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

(51) МПК НАЦИОНАЛЬНЫЙ ЦЕНТР ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ СПОСОБ РАЗЖИЖЕНИЯ НЕФТИ И УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛО-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. Способ разжижения нефти и удаления асфальто-смоло-парафиновых отложений в нефтедобывающих скважинах путем их растворения или диспергирования, при котором обрабатывают нефть и асфальто-смоло-парафиновые отложения составом, содержащим бензин, керосин и при необходимости нефрас -130/150 или толуол при следующем соотношении компонентов, об. ч. бензин от 0,5 докеросин отдо 1,5 нефрас А 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 асфальто-смоло-парафиновых отложениях или нефти низкомолекулярных твердых парафинов с числом атомов углерода в молекуле 35 и менее- число, соответствующее массовому содержанию в асфальто-смоло-парафиновых отложениях или нефти асфальтенов- число, соответствующее массовому содержанию в асфальто-смоло-парафиновых отложениях или нефти смол. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при обработке нефти и асфальто-смолопарафиновых отложений путем их растворения состав содержит от 0,5(2) до 18650 1 2014.10.30 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при обработке нефти и асфальто-смоло-парафиновых отложений путем их диспергирования состав содержит от 0 до 0,5(2) об. ч. нефраса 130/150 или толуола. 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 способ 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 способа 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 способ 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 способы, предусматривающие использование растворителей на основе углеводородов. Растворитель закачивается в скважину, а после некоторой выдержки откачивается вместе с растворенными АСПО и нефтепродуктами. Известен способ удаления АСПО путем воздействия на них растворителя СНПХ 7 р-2,представляющего собой смесь легкой фракции пиролизной смолы с гексановой фракцией переработки нефти 6. Недостатком этого способа является образование стойких водонефтяных эмульсий в результате смешения растворителя 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. 2 18650 1 2014.10.30 Известен также способ 7 удаления АСПО путем воздействия на них растворителя состава, мас.углеводородный растворитель 30-50 гликоль 5-15 метанол остальное. Данный способ предназначен для удаления АСПО парафинового типа, поэтому он мало эффективен для растворения нефти и АСПО с высоким содержанием асфальтенов. Парафины являются алифатическими углеводородами и относительно легко растворяются 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 разжижения тяжелой нефти и удаления АСПО нашли способы на основе воздействия растворителей, представляющих собой смесь алифатических и ароматических углеводородов. Наиболее близким к заявляемому техническому решению, его прототипом, является способ 9 удаления АСПО путем воздействия на них растворителя состава, мас.смесь углеводородов с содержанием конденсированных и алкилароматических углеводородов не менее 6020-40 бензиновые фракции с содержанием нафтеновых соединений не менее 2060-80. Данный способ 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 замет 3 18650 1 2014.10.30 но меняется, при этом меняется и его структура. Из вязкой массы она зачастую превращается в твердый осадок, для удаления которого требуется применение других, более специфических растворителей, или же механических методов. В результате эффективность способа резко падает. Это заметно снижает эффективность очистки скважин, в результате чего увеличиваются производственные затраты и повышается себестоимость добываемой нефти. Кроме того, прототип предусматривает использование растворителя, который состоит не менее чем из 20 смеси углеводородов с повышенным содержанием ароматических