RU2184213C1 - Composition preventing deposition of asphalt-tar-paraffin materials during oil production - Google Patents
Composition preventing deposition of asphalt-tar-paraffin materials during oil production Download PDFInfo
- Publication number
- RU2184213C1 RU2184213C1 RU2000133148/03A RU2000133148A RU2184213C1 RU 2184213 C1 RU2184213 C1 RU 2184213C1 RU 2000133148/03 A RU2000133148/03 A RU 2000133148/03A RU 2000133148 A RU2000133148 A RU 2000133148A RU 2184213 C1 RU2184213 C1 RU 2184213C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- oil
- calculated
- surfactants
- sio
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Lubricants (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к твердым составам для предотвращения отложения асфальтеносмолопарафиновых веществ (АСПВ) в условиях добычи безводной или малообводненной нефти (до 20%) из скважин как с низкими, так и с высокими пластовыми давлениями и при различной температуре. The invention relates to the field of oil production, in particular to solid formulations for preventing the deposition of asphaltene-tar-paraffin substances (ASV) under the conditions of production of anhydrous or low-water oil (up to 20%) from wells with both low and high reservoir pressures and at different temperatures.
В настоящее время нет достаточно эффективных твердых составов для предотвращения АСПВ, которые были бы пригодны для обработки добываемой безводной или малообводненной нефти (до 20%) и состоящих из дешевых, широко выпускаемых отечественной промышленностью, экологически безопасных ингредиентов. At present, there are no sufficiently effective solid formulations to prevent ASAW that would be suitable for processing extracted anhydrous or low-water oil (up to 20%) and consisting of cheap, environmentally friendly ingredients widely produced by the domestic industry.
Большинство известных ингибиторов АСПВ имеют жидкую консистенцию, и их дозировка в добываемую нефть осуществляется специальными дозирующими устройствами. Most known inhibitors of ASAWs have a liquid consistency, and their dosage into the produced oil is carried out by special metering devices.
Известен состав для комплексного воздействия на добываемые флюиды, предотвращающий отложение асфальтеносмолопарафиновых веществ (АСПВ), неорганических солей и коррозию оборудования со следующим содержанием ингредиентов, маc.%:
Нитрилотриметилфосфоновая кислота или оксиэтилидендифосфоновая кислота - 1-4
Ингибитор АСПО твердого состояния - 29-36
Ингибитор коррозии твердого состояния - 12-18
Кубовый остаток производства первичных аминов C17-C20 - Остальное
(см. Патент РФ 1543052, кл. Е 21 В 37/06, 1987 г.).A known composition for the complex effect on the produced fluids, preventing the deposition of asphaltene-tar-paraffin substances (ASV), inorganic salts and corrosion of equipment with the following content of ingredients, wt.%:
Nitrilotrimethylphosphonic acid or hydroxyethylidene diphosphonic acid - 1-4
Solid state paraffin inhibitor - 29-36
Solid State Corrosion Inhibitor - 12-18
VAT residue of the production of primary amines C 17 -C 20 - Else
(see RF Patent 1543052, CL E 21
Данный известный состав имеет твердую консистенцию. В добывающую скважину он подается в перфорированном контейнере. Способ приготовления такого известного состава довольно прост и сводится к обычному перемешиванию указанных ингредиентов. This known composition has a solid consistency. It is fed into a production well in a perforated container. The method of preparation of such a known composition is quite simple and boils down to the usual mixing of these ingredients.
Основным недостатком указанного известного состава является то, что веществом - носителем ингибиторов направленного действия в известном составе служит кубовый остаток производства первичных аминов C17-C20, имеющий температуру плавления 60-80oС, т. е. при температуре пласта в скважине более 80oС его применение не эффективно, т.к. известный состав оплавляется, разрушается, и составляющие активную основу ингредиенты быстро выносятся с продукцией скважины.The main disadvantage of this known composition is that the substance is a carrier of directional inhibitors in the known composition is the bottom residue of the production of primary amines C 17 -C 20 having a melting point of 60-80 o C, i.e., at a formation temperature in the well of more than 80 o With its use is not effective, because The known composition is melted, destroyed, and the active constituent ingredients are quickly removed from the well products.
