МЕХАНИЗМ ДЕЙСТВИЯ ИНГИБИТОРОВ ПАРАФИНООТЛОЖЕНИЯ И ТЕХНОЛОГИЯ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ. Ингибиторы парафиноотложений для нефти


ИНГИБИТОР ПАРАФИНООТЛОЖЕНИЯ КОМПЛЕКСНОГО ДЕЙСТВИЯ ДЛЯ НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ И ПАРАФИНИСТЫХ НЕФТЕЙ

Транскрипт

1 334 УДК ИНГИБИТОР ПАРАФИНООТЛОЖЕНИЯ КОМПЛЕКСНОГО ДЕЙСТВИЯ ДЛЯ НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ И ПАРАФИНИСТЫХ НЕФТЕЙ COMBINED ACTION INHIBITOR OF PARAFFIN DEPOSITION FOR WAXY CRUDE OIL AND WATER IN OIL EMULSIONS Егоров А.В., Николаев В.Ф., Сенгатуллин К.И., Муратов И.Я., Зайнутдинов Х.Г. Казанский национальный исследовательский технологический университет, Институт органической и физической химии им. А.Е. Арбузова КазНЦ РАН, г. Казань, Россия А.V. Egorov, V.F. Nikolaev, K.I. Sengatullin, I.Ya. Muratov, H.G. Zaynutdinov Kazan national research technological university, Kazan, Russia A.E. Arbuzov Institute of organic and physical Chemistry KSC RAS, Kazan, Russia Аннотация. Проведен краткий обзор проблем, связанных с возникновением в нефтепромысловом оборудовании асфальтосмолопарафиновых отложений, рассмотрен химический метод предотвращения отложений как наиболее технологичный и перспективный способ борьбы с парафиноотложением. Описаны основные типы существующих химреагентов для решения данной проблемы, их достоинства и недостатки. Предложен новый состав синергетической композиции ингибитора парафиноотложения совмещенного депрессорного и моюще-диспергирующего действия на основе полимерного компонента и композиции поверхностно-активных веществ. Эффективность реагента доказана лабораторными испытаниями на нефтяных эмульсиях и безводных нефтях с использованием вискозиметрического метода (вискозиметр Brookfield LVDV-II+), а также качественными методиками оценки моюще-диспергирующих свойств, основанных на оценке кинетики отмыва пленки нефти с поверхности стекла и характера диспергирования частиц АСПО относительно эффективности, выпускаемых, в настоящее время, ингибиторов парафиноотложения и депрессорных присадок. В связи с многокомпонентностью состава активной основы реагента рассмотрены различные механизмы его действия на эмульсии и безводные нефти. Синергетический эффект между поверхностно-активной и полимерной компонентой ингибитора подтвержден эффективным снижением вязкости безводной нефти, отобранной из транспортного трубопровода ОАО «Самаранефтегаз». После проведения лабораторных испытаний и оптимизации состава совместно с ООО «Прикладная химия отходов производства этилена» разработаны технические условия на

2 335 выпуск опытной партии реагента под торговой маркой «Танпар» и проведены опытно-промысловые испытания на добывающих скважинах 890 и 871 Мензелинского месторождения ТПП «ТатРИТЭКнефть» в течение более чем 40 суток. Закачка осуществлялась периодически (раз в сутки) в затрубное пространство из среднесуточного расчета начальных дозировок 200 и 125 г/т нефти. После выхода на режим дозировка «Танпар» на скважине 890 без ущерба для добычи была снижена до 125 г/т. Испытания показали высокую эффективность реагента, обеспечившего стабильность добычи нефти, снижение токовых и динамических нагрузок, отказ от горячих промывок. До опытнопромысловых испытаний промывки проводились 3-5 раз в месяц. Abstract. The brief overview of the problems relating with the occurrence in oilfield equipment paraffin depositions, the chemical prevention method of paraffin deposits as the most technologically and promising way to deal with paraffin are made. The basic types of existing chemicals for solutions to this problem, their advantages and disadvantages are described. A new composition paraffin inhibitor consisting of synergistic compositions combined pour point depressant and detergent-dispersant action based on a polymeric component and a composition of surfactants is presented. The effectiveness of the reagent proved by laboratory tests on oil emulsions and waterfree oil using viscometric method (viscometer Brookfield LVDV-II+), as well as qualitative methods of evaluation of detergent-dispersant properties, based on the evaluation of the kinetics of washing the oil film from the glass surface and the character of the particle dispersion of paraffin deposition on the effectiveness of currently shipping paraffin inhibitors and depressants. In connection with the multicomponent active base of reagent considered various mechanisms of its action on the water-oil emulsion and free water oil. The synergistic effect between surfactant and polymer component of inhibitor is confirmed the effective viscosity reduction of waterfree oil selected from the transport pipeline of "Samaraneftegaz". After laboratory testing and optimization of the composition we together with LLC "Prikladnaya khimiya otkhodov proizvodstva etilena" have developed specifications for the pilot batch of reagent under the brand name "Tanpar" and carried out pilot tests on wells 890 and 871 Menzelinsky oilfield of TPP "TatRITEKneft " for more than 40 days. Injection was performed periodically (once a day) in the annulus of the calculation of average daily primary doses of 200 and 125 ppm of oil. After release on the static regime the dosage of «Tanpar» on the well 890 was reduced to 125 pp m without reducing production. Tests have shown high efficiency of reagent ensured the stability of oil production, reducing the current and dynamic stresses, the rejection of hot washes. Before the field tests washes were carried out 3-5 times per month. Ключевые слова: асфальтеносмолопарафиновые отложения, ингибиторы, депрессоры, температура застывания, парафинистые нефти, нефтяные эмульсии. Keywords: paraffin depositions, paraffin inhibitors, pour point depressant, pour point, paraffinic oil, water in oil emulsions.

3 336 Как показывает практика [1], основными объектами, в которых наблюдается образование отложений парафина, являются скважинные насосы, насосно-компрессорные трубопроводы (НКТ), выкидные линии от скважин, резервуары промысловых сборных пунктов. Наиболее интенсивно парафин откладывается на внутренней поверхности подъемных труб скважин и транспортных трубопроводов, что приводит к повышению давления в линии при перекачке, вследствие снижения полезного сечения диаметра трубопровода, к росту гидравлического сопротивления, увеличению расходов на электроэнергию и другим дополнительным расходами при эксплуатации и обслуживании оборудования. Для решения данных проблем применяются различные методы борьбы с асфальтеносмолопарафиновыми отложениями (АСПО) [2], среди которых наиболее эффективным и технологичным является химический метод, когда осуществляется обработка перекачиваемого потока жидкости химическими реагентами - ингибиторами АСПО, позволяющими предотвратить накопление отложений и увеличить межочистной период. В настоящее время известно и разрабатывается множество составов для удаления и ингибирования отложений АСПО. Механизмы их действия рассмотрены в [3]. Эффективность их действия значительно различается от месторождения к месторождению, от скважины к скважине и зависит от физикохимического состава свойств нефти. Поэтому перед нефтепромысловыми компаниями и фирмами, занимающимися подбором реагентов, встает вопрос о разработке наиболее эффективных композиций, обладающих комплексным действием и сочетающих в себе моюще-диспергирующие и депрессорные свойства. Анализ многочисленных публикаций и патентные исследования показали, что в качестве ингибиторов АСПО используются, главным образом, растворы ПАВ в углеводородном растворителе [4, 5], а в качестве депрессоров полимерные вещества, растворенные в ароматическом растворителе [6]. К недостаткам упомянутых классов химреагентов следует отнести: для ингибиторов на основе ПАВ - неспособность проявлять эффективность при действии на безводные нефти; - низкая депрессорная эффективность; - низкая продолжительность действия защитного эффекта; - снижение эффективности при любых отклонениях от оптимального режима применения (температура, дозировка). для ингибиторов на полимерной основе - неспособность проявлять эффективность на высокообводненных нефтяных эмульсиях; - высокая температура застывания растворов товарных форм требует дополнительных технологических операций (нагрев, разбавление) при

4 337 применении на месторождениях с отрицательными температурами окружающей среды; - высокая температура ввода в поток перекачиваемой жидкости (выше температуры начала кристаллизации молекул н-алканов) обязательна для всех полимерных присадок; - эффективность действия снижается при суммарном содержании смолисто-асфальтеновых компонентов в нефти выше содержания парафинов; - снижение эффективности при любых отклонениях от оптимального режима применения. Состав активной основы разработанного реагента включает в себя как депрессорную (полимерную), так и моюще-диспергирующую (ПАВ) составляющие. Их выбор основывался на личном опыте авторов, а также литературных данных и результатах патентных исследований. В качестве полимерной составляющей использовался 5%-ный раствор в ЭБФ одной из марок сополимера этилена с винилацетатом (СЭВ) производства ОАО «НефтеХимСэвилен», наиболее подходящей по содержанию звеньев винилацетата и молекулярной массе к парафинистым нефтям [Ошибка! Закладка не определена.]. Моюще-диспергирующая компонента состояла из смеси неионогенного (оксиэтилированный алкилфенол) и анионного ПАВ сульфонатного типа, широко применяющихся в составах активных основ ингибиторов АСПО [7]. В результате первичных исследований было установлено, что в ряде случаев наблюдается увеличение эффективности композиций по сравнению с индивидуальными компонентами в отдельности. Для различных нефтей оптимальным является следующее соотношение компонентов: - 2% масс. СЭВ m.i; %* масс неионогенный ПАВ; %* масс анионный ПАВ; - до 100% масс композиционный растворитель. Оптимальные соотношения ПАВ для каждого месторождения уточняются в дополнительном эксперименте. Полученная композиция названа как ингибитор асфальтеносмолопарафиновых отложений Д-1. Заявленный состав реагента стабилен при хранении в течение длительного времени, не образует осадка, не расслаивается. Ниже рассмотрена эффективность реагента для предотвращения АСПО парафинистых нефтей и нефтяных эмульсий. По сравнению с обычными депрессорами Д-1 обладает более низкой температурой застывания ниже минус 50 C, что значительно ниже температуры застывания обычных депрессоров, представляющих собой раствор полимеров в углеводородном растворителе. Физико-химические характеристики реагента Д-1 представлены в таблице 1.

