депрессорная присадка комплексного действия

Формула изобретения

Депрессорная присадка комплексного действия на основе тяжелой пиролизной смолы, отличающаяся тем, что присадка содержит продукт совместного окисления тяжелой пиролизной смолы (ТПС) с атактическим полипропиленом (АПП), взятых в массовом соотношении 10:(0,5-1,5), и алкилароматические углеводороды при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Продукт совместного окисления ТПС с АПП	43-60
Ароматические углеводороды	Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для снижения температуры застывания, снижения динамической вязкости, предельного напряжения сдвига нефтей, а также как средство предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) при транспортировке и хранения нефти.

В настоящее время описаны многие соединения, обладающие в той или иной степени депрессорной активностью по отношению к нефти и нефтепродуктам (Саблина З.А. и Гуреев А.А. Присадки к моторным топливам. М.: Химия, 1977, стр. 221). В качестве депрессоров находят применение многие низкомолекулярные и полимерные органические соединения. Наибольшее распространение имеют промышленные алкилароматические депрессорные присадки (депрессатор АзНИИ, АФК, парафлоу, сантопур), полиметакрилатные (ПМА-Д), сополимеры этилена и винилацетата и др. (Тертерян Р.А. Депрессорные присадки к нефтям, топливам и маслам. М.: Химия, 1990, с.238). Известна также присадка ДТ-1, являющаяся сополимером эфиров метакриловой кислоты и винилацетата для дизельного топлива (пат. РФ 2016890, С 10 М 145/14, 1994).

Но наиболее часто используется присадка на основе сополимера этилена с винилацетатом. При введении такой присадки в нефть и нефтепродукты в небольших количествах (примерно до 0,1%) температура их застывания снижается на 20-30°С. Недостатком этих и перечисленных выше присадок является недостаточно хорошая их растворимость в нефтях и нефтепродуктах, узкий спектр действия, дороговизна присадок, а также высокие требования к хранению и эксплуатации.

Известны композиции, где в качестве основного компонента используется фракция 130-220°С, образующаяся в виде отгона при получении нефтеполимерных смол (методом термополимеризации жидких продуктов пиролиза), а в качестве добавки в зависимости от варианта используют или кубовый остаток от разгонки жидких продуктов пиролиза с температурой начала кипения выше 220°С, или окисленный битум, или отработанное моторное масло [патент РФ 2092677]. Но степень ингибирования составляет не более 7-38%.

Наиболее близкой по технической сущности к заявленному изобретению относится использование тяжелых остатков нефтепереработки, а именно, использование тяжелой пиролизной смолы (ТПС) в качестве депрессора (Загидуллин P.M. и др. //Нефтепереработка и нефтехимия, М.: 1979, №5, С.9-12). Но в данном случае используются высокие концентрации ТПС (от 1 до 10%) и депрессорный эффект не превышает 4-10°С.

Задачей изобретения является создание новой эффективной депрессорной присадки комплексного действия для снижения температуры застывания парафинистых и высокопарафинистых нефтей, улучшения реологических свойств высокопарафинистых нефтей и предотвращение процесса осадкообразования АСПО при добыче, транспорте и хранении нефти. А также расширение сырьевой базы и ассортимента депрессоров и ингибиторов на основе отходов и побочных продуктов различного углеводородного сырья.

Поставленная задача решается тем, что присадка содержит продукт совместного окислении ТПС с атактическим полипропиленом (АПП), взятыми в соотношениях по массе 10:(0,5-1,5), и алкилароматические углеводороды при следующем соотношении компонентов, % мас.:

Продукт совместного окисления ТПС с АПП - 43-60

Ароматические углеводороды (ксилол, толуол) - остальное

Технический результат достигается введением в нефть предлагаемой депрессорной присадки комплексного действия, концентрация присадки составляет 0,03-0,05% от массы нефти.

Совместное окисление ТПС с АПП проводилось при температурах 190-210°С в присутствии резината кобальта в течение 2-3 часов. Расход воздуха и остальные условия эксперимента аналогичны приведенным в методике [Патент РФ 2158276, БИ №30, 2000 г.]. Продукт представляет собой смолистые соединения черного цвета со следующими характеристиками:

1. Внешний вид - черный битумоподобный продукт.

2. Плотность - 1,12-1,22 г/см³.

3. Температура размягчения (по КиШ) 116-126°С.

4. Элементный анализ (%) - С (89,44), Н (8,83), О (1,72).

Депрессорные свойства присадки были установлены по определению температуры застывания (по ГОСТ 20287-74). Депрессорный эффект, T рассчитывается по формуле:

где Т_{Заст.Исх.} - температура застывания исходной нефти, °С;

Т_{Заст.С прис.} - температура застывания нефти с присадкой, °С.

Количественную оценку процесса осадкообразования проводили на установке, разработанной на основе известного метода "холодного стержня", при следующих условиях испытания: 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" рассчитывали по формуле:

где S_И - степень ингибирования, % мас.;

W₀ - выход осадка исходной нефти, г;

W ₁ - выход осадка нефти с присадкой, г.