Наиболее близким по технологической сущности к заявляемому составу является состав для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) при добыче нефти со следующим содержанием ингредиентов, мас.%:
Оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 9-12 - 33,0-45,5
Лигносульфанат технический - 3,9-15,7
Гидроксид аммония - 1,1-8,3
Вода - Остальное
(см. Патент РФ 1806160, кл. С 09 К 3/00, 1991 г.).The closest in technological essence to the claimed composition is a composition for the prevention of asphaltene-tar-paraffin deposits (paraffin) in oil production with the following ingredients, wt.%:
Oxyethylated alkylphenol with a degree of hydroxyethylation 9-12 - 33.0-45.5
Technical lignosulfanate - 3.9-15.7
Ammonium hydroxide - 1.1-8.3
Water - Else
(see RF Patent 1806160, class C 09
Данный известный состав имеет нетекучую, пастообразную консистенцию и его, так же как состав по аналогу, доставляют в скважину с помощью перфорированного контейнера. This known composition has a non-flowing, pasty consistency and it, as well as the composition by analogy, is delivered to the well using a perforated container.
Способ приготовления такого известного состава сводится к тщательному перемешиванию входящих в него ингредиентов. The method of preparation of such a known composition is reduced to thoroughly mixing the ingredients included in it.
Основным недостатком указанного известного состава является его нестабильные механико-технологические свойства, а именно, малая механическая прочность при хранении, не более 7 дней. По истечении этого срока, он пересыхает, становится хрупким и рассыпается. Условия нефтедобычи таковы, что с момента приготовления состава для предотвращения АСПО до доставки его на месторождение, загрузки в контейнер и спуска в интервал перфорации добывающей скважины проходит, как правило, более месяца. The main disadvantage of this known composition is its unstable mechanical and technological properties, namely, low mechanical strength during storage, not more than 7 days. After this period, it dries up, becomes brittle and crumbles. Oil production conditions are such that, as a rule, more than a month passes from the moment the composition is prepared to prevent paraffin deposits until it is delivered to the field, loaded into the container and lowered into the perforation interval of the production well.
Кроме этого, известный состав менее эффективно предотвращает процесс отложения АСПВ и не обеспечивает стабильное предотвращение отложения АСПВ в условиях добычи нефти из пластов с высокой температурой. In addition, the known composition less effectively prevents the deposition of ASWA and does not provide stable prevention of deposits of ASWA in conditions of oil production from reservoirs with high temperature.
Техническая задача, решаемая предлагаемым составом, заключается в повышении степени предотвращения образования АСПВ в скважинах с любым типом нефти, с различным содержанием АСПВ и любой температурой, при одновременном обеспечении стабильных механико-технологических свойств в течение длительного времени и обеспечении экологичности состава. The technical problem solved by the proposed composition is to increase the degree of prevention of the formation of ASW in wells with any type of oil, with different ASW content and any temperature, while ensuring stable mechanical and technological properties for a long time and ensuring the environmentally friendly composition.
Поставленная техническая задача достигается составом, содержащим порошкообразное синтетическое моющее средство (CMC), включающее не менее 12 мас.% поверхностно-активных веществ, не менее 10,5 мас.% фосфорно-кислых солей в пересчете на P2O5 и не менее 2 мас.% силиката натрия в пересчете на SiO2, или порошкообразное техническое моющее средство (ТМС), включающее не менее 4,5 мас.% поверхностно-активных веществ, не менее 11 мас.% фосфорно-кислых солей в пересчете на Р2О5 и не менее 1,7 мас.% силиката натрия в пересчете на SiО2, и щелочную добавку - стекло натриевое жидкое каустическое, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Указанные CMC или ТМС - 4-65
Стекло натриевое жидкое каустическое - Остальное
Из патентной и научно-технической литературы нам неизвестны составы, предотвращающие процессы отложения АСПВ, включающие указанные ингредиенты в заявляемом количественном соотношении и позволяющие решить поставленную техническую задачу изобретения, что дает основание сделать вывод о том, что предлагаемый состав обладает критериями " новизны" и "изобретательский уровень".The technical task is achieved by a composition containing a powdered synthetic detergent (CMC), comprising at least 12 wt.% Surfactants, at least 10.5 wt.% Phosphoric acid salts in terms of P 2 O 5 and at least 2 wt.% sodium silicate in terms of SiO 2 , or a powdered technical detergent (TMS), comprising at least 4.5 wt.% surfactants, at least 11 wt.% phosphoric acid salts in terms of P 2 O . 5 and not less than 1.7 wt% of sodium silicate in terms of SiO 2 and alkaline additive - sodium glass howling caustic liquid, with the following ratio of ingredients, wt.%:
Indicated CMC or TMS - 4-65
Caustic Sodium Liquid Glass - Else
From the patent and scientific and technical literature, we do not know the compositions that prevent the process of deposition of ASPA, including the specified ingredients in the claimed quantitative ratio and allow to solve the technical problem of the invention, which gives reason to conclude that the proposed composition has the criteria of "novelty" and "inventive level".
