Присадка ингибирующего действия для парафинистых и высокопарафинистых нефтей
INHIBITORY ADDITIVE FOR PARAFFIN AND HIGH-PARAFFIN OILS

Изобретение относится к составам для предотвращения выпадения из нефти асфальтосмолопарафиновых отложений на нефтепромысловом оборудовании, в призабойной зоне нефтяных скважин, а также нефтепроводах. Оно может быть использовано в нефтяной и других отраслях промышленности, связанных с добычей, транспортом и хранением нефти.
В настоящее время в России и за рубежом в общем объеме добываемого нефтесодержащего сырья увеличивается доля проблемных нефтяных систем с высоким содержанием парафиновых углеводородов (ПУ) и смолисто-асфальтеновых компонентов (САК). При добыче и транспортировке парафинистых и высокопарафинистых нефтяных систем на внутренней поверхности нефтепромыслового оборудования происходит образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), что приводит к снижению производительности скважин, уменьшению поперечного сечения нефтепроводов, в некоторых случаях до полного прекращения перекачивания.
Из многочисленных способов борьбы с осадкообразованием наиболее эффективным является введение химических реагентов, предотвращающих или ингибирующих процесс образования АСПО в нефтяных дисперсных системах (НДС).
В настоящее время для предотвращения выпадения из нефти асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) используется широкий ряд веществ из различных классов органических соединений, а также композиций на их основе, например присадки СОНПАР, СНПХ 69. Известные ингибиторы включают в свой состав различные синтетические полимеры, синтетические ПАВ (или их смеси) или естественные ПАВ из отходов различных производств [Агаев С.Г., Гребнев А.Н., Землянский Е.О. Ингибиторы парафиновых отложений бинарного действия // Журнал прикладной химии. 2006. Т. 79. 8. с. 1373 1378; Прозорова И.В., Юдина Н.В., Небогина Н.А. и др. Подбор ингибирующей и депрессорной присадки для нефти Верхнечонского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2010. 6. С. 6870].
Применяемые в настоящее время ингибиторы парафиноотложения недостаточно эффективны, отличаются сложной технологией производства, дефицитны и дороги, а для некоторых типов нефтей (высокопарафинистых и высокосмолистых) отсутствуют.
Характерной особенностью новых разработок в области ингибирующих присадок к нефтям является композиционный характер их состава (два или более компонентов активного вещества) и многофункциональность их действия.
Известны присадки комплексного действия для ингибирования нефтей [Патенты РФ №2467054, №2224778]. Однако, они мало эффективны для нефтей с содержанием ПУ и САК выше 10 и 15% мас. соответственно.
16
20
Наиболее близким к предлагаемому является ингибитор асфальтосмолопарафиновых отложений (присадка К-210) [Ингибитор асфальтосмолопарафиновых отложений / Дементьев А.В., Меджибовский А.С., Мойкин А.А., Казанцев О.А., Сивохин А.П., Каморин Д.М., Прозорова И.В., Юдина Н.В., Волкова Г.И., Литвинец И.В.; - Патент РФ №2541680, заявка №2014110887/03; заявл. 21.03.2014; опубл. 20.02.2015, Бюл. №5], на основе сополимера алкилакрилатов с акрилатом додециламина, выбранный в качестве прототипа и имеющий следующий состав, мас. %: сополимер смеси алкилакрилатов С-С с акрилатом
додециламина
45,0-47,0
сульфат додециламина
2,0-3,0
толуол
остальное
Однако он недостаточно эффективен для нефтей с массовой долей парафиновых углеводородов более 10% мас., смолисто-асфальтеновых компонентов (САК) более 20% мас. и для перекачки нефти и нефтепродуктов при температурах ниже 20°С.
Задача изобретения создание эффективной присадки для предотвращения процесса образования АСПО на стенках нефтепромыслового оборудования в парафинистых, высокопарафинистых нефтях с высоким содержанием САК.
Технический результат - увеличение эффективности ингибирования для нефтяных систем с высоким содержанием парафиновых углеводородов и смолисто-асфальтеновых компонентов.
