СОСТАВ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ Российский патент 2004 года по МПК E21B37/06 

Изобретение относится к нефтедобыче, в частности к составам для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), и может быть использовано для их удаления в призабойной зоне пласта, в нефтепромысловом оборудовании, резервуарах и магистральных нефтепроводах.

Для удаления и предотвращения АСПО известно множество составов, состоящих, как правило, их трех составляющих: алифатических и ароматических углеводородов и поверхностно-активных веществ (ионогенных, или неионогенных, или их смесей). Сочетание алифатических и ароматических углеводородов достигается как путем компаундирования, так и путем использования определенных фракций углеводородов. Для введения в состав удалителя АСПО методом компаундирования алифатических углеводородов используют гексановую фракцию (пат. №2009155, МКИ C 09 K 3/00, опуб. 15.03.94), прямогонный бензин (пат. №2098433, МКИ C 09 K 3/00, Е 21 В 37/06, опуб. 10.12.97), бензин нестабильный (пат. №2129583, МКИ C 09 K 3/00, Е 21 В 37/06, опуб. 27.04.99), бензин - сырье для пиролиза (пат. №2005117, МКИ C 09 K 3/00, опуб. 30.12.93), ароматический - сольвент нефтяной тяжелый (пат. №2009155, МКИ С 09 К 3/00, Е 21 В 36/00, опуб. 15.03.94), этилбензольную и бутилбензольную фракции, легкую пиролизную смолу (пат. №2098433, МКИ C 09 K 3/00, Е 21 В 37/06, опуб. 10.12.97).

Наряду с алифатическими и ароматическими углеводородами в ряде случаев в состав удалителей АСПО вводят и непредельные углеводороды, такие как пиперилен и изопрен (пат. №2149982, МКИ Е 21 В 37/06, С 09 К 3/00, опуб. 27.05.00), кубовые остатки ректификации стирола (пат. №2175376, МПК С 09 К 3/00, опуб. 27.10.01).

В связи с тем, что АСПО даже одного месторождения по своему составу существенно отличаются друг от друга, ни один из предлагаемых методов не является универсальным по отношению к АСПО целого ряда месторождений.

Наиболее близким по существенным признакам к предлагаемому изобретению является состав по патенту №2129583 (МПК С 09 К 3/00, Е 21 В 37/06, опуб. 27.03.99), содержащий алифатические и ароматические углеводороды, полярный неэлектролит, поверхностно-активное вещество-деэмульгатор и регулятор рН при следующем соотношении ингредиентов, об.%:

алифатические углеводороды 36-78

ароматические углеводороды 20-60

полярный неэлектролит 0,5-4

поверхностно-активное вещество-деэмульгатор 0,01-1

регулятор рН остальное

Недостатком известного состава является низкая эффективность удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) из добывающих скважин месторождений, характеризующихся высоким содержанием высокомолекулярных парафинов, смол и асфальтенов. Кроме того, известный состав характеризуется недостаточно высокой емкостью растворения АСПО.

Исходя из вышеизложенного, возникает проблема создания на базе доступного сырья эффективного удалителя для АСПО с высоким содержанием высокомолекулярных парафинов, смол и асфальтенов. Технический результат - ускорение процесса удаления вышеуказанных АСПО при одновременном увеличении емкости растворителя, т.е. способности растворителя растворять и диспергировать большее по массе количество отложений, что способствует уменьшению расхода растворителя.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном составе для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающем углеводородную фракцию, поверхностно-активное вещество и полярный неэлектролит, согласно изобретению в качестве углеводородной фракции используют углеводородную фракцию 70-165°С, полученную из бензиновой фракции процесса риформинга, с добавлением в нее 15,9-17,3% дициклопентадиена или указанную фракцию, полученную ректификацией жидких продуктов пиролиза, в состав которой входит 15,9-17,3% смеси циклопентадиена и дициклопентадиена, при следующем соотношении компонентов, мас.%

Углеводородная фракция 70-165°С, полученная

из бензиновой фракции процесса риформинга, с

добавлением в нее 15,9-17,3% дициклопентадиена

или указанная фракция, полученная ректификацией

жидких продуктов пиролиза, в состав которой входит

15,9-17,3% смеси циклопентадиена и

дициклопентадиена 98,9-99,2

Поверхностно-активное вещество 0,3-0,5

Полярный неэлектролит 0,5-0,7

Целесообразно в качестве поверхностно-активного вещества использовать вещества, выбранные из группы: ОП-7, ОП-10, синтерол АФМ-12.

В качестве полярного неэлектролита может быть использован алифатический спирт, выбранный из группы: метиловый спирт, изопропиловый спит, бутиловый спирт, изобутиловый спирт.

Углеводородная фракция с температурой кипения 70-165°С может быть получена двумя способами:

а) путем выделения ее из бензиновой фракции установок риформинга.