Достижение указанного технического результата стало возможным, по-видимому, благодаря совместному воздействию входящих в предлагаемый состав ингредиентов. За счет ограниченного растворения состава в добываемой нефти происходит его самодозировка в процессе предотвращения АСПО. The achievement of the specified technical result was made possible, apparently, due to the combined effect of the ingredients included in the proposed composition. Due to the limited dissolution of the composition in the produced oil, it self-doses in the process of preventing paraffin deposits.
Указанный выше заявляемый состав для предотвращения АСПО при добыче нефти готовится простым перемешиванием стекла натриевого жидкого каустического (СНЖК) с указанным моющим средством с последующим формованием в виде цилиндров, шариков, гранул или любой другой формы. Далее предлагаемый состав помещается в контейнер, представляющий собой систему перфорированных труб различного диаметра. Затем полученный трубчатый контейнер с помещенным в него составом опускается в зону перфорации добывающей скважины или чуть выше - под насос. The above claimed composition for preventing paraffin deposits during oil production is prepared by simply mixing glass of sodium liquid caustic (SFA) with the specified detergent, followed by molding in the form of cylinders, balls, granules or any other shape. Further, the proposed composition is placed in a container, which is a system of perforated pipes of various diameters. Then the obtained tubular container with the composition placed in it is lowered into the perforation zone of the producing well or slightly higher under the pump.
Пластовые флюиды, проходя через отверстия на боковых стенках и на торце контейнера, омывают предлагаемый состав. За счет постепенного растворения достигается его постоянная, необходимая, эффективная и достаточная концентрация в добываемых флюидах. Formation fluids, passing through holes on the side walls and at the end of the container, wash the proposed composition. Due to the gradual dissolution, its constant, necessary, effective and sufficient concentration in the produced fluids is achieved.
Для получения заявляемого состава в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:
- порошкообразное техническое моющее средство (ТМС) (ТУ 2499-019-04643756 - 96);
- порошкообразное синтетическое моющее средство (CMC) (ТУ 2381- 007-04643756-94);
- стекло натриевое жидкое каустическое (ТУ 6-18-68-75).To obtain the claimed composition in laboratory conditions, the following substances were used:
- powdered technical detergent (TMS) (TU 2499-019-04643756 - 96);
- powdered synthetic detergent (CMC) (TU 2381-007-04643756-94);
- caustic sodium liquid glass (TU 6-18-68-75).
Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующим примером. The possibility of carrying out the claimed invention is confirmed by the following example.
Пример. Для получения заявляемого состава в лабораторных условиях брали 4,7 г ТМС и 5,3 г СНЖК. Смесь перемешивали и формовали в виде круглых палочек. Получали заявляемый состав твердой консистенции, темно-серого цвета со следующими соотношением ингредиентов, мас.%: ТМС - 47; СНЖК - остальное. Example. To obtain the claimed composition in the laboratory, took 4.7 g of TMS and 5.3 g of SFA. The mixture was mixed and formed into round sticks. Received the claimed composition of a solid consistency, dark gray with the following ratio of ingredients, wt.%: TMS - 47; SNLC - the rest.
Аналогичным образом получали другие составы с различным соотношением ингредиентов. Similarly received other formulations with different ratios of ingredients.
