Способ предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений

 

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 ингибирующего 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 этилацетата. 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

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

1724666 Al (51)5 С 09 К 3/00

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4724683/03 (22) 28.07.89 (46) 07.04.92, Бюл. N. 13 (71) Центральная научно-исследовательская лаборатория Производственного объединения "Укрнефть" (72) Л.Г.Золотарева, Л.6,Склярская, И,В.Копач, И,M.Ïèòà и В.Г.Турянский (53) 622.245.514 (088,8) (56) Авторское свидетельство СССР

N 1663004, кл, С 09 К 7/02, 1989, Авторское свидетельство СССР

N 1118659, кл. С 09 КЗ/00, 1984.

Авторское свидетельство СССР

N 1174454, кл. С 09 К 3/00, 1985. (54) СПОСОБ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ АСФАЛЬТЕНОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ (57) Изобретение относится к нефтегазодобывающей пром-сти, предназначено для борьбы с асфальтеносмолопарафиновыми

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 ингибирующего эффекта и расширение ассортимента ингибиторов. 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 ингибирующего 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 этилацетата. 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.

Ь

Цель достигается тем, что в качестве СЬ . ингибитора используют продукт поликон- О денсации лигносульфоната с формальдеги- ( дом 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/см, рН

6 — 6,5 и содержит, мг/л: уксусная кислота

1724666

1,5-2,7: этилацетат 0,02-0,25; этанол 0,03—

0,06; вода остальное до 100.

Соотношение компонентов реакционной смеси, мас. :

Лигносульфонат технический (ССБ)

Формалин (370 -ной концентрации) . 5,3-5,4

Серная кислота 2,5-2.6

Гидроксид натрия 2,7-2,8

Водный слой кубового остатка производства этила цетата 46,2-47,5

42,0 — 43,0

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/см, после перемешивания в течение 10 мин из мерника 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 гидроксида натрия и смесь перемешивается

10 — 15 мин.

Технология способа заключается в следующем.

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) ингибитора (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 полимерного.ингибитора селективно модифицировать кристаллы АСПО, уменьшая когеэионные силы сцепления между кристаллами парафина и адгезию их к металлической поверхности оборудования. Это дает возможность поддерживать KpvlcTBJlilbl парафина во взвешенном состоянии в потоке нефти при ее добыче и транспорте.

Исследования проводились на нефтях

5 различных месторождений, характеризующихся определенными физико-химическими свойствами (табл.1). В табл. 2 приведены результаты определения парафиноотложения в нефти и по известному спообу и по

10 ЗТР, а также качественный и количественный состав АСПО, содержащихся в нефтях различных месторождений, Испытания проводились по оценке эффективности ингибиторов АСПО комплекс15 ного и депрессорного действия и по сокращению отложений парафина из нефти на "холодной" поверхности. Методика исследований заключалась в обосновании эффективной дозировки ингибитора в нефть

20 на конкретном месторождении нефти. Расчет эффективности способа производился для каждой концентрации ингибитора (табл.3) по формуле:

3 o P" .1pp о0

Ро где P — вес парафиноотложений в контрольном опыте;

30 Рп — вес отложений парафина при концентрации и ингибитора в нефти.

Пример. К 400 мл нефти, содержащей

10,52 мас. парафинов, 5.05 мас.% силикагелевых смол и 1,15 мас.0 асфальтенов

35 (табл,1) с температурой плавления ACf10, 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 мето40 дике оценки ингибиторов АСПО отмыв нефти (/мин), среднюю величину дисперсности частиц (мм) и сокращение отложений парафина () (табл.3), Как видно из табл, 2, эффективность 3ТР выше, чем изве45 стного способа, независимо от физико-химической характеристики нефтей.

Оптимальной концентрацией ингибитора в предлагаемом способе является 0,01-0,05 мас. от объема нефти (табл.З).

50 При использовании способа, где содержание ингибитора меньше 0,01 мас. /, ингибирующий эффект был низкий (отмыв нефти составлял 60 за 30 мин, против 80-85% за

30 мин при оптимальном составе). Сокраще55 ние 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 уве1724666

Характеристика нефтей

Температура плавления выделенного парафина, С

Соотношение парафин-смолыасфальтены

Содержание, мас.4.

Месторождение

Асфальтены

Парафины Смолы силико гелевые

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

4,65 . 0,7

3,41 0,4

5 05 1,15

3,05 0,43 . 4,32 0,39

50,2

51,4

52,2

52,8

51,6

11,15

10,81

10, 52

11,50

13,07

Струтынское

Спасское

Старосамборское

Луквинское

Довбушанское

5 личения степени отмыва нефти и сокращения отложений парафина (табл.3). Параллельно на нефти этого же месторождения испытывался известный способ.

Кроме тог0,были проведены испытания 5 по определению влияния ингибитора на степень диспергирования АСПО.

Как показали исследования, при введении в нефть 0,01 мас. ингибитора по предлагаемому способу средняя дисперсность 10

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. 15

Как видно из табл. 3, эффективность известного способа ниже, чем у 3ТР независимо от физико-химической характеристики нефти. Показатели эффективности (табл.3) у известного способа ниже, чем у 3ТР незави- 20 симо от количественного состава входящих в используемый сополимер-ингибитор, исходных ингредиентов.

