Состав для разжижения нефти и удаления асфальто-смоло-парафиновых отложений в нефтедобывающих скважинах

(51) МПК НАЦИОНАЛЬНЫЙ ЦЕНТР ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ СОСТАВ ДЛЯ РАЗЖИЖЕНИЯ НЕФТИ И УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТО-СМОЛО-ПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ(71) Заявители Республиканское унитарное предприятие Научно-производственный центр по геологии Республиканское унитарное предприятие Производственное объединение Белоруснефть(72) Авторы Никуленко Елена Федоровна Москвич Евгений Витальевич Демяненко Николай Александрович Журавель Наталья Геннадьевна(73) Патентообладатели Республиканское унитарное предприятие Научно-производственный центр по геологии Республиканское унитарное предприятие Производственное объединение Белоруснефть(57) 1. Состав для разжижения нефти и удаления асфальто-смоло-парафиновых отложений в нефтедобывающих скважинах путем их растворения или диспергирования, содержащий бензин, керосин и при необходимости нефрас 130/150 или толуол, при следующем соотношении компонентов, объемных частей бензин от 0,5 до ,керосин отдо 1,5,нефрас 130/150 или толуол от 0 до (2),где- число, соответствующее массовому содержанию в асфальто-смоло-парафиновых отложениях или нефти высокомолекулярных парафинов с числом атомов углерода в молекуле более 35- число, соответствующее массовому содержанию в нефти или асфальто-смолопарафиновых отложениях низкомолекулярных твердых парафинов с числом атомов углерода в молекуле 35 и менее- число, соответствующее массовому содержанию в нефти или асфальто-смолопарафиновых отложениях асфальтенов- число, соответствующее массовому содержанию в нефти или асфальто-смолопарафиновых отложениях смол. 2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что для растворения нефти и асфальто-смолопарафиновых отложений содержит от 0,5(2) до (2) объемных частей сольвента нефтяного 130/150 или толуола. 3. Состав по п. 1, отличающийся тем, что для диспергирования нефти и асфальтосмоло-парафиновых отложений содержит от 0 до 0,5(2) объемных частей сольвента нефтяного 130/150 или толуола. 18480 1 2014.08.30 Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для снижения вязкости тяжелой нефти и удаления асфальто-смоло-парафиновых отложений(АСПО) с подземного оборудования скважин. Заявляемый подход при выборе состава растворителя может быть также использован при приготовлении различных мастик на основе битумов, например, в строительном деле, химической промышленности и др. Истощение разведанных месторождений легкой нефти ставит на повестку дня проблему интенсификации добычи так называемой тяжелой нефти, характеризующейся более высокой плотностью, обусловленной ее групповым компонентным составом. Особенностью этого состава является повышенное содержание парафинов, смол и асфальтенов, что обуславливает значительное увеличение вязкости вплоть до полной потери текучести. Это приводит к невозможности добычи такой нефти без использования дополнительных мер. В качестве таких мер, как правило, используют подогрев нефти непосредственно в скважине, воздействие акустическими волнами различной длины (от инфра- до ультразвука),электромагнитными импульсами, а также различные растворители 1-4. В процессе эксплуатации нефтедобывающих скважин в результате изменения температуры, давления и других факторов на поверхности насосно-компрессорных труб происходит осаждение ряда компонентов, входящих в состав нефти. Образование осадка приводит к сужению проходного отверстия вплоть до его полного перекрытия. Следствием этого является значительное снижение производительности скважины и объемов добываемой нефти. Установлено, что этот осадок состоит преимущественно из асфальтенов,смол и парафинов, в связи с чем он получил название асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО). Количественный состав АСПО зависит от состава добываемой нефти и изменяется от скважины к скважине. АСПО с преимущественным содержанием парафинов относят к парафиновому типу, а с преимущественным содержанием смол и асфальтенов - к асфальтеновому типу. Очевидно, что добыча тяжелой нефти