Углеводородный растворитель

Авторы патента:

C09K8/524 - Материалы для различного использования, не отнесенные к другим подклассам

Владельцы патента RU 2760651:

Общество с ограниченной ответственностью "Меркурий" (RU)

Изобретение относится к области нефтедобычи и может использоваться для обработки нефтяных скважин, обработки трубопроводов внутрипромыслового сбора и транспорта нефти, обработки призабойных зон пластов скважин для снижения вязкости реологически сложных нефтей. Технический результат - снижение температуры застывания углеводородного растворителя при сохранении эффективности растворения асфальтосмолопарафиновых отложений АСПО. Углеводородный растворитель включает, мас.%: толуол нефтяной марки А 15-25; дизельное топливо зимнее или арктическое 5-15; конденсат природного газа 65-75. Конденсат природного газа получен при очистке трассового компрессата, включающей нагрев паром трассового компрессата до температуры 62-63°С, охлаждение и последующую сепарацию. 1 табл.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к углеводородным растворителям. Может использоваться для обработки нефтяных скважин, обработки трубопроводов внутрипромыслового сбора и транспорта нефти, обработки призабойных зон пластов скважин, для снижения вязкости реологически сложных нефтей.

Известен растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений по патенту РФ №2632845, C09K 8/524, 2017. Растворитель содержит ароматический и алифатический углеводородные растворители и неионогенное поверхностно-активное вещество. В качестве ароматического и алифатического углеводородных растворителей используются толуол и дизельное топливо. Компоненты используются при следующем соотношении: растворители - 97-98 мас. %, депрессорно-диспергирующая присадка - 2-3 мас. %.

Недостатком известного растворителя является недостаточная его эффективность при использовании в регионах с низкими климатическими температурами.

Известен состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений по патенту РФ №2561137,Е21В 37/06, C09K 8/524, 2015, который выбран в качестве ближайшего аналога. Данный состав представляет собой смесь углеводородных растворителей, диметилфтормамид и газоконденсат. В качестве углеродного растворителя могут использоваться толуол и нефрас.

Недостатком состава является недостаточно высокая эффективность использования состава при низких температурах.

Технический результат заявляемого изобретения заключается в снижении температуры застывания углеводородного растворителя при сохранении эффективности растворения асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО).

Технический результат достигается за счет того, что углеводородный растворитель, включающий газовый конденсат, толуол, согласно изобретению, дополнительно содержит дизельное топливо зимнее или арктическое, в качестве толуола содержит толуол нефтяной марки А, а в качестве газового конденсата содержит конденсат природного газа, полученный при очистке трассового компрессата, включающей нагрев паром трассового компрессата до температуры 62-63°С, охлаждение и последующую сепарацию, при следующем соотношении компонентов, масс.%:

толуол нефтяной марки А - 15-25,

дизельное топливо зимнее или арктическое - 5-15,

конденсат природного газа - 65-75.

Технический результат обеспечивается за счет компонентов, входящих в состав углеводородного растворителя и технологии получения конденсата природного газа. Толуол нефтяной марки А применяется при приготовлении растворителей, не замерзает. Дизельное топливо зимнее или арктическое сохраняет текучесть при низких температурах и не застывает. Кроме того, мягкий нагрев паром трассового компрессата при его очистке позволяет получать стабильный продукт высокой чистоты. Более чистый и стабильный конденсат природного газа в совокупности с присадками в виде толуола нефтяной марки А и дизельного топлива зимнего или арктического позволяет получить углеводородный растворитель с более низкой температурой застывания, способный сохранять рабочие характеристики при низких температурах.

Углеводородный растворитель получают следующим образом.

В качестве сырья используют продукты нефтепереработки в виде трассового компрессата и присадки. Трассовый компрессат представляет собой нестабилизированную смесь легких углеводородов, механические примеси, воду, углеводородосодержащие отходы и др. В качестве присадок используют толуол нефтяной марки А в соответствии с ГОСТ 14710 и дизельное топливо зимнее или арктическое в соответствии с ГОСТ Р 55475-2013.

Продукты нефтепереработки и присадки доставляют на место производства и выгружают в отдельные емкости.

Конденсат природного газа является основой углеводородного растворителя. Конденсат природного газа получают путем очистки трассового компрессата. Очистку осуществляют путем подогрева трассового компрессата до температуры 62-63°С, охлаждения и последующей сепарации. Для подогрева трассового компрессата используется пароподогреватель, включающий емкость с установленным внутри нее змеевиком. Внутри емкости при нагревании ее жидкотопливной горелкой ПНГ-2-1 образуется пар, нагревающий змеевик с находящимся внутри него трассовым компрессатом. В результате осуществляется более мягкий нагрев продуктов нефтепереработки, чем при нагреве горелкой непосредственно змеевика или другой емкости с нефтепродуктами. Такой нагрев продуктов нефтепереработки позволяет получить стабильный и более чистый продукт на выходе.

