Результат интеллектуальной деятельности: РАСТВОРИТЕЛЬ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для удаления и растворения асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) с поверхности скважинного оборудования, в резервуарах и нефтесборных коллекторах.

Известен состав для удаления асфальтено-смолопарафиновых отложений (патент РФ №2323954, опубл. 10.05.2008 г.), содержащий в об.%: по крайней мере, один указанный блок-сополимер 0,5-5,0, ароматический углеводород 30, алифатический углеводород - остальное.

Недостатком данного состава является низкая эффективность растворения АСПО с большим содержанием асфальтенов.

Известен состав для удаления АСПО (патент РФ №2183650, опубл. 20.06.2002 г.), содержащий об.%: алифатические углеводороды 50-85, полярный неэлектролит 2-5, неионогенное ПАВ 1-2, катионное ПАВ 1-2, растворитель - абсорбент-А-2 тяжелый 7-22, ароматические углеводороды остальное.

Недостатком указанного состава является его низкая эффективность в условиях низких температур.

Известна композиция для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (патент РФ №2173328, опубл. 10.09.2001 г.), содержащая в своем составе ароматический растворитель, неионогенное ПАВ ОП-7 или ОП-10, анионоактивное поверхностно-активное вещество (сульфонол) в соотношении с ОП-7 или ОП-10 как 1:3,5 при следующем соотношении компонентов, мас.%: ОП-7 или ОП-10 - 16-35, сульфонол - 4,5-10,3, ароматический растворитель - остальное.

Недостатком композиции является недостаточно качественное очищение поверхности насосно-компрессорных труб и трубопроводов от АСПО. Растворяющая способность ниже по сравнению с предлагаемым растворителем.

Известен состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений (патент РФ №2129583, опубл. 27.04.1999 г.), использующийся для удаления АСПО из призабойной зоны пласта, выкидных линий, нефтесборных коллекторов и нефтепромыслового оборудования нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятий, содержащий, об.%: алифатические углеводороды - 36-78; ароматические углеводороды - 20-60; полярный неэлектролит - 0,5-4; поверхностно-активное вещество - деэмульгатор - 0,01-1,0; регулятор рН - остальное.

Недостатком состава является низкая эффективность удаления АСПО в осложненных условиях, также указанный состав характеризуется недостаточной эффективностью растворения АСПО с большим содержанием парафинов с высокой молекулярной массой.

Известен состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений (патент РФ №2165953, опубл. 27.04.2001 г.), принятый за прототип, содержащий в об.%: алифатические углеводороды 25-85; полярный неэлектролит 2-5; неионогенное ПАВ 1-2; катионное ПАВ 1-2; ароматические углеводороды остальное.

Недостатком указанного известного состава является низкая эффективность удаления тяжелых АСПО. Данный состав не предназначен на месторождениях в условиях низких температур.

Техническим результатом является создание эффективного растворителя на основе углеводородных соединений, в состав которого входит депрессорно-диспергирующая присадка (ДДП), способная уменьшить температуру застывания нефти и выпадение кристаллов парафинов при добыче, транспорте и хранении нефти. При использовании ДДП наблюдается увеличение моющей, растворяющей, диспергирующей способностей растворителя, применяемого для удаления АСПО в осложненных условиях.

Технический результат достигается тем, что в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества используют депрессорно-диспергирующую присадку, содержащую эмульгатор «Ялан-Э2» и сополимер этилена с альфа-олефинами с мол. массой от 500 до 100000 или полиалкилакрилат, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

растворители - 97-98;

депрессорно-диспергирующая присадка - 2-3.

Растворитель асфальтосмолопарафиновых отложений поясняется следующими фигурами:

фиг. 1 - диаграмма эффективности растворителя до и после применения ДДП по методам «корзинок» и на установке «Холодный стержень» при температуре +37°С;

фиг. 2 - диаграмма определения эффективности растворителя по методу «корзинок» в статическом режиме при температуре 20°С;

фиг. 3 - диаграмма определения эффективности растворителя по методу «корзинок» в динамическом режиме с использованием магнитных мешалок при температуре 20°С.