5 338 Таблица 1. Физико-химические характеристики разработанного реагента Д-1 Цвет светло-коричневый Активная основа, % масс. 25 Плотность при 20 С, кг/м Кинематическая вязкость при 20 С, мм 2 /с 6 Температура застывания не выше, С минус 50 Влияние нового реагента на вязкостно-температурные свойства нефтей и водонефтяных эмульсий оценивалась с помощью ротационного вискозиметра Brookfield LVDV-II+ путем снятия политерм динамической вязкости с использованием адаптера для малых объемов и шпинделя SC4-31. Конструкция адаптера предусматривает жидкостное термостатирование наружной части ячейки в широком интервале температур от минус 25 С до 200 С с точностью ±0,01. Для этого к термостатируемой ячейке через внешний контур подключался циркуляционный низкотемпературный термостат Huber K6-cc-NR. Образцы жидкостей охлаждались с +60 C до -20 C в зависимости от нефти. Полученные данные по значениям вязкости регистрировались и анализировались с помощью программного обеспечения Wingather v , поставляемого в комплекте с ротационным вискозиметром. Температурную зависимость динамической вязкости нефтяной эмульсии Змеевского месторождения Пермского края при действии Д-1 изучали при скорости сдвига γ = 1,02 с -1. Эмульсия представляла собой усредненную смесь эмульсий добывающих скважин куста 9А в соотношениях, взятых согласно дебитам скважин. Полученная смесь содержала свободной воды 14%, обводненность составляла 66%, а агрегативная устойчивость 78,8%. Особенностью данного образца нефтяной эмульсии является ее высокая вязкость и стойкость (при выдерживании 60 С в течение часа вода в свободном виде не выделяется), что создает определенные проблемы особенно в зимний период с перекачкой и возможным остановом трубопровода системы сбора перед установкой подготовки. Обычно применяют композиции различных ПАВ, снижающие вязкость водонефтяных эмульсий. В качестве реагентов сравнения для Д-1 нами были использованы ингибиторы АСПО РТФ-1 и, применяемый на промыслах СНПХ м. Для сравнения был использован также классический депрессор PAO. Удельная дозировка реагентов составляла 400 г/т нефти. Высокая дозировка объясняется высокой стойкостью эмульсии, стабилизированной природными ПАВ, входящими в состав нефти, смолами и асфальтенами, а также высокоминерализованной пластовой водой. Результаты представлены на рисунке 1, из которого следует, что при дозировке 400 г/т реагент Д-1 проявляет свойства

6 339 ингибитора и снижает вязкость эмульсии наравне с ингибиторами РТФ-1 и СНПХ-7920м, в то время как депрессор PAO не только не снизил вязкость, но и повысил. Рисунок 1. Политермы динамической вязкости нефтяной эмульсии Змеевского м/р с различными реагентами Динамическая вязкость эмульгированной воды в десятки раз больше вязкости отдельно каждой из фаз и зависит от дисперсности. Входящая в состав Д-1 композиция ПАВ проявляет свои поверхностные смачивающие свойства, снижая поверхностное натяжение на границе фаз нефть-вода. Это приводит к разрушению адсорбционно-сольватных оболочек глобул воды, образованных природными эмульгаторами. Сталкиваясь между собой глобулы воды коалесцируют, дисперсность снижается и наблюдается эффект снижения вязкости. Присутствие СЭВ в данном случае не оказало отрицательного воздействия ввиду его невысокой концентрации в отличие от депрессора PAO, где 10% масс полимера приводит к еще большему эмульгированию и стабилизации эмульсии. В качестве образца безводной нефти использовалась парафинистая нефть, отобранная из транспортного трубопровода ОАО «Самаранефтегаз» (состав, % масс: асфальтены 0,6; смолы 4,9; парафины 6,8; ρ 20 = 822 кг/м 3, ν 20 = 6 мм 2 /с, t ЗАСТ = 7 С). Политермы реагента Д-1 при скорости сдвига γ = 10 с -1 сравнивались с политермами его моюще-диспергирующей и депрессорной составляющих, а также с образцами промышленно выпускаемых ингибиторов АСПО. Они представлены на рисунках 2 и 3.

7 340 Сопоставление приведенных на рисунке 2 политерм показывает, что реагенты Д-1 и PAO в дозировке 100 г/т снизили динамическую вязкость при 4 С на 18% и 28%, соответственно. В то время как СНПХ-7920 м даже повысил ее на 20%. Наиболее эффективной в этом испытании оказалась депрессорная присадка Flexoil CW288. Рисунок 2. Политермы динамической вязкости нефти ОАО «Самаранефтегаз», обработанной различными реагентами Рисунок 3. Индивидуальная депрессорная эффективность полимерного и ПАВ-содержащего компонентов реагента Д-1 и его товарной формы Это связано с тем, что последняя представляет собой высококонцентрированную дисперсию полимера 40% масс в композиционном растворителе. Фактически его концентрация при добавлении в нефть оказывается в 4 раза выше, чем 10% масс раствор обычного депрессора. В пересчете на полимер дозировка Flexoil CW288, равная 100 г/т, соответствует 40 г полимера на тонну нефти, а этой дозировке полимерного компонента соответствует дозировка Д-1 равная 2000 г/т. Можно видеть, что присутствие в составе Д-1 композиции ПАВ усиливает действие СЭВа, снижая динамическую вязкость. На рисунке 3 представлены политермы той же нефти, обработанные отдельно депрессорной (полимерной) и моюще-диспергирующей составляющими, входящими в состав товарной формы реагента Д-1. На рисунке 3 виден синергетический характер действия композиции веществ, входящих в состав Д-1, что следует из низкой эффективности только моюще-диспергирующей части Д-1 и полимерной компоненты ингибитора по сравнению с собственно Д-1 при одинаковых дозировках полимера на 1 тонну нефти. Количественно депрессорная эффективность реагентов может быть оценена по характеристическим температурам политерм t 160, при которых обработанная ими нефть достигает значения динамической вязкости в 160 мпа с (таблица 2).

8 341 Таблица 2. Депрессии характеристических температур t 160 нефти «ОАО Самаранефтегаз» Реагент D реагент, г/т D пол, г/т D ПАВ, г/т t 160, С Δt 160, С без реагента (0) (0) (0) 8,8 (0) Д-1 без СЭВ ,3 0,5 СЭВ m.i ,9 13,7 Д ,7 20,5 Примечание: D реагент дозировка товарной формы реагента, г/т; D пол дозировка полимерной составляющей Д-1, г/т; D ПАВ дозировка моющедиспергирующей составляющей Д-1, г/т. Синергетический характер заключается, по-видимому, в сочетании и дополнении механизмов действия отдельных компонентов реагента Д-1 на нефтяные дисперсные системы (НДС). В жидких углеводородных смесях при достаточно высоких температурах н-алканы существуют в молекулярнодисперсном состоянии. По мере охлаждения и приближения к температуре кристаллизации последние образуют рои или ассоциаты с параллельно расположенными молекулами, которые при дальнейшем охлаждении кристаллизуются, приводя к коллоидно-дисперсному состоянию, схожему с суспензией, образуются крупные кристаллы, агломерирующиеся в прочный пространственный каркас. Молекулы СЭВа на стадии образования роев за счет своих алкильных групп способны включаться в эти ассоциаты, образуя комплексы н-алканов и СЭВ, в которых полярные группы полимера направлены наружу в дисперсионную среду. Образование ассоциированных комплексов с участием СЭВ препятствует созданию разветвленной структуры в НДС и тем самым способствует снижению ее динамической вязкости и облегчению прокачки нефти, последняя, при температурах не намного выше температуры начала кристаллизации, обладает четко выраженной структурной вязкостью. Композиция ПАВ реагента Д-1 адсорбируется на поверхности коллоидных и грубодисперсных частиц ассоциатов н-парафин-депрессор и металлической поверхности оборудования, изменяя их смачиваемость. Поверхностная энергия при этом снижается, и частицы АСПО переходят с границы раздела в объем нефтяной фазы. Поверхностно-активные вещества занимают их место, образуя гидрофильную пленку, препятствующую формированию отложений. Одновременно реагент оказывает диспергирующее действие, создавая на поверхности ассоциатов совместно с полярными группами СЭВ структурномеханический барьер, исключающий агрегирование твердых частиц при столкновении их между собой и с металлической поверхностью и способствующий беспрепятственному выносу их потоком жидкости. Сочетание

