РЕАГЕНТ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТЕНО-СМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ И СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ С ЕГО ПРИМЕНЕНИЕМ Российский патент 2005 года по МПК C09K3/00 E21B37/06 

Описание патента на изобретение RU2256683C2

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО) из нефтепромыслового оборудования и призабойной зоны скважины.

Известен состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающий гексановую и этилбензольную фракции (см. авт. свид. №1620465, МКИ С 09 К 3/00, Е 21 В 37/06,1991 г.).

Недостатком его является низкая эффективность по отношению к АСПО в широком диапазоне содержания асфальтенов, смол и парафинов.

Известен состав для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений, включающий тяжелую смолу пиролиза бензинов, выкипающую выше 150°С и гексановую фракцию (см. авт. свид. №1756328, МКИ С 09 К 3/00, 1992 г.).

Известный состав недостаточно эффективен вследствие обладания невысокой диспергирующей способностью по отношению к АСПО.

Наиболее близким к заявляемому реагенту является состав для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений, включающий побочный продукт нефтехимического производства - гексановую фракцию или продукт нефтепереработки - "реагент К-2" - 25-75 мас.%, моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля на основе первичных жирных спиртов или оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 9-12 - 0,5-5,0 мас.% и побочный продукт органического синтеза на основе ароматических углеводородов (см. патент РФ №2131901, МКИ С 09 К 3/00, Е 21 В 37/06, 1999 г.).

Однако данный состав недостаточно эффективен для удаления АСПО с высоким содержанием асфальтеновых и неорганических компонентов.

Наиболее близким к заявляемому способу является способ обработки призабойной зоны скважин, добывающих тяжелые нефти и природные битумы, включающий закачку углеводородной жидкости - смеси легкой смолы пиролиза или продуктов на ее основе и λ-олефинов, продавливание ее в пласт буферной жидкостью, выдерживание в призабойной зоне и вынос продуктов растворения, последующую закачку щелочного раствора, выдерживание в призабойной зоне и вынос продуктов реагирования, причем закачку реагентов и вынос продуктов растворения и реагирования осуществляют в репрессивно-депрессионном волновом режиме с частотой 1-400 Гц (см. патент РФ №2162517, МКИ Е 21 В 43/22, 37/06,2001 г.).

Недостатком известного способа являются многостадийность и низкая успешность обработки призабойной зоны.

Задачей предлагаемого изобретения является разработка более эффективного реагента для удаления АСПО с повышенным содержанием смоло-асфальтеновой составляющей, позволяющего при одновременном увеличении емкости растворения АСПО обеспечить предотвращение последующего осаждения асфальтенов, а также способа обработки призабойной зоны скважин, осложненных выпадением АСПО с использованием предлагаемого реагента.

Поставленная задача решается разработкой реагента для удаления АСПО, содержащего продукт органического синтеза, в качестве продукта органического синтеза он содержит фракцию переработки жидких продуктов пиролиза нефтяного сырья, полученную ректификацией в интервале температур 28-150°С при атмосферном давлении в присутствии ингибиторов полимеризации.

Реагент может дополнительно содержать полиалкилбензольную смолу в количестве 0,5-5,0% мас. отдельно или вместе с α-олефином в количестве 2,0-8,0% мас. или вместе с анионактивным поверхностно-активным веществом в количестве 0,05-0,2% мас.

Также реагент может дополнительно содержать α-олефины в количестве 0,5-5,0% мас. и бутилбензольную фракцию в количестве 4,0-10,0% мас.

Поставленная задача решается путем создания способа обработки призабойной зоны скважины, включающего закачку углеводородной жидкости, продавливание ее в пласт буферной жидкостью, выдерживание в призабойной зоне и вынос продуктов растворения, в качестве углеводородной жидкости используют вышеперечисленные реагенты для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений.

При ректификации жидких продуктов пиролиза нефтяного сырья в интервале температур 28-150°С образуется продукт следующего компонентного состава, мас%:

ароматические углеводороды - 35-39

нафтеновые углеводороды - 21-25

линейные углеводороды - 31-37

гексанол-1 - 1-2

неидентифицированные

компоненты - остальное.

Компонентный состав полученного продукта исследуют хромато-спектрометрическим методом на приборе YC-US "Perkin - Elmer" с квадрупольным масс-анализатором и системой обработки информации "Turbo Mass Yold 4.3".

При получении реагента и для придания ему устойчивости к осмолению при повышенных пластовых температурах используют ингибиторы полимеризации, в качестве которых используют гидрохинон (парадиоксибензол) по ТУ 19627-74 или соли меди, например, нафтенат меди по ТУ 6-09-07-1383-84 или однохлористую медь по ГОСТ 4164-79.

Введение добавок в продукт переработки зависит от состава АСПО.