Полученные на выходе из змеевика пароподогревателя пары дистиллята через испаритель проходят в холодильник для охлаждения. Дистиллят после охлаждения собирают в емкостях. В результате проведенных операций получают конденсат природного газа стабильный (дистиллят) и побочные продукты переработки (механические примеси, водяной конденсат и углеводородосодержащие отходы). Сконденсировавшиеся пары побочных продуктов переработки из испарителя поступают в отдельную емкость. А в емкости с конденсатом природного газа перекачивают расчетное количество присадок: толуол марки А и дизельное топливо зимнее или арктическое до получения требуемой плотности растворителя 710-720 г/кг в общем объеме.

Примеры конкретного выполнения углеводородного растворителя и его свойства приведены в таблице.

Таблица

Компонент, мас. %	№ состава растворителя
1	2	3	4
Толуол нефтяной марки А	15	20	25	20
Дизельное топливо зимнее или арктическое	10	15	5	10
Конденсат природного газа стабильный	75	65	70	70
Плотность при 20°С, кг/м³	715	720	710	715
Температура застывания, °С	минус65	минус 61	минус 62	минус 62
Эффективность растворения АСПО парафинового типа, %	85,04	86,25	85,95	85,89
Эффективность растворения АСПО смешанного типа, %	81	78	79	79

Измерение плотности производили в соответствии с ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.

Испытания предлагаемого углеводородного растворителя показали, что растворитель при минус 60°С и даже при более низких температурах не теряет своих свойств и остается работоспособным. Определение температуры застывания осуществляли по ГОСТ 20287-91. Для проведения испытаний использовали автоматический аппарат для определения температуры помутнения, предельной температуры фильтруемости, текучести и застывания ISL CPP 97-2, а также вспомогательное оборудование. Применяли 500 мл стеклянный цилиндр с пробкой с ценой деления 10 мл с круглым донышком, термометры с ценой деления не более 1°С.

Для подтверждения работоспособности предлагаемого углеводородного растворителя проводили испытания по определению его растворяющей способности при минимальных температурах. Для этого корзину с АСПО опускали в заявляемый углеводородный растворитель. Предварительно определяли вес корзины и вес образца АСПО и общий вес. Корзину с образцом АСПО выдерживали в углеводородном растворителе 60 минут. После этого корзину с остатками АСПО взвешивали и определяли остаточное количество АСПО. Вычисляли значение эффективности растворения АСПО (%). Эффективность растворения составила от 78 % до 86,25 % при том, что требуемая нормативами эффективность растворения для углеводородных растворителей составляет от 75 %.

Таким образом, заявляемое изобретение позволяет снизить температуру застывания углеводородного растворителя при сохранении эффективности растворения АСПО.

Углеводородный растворитель, включающий газовый конденсат, толуол, отличающийся тем, что дополнительно содержит дизельное топливо зимнее или арктическое, в качестве толуола содержит толуол нефтяной марки А, а в качестве газового конденсата содержит конденсат природного газа, полученный при очистке трассового компрессата, включающей нагрев паром трассового компрессата до температуры 62-63°С, охлаждение и последующую сепарацию, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

толуол нефтяной марки А	15-25
дизельное топливо зимнее или арктическое	5-15
конденсат природного газа	65-75

Предложенная группа изобретений относится к области нефтегазодобычи, в частности к технологическим составам, используемым для повышения проницаемости продуктивных пластов посредством осуществления гидроразрыва пласта (ГРП), и может быть использовано для приготовления жидкости гидроразрыва пласта с использованием альтернативных источников воды, таких, например, как минерализованные подтоварные воды, смеси подтоварных и пресных вод, пластовые воды.

Реагентный состав для разрушения сульфатных отложений в газовых скважинах подземных хранилищ газа // 2759749

Изобретение относится к области газовой промышленности. Технический результат заключается в повышении производительности газовых скважин ПХГ за счет интенсификации притока газа.

Реагентный состав для разрушения отложений карбоната кальция в газовых скважинах подземных хранилищ газа // 2759614

Применение газов и жидкостей для извлечения углеводородов, содержащих наночастицы, для повышения извлечения углеводородов // 2759431

Изобретение относится к способам повышения извлечения углеводородов с применением газов, таких как углекислый газ, азот, природный газ, сжиженный природный газ, сжиженный углекислый газ и/или их смеси, в комбинации с функционализированными материалами, такими как наночастицы или смеси наночастиц. Способ стимуляции добычи углеводородов включает (a) введение газа, сжиженного газа или испаренного сжиженного газа в подземный пласт, содержащий углеводороды; (b) предоставление газу возможности абсорбироваться указанными углеводородами; (c) извлечение указанных углеводородов, содержащих указанный газ, сжиженный газ или испаренный сжиженный газ, абсорбированный ими.

