ИНГИБИРУЮЩАЯ ПРИСАДКА ПОЛИФУНКЦИОНАЛЬНОГО ДЕЙСТВИЯ ДЛЯ ПАРАФИНИСТЫХ И ВЫСОКОПАРАФИНИСТЫХ НЕФТЕЙ
POLYFUNCTIONAL ACTION INHIBITING ADDITIVE FOR PARAFFIN AND HIGH-PARAFFIN OIL

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения образования асфальто-смолопарафиновых отложений (АСПО) и снижения температуры застывания и вязкости при транспортировке парафинистых и высокопарафинистых нефтей в промысловом оборудовании. Решать практические задачи трубопроводного транспорта парафинистых и высокопарафинистых нефтей позволяет применение полифункциональных присадок. Использование полифункциональных присадок снижает вязкостно-температурные свойства нефтей и отложения АСПО, что способствует увеличению производительности нефтепроводов, гарантирует снижение энергозатрат на перекачку нефти и надежность пуска нефтепровода после длительных остановок.
В последние годы создано много ингибирующих и депрессорных присадок композиционного характера, состоящих из двух и более компонентов, синергетически усиливающих свои свойства [Агаев С.Г. Парафиновые отложения в условиях добычи нефти и депрессорные присадки для их ингибиторования / Агаев С.Г. Землянский Е.О., Гребнев А.Н. и др. // Известия вузов. Нефть и газ. - 2009. - №1. - С.219-222].
Разработки 2-4-компонентных композиционных присадок имеют целью не только возможность использования синергетического эффекта, но и возможность достижения сбалансированных свойств присадки как по увеличению степени ингибирования парафиноотложения, так и по снижению реологических характеристик высокопарафинистых нефтей. В этой связи наиболее привлекательны композиционные присадки, содержащие поверхностно-активные вещества. Поверхностно-активные вещества составляют отдельный класс ингибиторов парафиноотложения. Среди новых разработок в этой области следует отметить, что наиболее часто в качестве ПАВ используются моноалкиловые эфиры полиэтиленгликоля на основе первичных жирных спиртов («Синтанол»), оксиалкилированные аминосоединения («Дипроксамин», «Оксамин») и оксиалкилированные алкилфенолы. Предлагаемые ингибиторы не отличаются большим разнообразием, включая в свой состав различные 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 // Ж. прикладной химии. Химия природного топлива - 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.68-70].
Применяемые в настоящее время ингибиторы парафиноотложения недостаточно эффективны, отличаются сложной технологией производства, дефицитны и дороги, а для некоторых типов нефтей (высокопарафинистых и высокосмолистых) отсутствуют.
Наиболее близким по технической сущности и по достигаемому эффекту является многофункциональный ингибитор парафиноотложений [Патент №2224778 РФ, БИ №6, 2004 г. Ингибирующая присадка комплексного действия].
Однако эта ингибирующая присадка недостаточно эффективна для парафинистых и высокопарафинистых нефтей с содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов (САК) более 10% и мало влияет на реологические характеристики нефтей при температурах, наиболее близких к температурам застывания.
В этой связи актуальна задача разработки новых видов ингибиторов парафиноотложения, снижающих вязкостно-температурные характеристики для высокозастывающих и высоковязких нефтей, газовых конденсатов и расширение ресурсов сырья для этой цели.
Технический результат достигается тем, что ингибирующая присадка комплексного действия содержит экстракт фенольной очистки, триэтаноламин, едкий натрий, воду, талловое масло и дополнительно алкенилсукцинимид мочевины при следующих соотношениях компонентов, мас.%:
Триэтаноламин
- 2-3
Едкий натрий
- 0,8-1,3
Вода
- 1,0-1,5
Талловое масло
- 11-12
Алкенилсукцинимид мочевины
- 10-15
Экстракт фенольной очистки
- остальное.