При содержании асфальтенов до 55% введения добавок не требуется, при содержании асфальтенов более 55% добавляют полиалкилбензольную смолу, при повышенном содержании асфальтенов и парафинов добавляют полиалкилбензольную смолу и α-олефины, а если в составе АСПО повышено содержание смол и воды, то кроме полиалкилбензольной смолы добавляют анионактивное поверхностно-активное вещество (АПАВ), при примерно одинаковом содержании в составе АСПО асфальтенов, парафинов и смол добавляют α-олефины и бутилбензольную фракцию.

Для приготовления реагента используют следующие вещества: полиалкилбензольную смолу по ТУ 38 10298-83, α-олефины фракции С6 по ТУ 2411-059-05766801-96, бутилбензольную фракцию по ТУ 38-10297-78, в качестве АПАВ используют продукт конденсации кубового остатка производства синтетических жирных кислот или олеиновой кислоты с триэтаноламином (см. Рахманкулов Д.А и др. Химические реагенты в добыче и транспорте нефти. Справочное издание. М:, Химия, 1987, с.70).

Добавки вводят в продукт при простом смешении.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.

В призабойную зону скважины закачивают реагент. Объем используемого реагента определяют из данных от эффективности мощности пласта в интервале перфорации, с учетом емкостных свойств коллектора и радиуса обработки по формуле:

где: VП3 - объем реагента, м3,

H - эффективная толщина пласта, м,

m - пористость,

Кн - коэффициент нефтенасыщенности.

Далее реагент продавливают в пласт буферной жидкостью. При обработке призабойной зоны нагнетательной скважины в качестве буферной жидкости используют воду, при обработке призабойной зоны добывающей скважины используют нефть. Реагент выдерживают в пласте в течение 24 часов. Далее производят вынос продуктов растворения. При обработке призабойной зоны нагнетательной скважины вынос продуктов растворения производят созданием депрессии, а при обработке призабойной зоны добывающих скважин возобновляют работу скважины и продукты растворения выносят из скважины добываемой продукцией.

Из патентной и научно-технической литературы нам не известны реагенты для удаления АСПО, содержащие заявленную совокупность указанных признаков, что позволяет сделать вывод о новизне заявляемого технического решения

Наличие в заявляемом изобретении более высоких удаляющих АСПО свойств наряду с высокой диспергирующей способностью и в связи с тем, что из существующего уровня техники не известно о существовании реагента и способа с аналогичными свойствами, можно сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию "изобретательский уровень".

Эффективность действия заявляемого реагента определяют на образцах АСПО из нефтяных скважин Ромашкинского месторождения. Групповой состав изучаемых образцов АСПО представлен в таблице 1.

Таблица 1№№ п.п.№ образца АСПОСостав АСПО, % мас:ВодаМинеральная частьАсфальтеныСмолыПарафины1.17,17,339,732,613,32.24,22,947,325,420,23.38,89,260,113,08,94.45,13,244,05,442,35.54,95,230,829,530,66.613,78,128,827,222,2

Предлагаемый реагент испытывают на эффективность удаления АСПО гравиметрическим способом. Для этого образец АСПО нагревают до температуры размельчения и тщательно перемешивают. Из образовавшейся однородной массы формируют образец АСПО, охлаждают в течение двух часов, затем помещают в заранее взвешенную корзиночку из латунной сетки с размером ячеек 1,5×1,5 мм. Вес образца АСПО в пределах 3 г. Размер корзиночки 70×15×15 мм. Сетку с образцом вновь взвешивают и находят массу навески АСПО с точностью 0,005 г. Корзинку с навеской помещают в герметическую стеклянную ячейку, куда наливают 60 мл исследуемого реагента. Режим статический, продолжительность контакта 3 часа, температуру опыта поддерживают 25° с точностью ±0,5°С. Корзинку с оставшимся в ней АСПО извлекают, высушивают до постоянного веса, который фиксируют. Эффективность удаления АСПО рассчитывают по формуле:

где М1, М2 - масса образца АСПО до и после эксперимента, г.

Использованный в эксперименте реагент отфильтровывают через предварительно взвешенный фильтр, который вместе с диспергированной частью АСПО сушат до постоянного веса. Диспергирующую способность реагента оценивают по формуле:

где М3 - масса образца АСПО, оставшаяся на фильтре, г.

Результаты экспериментов приведены в таблице 2.

Как видно из данных таблицы 2, при одинаковом составе АСПО, заявляемый реагент более эффективно диспергирует и растворяет АСПО.

