Спосіб попередження відкладів асфальтосмолопарафінів в нафтогазопромисловому обладнанні

Спосіб попередження відкладів асфальтосмолопарафінів в нафтогазопромисловому обладнанні шляхом закачування в свердловину вуглевод невої суміші, що містить депресант - ППХ, який відрізняється тим, що як вуглеводневу суміш використовують газовий конденсат С4-С12 та ГІПХвуглеводневий розчин хлорпдрату вищих аліфатичних амінів С-І2-С-І8 у співвідношенні, об % газовий конденсат С4-С12 97-99,9 % депресант (ППХ - вулеводневий розчин хлорпдриту вищих аліфатичних амінів С-іг-С-із) 0,1-3,0 %, а вуглеводневу суміш закачують в свердловину в КІЛЬКОСТІ 5-20 % від об'єму нафти, що видобувають Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, зокрема видобування густих заемульгованих пластовою водою нафт з високим вмістом асфальтопарафінів і може бути використаний для вилучення асфальто-смолистих та парафінистих відкладів в системах видобутку, транспортування і зберігання нафти ВІДОМІ способи видобування нафти з використанням ХІМІЧНИХ методів попередження відкладів асфальтопарафінів [див Мамедов Т М Добыча нефти с применением углеводородных растворителей М Недра 1984 152с Шамрай Ю В , Шарэмзянов Р Г Промышленные испытания удалителей и ингибиторов АСПО "Нефтяное хозяйство" 1986 №4 с 58-61 ] Однак, ефективність їх використання у видобутку нафти невелика через високу температуру загусання 5-6°С, що є недостатнім, ступінь розчинення парафінистих відкладів досягає 83,7% Найбільш близьким до запропонованого, є спосіб попередження відкладів парафінів в газопромисловому обладнанні (АС СРСР 1171502, МПК4 С09КЗ/00, Е21В37/06) Цей спосіб попередження відкладів парафінів реалізується шляхом закачування в свердловину вуглеводневої суміші, яка містить депресуючі компоненти, що сприяють розчиненню парафінистих з'єднань Причому, як вуглеводнева суміш використовується сірковмісний вуглеводневий конденсат в КІЛЬКОСТІ 0,1-0,Зкг на 1кг конденсату, що видобувається Приведений спосіб має значні недоліки, а саме великий розхід (до 0,3кг на 1кг конденсату, що видобувається) вуглеводневої суміші, недостатньо низька температура початку загусання (до -2°С), що не дозволяє використовувати його в холодну пору року В основу винаходу поставлено задачу підвищення ефективності видобування високов'язких нафт шляхом попередження відкладів парафінів в нафтогазопромисловому обладнанні через закачування в свердловину вуглеводневої суміші, що містить депресуючі компоненти, які сприяють розчиненню парафінистих з'єднань Задача вирішується завдяки попередженню відкладів асфальтос-молопарафінів в газопромисловому обладнанні, шляхом закачування в свердловину в КІЛЬКОСТІ 5-20% від об'єму нафти, яка видобувається, вуглеводневої суміші, що містить реагенти, що розчиняють парафінові вуглеводні депресанти, причому в якості вуглеводневої суміші використовують газовий конденсат С4-С12 та ГІПХвуглеводневий розчин хлорпдрата вищих аліфатичних амінів С-І2-С-І8 (по ТУ 6-02-1341-86) у співвідношенні, об % Газовий конденсат - С4-С12 97-99,9% ППХ 0,1-3,0% О ю 59901 Дія депресантів заключається у тому, що молекули парафіну під впливом реагенту втрачають здатність до з'єднування в глобули і тим самим до адгезії на промисловому обладнанні Зменшується в'язкість нафтопродуктів, знижується температура загусання Спосіб здійснюється наступним чином В затрубний простір свердловини, по якій видобувають нафту, що містить асфальтос мол о парафінові сполуки, закачують вуглеводневу суміш у вигляді газового конденсату і ППХ в КІЛЬКОСТІ 20% від об'єму нафти, що видобувається В результаті перемішування нафти, що містить парафінові з'єднання з вуглеводневою сумішшю знижується температура початку загусання нафти, що видобувається При цьому також зменшується в'язкість суміші, що утворюється В табл 1 наведено порівняльні дані, які свідчать про перевагу запропонованого способу у порівнянні з прототипом Таблиця 1 Спосіб попередження відкладів парафінів Прототип Запропонований