9 342 этих механизмов приводит к усилению общего эффекта эффекта снижения вязкости. Сравнение полученных данных показывает, что реагент Д-1, содержащий 2% масс полимера, проявляет себя по депрессорной эффективности как 7% масс раствор полимера в углеводородном растворителе, в то время, как температура застывания первого почти на 60 С ниже температуры застывания второго. Другие реологические характеристики (эффективная вязкость и предельное напряжение сдвига), характеризующие прочность структурной сетки НДС, которую необходимо разрушить для обеспечения начала течения (начало прокачивания), изучались на водонефтяной эмульсии Змеевского месторождения и товарной нефти Мамуринского месторождения. Диапазон скоростей вращения шпинделя SC4-31 при измерениях изменялся в пределах 0,3 100 об/мин, что соответствовало диапазону скоростей сдвига от 0,1 до 34,0 с -1. Эффективность действия Д-1 оценивалась при дозировке 400 г/т в области температур 15 12,5 С, так как при этой температуре происходит гелирование нефти и именно при этой температуре возникают первые проблемы с транспортом эмульсии по трубопроводу. В результате измерений были получены зависимости напряжения сдвига от градиента скорости сдвига (кривые течения) и зависимость эффективной вязкости от скорости сдвига (кривые вязкости) при температурах 15 и 12,5 С, показанные на рисунках 4 и 5. Анализ кривых течения проводился с использованием программном обеспечении Wingather v. 3.0 по модели Гершеля- Балкли, как наиболее соответствующей течению вязкопластичной жидкости, к типу которой относятся НДС [8, 9]. Рисунок 4. Кривые течения при температурах 15,0 и 12,5 С необработанной эмульсии Змеевского м/р и эмульсии, обработанной реагентом Д-1 (400 г/т) Рисунок 5. Эффективная вязкость при температурах 15,0 и 12,5 С необработанной эмульсии Змеевского м/р и эмульсии, обработанной реагентом Д-1 (400 г/т)

10 343 Из рисунков 4 и 5 видно, что реагент Д-1 эффективно снижает ключевые реологические характеристики эмульсии относительно эмульсии, необработанной реагентом. Эффективная вязкость при температурах гелирования снижается, что отчетливо видно при малых скоростях сдвига (таблица 3). Таблица 3. Коэффициенты снижения вязкости (скорость сдвига 1,02 с -1 ) и предельного напряжения сдвига эмульсии Змеевского м/р при 15,0 и 12,5 С Реагент Дозировка,г/т Эфф. вязкость, мпа с Коэфф. снижения вязкости Температура 15,0 С Предельное напряжение сдвига, Па Коэфф. снижения напряжения сдвига Без реагента (0) 6256 (1) 10,1 (1) Д ,75 4,2 2,4 Температура 12,5 С Без реагента (0) 7223 (1) 9,59 (1) Д ,36 3,85 2,49 Из таблицы 3 видно, что под действием реагента Д-1 достигается снижение предельного напряжения сдвига почти в 2,5 раза по сравнению с исходной эмульсией. Снижение вязкости для данных условий наблюдается в интервале 1,36 1,75 раза. Рисунок 6. Кривые течения нефти Мамуринского месторождения при 12,5 С с различными реагентами сравнения Рисунок 7. Зависимость эффективной вязкости нефти Мамуринского месторождения с различными реагентами сравнения от скорости сдвига при 12,5 С

11 344 Используя в качестве исследуемого образца товарную нефть Мамуринского месторождения, мы придерживались той же методики определения кривых течения и эффективной вязкости, что и для нефтяной эмульсии куста 9А Змеевского месторождения. Нефть Мамуринского месторождения имеет состав, % масс: асфальтены 0,8; смолы 12,6; парафины 6,0; физико-химические свойства: плотность ρ 20 = 884 кг/м 3 ; температура застывания t ЗАСТ = 12 С. Кривые течения и эффективной вязкости нефти Мамуринского м/р при 12,5 С с различными типами химреагентов представлены на рисунках 6 и 7. Выбор температуры испытания 12,5 С обусловлен тем, что вблизи температуры застывания необработанной нефти аномалии в реологических свойствах НДС проявляются наиболее ярко. Дозировка для всех реагентов составляла 150 г/т, температура смешения 60 С, время выдержки минут. Результаты снижения вязкости (при 12,5 С) под действием Д-1 и реагентами сравнения СНПХ-7920м и PAO, характеризуемые коэффициентом снижения вязкости (при скорости сдвига 2,04 с -1 ) и коэффициентом снижения предельного напряжения сдвига в рамках модели Гершеля-Балкли, представлены в таблице 4. Таблица 4. Коэффициенты снижения вязкости (скорость сдвига 2,04 с -1 ) и предельного напряжения сдвига нефти Мамуринского месторождения при 12,5 С Реагент Дозировка, г/т Эфф. вязкость, мпа с Коэфф. снижения вязкости Предельное напряжение сдвига, Па Коэфф. снижения напряжения сдвига Без реагента (0) 689 (1) 4,95 (1) Д ,42 1,90 2,61 СНПХ-7920м ,10 4,04 1,23 PAO ,16 2,17 2,28 Как показал эксперимент, реагент Д-1 (таблица 4) снизил эффективную вязкость в 1,42 раза, и предельное напряжение сдвига более чем в 2,6 раза по отношению к необработанной пробе, что свидетельствует о несомненной эффективности разработанного реагента Д-1 на безводной нефти. Моющие и диспергирующие свойства характерны только для водорастворимых ингибиторов с поверхностно активными свойствами. Поэтому, лишь подтвердив эффективность реагента Д-1 по этим критериям, можно

12 345 говорить о его комплексности и универсальности, как для водонефтяных эмульсий, так и подготовленных нефтей. Моющая способность реагента Д-1 и его диспергирующие свойства оценивались на нефти Осинского месторождения (пластовая вода того же месторождения) и на АСПО Школьного месторождения. Исследования проводились по методике, описанной в [10]. Полученные результаты приведены в таблицах 5 и 6, соответственно. Таблица 5. Результаты по отмыву пленки нефти различными реагентами Реагент РТ-1М С НПХ без реагента Д-1 Flexoil WM1470 СНПХ- 7920м СОНПАР 5403Б τ отмыв *, с > > оценка отл. хор. уд. отл. уд. хор. хор. Примечание: * время отмыва % поверхности пленки нефти В обоих случаях композиция проявляет моюще-диспергирующие свойства на уровне типичного моющего реагента РТ-1М и диспергатора-смачивателя Flotron CW511, в то время как стандартные депрессоры не проявляют эффективности в этих тестах. Таблица 6. Оценка диспергирующей способности реагентов (АСПО Школьного м/р) Реагент без реагента СОНПАР- 5403Б Flotron CW511 РТФ-1 Д-1 Размер частиц, мм комок >5 0,5-1 0,5-1 0,5-1 Замазывание*, % τ отст. **, мин. - <3 <3 <3 <3 Общая оценка неуд. неуд. отл. уд. хор. Примечание: * замазывание стенок колбы, ** время отстаивания после окончания перемешивания. По результатам лабораторных испытаний было определено оптимальное соотношение компонентов в композиционном составе Д-1 и совместно с ООО «Прикладная химия отходов производства этилена» были разработаны технические условия на выпуск опытной партии реагента ингибитора парафиноотложения под торговой маркой «ТАНПАР» для проведения промысловых испытаний на реальных объектах добычи нефти. Технические требования по ТУ на реагент «ТАНПАР» приведены в таблице 7.

13 346 Таблица 7. Технические требования на реагент «ТАНПАР» Наименование показателя Значение 1. Внешний вид жидкость темного цвета 2. Плотность при 20 ºС, г/см 3, не ниже 0, Вязкость при 20 ºС, мм 2 /с, не выше Температура застывания, ºС, не выше минус 45 Промысловые испытания композиционного ингибитора парафиноотложения ТАНПАР проводились в период с по на добывающих скважинах 871 и 890 Мензелинского месторождения ТПП «ТатРИТЭКнефть», осложненных выпадением АСПО на внутренней поверхности эксплуатационных колонн скважин и устьевой арматуры по мере охлаждения потока водонефтяной эмульсии. Предварительно перед применением реагента ингибитора скважинное оборудование подвергалось промывке по 400 л на каждую скважину растворителем ТАНСОЛЬВ с добавлением 1% масс ингибитора ТАНПАР (единовременная закачка с работой скважин «на себя» в течение 4 часов). Технология ввода ингибитора парафиноотложения заключалась в его периодической закачке (1 раза в сутки) в затрубное пространство каждой скважины из расчета начальных суммарных дозировок 200 г/т для скв. 890 и 125 г/т для скв. 871 г/т. Использование других реагентов и горячих промывок не проводилось. Контроль за работой штангового глубинного насоса (ШГН), установленного в скв. 871, и электрического центробежного насоса (ЭЦН), используемого в скв. 890, осуществлялся путем снятия показаний счетчика количества жидкости (СКЖ), снятия динамограмм, отбивки уровня и снятия показаний со станции управления. Выводы На момент окончания опытно-промышленных работ получены следующие результаты: По скважине 890: Результаты положительные. Работа глубинного насосного оборудования (ГНО) улучшилась: снизились динамические уровня, положительная опрессовка, снизилась нагрузка, дебит скважины стабилен. Расход реагента снижен до 125 г/т без уменьшения эффективности ингибирования. Прекратились остановки скважины по «дисбалансу токов». После окончания подачи ингибитора в двухнедельный срок наблюдается рост остаточных АСПО на выкидной линии устьевой арматуры (АУ) с 5% до 60%. По скважине 871: Результаты работы реагента положительные. Работа ГНО улучшилась: стабилизировались динамические уровни, положительная опрессовка, дебит скважины стабилен. Нагрузка на штанги уменьшилась на 800 кг. После прекращения подачи ингибитора через 7 дней наблюдается рост нагрузок на штанги и ухудшение работы ГНО.