В этом случае для достижения указанного технического результата в нее необходимо добавить дициклопентадиен в количестве 15,9-17,3 мас.%, который выпускается промышленностью по ТУ 2416-024-05766801-94;

б) ректификацией жидких продуктов пиролиза, выпускаемых по ТУ 38.400262-144-93, в этом случае в составе этой фракции содержится смесь непредельных циклических углеводородов - циклопентадиена и дициклопентадиена в количестве 15,9-17,3 мас.%.

Неиогенные ПАВ ОП-7 и ОП-10 представляют собой маслоподобную жидкость от светло-желтого до светло-коричневого цвета и выпускаются по ГОСТ 8433-81. Неиогенные ПАВ-неонолы - оксиэтилированные алкилфенолы на основе тримеров пропилена представляют собой маслоподобную жидкость светло-желтого цвета и выпускаются по ТУ 2483-077-05766801-98 семи марок (неонол АФ 9-4, неонол АФ 9-6, неонол АФ 9-9, неонол АФ 9-10, неонол АФБ-10, неонол АФ 9-12, неонол АФБ -12).

Синтерол АФМ - 12-натриевая соль карбоксиметилированных оксиэтилированных изононилфенолов представляют собой пасту от белого до светло-желтого или серого цвета, выпускаемого по ТУ 38.602-22-44-93.

Полярный неэлектролит представлен алифатическими спиртами: метиловым (ГОСТ 6995-77), изопропиловым (ГОСТ 9805-84), н-бутиловым (ГОСТ 5208-81), изобутиловым (ГОСТ 9536-79).

Достижения указанного технического результата объясняются следующим.

Углеводородная фракция 70-165°С, полученная вышеуказанными способами, содержит в своем составе парафиновые, ароматические и непредельные углеводороды, включая циклические, циклопентадиен и дициклопентадиен в соотношениях, позволяющих наиболее эффективно воздействовать на АСПО, с высоким содержанием высокомолекулярных парафинов, смол и асфальтенов. Непредельные циклические углеводороды - циклопентадиен и дициклопентадиен, содержащиеся во фракции 70-165°С, способствуют ускорению процесса удаления АСПО и увеличению емкости растворителя. Полярный неэлектролит в совокупности с указанными углеводородами усиливает вышеуказанное воздействие. Поверхностно-активные вещества воздействуют на конгломераты АСПО, диспергируют их, увеличивая доступную для взаимодействия с растворителем поверхность и обеспечивают невозможность повторного их слияния.

Таким образом, новая совокупность компонентов фракции 70-165°С, содержащих наряду с алифатическим и ароматическим углеводородами дополнительно непредельные циклические углеводороды (циклопентадиен и дициклопентадиен) с поверхностно-активными веществами и полярным неэлектролитом, позволяет получить новый технический результат - ускорение процесса удаления АСПО с одновременным увеличением емкости растворителя, приводящим к уменьшению расхода растворителя.

Пример 1 (приготовление предлагаемого состава в лабораторных условиях). Состав 1.

В колбу емкостью 250 мл добавляют 99,2 г углеводородной фракции с температурой кипения 70-165°С, полученной ректификацией жидких продуктов пиролиза, в которой содержится 15,9 г циклических непредельных соединений, к ней последовательно добавляют 0,3 неионогенного ПАВ ОП-10 и 0,5 г метанола. Полученную смесь перемешивают и закрывают притертой пробкой.

Аналогичным образом готовили и другие составы с различным соотношением ингредиентов.

При проведении лабораторных испытаний исследовали следующие свойства предлагаемого состава: эффективность удаления АСПО, емкость растворения. Данные о составе использованных АСПО приведены в таблице 1. Данные о содержании ингредиентов в предлагаемых составах приведены в таблице 2.

Пример 2. Предлагаемые составы испытывали на эффективность удаления АСПО по методу СТП-03-153-2001 “Методика лабораторная по определению растворяющей и удаляющей способности растворителей АСПО” (метод Б).

Для испытаний образцов АСПО, характеристика которых приведена в таблице 1, формировали шарики диаметром 10-12 мм, которые после взвешивания на аналитических весах, на металлической сетке помещали в мерные цилиндры емкостью 25 мл, в которые предварительно наливали 10 мл исследуемого растворителя. Испытания проводили 2 часа, при этом через каждые 15-30 минут фиксировали изменения физического состояния отложений. Если через 2 часа на сетке остались отложения, то их вынимали из растворителя, высушивали и взвешивали на аналитических весах.

Расчет эффективности растворителя проводили по формуле:

где m₁ - масса отложений после эксперимента, г;

m - масса отложений, взятая для эксперимента, г.

Результаты приведены в таблицах 3 и 4.