Определение эффективности действия заявляемого реагента для удаления АСПО из призабойной зоны скважины проводят с использованием насыпных линейных моделей пласта, представляющих собой металлическую трубку длиной 0,5 м и диаметром 0,03 м, заполненную уплотненной пористой средой из молотого кварцевого песка. Через модель с сухой пористой средой определенной проницаемости, предварительно взвешенную, прокачивают воду до стабилизации скорости фильтрации. Затем модель вновь взвешивают для подсчета первого объема. Далее с обратной стороны модели закачивают образец АСПО и возобновляют закачку воды. В процессе эксперимента определяют скорости фильтрации жидкости до закачки АСПО(V1) и после закачки АСПО (V2)

Критерием степени фильтрации жидкости в модели является фактор относительного изменения подвижности (Q1), определяемой по формуле:

где λ12 - подвижность жидкости после и до закачки АСПО соответственно, мкм2/Нс, которые определяют по формуле Дарси:

где V1,V2 - скорости фильтрации жидкости до и после закачки АСПО, м\сек.,

ΔР, Δр1 - перепад давления на входе и выходе модели, м/сек.,

К - постоянная.

Далее в модель закачивают исследуемые реагенты и оставляют на реагирование в течение 24 часов. Возобновляют закачку воды до стабилизации скорости фильтрации и рассчитывают фактор относительного изменения подвижности (Q2) после закачки реагента. Критерием эффективности служит прирост фактора относительного изменения подвижности до и после закачки реагента: ΔQ=Q2-Q1. Таким образом определяют воздействие заявляемых реагентов на образцы АСПО различного структурного состава. Результаты исследований приведены в таблице 3.

Использование предлагаемых реагента и способа обеспечивают высокую эффективность обработки призабойной зоны, осложненной выпадением АСПО.

Похожие патенты RU2256683C2

название год авторы номер документа
Состав для восстановления приемистости водонагнетательных скважин 1989
  • Хисамутдинов Наиль Исмагзамович
  • Телин Алексей Герольдович
  • Веденин Валерий Алексеевич
  • Исмагилов Тагир Амирсултанович
  • Хабибуллин Зайтуляк Амирович
  • Рогачев Михаил Константинович
  • Шамаев Григорий Анатольевич
SU1724663A1
Состав для восстановления приемистости водонагнетательных скважин 1989
  • Хисамутдинов Наиль Исмагзамович
  • Телин Алексей Герольдович
  • Веденин Валерий Алексеевич
  • Ибрагимов Габдрауф Закирович
SU1738814A1
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ ПАРАФИНОВЫХ АСФАЛЬТО-СМОЛИСТЫХ ВЕЩЕСТВ 2017
  • Зарипов Азат Тимерьянович
  • Подавалов Владлен Борисович
  • Хисаметдинов Марат Ракипович
  • Варламова Елена Ивановна
  • Ризванов Рафгат Зиннатович
RU2652236C1
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН, ДОБЫВАЮЩИХ ТЯЖЕЛЫЕ НЕФТИ И ПРИРОДНЫЕ БИТУМЫ 1999
  • Хисамов Р.С.
  • Сулейманов Э.И.
  • Старшов М.И.
  • Абдулхаиров Р.М.
  • Хусаинова А.А.
  • Ситников Н.Н.
  • Малыхин В.И.
  • Волков Ю.В.
RU2162517C1
Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений 1989
  • Хисамутдинов Наиль Исмагзамович
  • Хабибуллин Зайтулляк Амирович
  • Телин Алексей Герольдович
  • Доломатов Михаил Юрьевич
  • Шамаев Григорий Анатольевич
  • Марушкин Александр Борисович
SU1724665A1
СОСТАВ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТЕНОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ 1995
  • Шамрай Ю.В.
  • Фабричная А.Л.
  • Шакирзянов Р.Г.
  • Таврин А.Е.
  • Николаев В.И.
  • Вышенский М.В.
  • Хасанов Ш.Г.
  • Файзуллин Р.Н.
  • Малиновский А.С.
  • Сорокин А.Д.
RU2098443C1
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН, ДОБЫВАЮЩИХ ТЯЖЕЛЫЕ НЕФТИ И ПРИРОДНЫЕ БИТУМЫ 1999
  • Старшов М.И.
  • Ситников Н.Н.
  • Крупин С.В.
RU2166624C2
СОСТАВ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТЕНО-СМОЛО-ПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ 2000
  • Козин В.Г.
  • Шакиров А.Н.
  • Муслимов Р.Х.
  • Жеглов М.А.
  • Шарифуллин А.В.
  • Башкирцева Н.Ю.
  • Рахматуллин Р.Р.
  • Гусев В.Ю.
RU2160757C1
СОСТАВ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТЕНО-СМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ 1999
  • Ишкаев Р.К.
  • Файзуллин Р.Н.
  • Козин В.Г.
  • Нагимов Н.М.
  • Гусев В.Ю.
  • Хусаинов В.М.
  • Шарифуллин А.В.
  • Башкирцева Н.Ю.
  • Рахматуллин Р.Р.
RU2163916C2
Состав для восстановления приемистости водонагнетательных скважин 1989
  • Хисамутдинов Наиль Исмагзамович
  • Хабибуллин Зайтуляк Амирович
  • Телин Алексей Герольдович
  • Шамаев Григорий Анатольевич
  • Скутина Татьяна Васильевна
SU1724662A1