Сукцинимидные соединения обладают способностью диспергировать и поддерживать во взвешенном состоянии дисперсные частицы и повышать коллоидную стабильность масел, обеспечивая удержание в объеме нефтяной дисперсной системы (НДС) примесей органического и неорганического происхождения, которые накапливаются в процессе эксплуатации нефтепродуктов (Патент RU №2203930, Способ получения сукцинимидной присадки).
Предлагаемая присадка ориентирована на парафинистые и высокопарафинистые нефти Западной Сибири с различным содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов: от минимального (нефти, похожие по групповому составу на газоконденсаты) до повышенного (нефти смолистого типа - содержание смолисто-асфальтеновых компонентов (САК) превышает 20 мас.%).
Присадку готовят следующим образом: вначале смешивают экстракт фенольной очистки с талловым маслом (представляет собой ароматизированный продукт фенольной очистки масляной фракции, полученной при ректификации нефти на Омском НПЗ (табл.1) при температуре 30°С до получения однородной смеси.
Таблица 1
Физико-химические свойства экстракта фенольной очистки марка А ТУ 38.101714-84
Наименование показателей
Содержание
Плотность при 20°С, кг/м<sup>3</sup>
974,0
Вязкость кинематическая при 100°С, мм<sup>2</sup>/с
8,39
Показатель преломления при 50°С
1,5409
Температура вспышки, °С
212
Массовая доля фенола, %
0,0018
Массовая доля воды, %
Следы
Расчет необходимого количества экстракта фенольной очистки (Gэфо) рассчитывают по формуле:
эфо
G=Gт.м.*(К.Ч.т.м. - 70)/70, где
Gт.м. - масса таллового масла, т;
К.Ч.т.м. - кислотное число таллового масла, мг КОН/г
тэа
После окончания перемешивания добавляют рассчитанное количество триэтаноламина и смесь перемешивают при температуре 50°С в течение 10 часов. Количество триэтаноламина (G), необходимого для омыления таллового масла, рассчитывается по формуле:
тэa
(т.м.+эфо)
(т.м.+эфо)
тэа
G=(К.Ч.*G.*0.6)/Щ.Ч., где
(т.м.+эфо)
К.Ч. - кислотное число таллового масла после обработки экстрактом фенольной очистки, мг КОН/г;
(т.м.+эфо)
G - масса таллового масла с экстрактом фенольной очистки, т;
тза
Щ.Ч. - щелочное число триэтаноламина, мг КОН/г;
c
Затем в смеситель подают водный раствор едкого натра, количество которого (G) определяют по формуле:
c
(т.м.+эфо)
(т.м.+эфо)
G=(К.Ч.*G*0,75)/1000*С, где
С - концентрация водного раствора едкого натра, %
После омыления едким натром смесь выдерживают около 10 часов при температуре 50°С и затем добавляют необходимое количество алкенилсукцинимида мочевины и разбавляют полученный концентрат экстрактом фенольной очистки.
Количественную оценку процесса осадкообразования проводят на установке, разработанной на основе известного метода «холодного стержня», при следующих условиях испытаний: температура исследуемого образца нефти - 30°С, температура металлического стержня - 12°С и продолжительность единичного опыта - 60 минут. Ингибирующую способность присадок предотвращать образование нефтяного осадка на «холодном стержне» рассчитывают по формуле:
и
0
1
0
S=(W-W)*100/W,
и
где S - степень ингибирования, мас.%;
0
W - выход осадка исходной нефти, г;
1
W - выход осадка нефти с присадкой, г.
Депрессорные свойства присадки были установлены по изменению значений кинематической вязкости (ГОСТ 1747-91) и температуры застывания (по ГОСТ 20287-74) исследуемых нефтей.
Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Для нефти Южно-Табаганского месторождения (содержание парафиновых углеводородов (ПУ) и САК - 6,6 и 10 мас.% соответственно) исследованы ингибирующие и депрессорные свойства присадки состава мас.%:
Триэтаноламин
- 2
Едкий натрий
- 0,8
Вода
- 1,0
Талловое масло
- 11
Алкенилсукцинимид мочевины
- 11
Экстракт фенольной очистки
- остальное.
Применение ингибирующей полифункциональной присадки для нефти Южно-Табаганского месторождения предотвращает процесс осадкообразования на 85-95% при концентрации присадки в нефти 0,03-0,07 мас.% (табл.1). Использование присадки приводит к снижению кинематической вязкости (при 20°С) и температуры застывания нефти на 25,5% и 12°С.
Пример 2. Для нефти Урманского месторождения (содержание ПУ и САК 10,3 и 9 мас.% соответственно) исследовано комплексное действие полифункциональной присадки состава, мас.%:
Триэтаноламин
- 2,5
Едкий натрий
- 1,1
Вода
- 1,3
Талловое масло
- 11,5
Алкенилсукцинимид мочевины
- 13
Экстракт фенольной очистки
- остальное.
Применение присадки для нефти Урманского месторождения предотвращает процесс осадкообразования на 60-80% при концентрации присадки в нефти 0,05-0,07 мас.% (табл.2). Использование присадки приводит к снижению кинематической вязкости (30°С) и температуры застывания нефти в 1,6 раза и на 18°С соответственно.
Пример 3. Для нефти Верхне-Салатского месторождения (содержание ПУ и САК 16,5 и 4,1 мас.% соответственно) исследовано комплексное воздействие ингибирующей полифункциональной присадки состава, мас.%:
Триэтаноламин
- 3
Едкий натрий
- 1,3
Вода
- 1,3
Талловое масло
- 11,8
Алкенилсукцинимид мочевины
- 15
Экстракт фенольной очистки
- остальное.
Применение комплексной присадки снижает осадкообразование на 77-86% (табл.4), кинематическая вязкость (30°С) уменьшается почти в 2 раза, и температура застывания снижается на 20°С.
Таким образом, предлагаемая присадка позволяет значительно снижать количество АСПО и вязкостно-температурные характеристики парафинистых и высокопарафинистых нефтей.
Таблица 2
Влияние присадки на реологические свойства нефти Южно-Табаганского месторождения
Концентрация присадки в нефти, мас.%
Количество АСПО в нефти, г/100 г нефти
Ингибирующая способность, S<sub>и</sub>, мас.%
Кинематическая вязкость, мм<sup>2</sup>/c
Температура застывания, °C
0,00
9,7
110,3
+2,5
0,03
1,2
85,1
76,7
-2,8
0,05
0,5
94,8
67,5
-14,5
0,07
0,8
91,8
71,6
-10,2
Таблица 3
Влияние присадки на реологические свойства нефти Урманского месторождения
Концентрация присадки в нефти, мас.%
Количество АСПО в нефти, г/100 г нефти
Ингибирующая способность, S<sub>и</sub>, мас.%
Кинематическая вязкость, мм<sup>2</sup>/с
Температура застывания, °С
0,00
19,7
97,3
+8,5
0,03
9,2
53,3
86,7
+0,8
0,05
7,5
63,0
77,5
-2,5
0,07
3,8
80,7
61,6
-10,2
0,1
8,5
56,8
90,3
+1,0
Таблица 4
Ингибирующая способность присадки для нефти Верхне-Салатского месторождения
Концентрация присадки в нефти, мас.%
Количество АСПО в нефти, г/100 г нефти
Ингибирующая способность, S<sub>и</sub>, мас.%
Кинематическая вязкость, мм<sup>2</sup>/с
Температура застывания, °С
0,00
50,7
109,3
+15,5
0,03
19,2
62,1
100,7
+9,8
0,05
11,5
77,3
77,5
+3,5
0,07
6,8
86,6
61,6
-5,2
0,1
15,5
69,4
90,3
+1,0