сопряжена с большим количеством АСПО. Поскольку АСПО представляют собой наиболее вязкие компоненты нефти, добываемой в той же скважине, выбор растворителя для разжижения нефти и удаления АСПО является двуединой комплексной задачей. Одним из распространенных методов борьбы с АСПО является их механическое удаление с помощью различных приспособлений 5. Однако этот метод применим только для твердых осадков, которые впоследствии могут быть вымыты добываемой нефтью в виде суспензии. Большинство же АСПО представляют собой исключительно вязкую массу, которая налипает на детали оборудования, в связи с чем она не может быть удалена механическим путем. Наиболее широкое применение для разжижения нефти и удаления АСПО получили различные растворители на основе углеводородов. Растворитель закачивается в скважину,а после некоторой выдержки откачивается вместе с растворенными АСПО и нефтепродуктами. Известен растворитель СНПХ 7 р-2 для удаления АСПО, представляющий собой смесь легкой фракции пиролизной смолы с гексановой фракцией переработки нефти 6. Недостатком этого растворителя является образование стойких водонефтяных эмульсий в результате его смешения со скважинной нефтью и пластовой водой. Это приводит к высокому расходу растворителя, низкой эффективности удаления АСПО и практической невозможности его применения для разжижения тяжелой нефти. Известен также состав 7 для растворения нефтепродуктов, содержащий, мас.углеводородный растворитель 30-50 гликоль 5-15 метанол остальное. Данный растворитель предназначен для нефтепродуктов парафинового типа, поэтому он мало эффективен для растворения нефти и АСПО с высоким содержанием асфальтенов. Парафины являются алифатическими углеводородами и относительно легко раство 2 18480 1 2014.08.30 ряются в них. Асфальтены и смолы являются полициклическими соединениями. При этом асфальтены легко растворяются только в ароматических углеводородах, а смолы - в ароматических и низкокипящих алифатических. Однако смолы под воздействием внешних факторов в процессе добычи нефти легко превращаются в асфальтены, которые выпадают в осадок при недостатке ароматической составляющей в составе растворителя 8. Именно поэтому рассматриваемый состав не может быть использован для растворения АСПО асфальтенового типа или с высоким содержанием смол, а также для разжижения тяжелой нефти с преимущественным содержанием смол и асфальтенов. В связи с этим наибольшее распространение для растворения тяжелой нефти и АСПО нашли растворители на основе смесей алифатических и ароматических углеводородов. Наиболее близким к заявляемому техническому решению, его прототипом, является растворитель для удаления асфальто-смоло-парафиновых отложений 9, содержащий,мас.смесь углеводородов с содержанием конденсированных и алкилароматических углеводородов не менее 6020-40 бензиновые фракции с содержанием нафтеновых соединений не менее 2060-80. Данный состав является универсальным растворителем и может быть использован для растворения нефтепродуктов любого типа как с преобладанием парафиновых соединений,так и с преобладанием асфальтеновых углеводородов. Однако его эффективность относительно невысока. Это объясняется тем, что нефть и АСПО различных месторождений содержат различное количество парафинов, смол и асфальтенов. Даже в пределах одного и того же месторождения их содержание меняется от скважины к скважине иногда в несколько раз. Парафины, входящие в состав нефти и АСПО, обычно содержат 20-50 атомов углерода. Парафины с невысоким молекулярным весом (до 35 атомов углерода) плохо растворяются в легких фракциях алканов, например в бензине, уайт-спирите, но при этом хорошо растворимы в керосине. Парафины с более высоким числом атомов углерода в составе молекулы (более 35) значительно лучше растворимы в бензинах, но хуже в керосине. Прототип не учитывает эту особенность парафинов, что заметно сказывается на его эффективности. Асфальтены и смолы относятся к одному и тому же классу соединений, но различаются между собой количеством конденсированных циклов, что является причиной их различной растворимости. Окисление смол, а также подогрев нефти в