При проведении лабораторных испытаний определяли:
- механико-технологические свойства предлагаемого состава;
- степень растворения заявляемого состава в нефти, попутно добываемой воде и в их смесях;
- возможность его самодозировки;
- защитный эффект заявляемого состава по предотвращению АСПО.When conducting laboratory tests were determined:
- mechanical and technological properties of the proposed structure;
- the degree of dissolution of the claimed composition in oil, produced water and mixtures thereof;
- the possibility of self-dosage;
- the protective effect of the claimed composition to prevent paraffin.
Испытания также ставили целью установить граничные и оптимальные значения ингредиентов в заявляемом составе. The tests also aimed to establish the boundary and optimal values of the ingredients in the inventive composition.
Испытания по изменению механико-технологических свойств во времени проводили следующим образом. Готовили заявляемый состав, формовали его в виде круглых палочек и оставляли для наблюдений на 180 суток. На тот же срок оставляли для наблюдений и образец известного по прототипу состава. В результате этих наблюдений установлено, что известный состав разрушился через 7 суток (на 2-й день хранения появились трещины, на 5-й он раскололся на три кусочка, а на 7-й день он раскрошился на более мелкие кусочки). Заявляемый же состав сохранил первоначально приданную форму в течение всего периода наблюдения, т.е. в течение 180 суток. Tests to change the mechanical and technological properties over time were carried out as follows. The claimed composition was prepared, molded in the form of round rods and left for observation for 180 days. For the same period left for observation and a sample of a known prototype composition. As a result of these observations, it was established that the known composition collapsed after 7 days (cracks appeared on the 2nd day of storage, on the 5th day it split into three pieces, and on the 7th day it crumbled into smaller pieces). The inventive composition retained its original shape throughout the entire observation period, i.e. within 180 days.
Испытания по растворимости состава проводили традиционным способом определения степени растворения различных веществ. Он заключается в следующем. Навеску заявляемого состава (1 г) помещали в коническую колбу с флюидами, взятыми в объеме 1 л, закрывали пробкой и устанавливали в прибор для встряхивания колб. Через 1 ч содержимое колбы отфильтровывали под вакуумом через фильтр "синяя лента". Оставшееся на фильтре количество заявляемого состава взвешивали. Количество растворившегося в течение 1 часа заявляемого состава в различных флюидах приведено в таблице 1. Tests on the solubility of the composition was carried out in the traditional way to determine the degree of dissolution of various substances. It is as follows. A portion of the claimed composition (1 g) was placed in a conical flask with fluids taken in a volume of 1 l, closed with a stopper and installed in a device for shaking flasks. After 1 h, the contents of the flask were filtered under vacuum through a blue ribbon filter. The remaining amount of the claimed composition on the filter was weighed. The amount of the claimed composition dissolved in 1 hour in various fluids is shown in table 1.
Данные, приведенные в таблице 1, показывают, что заявляемый состав растворяется в нефти, в воде и в их смесях. Причем, данные, приведенные в таблице 1, свидетельствуют о том, что скорость растворения заявляемого состава в воде больше, чем в нефти. The data shown in table 1 show that the claimed composition is dissolved in oil, in water and in mixtures thereof. Moreover, the data shown in table 1 indicate that the dissolution rate of the claimed composition in water is greater than in oil.
Далее в ходе лабораторных испытаний определяли защитный эффект предлагаемого состава и предельные и оптимальные соотношения ингредиентов в нем. Further, in the course of laboratory tests, the protective effect of the proposed composition and the maximum and optimal ratio of ingredients in it were determined.
Выбор предельных значений ингредиентов в заявляемом составе обусловлен достижением максимального защитного эффекта. The choice of limit values of the ingredients in the claimed composition is due to the achievement of the maximum protective effect.
Эффективность действия заявленного состава определялась следующим образом. Заявляемый состав нарезали на куски 1-3 см3, помещали их в стеклянные цилиндры диаметром 60 мм и длиной 300 мм с двумя кранами: вверху и внизу. Далее через воронку, нижний кран и кусочки состава в цилиндр подавалась обводненная нефть, которая далее, через верхний кран, собиралась в приемник. Таким образом, имитировался процесс прохождения пластовых флюидов через погруженный в цилиндр (скважину) заявляемый состав.The effectiveness of the claimed composition was determined as follows. The inventive composition was cut into pieces of 1-3 cm 3 , placed them in glass cylinders with a diameter of 60 mm and a length of 300 mm with two taps: above and below. Then, through the funnel, the lower valve and pieces of the composition, water-logged oil was fed into the cylinder, which was then collected through the upper valve into the receiver. Thus, the process of passing formation fluids through the claimed composition immersed in a cylinder (well) was simulated.
