Способ предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений Советский патент 1992 года по МПК C09K3/00 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам борьбы с асфальтеносмолопарафиновыми отложениями (АСПО) в нефтепромысловом оборудовании, в призабойной зоне нефтяных скважин, а также в нефтепроводах, и может быть использовано при добыче и транспортировке нефти.

Цель изобретения - повышение ингиби- рующего эффекта и расширение ассортимента ингибиторов.

Цель достигается тем, что в качестве ингибитора используют продукт поликонденсации лигносульфоната с формальдегидом и этилацетатом. В качестве вещества, содержащего этилацетат, используют водный слой кубовых остатков производства этилацетата. Количество вводимого в нефть ингибитора составляет 0,1-0,5 кг/1 т нефти.

Водный слой кубового остатка от производства этилацетата представляет собой жидкость плотностью 1,11-1,13 г/см3, рН 6-6,5 и содержит, мг/л: уксусная кислота

-ч ю о о о

1,5-2,7; этилацетат 0,02-0,25; этанол 0.03- 0,06; вода остальное до 100.

Соотношение компонентов реакционной смеси, мае. %:

Лигносульфонат

технический (ССБ)42,0-43,0

Формалин (37%-ной концентрации)5,3-5,4

Серная кислота2,5-2.6

Гидроксид натрия2,7-2,8

Водный слой кубового остатка производства этилацетата46,2-47,5

Способ получения ингибитора заключается в следующем.

В реактор из мерника загружается расчетное количество лигносульфоната технического (сульфит-спиртовой барды), затем подается расчетное количество водного слоя кубового остатка производства этилацетата до достижения реакционной плотности ССБ, равной 1,15 г/см3, после перемешивания в течение 10 мин из мерни- ка в реактор последовательно подается раствор формалина и серная кислота (расчетные количества). Смесь нагревается до 85°С в течение 1-1,5 ч. В процессе поликонденсации повышается вязкость смеси и при достижении 160-240 с (условная вязкость) вводится расчетное количество гид- роксида натрия и смесь перемешивается 10-15 мин.

Технология способа заключается в еле- дующем.

На скважине устанавливают емкость для хранения ингибитора. Реагент подают дозировочным насосом в пласт по НКТ на фонтанных скважинах или по затрубному пространству на скважинах, оборудованных погружными насосами. Количество реагента, необходимое для разовой задавки, определяют, исходя из оптимальной дозировки (установленной опытным путем) инги- битора (кг/1 т нефти) дебита скважины (т/сут). Задавку ингибитора в пласт осуществляют раствором с ПАВ или нефтью с помощью агрегата АДП-4 или ЦА-320. Скважину выдерживают в течение суток для адсорбции ингибитора на породе и нефтепромысловом оборудовании, а затем запускают в эксплуатацию.

Эффективность способа достигается за счет способности предлагаемого полимер- ного ингибитора селективно модифицировать кристаллы АСПО. уменьшая когезионные силы сцепления между кристаллами парафина и адгезию их к металлической поверхности оборудования. Это дает

возможность поддерживать кристаллы парафина во взвешенном состоянии в потоке нефти при ее добыче и транспорте.

Исследования проводились на нефтях различных месторождений, характеризующихся определенными физико-химическими свойствами (табл.1). В табл. 2 приведены результаты определения парафиноотложе- ния в нефти и по известному спообу и по ЗТР, а также качественный и количественный состав АСПО, содержащихся в нефтях различных месторождений.

Испытания проводились по оценке эффективности ингибиторов АСПО комплексного и депрессорного действия и по сокращению отложений парафина из нефти на холодной поверхности. Методика исследований заключалась в обосновании эффективной дозировки ингибитора в нефть на конкретном месторождении нефти. Расчет эффективности способа производился для каждой концентрации ингибитора (табл.3) по формуле:

РО РП Ро

100 % ,

где РО - вес парафиноотложений в контрольном опыте;

Рп - вес отложений парафина при кон- центрации п ингибитора в нефти.

П р и м е р. К 400 мл нефти, содержащей 10,52 мас.% парафинов, 5,05 мас.% силика- гелевых смол и 1,15 мас.% асфальтенов (табл.1) с температурой плавления АСПО, равной 70,5°С (скважина 95, табл. 2) вводили последовательно предлагаемый ингибитор в количестве от 0,005 до 0,06 мас.% от объема нефти. Измеряли по известной методике оценки ингибиторов АСПО отмыв нефти (%/мин), среднюю величину дисперсности частиц (мм) и сокращение отложений парафина (%) (табл.3). Как видно из табл. 2, эффективность ЗТР выше, чем известного способа, независимо от физико-химической характеристики нефтей. Оптимальной концентрацией ингибитора в предлагаемом способе является 0,01-0,05 мас.% от обьема нефти (табл.3).