14 347 Литература 1. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М.: «Недра- Бизнесцентр», с. 2. Бабалян Г.А. Борьба с отложениями парафина. М.: «Недра», с. 3. Иванова Л.В., Буров Е.А., Кошелев В.Н. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения // Нефтегазовое дело: электрон. науч. журн С URL: Ivanova LV/IvanovaLV_1.pdf 4. Пат РФ. Состав для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений; заявл ; опубл // БИ с. 5. Пат РФ. Ингибитор парафиноотложений; заявл ; опубл // БИ с. 6. Тертерян P.A. Депрессорные присадки к нефтям, топливам и маслам. М.: Химия, с. 7. Мастобаев Б.Н., Шаммазов А. М., Мовсумзаде Э. М. Химические средства и технологии в трубопроводном транспорте нефти. М.: Химия, с. 8. Рогачев М.К., Кондрашева Н.К. Реология нефти и нефтепродуктов: учеб. пособие. Уфа: УГНТУ, с. 9. Муфтахов Е.М. Реологические свойства нефтей и нефтепродуктов: учеб. пособие. Уфа: УГНТУ, с. 10. Порядок проведения лабораторных и опытно промысловых испытаний химических реагентов для применения в процессах добычи и подготовки нефти и газа: СТ ОАО АНК. Уфа: «Башнефть», с. References 1. Persiyantsev M.N. Oil production in the complicated conditions. M.: «Nedra - Business center», p. [in Russian] 2. Babalyan G.A. Paraffin deposition control. M.: «Nedra», p. [in Russian] 3. Ivanova L.V., Burov E.A., Koshelev V.N. Asphaltene deposition in the processes of oil production, transportation and storage // Oil and gas business: the el. scientific. journal, pp URL: 4. Pat RF. The composition for preventing asphaltene depositions; stated , publ // BI p. [in Russian] 5. Pat RF. Paraffin Inhibitor; stated , publ // BI p. [in Russian]

15 Terteryan R.A. Pour point depressants additives for lube oils, diesel fuels and crude oils. M.: Chemistry, p. [in Russian] 7. Mastobaev B.N., Shammazov A.M., Movsumzade E.M. Chemicals and technologies in the pipeline transport of crude oil. M.: Chemistry, p. [in Russian] 8. Rogachev M.K., Kondrasheva N.K. Rheology of crude oil and petroleum products: the manual. Ufa: UGNTU, p. [in Russian] 9. Muftakhov E.M. The rheological properties of crude oils and petroleum products: the manual. Ufa: UGNTU, p. [in Russian] 10. The procedure of laboratory and pilot oilfield testing of chemicals for use in the oil extraction processes and preparation of oil and gas: ST OJSC oil company. Ufa: «Bashneft», p. [in Russian] Сведения об авторах Егоров А.В., аспирант кафедры технологии основного органического и нефтехимического синтеза ФГБОУ ВПО КНИТУ, г. Казань. A.V. Egorov, post graduate student, department of basic organic and petrochemical synthesis technology the FGBEI of HPE KNRTU, Kazan, Russia. Николаев В.Ф., д-р хим. наук, старший научный сотрудник лаборатории оптической спектроскопии ФГБУН Институт органической и физической химии им. А.Е. Арбузова КазНЦ РАН, г. Казань. Nikolaev V.F., dr. techn. sci., sr. res. assist. of optical spectroscopy laboratory FGBIS A.E. Arbuzov Institute of organic and physical Chemistry KSC RAS, Kazan, Russia. Сенгатуллин К.И., директор ООО «Прикладная химия отходов производства этилена», г. Казань. Sengatullin K.I., director of LLC "Prikladnaya khimiya otkhodov proizvodstva etilena", Kazan, Russia. Муратов И.Я., ведущий инженер ЦДНГ-2 ТПП «ТатРИТЭКнефть», г. Нурлат, Республика Татарстан. Muratov I.Ya., chief engineer CDNG-2 TPЕ "TatRITEKneft", Nurlat, the Republic of Tatarstan, Russia. Зайнутдинов Х.Г., заведующий отделом внедрения ООО «Прикладная химия отходов производства этилена», г. Казань. Zaynutdinov H.G., chief of department of introduction LLC "Prikladnaya khimiya otkhodov proizvodstva etilena", Kazan, Russia.

docplayer.ru

МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ПАРАФИНООТЛОЖЕНИЯМИ

    Одна из самых наболевших проблем в нефтяной отрасли это выпадение парафиновых отложений на внутренних поверхностях стенок труб при добыче и транспортировке нефти. Все существующие на сегодняшний день методы борьбы с АСПО (механические, химические, тепловые) являются в большей степени периодическими, позволяющие лишь в той или иной мере увеличить межремонтный период технологического оборудования месторождения. Таким образом, борьба с парафиноотложением требует новых технологических и технических решений.

     Для успешной борьбы с отложениями парафина необходимо определить основные термодинамические параметры газожидкостного потока в скважине - изменение температуры и давления по стволу скважины, давление насыщения нефти газом, а также глубину и интенсивность отложения парафина в зависимости от производительности скважины и обводненности ее продукции. Необходимы также данные о составе парафиновых отложений и температуре их плавления. Проведение в рамках данной работы таких исследований позволит сделать выбор наиболее эффективного метода борьбы с отложениями парафина в конкретных условиях.

       В настоящее время в промысловой практике наибольшую значимость, как в России, так и за рубежом, имеют следующие методы защиты действующего оборудования от парафинизации:

  •          Механические - применение всевозможных скребков. Недостатки методов - отказы механических устройств — скребков и лебедок; застревание скребков в запарафиненных трубах. Но главное — они не могут быть применены для очистки призабойной зоны от парафина. 
  •        Тепловые - весьма эффективные методы, но довольно дорогие, заключаются в применении греющих кабелей и проведении обработок горячей нефтью, водой или паром с помощью, например, паропередвижных установок.
  •       Химические - наиболее широко используемые методы, которые заключаются в применении растворителей для растворения образовавшихся парафиновых отложений, а также ингибиторов парафиноотложения для предотвращения выпадения АСПО на стенках НКТ. Наиболее эффективными ингибиторами АСПО являются композиционные реагенты, состоящие из нескольких химических соединений различной химической природы и с разным механизмом воздействия на процесс образования слоев АСПО на поверхности технологического оборудования (снижение температуры возникновения зародышей твердой фазы и кристаллизации парафинов, снижение адгезии парафинов к стальным стенкам оборудования и т.п.). Однако композиция из таких разных реагентов будет обладать высокой эффективностью лишь в том случае, если между всеми ее компонентами будет присутствовать так называемый положительный синергетический эффект, при котором достигается усиление действия каждого из реагентов. Несмотря на широкую известность данного явления до сих пор не описаны, как его природа, так и экспериментальные методы регистрации. У авторов данного проекта имеется серия патентов по способам регистрации данного явления на уровне межмолекулярных взаимодействий (наноуровне) в нефтепромысловых реагентах различного принципа действия (в том числе и в ингибиторах парафиноотложения), что позволило нам разработать составы различных реагентов с эффективностью выше импортных. Кроме того нами обнаружено, что лучшие реагенты любого принципа действия обладают идентичным свойством - у них должно обеспечиваться максимально высокие межмолекулярные взаимодействия. Выявленная общность реагентов позволяет нам разрабатывать реагенты комплексного действия, обладающие одновременно свойствами нескольких нефтепромысловых реагентов. Например, наличие у разработанного нами деэмульгатора ТНД свойства ингибитора парафиноотложения были показаны при промысловых испытаниях на месторождениях Тюменской области. В литературе отмечается, что при высокой обводненности добываемой нефти целесообразно применение химреагентов именно комплексного действия, обладающих свойствами ингибиторов парафиноотложения и деэмульгаторов, с помощью которых можно осуществить процесс внутрискважинной деэмульсации нефти.
  •     Физические - воздействие на продукцию скважин физическими полями, например, ультразвуковыми или магнитными. Разработкой всевозможных ультразвуковых устройств для этой цели занимался целый ряд фирм, но используются они крайне редко, т.к. ультразвуковой прогрев продукции внутри скважины требует использование генераторов с очень высоким выходным напряжением (несколько киловольт), что повышает вероятность аварийных ситуаций на месторождении. Кроме того, при спуске излучателей внутрь скважины нередко случается обрыв проводов с потерей дорогостоящего оборудования.

