Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых и бактериальных отложений

Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых и бактериальных отложений

Реферат

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к составам для удаления асфальтосмолопарафиновых (АСПО), бактериальных отложений, и может быть использовано для удаления и растворения отложений из призабойной зоны пласта, из нефтепромыслового оборудования, резервуаров и нефтесборных коллекторов на нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятиях.

Известны реагенты для удаления АСПО - нефрасы АР 120/200 и АР 150/330 (см. В.Н. Павлычев и др. Эффективность применения растворителей асфальтосмолопарафинистых отложений на промыслах АНК "Башнефть"// Нефтяное хозяйство. - 2002. - №12. - С.65-66). Однако недостатком известного решения является неэффективность для растворения бактериальных осадков, дефицитность и высокая стоимость.

Наиболее близким аналогом предлагаемого технического решения по технической сущности является смесь органических растворителей, применяемых для удаления асфальтосмолопарафинистых отложений (патент RU 2149982, Е 21 В 37/06, С 09 К 3/00, 27.05.2000 г. - прототип), где в качестве растворителей используются жидкие отработанные углеводороды - отход производства изопрена методом двухстадийного дегидрирования, его выделения и очистки.

Однако указанное известное техническое решение не обеспечивает высокую степень растворения АСПО, армированных минеральными частицами, защищенных пленкой отложений микроорганизмов и продуктами их метаболизма, а также у известного реагента невысокая эффективность нейтрализации сероводорода, вырабатываемого СВБ или содержащегося в пластовой воде и недостаточная эффективность ингибирования оборудования от коррозии.

Решаемой задачей настоящего изобретения является создание эффективного состава, обладающего высокими растворяющими и отмывающими способностями по отношению к АСПО, бактериальным и минеральным отложениям, а также бактерицидными и защитными свойствами и способностью поглощения сероводорода, растворенного в пластовой и нагнетаемой воде и для ингибирования оборудования от коррозии. Воздействие осуществляется в нефтепромысловых коллекторах, в стволе скважины (НКТ), а также как в призабойной, так и в удаленных зонах пласта, для восстановления проницаемости призабойной зоны скважин и повышения срока службы скважинного и наземного оборудования. Дополнительной решаемой задачей является снижение себестоимости работ.

Поставленная задача достигается тем, что состав для удаления из пласта асфальтосмолопарафиновых и бактериальных отложений, включающий жидкие отработанные углеводороды - отход производства изопрена методом двухстадийного дегидрирования после его выделения и очистки, отличается тем, что дополнительно содержит смесь модифицированных полиэтиленполиаминов с нитрилом акриловой кислоты до 30 мас.%, композиции растворителей и ПАВ, в сумме до 100 мас.% при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: смесь модифицированных полиэтиленполиаминов с нитрилом акриловой кислоты до 30 мас.% 2,5 - 7,0; жидкие отработанные углеводороды - отход производства изопрена методом двухстадийного дегидрирования после его выделения и очистки - остальное.

Предлагаемый состав для удаления асфальтосмолопарафиновых и бактериальных отложений в качестве углеводородного растворителя содержит жидкие отработанные углеводороды - отход производства изопрена методом двухстадийного дегидрирования после его выделения и очистки скважинного и наземного оборудования. Дополнительной решаемой задачей является снижение себестоимости работ.

Поставленная задача достигается тем, что состав для удаления из пласта асфальтосмолопарафиновых и бактериальных отложений, включающий жидкие отработанные углеводороды - отход производства изопрена методом двухстадийного дегидрирования после его выделения и очистки, отличается тем, что дополнительно содержит смесь модифицированных полиэтиленполиаминов с нитрилом акриловой кислоты до 30%, композиции растворителей и ПАВ, в сумме до 100% при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: смесь модифицированных полиэтиленполиаминов с нитрилом акриловой кислоты до 30%, композиции растворителей и ПАВ, в сумме до 100% 2,5-7,0; отход производства изопрена методом двухстадийного дегидрирования после его выделения и очистки - остальное.

