СОСТАВ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТЕНОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
COMPOSITION FOR REMOVAL OF ASPHALTENE-RESIN-PARAFFIN DEPOSITS

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений, и может быть использовано для растворения и удаления АСПО из призабойной зоны пласта, из нефтепромыслового оборудования, резервуаров и магистральных нефтепроводов на нефтедобывающих предприятиях как в твердом виде, так и растворенных в нефти.
Известна композиция для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), содержащая в своем составе, масс.%: 16-35 неионогенное поверхностно-активное вещество (ПАВ) ОП-7 или ОП-10, 4,5-10,3 сульфонола и остальное - ароматический растворитель (см. Патент РФ №2173328, МКИ C09K 3/00, E21B 37/06, опубл. 2001 г.).
Недостатком данной композиции является его узкая направленность - удаление АСПО, содержащихся в парафинистых нефтях и нефтеконденсатах с низким содержанием смол и асфальтенов.
Известен состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений, содержащий, масс.%: 0,15-0,30 смесь поверхностно-активных веществ из оксиэтилированных моноалкилфенолов общей формулы (I):
6
4
2
4
RCH(OCH)mOH,
где: m=6-10
9
19
12
25
R=CH-CH,
оксиэтилированных продуктов общей формулы (II):
1
2
4
R(OCH)qOH,
где: q=10-12
1
12
25
14
29
R=CH-CH,
и сульфированных продуктов общей формулы (III):
2
6
4
2
4
3
RCH(OCH)mOSOH,
где: m=6-10,
2
9
19
12
25
R=CH-CH,
при соотношении в смеси указанных поверхностно-активных веществ как (I+II):III=1:3-4 и I:II=1:1,1:2 или 2:1, 30-70 ароматический растворитель и остальное - алифатический углеводородный растворитель (см. Патент РФ №2137796, МКИ C09K 3/00, E21B 37/06, опубл. 1999 г.).
Известный состав проявляет низкую эффективность по удалению АСПО с высоким содержанием парафинов, асфальтенов, смол и серы.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является состав, содержащий в об.%: 0,5-5,0 один блок-сополимер окиси этилена и окиси пропилена на основе глицерина, 30 ароматического углеводорода и остальное - алифатический углеводород (см. Патент РФ №2323954, МКИ C09K 8/524, опубл. 2008 г.).
Однако данный состав проявляет низкую эффективность для удаления АСПО, содержащихся в вязких нефтях.
Целью предлагаемого изобретения является разработка состава для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений, обладающего высокой растворяющей, диспергирующей и моющей активностью по отношению к АСПО различного типа, в том числе с большим содержанием серы и обеспечивающего снижение вязкости нефти в обрабатываемой зоне.
Поставленная цель достигается путем создания состава для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений, содержащего поверхностно-активное вещество на основе полимера окиси этилена и углеводородный растворитель - смесь ароматического и алифатического углеводородов, причем в качестве поверхностно-активного вещества на основе полимера окиси этилена он содержит реагент ИТПС 806 марка Б, а в качестве углеводородного растворителя - реагент ИТПС-010 марка А, при следующем соотношении компонентов, масс.%:
Реагент ИТПС 806 марка Б 0,1 - 5,0
Реагент ИТПС 010 марка А - остальное.
Реагент ИТПС 806 марка Б выпускается по ТУ 2458-016-27913102-2010 и представляет собой смесь поверхностно-активных веществ в органическом или в водно-органическом растворителе. Реагент ИТПС 010 марка А представляет собой композицию на основе углеводородного растворителя - смеси алифатических и ароматических углеводородов и выпускается по ТУ 2458-014-27913102-2010. В качестве алифатических углеводородов могут быть использованы: широкая фракция летучих углеводородов (ШФЛУ) по ТУ 38.101524-93, бензин газовый стабильный (БГС) по ТУ 0272-003-00135817-00, нефтяной растворитель (н.р.) по ТУ 38.101303-85, петролейный эфир по ГОСТ 11992 - 66, уайт-спирит по ГОСТ 3134-78, Нефрас-С 50/170 по ГОСТ 8505-80. В качестве ароматических углеводородов могут быть использованы: ксилол по ТУ-6-09-3825-78, толуол нефтяной по ГОСТ 14710-78, Нефрас Ар 120/200 по ТУ 38101809-80, бутилбензольная фракция по ТУ 2414-076-05766563-2005, этилбензольная фракция по ТУ 2415 195 00203335-2010.
Предлагаемый состав может быть приготовлен как в условиях промышленного производства, так и непосредственно перед применением путем смешения компонентов состава в заявляемых количествах с использованием автоцистерн с циркуляцией.
Состав представляет собой жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета, проявляет устойчивость длительное время при температуре от +30°C до -40°C.
Приводим примеры приготовления предлагаемого состава для удаления АСПО, составы приведены в таблице 1.