        Данными недостатками не обладает использование постоянных магнитных полей. Например, известны магнитные устройства «Магнифло» (компания «Петролеум Магнетик Интернешн»), которые представляют собой трубы НКТ с внешним кожухом, в котором размещаются магниты. Из-за значительных размеров (2 - 5 м) и массы (30 - 100 кг) возникают проблемы с их установкой и монтажом (обязателен подъем НКТ).

      Магнитная обработка продукции скважины проводится при ее прохождении либо внутри магнитного устройства, либо через зазор между его поверхностью и стенкой трубы. Замечено, что после такого воздействия затрудняется слипание образующихся частиц парафина, в результате они не выпадают на стенки трубы, а выносятся потоком жидкости. Природа явления остается не ясной и проявляется не на всех АСПО.

        Мы предлагаем испытать эффективность снижения парафинов с помощью своего инновационного магнитного активатора, способного существенно изменять свойства любых протонсодержащих жидкостей путем воздействия на них слабым переменным магнитным полем строго определенной резонансной частоты и амплитуды. Потребляемая мощность прибора - единицы ватт, напряжение 20-30 В, делает его полностью электробезопасным.

       В случае парафинсодержащих жидкостей выявлена возможность их нахождения в метастабильном переохлажденном состоянии вплоть до температур на несколько градусов ниже температуры их кристаллизации с последующим образованием очень мелкодисперсных зародышей, находящихся во взвешенном состоянии и легко уносимые потоком жидкости. Дополнительным воздействием нашим магнитным активатором на ингибиторы парафиноотложения мы предполагаем многократно увеличить межремонтный период технологического оборудования месторождения в связи с необходимостью его чистки из-за выпадения парафинов.

www.protonoil.ru

ИНГИБИТОРЫ ПАРАФИНООТЛОЖЕНИЙ ТИПА СНПХ – 7000

Любые студенческие работы ДОРОГО, КАЧЕСТВЕННО

100 руб. бонус за первый заказ. Всего 3 вопроса:

Узнать стоимость работы

В основу разработки ингибиторов парафиноотложений положен опыт разработки реагентов подобного назначения отечественными и зарубежными исследователями.

Изучение моющих поверхностно – активных веществ и первые опыты применения зарубежных ингибиторов фирмы «Петролайт» показали целесообразность создания на базе отечественного сырья и технологических мощностей новых эффективных ингибиторов парафиноотложений моющего действия.

При разработке отечественных ингибиторов парафиноотложений была принята технология получения состава реагентов с низкой температурой застывания путем смешения вязкой активной основы (h=300-500 мм2/с при 200С) с маловязкими (h=2-20 мм2/с) нефтяными растворителями. Это позволило использовать простой и эффективный способ приготовления товарных форм сначала на временных установках смешения, а затем на опытно – промышленной установке получения ингибиторов парафиноотложения.

В 1979 – 1988 гг. разработан ассортимент отечественных ингибиторов парафиноотложений типа СНПХ – 7000 (включая выпуск и испытание опытных партий).

Ведомственной комиссии (ВК) сданы следующие марки ингибиторов СНПХ – 7212, СНПХ – 7214Р, СНПХ – 7215, СНПХ – 7401, СНПХ – 7401М, СНПХ – 7410, которые применяются в промышленности.

Ассортимент ингибиторов перспективных, отвечающих наиболее высоким требованиям эффективности и конкурентоспособности, включает следующие промышленноосвоенные марки: СНПХ – 7212, СНПХ – 7214, СНПХ – 7215, СНПХ – 7401М.

Разработанные ингибиторы типа СНПХ – 7000 относятся к ингибиторам парафиноотложений моющего (детергентного) действия.

Как показывают исследования, наилучшими условиями применения ингибиторов типа СНПХ – 7000 является непрерывная дозировка реагентов в нефть (50-100 г на 1 т нефти). Возможна периодическая (приравненная к непрерывной) дозировка через 2-3 сут. и более при дозировке 100-250 г на 1 т нефти. Рациональная периодичность подачи ингибиторов типа СНПХ –7000 связана с уровнем жидкости в затрубном пространстве скважин. При повышении уровня жидкости в затрубном пространстве возможно увеличение периода между дозировками.

По химическому составу ингибиторы типа СНПХ – 7000 представляют собой сложную смесь неионогенных, катионных, анионных или амфолитных ПАВ с ароматическим растворителем.

Более удобна классификация разработанных марок ингибиторов парафиноотложений СНПХ – 7000 по области их применения.

Как показали исследования, эффективная область применения ингибиторов типа СНПХ-7000 по маркам связана (коррелируется) с некоторыми свойствами добываемых нефтей, в частности с соотношением содержания в нефтях парафина, смол и асфальтенов.

Классификация ингибиторов парафиноотложений типа СНПХ-7000 по назначению на основе корреляции их эффективности с соотношением содержания в нефтях парафина, смол и асфальтенов приведена в табл.6.

Таблица 6

Ингибиторы парафиноотложений СНПХ-7000

Группы

Ингибиторы

Содержание в нефти парафина, смол и

Асфальтенов

1

СНПХ-7202

1 : (0,6-1,75) : (0,05-0,5)

СНПХ-7212

-- // --

СНПХ-7212М

--//--

2

СНПХ –7204

1 : (3-10) : (0,3-1,5)

СНПХ-7214

--//--

СНПХ-7214М

--//--

СНПХ-7214Р

--//--

СНПХ-7214РМ

--//--

СНПХ-7214 П-Б

--//--

3

СНПХ-7205

1 : (10-18) : (0,6-1,6)

СНПХ-7215

--//--

СНПХ-7215М

--//--

СНПХ-7215ПТ

--//--

4

СНПХ-7401

1 : (0,3-0,7) : (0,03-0,6)

СНПХ-7401М

--//--

5

СНПХ-7410

1 : (5-8) : (1,6-3,2)

Приведенная классификация позволяет выбрать марку ингибитора и произвести замену одной марки на другую.

Ингибиторы СНПХ-7000 представляют собой жидкость светло-желтого или коричневого цвета. Ингибитор СНПХ-7410 с температурой вспышки -2о С рекомендуется применять только в северных районах страны. Ингибиторы обладают умеренной токсичностью. Они не влияют на процессы нефтепереработки и качество нефтепродуктов.

Повышенная плотность реагентов в сравнении с нефтью позволяет применять их по технологии дозирования с устья скважин в затрубное пространство. Относительная нерастворимость реагентов в пластовой воде обеспечивает их взаимодействие только с нефтяной фазой, сокращая тем самым расход ингибитора. Эмульгируемость реагентов в пластовой воде позволяет применять их эффективно как в условиях безводных, так и обводненных нефтей.

Моющие свойства ингибиторов способствуют постепенному удалению накопившихся отложений с поверхности трубопроводов и емкостей.

Ингибиторы типа СНПХ-7000 не оказывают отрицательного влияния на переработку нефти.

По  санитарно-токсикологическим  свойствам  разработанные ингибиторы СНПХ-7000 относятся к III и IV классу опасности.

students-library.com

МЕХАНИЗМ ДЕЙСТВИЯ ИНГИБИТОРОВ ПАРАФИНООТЛОЖЕНИЯ И ТЕХНОЛОГИЯ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ

Любые студенческие работы ДОРОГО, КАЧЕСТВЕННО

100 руб. бонус за первый заказ. Всего 3 вопроса:

Узнать стоимость работы

Применение ингибиторов приводит к уменьшению адсорбции асфальтосмоло-парафиновых веществ на стенках оборудования; формированию модифицированных (несвязанных) структур парафина, смол и асфальтенов; увеличению моющих свойств нефтеводяного потока по отношению к асфальтосмолопарафиновым отложениям и тем самым предотвращению отложений парафина в нефтепромысловом оборудовании.

Химические соединения и химреагенты, используемые в качестве ингибиторов  парафиноотложений, по механизму действия можно разделить на группы:

  • адгезионного (смачивающего, гидрофилизирующего, покрывающего) действия;
  • модифицирующего (депрессорного) действия ;
  •  моющего (комплексного, многофазного детергентного действия).

Основу   ингибиторов   адгезионного  действия   составляют: полиакриламид, силикаты, высокомолекулярные амфолиты, водорастворимые высокомолекулярные органические амины, пиридиновые основания сульфаты, сульфонолы, фосфаты. К ним относятся реагенты: полиакриламид, полиамфолит СПА, Е2846-1, Е2846-11, РБИ-1, РБИ-2,ИКБ-1,ИКБ-2и др.

Ингибитор модифицирующего действия состоит в основном из сополимеров этилена с непредельными сложными эфирами (винилацетатом, акриловой, метакриловой кислотами, малеиновым ангидридом и т. д.), нефтерастворимых полимеров (полипропилена, полиэтилена, полиизобутилена и т. д.). К ним относятся реагенты: ДН-1, ВЭС-501, Азо-лят-7, полиизобутилен КП-10, С4160, С4117 и др.