скважине, часто используемый для снижения ее вязкости наряду с использованием растворителя, приводят к увеличению содержания асфальтенов и их термополиконденсации с образованием вначале карбенов, затем карбоидов и даже кокса 10. Образование сгустков и осадка асфальтенов в результате неоптимального выбора состава растворителя значительно повышает скорость данного процесса вследствие локального увеличения их концентрации. В результате добываемая нефть из гомогенного состояния превращается в дисперсию, что влечет увеличение скорости образования АСПО. Отсутствие учета конкретного состава АСПО при его удалении приводит к тому, что одна из составляющих, например смола, растворяется намного быстрее, чем остальные. Ее вымывание с поверхности отложений приводит к повышению концентрации других компонентов, в частности парафинов. Химический состав поверхностного слоя АСПО заметно меняется, при этом меняется и его структура. Из вязкой массы она зачастую превращается в твердый осадок, для удаления которого требуется применение других, специфических растворителей или же механических методов. В результате эффективность растворителя резко снижается. Это заметно снижает эффективность очистки скважин, в результате чего увеличиваются производственные затраты и повышается себестоимость добываемой нефти. Кроме того, прототип содержит в своем составе не менее 20 смеси углеводородов с повышенным содержанием ароматических компонентов, которые характеризуются отно 3 18480 1 2014.08.30 сительно высокой стоимостью. Это содержание является далеко не всегда оправданным с экономической точки зрения. Задачей заявляемого изобретения является повышение эффективности растворителя для разжижения нефти и удаления АСПО. Поставленная задача решается тем, что состав для разжижения нефти и удаления асфальто-смоло-парафиновых отложений в нефтедобывающих скважинах путем их растворения или диспергирования содержит бензин, керосин и при необходимости нефрас А 130/150 или толуол, при следующем соотношении компонентов, объемных частей бензин от 0,5 В до В,керосин от Н до 1,5 Н,нефрас А 130/150 или толуол от 0 до (2 АсС),где В - число, соответствующее массовому содержанию в нефти или асфальто-смолопарафиновых отложениях высокомолекулярных парафинов с числом атомов углерода в молекуле более 35 Н - число, соответствующее массовому содержанию в нефти или асфальто-смолопарафиновых отложениях низкомолекулярных твердых парафинов с числом атомов углерода в молекуле 35 и менее Ас - число, соответствующее массовому содержанию в нефти или асфальто-смолопарафиновых отложениях асфальтенов С - число, соответствующее массовому содержанию в нефти или асфальто-смолопарафиновых отложениях смол а также тем, что для растворения нефти или асфальто-смоло-парафиновых отложений содержит от 0,5(2 АсС) до (2 АсС) объемных частей нефраса А 130/150 или толуола а также тем, что для диспергирования нефти или асфальто-смоло-парафиновых отложений содержит от 0 до 0,5(2 АсС) объемных частей нефраса А 130/150 или толуола Сущность заявляемого технического решения заключается в синергизме комплексного действия компонентов растворителя. Разжижение нефтепродуктов может протекать как через растворение, так и через диспергирование. Процесс растворения любого высокомолекулярного соединения, к которым относятся нефть и АСПО, включает стадию набухания и непосредственно растворения. В случае использования прототипа большая разница в скоростях растворения различных фракций обусловлена преимущественно различной скоростью их набухания. При этом набухание одной фракции препятствует набуханию другой фракции, т.