Пример 1 (заявляемый состав). В сосуд объемом 250 мл последовательно наливают 99,9 г реагента ИТПС 010 марка А и 0,1 г реагента ИТПС 806 марка Б, смесь перемешивают встряхиванием сосуда с закрытой пробкой вращательным движениями до полного смешения компонентов (см. таблицу 1, пример 1).
Примеры 2 и 3. Аналогично готовят и другие составы, изменяя количество заявляемых реагентов.
Пример 4 (прототип).
В химический сосуд объемом 100 мл последовательно вливаю 1,0 мл Лапрола 3603-2-12, 30,0 мл этилбензола и 69,0 мл н-гексана. сосуд закрывают притертой пробкой и перемешивают полученный состав взбалтыванием (см. таблицу 1, пример 4).
Таблица 1
Номера составов
Содержание компонентов в составе, мас.%
ИТПС 806 марка Б
ИТПС 010 марка А
Состав 1
0,1
99,9
Состав 2
0,5
99,5
Состав 3
5,0
95,0
Прототип
Лапрол 3603-2-12-1,0
Углеводородный растворитель - 99,0
Состав 4
Эффективность заявляемого состава обусловлена использованием разнообразных углеводородных растворителей - алифатических различной длиныуглеродной цепочки, ароматических различного молекулярного веса. Использование в составе поверхностно-активного веществ на основе полимера окиси этилена приводит к уменьшению поверхностного натяжения на границе состав/АСПО, эффективно разрушает серосодержащие АСПО. Все компоненты для приготовления заявляемого состава доступны, недороги и производятся в России.
Для доказательства эффективности заявляемого состава проводят эксперименты в лабораторных условиях по определению растворяющей, диспергирующей и моющей способности состава при воздействии на образцы АСПО различных нефтедобывающих учреждений Республики Татарстан.
Методика испытаний заключается в следующем. Образец АСПО массой 2,00 г формируют в виде цилиндра и помещают во взвешенную корзиночку из стальной сетки с размером ячейки 1,5×1,5 мм. Корзиночку с образцом АСПО взвешивают с точностью до второго десятичного знака и находят массу навески АСПО. Корзиночку с образцом АСПО при помощи проволоки помещают в стеклянную герметичную бутылочку со 100 мл испытуемого состава. Проводят выдержку в течение 3 часов при комнатной температуре. Далее корзиночку с остатками АСПО вынимают и сушат при комнатной температуре в подвешенном состоянии в течение 24 часов, затем взвешивают.
1
Моющую способность (X) в % вычисляют по формуле:
1
0
1
0
X=((m-m)/m)*100%,
0
где: m - масса АСПО в корзиночке до испытания, г;
1
m - масса АСПО в корзиночке после испытания, г.
Содержимое бутылочки отфильтровывают через фильтр. Бутылочку ополаскивают отфильтрованным раствором несколько раз до полного перенесения частиц АСПО на фильтр. Фильтр с частицами АСПО высушивают при комнатной температуре до постоянного веса.
2
Растворяющую способность (X) в % вычисляют по формуле:
2
0
1
2
0
X=((m-m+m)/m*100%,
0
где: m - масса АСПО в корзиночке до испытания, г;
1
m - масса АСПО в корзиночке после испытания, г:
2
m - масса АСПО, отфильтрованного после испытания, г.
3
Диспергирующую способность (X) в % вычисляют по формуле:
3
1
2
X=X-X.
За результат принимают среднее арифметическое значение двух параллельных измерений. Результаты испытаний приведены в таблице 2.
Таблица 2
№№ по п.п.
Номера образцов АСПО, номера скважин
Составы из таблицы 1
Моющая способность, X<sub>1</sub>, %
Растворяющая способность, X<sub>2</sub>, %
Диспергирующая способность, X<sub>3</sub>, %
1
2
3
4
5
6
1
1, скв. 32461
1
74,8
64,7
10,1
2
2, скв. 21062
1
79,9
72,5
7,4
3
3, скв. 11096
1
84,3
75,4
8,9
4
4, скв. 6177
1
75,1
57,4
17,7
5
6, скв. 11759
1
68,7
57,4
11,3
6
7, скв. 1489
1
93,5
76,7
16,8
7
8, скв. 23655
1
82,2
68,7
13,5
8
9, скв. 12445
1
93,9
79,8
14,0
9
11, скв. 3515
1
69,7
57,7
12,0
10
12, скв. 10037
1
55,5
50,3
5,2
11
13, скв. 6329
2
99,0
75,4
23,6
12
14, скв. 6177
2
84,6
65,4
19,2
13
15, скв. 7685
2
100
85,2
14,8
14
16, скв. 10219
2
85,5
73,4
12,1
15
17, скв. 15265
2
78,0
63,8
14,2
16
18, скв. 9347
2
79,5
67,7
11,8
17
21, скв. 6379
2
94,6
84,2
10,4
18
22, скв. 3540
3
82,3
72,7
9,6
19
23, скв. 22628
3
83,5
70,3
13,2
20
24, скв. 10542
3
55,4
50,6
4,8
21
25, скв. 11321
3
54,1
48,0
6,1
22
26, скв. 13508
3
53,5
45,2
8,3
1
2
3
4
5
6
23
28, скв. 32280
3
96,5
77,6
18,9
24
29, скв. 10004
3
98,0
83,3
14,7
25
30, скв. 20957
3
68,9
56,0
12,9
26 прототип
1, скв. 32461
Состав №4
41.6
32.3
9.3
Как видно из данных таблицы 2, моющая и растворяющая эффективности заявляемого состава превышают данные эффективности прототипа на 11.9-58.4% и 12.9-52.9% соответственно. Диспергирующие способности составов имеют сравнимые значения.
