способ получения ингибитора парафиновых отложений

Формула изобретения

1. Способ получения ингибитора парафиновых отложений для нефтепромыслового оборудования, включающий смешение оксиалкилированного алкилфенола продукта присоединения окиси этилена и окиси пропилена к алкилфенолу с органическим фосфатом в массовом соотношении 20 (2 10) и с ароматическим растворителем ксилольной фракцией, отличающийся тем, что в качестве органического фосфата используют ди-(алкилполиолксиэтилен)фосфат формулы

[C_nH_2n+1O(C₂H₄O)_m]₂ POOH,

где n 8 10;

m 6,

смешение его с оксиалкилированным алкилфенолом проводят при 30 - 130^oС в течение 3 5 ч и продукт реакции смешивают с 2 4-кратным количеством ароматического растворителя.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют продукт присоединения 1 3 мас.ч. окиси этилена и 6 12 мас.ч. окиси пропилена к 1 мас.ч. алкилфенола.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к способу получения ингибитора парафиноотложений и может быть использовано для предотвращения асфальто смоло парафиновых отложений в нефтепромысловом оборудовании в процессах добычи, транспортировки и хранения нефти.

Известен способ получения ингибитора парафиноотложений путем последовательного присоединения 1 3 мас. ч. окиси этилена и 3-9 мас. ч. окиси пропилена к 1 мас. ч. алкилфенола (авт. св. СССР N 1118659, С 09 К 3/00, 1984).

Недостатком такого способа являются избирательность эффективности ингибитора, что затрудняет его практическое применение; высокая вязкость 330 - 370 МПас при 20^oC и температура застывания 5 8^oC, что не позволяет применять ингибитор в зимнее время без подогрева.

Известен способ получения ингибитора парафиноотложений путем смешения оксиэтилированного высшего жирного спирта, алифатического спирта и ароматического растворителя (авт. св. СССР N 981335, С 09 К 3/00, 1982).

Недостатком известного способа являются низкая эффективность полученного ингибитора для парафинистых малосмолистых нефтей и высокая дозировка ингибитора в количестве 0,02 0,04 мас. на нефть.

Наиболее близким к предлагаемому способу получения ингибитора парафиноотложений является способ получения путем смешения следующих компонентов:

оксиалкилированного алкилфенола продукта последовательного присоединения 10 мас. ч. окиси этилена и 16 мас. ч. окиси пропилена к алкилфенолу 10 80 мас.

диалкил-(алкиларилпо лиоксиэтилен)-гликолевого эфира фосфорной кислоты (синтафата 912) 0,1 10,0 мас.

ароматического растворителя ксилольной фракции остальное (авт. св. СССР N 1813778, С 09 К 3/00, 07.05.93).

Недостатком способа является недостаточная эффективность полученного ингибитора для парафинистых малосмолистых нефтей.

В основу настоящего изобретения положена задача разработки способа получения ингибитора парафиноотложений, обладающего высокой эффективностью предотвращения отложений парафина из парафинистых малосмолистых нефтей.

Поставленная задача решается способом получения ингибитора парафино отложений для нефтепромыслового оборудования, включающим смешение оксиалки лированного алкилфенола продукта присоединения окиси этилена и окиси пропилена к алкилфенолу с органическим фосфатом в массовом соотношении 20:(2 - 10) и с ароматическим растворителем ксилольной фракцией, в котором в качестве органического фосфата используют ди-(алкилполиоксиэтилен)-фосфат формулы:

[C_nH_2n+1O(C₂H₄O)_m]₂POOH,

где n 8-10, m 6,

смешение его с оксиалки лированным алкилфенолом проводят при 30 - 130^oC в течение 3 5 ч, а продукт реакции смешивают с 2 4-кратным количеством ароматического растворителя.

При этом в качестве оксиалки лированного алкилфенола используют продукт последовательного присоединения 1 3 мас. ч. окиси этилена и 6 12 мас. ч. окиси пропилена к 1 мас. ч. алкилфенола, в частности депарол 720 (ТУ 39-12967144-ОП-002-93), а в качестве органического фосфата ди-(алкилполи оксиэтилен)-фосфат, в частности оксифос КД-6 (ТУ 6-02-1148-88) и в качестве ароматического растворителя ксилольную фракцию, в частности нефрас Ар 120/200 (ТУ 38.101809-90).

При переэтерификации, осуществляемой на первой стадии процесса, в зависимости от соотношения компонентов происходит реакция замещения одного или обоих радикалов алкилполиоксиэтилена в органическом фосфате на алкиларил полиоксиэтиле нполиоксип ропиленовый радикал оксиалкилированного алкилфенола с образованием алкиларилпо лиоксиэтиле нполиокси пропилен-(алкилполиоксиэтилен)-фосфат или ди-(алкиларил полиоксиэтилен полиоксипропилен)-фосфат и выделение алкилполиок сиэтиленгликоля.

При смешении трех компонентов, включая ароматический растворитель, процесс переэтерификации не происходит.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат ингибитор, обладающий высокой эффективностью предотвращения парафиноотложений.

Пример 1 (предлагаемый способ). В трехгорлую колбу объемом 500 1000 мл, оборудованной мешалкой и термометром, загружают 200 г депарола 720 и 20 г оксифоса КД-6, что соответствует их массовому соотношению 20:2 (см. опыт 1 табл. 1 первая стадия получения). Содержимое подвергают химическому взаимодействию путем перемешивания при температуре 30^oC в течение 5 ч.

Затем на второй стадии (см. опыт 1 табл. 1) к продуктам реакции, находящимся в колбе, добавляют нефрас Ар 120/200 в массовом соотношении 1:2 и осуществляют перемешивание при комнатной температуре (порядка 20^oC) в течение 30 мин. Так получают готовый ингибитор.