к. подвод к ней требуемого количества необходимого компонента растворителя затруднен вследствие преимущественного разбухания первой. После растворения и вымывания первой фракции состав поверхностного слоя залежи нефти или АСПО меняется - он становится обедненным легкорастворимой фракцией. Содержание труднорастворимой фракции возрастает. Одновременно в растворяемом материале возникает внутреннее давление, обусловленное преимущественным поглощением одного из компонентов растворителя. Этот факт препятствует набуханию труднорастворимой фракции и ее дальнейшему растворению. По мере обогащения поверхностного слоя трудно растворимой фракцией общая скорость растворения нефти и АСПО падает, а поверхностный слой все более уплотняется, пока не становится полностью нерастворимым. Использование заявляемого состава (далее по тексту также - растворителя), учитывающего химический состав конкретной нефти или АСПО, обеспечивает набухание и растворение всех компонентов с одинаковой скоростью. Одинаковая скорость растворения различных компонентов предупреждает образование на поверхности отложений слоя,обогащенного одним из компонентов. Растворение такого обогащенного слоя является лимитирующей стадией процесса разрушения АСПО в случае использования прототипа. Использование же заявляемого растворителя предупреждает образование этого обога 4 18480 1 2014.08.30 щенного слоя. В результате АСПО удаляются более полно, нефть также растворяется практически полностью, эффективность растворителя резко повышается. Так как скорости растворения всех фракций нефти или АСПО одинаковы, суммарная скорость растворения резко возрастает, за счет чего и обеспечивается синергизм действия компонентов заявляемого состава. Заявляемый состав растворителя учитывает не только наличие алифатических и полициклических соединений в составе нефти и АСПО, но и их качественный и количественный состав. При этом химический анализ нефти и АСПО для каждой конкретной скважины или месторождения при выборе состава растворителя не требуется проводить каждый раз перед промывкой трубопроводов, а лишь периодически по мере выработки скважины. При действии растворителя на нефть или АСПО часть их растворяется полностью,часть диспергируется, а незначительная часть остается нерастворенной. Растворенная и диспергированная части представляют собой жидкости и поэтому могут быть откачаны из скважины. Тяжелая нефть, как показывают исследования, далеко не всегда представляет собой однородную массу. Очень часто ее можно рассматривать как дисперсию, когда сгустки одного компонента, например смолы, диспергированы в другом компоненте, в частности в парафинах. Это наиболее характерно для длительно эксплуатируемых скважин, когда наиболее легкие компоненты уже откачаны и когда смолы, входящие в состав нефти,в результате окисления выпали в осадок в виде вторичных асфальтенов. В этом случае растворение одного из компонентов, в частности парафинов, не является самоостанавливающимся, как было описано выше, а протекает неопределенно долго. В результате взаимодействия растворителя с нефтью в этом случае образуется не раствор, а дисперсия. В связи с малым содержанием смол диспергированные частицы могут не слипаться достаточно долго, так что дисперсии могут быть откачаны из скважины почти также легко, как и растворы. Заявляемый состав в данном случае выполняет роль преимущественно моющего средства. Поскольку в данном случае процесс уменьшения вязкости нефти протекает через образование дисперсии, а не раствора, то это позволяет несколько скорректировать требуемый состав растворителя. Стоимость сольвента нефтяного (нефраса) А 130/150 и толуола заметно превышает стоимость бензина или керосина. Кроме того, бензин и керосин всегда содержат некоторое количество ароматических и циклических компонентов. Поэтому для разжижения таких нефтепродуктов за счет их диспергирования очень часто экономически целесообразно снизить содержание ароматического компонента в составе растворителя,иногда вплоть до полного исключения. Экспериментально установлено, что при растворении нефтепродуктов оптимальное содержание ароматического компонента нефраса А 130/150 или толуола составляет (0,51,0)(2 АсС) объемных частей, а при диспергировании - (0,0-0,5)(2 АсС) объемных частей. Выбор конкретных компонентов состава для разжижения нефтепродуктов обусловлен их растворяющей способностью по отношению к компонентам нефти и АСПО. Так, для парафинов с количеством атомов углерода в молекуле более 35 (В) выбран бензин, для парафинов с количеством атомов углерода в молекуле 35 и менее (Н) выбран керосин. В качестве ароматического компонента заявляемого состава выбран сольвент