компонентов, характеризующихся относительно высокой стоимостью. Это содержание является далеко не всегда оправданным с экономической точки зрения. Задачей заявляемого изобретения является повышение эффективности разжижения нефти и удаления АСПО. Поставленная задача решается тем, что в способе разжижения нефти и удаления асфальто-смоло-парафиновых отложений в нефтедобывающих скважинах путем их растворения или диспергирования, при котором обрабатывают нефть и асфальто-смолопарафиновые отложения составом, содержащим бензин, керосин и при необходимости нефрас 130/150 или толуол при следующем соотношении компонентов, об. ч. бензин от 0,5 докеросин 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 асфальто-смоло-парафиновых отложениях или нефти низкомолекулярных твердых парафинов с числом атомов углерода в молекуле 35 и менее- число, соответствующее массовому содержанию в асфальто-смоло-парафиновых отложениях или нефти асфальтенов- число, соответствующее массовому содержанию в асфальто-смоло-парафиновых отложениях или нефти смол а также тем, что при обработке нефти и асфальто-смоло-парафиновых отложений путем их растворения состав содержит от 0,5(2) до (2) об. ч. нефраса 130/150 или толуола а также тем, что при обработке нефти и асфальто-смоло-парафиновых отложений путем их диспергирования состав содержит от 0 до 0,5(2) об. ч. нефраса 130/150 или толуола. Сущность заявляемого технического решения заключается в синергизме комплексного действия компонентов растворителя. 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 труднорастворимой фракцией общая скорость растворе 4 18650 1 2014.10.30 ния нефти и АСПО падает, а поверхностный слой все более уплотняется, пока не становится полностью нерастворимым. Использование заявляемого способа, 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 способа, предусматривающего связь состава растворителя с составом растворяемого вещества, предупреждает образование этого обогащенного слоя. В результате АСПО удаляются более полно, нефть также растворяется практически полностью, эффективность способа 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 растворителя. Заявляемый способ 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. Введение дополнительной операции при разжижении нефти или удалении АСПО, заключающейся в установлении их состава, лишь незначительно увеличит затраты на осуществление способа. Причем эти затраты многократно компенсируются за счет повышения эффективности процесса в целом. Методы анализа могут быть любыми - физическими, химическими и т.д. Важен только результат анализа - распределение состава нефти или АСПО по указанным компонентам. 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. 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 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 очень часто экономически целесообразно снизить содержание ароматического компонента в составе растворителя, иногда вплоть до полного исключения. Выбор конкретных компонентов растворителя обусловлен их растворяющей способностью по отношению к компонентам нефти и АСПО. Так, для парафинов с количеством 5 18650 1 2014.10.30 атомов углерода в молекуле более 35 выбран бензин, для парафинов с количеством атомов углерода в молекуле 35 и менеевыбран керосин. В качестве ароматического компонента заявляемого растворителя выбран сольвент нефтяной 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 легкодоступны, 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 растворения. Чем выше содержание выбранного компонента АСПО (, ,или ), 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 используемого растворителя. Содержание бензина в общей массе растворителя более 1,0 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 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 , например 2,0 , из АСПО в первую очередь вымываются