СОСТАВ ДЛЯ ОЧИСТКИ НЕФТЯНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ОТ АСФАЛЬТЕНОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ И МИНЕРАЛЬНЫХ СОЛЕЙ

Изобретение относится к нефтяной промышленности, трубопроводному транспорту нефти и нефтепродуктов, перевозке нефти в емкостях, очистке резервуаров от тяжелых остатков нефти, очистки насосно-компрессорных труб (НКТ), насосов, скважинного оборудования от асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) и бытовых трубопроводов от минеральных солей.

Известен состав для очистки НКТ и нефтяного оборудования при добыче нефти и трубопроводов от АСПО, включающий, мас.%:

Состав используют в виде 0,05-100-ного раствора в воде (Патент РФ №2001090, кл. С09К 3/00, опубл. бюл. №37-38, 15.10.1993).

Известный состав не достаточно качественно очищает поверхности НКТ и трубопроводов от АСПО и мало эффективен при разрушении отложений минеральных солей. Кроме того, ввиду присутствия большого количества кислоты, состав проявляет высокую коррозионную активность нефтяного оборудования.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является состав для очистки металлических поверхностей при добыче и транспорте нефти, включающий, мас.%:

(Патент РФ №2086754, кл. Е21В 37/06, опубл. БИ №22, 10.08.1997 - прототип).

Недостатком данного состава является применение щелочных металлов, работа с которыми в условиях промысла опасна. Кроме того, предлагаемый состав практически не очищает минеральные отложения.

Целью изобретения является повышение эффективности очистки металлических поверхностей от асфальтеносмолопарафиновых углеводородов и минеральных солей.

Поставленная цель достигается тем, что в состав для очистки металлических поверхностей нефтяного оборудования от АСПО и минеральных солей, включающий натрий алкилсульфонат, натрий алкилбензолсульфонат и воду, дополнительно вводят моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля, моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля и щелочь, при следующем соотношении компонентов, % масс:

В качестве щелочи могут быть использованы едкий натрий или едкий калий.

Предлагаемый состав обладает следующими свойствами:

Применение вышеуказанного раствора снижает коррозионную активность пластовых жидкостей по отношению к металлам и сплавам, применяемым в нефтяной промышленности, не оказывает отрицательного влияния на здоровье человека, окружающую среду и качество конечных продуктов.

Существенными признаками изобретения являются:

1) натрий алкилбензолсульфонат;

2) натрий алкилсульфонат;

3) моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля;

4) моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля;

5) щелочь;

6) вода;

7) количественное соотношение компонентов.

Признаки 1-2 и 6 являются общими с прототипом, признаки 3-5 и 7 являются отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

В составе нефтей имеются высокомолекулярные парафины, смолы, асфальтены, а также минеральные соли, которые при движении нефти по скважине или трубопроводу могут откладываться на их стенках вплоть до их закупоривания. Достоинством предлагаемого решения является не только очистка поверхности НКТ и трубопроводов от АСПО и минеральных солей, но и удаление центров их кристаллизации, что позволяет существенно увеличить межремонтный период скважин или трубопроводов.

Состав готовят путем смешения заданного количества предлагаемых компонентов в воде до состояния полного растворения и повышения температуры раствора до 50-80°C. Горячий раствор подают в скважину или трубопровод и прокачивают до полной очистки поверхности. Время контакта состава с очищаемыми поверхностями должно составлять не менее 2-х часов. Раствор после обработки не нуждается в регенерации, не теряет своих качеств и может применяться многократно.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1

Готовят состав в количестве 6 м³ раствора со следующим процентным содержанием компонентов, % масс.:

Состав подвергают смешению и нагреву до температуры 80°C. Горячим составом промывают скважину глубиной 1400 м, забитую АСПО на 55%. После трех циклов циркуляции раствора скважина освобождена от отложений. После подъема НКТ анализом (соскребы с внутренней поверхности) НКТ установлено, что очистка произведена на 99,2%. Межремонтный период, т.е. время от обработки до обработки скважины, составляет 28 суток.

Пример 2

Готовят 6 м³ состава по примеру 1. Количество компонентов в растворе составляет, мас.%:

Полученный состав подвергают смешению и нагреву до температуры 50°C, после чего закачивают трубопровод-спутник диаметром пять дюймов и длиной 280 м, забитый на 65%.

После трех циклов промывки трубопровод был очищен на 99,7%., при этом были вымыты даже крупные (до 40 г) конкреции углеродистых отложений. Химическим анализом установлено высокое (до 3,8% мас.) содержание в промывных водах минеральных (кальциевых и магниевых) солей. Данный результат свидетельствует о том, что данный раствор обладает не только отмывающей способности, но и расклинивающим действием.

Пример 3

Готовят 6 м³ состава по примеру 1. Количество компонентов в растворе составляет, % мас:

Состав подвергают воздействию по примеру 1.

Полученным составом промывают нефтяную скважину глубиной 1600 м, забитую на 68% АСПО. После четырех циклов промывки скважина очищена на 99,8%. Межремонтный период составил 32 сут.

Пример 4 (по прототипу)

Скважина глубиною 1400 м была забита на 52%. После семи циклов межремонтный период составил 21 сут.

Состав по изобретению (примеры 1-3) обладает повышенной способностью очищать с металлических поверхностей асфальтеносмолопарафиновые отложения, минеральные соли, обладает расклинивающим действием (разрушение и вымывание твердых углеродистых отложений), а также способствует удалению центров кристаллизации АСПО, на что указывает увеличение межремонтного периода скважин в 1,5 раза.

Таким образом, приведенные примеры показывают, что применение предложенного состава позволяет повысить эффективность борьбы с асфальтеносмолопарафиновыми отложениями, увеличивает время межремонтного периода и пропускную способность трубопроводов, а значит рентабельность работы скважин и трубопроводов.