Состав для предотвращения и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений Советский патент 1993 года по МПК C09K3/00 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к добыче нефтей, содержащих парафиносмолистыё .вещества,. ; „ . ; .. . -,-...... :;..-. .... -

Целью изобретения является повышение эффективности состава.

Указанная цель достигается за счет придания газожидкостному потоку вязко-упругих свойств, обеспечивающих равномерное насыщение жидкости газом в поперечном сечении трубы и улучшения контакта состава с отложением. Состав дополнительно содержит синтетический каучук, а в качестве углеводородного растворителя содержит газовый конденсат, в-качестве же нефтера- створимого поверхностно-активного вещества СНПХ-7215, состоящий превоцела NGE 10/16, нефраса Ар 120/200. алкамона Д, при следующем соотношении компонентов, мае. %:

СНПХ-7215; 9,4-10,0 Синтетический каучук 0,1-05 Газовый конденсат Остальное. Состав приготавливает следующим образом. : .... : . : . . Вначале в емкость со змеевикрм наливают газовый конденсат и насыпают туда размельчённый синтетический каучук, например: СКС или СКД, или полиизобутилен (ПИВ) в расчетном количестве и оставляют в покое для насыщения каучука в течение суток. Затем подогревают с помощью ППУ и тщательно их перемешивают путём циркуляции раствора прокачивающим насосом по схеме емкость-агрёгат-ёМ|сость. После полного растворения синтетического каучука в газовом конденсате вводят в заданном количестве нефтерастворимое поверхностно- активное вещество, например, СНПХ-7215 и так же циркулируют до полного перемешм00

оОР Оэ

ел

СА)

вания. Приготовление композиционного состава значительно ускоряется при нагреве раствора.

Разработанный состав комплексного действия обладает высокими ингибирующи- ми и растворяющими способностями АСПО.

Действие его как ингибитора основано на способности компонентов, диспергаторами и модификаторами, образовывать мелкокристаллическую структуру, обеспечивающую бесперебойную работу скважины.

Действие же состава как удалителя АСПО основано на его хорошей растворяющей способности всех компонентов отложения.

Разработанный состав обладает способностью саморегулирования от скорости движения.

Известно, что течение вязкоупругих систем сопровождается эффектами, качественно отличающими их от ньютоновских реологической характеристикой. Это связано с тем, что при движении вязкоупругих жидкостей упругие свойства влияют на характер потерь напора на трение. При малых скоростях движения основной фактор, обуславливающий сопротивление - вязкие силы. При увеличении скорости движения влияния вязких сил снижается и преобладающую роль начинают играть упругие силы.

Компоненты, входящие в состав для удаления и предотвращения АСПО, характеризуются следующим.

Реагент СНПХ-7215 составляет 9,4-10,0 мае. % и прё, ставляет собой оксиалкилиро- ванный алфи/i Фенол с различными добавками в растворители. Разработан НПО Союзнефтепромхим. ТУ 39-576565-7-023- 84. СНПХ-7215 состоит из следующих ком- . понентов: . превоцел NGE 10/16 -20%

нефрас Ар 120/20077,5%

алкамон Д: 2,5 %

При 20°С прозрачная жидкость светло- желтого цвета. Хорошо растворяется в нефти, в воде эмульгирует. Плотность составляет 0,90 г/см3, вязкость 4,0 МПа. С.Тзаст. - 60°С, Ткип 120°С. Реагент малотоксичен и не оказывает отрицательного влияния на процессы подготовки и переработки нефти, а также качество товарной нефти и нефтепродуктов.

Синтетические кЗучуки, к которым относится и лолицзобутилен, представляют собой полимеры - высокомоллекулярные соединения с повторяющимися структурными единицами (звеньями). Из большого перечня синтетических каучуков для приготовления состава для удаления и предотвращения АСПО были выбраны следующие типы СКС - бутадиенстирольные, СКД - бутадиеновые и ПИБ - полиизобутилён. Синтетический каучук СКС. или СКД или ПИБ составляет 0,2-0.4 мае. % состава. Основные их физико-химические свойства приве-. дены в табл. 1.

Синтетические каучуки, приведенные в табл. 1, хорошо растворяются в газовом конденсате, бензоле, толуоле, хлороформе. Физиологически безвреден.

Газовый конденсат, составляющий ос0 н овную долю состава (порядка 90), является крупнотоннажным побочным продуктом, который получают непосредственно на нефтепромыслах на установках сепарации газа. Причем он не имеет специального использр5 вания, поэтому в дальнейшем отобранный газовый конденсат примешивают с нефтью и транспортируют на нефтеперерабатываю-. щий завод. Большое наличие газового конденсата, его дешевизна и хорошая растворя0 ющая способность парафиносмолистых веществ повышает целесообразность его применения в целях депарафинизации.

По данным хроматографическ ого анализа газовый конденсат в своем составе со5 держит: парафиновые углеводороды - от С4 до Се 56 %, нафтеновые углеводороды от СБ до Сэ 30-40 %, ароматические углеводороды от Седо Са до 10%. Плотность при 20°С составляет 0,70-0,80 г/см3. Отраслевые

0 стандарты на газовый конденсат приведены в ОСТ 51.56-79, ОСТ 51.65-80.