Реферат патента 2005 года РЕАГЕНТ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТЕНО-СМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ И СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ С ЕГО ПРИМЕНЕНИЕМ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО) из нефтепромыслового оборудования и призабойной зоны скважины. Реагент для удаления АСПО, содержащий в качестве продукта органического синтеза фракцию переработки жидких продуктов пиролиза нефтяного сырья, полученную ректификацией в интервале температур 28-150°С при атмосферном давлении в присутствии ингибиторов полимеризации. Реагент может дополнительно содержать полиалкилбензольную смолу в количестве 0,5-5,0% мас. отдельно или вместе с α-олефином в количестве 2,0-8,0% мас. или вместе с анионактивным поверхностно-активным веществом в количестве 0,05-0,2% мас. Также реагент может дополнительно содержать α-олефины в количестве 0,5-5,0% мас. и бутилбензольную фракцию в количестве 4,0-10,0% мас. Заявлен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку углеводородной жидкости, продавливание ее в пласт буферной жидкостью, выдерживание в призабойной зоне и вынос продуктов растворения, в качестве углеводородной жидкости используют вышеперечисленные реагенты для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений. Предложенные реагент и способ с использованием данного реагента являются более эффективными для удаления АСПО, позволяют при одновременном увеличении емкости растворения АСПО обеспечить предотвращение последующего осаждения асфальтенов. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 3 табл.

Формула изобретения RU 2 256 683 C2

1. Реагент для удаления асфальтено-смолопарафиновых отложений, содержащий продукт органического синтеза, отличающийся тем, что в качестве продукта органического синтеза он содержит фракцию переработки жидких продуктов пиролиза нефтяного сырья, полученную ректификацией в интервале температур 28-150°С при атмосферном давлении в присутствии ингибиторов полимеризации.2. Реагент по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит полиалкилбензольную смолу в количестве 0,5-5,0 маc.%.3. Реагент по п.2, отличающийся тем, что он дополнительно содержит α-олефины в количестве 2,0-8,0 маc.% или анионактивное поверхностно-активное вещество в количестве 0,05-0,2 маc.%.4. Реагент по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит α-олефины в количестве 0,5-5,0 маc.% и бутилбензольную фракцию в количестве 4,0-10,0 маc.%.5. Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку углеводородной жидкости, продавливание ее в пласт буферной жидкостью, выдерживание в призабойной зоне и вынос продуктов растворения, отличающийся тем, что в качестве углеводородной жидкости используют реагент по пп.1-4.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2005 года RU2256683C2

СОСТАВ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТЕНО-СМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ 1997
  • Шамрай Ю.В.
  • Шакирзянов Р.Г.
  • Лисицына М.Н.
  • Хлебников В.Н.
  • Садриев З.Х.
  • Хасанов Ш.Г.
  • Ишкаев Р.К.
RU2131901C1
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН, ДОБЫВАЮЩИХ ТЯЖЕЛЫЕ НЕФТИ И ПРИРОДНЫЕ БИТУМЫ 1999
  • Хисамов Р.С.
  • Сулейманов Э.И.
  • Старшов М.И.
  • Абдулхаиров Р.М.
  • Хусаинова А.А.
  • Ситников Н.Н.
  • Малыхин В.И.
  • Волков Ю.В.
RU2162517C1
СОСТАВ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТЕНОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ 1995
  • Шамрай Ю.В.
  • Фабричная А.Л.
  • Шакирзянов Р.Г.
  • Таврин А.Е.
  • Николаев В.И.
  • Вышенский М.В.
  • Хасанов Ш.Г.
  • Файзуллин Р.Н.
  • Малиновский А.С.
  • Сорокин А.Д.
RU2098443C1
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ 1999
  • Закиров А.Ф.
  • Залятов М.Ш.
  • Ибрагимов Н.Г.
  • Халиуллин Ф.Ф.
  • Янин А.В.
RU2146003C1
Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений 1988
  • Шамрай Юлиан Владимирович
  • Новиков Вячеслав Федорович
  • Шакирзянов Ринат Габдуллович
  • Мусаев Абдрахман Мусаевич
  • Львов Павел Глебович
  • Новиков Сергей Федорович
  • Солодов Александр Васильевич
  • Хаеров Ильдар Султанович
SU1613472A1

RU 2 256 683 C2

Авторы

Нигматуллин М.М.

Фархутдинов Г.Н.

Файзуллин И.Н.

Камардин Г.Б.

Даты

2005-07-20Публикация

2003-07-28Подача