Сравнение результатов анализа, приведенных в табл. 3, показало, что оптимальная 25 дозировка, обеспечивающая высокую эффективность предотвращения отложений парафина, составляет 0;01 — 0,05 мас. .

Уменьшение содержания приводит к снижению эффективности, При увеличении содер- 30 жания ингибитора более 0,05 мас.о эффективность предотвращения отложений значительно не увеличивается. При этом используемый способ ингибирования может быть применен на нефтях, имеющих различ- 35 ный физико-химический состав.

Действие ингибитора основано на изменении условий кристаллизации парафина и сводится к понижению тенденции отдельных молекул парафина и образованию цен- 40 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 ингибиторов. Ингибитор получают путем конденсации лигносульфоната (сульфитспиртовой 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 ингибирующую способность предлагаемого полимерного ингибитора. При его использовании не требуется применять углеводородные растворители, что улучшает условия- работы обслуживающего персонала.

Формула изобретения

Способ предотвращения асфальтеносмолопарафиновых 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.

Таблица 1

1724666

z

Iо о

S

IY

Э е е

3> 3

Щ о а

Щ л

C" >S

К Х

S Э

z K

Щ О

Ш Г

О Iа O

S O

Q z

S S

-е

CD О л

М\

>.Г\

lA (V

СМ о О О л л

< 4

-з м о л

>.О о л ° о м

Ш

ft!

С 3» с о

Ш л

Щ SCD а:. с:

Э О

1с

Э О л

0О

О

° л

C 4 0Ъ л О

I t—1

3 о о

° л

° 1 \

3Л ц а

OXO л

Ю (3 еС

Ш

Щ

3о л

lA л

3 !

Ч о 00

3>> СЧ

° л

3 .м о

CD л

0О

>.О

lA м л л

CO о о

CD

Э о х о о

Щ с

С) CD 0 О /> е л

CD CD

Л 3Л о

>S

Ш о о о

>О м

00 л л

И> Я) I

I !

I

1

1

Г

I

Щ

Щ

Ш

° » о о л л

CD D

>4 ГС> о

О. о

Э о

Х о

Щ з

О>

I Ш о с

I I

I 1 1

I Щ>Х!

1 C> 7> 3

I + . l

1 Э CU 1

I CL Q I

1 С: I 3 ! \ ! ! !

I I- I о

Э I

1 Ф>Х

Ш » 3

z z

1 I

Ш O 1

Щ ЩО I

Г С л l (Q 3

Х I

ЩКК l а.ХЕ 1

:ЬЭШ l — — — ч

I I ! I

Э О Zî I

1 S Ш 3Х ЭО о 3.-а ! а! о f, Е >I Ц !

l

l I

1 1 I

1 Щ л I

1 а х 1

I CU I с= е

L 3

1 1

1 1

1 1 о 1

1 Х 1

3 (3

I 1

I 1

l I 1

3 1> I (I

1 Щ л

e z

I О Э

1 CC I- )

1 !

Cf3 I

Х 1

S 1

K I

3

I !

I

1

1

1 I

I

СР - 1

С>4 01 1 л ° гt м -а.

I е м

00 - 1 л ° п4 О 1 е» °

l

I м е л л

33 о л

I

CV CV 1

° л

00 л

1

Ю CO 1

0 - 1 е е, - 1 -1 I м м

I

04 1 л ° V о 00 О 3Л 1

СЧ Л I

О> CD 1 л a м О

1

1 а. 3" 1О л л о о

1

>.Г\ I

LA CD 1

Э 3

Э Y I о и

ы а о о

Q.» X

1- Щ I

О> <-Э I а

1- 1- и и

1724666

Таблица3

Ингибитор

Концентрация>а от объема нефти

Показатели эффективности при введении ингибитора а нефть

Состав предлагаемого ингибитора, мас.а

Отмыв нефти, 3/мин

Старосамборское месторождение

1>0

42

5 3

47,5

2,7

Струтынское месторождение

20,90 Лигносу»ьфонат

33,20 формальдегид

34, 15 Водный слой КО про35,60 изводства этилацетата

36,75 Hебо

12,85 NaOH

0,005 55/30

0,01 85/30

0,025 90/30.

0,05 90/30

0,06 95/30

0,01 65/30

42,5

5,35

О 5

Предлагаемый

47,0

2>4

2,75

8,0

Известный

Спасское месторождение

25,90

2,0 47,60

Предлагае- 0,005 50/30 мый 0 01 90/30

43,0

0,025 90/30

0,05 95/30

0,06 95/30

Известный 0,01 70/30

7>0

Составитель Т.Фокина

Техред M.Ìoðãåíòàë Корректор И.Муска

Редактор Н,Яцола

Заказ 1149 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород. ул.Гагарина, 101

0,005

О 01

Предлагаемый 0,025

0 05

0,06

Известный 0,01

60/3 О

80/30

80/30

85/30

85/30

60/30

Средняя величина частиц дисперсии, Сокращение от" ложений парафина, 30, 1О

43,94

44,50

45,00

46, О.

16,13

48,00

55,1

56,0

20 ° 60

Лигносульфонат

Формал ьдегид

Водный слой кубового остатка производства этилацетата

Н ВОа — 2,5, NaOH

Лигносульфонат

Водный слой КО произеодства этилацетата формальдсгид

H2S0O

ЛаОН

46,2

5,4

2,6

2,8