В таблице 3 приведены физико-химические характеристики нефтей Ашальчинской залежи НГДУ «Нурлатнефть», в том числе из скважин №№230, 232 и 15210. Данные нефти содержат элемент - серу и относятся к высоковязким нефтям.
Таблица 3
Параметры образцов нефти
Число исследованных скважин
Количество взятых проб
Диапазон значений
Среднее значение
Массовое содержание, %
- серы
11
38
2.8-4.95
3.98
- смол силикагелевых
11
18
19-33.18
24.4
- асфальтенов
11
41
4.19-18.09
8.74
- парафинов
11
22
0.09-0.47
0.288
- кокса
11
32
4.5-13.6
9.8
- механических примесей
6
6
0.06-14.85
2.61
Для исследования по снижению вязкости нефти используют три образца высоковязкой нефти со скважин 230, 232, 15210. Исследования проводят при температуре 20°C. Вязкость определяют вискозиметром ФАН 35SA на скорости вращения ротора 100 оборотов/мин. Для этого испытуемый состав добавляют в указанном количестве к 100 мл нефти, перемешивают стеклянной палочкой и снимают показания вискозиметра. Данные исследований приведены в таблице 4.
Таблица 4
№№ опыта
Номер скважины
Состав из таблицы 1
Показатели вязкости нефти, сПз, (снижение вязкости нефтей от первоначальной, %)
Количество состава, вводимого в нефть, об. %
0
1
1.5
2
3
4
5
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1
Скв. 230
1
160
122 (23.8)
115 (28.1)
109 (31.9)
96 (40.0)
85 (46.9)
85 (49.9)
2
160
137 (14.4)
118 (26.3)
101 (36.9)
95 (40.6)
88 (45.0)
81 (49.4)
3
160
143 (10.6)
125 (21.9)
112 (30.0)
110 (31.3)
99 (38.1)
92 (42.5)
Прототип
160
156 (2.5)
155 (3.1)
141 (12.5)
123 (23.1)
120 (25.0)
112 (30.0)
2
Скв. 232
1
212
179 (15.6)
160 (24.5)
129 (39.2)
115 (45.8)
96 (54.7)
92 (56.6)
2
212
186 (12.2)
157 (25.9)
114 (46.2)
100 (52.8)
88 (58.5)
86 (59.4)
3
212
191 (9.9)
146 (31.1)
108 (49.1)
98 (53.8)
84 (60.4)
83 (60.8)
Прототип
212
202 (4.7)
196 (7.5)
177 (10.6)
160 (24.5)
148 (30.2)
142 (33.0)
3
Скв. 15210
1
129
95 (26.4)
89 (31.0)
74 (42.6)
69 (46.5)
50 (61.2)
48 (62.8)
2
129
107 (17.1)
90 (30.2)
76 (41.1)
61 (52.7)
48 (62.8)
42 (67.4)
3
129
90 (30.2)
86 (33.3)
69 (46.5)
53 (58.9)
47 (63.6)
45 (65.1)
Прототип
129
112 (86.8)
92 (28.7)
83 (35.7)
70 (45.7)
61 (52.7)
54 (58.1)
Из данных таблицы 4 следует, что для наиболее вязкой нефти - со скважины 232 заявляемый состав снижает вязкость нефти на 23.6-27.8% больше прототипа. Снижение вязкости заявляемым составом для нефтей со скважин 230 и 15210 выше, чем составом прототипа на 12.5-19.9% и на 4.7-9.3% соответственно.
Таким образом, заявляемый состав, представляющий собой оригинальную композиционную смесь, подобранную с учетом особенностей группового состава АСПО, обеспечивает высокую растворяющую, диспергирующую и моющую активность по отношению к отложениям в широком диапазоне рабочих температур. Применение заявляемого состава позволит снизить трудоемкость удаления отложений, увеличить межочистной период и производительность скважин, улучшить экономические показатели добычи нефти.