нефтяной А 130/150, наиболее полно удовлетворяющий решению поставленной задачи как в техническом плане, так и с экономической точки зрения. В техническом плане ему не уступает толуол, который также может быть использован в данном случае. Все они производятся промышленностью в больших объемах и легко доступны, что также является важным фактором в процессе добычи нефти. Соотношение компонентов растворителя выбрано с учетом скоростей растворения соответствующих компонентов АСПО, их количества и взаимного влияния на скорость раст 5 18480 1 2014.08.30 ворения. Чем выше содержание выбранного компонента АСПО (В, Н, С или Ас), тем больше доля соответствующего ему компонента в составе растворителя. Чем больше скорость их растворения, тем меньше и доля выбранного компонента растворителя, что отмечено значением множителя перед его содержанием. Асфальтены и смолы хорошо растворяются в ароматической фракции нефтепереработки, однако скорость растворения асфальтенов значительно меньше. Кроме того, смолы также хорошо растворяются в бензине. В связи с этим с увеличением содержания асфальтенов требуемая доля ароматического компонента растворителя растет быстрее, чем при увеличении содержания смол. Экспериментально установленным значением разности скоростей является коэффициент 2,что и отражено в составе заявляемого растворителя. Содержание бензина в общей массе растворителя более 1,0 В вследствие относительно высокой скорости растворения в нем высокомолекулярных парафинов и части смол приводит к образованию в АСПО поверхностного слоя, состоящего преимущественно из асфальтенов. Эффективность растворителя теряется ввиду того, что необходимые для растворения этого слоя ароматические углеводороды присутствуют в растворителе в недостаточном количестве. Синергетика комплексного действия компонентов растворителя исчезает. При содержании бензина в составе растворителя менее 0,5 В, наоборот, из АСПО преимущественно вымываются соединения асфальтенового класса и смолы. На поверхности АСПО возникает твердая корка высокомолекулярных парафинов. Процесс растворения АСПО замедляется. При содержании в составе растворителя керосина более 1,5 Н, например 2,0 Н, из АСПО в первую очередь вымываются низкомолекулярные парафины. Поверхностный слой АСПО при этом состоит из высокомолекулярных парафинов и асфальтенов. Содержание керосина менее 1,0 Н, например 0,5 Н, приводит к образованию поверхностного слоя с преимущественным содержанием низкомолекулярных парафинов. Содержание сольвента нефтяного ароматического типа с температурой кипения 130150 С выше 1,0(2 АсС), например 2,0(2 АсС), приводит к уменьшению относительного содержания других компонентов растворителя с вытекающими отсюда последствиями поверхностный слой АСПО превращается в твердую корку. Содержание сольвента менее 0,5(2 АсС), например 0,2(2 АсС), недостаточно для полного растворения полициклической фракции АСПО - она часто остается на поверхности и затрудняет действие растворителя. В то же время содержание сольвента А 130/150 или толуола для диспергирования (в отличие от полного растворения) некоторых нефтепродуктов, как было показано выше,может быть снижено до (0,0-0,5)(2 АсС) объемных частей без ухудшения синергетических характеристик. Таким образом, запредельные значения соотношения компонентов растворителя приводят к образованию в удаляемых АСПО обедненного одним из компонентов поверхностного слоя, растворимость которого заметно ниже, чем первоначального состава АСПО. В результате синергизм действия компонентов растворителя теряется, скорость растворения АСПО снижается, а поставленная задача не может быть решена максимально эффективно. Аналогичным образом изменение соотношения компонентов растворителя влияет и на полноту растворения нефти. Использование неоптимальных составов растворителя не позволяет достичь требуемой вязкости нефти, необходимой для ее перекачки, при минимальном расходе растворителя. Испытания заявляемого состава растворителя проводили на различных образцах нефти и АСПО, полученных преимущественно на скважинах отечественного НГДУ Речицанефть (Барсуковская, Чкаловская, Дубровская, Речицкая и