Заявляемый состав, ограниченно растворяясь в нефти и попутно добываемой воде, проявляет свои ингибирующие функции по всему пути движения. Через цилиндр с заявляемым составом пропускали 1000 мл нефти. Таким образом имитировалась подача заявляемого состава в добываемую безводную нефть. Пропускаемая нефть находилась в постоянном движении. Периодически, через каждый час, отбирались пробы вытекаемой из цилиндра нефти в объеме 100 мл. Таким же образом готовились модели добываемых флюидов с различной степенью обводненности. The inventive composition, dissolving to a limited extent in oil and produced water along the way, shows its inhibitory functions along the entire movement path. Through a cylinder with the inventive composition passed 1000 ml of oil. Thus simulated the supply of the claimed composition in the extracted anhydrous oil. The oil flow was in constant motion. Periodically, every hour, samples were taken of the oil flowing out of the cylinder in a volume of 100 ml. In the same way, models of produced fluids with varying degrees of water cut were prepared.
Определение способности заявляемого состава предотвращать отложение АСПВ проводилось по общепринятой "Методике оценки эффективности ингибиторов парафиновых отложений комплексного и многофазного действия на отмыв пленки нефти, диспергирование и отмыв парафиновых отложений пластовой водой", НПО "Союзнефтепромхим". - г. Казань, 1987 г. Determination of the ability of the claimed composition to prevent deposition of ASPV was carried out according to the generally accepted "Methodology for assessing the effectiveness of paraffin inhibitors of complex and multiphase effects on the washing of oil films, dispersion and washing of paraffin deposits with formation water", NPO Soyuzneftepromkhim. - Kazan, 1987
Согласно этой методике оценку эффективности заявляемого и известного составов для предотвращения АСПО проводили по следующим показателям:
1. По отмыву пленки нефти этим составом.According to this methodology, the effectiveness of the claimed and known compounds for the prevention of paraffin is evaluated according to the following indicators:
1. For washing the film of oil with this composition.
2. По величине дисперсии АСПО в среде заявляемого состава. 2. The magnitude of the dispersion of paraffin in the medium of the claimed composition.
3. По характеристике свойств АСПВ в этих условиях (налипание, замазывание поверхности). 3. According to the characteristics of the properties of ASWV in these conditions (sticking, coating of the surface).
Данные, полученные в ходе исследований, приведены в таблице 2. The data obtained during the studies are shown in table 2.
Данные таблицы 2 показывают, что эффективность заявляемого состава выше эффективности известного по прототипу. The data of table 2 show that the effectiveness of the claimed composition is higher than the effectiveness of the known prototype.
Так, при исследовании эффективности известного и заявляемого составов на тяжелых нефтях Павловского месторождения (плотность 0,917 г/см3), известный состав отмывает пленку нефти за 60 с только на 70% поверхности, а заявленный за тот же период отмывает пленку нефти почти полностью (на 90% поверхности). Величина дисперсности частиц АСПВ в присутствии известного состава достигает 0,1-5 мм, а в присутствии заявляемого состава все имеющиеся АСПВ имеют дисперсность не более 3 мм, что, естественно, способствует их лучшему удержанию в объеме добываемых флюидов, а не высаживанию на поверхности нефтепромыслового оборудования. Интенсивность налипания в присутствии известного состава доходит до 40%, а в присутствии заявляемого до 10%, т.е. в 4 раза меньше. Величина замазывания поверхности в присутствии известного состава достигает 20%, а в присутствии заявляемого - 5-10%. Такая же, примерно, картина наблюдается и при испытаниях известного и заявляемого составов на средних (Северо-Камское месторождение, верейская залежь, плотность 0,842 г/см3) и легких (Константиновское месторождение, башкирская залежь, плотность 0,812 г/см3) нефтях (см. таблицу 2).So, when researching the effectiveness of the known and claimed compositions for heavy oils of the Pavlovsk field (density 0.917 g / cm 3 ), the known composition launches an oil film in 60 s on only 70% of the surface, and the claimed one launches an oil film almost completely (for 90% of the surface). The size of the dispersion of particles of ASPA in the presence of a known composition reaches 0.1-5 mm, and in the presence of the claimed composition, all available ASPA have a dispersion of not more than 3 mm, which, of course, contributes to their better retention in the volume of produced fluids, rather than planting on the surface of the oilfield equipment. The adhesion rate in the presence of a known composition reaches 40%, and in the presence of the claimed up to 10%, i.e. 4 times less. The amount of surface glossing in the presence of a known composition reaches 20%, and in the presence of the claimed 5-10%. The same, approximately, picture is observed when testing the known and claimed compositions on medium (Severo-Kama field, Verey deposit, density 0.842 g / cm 3 ) and light (Konstantinovsky field, Bashkir deposit, density 0.812 g / cm 3 ) oils ( see table 2).
