Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений

Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений, и может быть использовано для растворения и удаления АСПО из призабойной зоны пласта, из нефтепромыслового оборудования, резервуаров и магистральных нефтепроводов на нефтедобывающих предприятиях как в твердом виде, так и растворенных в нефти.

Известна композиция для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), содержащая в своем составе, масс.%: 16-35 неионогенное поверхностно-активное вещество (ПАВ) ОП-7 или ОП-10, 4,5-10,3 сульфонола и остальное - ароматический растворитель (см. Патент РФ №2173328, МКИ C09K 3/00, E21B 37/06, опубл. 2001 г.).

Недостатком данной композиции является его узкая направленность - удаление АСПО, содержащихся в парафинистых нефтях и нефтеконденсатах с низким содержанием смол и асфальтенов.

Известен состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений, содержащий, масс.%: 0,15-0,30 смесь поверхностно-активных веществ из оксиэтилированных моноалкилфенолов общей формулы (I):

RC₆H₄(OC₂H₄)mOH,

где: m=6-10

R=C₉H₁₉-C₁₂H₂₅,

оксиэтилированных продуктов общей формулы (II):

R₁(OC₂H₄)qOH,

где: q=10-12

R₁=C₁₂H₂₅-C₁₄H₂₉,

и сульфированных продуктов общей формулы (III):

R₂C₆H₄(OC₂H₄)mOSO₃H,

где: m=6-10,

R₂=C₉H₁₉-C₁₂H₂₅,

при соотношении в смеси указанных поверхностно-активных веществ как (I+II):III=1:3-4 и I:II=1:1,1:2 или 2:1, 30-70 ароматический растворитель и остальное - алифатический углеводородный растворитель (см. Патент РФ №2137796, МКИ C09K 3/00, E21B 37/06, опубл. 1999 г.).

Известный состав проявляет низкую эффективность по удалению АСПО с высоким содержанием парафинов, асфальтенов, смол и серы.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является состав, содержащий в об.%: 0,5-5,0 один блок-сополимер окиси этилена и окиси пропилена на основе глицерина, 30 ароматического углеводорода и остальное - алифатический углеводород (см. Патент РФ №2323954, МКИ C09K 8/524, опубл. 2008 г.).

Однако данный состав проявляет низкую эффективность для удаления АСПО, содержащихся в вязких нефтях.

Целью предлагаемого изобретения является разработка состава для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений, обладающего высокой растворяющей, диспергирующей и моющей активностью по отношению к АСПО различного типа, в том числе с большим содержанием серы и обеспечивающего снижение вязкости нефти в обрабатываемой зоне.

Поставленная цель достигается путем создания состава для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений, содержащего поверхностно-активное вещество на основе полимера окиси этилена и углеводородный растворитель - смесь ароматического и алифатического углеводородов, причем в качестве поверхностно-активного вещества на основе полимера окиси этилена он содержит реагент ИТПС 806 марка Б, а в качестве углеводородного растворителя - реагент ИТПС-010 марка А, при следующем соотношении компонентов, масс.%:

Реагент ИТПС 806 марка Б 0,1 - 5,0

Реагент ИТПС 010 марка А - остальное.

Реагент ИТПС 806 марка Б выпускается по ТУ 2458-016-27913102-2010 и представляет собой смесь поверхностно-активных веществ в органическом или в водно-органическом растворителе. Реагент ИТПС 010 марка А представляет собой композицию на основе углеводородного растворителя - смеси алифатических и ароматических углеводородов и выпускается по ТУ 2458-014-27913102-2010. В качестве алифатических углеводородов могут быть использованы: широкая фракция летучих углеводородов (ШФЛУ) по ТУ 38.101524-93, бензин газовый стабильный (БГС) по ТУ 0272-003-00135817-00, нефтяной растворитель (н.р.) по ТУ 38.101303-85, петролейный эфир по ГОСТ 11992 - 66, уайт-спирит по ГОСТ 3134-78, Нефрас-С 50/170 по ГОСТ 8505-80. В качестве ароматических углеводородов могут быть использованы: ксилол по ТУ-6-09-3825-78, толуол нефтяной по ГОСТ 14710-78, Нефрас Ар 120/200 по ТУ 38101809-80, бутилбензольная фракция по ТУ 2414-076-05766563-2005, этилбензольная фракция по ТУ 2415 195 00203335-2010.

Предлагаемый состав может быть приготовлен как в условиях промышленного производства, так и непосредственно перед применением путем смешения компонентов состава в заявляемых количествах с использованием автоцистерн с циркуляцией.

Состав представляет собой жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета, проявляет устойчивость длительное время при температуре от +30°C до -40°C.

Приводим примеры приготовления предлагаемого состава для удаления АСПО, составы приведены в таблице 1.