др.). После проведения химического анализа состава нефти и АСПО были рассчитаны составы растворителя и проведены их испытания. Растворитель готовили простым смешиванием расчетных количеств компонентов. Испытания проводили в соответствии с методикой НПО Нефтехимпром 11 с определением моющей, растворяющей и диспергирующей способности 6 18480 1 2014.08.30 растворителя, а также величины неразрушенного остатка. Моющую способность определяли как сумму растворяющей и диспергирующей способностей, растворяющую - по содержанию полностью растворенных АСПО, диспергирующую - по содержанию АСПО,удаленных растворителем в виде дисперсии. Величину неразрушенного остатка определяли путем взвешивания АСПО после воздействия растворителя. Таким образом, эффективность действия растворителя увеличивается при увеличении значений моющей и растворяющей способностей и снижается при увеличении значений неразрушенного остатка. Показатель диспергирующей способности является относительным. В табл. 1 приведены результаты испытаний заявляемого состава растворителей при действии на АСПО парафинового типа состава В - 46,7 мас.Н - 3 3 , 5 мас.Ас - 1,7 мас.С - 8,9 мас.минеральные и другие примеси - 9,2 мас. . На основании состава АСПО расчетное количество компонентов растворителя составляет бензин - 46,7(0,51,0)23,3546,7 объемных частей керосин - 33,5(1,01,5)33,550,25 объемных частей нефрас А 130/150 или толуол - (1,728,9) х (0,51,0)6,1512,3 объемных частей. В табл. 2 приведены результаты испытаний заявляемого состава растворителей при действии на АСПО асфальтенового типа состава В - 27,2 мас.Н - 14,3 мас.Ас - 18,0 мас.С - 29,6 мас.минеральные и другие примеси - 10,9 мас. . На основании состава АСПО расчетное количество компонентов растворителя составляет бензин - 27,2(0,51,0)13,627,2 объемных частей керосин - 14,3(1,01,5)14,321,45 объемных частей нефрас А 130/150 или толуол - (18,0229,6)(0,51,0)32,865,6 объемных частей. В табл. 3 приведены результаты испытаний заявляемого состава растворителей при диспергировании АСПО, содержащие вторичные асфальтены, состава В - 51,6 мас.Н - 2 4 , 1 мас.Ас - 11,4 мас.С - 1,5 мас.минеральные и другие примеси - 11,4 мас. . На основании состава АСПО расчетное количество компонентов растворителя составляет бензин - 51,6(0,51,0)25,851,6 объемных частей керосин - 24,1(1,01,5)24,136,15 объемных частей нефрас А 130/150 или толуол - (11,421,5)(0,00,5)0,023,9 объемных частей. В табл. 4 приведены результаты испытаний заявляемого состава растворителей при разбавлении нефти, содержащей В - 18,1 мас.Н - 12,9 мас.Ас - 3,2 мас.С - 5,1 мас. . На основании анализа состава нефти расчетное количество компонентов растворителя составляет 7 18480 1 2014.08.30 бензин - 18,1(0,51,0)9,0518,1 объемных частей керосин - 12,9(1,01,5)12,919,35 объемных частей нефрас А 130/150 или толуол - (3,225,1)(0,51,0)5,7511,5 объемных частей. В табл. 6 приведены результаты влияния количества добавленного растворителя на вязкость нефти различного состава и происхождения. Вязкость измеряли с помощью прибора-550. Требуемые количества компонентов растворителя для удобства анализа данных приведены в соответствующих графах таблиц. Составы растворителей, не удовлетворяющие заявляемым интервалам, в таблицах выделены заливкой. Из табл. 1 и 2 видно, что при воздействии заявляемого состава растворителя на АСПО как парафинового, так и асфальтенового типов величина неразрушенного остатка лишь незначительно превышает содержание в АСПО механических и минеральных загрязнений. Эту разницу можно отнести как на содержание кокса, так и на некоторую адсорбцию нефтепродуктов механическими примесями. При использовании прототипа масса неразрушенного остатка значительно выше. Она составляет величину, примерно в 2 раза превышающую содержание минеральных и механических загрязнений, что никак нельзя связать с наличием такого количества кокса или адсорбцией. Отсюда следует, что фактическое значение неразрушенного остатка именно нефтепродуктов при использовании заявляемого растворителя в несколько раз ниже. Из табл. 3 видно, что с увеличением содержания ароматического компонента заявляемого растворителя