Ингибиторы моющего действия включают в основном нефтерастворимые неиногенные, катионные и анионные ПАВ: оксиалкилированные алкифенолы, спирт, амины и др. К ним относятся реагенты, XT-48, XT-54, XT-65, Коррексит-7815, Коррексит-7826, Коррексит-7833, Антипар S-30., Антипар Д-10, Пластол PL-11, Пластол PL-12, ИПС-1, ИПС-2 и ингибиторы парафиноотложений типа СНПХ-7000. Типичными представителями этих групп ингибиторов являются полиакриламид, ВЭС-501, XT-48.

К ингибиторам третьей группы примыкают детергенты-удалители парафиноотложений, отличающиеся от входящих в первые две группы во-дорастворимостью ОП-10, термос-2, РБД-З, РБД-4, РБД-5.

В качестве детергентов-удалителей широко используются водорастворимые реагенты первой группы: органические сульфонолы, сульфаты, фосфаты и их смеси с водорастворимыми неионогенными ПАВ, МЛ-72, МЛ-70, а также полиакриламид. Применение перечисленных реагентов обусловлено их высокой смачивающей способностью и диспергирующим действием по отношению к парафиноотложениям. Типичным представителем детергентов-удалителей, по механизму действия аналогичных ингибиторам первой группы, является МЛ-72. В качестве высокоэффективных растворителей-удалителей или детергентов-растворителей используются парафиноароматические углеводороды С6—С20 с добавкой реагентов-ингибиторов второй и третьей группы. К ним относятся: Виско-914, Виско-4700, MEN-234, MEN-240, MEN-261, MEN-262, Антипар PL-282, Антипар KS-2, Антипар SR-282.

Механизм действия ингибиторов адсорбционного действия заключается в гидрофилизации металлической поверхности нефтепромыслового оборудования (труб) полимерным высокомолекулярным полярным адсорбционным слоем. Этот слой является как бы смазкой для неполярной парафиносодержащей нефтяной фазы, обеспечивающей сокращение отложений на поверхности оборудования.

Ингибиторы модифицирующего действия изменяют кристаллическую структуру парафинов в момент возникновения твердой фазы. В результате образуются дендритные недоразвитые кристаллы парафина, структурно несоединенные друг с другом.

Действие ингибиторов моющего типа заключается в следующем:

  • ингибитор растворяется в нефти непосредственно или через контакт фаз вода—ингибитор—нефть;
  • алкановые блоки ПАВ внедряются в парафиноотложения в момент фазового перехода в твердое состояние и сокристаллизуются с ними;
  • гидрофильные блоки концентрируются на поверхности раздела фаз в воде, стенках оборудования;
  • гидрофобные блоки концентрируются на поверхности раздела фаз в нефти;
  • полярные анионные и катионные группы ПАВ воздействуют на зарождение, рост кристаллов и величину частиц дисперсии асфальтосмолопарафиновых отложений;
  • ингибиторы непрочно адсорбируются на металле и легко смываются потоком пластовой воды или нефти;
  • двигаясь с потоком продукции скважин, ингибиторы поддерживают парафиноотложения в мелкодисперсном состоянии, обеспечивая отмыв зародышей кристаллов со стенок нефтепромыслового оборудования.

Действие детергентов-удалителей парафиноотложений заключается в следующем. При температуре плавления асфальтосмолопарафиновых отложений (50-80 °С) ПАВ способствует отмыву, диспергированию, а также предотвращает повторное отложение парафина при охлаждении нефтяного потока.

В основе технологии применения ингибиторов адсорбционного действия лежит периодическая обработка нефтепромыслового оборудования водным раствором реагента с последующим осаждением его на трубах в течение определенного времени.

Технология имеет ряд недостатков: периодические остановки (простой скважин), смыв слоя со стенок водонефтяным потоком, ограничение эффективной защиты участком обработки, загрязнение оборудования реагентом.

Технология   применения  ингибиторов   модифицирующего действия основана на понижении температуры застывания и улучшении реологических свойств нефти. Процесс осуществляется при условии непрерывной подачи реагента в нефть при температуре выше температуры начала кристаллизации парафина.

Технология использования ингибиторов моющего действия предусматривает диспергирование и отмыв зародышей кристаллов, образующихся как в объеме, так и на стенках оборудования при условии непрерывной подачи реагента в нефть при температуре выше температуры начала кристаллизации парафина.

В основе технологии применения детергентов-удалителей лежит диспергирующее, моющее, эмульгирующее, деэмульгирующее, пенообразующее действие реагента, водный раствор используют при температуре плавления асфальтосмолопарафиновых отложений, периодически обрабатывая нефтепромысловое оборудование.

Технология применения детергентов-растворителей основана на растворении и диспергировании парафиноотложений при температуре ниже температуры плавления парафиновых отложений. Детергенты-растворители   используют   для   периодических   обработок парафинизирующегося оборудования.

students-library.com

Ингибиторы парафиноотложений - Справочник химика 21

    Оценка эффективности действия ингибиторов парафиноотложения [c.199]

    Эффективность действия некоторых ингибиторов парафиноотложения для различных нефтей Западной Сибири можно видеть из табл. 5.31. [c.502]

    Одним из вариантов решения указанных проблем является применение депрессоров и ингибиторов парафиноотложения, в качестве которых предложены многочисленные нативные нефтяные и синтетические композиции. Несмотря на это до настоящего времени для некоторых видов сырья не удается разработать эффективные депрессоры и унифицировать их функциональные свойства. Таким образом, особую значимость приобретают научно обоснованные технологии получения и применении депрессоров и ингибиторов парафиноотложения для различных видов нефтяного сырья. Интенсивное внедрение присадок различного функционального назначения в нефтяной отрасли требуют одновременно теоретического обоснования действия предлагаемых реагентов для квалифицированного их синтеза. [c.240]

    Принципы создания и применения депрессоров и ингибиторов парафиноотложения для высокозастывающего нефтяного сырья [c.240]

    В 1986 г. СибНИИНП в соответствии с рабочими программами осуществлял авторский надзор за внедрением ингибиторов парафиноотложения типа ИПС в производственных объединениях "Нижневартовскнефтегаз" (НВНГ), "Сургутнефтегаз" (СНГ), "Юганскнефтегаз" (ЮНГ). [c.197]

    Компонент в составах ингибитора парафиноотложений Ингибитор сероводородной коррозии (200—500 мг/л) Компонент в составах для предотвращения отложений парафина [c.63]

    Модификаторы позволяют удерживать парафин во взвешенном состоянии на всем пути движения нефти, являются наиболее эффективными ингибиторами парафиноотложений. В качестве модификаторов используют химические вещества, имеющие структуру, сходную со структурой парафина. За рубежом широко применяют полиэтилен в сочетании с другими ингибиторами. [c.192]

    Эффективность действия ингибиторов парафиноотложений [5.22] [c.502]

    Принципы создания и применения депрессоров и ингибиторов парафиноотложения [c.241]

    Влияние на органолептические свойства и санитарный режим воды водоемов. Пороговая концентрация ингибитора парафиноотложения ХТ-48 по запаху —0,49 мг/л. Изучение стабильности ингибитора парафиноотложения ХТ-48 показало, что интенсивность запаха в 3 балла уменьшается до [c.67]

    Значительно увеличивают скорость образования водонефтяных эмульсий ингибиторы парафиноотложения, химические реагенты, применяемые для предотвращения образования неорганических солей и уменьшения процессов коррозии нефтепромыслового оборудования. Затрудняет процессы очистки воды от эмульгированной нефти использование в технологических процессах добычи нефти различных кислот и бактерицидов. При тепловых методах воздействия на пласт повышение температуры способствует переводу в воду низкоплавких парафинов и асфальтеновых материалов, которые ведут себя как твердые вещества, затрудняя удаление загрязнений. [c.339]

    ГО месторождения использовались органические растворители, ан-типенные присадки, деэмульгаторы, ингибиторы парафиноотложений и их композиции. Реагенты вводили в количестве 0,02 % мае. к нефти. В качестве ингибитора парафиноотложения использовали СНПХ-7214 р(с), показавший лучшие результаты на нефти Казанского месторождения. В результате испытаний установлено, что [c.199]

    B. И. Семин (ВНИИГаз) экспериментально изучал особенности гидратообразования нефтяных газов в присутствии некоторых ингибиторов парафиноотложения и обнаружил, что ингибиторы ПГО и СНПХ-7Г-1 дают положительный эффект (изменение температуры составляет 5 и 4 °С соответственно). А вот испытания ПАВ в качестве ингибиторов гидратообразования положительных результатов не дали, и на этом В. И. Семин прекратил дальнейшие экспериментальные исследования [5]. В 1986 г. Р. М. Мусаев с соавторами провели лабораторные исследования системы ДЭГ+ПАВ (в качестве ПАВ использовали проксанол, сульфанол, ДС-РАС, ката-пин-А, И-25-Д, комплексон НТФ, желатин). Было установлено, что добавление ПАВ в количестве 1-2 % к ДЭГ резко изменяет адгезивные свойства образующегося газового гидрата. Но какой-либо законченной технологии применения ПАВ в смеси с гликоля-ми Р. М. Мусаев не предложил. [c.13]