низкомолекулярные парафины. Поверхностный слой АСПО при этом состоит из высокомолекулярных парафинов и асфальтенов. Содержание керосина менее 1,0 , например 0,5 , приводит к образованию поверхностного слоя с преимущественным содержанием низкомолекулярных парафинов. Содержание сольвента нефтяного ароматического типа с температурой кипения 130150 С выше 1,0(2), например 2,0(2), 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), например 0,2(2), недостаточно для полного растворения полициклической фракции АСПО - она часто остается на поверхности и затрудняет действие растворителя. В то же время содержание сольвента 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) об. ч. 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. 6 18650 1 2014.10.30 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.). Анализ состава нефти и АСПО проводили методом газовой хроматографии на приборе Цвет-800 в условиях программирования температуры. После проведения анализа были рассчитаны составы растворителей 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 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 способа при действии на АСПО парафинового типа состава- 46,7 мас.- 33,5 мас.- 1,7 мас.- 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 об. ч. керосин - 33,5(1,01,5)33,550,25 об. ч. сольвент нефтяной 130/150 или толуол - (1,728,9)(0,51,0)6,1512,3 об. ч. В табл. 2 приведены результаты испытаний заявляемого способа при действии на АСПО асфальтенового типа состава- 27,2 мас.- 14,3 мас.- 18,0 мас.- 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 об. ч. керосин - 14,3(1,04,5)14,321,45 об. ч. сольвент нефтяной 130/150 или толуол - (18,0229,6)(0,51,0)32,865,6 об. ч. В табл. 3 приведены результаты испытаний заявляемого способа при диспергировании АСПО, содержащие вторичные асфальтены, состава- 51,6 мас.- 24,1 мас.- 11,4 мас.- 1,5 мас. . 7 18650 1 2014.10.30 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 об. ч. керосин - 24,1(1,01,5)24,136,15 об. ч. сольвент нефтяной 130/150 или толуол - (11,421,5)(0,00,5)0,023,9 об. ч. В табл. 4 приведены результаты испытаний заявляемого способа при разжижении нефти, содержащей- 18,1 мас.- 12,9 мас.- 3,2 мас.- 5,1 мас. . На основании анализа состава нефти расчетное количество компонентов растворителя составляет бензин - 18,1(0,51,0)9,0518,1 об. ч. керосин - 12,9(1,01,5)12,919,35 об. ч. сольвент нефтяной 130/150 или толуол - (3,225,1)(0,51,0)5,7511,5 об. ч. В табл. 5 приведены результаты испытаний заявляемого способа при диспергировании нефти из скважины, содержащей вторичные асфальтены- 16,2 мас.- 11,8 мас.- 6,1 мас.- 0,6 мас. . На основании анализа состава нефти расчетное количество компонентов растворителя составляет бензин - 16,2(0,51,0)8,116,2 об. ч. керосин - 11,8(1,01,5)11,817,7 об. ч. сольвент нефтяной 130/150 или толуол - (6,120,6)(0,00,5)0,06,4 об. ч. 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 таблицы. Составы растворителей, не удовлетворяющие требуемым интервалам, в таблицах выделены заливкой. Из табл. 1 и 2 видно, что при воздействии растворителя, приготовленного в соответствии с заявляемым способом, 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. Результаты испытания растворителей при действии на АСПО парафинового типа Состав растворителя, об. ч. Характеристики растворителя бензин керосин нефрас толуол моющая спо- растворяющая диспергинеразрушенный п/п 23,3546,7 33,550,25 6,1512,3 6,1512,3 собность,способрующая споостаток,ность,собность,Результаты испытания растворителей при действии на АСПО асфальтенового типа Состав растворителя, об. ч. Характеристики растворителя растворяющая диспергинеразрушенный бензин керосин нефрас толуол моющая споспособрующая споостаток,13,627,2 14,321,45 32,865,6 32,865,6 собность,ность,собность,Результаты испытания растворителей при диспергировании АСПО, содержащих вторичные асфальтены Состав