Предлагаемый состав для удаления асфальтосмолопарафиновых и бактериальных отложений в качестве углеводородного растворителя содержит жидкие отработанные углеводороды - отход производства изопрена методом двухстадийного дегидрирования после его выделения и очистки и состоит из ароматических углеводородов, непредельных, циклических и предельных углеводородов, выпускается по ТУ 38.303-05-27-92 заводом синтетического каучука г. Стерлитамака. Используется для депарафинизации скважин и в качестве топлива.

Физико-химические показатели жидкого отработанного углеводорода.
Наименование показателя	Норма	Метод испытания
1. Внешний вид	От светлого до темно- коричневого цвета	Визуально
2. Температура вспышки не ниже, °С	минус 53	ГОСТ12.1.044-89
3. Плотность при 20°С, г/см3	0,68-0,93	ГОСТ3900-85
4. Фракционный состав:а) температура начала кипения, °С, не ниже	28	ГОСТ2177-82
б) количество фракции, выкипающей до температуры 185°С, %, не менее	70
в) температура конца кипения, °С, не выше	370
5. Испытание на медной пластине	выдерживает	ГОСТ 6321-69
6. Содержание свободной воды	отсутствие	ГОСТ2477-65

Также состав для удаления асфальтосмолопарафиновых и бактериальных отложений содержит смесь модифицированных полиэтиленполиаминов с нитрилом акриловой кислоты до 30%, композиции растворителей и ПАВ, в сумме до 100%. Выпускается ЗАО "Каустик", г. Стерлитамак по ТУ 2415-187-00203312-98. Модифицированные полиэтиленполиамины получаются в результате взаимодействия полиэтиленполиаминов с изомерными α-разветвленными карбоновыми кислотами фракций C₅-С₂₈. Композиционный растворитель содержит в своем составе 10% н-бутанола и остальное - нефрас или растворитель, близкий по составу к нефрасу. В качестве диспергатора используются неионогенное ПАВ ОП-10 или его аналоги в количестве 2-6%. Предназначен для защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии и наводораживания.

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 задачи обеспечивается, по-видимому, благодаря найденному соотношению составных компонентов реагента: ароматические углеводороды, непредельные, циклические и предельные углеводороды с ингибитором коррозии, бактерицидом и поглотителем сероводорода в составе:

Физико-химические показатели смеси модифицированных полиэтиленполиаминов с нитрилом акриловой кислоты до 30%, композиции растворителей и ПАВ, в сумме до 100%.
Наименование показателя	Норма	Метод анализа
Внешний вид	Жидкость от светло-коричневого до темно-коричневого цвета	п.5.2 ТУ
Кислотное число, мг КОН на 1 г пробы, в пределах, не более	30	ГОСТ 113 62-9
Аминное число, мг HCl на 1 г пробы, не более	50	п.5.3 ТУ
Массовая доля активной основы, %, не менее	15	п.5.4 ТУ
Температура застывания, °С, более	минус 45	ГОСТ 20287-94

модифицированные полиэтиленполиамины с нитрилом акриловой кислоты до 30%, композиции растворителей и ПАВ (активные добавки), позволило получить, в отличие от известных составов, реагент комплексного действия (РКД). Для этого предлагаемый состав закачивают в объеме от 0,5 до 1,0 м³ на 1 м вскрытой толщины пласта в зависимости от коллекторских свойств и степени загрязнения пласта. Такая оторочка состава уничтожает бактериальные колонии, растворяет образованные ими осадки, а также АСПО. В результате происходит частичное или полное уничтожение бактерий в НКТ и ПЗП, что в значительной степени снижает скорость коррозии обсадной колонны и НКТ, а также содержание сероводорода в добываемой продукции. Кроме того, растворенные и диспергированные асфальтосмолопарафинистые и бактериальные отложения поступают в пласт, где производят воздействие на продуктивный коллектор, аналогичное воздействию полидисперсных систем. В результате происходит частичное снижение проницаемости высокопропроницаемых, многократно промытых водой, зон продуктивного пласта и подключение к процессу вытеснения нефти коллекторов со средней и низкой проницаемостью.