Показники 1 Розчинність взірців асфальто-смолистих і парафінових відкладів (АСПВ) 2 Ефективність дії розчинників парафіновідкладів (ступінь розчинення парафіновідкладів), % об 3 Температура загусання нафти після обробки, °С Для приготування вуглеводневої суміші в запропонованому способі попередження відкладів парафінів пропонується використовувати промисловий конденсат, який є розчинником реагенту ППХ (хлорпдрату вищих аліфатичних амінів С-і2С-із) Оптимальна концентрація ППХ в конденсаті 0,1-3,0% В залежності від природної в'язкості на 11,4г/л 18,5г/л 83,7 96,4 -5 -10 фти та температури навколишнього середовища регулюють КІЛЬКІСТЬ вуглеводневої суміші по відношенню до нафти Результати лабораторних досліджень запропонованого реагенту на властивості високо в'язких нафт представлені в табл 2 Таблиця 2 № пп 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 Нафта, % 100 90 80 90 90 90 90 90 90 80 80 80 80 80 80 80 ППХ % Суміш Газовий конденсат 0,2 0,3 0,5 1,0 2,0 3,0 0,1 0,2 0,3 0,5 1,0 2,0 3,0 Приклад Реалізація способу в промислових умовах на прикладі свердловини №88 Яблунівського ГКР ГПУ "Полтавагазвидобування" Нафта зі свердловини №88 Яблунівського ГКР має в'язкість більше 50спз при t=20°C Це робить неможливим транспортувати и по промислових трубопроводах Добавка до неї запропонованим способом 20ти об'ємних процентів чистого газового конденсату розріджує нафту, але загусання обробленої нафти відбувається при температурі +8°С Добавка до нафти 20-ти об'ємних процентів газового конден С4-Сі2, % 10 20 9,8 9,7 9,5 9,0 8,0 7,0 19,9 19,8 19,7 19,5 19,0 18,0 17,0 Умовна в'язкість при 20°С Т°С загусання Паста Паста паста Нт 220 190 138 97 73 Нт Нт 173 99 68 43 32 +16 +15 +14 +7 +3 0 -1 -3 -5 +5 +2 0 -2 -5 -7 -10 сату і 0,6% ППХ значно знижує и в'язкість і дає можливість транспортування по трубопроводах Температура загусання обробленої нафти вуглеводневою сумішшю з 3,0% ППХ і 17% конденсату знижується до -10°С В табл 3 наведені результати промислових досліджень видобування нафти з використанням вуглеводневих сумішей з різними співвідношеннями компонентів Таблиця З 59901 1 1 питома вага.г/см'5 2 температура загусання 2 3 4 5 6 0,859 0,863 0,801 0,804 0,808 -10 -12 1,1 1,05 0,006 3 ВМІСТ ВОДИ, % 4 5 6 7 8 9 сірка, % смоли, % асфальтени, % парафіни, % мехдомішки, % хлористі солі, мг/л Нафта + 20% конденсату Нафта + 3,0% ППХ+20% конденсату Нафта +15 Нафта + 0,6% ППХ Нафта + 0,6% ППХ+20% конденсату Найменування параметрів +12 +8 ХІМІЧНИЙ склад 13,2 0,0022 3,59 13,42 11,78 0,73 13,0 0,0020 3,57 13,35 11,70 0,72 10,6 0,0018 628 624 502 Наведені дані свідчать, що додавання до 20% депресантів до високов'язкої нафти (розчин ППХ у газовому конденсаті) різко знижують температуру загусання нафти, зневоднюють її і разом з цим зменшують концентрацію хлористих солей Використання запропонованого способу дозволяє з більшою ефективністю запобігати відкладенням асфальтосмолопарафінів в нафтогазопромисловому обладнанні за рахунок зниження температури початку асфальтосмолопарафіновідкладів, і таким чином стабілізувати роботу нафтових свердловин Крім того зменшується КІЛЬКІСТЬ зв'язаної вони в нафті, що позитивно впливає на Комп'ютерна верстка М Мацело 2,9 10,73 9,42 0,59 0,007 2,87 10,65 9,35 0,58 52,3 2,3 10,51 9,30 0,56 51,1 процес їїпереробки Перелік джерел інформації, які прийняті до уваги при заявки на винахід 1 Мамедов Т М Добыча нефти с применением углеводородных растворителей М Недра 1984 152с 2 Шамрай Ю В , Шарэмзянов Р Г Промышленные испытания удалителей и ингибиторов АСПО "Нефтяное хозяйство" 1986 №4 с 58-61 3 Об эффективности растворителей парафиноотложений (Л Г Золотарев, Е А Малицкий, В М Светлицкий и др) "Нефтепромысловое дело и транспорт нефти" 1984 №4 с 13-15 Підписано до друку 06 10 2003 Тираж39 прим Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, Львівська площа, 8, м Київ, МСП, 04655, Україна ТОВ "Міжнародний науковий комітет", вул Артема, 77, м Київ, 04050, Україна