    Ниже представлены результаты исследований с применением принципов физико-химической механики нефтяных дисперсных систем, итогом которых явился новый подход к разработке депрессоров и ингибиторов парафиноотложения для высокозастывающего нефтяного сырья, создание рецептуры черной печатной газетной краски на основе недефицитного нефтяного сырья, а также смазочной композиции с улучшенными эксплуатационными характеристиками. Предложен возможный вариант объяснения аномалий в процессах высокотемпературной парофазной сорбции нормальных парафинов на цеолитах. Несмотря на различную направленность в исследованиях просматриваются некоторые общие подходы при их постановке и анализе результатов, которые могут быть с успехом распространены на другие подобные испытуемые системы. [c.239]

    Данные лабораторных и промышленных экспериментов о структурных изменениях в нефтяном сырье в низкотемпературной области при воздействиях депрессоров и ингибиторов парафиноотложения и без них и их рассмотрение и анализ с применением коллоидно-химических представлений позволили предложить некото-[зыс догюлнительные детали механизма этих воздействий. [c.242]

    Несмотря на значительный ассортимент депрессоров и ингибиторов парафиноотложения, механизм их действия остается до последнего времени вопросом дискуссионным. Как правило, рассматриваются два возможных варианта отложения парафина на внутренних поверхностях технологического оборудования и трубопроводов вследствие пересыщения нефтяного раствора при соприкосновении с холодными стенками труб, а также в потоке перекачиваемой нефтяной системы. Улучшение текучести высокозастывающих нефтей и газовых конденсатов и предотвращение парафиноотложения при введении в систему соответственно депрессоров или ингибиторов парафиноотложения связывают с поверхностным и объемным механизмом их действия. Согласно первому механизму, молекулы присадки, имеющие длинные алкильные радикалы, встраиваются в растущие крис га. лы парафиновых углеводородов, начиная со стадии зародышеобразования. При этом полярные функциональные группы присадки ориентируются в дисперсионную среду и тормозят встраивание парафиновых углеводородов в растущую структуру, что ограничивает ее рост. По второму механизму предполагается, что молекулы депрессорной присадки за счет высокой полярности функциональных групп формируют собственные ассоциаты и мицеллы при температурах более высоких, чем температура ассоциатообразования молекул нормальных парафинов. Такие мицеллы содержат полярные группы внутри ассоциата, а алифатические радикалы направлены в дисперсионную среду. Это способствует сольватации таких мицелл молекулами нормальных парафиновых углеводородов и созданию аморфизированных структур. Их кристаллизация в охлажденных нефтяных дисперсных системах носит локализованный характер, и при конденсации [c.242]

    Не исключая возможности проявления вышеуказанных превращений в нефтяной дисперсной системе, дальнейшие рассуждения и анализ экспериментальных данных позволили предложить принципиально иной возможный механизм воздействия на нефтяные системы депрессоров и ингибиторов парафиноотложения па полимерной осгюве. [c.243]

    Определение действия реагентов на процесс парафиноотложения. Реагенты, применяемые для ОПЗ скважин, одновременно могут являться и ингибиторами парафиноотложений. Для определения ингибирующего действия испытуемых реагентов используется следующая методика. Испытания эффективности реагента проводятся методом "холодного стержня (цилиндра) на установке, представленной на рис. 43. В химические стаканы емкостью 200 или 400 мл наливают равное количество очищенного осветительного керосина и засьшают равные навески мелкоизмельченного парафина (ТУ 6-09-3637-74), чтобы массовая концентрация его в керосине была равной 20%. Стаканы помещаются в водяную баню и нагреваются до 90°С. Затем при помощи микроишрица или микробюретки добавляется испытуемый реагент в различных количествах. В последний стакан химреагент не добавляется для проведения контрольного опыта. Подготовленные к опыту и пронумерованные стаканы ставят на магнитные мещалки, включенные на перемещивание. Перемешивание регулируется так. чтобы оно было равномерным и одинаковым во всех стаканах. [c.117]

    Воздействие депрессоров и ингибиторов парафиноотложения на нефтяные системы осуществляется при температурах не выше 100°С, как правило, при нормальных или небольших избыточных давлениях. В этих условиях нефтяные системы представляют обратимые дисперсные системы. Дисперсной фазой в этих системах являются твердые углеводороды, включающие высокомолекулярные парафины, церезины, смолисто-ас-фат ьтеновые вещества, полициклические ароматические углеводороды и т.п. Физические взаимодействия указанных групп химических элементов приводят к формированию в системе агрегативных комбинаций, представляющих собой обратимые структурные образования различных размеров, зависящих, в частности, от температуры системы. [c.244]

    На базе проведенных исследований разработаны модельные представления, качественно и в некоторой степени количественно объясняющие процессы структурообразования в нефтяных дисперсных системах и механизм действия модификаторов их структуры, представляющие основу пригщипов подбора ингибиторов парафиноотложения и депрессорных присадок для высокозастывающих нефтей и газовых конденсатов. [c.247]

    Комплексное изучение различнрлх ингибиторов парафиноотложения и депрессоров, созданных па основе нефтяного и синтетического сырья, применение коллоидно-химических представлений при анализе их действия, учет аномального поведения нефтяного сырья при определенных внешних условиях позволили, наряду с уточнением механизма действия присадок рассматриваемых типов, предложить общую классификацию модификаторов структуры нефтяного сырья, представленную на рис, 9.5. [c.248]

    В этих случаях эффективными методами восстановления продуктивности скважин являются различные тепловые воздействия на призабойную зону, а также обработки ингибиторами парафиноотложения (типа ХТ-48) или промызка углеводородными растворителями. [c.103]

    Институтами ВНИПИГаз (Азербайджан) и ЮжНИИгипрогаз были разработаны ингибиторы парафиноотложения ДИП-1 и ИКТ-1 А. Последний представляет собой композицию реагентов ИКТ-1 [c.33]

    Следует отметить, что применение ингибиторов парафиноотложений одновременно с применением депрессаторов в ряде случаев ухудшает реологические свойства нефтей. Так дозирование в нефть ингибиторов парафиноотложений Sepaflux-XA-2 и Pro hinor Sol 63 при использовании депрессатора АР-1804 для нефти месторождения Дракон настолько ухудшало реологические свойства нефтей, что их перекачка становилась невозможной. Поэтому подбор ингибиторов парафиноотложений должен проводиться тщательно с учетом состава нефти, условий перекачки и добавок различных химических реагентов. [c.34]

    Испытание ингибитора парафиноотложения СНПХ-7212, которое проводилось СибНИИНП на Вынгапуровском месторождении, существенных результатов не дало. Недостаточная эффективность ингибитора СНПХ-7212 может быть объяснена наличием слоя многолетнемерзлых пород, повышенным газовым фактором, малым дебитом нефти. [c.377]

    На Уренгойском ГКМ проведены испытания ПАВ типа СНПХ, Азолят и Дорад-1Б, которые оказались эффективными депрессаторами-ингибиторами парафиноотложений. При введении их в нефть при концентрации 0,25 — 2 % снижается температура ее застывания на 21—28 °С. При этом существенно уменьшаются напряжение сдвига, эффективная вязкость и увеличивается подвижность нефти с неразрушенной [c.501]

chem21.info

Ингибитор парафиноотложений

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений в нефтепромысловом оборудовании при добыче, сборе и транспорте нефти. Описывается ингибитор парафиноотложений, включающий смесь оксиэтилированных высших спиртов и ароматический растворитель. Его отличием является то, что он дополнительно содержит сульфированные аддукты общей формулы R1SOm-K+, где R1 - CnH(2n)-C6h5 или R1 - CnH(2n)-C6h5(OC2h5)x, m=3-4, n=9-12, х =6-10, K+ - HN+R2R3R4, где R2 - H, R3 - R4 - C2h5OH, R2 - R3 - H, R4 - C2h5OH, R2 = R3 = R4 - C2h5OH, при следующем соотношении компонентов, мас.%: смесь оксиэтилированных высших спиртов 4 - 8, сульфированные аддукты 16 - 32, ароматический растворитель - остальное. Технический результат -повышение эффективности ингибитора. 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений в нефтепромысловом оборудовании при добыче, сборе и транспорте нефти.