При использовании способа, где содержание ингибитора меньше 0,01 мас.%,инги- бирующий эффект был низкий (отмыв нефти составлял 60% за 30 мин, против 80-85% за 30 мин при оптимальном составе). Сокращение отложений парафина составляло 30,1%, а при оптимальных концентрациях 43,94- 45,70% (табл.3). При увеличении содержания ингибитора выше максимальной концентрации не наблюдалось резкого увеличения степени отмыва нефти и сокращения отложений парафина (табл.3). Параллельно на нефти этого же месторождения испытывался известный способ.

Кроме того,были проведены испытания по определению влияния ингибитора на степень диспергирования АСПО.

Как показали исследования, при введении в нефть 0,01 мас.% ингибитора по предлагаемому способу средняя дисперсность АСПО колебалась в пределах 0,5-2,0 мм, а при том же количестве известного ингибитора она составляла 7,0-10,0 мм (табл.3) в зависимости от характеристики нефти того или другого месторождения..

Как видно из табл. 3, эффективность известного способа ниже, чем у ЗТР независимо от физико-химической характеристики нефти. Показатели эффективности (табл.3) у известного способа ниже, чем у ЗТР незави- симо от количественного состава входящих в используемый сополимер-ингибитор, исходных ингредиентов.

Сравнение результатов анализа, приведенных в табл. 3, показало, что оптимальная дозировка, обеспечивающая высокую эффективность предотвращения отложений парафина, составляет 0,01-0,05 мас.%. Уменьшение содержания приводит к снижению эффективности. При увеличении содер- жания ингибитора более 0,05 мас.% эффективность предотвращения отложений значительно не увеличивается. При этом используемый способ ингибирования может быть применен на нефтях, имеющих различ- ный физико-химический состав.

Действие ингибитора основано на изменении условий кристаллизации парафина и сводится к понижению тенденции отдельных молекул парафина и образованию цен-

тров кристаллизации и последующему формированию кристаллических агрегатов, поддержании парафина во взвешенном состоянии на всем пути движения нефти от забоя скважин. Это подтверждается результатами испытаний степени дисперсности АСПО (табл.3). Средняя величина частиц АСПО у ЗТР колеблется в пределах 0,5-2,0 мм, в известном способе 7,0-10,0 мм.

В табл. 3 приведены оптимальные составы используемых полимерных ингибито- ров. Ингибитор получают путем конденсации лигносульфоната (сульфитс- пиртовой барды) с формальдегидом и с водным слоем кубового остатка производства этилацетата в кислой среде в течение 1-1,5 ч при 85°С с последующей нейтрализацией полученного сополимера.

Испытания показали высокую инги- бирующую способность предлагаемого полимерного ингибитора. При его использовании не требуется применять углеводородные растворители, что улучшает условия- работы обслуживающего персонала.

Формула изобретения

Способ предотвращения ас.фальтенос- молопарафиновых отложений путем введения в нефть полимерного ингибитора, отличающийся тем, что, с целью повышения ингибирующего эффекта, расширения ассортимента ингибиторов, в качестве ингибитора используют продукт поликонденсации .лигносульфоната с формальдегидом и водным слоем кубовых остатков производства этилацетата, причем ингибитор вводят в количестве 0,01- 0,05 мас.% от объема нефти.

Т а б л и д а 1

Изобретение относится к нефтегазодобывающей пром-сти, предназначено для борьбы с асфальтеносмолопарафиновыми отложениями (АСПО) в нефтепромысловом оборудовании, в призабойной зоне пласта, а также в нефтепроводах и м.б. использовано при добыче и транспортировке нефти. Цель изобретения - повышение ингибирую- щего эффекта, расширение ассортимента ингибиторов. Для этого в качестве ингибитора используется продукт поликонденсации лигносульфоната с формальдегидом и этилацетатом. В качестве вещества, содержащего последний, используют водный слой кубового остатка производства этила- цетата. Ингибитор вводят в нефть 0,01-0,05 мас.% от объема нефти. Полимерный ингибитор селективно модифицирует кристаллы АСПО, уменьшая когезионные силы сцепления между кристаллами парафина и адгезию их к металлической поверхности оборудования. При использовании данного ингибитора не требуется применять углеводородные растворители. 3 табл. сл С

Струтынское11,154,650,750,2

Спасское10,813,410,451,4

Старосамборское10,525,051,1552,2

Луквинское11,503,050,4352,8

Довбушанское13,,320,3951,6

Характеристика нефтей

1:0,41:0,6

1:0,31:0,03

1:0,48:0,22

1:0,26:0,03

1:0,33:0,02

Старосакборское месторождение

ТаблицаЗ