Способ предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений

азодоости к опара- тепробойной нефте- но при нгибисорти- . ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМПРИ ГКНТ СССР ПИСАНИЕ АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТ(71) Центральная научно-исследовательская лаборатория Производственного объединения "Укрнефть"(56) Авторское свидетельство СССР М 1663004, кл, С 09 К 7/02, 1989,Авторское свидетельство СССР М. 1118659, кл. С 09 К 3/00, 1984.Авторское свидетельство СССР М 1174454, кл. С 09 К 3/00, 1985.(54) СПОСОБ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ АСФАЛЬТЕНОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ(57) Изобребывающейборьбы с а тение относится к нефтегазодопром-сти, предназначено для сфальтеносмолопарафиновыми Изобретение относится к нефтег бывающей промышленности, в частн способам борьбы с асфальтеносмол фи новыми отложениями (АСПО) в неф мысловом оборудовании, в приза зоне нефтяных скважин, а также в проводах, и может быть использова добыче и транспортировке нефти. Цель изобретения - повышениеующего эффекта и расширение аента 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.0 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. Цель достигается тем, что в качестве ингибитора используют продукт поликонденсации лигносульфоната с формальдегидом 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 кислота1,5-2,7: этилацетат 0,02-0,25; этанол 0,03 - 0,06; вода остальное до 100.Соотношение компонентов реакционной смеси, мас.0 :5 Лигносульфонаттехнический (ССБ)Формалин (370 -нойконцентрации) .Серная кислотаГидроксид натрияВодный слой кубовогоостатка производствазтилацетата 42,0 - 43,0 5,3-5,4 2,5-2.6 2,7-2,8 10 46,2-47,5 15Способ получения ингибитора заключается в следующем.В реактор из мерника загружается расчетное количество лигносульфоната технического (сульфит-спиртовой барды), затем 20подается расчетное количество водногослоя кубового остатка производства этилацетата до достижения реакционной плотности ССБ, равной 1,15 г/см, послеперемешивания в течение 10 мин из мерника в реактор последовательно подается раствор формалина и серная кислота(расчетные количества). Смесь нагреваетсядо 85 С в течение 1 - 1,5 ч. В процессе поликонденсации повышается вязкость смеси 30и при достижении 160-240 с (условная вязкость) вводится расчетное количество гидроксида натрия и смесь перемешивается10 - 15 мин.Технология способа заключается в следующем,На скважине устанавливают емкостьдля хранения ингибитора. Реагент подаютдозировочным насосом в пласт по НКТ нафонтанных скважинах или по затрубному 40пространству 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 АДПили ЦА.Скважину выдерживают в течение суток для 50адсорбции ингибитора на породе и нефтепромысловом оборудовании, а затем запускают в эксплуатацию,Эффективность способа достигается засчет способности предлагаемого полимерного.ингибитора селективно модифицировать кристаллы АСПО, уменьшаякогеэионные силы сцепления между кристаллами парафина и адгезию их к металлической поверхности оборудования. Это дает возможность поддерживать кристаллы парафина во взвешенном состоянии в потоке нефти при ее добыче и транспорте.Исследования проводились на нефтях различных месторождений, характеризующихся определенными физико-химическими свойствами (табл.1). В табл. 2 приведены результаты определения парафиноотложения в нефти и по известному спообу и по ЗТР, а также качественный и количественный состав АСПО, содержащихся в нефтях различных месторождений,Испытания проводились по оценке эффективности ингибиторов АСПО комплексного и депрессорного действия и по сокращению отложений парафина из нефти на "холодной" поверхности, Методика исследований заключалась в обосновании эффективной дозировки ингибитора в нефть на конкретном месторождении нефти. Расчет эффективности способа производился для каждой концентрации ингибитора (табл.3) по формуле:о Рп Ро где Р - вес парафиноотложений в контрольном опыте;Рп - вес отложений парафина при концентрации и ингибитора в нефти.П р и м е р. К 400 мл нефти, содержащей 10,52 мас.% парафинов, 5,05 мас.