доля диспергированных нефтепродуктов уменьшается, однако величина неразрушенного остатка при этом остается практически постоянной. Это свидетельствует о том, что в данном случае удаление АСПО протекает как через его растворение, так и через образование дисперсии с последующим удалением твердой (уплотненной) фазы потоком растворителя. Увеличение содержания ароматического компонента до максимального значения приводит к преимущественному растворению осадка, а не его диспергированию. Однако такое увеличение в данном случае не является экономически целесообразным. Аналогичные результаты получены и при разбавлении нефти (табл. 4 и 5). Из таблицы 6 видно, что при использовании заявляемого состава растворителей вязкость нефти с повышением температуры снижается заметно быстрее, чем при использовании растворителя-прототипа. Таким образом, заявляемый состав растворителя при соблюдении требуемого соотношения компонентов по сравнению с прототипом характеризуется более высокими моющей и растворяющей способностями, меньшими значениями неразрушенного остатка, что свидетельствует о его более высокой эффективности. 18480 1 2014.08.30 Таблица 1 Результаты испытания растворителей при действии на АСПО парафинового типа Состав растворителя, объемных частей Характеристики растворителя раство- дисперги моющая неразру- Примечабензин керосин нефрас толуол ряющая рующая п/п ние способшенный 23,3546,7 33,550,25 6,1512,3 6,1512,3 способ- способность,остаток,ность,ность,18480 1 2014.08.30 Таблица 2 Результаты испытания растворителей при действии на АСПО асфальтенового типа Состав растворителя, объемных частей Характеристики растворителя раство- дисперги толуол моющая неразру- Примечабензин керосин нефрас ряющая рующая п/п ние 32,865, способшенный 13,627,2 14,321,45 32,865,6 способ- способ 6 ность,остаток,ность,ность,18480 1 2014.08.30 Таблица 3 Результаты испытания растворителей при диспергировании АСПО,содержащих вторичные асфальтены Состав растворителя, объемных частей Характеристики растворителя раство- дисперги моющая неразру- Примечабензин керосин нефрас толуол ряющая рующая п/п ние способшенный 25,851,6 24,136,15 0,023,9 0,023,9 способ- способность,остаток,ность,ность,18480 1 2014.08.30 Таблица 4 Результаты испытания растворителей при разбавлении нефти Состав растворителя, объемных частей растворяю- диспергирую- неразрушен- Примечабензин керосин нефрас толуол п/п ние щая способ- щая способный оста 9,0518,1 12,919,35 5,7511,5 5,7511,5 ность,ность,ток,18480 1 2014.08.30 Таблица 5 Результаты испытания растворителей при диспергировании нефти из скважины,содержащей вторичные асфальтены Состав растворителя, объемных Характеристики растворителя Примечастей п/п бензин керосин нефрас толуол растворяющая диспергирующая неразрушенный чание 8,116,2 11,817,7 0,06,4 0,06,4 способность,способность,остаток,Таблица 6 Влияние количества добавленного растворителя на вязкость нефти Тип и количестПриВязкость (Мпас) при температуре (С) во добавленного меча 10 20 40 50 60 ние растворителя,2 18480 1 2014.08.30 Источники информации 1. А.с. СССР 1144448, МПК 52143/24, 1994. 2. Патент РФ 2088625, МПК 09 3/00,21 27/00, 1997. 3. Патент РБ 1708, МПК 621 43/00,21 43/24, 1997. 4. Патент РБ 11359, МПК (2006)21 43/00, 2006. 5. Патент РБ 7297, МПК 721 37/02, 2005. 6. Головко С.Н., Шамрай Ю.В. и др. Оценка технологии применения удалителя асфальтосмолопарафиновых отложений // Нефтепромысловое дело. - М. ВНИИОЭНГ. - 1983.9. - С. 16. 7. Патент РФ 2171825, МПК 702 3/00,21 37/06. 8. Батурин А.А. Нефтяные смолы. Химическая энциклопедия. В 5 т. Т. 3 Меди - Полимерные / Редкол. Кнунянц И.Л. (гл. ред.) и др. - М. Большая Российская энцикл., 1992. С. 237-238. 9. Патент РФ 2011800, МПК 7 21 37/06 (прототип). 10. Америк Ю.Б. Асфальтены. Химическая энциклопедия. В 5 т. Т. 1 А - Дарзана/ Редкол. Кнунянц И.Л. (гл. ред.) и др. - М. Сов. энцикл., 1988. - С. 211-212. 11. Нагимов Н.М., Ишкаев Р.К., Шарифуллин А.В. и др. Новый ряд углеводородных композитов для удаления АСПО // Нефтепромысловое дело. - 2001. -9. - С. 25-29. Национальный центр интеллектуальной собственности. 220034, г. Минск, ул. Козлова, 20. 14