Содержание активных добавок при использовании в качестве ингибитора коррозии составляет 20-30%. В предлагаемом техническом решении углеводородный растворитель содержит активные добавки в более низких концентрациях 2,5 - 7,0%. В смеси с углеводородным растворителем они выполняют как известные функции - растворителя АСПО и ингибитора коррозии, так и новые функции - бактерицида и растворителя биогенных осадков, обладающих защитными свойствами, поглотителя сероводорода. Следует отметить, что сочетание в составе предложенной композиции углеводородного растворителя с полярными поликомпонентами ароматическими гетероатомными соединениями позволяет улучшить растворяющую АСПО функцию состава в 1,6-2,8 раза по сравнению с известными, предотвратить образование биоосадков после разовой обработки предлагаемым составом в течение шести месяцев.

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".

Пример приготовления предлагаемого состава в лабораторных условиях.

Пример 1. В химической колбе с известным весом взвешивают 2,5 г модифицированных полиэтиленполиаминов с нитрилом акриловой кислоты до 30%, композиции растворителей и ПАВ, в сумме до 100% и добавляют смесь растворителей - отход производства изопрена методом двухстадийного дегидрирования после его выделения и очистки в количестве 97,5 г. Колбу закрывают и перемешивают состав. Получают состав 1. Аналогичным образом готовили другие составы с различным соотношением ингредиентов.

Таблица 1
№№опыта	Содержание ингредиентов, мас.%
модифицированные полиэтиленполиамины с нитрилом акриловой кислоты до 30%, композиции растворителей и ПАВ в сумме до 100%	жидкий углеводородный растворитель
Состав 1	2,5	97,5
Состав 2	5,0	95,0
Состав 3	7,0	93,0
Прототип	-	100
Нефрас А 150/330 (аналог)	-	100

При проведении лабораторных испытаний исследовали следующие свойства предлагаемого состава: растворяющие и диспергирующие свойства, бактерицидные свойства, ингибирующие коррозию и свойства нейтрализатора сероводорода. Данные о составе использованных АСПО приведены в таблице 2.

Таблица 2.
Состав АСПО.
№осадка	Месторождение / №скв./ интервал отбора проб осадка, м	Содержание, мас.%:
асфальтены	смолы	парафины
1	Бузовьязовское/ 3483/2480 м	21,5	13,4	9,6
2	Бузовьязовское/ 3467/2400 м	10,0	2,7	1,0
3	Бузовьязовское/ 3166/1200 м	10,1	8,6	2,7

Пример 2. Проведены лабораторные исследования по оценке растворяющих и диспергирующих свойств предлагаемого и известных составов. Исследования проводились на органоминеральных осадках, образующихся в стволе скважин, а также в призабойных зонах пластов. Оценка растворяющей и диспергирующей способности проводилась с целью определения эффективности составов по очистке призабойной зоны пласта, так как диспергированный осадок в большинстве случаев приводит к снижению проницаемости средне- и низкопроницаемых коллекторов. Анализ определения эффективности растворяющего и диспергирующего действия составов проводился по методу потери веса образца в течение контрольного времени в статических условиях в соответствии со стандартом предприятия СТП 03-153-2001 «Методика лабораторная по определению растворяющей и удаляющей способности растворителей АСПО», Башнефть, Башнипинефть. Для испытания образец АСПО, характеристика которых приведена в таблице 2, наносили толщиной 1,5-2,0 мм на металлическую пластину, погружая пластину в отложения на высоту 45 мм. По разности масс пластины с отложениями и чистой пластиной определяли исходную массу АСПО (m₀). В цилиндр наливали растворитель, опускали пластину с отложениями на 3/4 высоты и через каждые 15-30 минут фиксировали изменения, происходящие с отложениями в течение двух часов: окрашивание растворителя, отслоение, очищенная поверхность в процентах. За 100% принималась поверхность отложений, высотой 35 мм. По истечении двух часов пластину вынимали, помещали в эксикатор, соединенный с водоструйным насосом и продолжали сушку до достижения постоянной массы пластины с АСПО (m). Эффективность растворения АСПО рассчитывали по формуле:

При слабом окрашивании растворителя и отслоении АСПО с пластины рассчитывалась диспергирующая способность растворителя.