16
20
Согласно изобретению в составе ингибирующей присадки, также как в прототипе, содержится сополимер алкилакрилатов С-С и акрилата додециламина, сульфат додециламина, растворитель и дополнительно - продукт плазмохимического окисления бензола при следующих соотношениях, мас. %:
1. сополимер алкилакрилатов С<sub>16</sub>-С<sub>20</sub> и акрилата додециламина, сульфат додециламина,
45,0-49,0
2. продукт плазмохимического окисления бензола
3,0-6,0;
3. толуол (растворитель)
остальное.
Продукт плазмохимического окисления бензола получен в проточном реакторе под действием плазмы барьерного разряда при амплитуде высоковольтных импульсов напряжения 14.6 кВ, частоте повторения 400 Гц и активной мощности плазмы разряда 3 Вт; при температуре стенок реактора в 20 или 40°С, атмосферном давлении и времени контакта реакционной смеси 0,22 минуты; прямым окислением бензола с образованием соответствующих фенолов; в избыточном количестве исходного углеводорода [Кудряшов, С.В. Окисление углеводородов в реакторе с барьерным разрядом / А.Ю. Рябов, Е.Е. Сироткина, Г.С. Щеголева // Химия высоких энергий. - 2000. - Т. 34. - №2. - С. 145-148.].
Основным продуктом плазмохимического окисления бензола является фенол (81% мас.). В незначительном количестве обнаружены двухатомные фенолы (2,4% мас., преимущественно пирокатехин). Содержание побочных продуктов реакции составляет 16,6% мас. [Кудряшов, С.В. Превращения углеводородов различных классов в барьерном разряде: дис. д-ра хим. наук: 02.00.13 / Кудряшов Сергей Владимирович. - Томск, 2016. - 248 с.].
Количественную оценку процесса осадкообразования определяли на установке, разработанной на основе известного метода «холодного стержня» [Агаев С.Г., Березина З.Н., Халин А.А. // Нефтепромысловое дело. 1996. №5. С. 16]. Степень ингибирования процесса осадкообразования рассчитывали по формуле:
in
обр
где I - степень ингибирования, %; m - масса осадка исходной образца, г; m - масса осадка образца в присутствии присадки, г.
Ингибирующую способность присадок в количестве 0,03-0,05% мас. оценивали для парафинистых, высокопарафинистых нефтей с высоким содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов. Результаты приведены в табл. 1.
Пример 1
заст.
Нефть Урманского месторождения: содержание парафиновых углеводородов (ПУ) - 13,1% мас., смолистоасфальтеновых компонентов (САК) - 18,6% мас., температура застывания (Т)+4,0°С.
Условия осадкообразования: температура нефти +20°С, температура осадкообразующей поверхности: 0°С
Состав предлагаемой присадки:
6
20
1. сополимер алкилакрилатов С-С и акрилата додециламина,
сульфат додециламина
46,0;
2. продукт плазмохимического окисления бензола
4.0;
3. толуол (растворитель) остальное.
По полученным данным видно, что при добавлении продукта плазмохимического окисления бензола к полимеру, степень ингибирования достигает 81,2%, что на 20% выше, чем при индивидуальном использовании полимера.
Пример 2
заст.
Нефть Игнянинского месторождения: содержание ПУ - 5% мас., САК - 15.8% мас., Т+2,3°С.
Температура нефти: +20°С. Температура осадкообразующей поверхности: +10°С Состав предлагаемой присадки:
1. сополимер алкилакрилатов С<sub>16</sub>-С<sub>20</sub> и акрилата додециламина, сульфат додециламина,
45,0;
2. продукт плазмохимического окисления бензола
2,0;
3. толуол (растворитель)
остальное.
Анализируя полученные практические результаты, показано, что использование композиции, содержащей полимер и продукт плазмохимического окисления в качестве ПАВ, дополнительно снижает количество АСПО на 1,5 г, что дает прирост ингибирующей способности на 9,1%.
Пример 3
заст.
Нефть Фестивального месторождения: содержание ПУ - 20,0% мас., САК - 28,0% мас., Т+18,0°С.
Состав предлагаемой присадки:
16
20
1. сополимер алкилакрилатов С-С и акрилата додециламина, сульфат додециламина 49,0;
2. продукт плазмохимического окисления бензола
6,0;
3. толуол (растворитель)
остальное.
Температура нефти: +30°С. Температура осадкообразующей поверхности: +20°С
Таким образом, показано, что добавка продукта плазмохимического окисления бензола в качестве соПАВ, значительно (на 10-20%) увеличивает ингибирующую способность присадки.