Для проверки сохранения эффективности заявляемого состава в условиях высоких температур после исследования указанных свойств при 20oС, такие же исследования проводились при 98oС. Приведенные в таблице 2 данные свидетельствуют о том, что и при высоких температурах эффективность заявляемого состава выше, чем при 20oС. Известный же по прототипу состав в этих условиях разрушается и быстро выносится потоком нефти.To verify the preservation of the effectiveness of the claimed composition at high temperatures after studying these properties at 20 o C, the same studies were carried out at 98 o C. The data in table 2 indicate that at high temperatures the effectiveness of the claimed composition is higher than at 20 o C. The composition known under the prototype under these conditions is destroyed and quickly carried out by the oil flow.
При исследовании известного и заявляемого составов нефть и вода отбирались после их прохождения через кусочки исследуемых составов. Для определения брали нефть, пластовую воду и асфальтеносмолопарафиновые отложения Константиновского, Павловского и Северо-Камского месторождений. Более подробные характеристики используемых при исследованиях нефтей, попутно добываемых вод и АСПО приведены в таблицах 3-5. In the study of the known and claimed compositions, oil and water were selected after passing through pieces of the studied compounds. For determination, oil, produced water and asphaltene-tar-paraffin deposits of the Konstantinovsky, Pavlovsky and Severo-Kama deposits were taken. More detailed characteristics of the oils used in the research, associated water and paraffin deposits are given in tables 3-5.
Предложенный состав для обработки добываемой нефти с целью предотвращения АСПВ по сравнению с известным по прототипу составом обладает следующими преимуществами:
- обеспечивает более эффективное предотвращение отложений АСПВ при добыче всех типов нефтей: легких (плотность 0,804-0,840 г/см3), средних (плотность 0,841-0,880 г/см3), тяжелых (плотность 0,881-0,925 г/см3) с различным содержанием асфальтенов, смол, парафинов, а также при различной температуре: как низкой, так и высокой;
- при приготовлении заявляемого состава используются более дешевые, экологически безопасные ингредиенты, производящиеся в настоящее время на территории России. Все входящие в заявляемый состав ингредиенты имеют четвертый класс опасности, т.е. все они практически безопасны и широко используются в быту. Прототип же содержит ингредиенты, которые имеют следующие классы опасности: оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 9-12 - III класс опасности, лигносульфанат технический - IV класс опасности, гидроксид аммония - II класс опасности.The proposed composition for the processing of produced oil in order to prevent ASWA compared with the known prototype composition has the following advantages:
- provides more effective prevention of sedimentation deposits during the extraction of all types of oils: light (density 0.804-0.840 g / cm 3 ), medium (density 0.841-0.880 g / cm 3 ), heavy (density 0.881-0.925 g / cm 3 ) with various the content of asphaltenes, resins, paraffins, as well as at different temperatures: both low and high;
- in the preparation of the claimed composition uses cheaper, environmentally friendly ingredients currently produced in Russia. All ingredients included in the claimed composition have a fourth hazard class, i.e. all of them are practically safe and widely used in everyday life. The prototype contains ingredients that have the following hazard classes: hydroxyethylated alkyl phenol with a degree of hydroxyethylation 9-12 - hazard class III, technical lignosulfanate - hazard class IV, ammonium hydroxide - hazard class II.