Лабораторные исследования предлагаемого состава для удаления и предотвращения АСПО приведены в табл. 2.

5 Оценка качества состава производилась по степени снижения отложения АСПО в нефти по методу - холодной пластины. По результатам проведенных исследований был выбран оптимальный состав. Так, опти0 мальная концентрация нефтерастворимого поверхностно-активного вещества типа СНПХ-7215 в газовом конденсате находится в пределах 9,4-1.0,0 %. Уменьшение крнцен-. трации СНПХ-7215 ниже 9,4 % приводит к

5 снижению его растворяющей и гидрофизи- лирующих свойств. Увеличение концентрации СНПХ-7215 выше 10 % приводит к повышению расхода реагента без существенного повышения его эффективности.

0 Оптимальная концентрация синтетического каучука в газовом конденсате находится в пределах 0,1-0,5 %. Уменьшение концентрации синтетического каучука ниже 0,1 % при.водит к снижению его вязко-упру5 гих свойств. Увеличение концентрации каучука выше 0,5 % приводит к значительному повышению вязко-упругих свойств и снижению растворяющей способности АСПО.

Оптимальная концентрация композиционного раствора составляет 3.4 л на тонну

парафинистой нефти, а в процентном отношении 0,34 %.

Пример конкретного выполнения. Для удаления и предотвращения АСПО в насосно-компрессорных трубах газлифтной скважины производится непрерывная подача дозировочной насосной установкой разработанного композиционного состава в затрубное пространство скважины. Для этого возле газораспределительной батареи монтируют дозировочную насосную установку с емкостью. В этой емкости приготавливают композиционный раствор, следующего состава, мае. %: СНПХ-7215 9,7, синтетического каучука, например, СКС-30 0,3 и газового конденсата 90,0. Для этого в емкость дозировочной установки объемом 8м наливают 7,8 м газового конденсата с плотностью 0,780г/см с насыпают 22 кг синтетического каучука СКС-30 и тщательно перемешивают путем циркуляции раствора цементировочным агрегатом по схеме емкость-агрегат- емкость. После полного растворения синтетического каучука в газовом конденсате вводят туда реагент СНПХ-7215 в количе- стве 0,68 т и также циркулируют до полного перемешивания. В качестве оптимальной величины принята подача 3,4 л раствора на одну тонну добываемой нефти за сутки. Для обработки была выбрана газлифтная сква- жина N 1047 НГДУ НЕбитдагнефть производственного объединения Турк- меннефть с дебитом жидкости 25,9 т/сут, в том числе нефти 25,4 т/сут и воды 0,5 т/сут. В скважину регулярно начали подавать 86 л/сут приготовленного раствора. До проведения, разработанного технологического процесса очистки НКТ от отложений АСПО осуществлялась путем прокачки горячей нефтью и подъемом труб с пропаркой на устье. Причем периодичность прокачек составляла 1 раз в 2 мес, а подъем труб с пропаркой 2 раза в год. После подачи ком-

позиционного состава скважина работает уже более 8 мес. без проведения профилактических обработок по очистке труб. Периодическая шаблонировка труб грузом 55 мм показывает отсутствие отложений на их поверхности.

Таким образом, разработанный состав для удаления и предотвращения асфальтос- мрлопарафиновых отложений по сравнению с прототипом позволяет значительно увеличить межочистной период работы скважины; существенно сократить расход для подъема жидкости в газлифтных скважинах; увеличить отбор жидкости и получить дополнительную добычу нефти; повысить эффективность депарафинизации скважин.

Формула изобретения Состав для предотвращения и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающий углеводородный растворитель, нефтерастворимое поверхностно-активное вещество и добавку, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности состава за счет придания газожидкостному потоку вязкоупругих свойств, обеспечивающих равномерное насыщение жидкости газом в поперечном сечении трубы, и улучшения контакта состава с отложением, он дополнительно содержит синтетический каучук СКС-30, в качестве углеводородного растворителя содержит газовый конденсат, а в качестве нефтерастворимого поверхностно-активного вещества - СНПХ-7215 на основе алкомона Д и превоцела NGE 10/16 при следующем соотношении компонентов, мае. %:. СНПХ-7215 на основе алкамона Д и превоцела NGE 10/16 9.4-10,0 Синтетический каучук СКС-30 0,1-0,5 Газовый конденсат Остальное

Изобретение относится к нефтяной про- мышлённости; в Частностик добыче нефти и может быть использовано для борьбы с ас- фальтопарафиновыми отложениями в скважинах. Повышение эффективности предотвращения и удаления отложений за счет придания газожидкостному потоку вйз- коупругих свойств, обеспечивающих рабНб -:;; мерное насыщение жидкости поперечном сечеййй трубы и улучшений контакта состава с отложёнием достигается за счет содержания в составе, мае. %: СНПХ 9,4-10,0; синтетический каучук СКС-30 0,1- 0,5; газовый конденсат остальное. 2 табл.

Таблица 1

Таблица 2