Способ снижения обводненности скважин и ликвидации внутрипластовых и межпластовых перетоков воды // 2759301

Изобретение относится к области эластомерных материалов, в частности к области эластомерных материалов, применяемых в нефтедобыче для изоляции пластов и снижения обводненности нефтяных и газоконденсатных скважин. Способ, в котором осуществляют закачку в пласт под давлением тампонирующей смеси, содержащей мелкодисперсную водонабухающую резиновую фракцию.

Состав для обработки призабойной зоны нефтегазового пласта // 2759042

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для обработки призабойной зоны ствола скважины с целью удаления фильтрационной корки, сформированной при фильтрации бурового раствора, при заканчивании скважины с открытым забоем. Технический результат - обеспечение возможности контроля скорости и времени начала реакции растворения фильтрационной корки в диапазоне от 2 до 24 часов при обработке призабойной зоны нефтегазового пласта, повышение равномерности удаления фильтрационной корки, предотвращение образования вторичных нерастворимых осадков с одновременным упрощением процессов транспортировки и применения состава.

Жидкость для гидроразрыва пласта на высокоминерализованной воде, способ её приготовления и способ обработки пласта с её использованием // 2758828

Изобретение относится к области нефтегазодобычи. Технический результат заключается в обеспечении возможности регулирования времени стабильности жидкости в течение необходимого времени для проведения операции при высоких температурах и последующий полный ее распад, упрощении и повышении эффективности и экологичности способа обработки.

Состав для удаления солеотложений сульфатов бария и кальция и способ его применения // 2758371

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составу и способу его применения для обработки – очистки забоя скважины и призабойной зоны пласта (ПЗП) от солеотложений сульфатов бария и кальция, а также может найти применение для разрушения корки бурового раствора на месторождениях, где бурение и вскрытие продуктивных пластов осуществляется на утяжеленных буровых растворах, содержащих сульфат бария.

Способ добычи нефти // 2758303

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений методом заводнения с температурой пласта 20-95°С, с суммарным содержанием солей в пластовой и закачиваемой воде от 0,034 до 24,0 мас.%. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти и интенсификация добычи нефти.

Многоцелевой пенообразователь на основе пав для вспенивания и выноса скважинной жидкости с содержанием газового конденсата до 50% и высокоминерализованной (до 300 г/м3) пластовой воды при эксплуатации и освоении скважин после ремонта и самопроизвольной остановки // 2758301

Изобретение относится к области добычи газа, газового конденсата и нефти, а именно к химическим реагентам для вспенивания и выноса скважинной жидкости из скважин нефтегазоконденсатных месторождений, в продукции которых содержится газовый конденсат (до 50%) и высокоминерализованная (до 300 г/м3) пластовая вода.

Шихта для получения полифракционного проппанта, способ его получения и применения при гидроразрыве пласта // 2760662

Изобретение относится к производству проппанта и его применению при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта. Полифракционный проппант получен в виде гранул с кажущейся плотностью 1,6-3,0 г/см3 и размерами не более 2000 мкм из шихты, включающей предварительно обожженное при 1000-1400°С алюмосиликатное сырье и модифицирующую добавку - смесь ванадийсодержащего остатка от сжигания мазута, содержащего, масс. %: V2O5 – 2,5-22,5; СаО - 7,0-8,0; Al2O3 - 22,0-26,0; SiO2 - 41,0-46,0; MgO - 3,0-4,0; Fe2O3 - 4,0-5,5; С - 0,5-8,0, и низкотемпературной модификации оксида алюминия - γ-Al2O3, полученного термообработкой при 530-670°С гидроксида алюминия, выделенного карбонизацией алюминатных растворов, при соотношении компонентов шихты, масс. %: алюмосиликатное сырье - 50,0-95,0; модифицирующая добавка - остальное. Полифракционный проппант перед смешиванием с жидкостью гидроразрыва сепарируют внутри бункеров с конусным накопителем, причем при внутреннем угле конусного накопителя не более 45° бункер предварительно подвергают вибрации в вертикальной плоскости таким образом, что самые мелкие гранулы накапливаются в нижней части бункера, а самые крупные - в верхней, что обеспечивает выгрузку проппанта при возрастании размеров гранул. При внутреннем угле конусного накопителя 60-150° бункер не подвергают вибрации, а выгрузка проппанта при возрастании размера гранул осуществляется за счет того, что первоначально выгружается центральная часть бункера, в которой накапливается мелкая фракция гранул при их загрузке, а затем высыпается периферийная часть бункера с крупной фракцией. Технический результат - получение полифракционного проппанта с упрочненной кристаллической структурой обожженных гранул, упрощение технологии его производства и повышение эффективности применения проппанта при добыче нефти и газа методом гидроразрыва пласта. 4 н. и 6 з.п. ф-лы, 4 ил., 2 табл., 6 пр.