Известен способ предотвращения отложения парафина в нефтепромысловом оборудовании путем введения в нефтяной поток кубовых остатков при производстве высших спиртов фракции C10-C18 [1 - SU 977715, 30.11.82]. Однако данный способ обладает низкой эффективностью предотвращения парафиноотложений для ряда месторождений с вязкостью нефтей выше 30 мПас из-за недостаточной ингибирующей и диспергирующей способности используемых реагентов. Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является состав для удаления и предотвращения смолопарафиновых отложений, содержащий смесь оксиэтилированных высших спиртов и ароматический растворитель [2 - SU 981335, 15.12.82]. Недостатками состава являются также низкая ингибирующая эффективность и недостаточная диспергирующая способность. Целью изобретения является увеличение эффективности ингибитора парафиноотложений. Поставленная цель достигается тем, что ингибитор парафиноотложений, включающий смесь оксиэтилированных высших спиртов и ароматический растворитель, согласно изобретения дополнительно содержит сульфированные аддукты общей формулы R1SOm-K+, где R1= CnH(2n+1)-C6h5 или R1=CnH(2n+1)-C6h5(OC2h5)x, m=3-4, n=9-12, x= 6-10, K+=HN+R2R3R4, где R2=H, R3=R4=C2h5OH, R2=R3=H, R4=C2h5OH, R2=R3=R4=C2h5OH при следующем соотношении компонентов, мас. %: Смесь оксиэтилированных высших спиртов - 4 - 8 Сульфированные аддукты общей формулы R1SOm-K+ - 16 - 32 где R1= CnH(2n+1)-C6h5 или R1=CnH(2n+1)-C6h5(OC2h5)x, m=3-4, n=9-12, x= 6-10, K+=HN+R2R3R4, где R2=H, R3=R4=C2h5OH, R2=R3=H, R4=C2h5OH, R2=R3=R4=C2h5OH Ароматический растворитель - Остальное Признаками изобретения являются: 1. Оксиэтилированные высшие спирты, 2. Сульфированные аддукты, 3. Ароматический растворитель. Признаки 1,3 являются общими с прототипом, признак 2 является существенным отличительным признаком изобретения. Сущность изобретения Эффективность ингибиторов асфальтосмолопарафиновых отложений зависит от состава и взаимосвязи входящих в ингибитор компонентов. Наиболее эффективное их сочетание базируется на использовании неионогенных и анионоактивных ПАВ в ароматическом растворителе. В данном изобретении, для решения поставленной задачи, в качестве неионогенного ПАВ были использованы оксиэтилированные высшие спирты общей формулы C12-14h35-29-(OC2h5)yOH, где y = 3-10, конкретно, додецил(тетрадецил)триэтиленгликолевый эфир C12-14h35-29-(OC2h5)3OH (1), выпускаемый по ТУ 38-5901268-90, и додецил(тетрадецил) декаэтиленгликолевый эфир C12-14h35-29-(OC2h5)10OH (2), выпускаемый по ТУ 6-14-864-88. Радикалы (C12-14h35-29) в смеси всегда присутствуют одновременно. Следует отметить, что количество оксиэтильных групп (OC2h5) в эфире C12-14h35-29-(OC2h5)10OH может быть 4 -9 в силу технологических особенностей процесса производства. В качестве анионоактивного ПАВ были использованы сульфированные аддукты общей формулы R1SOm-K+, где R1= CnH(2n+1)-C6h5 или R1=CnH(2n+1)-C6h5(OC2h5)x, m=3-4, n=9-12, x= 6-10, K+=HN+R2R3R4, где R2=H, R3=R4=C2h5OH, R2=R3=H, R4=C2h5OH, R2=R3=R4=C2h5OH конкретно, следующие вещества: - смесь моно-, ди-, триэтаноламинных солей нонил(додецил)бензол- сульфокислоты (3), получаемой реакцией нейтрализации нонил(додецил) бензолсульфокислоты - полупродукта производства синтетических моющих средств - технической смесью, содержащей 10% моноэтаноламина, 50% диэтаноламина и 40% триэтаноламина по ТУ 6-02-916-79 C9-12h29-25-C6h5- SO3-HN+h3-(C2h5OH), C9-12h29-25-C6h5- SO3-HN+H-(C2h5OH)2, C9-12h29-25-C6h5- SO3-HN+-(C2h5OH)3, - или смесь моно-, ди-, триэтаноламинных солей сульфированных неонолов АФ9-6 (4) C9-12h29-25-C6h5- (OC2h5)6-OSO3-HN+h3- (C2h5OH), C9-12h29-25-C6h5- (OC2h5)6-OSO3-HN+H- (C2h5OH)2, C9-12h29-25-C6h5- (OC2h5)6-OSO3-HN+- (C2h5OH)3, - или смесь моно-, ди-, триэтаноламинных солей сульфированных неонолов АФ9-10 (5) C9-12h29-25-C6h5- (OC2h5)10-OSO3-HN+h3- (C2h5OH), C9-12h29-25-C6h5- (OC2h5)10-OSO3-HN+H- (C2h5OH)2, C9-12h29-25-C6h5- (OC2h5)10-OSO3-HN+- (C2h5OH)3, В качестве растворителя могут быть использованы различные ароматические растворители, например: легкая пиролизная смола, побочный продукт производства стирола, бутилбензольная фракция. Легкая пиролизная смола Казанского производственного объединения "Оргсинтез" содержит, вес.%: бензол - 27,4; толуол - 14,9; ксилолы - 17,8; этилбензол - 2,0; изопропилбензол - 1,8; стирол + кумол + псевдокумол - 10,6; этилметилбензол - 3,0; альфаметилстирол - 1,6; гексан-гептан - 5,3; изопарафины C7-C9 - 8,3; нонан - 7,3. Побочный продукт производства стирола содержит, вес. %: толуол - 10,5; этилбензолы - 51-62; изопропилбензол - 8-12; метилэтилбензол - 3-4; 1,2-диметил-4-этилбензол - 2-5 и др. Бутилбензольная фракция Казанского объединения "Оргсинтез", содержит, вес. %: бутилбензол - 60-75; изопропилбензол - 9-15; полиалкилбензолы - 10-25; псевдокумол - 8-13 и др. Растворимость неионогенных и анионоактивных ПАВ в ароматическом растворителе равна 100%. Определение эффективности ингибиторов асфальтосмолопарафиновых отложений проводилось методом "холодного цилиндра" на отложениях, отобранных со скважин Чутырско-Киенгопского месторождения Удмуртии, при концентрации вводимого ингибитора в нефть 0,005 мас.%. Результаты испытаний приведены в таблице. Из таблицы видно, что эффективность испытываемых составов примерно одинаковая. Разброс результатов находится в пределах 5%. Высокую эффективность показывают составы при содержании компонентов, мас.%: Смесь оксиэтилированных высших спиртов - 4-8 Сульфированные аддукты - 16-32 Ароматический растворитель - 64-76 Наиболее высокую эффективность показал состав, содержащий смесь оксиэтилированных высших спиртов в виде додецил(тетрадецил)декаэтиленгликолевого эфира и смесь моно-, ди-, триэтаноламинных солей сульфированных неонолов АФ9-10 в бутилбензольной фракции при следующем соотношении компонентов, мас.%: Додецил(тетрадецил)декаэтиленгликолевый эфир смесь моно-, ди-, триэтаноламинных солей - 6 Сульфированных неонолов АФ9-10 - 24 Бутилбензольная фракция - 70 Данный состав является наиболее оптимальным. При повышении концентрации вводимого ингибитора в нефть до 0,0075% его ингибирующая способность повышается до 100%. Для доставки предлагаемого состава ингибитора в скважину можно применять метод непрерывного дозирования с помощью дозировочных насосов, забойных дозаторов или метод периодической подачи реагента. Применение предлагаемого ингибитора асфальтосмолопарафиновых отложений позволяет эффективно предотвращать образование высокомолекулярных отложений на поверхности нефтепромыслового оборудования, значительно продлевать межочистной и межремонтный период работы скважины. Состав технологичен и не обладает коррозионной активностью.

Формула изобретения

Ингибитор парафиноотложений, включающий смесь оксиэтилированных высших спиртов и ароматический растворитель, отличающийся тем, что он дополнительно содержит сульфированные аддукты общей формулы 1 R1SOm-K+, где R1 - CnH(2n + 1) - C6h5 или R1 - CnH(2n + 1) - C6h5(ОС2Н4)х; m = 3 - 4; n = 9 - 12; х = 6 - 10; K+ - HN+R2R3R4, где R2 - Н, R3 = R4 - С2Н4ОН, R2 = R3 - Н, R4 - С2Н4ОН, R2 = R3 = R4 - С2Н4ОН, при следующем соотношении компонентов, мас.%: Смесь оксиэтилированных высших спиртов - 4 - 8 Сульфированные аддукты общей формулы I - 16 - 32 Ароматический растворитель - Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2

www.findpatent.ru

Деэмульгаторы | Категории | НИИнефтепромхим

Высокоэффективный деэмульгатор СНПХ-4315 применяется для промысловой подготовки нефти (путевая деэмульсация, глубокое обезвоживание и обессоливание на установках подготовки нефти).

Деэмульгатор СНПХ-4315 используют для разрушения (стабильных или устойчивых) водонефтяных эмульсий, для обезвоживания мазутов, переработки и утилизации промышленных стоков, льяльных вод.

СНПХ-4315 проявляет антикоррозионные свойства по отношению к стальным, медным поверхностям. Не содержит в своем составе хлорорганических соединений.

СНПХ-4315 выпускается трех марок: L, D (7 модификаций: А, Б, В, Л, М, Т, С), К (в концентрированном виде).

L

D(А,Б,В,Л,М,Т,С)

K

Массовая доля активного вещества, %

45-55

46-57

не менее 58

Кинематическая вязкость при 20°С, мм2/с, не более

60

65

не опред.

Плотность при 20°С, кг/м3

920-980

900-950

930-1050

Температура застывания, °С, не выше

-45

-45

не опред.

По токсикологическим свойствам реагент СНПХ-4315 относится к 4 классу опасности (малоопасные вещества).

СНПХ-4315 прошел сертификацию в системе ТЭКСЕРТ.

В 2008 году деэмульгатор СНПХ-4315 был удостоен диплома лауреата конкурса “Лучшие товары Республики Татарстан”.

Регионы применения: Пермский, Красноярский край, Республика Коми, ХМАО – Югра, Сахалинская, Иркутская, Волгоградская области, Республика Татарстан, Республика Дагестан, Краснодарский край.

neftpx.ru


Смотрите также