Результаты исследований приведены в таблице 3.

Данные в таблицах, характеризующие предлагаемое техническое решение получены для предлагаемых составов и отличаются концентрациями активных добавок. Содержание остальных компонентов в составах оставалось постоянным.

Оценка растворяющей и диспергирующей способности проводилась с целью определения эффективности составов по очистке призабойной зоны пласта, т.к. диспергированный осадок в большинстве случаев приводит к снижению проницаемости средне- и низкопроницаемых коллекторов.

Таблица 3.
Данные о растворяющей и диспергирующей способности известного и предлагаемого составов
№состава	Эффективность растворения осадков, %	Эффективность их диспергирования, %
№1	№2	№3	Средняя	№1	№2	№3
Состав 1	88	65	63	72	12	35	37
Состав 2	65	73	72	70	35	27	28
Состав 3	47	77	71	65	53	23	29
Прототип	39	24	20	28	61	76	80
Нефрас А 150/330 (аналог)	43	37	40	40	57	63	60

Данные таблицы 3 показывают, что растворяющая способность предлагаемого состава превышает известные в 1,6-2,8 раза.

Пример 3. Оценивалась ингибирующая способность реагентов величиной защитного эффекта (z) при различных концентрациях дозирования в сточной воде из УПН "Ташкиново" НГДУ "Арланнефть" состава: общая минерализация - 167 г/л, Cl^- - 102834 мг/л, SO₄ ^2- - 49,5 мг/л, НСО₃ ^- - 342 мг/л, Са²⁺ - 7800 мг/л, Mg²⁺ - 2675 мг/л, K⁺+Na^+- - 53014 мг/л. Содержание Н₂S - 80 мг/л.

Исследование защитных свойств реагентов от коррозии проводилось гравиметрическим методом согласно ОСТ 39-099-79.

Степень защиты от коррозии определяли по формуле:

где v₀ и v - скорости коррозии в неингибированной и ингибированной средах, в г/см²·ч.

Таблица 4.
Данные об ингибирующей способности известного и предлагаемого составов.
Состав (соответствует № опыта табл.1)	Дозировка, мг/л	Степень защиты от коррозии, %	Увеличение эффективности ингибирования в сравнении с прототипом, %
Состав 1	30	16	6,7
Состав 2	30	73	386
Состав 3	30	78	420
Прототип	100	14	-

Данные таблицы 4 показывают, что эффективность ингибирования оборудования при использовании предлагаемого состава возрастает в 3,9 раз.

В процессе лабораторных исследований оценивались бактерицидное и защитное действия составов. Известно, что СВБ могут развиваться как в пресных, так и в минерализованных средах. Особенно интенсивно они развиваются в ПЗП нагнетательных скважин. Развитию СВБ предшествует формирование биоценоза УОБ, продукты жизнедеятельности которых в соответствующих анаэробных условиях потребляются СВБ.

Исследования бактерицидного и защитного действий составов проводились по стандартной методике в соответствии с РД 39-973-83 «Методика контроля микробиологической зараженности нефтепромысловых вод и оценка защитного действия реагентов», Уфа, ВНИИСПТнефть, от 22.12.83 г. Оценка защитного бактерицидного действия от УОБ проводилась на питательных средах Раймонда, а от СВБ проводилась на питательных средах Постгейта. В экспериментах использовалась 2-суточная культура с содержанием бактерий не менее 10⁶ клеток/мл и индексом активности 100 единиц. Результаты испытаний приведены в таблице 5.

Результаты анализов по определению влияния предлагаемого состава и прототипа на подавление биоценоза и сульфатредукции, а также отмыв бактериальных компонентов осадков показали, что удаление микроорганизмов и подавление сульфатредукции происходит только при применении предлагаемого состава, известные составы такого действия не производят (табл.5).