растворителя, об. ч. Характеристики растворителя Примечание бензин керосин нефрас толуол моющая спо- растворяющая дисперги- неразрушенный 25,851,6 24,136,15 0,023,9 0,023,9 собность,способрующая споостаток,ность,собность,15 36,15 23,9 Результаты испытания растворителей при разбавлении нефти Состав растворителя, об. ч. Характеристики растворителя бензин керосин нефрас толуол растворяющая дисперги- неразрушенный 9,0518,1 12,919,35 5,7511,5 5,7511,5 способрующая споостаток,ность,собность,5 19,35 11,5 70,6 23,7 5,7 9,05 19,35 11,5 83,6 14,2 2,2 15 15 10 86,0 11,5 2,5 18,1 12,9 5,75 84,2 13,9 1,9 25 12,9 5,75 67,6 24,2 8,2 18,1 5 11,5 67,3 22,6 10,1 18,1 12,9 11,5 85,1 13,6 1,3 12 17 10 83,6 14,3 2,1 9,05 19,35 5,75 84,8 12,7 2,5 9,05 5,75 67,2 25,0 7,8 18,1 19,35 3 65,1 26,6 8,3 18,1 19,35 5,75 83,7 13,3 3,0 15 15 7 81,8 15,6 2,6 9,05 12,9 11,5 83,0 15,3 1,7 9,05 12,9 15 62,5 28,5 9,0 18,1 19,35 3 70,1 23,7 6,2 18,1 19,35 5,75 85,2 12,4 2,4 15 15 7 82,2 16,0 1,8 9,05 12,9 11,5 83,8 14,2 2,0 9,05 12,9 15 63,8 26,1 10,1 прототип 47,7 34,4 17,9 Таблица 5 Результаты испытания растворителей при диспергировании нефти из скважины, содержащей вторичные асфальтены Состав растворителя, об. ч. Характеристики растворителя Примечание п/п бензин керосин нефрас толуол растворяющая диспергинеразрушенный 8,116,2 11,817,7 0,06,4 0,06,4 способрующая споостаток,ность,собность,18650 1 2014.10.30 Таблица 6 Влияние количества добавленного растворителя на вязкость нефти Тип и количество добавВязкость (МПас) при температуре (С) ленного растворителя,2 10 20 40 50 60 Северо-Домановичская, 33 Без добавления 99000 47000 13270 8590 3800 Северо-Домановичская, 33 Заявляемый, 20 3280 1660 560 97 75 Северо-Домановичская, 33 Заявляемый, 30 1550 338 242 81 70 Северо-Домановичская, 33 Прототип, 30 8800 4500 1690 873 485 388 Западно-Давыдовская, 2 Без добавления 30500 13300 2710 339 291 Западно-Давыдовская, 2 Заявляемый, 20 970 560 280 175 93 Западно-Давыдовская, 2 Заявляемый, 30 339 242 194 97 45 40 Западно-Давыдовская, 2 Прототип, 30 1420 1100 660 375 180 145 Северо-Домановичская, 32 Без добавления 100000 54000 18000 10700 4300 Северо-Домановичская, 32 Заявляемый, 10 18000 5680 2080 450 280 Северо-Домановичская, 32 Заявляемый, 30 3050 1080 340 135 60 Северо-Домановичская, 32 Прототип, 30 7130 3780 1500 390 250 Наименование скважины 18650 1 2014.10.30 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 способа в несколько раз ниже. Из табл. 3 видно, что с увеличением содержания ароматического компонента 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 табл. 6 видно, что при использовании заявляемого способа вязкость нефти с повышением температуры снижается заметно быстрее, чем при использовании прототипа. Таким образом, заявляемый способ разжижения нефти и удаления АСПО при соблюдении требуемого соотношения компонентов растворителя по сравнению с прототипом позволяет достичь более высоких моющей и растворяющей способностей, меньших значений неразрушенного остатка, что свидетельствует о его более высокой эффективности. Источники информации 1. А.с. СССР 1144448, МПК 521 43/24, 1994. 2. Патент 2088625, МПК 09 3/00,21 27/00, 1997. 3. Патент 1708, МПК 621 43/00,21 43/24, 1997. 4. Патент 11359, МПК (2006)21 43/00, 2006. 5. Патент 7297, МПК 721 37/02, 2005. 6. Головко С.Н., Шамрай Ю.В. и др. Оценка технологии применения удалителя асфальтосмолопарафиновых отложений. РНТС // Нефтепромысловое дело. - 1983. -9. С. 16. 7. Патент 2171825, МПК 702 3/00,21 37/06. 8. Батурин А.А. Нефтяные смолы. Химическая энциклопедия. В 5 т. Т. 3. Меди - Полимерные / Редкол. И.Л. Кнунянц (гл. ред.) и др. - М. Большая Российская энцикл.,1992. - С. 237-238. 9. Патент 2011800, МПК 721 37/06 (прототип). 10. Америк Ю.Б. Асфальтены. Химическая энциклопедия. В 5 т. Т. 1. А - Дарзана / Редкол. И.Л. Кнунянц (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. 15