В результате проведения первой стадии происходит повышение вязкости полученного продукта до 290 МПaс против 240 МПac у исходной смеси. Исходная вязкость депарола 720 составляла 250 МПас, а оксифоса КД-6 146 МПаc. Плотность полученного продукта 1012 кг/м³, температура застывания -16^oC.

В результате разбавления, на второй стадии, температура застывания ингибитора составила -45^oC, плотность 910 кг/м³.

Аналогично опыту 1 выполнены опыты 2 9 (см. табл. 1). При этом на первой стадии содержание оксифоса КД-6 увеличивают с 2 до 10 мас. ч. температуру с 30 до 130^oC, время контакта поддерживают 3 5 ч.

В результате наблюдается:

увеличение вязкости полученного продукта переэтерификации до 430 440 МПаc при 20^oC при увеличении соотношения продукта присоединения окисей (этилена и пропилена) алкилфенола (депарола 720) к ди-(алкилполи оксиэтилен)фосфату (оксифосу КД-6) 20:6; при дальнейшем увеличении соотношения до 20: 10 вязкость продукта реакции снижается до 290 МПаc;

при повышении температуры переэтерификации до 130^oC процесс стабилизации вязкости завершается за время до 3 ч. При достижении температуры 140^oC и выше начинаются осмоление и потемнение продукта.

На второй стадии соотношение продукт первой стадии нефрас Ар 120/200 в опытах 2 9 увеличивают с 2 до 4 мас. ч. на 1 мас. ч. продукта реакции. При этом наблюдается понижение температуры застывания полученного ингибитора с -40^oC до -70^oC.

Известный ингибитор мало чем отличается от предлагаемого по физическим свойствам: температуре застывания и вязкости. Однако способ получения его практически исключает химическое взаимодействие, что устраняется предлагаемым способом.

Ингибитор, полученный по предлагаемому способу и по прототипу испытывают на эффективность по известным методикам оценки химреагентов моющего действия в качестве ингибиторов парафиноо тложений. Испытания проводят на парафинистых малосмолистых нефтях 1,2. Самотлорского и Покачевского месторождений (см. табл. 2), содержащих парафин, смолы, асфальтены в соотношении 1:(0,3 - 1,7):(0,05 0,6).

Для определения отмыва нефти в колбу с плотной крышкой помещают нефть в количестве 50 мл и добавляют 0,01 мас. ингибитора парафино отложений. После тщательного перемешивания в течение 3 5 мин. содержимое колбы переливают в пробирку и выдерживают в течение 20 мин для образования на стенках пленки нефти. Затем нефть выливают обратно в колбу, а в пробирку на 0,5 объема по риске наливают пластовую воду того же месторождения, что и нефть остальной объем до крышки заполняют нефтью из колбы, содержащий 0,01 мас. ингибитора. Пробирку закрывают притертой пробкой и переворачивают. Одновременно с этим включают секундомер и регистрируют отмыв пленки нефти в течение 1 мин (за 100% принимают отмыв половины поверхности пробирки).

Для определения диспергирования в колбу помещают пластовую воду конкретного месторождения в количестве 50 мл и добавляют 0,5 мл испытываемого ингибитора. Затем в колбу помещают 2,5 г асфальто-смоло-парафиновых отложений того же месторождения и содержимое колбы нагревают до полного плавления парафино отложений. После этого стенки колбы охлаждают под струей воды до образования частиц парафина в пластовой воде. Колбу ставят на миллиметровую бумагу и визуально определяют размер полученных частиц.

Для оценки величины сокращения отложений парафина на "холодной" поверхности в два химических стакана помещают нефть одного из указанных месторождений в количестве 400 мл и по 40 г измельченного лабораторного парафина, содержимое стаканов нагревают до полного расплавления парафина (70^oC). Затем в один из стаканов добавляют 0,01 мас. испытуемого реагента. Стаканы ставят на магнитную мешалку и их содержимое перемешивают в течение 5 10 мин. При температуре нефти в стаканах, равной 65^oC, в них опускают "холодные цилиндры (высотой 130 мм, диаметром 35 мм), охлаждаемые водой. Температуру воды в цилиндрах поддерживают, равной 8 10^oC. Продолжительность опыта составляет 30 мин. После окончания опыта цилиндры с образовавшимися на них отложениями парафина вынимают из стаканов с нефтью, под них ставят пустые взвешенные стаканы, в которые оплавляют парафиноотложения путем пропускания через цилиндры горячей воды (выше 70^oC). Вес отложений определяют по разности весов пустого стакана и с парафино отложениями. Эффективность сокращения отложений парафина определяют по формуле:



где w₁ вес образовавшихся отложений парафина из нефти без реагента, г;

w₂ вес образовавшихся отложений парафина из нефти с добавкой реагента, г.

Результаты испытаний представлены в табл. 3 и доказывают преимущества предлагаемого способа получения ингибитора парафино отложений по сравнению с известным способом.

Так, дозировка полученного ингибитора в количестве 0,01% (см. опыты 1 9 табл. 3) обеспечивает увеличение отмыва нефти на 10 25%/мин, уменьшение величины частиц дисперсии в 1,5-15 раза, сокращение отложений парафина на 9 - 26% по сравнению с прототипом.

Эффективная дозировка полученного предлагаемым способом ингибитора при подаче в нефть составляет 0,002 0,02 мас. на нефть. Повышенная плотность ингибитора 901 910 кг/м³ в сравнении с нефтью до 880 кг/м³ позволяет применять его по технологии подачи в добываемую нефть с устья скважин. Низкая температура застывания минус -40 -70^oC позволяет использовать его в зимнее время в Коми и Западной Сибири без дополнительного подогрева и разбавления реагента.