% силикагелевых смол и 1,15 мас.0 асфальтенов (табл,1) с температурой плавления АСПО, 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 методике оценки ингибиторов АСПО отмыв нефти (%/мин), среднюю величину дисперсности частиц (мм) и сокращение отложений парафина (0 ) (табл.3), Как видно из табл, 2, эффективность ЗТР выше, чем известного способа, независимо от физико-химической характеристики нефтей. Оптимальной концентрацией ингибитора в предлагаемом способе является 0,01-0,05 мас.0 от объема нефти (табл.3).При использовании способа, где содержание ингибитора меньше 0,01 мас, , ингибирующий эффект был низкий (отмыв нефти составлял 600 за 30 мин, против 80-850 за 30 мин при оптимальном составе), Сокращение отложений парафина составляло 30,10 , а при оптимальных концентрациях 43,94 - 45,700(табл.3). При увеличении содержания ингибитора выше максимальной концентрации не наблюдалось резкого уве1724666 Характеристика нефтей Температура плавления выделенного парафина,С Соотношение пара" фин смолыасфальте- ны Содержание, мас.3. г. 0,7 0,4 1,15 0,43 О 3 11,15 10,81 10, 52 11,50 13, 07 СтрутынскоеСпасскоеСтаросамборскоеЛуквинскоеДовбушанское 5личения степени отмыва нефти и сокращения отложений парафина (табл.З), Параллельно на нефти этого же месторожденияиспытывался известный способ.Кроме того, были проведены испытания 5по определению влияния ингибитора настепень диспергирования АСПО,Как показали исследования, при введении в нефть 0,01 мас.ингибитора по предлагаемому способу средняя дисперсность 10АСПО колебалась в пределах 0,5-2,0 мм, апри том же количестве известного ингибитора она составляла 7,0 - 10,0 мм (табл.З) взависимости от характеристики нефти тогоили другого месторождения. 15Как видно из табл, 3, эффективность известного способа ниже, чем у ЗТР независимо от физико-химической характеристикинефти. Показатели эффективности (табл.З) уизвестного способа ниже, чем у ЗТР независимо от количественного состава входящихв используемый сополимер-ингибитор, исходных ингредиентов.Сравнение результатов анализа, приведенных в табл,З, показало, что оптимальная 25дозировка, обеспечивающая высокую эффективность предотвращения отложенийпарафина, составляет 0;01 - 0,05 мас.о ,Уменьшение содержания приводит к снижению эффективности, При увеличении содержания ингибитора более 0,05 мас,о эффективность предотвращения отложенийзначительно не увеличивается. При этом используемый способ ингибирования можетбыть применен на нефтях, имеющих различный физико-химический состав.Действие ингибитора основано на изменении условий кристаллизации парафинаи сводится к понижению тенденции отдельных молекул парафина и образованию цен 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,З), 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, о т л и ч а ю щ и й с я 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 11 1 1 1 1 1 Г 5 Х 1 1 3 731 1 СГХ 3 1 Э Э 1 а.йг 1 С: 1- 13 1- 1цЭ 1 1 й)Б 1 с 3 .о 1Х Х 1 Х Б 1- о О К 1- У Э е е Сс 3 1Щ ЯаЩ в1" Бсс ХХ ЭХ %й ОйО 1 а ОХ О30 ХХ Б1- Е о 4 0 О в л10 1724666 Таблица 3 етеае Ч м ммееее е Показатели эффективности при введении ингибитора в нефть Ингибитор Концентрация р аот объема нефти Состав предлагаемого ингибитора, мас,а Отмыв нефти, а/мин Старосамборское месторождение 1,0 4253 10 47,52,7 Струтынское месторождение20,90 Лигносуьфонат33,20 формальдегид34, 15 Водный слой КО про 35,60 изводства этилацетата36,75 Небо12,85 НаСН 0,005 55/30 0,01 85/30 0,025 90/30.0,05 90/30 0,06 95/30 0,01 65/30 42,55,35 Предлагаемый47,0 24 2,75 8,0 Известный Спасское месторождение 25,90 2,0 47,60Предлагае,005 50/30мый 0,0190/30 43,0 Оу 025 90/ЭО 0,05 95/30 0,06 95/30 Известный 0,01 70/30 7,0 Составитель Т.ФокинаТехред М.Моргентал Корректор И.Муска Редактор Н,Яцола Заказ 1149 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 0,0050,01Предлагаемый 0,0250,050,06Известный 0,01 60/3080/3080/3085/3085/3060/30 Средняявеличиначастицдисперсии,Сокращение от"ложеннйпарафина,30,10 43,94 44,50 45,00 46,0.16,13 48,0055,56,020,60 Лигносульфонатформал ьдегидВодный слой кубовогоостатка производстваэтилацетатаН ВОв - 2,5, ИаОН ЛигносульфонатВодный слой КО про"изводства этилацетатаформальдсгидН,ВО.НаОН 46,25 ю2,62,8