В качестве углеводородных соединений могут быть выбраны: бензол, толуол, ксилол, этилбензол, нефтяные дистилляты. Наличие ароматических углеводородов позволяет эффективно растворять асфальтосмолистые вещества, которые мало или не растворимы в парафиновых углеводородах.

Депрессорно-диспергирующая присадка «МП-172 ДП» по СТО 22650721-001-2015 представляет собой композицию депрессорной присадки на основе сополимера этилена с альфа-олефинами, способная уменьшить температуру застывания нефти, и диспергатора парафинов амидного типа, препятствующего росту кристаллов парафинов при добыче, транспорте и хранении нефти.

В качестве диспергатора парафинов амидного типа в составе «МП-172 ДП» используется «Эмульгатор обратных водонефтяных эмульсий «Ялан-Э2» с изм. 1, марка А (конц.), выпускаемый по ТУ 2458-001-22650721-2009, представляющий собой продукт взаимодействия ненасыщенных жирных кислот и сложных этиленаминов, аминоспиртов и их смесей, при следующем соотношении компонентов в мас.%:

- Депрессорная присадка на основе полиолефинов, или полиметакрилатов, - 50-95;

- Эмульгатор «Ялан Э-2» марка А (конц.) - до 100.

Механизм воздействия депрессорно-диспергирующей присадки направлен на создание расклинивающего эффекта по отношению к АСПО, увеличение доступной для растворения площади и эффективность удаления АСПО с поверхности оборудования. ДДП уменьшает прочность бронирующих оболочек водонефтяных эмульсий, стабилизированных асфальтенами, и влияет на реологические характеристики нефти.

Исследования по оценке моющей, растворяющей и диспергирующей способностей растворителя проводились по «Методике определения эффективности реагентов для удаления АСПО» (методика «корзинок»), предложенной ОАО «НИИнефтепромхим», в статических и динамических режимах. Исследуемый образец АСПО парафинистого типа (асфальтены - 0,52-1,07%; парафины - 50,5-78,3%; смолы - 2,55-7,68%; механические примеси - 0,13-3,71%) в виде шариков диаметром 10 мм в стальной корзинке размером ячейки 1,0×1,0 мм помещался в герметичную ячейку объемом 150 см³, куда наливался разработанный растворитель в соотношении 10 г на 1 г АСПО, так, чтобы растворитель полностью покрывал образец АСПО. Через определенные промежутки времени корзиночки извлекались из растворителя и выдерживались на воздухе до постоянства массы.

Моющая способность растворителя определяется как отношение разности между исходной массой образца АСПО, помещенного в корзинку, и массой АСПО, оставшегося в корзинке после проведения эксперимента, к исходной массе образца. Чем выше значения этого показателя, тем выше эффективность растворителя. Диспергирующая способность растворителя определяется как отношение массы остатка АСПО на фильтре к исходной массе образца АСПО в корзинке. Она характеризует способность растворителя разрушать АСПО на более мелкие фрагменты. Растворяющая способность растворителя определяется, как отношение разности между массой растворенных и диспергированных отложений, к исходной массе образца АСПО.

При использовании методики «корзинок» нужно учитывать, что растворитель действует на АСПО со всех сторон, в то время как в скважинных условиях контакта со всех сторон не обнаруживается.

Поэтому были проведены исследования процесса удаления АСПО с металлической поверхности на установке «Холодный стержень» для обеспечения «стеночного эффекта» и приближения условия образования АСПО к скважинным.

Устанавливалась температура бани +37°С (пластовая температура исследуемого месторождения), температура холодного стержня составляла +2°С (средняя температура стенок НКТ в зимнее время).

Образец АСПО предварительно расплавлялся. Затем холодный стержень опускался в стаканчик с расплавленным образцом АСПО на 2 минуты. При нанесении АСПО на металлическую поверхность в расплавленном виде происходит сцепление кристаллов парафина с поверхностью за счет разницы температур отложения и металла. Затем холодные стержни опускались в растворители при различных концентрациях компонентов на определенный промежуток времени. Максимальное время нахождения холодного стержня в растворителе составляло 24 часа. Оценивалась моющая, растворяющая и диспергирующая способности растворителя.