Пример 1 (заявляемый состав). В сосуд объемом 250 мл последовательно наливают 99,9 г реагента ИТПС 010 марка А и 0,1 г реагента ИТПС 806 марка Б, смесь перемешивают встряхиванием сосуда с закрытой пробкой вращательным движениями до полного смешения компонентов (см. таблицу 1, пример 1).

Примеры 2 и 3. Аналогично готовят и другие составы, изменяя количество заявляемых реагентов.

Пример 4 (прототип).

В химический сосуд объемом 100 мл последовательно вливаю 1,0 мл Лапрола 3603-2-12, 30,0 мл этилбензола и 69,0 мл н-гексана. сосуд закрывают притертой пробкой и перемешивают полученный состав взбалтыванием (см. таблицу 1, пример 4).

Таблица 1
Номера составов	Содержание компонентов в составе, мас.%
ИТПС 806 марка Б	ИТПС 010 марка А
Состав 1	0,1	99,9
Состав 2	0,5	99,5
Состав 3	5,0	95,0
Прототип	Лапрол 3603-2-12-1,0	Углеводородный растворитель - 99,0
Состав 4

Эффективность заявляемого состава обусловлена использованием разнообразных углеводородных растворителей - алифатических различной длиныуглеродной цепочки, ароматических различного молекулярного веса. Использование в составе поверхностно-активного веществ на основе полимера окиси этилена приводит к уменьшению поверхностного натяжения на границе состав/АСПО, эффективно разрушает серосодержащие АСПО. Все компоненты для приготовления заявляемого состава доступны, недороги и производятся в России.

Для доказательства эффективности заявляемого состава проводят эксперименты в лабораторных условиях по определению растворяющей, диспергирующей и моющей способности состава при воздействии на образцы АСПО различных нефтедобывающих учреждений Республики Татарстан.

Методика испытаний заключается в следующем. Образец АСПО массой 2,00 г формируют в виде цилиндра и помещают во взвешенную корзиночку из стальной сетки с размером ячейки 1,5×1,5 мм. Корзиночку с образцом АСПО взвешивают с точностью до второго десятичного знака и находят массу навески АСПО. Корзиночку с образцом АСПО при помощи проволоки помещают в стеклянную герметичную бутылочку со 100 мл испытуемого состава. Проводят выдержку в течение 3 часов при комнатной температуре. Далее корзиночку с остатками АСПО вынимают и сушат при комнатной температуре в подвешенном состоянии в течение 24 часов, затем взвешивают.

Моющую способность (X₁) в % вычисляют по формуле:

X₁=((m₀-m₁)/m₀)*100%,

где: m₀ - масса АСПО в корзиночке до испытания, г;

m₁ - масса АСПО в корзиночке после испытания, г.

Содержимое бутылочки отфильтровывают через фильтр. Бутылочку ополаскивают отфильтрованным раствором несколько раз до полного перенесения частиц АСПО на фильтр. Фильтр с частицами АСПО высушивают при комнатной температуре до постоянного веса.

Растворяющую способность (X₂) в % вычисляют по формуле:

X₂=((m₀-m₁+m₂)/m₀*100%,

где: m₀ - масса АСПО в корзиночке до испытания, г;

m₁ - масса АСПО в корзиночке после испытания, г:

m₂ - масса АСПО, отфильтрованного после испытания, г.

Диспергирующую способность (X₃) в % вычисляют по формуле:

X₃=X₁-X₂.

За результат принимают среднее арифметическое значение двух параллельных измерений. Результаты испытаний приведены в таблице 2.

Таблица 2
№№ по п.п.	Номера образцов АСПО, номера скважин	Составы из таблицы 1	Моющая способность, X1, %	Растворяющая способность, X2, %	Диспергирующая способность, X3, %
1	2	3	4	5	6
1	1, скв. 32461	1	74,8	64,7	10,1
2	2, скв. 21062	1	79,9	72,5	7,4
3	3, скв. 11096	1	84,3	75,4	8,9
4	4, скв. 6177	1	75,1	57,4	17,7
5	6, скв. 11759	1	68,7	57,4	11,3
6	7, скв. 1489	1	93,5	76,7	16,8
7	8, скв. 23655	1	82,2	68,7	13,5
8	9, скв. 12445	1	93,9	79,8	14,0
9	11, скв. 3515	1	69,7	57,7	12,0
10	12, скв. 10037	1	55,5	50,3	5,2
11	13, скв. 6329	2	99,0	75,4	23,6
12	14, скв. 6177	2	84,6	65,4	19,2
13	15, скв. 7685	2	100	85,2	14,8
14	16, скв. 10219	2	85,5	73,4	12,1
15	17, скв. 15265	2	78,0	63,8	14,2
16	18, скв. 9347	2	79,5	67,7	11,8
17	21, скв. 6379	2	94,6	84,2	10,4
18	22, скв. 3540	3	82,3	72,7	9,6
19	23, скв. 22628	3	83,5	70,3	13,2
20	24, скв. 10542	3	55,4	50,6	4,8
21	25, скв. 11321	3	54,1	48,0	6,1
22	26, скв. 13508	3	53,5	45,2	8,3

1	2	3	4	5	6
23	28, скв. 32280	3	96,5	77,6	18,9
24	29, скв. 10004	3	98,0	83,3	14,7
25	30, скв. 20957	3	68,9	56,0	12,9
26 прототип	1, скв. 32461	Состав №4	41.6	32.3	9.3

Как видно из данных таблицы 2, моющая и растворяющая эффективности заявляемого состава превышают данные эффективности прототипа на 11.9-58.4% и 12.9-52.9% соответственно. Диспергирующие способности составов имеют сравнимые значения.

