Состав для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений и способ его получения

)5 Е 2 ОПИСА К АВТОРСКО БРЕТЕ ВИДЕТЕЛЬСТ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНВЕДОМСТВО СССР(71) Научно-исследовательский и проектныйинститут по освоению месторождений нефти и таза "Гипромарнефтегази(56) Ибрагимов Г. З.,Сорокин В. А, и др.Химические реагенты для добычи нефти. МНедра, 1986, с. 89.ф 4) СОСТАВ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ АСФАЛЬТЕНОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ И СПОСОБ ЕГО ПОЛУЧЕНИЯ Изобретение относится к трубоп роводному транспорту; в частности к проблеме борьбы с асфальтеносмолопарафиновыми отложениями (АСПО) в трубопроводах,Цель изобретения - повышение эффективности предотвращения АСПО в трубопроводе, транспортирующем высокопарафинистую нефть, путем ввода в поток состава на основе ингибитора-диспергатора СНПХ - 7215 ПТ и низкозастывающей нефти,Поставленная цель достигается тем, что при известном способе и составе для борьбы с асфальтеносмолопарафиновыми отложениями в трубопроводе, транспортирующем высокопарафинистую нефть; включающий ввод в трубопровод ингибитора диспергатора СНПХ - 7215 ПТ, в трубопровод вводят состав на основе СНПХПТ и низкоза 5 Ц 18090 О 2 А 1(57) Использование: в трубопроводном транспорте, в частности для борьбы с асфальтеносмолопарафиновымиотложениями в трубопроводе. Повчшение эффективности предотвращения АСПО в трубопроводе, транспортирующем высокопарафинистую нефть достигается путем ввода в обрабатываемый поток высокопарафинистой нефти состава на основе СНПХ 7215 ПТ и низкоэастывающей нефти при соотношениях 80:20 об,0 ь, приготовленного при 60 - 70 С с последующим охлаждением до 4 - 50 С перед вводом в поток, При этом достигается повышение межмолекулярного взаимодействия компонентов, ликвидации центров кристаллизации парафина. 1 ил., 2 табл,стывающей нефти при соотношениях соответственно 80:20 об приготовленный при ф температуре 60 - 70 С с последующим ох- ОО лаждением до 4-50 С перед вводом в обра- С) батыааемый поток, ОСущность изобретения заключается в ) следующем.Благодаря использованию состава на основе СН ПХПТ и низкозастывающей нефти, приготовленного при температуре оОС с последующим охлаждением до 4-.50 С перед вводом в обрабатываемый по- а ток, достигается повышение межмолекулярного взаимодействия компонентов, используемых в составе, а также ликвидация центров кристаллизации парафина (температура плавления 52 С), содержащегося в низкозастывающей нефти в количестве 1,75 мас Указанный способ, его приготовление и ввод в обрабатываемый потокповышают эффект диспергирования парафинистых частиц и гидрофилизацию пристенного слоя потока при транспорте 5высокопарафинистой нефти,Лабораторные испытания проведенына высокопарафинистой нефти скв. М 15глубоководного месторождения им. 28 Апреля (горизонт НКП). В качестве ингибито- "0ра-диспергатора использована смесьреагента СНПХ - 7215 ПТ и низкозастывающей нефти (горизонт СП) вышеуказанногоместорождения,Некоторые физико-химические показатели нефтей месторождения им. 28 Апреляпредставлены в табл. 1.Исследования проводились согласнометодике ВНИПИнефтепромхим. Опытыпроведены с использованием составов упомянутых выше компонентов при соотношениях 50:50, 60:40, 70:30, 80;20, 90:10 об,% итемпературах приготовления 20, 40, 60,80 С. Температура испытаний приготовленных смесей составляла 4-5 С, а удельный 25расход композиции 200 г/т (0,02 мас.%).Результаты лабораторных испытанийприведены в табл. 2,Анализ данных, приведенных в табл. 2,показывает, что ингибитор-диспергатор 30СНПХПТ без использования нефти горизонта СП при 20 ОС (вариант прототипа)имеет эффективность 91,0 о(опыт 1).При температурах приготовления смесей на основе СНПХ - 7215 ПТ и нефти горизонта СП в диапазоне 20 - 40 Снаибольший эффект гидрофилизации, т.е,отмыва частиц 99,0 , достигнут в опыте 10,где пропорция компонентов состава 80:20об,%, 40Оптимальными условиями приготовления композиции, при которых достигаетсянаибольший эффект 100,0, обнаружены вопыте 15, где пропорция СНПХ 7215 ПТ;нефть СП составила 80;20 об,опри температуре приготовления смеси 60 ОС,Таким образом, проведенными опытами установлено, что использование составареагента СНПХ 7215 ПТ и низкозастывающей нефти горизонта СП, приготовленного 50при температуре 60 С и охлажденного дотемпературы 4 - 5 С при соотношениях компонентов 80:20 об обеспечивает наибольший эффект диспергирования и отмывапарафиновых частиц и нефтяной пленки 55пластовой водой,Предложенный способ борьбы с АСПОв продуктопроводе высокопарафинистойнефти планируется опробировать в реальных условиях