Состав для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений и способ его получения Советский патент 1993 года по МПК E21B37/06 

ел

с

Использование: в трубопроводном транспорте, в частности для борьбы с асфальтеносмолопарафиновыми отложениями в трубопроводе. Пов-дшение эффективности предотвращения АСПО в трубопроводе, транспортирующем высокопарафинистую нефть достигается путем ввода в обрабатываемый поток высокопарафинистой нефти состава на основе СНПХ 7215 ПТ и низкозастывающей нефти при соотношениях 80:20 об.%, приготовленного при 60-70°С с последующим охлаждением до 4-5°С перед вводом в поток. При этом достигается повышение межмолекулярного взаимодействия компонентов, ликвидации центров кристаллизации парафина. 1 ил., 2 табл.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту, в частности к проблеме борьбы с асфальтеносмолопарафиновыми отложениями (АСПО) в трубопроводах.

Цель изобретения - повышение эффективности предотвращения АСПО в трубопроводе, транспортирующем высокопарафинистую нефть, путем ввода в поток состава на основе ингибитора-диспергатора СНПХ-7215 ПТ и низкозастывающей нефти.

Поставленная цель достигается тем, что при известном способе и составе для борьбы с асфальтеносмолопарафиновыми отложениями в трубопроводе, транспортирующем высокопарафинистую нефть, включающий ввод в трубопровод ингибитора диспергатора СНПХ-7215 ПТ, в трубопровод вводят состав на основе СНПХ-7215 ПТ и низкозастывающей нефти при соотношениях соответственно 80:20 об. %, приготовленный при температуре 60-70°С с последующим охлаждением до 4-5°С перед вводом в обрабатываемый поток.

Сущность изобретения заключается в следующем.

Благодаря использованию состава на основе СНПХ-7215 ПТ и низкозастывающей нефти, приготовленного при температуре 60-70°С с последующим охлаждением до 4-5°С перед вводом в обрабатываемый поток, достигается повышение межмолекулярного взаимодействия компонентов, используемых в составе, а также ликвидация центров кристаллизации парафина (температура плавления 52°С), содержащегося в низкоззсты&ающей нефти в количест00

о ю о о

к

ве 1,75 мас.%. Указанный способ, его приготовление и ввод в обрабатываемый поток повышают эффект диспергирования парз- финистых частиц и гидрофилизацию пристенного слоя потока при транспорте высокопарафинистой нефти.

Лабораторные испытания проведены на высокопарафинистой нефти скв. №15 глубоководного месторождения им. 28 Апреля (горизонт НКП). В качестве ингибито- ра-диспергатора использована смесь реагента СНПХ-7215 ПТ и низкозастывающей нефти (горизонт СП) вышеуказанного месторождения,

Некоторые физико-химические показатели нефтей месторождения им. 28 Апреля представлены в табл. 1.

Исследования проводились согласно методике ВНИПИнефтепромхим. Опыты проведены с использованием составов упомянутых выше компонентов при соотношениях 50:50, 60:40, 70:30, 80:20, 90:10 об.% и температурах приготовления 20, 40, 60, 80°С. Температура испытаний приготовленных смесей составляла 4-5°С, а удельный расход композиции 200 г/т (0,02 мас.%).

Результаты лабораторных испытаний приведены в табл. 2.

Анализ данных, приведенных в табл. 2, показывает, что ингибитор-диспергатор СНПХ-7215 ПТ без использования нефти горизонта СП при 20°С (вариант прототипа) имеет эффективность 91,0% (опыт 1).

При температурах приготовления смесей на основе СНПХ-7215 ПТ и нефти горизонта СП в диапазоне 20-40°С - наибольший эффект гидрофилизации, т.е. отмыва частиц 99,0%, достигнут в опыте 10, где пропорция компонентов состава 80:20 об.%.

Оптимальными условиями приготовления композиции, при которых достигается наибольший эффект%«100,0%, обнаружены в опыте 15, где пропорция СНПХ 7215 ПТ; нефть СП составила 80:20 об.% при температуре приготовления смеси 60°С,

Таким образом, проведенными опытами установлено, что использование состава реагента СНПХ 7215 ПТ и низкозастывающей нефти горизонта СП, приготовленного при температуре 60°С и охлажденного до температуры 4-5°С при соотношениях компонентов 80:20 об,%, обеспечивает наибольший эффект диспергирования и отмыва парафиновых частиц и нефтяной пленки пластовой водой.

Предложенный способ борьбы с АСПО в продуктопроводе высокопарафинистой нефти планируется опробировать в реальных условиях эксплуатации скв. № 15 месторождения им, 28 Апреля, оборудованной подводным устьевым комплексом фирмы Cameron Inc. Co и расположенной при глубине моря 135 м на расстоянии 3300 м от станции управления и сбора продукции - Морской глубоководной стационарной платформы (МГСП-2)Г на которой расположены также скважины, продуцирующие низко

застывающую нефть горизонта СП.

Изобретение поясняется чертежом. На МГСП-2, в емкость 1 объемом 2.0 м3

с использованием сжатого воздуха 2 барбо- тажом приготавливается смесь ингибитора СНПХ 7215 ПТ(1б м3) и низкозастывающей нефти горизонта СП (4 м3). Смесь 3 из емкости 1 подается на прием блока дозировочных насосов 4.

Подача дозировочных насосов устанавливается из расчета 200 г реагента на 1 т обрабатываемой высокопарафинистой нефти. После блока дозировочных насосов 4

смесь реагента 3 в подогревателе 5, например, электронагревательные ленты, ЭНУ, ППУ и др., подвергается термическому воздействию при температуре 60-70°С, а затем направляется в технологический трубопровод 6 скв, № 15 для последующего дозированного ввода в (обрабатываемый поток нефти) продуктопровод 7. Ввод реагента в обрабатываемый поток нефти осуществляется через байпасную задвижку 8 при температуре 4-5°С. Расстояние точки ввода реагента от МГСП-2 (3300 м), температура морского бассейна на глубине более 100 м (4-5°С), полный коэффициент теплопередачи трубопровода б в окружающую среду (более 150 Вт/м2 град) обеспечивают интенсивное охлаждение смеси с бО-70°С до 4-5°С до ее ввода в продуктопровод 7.

Различные манипуляции задвижками устьевого комплекса 8,9 и 10 осуществляются дистанционно со станции управления, расположенной на МГСП-2.

Экономическая эффективность от реализации предлагаемого технического решения обусловливается за счет

гарантированного предотвращения АСПО в продуктопроводе и, как следствие, обеспечения бесперебойной эксплуатации скважины, продуцирующей высокопарафинистую нефть температурой застывания 5°С.

в частности, дополнительная добыча нефти по скв. № 15 составит около 1000 т/мес.

Формул а изобретения 1. Состав для предотвращения асфапь- теносмолопарафиновых отложений в нефтепромысловом оборудовании, включающий ингибитор СНПХ-7215-ПТ - смесь оксиэл- килированного алкилфенола и азотсодержащей добавки в ароматическом растворителе, отличающийся тем, что, с целью повышения диспергирования асфальтеносмолопарафиновых частиц , дополнительно содержит низкозастывающую нефть с содержанием парафина не более 1,5-1,75 мас.% в соотношении 4 части СНПХ 7215 ПТ к 1 части нефти.

15

Таблица. 1

СНПХ 7215 ПТ нефть СП

90 Id

Таблице

0,1-1,0 1,0-3,0

3,0

90,0

1,0