В таблице 3 приведены физико-химические характеристики нефтей Ашальчинской залежи НГДУ «Нурлатнефть», в том числе из скважин №№230, 232 и 15210. Данные нефти содержат элемент - серу и относятся к высоковязким нефтям.

Таблица 3
Параметры образцов нефти	Число исследованных скважин	Количество взятых проб	Диапазон значений	Среднее значение
Массовое содержание, %
- серы	11	38	2.8-4.95	3.98
- смол силикагелевых	11	18	19-33.18	24.4
- асфальтенов	11	41	4.19-18.09	8.74
- парафинов	11	22	0.09-0.47	0.288
- кокса	11	32	4.5-13.6	9.8
- механических примесей	6	6	0.06-14.85	2.61

Для исследования по снижению вязкости нефти используют три образца высоковязкой нефти со скважин 230, 232, 15210. Исследования проводят при температуре 20°C. Вязкость определяют вискозиметром ФАН 35SA на скорости вращения ротора 100 оборотов/мин. Для этого испытуемый состав добавляют в указанном количестве к 100 мл нефти, перемешивают стеклянной палочкой и снимают показания вискозиметра. Данные исследований приведены в таблице 4.

Таблица 4
№№ опыта	Номер скважины	Состав из таблицы 1	Показатели вязкости нефти, сПз, (снижение вязкости нефтей от первоначальной, %)
Количество состава, вводимого в нефть, об. %
0	1	1.5	2	3	4	5
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Скв. 230	1	160	122 (23.8)	115 (28.1)	109 (31.9)	96 (40.0)	85 (46.9)	85 (49.9)
2	160	137 (14.4)	118 (26.3)	101 (36.9)	95 (40.6)	88 (45.0)	81 (49.4)
3	160	143 (10.6)	125 (21.9)	112 (30.0)	110 (31.3)	99 (38.1)	92 (42.5)
Прототип	160	156 (2.5)	155 (3.1)	141 (12.5)	123 (23.1)	120 (25.0)	112 (30.0)
2	Скв. 232	1	212	179 (15.6)	160 (24.5)	129 (39.2)	115 (45.8)	96 (54.7)	92 (56.6)
2	212	186 (12.2)	157 (25.9)	114 (46.2)	100 (52.8)	88 (58.5)	86 (59.4)
3	212	191 (9.9)	146 (31.1)	108 (49.1)	98 (53.8)	84 (60.4)	83 (60.8)
Прототип	212	202 (4.7)	196 (7.5)	177 (10.6)	160 (24.5)	148 (30.2)	142 (33.0)
3	Скв. 15210	1	129	95 (26.4)	89 (31.0)	74 (42.6)	69 (46.5)	50 (61.2)	48 (62.8)
2	129	107 (17.1)	90 (30.2)	76 (41.1)	61 (52.7)	48 (62.8)	42 (67.4)
3	129	90 (30.2)	86 (33.3)	69 (46.5)	53 (58.9)	47 (63.6)	45 (65.1)
Прототип	129	112 (86.8)	92 (28.7)	83 (35.7)	70 (45.7)	61 (52.7)	54 (58.1)

Из данных таблицы 4 следует, что для наиболее вязкой нефти - со скважины 232 заявляемый состав снижает вязкость нефти на 23.6-27.8% больше прототипа. Снижение вязкости заявляемым составом для нефтей со скважин 230 и 15210 выше, чем составом прототипа на 12.5-19.9% и на 4.7-9.3% соответственно.

Таким образом, заявляемый состав, представляющий собой оригинальную композиционную смесь, подобранную с учетом особенностей группового состава АСПО, обеспечивает высокую растворяющую, диспергирующую и моющую активность по отношению к отложениям в широком диапазоне рабочих температур. Применение заявляемого состава позволит снизить трудоемкость удаления отложений, увеличить межочистной период и производительность скважин, улучшить экономические показатели добычи нефти.

Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений, содержащий поверхностно-активное вещество на основе полимера окиси этилена и углеводородный растворитель - смесь алифатических и ароматических углеводородов, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества на основе полимера окиси этилена используют реагент ИТПС 806 марка Б, а в качестве углеводородного растворителя - реагент ИТПС 010 марка А, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Реагент ИТПС 806 марка Б	0,1-5,0
Реагент ИТПС 010 марка А	Остальное