Пример 3. Емкость растворения или насыщаемость растворителя АСПО предлагаемым методом (составом) определяли по той же методике (метод В) следующим образом. На металлическую сетку с размером ячейки 2-4 мм² помещали точно взвешенное количество АСПО массой 2 г. Затем сетку с отложениями помещали в мерный цилиндр емкостью 25 мл, в которой приливали испытуемый растворитель объемом Y₁ (10 мл) и оставляли на 30 минут. По истечении времени отложения на сетке вынимали, осматривали, затем вновь опускали в цилиндр и добавляли вновь растворитель объемом Y₂ (5 мл). Через 30 минут сетку с отложениями вынимали, осматривали, затем вновь опускали в цилиндр, добавляя новую порцию ратсворителя объемом Y₃ (5 мл). Эксперимент продолжили до полного растворения (диспергирования) отложений.

Емкость растворителя (насыщаемость АСПО) определяли по формуле:

где m - масса навески, г;

V - объем растворителя (V1+V2+...+Vn) см³;

1000 - переводной коэффициент в кг/м³.

Аналогично определяли емкость растворения каждого состава по отношению к испытуемым АСПО. Полученные результаты приведены в таблицах 3 и 4. Как видно из этих таблиц, для эффективного удаления АСПО четырех видов необходимо не более 2 часов. При этом, как показали эксперименты, уже через 1,5 часа АСПО всех типов удаляются предлагаемыми составами более чем на 70%. Что же касается состава по прототипу, то для эффективного удаления четырех типов АСПО требуется более 2-х часов, а через 2 часа эффективность удаления не превышает 60%. При этом емкость известного состава по отношению к АСПО всех четырех типов в 2-2,5 раз ниже, чем в предлагаемых растворителях.

Пример 4 (пример промышленного применения).

Скважина 2802 Арланского месторождения входит в фонд скважин, осложненных АСПО (пласт СII; интервал перфорации 1455,2-1460,0; дебит жидкости - 11 м³/сут; дебит нефти 8,7 м³/сут; обводненность 11%; динамический уровень - 287 м; межочистной период - 3 сут).

Данные отложения наблюдаются в интервале 200-600 м, их масса в среднем составляет 200-250 кг. Состав АСПО следующий:

парафины 41,20%

смолы 15,60%

асфальтены 39,60%.

На вышеуказанной скважине проводились испытания предлагаемого состава (состав №5) и состава по прототипу следующим образом. После опрессовки линии подачи растворителя в затрубное пространство закачали 2 м³ предлагаемого состава. Через автоцистерну и насос ЦА-320 проводили циркуляцию с постоянной регистрацией давления нагнетания и отбором проб. По стабилизации давления и экспресс-методике определения насыщения растворителя определяли степень очистки стенок эксплуатационной колонны от АСПО. Аналогично провели испытания состава по прототипу.

Анализ результатов показал, что при прочих равных условиях насыщение растворителя по прототипу происходило через 5 циклов промывки, а предлагаемого состава - через 10 циклов, то есть через 5 циклов промывки растворитель по прототипу уже не работал, а предлагаемый растворитель продолжал насыщаться, что, естественно, предполагает уменьшение его расхода. Опыт показал расход растворителя по прототипу в количестве 4 м³, а предлагаемого растворителя - в количестве 2 м³. Время технологической операции с использованием предлагаемого растворителя - в 1,5 раза меньше аналогичного времени растворителя по прототипу.

Таким образом, предлагаемый состав для удаления АСПО, обладая высокой эффективностью растворения, может быть использован для скважин большинства месторождений с АСПО, характеризующихся высоким содержанием высокомолекулярных парафинов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является ускорение процесса удаления АС ПО и увеличение емкости растворителя. Состав содержит, мас.%: углеводородную фракцию 70-165°С, полученную из бензиновой фракции процесса риформинга с добавлением 15,9-17,3% дициклопентадиена, или указанную фракцию, полученную ректификацией жидких продуктов пиролиза, в состав которой входит 15,9-17,3 % смеси циклопентадиена и дициклопентадиена 98,8-99,2, поверхностно-активное вещество 0,3-0,5 и полярный неэлектролит 0,5-0,7. 4 табл.

Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающий углеводородную фракцию, поверхностно-активное вещество, полярный неэлектролит, отличающийся тем, что в качестве углеводородной фракции содержит углеводородную фракцию 70-165°С, полученную из бензиновой фракции процесса риформинга, с добавлением 15,9-17,3% дициклопентадиена или указанную фракцию, полученную ректификацией жидких подуктов пиролиза, в состав которой входит 15,9-17,3% смеси циклопентадиена и дициклопентадиена, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Углеводородная фракция 70-165°С, полученная

из бензиновой фракции процесса риформинга, с

добавлением 15,9-17,3% дициклопентадиена

или указанная фракция, полученная ректификацией

жидких продуктов пиролиза, в состав которой

входит 15,9-17,3% смеси циклопентадиена и

дициклопентадиена 98,8-99,2

Поверхностно-активное вещество 0,3-0,5

Полярный неэлектролит 0,5-0,7