считается: отличным, если все гранулы АСПО имеют величину дисперсии от 0,1 до 3 мм (100%) хорошим - 0,1-5 мм (100%) удовлетворительным - 0,17-7 мм (100%) неудовлетворительным более 7 мм При получении последнего показателя реагент не рекомендуется к промысловому испытанию.

Иллюстрацией диспергирования АСПО в пластовой воде с реагентам являются показатели по налипанию и замазыванию.

Налипы АСПО на стенки стеклянной конической колбы в % от рабочей поверхности: результат считается отличным, если налипы составляют 5%, хорошим - до 10%; удовлетворительным - до 40%; неудовлетворительным - более 40%.

Реагент, в присутствии которого, наблюдаются налипы отложений выше 40% к промысловому испытанию не рекомендуется. Замазывание смолами стенок колбы в виде полос в % от рабочей поверхности. Результат считается отличным, если замазывание не более 5%; хорошим - 20; удовлетворительным - до 50%; неудовлетворительным - более 50%. Реагент, дающий последний результат не может быть рекомендован к промысловому испытанию.

Определение первого показателя - степень отмыва пленки нефти проводили следующим образом.

В стеклянные пробирки наливали по 20 мл исследуемой нефти и выдерживали 30 мин для создания на поверхности пробирки пленки нефти. Затем нефть из пробирки выливали и наливали в нее пластовую воду того же месторождения, что и нефть, в количестве 10 мл и выдерживали 1 мин. После этого в пробирку вносили 10 мл нефти, пропущенной через заявляемый состав. Пробирки закрывали пробками и переворачивали.

Через 20 мин визуально определяли поверхность пробирки, освободившуюся от пленки нефти в %. Аналогично проводили контрольный опыт без реагента. Эффективность состава по отмыву пленки нефти оценивали по разности величины поверхности, освободившейся от пленки нефти в данном и контрольном опытах.

Определение величины дисперсных частиц АСПО в пропущенных через заявляемый состав средах проводили в следующей последовательности: 50 мл, пластовой воды, пропущенной через заявляемый состав, вносили в коническую колбу. Далее, в колбу помещали отложения АСПО весом 2,5 г. Содержимое нагревали на плитке до полного расплавления отложений. Затем колбу охлаждали под струей воды, встряхивали ее круговыми движениями. При этом визуально фиксировали диспергирование АСПО, налипы и замазывание стенок конической колбы.

Данные, полученные в ходе исследований, приведены в табл. 4.

Данные табл. 4 показывают, что эффективность заявляемого состава выше эффективности известного.

Так при исследовании эффективности известного и заявляемого составов на тяжелых нефтях Павловского месторождения (плотность 0,917 г/см³), известный состав отмывает за 60 с только 70% поверхности, а заявляемый за тот же период отмывает пленку нефти почти полностью (на 90% поверхности). Величина дисперсности частиц АСПВ в присутствии известного состава достигает 0,1-5 мм, а в присутствии заявляемого состава все имеющиеся АСПВ имеют дисперсность не более 2 мм, что, естественно, способствует их лучшему удержанию в объеме добываемых флюидов, а не высаживанию на поверхности нефтепромыслового оборудования. Интенсивность налипания в присутствии известного состава доходит до 10%, а в присутствии заявляемого до 4-5%, т.е. в 2 раза меньше. Величина замазывания поверхности в присутствии известного состава достигает 20%, а в присутствии заявляемого 5%. Такая же, примерно, картина наблюдается и при испытаниях известного и заявляемого составов на средних (Северо-Камское месторождение, верейская залежь, плотность 0,842 г/см³) и легких (Константиновское месторождение, башкирская залежь, плотность 0,812 г/см³) нефтях (см. табл. 4). При исследовании известного и заявляемого составов нефть и вода отбирались после их прохождения через кусочки исследуемых составов. Для определения брали нефть, пластовую воду и асфальто-смоло-парафиновые отложения Константиновского, Павловского и Северо-Камского месторождений. Более подробные характеристики используемых при исследованиях нефтей, попутно добываемых вод и АСПО приведены в табл. 5, 6, 7.