Таблица 5.
Данные о бактерицидном действии известного и предлагаемого составов.
Состав (соответствует № опыта табл.1)	Дозировка,мг/л	Степень защиты от биокоррозии (%) СВБ	Степень защиты от биокоррозии (%) УОБ
Состав 1	130*	100	100
Состав 2	100*	100	100
Состав 3	180*	100	100
Прототип	600	0	0
Примечание: * - при указанных расходах происходит 100% отмыв биомассы.

В ходе лабораторных исследований оценивалась степень поглощения сероводорода. Исследования свойств реагентов по степени поглощения сероводорода проводились в соответствии с СТП-03-152-96 «Технический регламент по нейтрализации сероводорода в продукции скважин при проведении подземного и капитального ремонта». Пробы анализируемой воды для проведения исследований были отобраны из добывающих скважин Лемезинского месторождения и из продукции установки по подготовке воды «Волково» НГДУ «Уфанефть». После определения исходной концентрации сероводорода в пробе в бутылки с пробой вводился исследуемый состав в количестве, соответствующем шести-, восьми- и десятикратной массовой концентрации сероводорода в жидкости. Бутыли с составами герметично закрывали и сильно встряхивали (50 раз), после этого их помещали в термостат на 20 минут (время, необходимое на реакцию). Затем определяли остаточную концентрацию сероводорода. Степень поглощения сероводорода (П) исследуемым составом рассчитывали по формуле:

где c₀ - исходная концентрация сероводорода в пробе,

с - концентрация сероводорода после реакции с исследуемым составом.

Результаты анализов приведены в таблице 6.

Таблица 6
Результаты оценки степени поглощения сероводорода известным и предлагаемым составами.
Состав (соответствует № опыта табл.1)	Дозировка,мг/л	Степень поглощения сероводорода, %
Состав 1	400	30
Состав 2	400	57
Состав 3	400	48
Прототип	700	0

Максимальное поглощение сероводорода наблюдалось составом №2.

Выводы: проведенные лабораторные испытания по оценке растворяющей, ингибирующей, а также бактерицидной защитной эффективности и нейтрализации сероводорода показали, что предлагаемый состав в 1,6-2,8 раза эффективнее растворяет АСПО, на 100% защищает от биокоррозии, отмывая осадки биогенного происхождения в отличие от известных составов. Ингибирующий эффект предлагаемого состава в 3,9 раза больший, чем у прототипа, и достигается при меньших дозировках реагентов (в 3 раза). Нейтрализация сероводорода осуществляется только предлагаемым составом.

Пример 4. Для промыслового испытания была выбрана нагнетательная скважина №3077 на Менеузовской площади НГДУ Чекмагушнефть.

Приемистость скважины до проведения работ составляла 15 м³/сут при давлении нагнетания 10,4 МПа. В скважину было закачано 6,5 м³ предлагаемого состава, затем состав был продавлен в призабойную зону пласта сточной водой. Скважина была остановлена на реагирование в течение 16 часов. Приемистость, определенная после пуска скважины в работу, возросла на 320% и составила 48 м³/сут при давлении нагнетания 9,6 МПа. До этого скважина два раза обрабатывалась составом по прототипу, максимальный прирост приемистости при этом составил 40 - 62%.

Промысловые испытания показали эффективность предлагаемого технического решения, позволяющую увеличить приемистость нагнетательных скважин по сравнению с известными в 5 раз.

Состав для удаления из пласта асфальтосмолопарафиновых и бактериальных отложений, включающий жидкие отработанные углеводороды - отход производства изопрена методом двухстадийного дегидрирования, отличающийся тем, что дополнительно содержит смесь модифицированных полиэтиленполиаминов с нитрилом акриловой кислоты до 30 мас.%, композиции растворителей и ПАВ в сумме до 100 мас.% при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Смесь модифицированных полиэтиленполиаминов
с нитрилом акриловой кислоты,
композиции растворителей и ПАВ	2,5-7,0
Жидкие отработанные углеводороды-отход
производства изопрена методом двухстадийного
дегидрирования после его выделения и очистки	Остальное