Для доказательства соответствия изобретения критерию "промышленная применимость" и иллюстрации разработанного растворителя ниже приведены примеры его получения при различных концентрациях реагентов. Диапазон выбранных реагентов представлен в таблице 1.

Пример 1. Образец АСПО нагревался до температуры размягчения, после чего изготавливались шарики диаметром 10 мм. Затем АСПО в стальной корзинке размером ячейки 1×1 мм помещались в герметичную колбу объемом 150 см³ с растворителем в соотношении 10 г растворителя на 1 г АСПО до полного покрытия отложений реагентом.

Растворитель готовят путем простого компаундирования расчетных количеств компонентов в отдельной емкости. Толуол (40 мас.%) смешивался с дизельным топливом (58 мас.%). ДДП нагрели, не доводя до кипения. Затем в процентном содержании 2 масс. %. добавили к толуолу и дизельному топливу. Полученный растворитель тщательно перемешивают в течение 10 минут до однородной массы при комнатной температуре.

Пример 2. Образец АСПО также готовился, как по примеру 1. Затем помещался в герметичную ячейку с растворителем. Растворитель готовился, как и по аналогии с примером 1. Компоненты растворителя выбирались при следующем процентном соотношении, мас.%: толуол - 48,5; дизельное топливо - 48,5; ДДП-3. Полученный состав тщательно перемешивают в течение 10 минут до однородной массы при комнатной температуре.

Пример 3. Порядок приготовления образца АСПО такой же, как и в примерах 1 и 2. Растворитель готовился следующим образом. Толуол с дизельным топливом (60 и 37,5 мас.%) смешивались, затем добавлялась депрессорно-диспергирующая присадка (2,5%), доведенная до жидкого состояния. Полученный состав тщательно перемешивают в течение 10 минут до однородной массы при комнатной температуре.

Были проведены лабораторные исследования по определению оптимальных концентраций компонентов растворителя для удаления АСПО. Наибольшая эффективность растворителя наблюдается при добавлении 55-60% толуола и 40-45% дизельного топлива. Однако, исходя из экономической целесообразности и доступности толуола, оптимальным соотношением дизельного топлива и толуола, при котором наблюдается синергетический эффект, будет содержание данных компонентов в пропорции 50:50. Оптимальная концентрация ДДП составила 3 мас.%. После добавления к растворителю ДДП происходит значительное увеличение его моющей и диспергирующей способностей, тем самым повышается поверхностная активность растворителя и эффект диспергирования АСПО (фиг. 1). Уменьшая поверхностное натяжение, раствор смачивает образец АСПО, проникая в трещины и поры, при этом снижается сцепляемость его частиц.

Далее исследования по определению эффективности растворителя для удаления АСПО в скважинном оборудовании проводились исходя из оптимальных концентраций реагента, взятых из примера 2. Были определены основные параметры эффективности при 20 и 37°С: моющая, диспергирующая и растворяющая способности (фиг. 1-3).

Проведенные эксперименты на установке «Холодный стержень» показали результаты, сопоставимые с результатами по методике «корзинок». Моющая и диспергирующая способности растворителя при добавлении депрессорно-диспергирующей присадки, рассчитанные на установке «Холодный стержень» и по методике «корзинок», в 2 раза выше результатов эксперимента без добавления ПАВ в растворитель. Однако растворяющая способность, рассчитанная по методике «корзинок», уменьшилась после добавления присадки. По результатам лабораторных экспериментов, проведенных по методу «корзинок» и на установке «Холодный стержень», было установлено, что оптимальное время обработки составило 8-10 часов.

Таким образом, исходя из фиг. 1-3, разработанный растворитель отличается высокими моющей и диспергирующей способностями по отношению к асфальтосмолопарафиновым отложениям, что позволяет рекомендовать его для удаления этих отложений в нефтяных скважинах (для промывок скважинного оборудования).