Таким образом, в настоящее время только заявляемый состав способен более эффективно предотвращать образование АСПВ при добыче безводных и малообводненных нефтей в скважинах с любыми температурами. При этом заявляемый состав не содержит опасных ингредиентов. Thus, at present, only the claimed composition is able to more effectively prevent the formation of ASAW during the production of anhydrous and low-water oils in wells with any temperature. Moreover, the inventive composition does not contain hazardous ingredients.
Заявляемый состав способен ограниченно растворяться в нефти и несколько больше в воде, т.е. при подаче в скважину он работает одинаково эффективно, защищая нефтепромысловое оборудование от отложения АСПВ в условиях постоянно изменяющейся обводненности продукции скважины. The inventive composition is capable of limited solubility in oil and slightly more in water, i.e. when fed into the well, it works equally efficiently, protecting oilfield equipment from ASW deposits in the conditions of constantly changing water cut of well production.
Указанные технические преимущества заявляемого состава позволяют:
- обеспечить без дополнительных обработок стабильную, своевременную, эффективную подачу ингибитора отложения АСПВ (происходит самодозировка ингибитора);
- предотвращать процесс отложения АСПВ при добыче нефти из коллекторов с любой степенью проницаемости и с любой температурой;
- предотвращать процесс отложения АСПВ с самого начала технологической цепочки добычи, сбора, транспорта и подготовки нефти;
- обеспечить эффективную защиту глубинного и поверхностного нефтепромыслового оборудования от отложения АСПВ по всему пути движения водонефтяного потока.These technical advantages of the claimed structure allow:
- to provide, without additional treatments, a stable, timely, effective supply of an inhibitor of ASPV deposition (self-dosage of the inhibitor occurs);
- to prevent the deposition of ASWV during oil production from reservoirs with any degree of permeability and at any temperature;
- to prevent the deposition of ASWV from the very beginning of the technological chain of oil production, collection, transportation and treatment;
- to provide effective protection of deep and surface oilfield equipment from the deposition of ASV along the entire path of the oil and water flow.
Экономический эффект от применения предлагаемого состава для обработки нефти с целью предотвращения отложения АСПВ будет складываться за счет:
- сокращения трудовых затрат, связанных с задолженностью бригад подземного и капитального ремонта скважин для проведения операций по удалению АСПВ;
- повышения текущей нефтеотдачи, т.к. увеличивается межремонтный период работы скважины;
- исключения дополнительных обработок скважин растворителями и тепловых обработок нефтью и водой.The economic effect of the use of the proposed composition for oil processing in order to prevent the deposition of ASV will be due to:
- reduction of labor costs associated with the debts of teams of underground and overhaul wells for operations to remove ASW;
- increase the current oil recovery, because the overhaul period of the well increases;
- exclusions of additional solvent treatments for wells and heat treatments with oil and water.