эксплуатации скв, М 15 месторождения им, 28 Апреля, оборудованной подводным устьевым комплексом фирмы Саяегоп пс, Со и расположенной при глубине моря 135 м на расстоянии 3300 м от станции управления и сбора продукции - морской глубоководной стационарной платформы (МГСП), на которой расположены также скважины, продуцирующие низко застывающую нефть горизонта СП,Изобретение поясняется чертежом, На МГСП, в емость 1 объемом 20 м с использованием сжатого воздуха 2 барботажом приготавливается смесь ингибитора СНПХ 7215 ПТ (16 мз) и низкозастывающей нефти горизонта СП (4 мз), Смесь 3 из емкости 1 подается на прием блока дозировочных насосов 4,Подача дозировочных насосов устанавливается иэ расчета 200 г реагента на 1 т обрабатываемой высокопарафинистой нефти. После блока дозировочных насосов 4 смесь реагента 3 в подогревателе 5, например, электронагревательные ленты, ЭНУ, ППУ и дрподвергается термическому воздействию при температуре 60-70 С, а затем направляется в технологический трубопровод 6 скв. % 15 для последующего дозированного ввода в (обрабатываемый поток нефти) продуктопровод 7. Ввод реагента в обрабатываемый поток нефти осуществляется через байпасную задвижку 8 при температуре 4 - 5 С. Расстояние точки ввода реагента от МГСП - 2 (3300 м), температура морского бассейна на глубине более 100 м (4 - 5 С), полный коэффициент теплопередачи трубопровода 6 в окружающую среду(более 150 Вт/мград) обеспечивают интенсивное охлаждение смеси с 60-70 С до 4-5 С до ее ввода в продуктопровод 7,Различные манипуляции задвижками устьевого комплекса 8, 9 и 10 осуществляются дистанционно со станции управления, расположенной на МГСП.Зкономическая эффективность от оеализации предлагаемого технического решения обусловливается за счет гарантированного предотвращения АСПО в продуктопроводе и, как следствие, обеспечения бесперебойной эксплуатации скважины, продуцирующей высокопарафинистую нефть температурой застывания 5 ОС.В частности, дополнительная добыча нефти по скв. М 15 составит около 1000 т/мес.Формула изобретения 1, Состав для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений в нефте1809002 Таблица.1 промысловом оборудовании, включающий ингибитор СНПХ - 7215-ПТ - смесь оксиалкилированного алкилфенола и азотсодержа щей добавки в ароматическом растворителе, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что, с целью повышения диспергирования асфальтеносмолопарафиновых частиц, дополнительно содержит низкозастывающую нефть с содержанием парафина не более 1,5-1,75 мас. в соотношении 4 части СНПХ 7215 ПТ к 1 части нефти,2; Способ получения состава для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений в нефгепромысловом оборудовании путем смешения при нагреве компо нентов, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что, сцелью повышения межмолекулярного взаимодействия компонентов, ликвидации центров кристаллизации парафина, компоненты нагревают до температуры 60 - 10 70 С с последующим охлаждением в технологической линии до 4-5 ОС.1809002 Таопиеег Опт т Кон юиентч Соотноееииеоб.г Лепстаие комоаиаин на отпоиеньеРафика а ппастоеоп аопе нн 100/45 6,0 9,085,0о20,070,0, т сих 7215 птнефть СП 100 20 О/1-1,0 1,0-3,0 50 50 СНОХ 7215 ПТнеФть СП 60/60 20 СХХ 725 Пт 60 нефть С40 60/60 0,1 1,0 1,0-3,0 22,0 70,0 20 8,0 20 ТО/60 снох 7215 птнефть СП 70 30 0,1 ,0 1,0-3,0 21,0 74,0 85/60 20 95/60 4,0 160/60 19,0 75,0 50 50 0,1" 1, О 10 З 0 6,0 40 70/60 5,0 60 40 15,080,0 ЛО 75/60 СНХ 7215 ПТнеФть СП 70 30 2,0 83,0 40 40 ЭО/60 1 О 80 20 11,0 88,0 2,0 90 1 О 16,0 82,0 О,",0 1,0-3,0 2 4,0 50 50 6,090,0 0,1-1,0 1,0 3,0 60 13 СНПХ 7 г 5 Пт 60 нефть СП 40 0,1.1,0 1,0 3,0 90/60 7,090,0 3,00,1.1,0 5,0Э 5,0 60 6 00/45 1,0 снох 725 птнефть СП 90 1 О 6,093,0 80/60 17 снох 7215 птнефть Сп 50 50 4,о91,0 80 3,0 8 8 60 40 0,1 1,0 1,0-3,0 6,0 70 30 00/6 О 2,0 9,0890 СНПХ 725 ПТ 80 нефть СП 20 20 00/50 1,0-3,0 9,590,0 80 0,5 О 100/45 СНОХ 7215 ПТнефть СП 0,1-1, О 1,О З,О 90 1 Ь 9,0 ю.юСоставитель АСулейманРедактор В,Трубченко Техред М.Моргентал Корректор О.Кравцова Заказ 1264 Тираж Подписное ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР 113035, Москва, Ж, Раушская наб 4/5 Производственно-издательский комбинат "Патент", г, Ужгород, ул.Гагарина, 101 СН 1 Х 725 ПТнефть СПСНПХ 7215 ПТнефть СП С 1 Ох 7215 птнеФть Спснпх 7215 птнефть СП СНПХ 7215 ПТнефть СП,СН 1 Х 7215 ПТнеФть СПСНОХ 7215 ПТнефть СП снох тг 15 птнеФть СПОПХ 725 ПТнеФть СП 80 20 ЭО 1 О Темература прнтот,снюшки,Отак пленкинеФти ео арепенн, 2/с,ппитаЕьпатУРЕ5 с)5/60 80/60 0,1.1,01,0"3,0 0,1-1,0 1,0-3,0 14,0 82,0 1 О,О 86,0 Напипание на стенки стлка на при теетеРатуре ь 5 С 8 З,о 1,0