Предложенный авторами состав для комплексного воздействия на добываемые флюиды по сравнению с известным по прототипу составом обладает новыми свойствами, а именно: - обеспечивает более эффективное предотвращение отложений АСПВ при добыче всех типов нефтей: легких (плотность 0,804-0,840 г/см³), средних (плотность 0,841-0,880 г/см³), тяжелых (плотность 0,881-0,925 г/см³) с различным содержанием асфальтенов, смол, парафинов; - обеспечивает более длительный и стабильный вынос ингибитора солеотложения за счет увеличения его концентрации в заявляемом составе и меньшей растворимости используемого вещества-носителя - кубового остатка производства аминов C₁₇-C₂₀ (отхода производства); - при приготовлении заявляемого состава используются ингредиенты, производящиеся в настоящее время на территории России, в то время как прототип содержит ингредиенты, которые не выпускаются в настоящее время ни у нас, ни за рубежом, т.е. его практически нельзя приготовить, и, следовательно, использовать. Таким образом, в настоящее время только заявляемый состав способен комплексно воздействовать на добываемые флюиды, т.е. одновременно предотвращать отложения солей и АСПВ при любой обводненности пластовых флюидов, при любом пластовом давлении и при любом составе попутно добываемых вод. Кроме того, в заявляемый состав входит отход производства - кубовый остаток производства аминов C₁₇-C₂₀, тем самым решается не только вопрос утилизации указанного отхода, но и его использование, т.е. обеспечивается эффективная утилизация отхода производства аминов C₁₇-C₂₀, тем самым решается один из злободневных вопросов современности - защита окружающей среды.

Заявляемый состав способен ограниченно растворяться одновременно как в нефти, так и в воде, т.е. при подаче в скважину, он работает одинаково эффективно, защищая нефтепромысловое оборудование от солеотложений и АСПВ в условиях постоянно изменяющейся обводненности продукции скважины.

Заявляемый состав способен предотвращать отложение солей и АСПВ при любой обводненности добываемой нефти.

Указанные технические преимущества заявляемого состава позволяют: - обеспечить без дополнительных обработок стабильную, одновременную, эффективную подачу фосфорсодержащего реагента-ингибитора солеотложения и ингибитора АСПО.

Дозировать ингибитор солеотложения в минимальных эффективных концентрациях, что позволяет обеспечивать их совместимость с попутно добываемыми водами различного состава и не образовывать побочных вторичных осадков, которые могли бы закупоривать продуктивные пласты.

Предотвращать процесс солеотложения и АСПО при добыче нефти из коллекторов с любой степенью проницаемости и с любым пластовым давлением.

Предотвращать процесс солеотложения и АСПО с самого начала технологической цепочки добычи, сбора, подготовки и транспорта нефти.

Обеспечить эффективную защиту глубинного и поверхностного нефтепромыслового оборудования от солеотложений и АСПО по всему пути движения водонефтяного потока.

Экономический эффект от применения предлагаемого состава для комплексного воздействия на добываемые флюиды будет складываться за счет: сокращения трудовых затрат, связанных с задолженностью бригад подземного и капитального ремонта скважин для проведения операций по удалению АСПВ и солеотложений, а также затрат, связанных с предотвращением только одного вида осложнений; повышения текущей нефтедобычи, т.к. время действия ингибирующих свойств состава и межремонтного периода работы скважины увеличивается за счет комплексного предотвращения двух видов отложений в одной операции.

Исключения дополнительных обработок скважин ингибитором солеотложения или АСПО.

Предполагаемый экономический эффект по указанным статьям, рассчитанный по РД 39-0147014-343-86 "Методические указания по определению экономической эффективности средств борьбы с коррозией и отложениями и средств неразрушающего контроля нефтепромыслового оборудования" и РД 39-0147035-202-86 "Методические указания по определению экономической эффективности новой техники, изобретений и рационализаторских предложений в нефтедобывающей промышленности" составит около 50 миллионов рублей в год на 1 добывающую скважину.

Возможный годовой объем использования предлагаемого изобретения по месторождениям России составит не менее 10000 скважин.

Формула изобретения

Состав для комплексного воздействия на добываемые флюиды, содержащий фосфорсодержащий реагент ИСБ-1 или ОЭДФ и кубовый остаток производства аминов C₁₇-C₂₀, отличающийся тем, что он дополнительно содержит техническое моющее средство типа форс-1 при следующем соотношении компонентов, мас.%: Фосфорсодержащий реагент ИСБ-1 или ОЭДФ - 12 - 80 ТМС типа форс-1 - 7 - 60 Кубовый остаток производства аминов C₁₇-C₂₀ - Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7, Рисунок 8, Рисунок 9, Рисунок 10, Рисунок 11, Рисунок 12, Рисунок 13, Рисунок 14, Рисунок 15