Claims (1)
Указанные порошкообразные моющие средства - 4 - 65
Стекло натриевое жидкое каустическое - ОстальноеA composition for preventing the deposition of asphaltene-resin-paraffin substances during oil production, containing a mixture of surfactants and an alkaline additive, characterized in that the composition contains a powder of synthetic detergent (SMS) containing at least 12 wt. % surfactants, not less than 10.5 wt. % phosphoric acid salts in terms of P 2 About 5 and not less than 2 wt. % sodium silicate in terms of SiO 2 , or a powdered technical detergent (TMS), including at least 4.5 wt. % surfactants, not less than 11 wt. % phosphoric acid salts in terms of P 2 About 5 and not less than 1.7 wt. % sodium silicate in terms of SiO 2 , and as an alkaline additive - caustic sodium liquid glass in the following ratio of ingredients, wt. %:
Specified Powdered Detergents - 4 - 65
Caustic Sodium Liquid Glass - Else
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000133148/03A RU2184213C1 (en) | 2000-12-28 | 2000-12-28 | Composition preventing deposition of asphalt-tar-paraffin materials during oil production |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000133148/03A RU2184213C1 (en) | 2000-12-28 | 2000-12-28 | Composition preventing deposition of asphalt-tar-paraffin materials during oil production |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2184213C1 true RU2184213C1 (en) | 2002-06-27 |
Family
ID=20244230
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000133148/03A RU2184213C1 (en) | 2000-12-28 | 2000-12-28 | Composition preventing deposition of asphalt-tar-paraffin materials during oil production |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2184213C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2006070173A1 (en) * | 2004-12-30 | 2006-07-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Silicate-containing additives for well bore treatments and associated methods |
| WO2006070174A1 (en) * | 2004-12-30 | 2006-07-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Silicate-containing additives for well bore treatments and associated methods |
| RU2604232C2 (en) * | 2011-10-21 | 2016-12-10 | Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк. | Coolant formulations |
-
2000
- 2000-12-28 RU RU2000133148/03A patent/RU2184213C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2006070173A1 (en) * | 2004-12-30 | 2006-07-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Silicate-containing additives for well bore treatments and associated methods |
| WO2006070174A1 (en) * | 2004-12-30 | 2006-07-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Silicate-containing additives for well bore treatments and associated methods |
| US7311158B2 (en) | 2004-12-30 | 2007-12-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Silicate-containing additives for well bore treatments and associated methods |
| US7392846B2 (en) | 2004-12-30 | 2008-07-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Silicate-containing additives for well bore treatments and associated methods |
| RU2604232C2 (en) * | 2011-10-21 | 2016-12-10 | Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк. | Coolant formulations |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2572401C2 (en) | Multifunctional acid composition for treatment of bottomhole formation zone and method of acid treatment for bottomhole formation zone | |
| CN103897680B (en) | A kind of oil dispersible asphalt matter disperses de-plugging agent | |
| AU2008263581B2 (en) | Well treatment | |
| US20160257870A1 (en) | Method and composition for remedial treatment of parafin, asphaltenes, scale and deposits in oil and gas infrastructure and subterranean formations | |
| RU2184213C1 (en) | Composition preventing deposition of asphalt-tar-paraffin materials during oil production | |
| WO2019010179A1 (en) | Compositions for enhanced oil recovery | |
| CA2819444C (en) | Cold weather compatible crosslinker solution | |
| RU2309979C1 (en) | Detergent for surface cleaning from organic contaminants (variants) and uses thereof in cleaning of wells, pipelines, and containers from mineral oil deposition and scurf | |
| RU2494245C1 (en) | Treatment method of bottom-hole formation zone | |
| AU2017219172A1 (en) | Formulations and methods for removing hydrocarbons from surfaces | |
| RU2100587C1 (en) | Compound for acid treatment of bottom-hole formation zone | |
| Kuznetsova et al. | Surfactant solutions for low-permeable polimictic reservoir flooding | |
| RU2131969C1 (en) | Composition for combined treatment of recovered fluids | |
| RU2659055C1 (en) | Method of production and usage of long-term active reagents for protection of extracting oil wells and associated technological equipment from corrosion and scale | |
| RU2237799C2 (en) | Solid reagent for preventing asphaltene-tar-paraffin deposits during production and transportation of crude oil | |
| CN104651825A (en) | Method for surface treatment of petroleum machine parts | |
| SU1543052A1 (en) | Composition for treating saturated formation fluids | |
| RU2272904C1 (en) | Dry acid composition to process terrigenous reservoirs and to remove clay from well bottom zone | |
| RU2220999C1 (en) | Composition for production and transport of crude oil and a method for preparation thereof | |
| RU2166563C1 (en) | Composition for removal of asphaltene-tar-paraffin deposits | |
| CN114854382A (en) | Plugging and injection increasing system for biological microemulsion of low-permeability oil reservoir and injection process thereof | |
| RU2267006C1 (en) | Solid complex composition to avoid salt and asphaltene-tarry- paraffin deposits | |
| RU2259470C2 (en) | Composition for prevention of salt formation during oil production | |
| RU2244805C1 (en) | Hard compound for preventing sedimentations of non-organic salts and ferrum sulfide during extraction and transportation of oil | |
| RU2230888C1 (en) | Solid reagent for complex influence on asphalt-resin-paraffin deposits during extraction and transportation of oil |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL: 18-2002 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20101229 |