Пример 1.1 Депрессорные и ингибирующие свойства присадки с использованием в качестве растворителя толуола (продукт совместного окисления ТПС с АПП - 60% мас. (при соотношении ТПС к АПП по массе - 10:0,5), толуол - 40% мас.) были установлены для нефти Соболиного месторождения (содержание парафиновых углеводородов - 2,5% мас.).

Применение присадки снижает температуру застывания нефти на 7,5-16,0°С при концентрации в нефти 0,03-0,05% мас. соответственно (табл. 1.1.1), эффективную вязкость на 30,1% (при 10°С), 37,0% (при - 20°С) при 0,05% мас. в нефти (табл. 1.1.2) и предотвращает процесс осадкообразования на 24,3-40,3% при концентрации в нефти 0,03-0,05% мас. (табл. 1.1.3).

Таблица 1.1.1 Изменение температуры застывания нефти Соболиного месторождения при использовании депрессорной присадки.
Концентрация присадки в нефти, % мас.		Т заст., °С		Депрессорный эффект, Т, °С
0,00		-23,0		-
0,03		-30,5		7,5
0,05		-39,0		16,0
Таблица 1.1.2 Изменение эффективной вязкости (скорость вращения 81 с-1) нефти Соболиного месторождения с использованием 0,05% мас. депрессорной присадки при температурах, близких к температуре застывания.
Температура, °С	Эффективная вязкость, [мПа·с]				, % отн.
	Исходная нефть		Нефть с присадкой
10	189,2		132,3		30,1
-20	498,1		313,8		37,0

Таблица 1.1.3 Ингибирующая способность присадки для нефти Соболинного месторождения.
Концентрация присадки в нефти, % мас.	Количество АСПО в нефти, г/100 г нефти	Ингибирующая способность, %
0,00	4,65	-
0,03	3,52	24,3
0,05	2,77	40,3

Пример 1.2 Депрессорные и ингибирующие свойства присадки, с использованием в качестве растворителя ксилола (продукт совместного окисления ТПС с АЛЛ - 50% мас. (при соотношении ТПС к АПП по массе - 10:1,0), ксилол - 50% мас.), были установлены для нефти Соболиного месторождения (содержание парафиновых углеводородов - 2,5% мас.).

Применение присадки, с использованием в качестве растворителя ксилола, для нефти Соболиного месторождения снижает температуру застывания нефти на 7,5-15,0°С при концентрации в нефти 0,03-0,05% мас. соответственно (табл. 1.2.1), эффективную вязкость на 33,1% (при 10°С), 39,2% (при - 20°С) при 0,05% мас. в нефти (табл. 1.2.2) и предотвращает процесс осадкообразования на 21,5-51,2% при концентрации в нефти 0,03-0,05% мас. (табл. 1.2.3).

Таблица 1.2.1 Изменение температуры застывания нефти Соболиного месторождения при использовании депрессорной присадки.
Концентрация присадки в нефти, % мас.		Т заст., °С		Депрессорный эффект, Т, °С
0,00		-23,0		-
0,03		-30,5		7,5
0,05		-38,0		15,0
Таблица 1.2.2 Изменение эффективной вязкости (скорость вращения 81 с-1) нефти Соболиного месторождения с использованием 0,05% мас. депрессорной присадки при температурах, близких к температуре застывания.
Температура, °С	Эффективная вязкость, [мПа·с]					, % отн.
	Исходная нефть		Нефть с присадкой
10	189,2		126,6			33,1
-20	498,1		302,8			39,2
Таблица 1.2.3 Ингибирующая способность присадки для нефти Соболиного месторождения.
Концентрация присадки в нефти, % мас.		Количество АСПО в нефти, г/100 г нефти			Ингибирующая способность, %
0,00		4,65			-
0,03		3,65			21,5
0,05		2,27			51,2

Пример 2.1 Депрессорные и ингибирующие свойства присадки, с использованием в качестве растворителя толуола (продукт совместного окисления ТПС с АПП - 57% мас. (при соотношении ТПС к АПП по массе - 10:1,5), толуол - 43% мас.), были установлены для нефти Арчинского месторождения (содержание парафиновых углеводородов - 8,74% мас.).

Применение депрессорной присадки, с использованием в качестве растворителя толуола, для нефти Арчинского месторождения снижает температуру застывания нефти на 20,0-22,0°С при концентрации в нефти 0,03-0,05% мас. (табл. 2.1.1.), эффективную вязкость на 33,1% (при 10°С), 39,2% (при - 20°С) при 0,05% мас. в нефти (табл. 2.1.2) и предотвращает процесс осадкообразования на 20,9-33,7% при концентрации в нефти 0,03-0,05% мас. (табл. 2.1.3).

Таблица 2.1.1 Изменение температуры застывания нефти Арчинского месторождения при использовании депрессорной присадки.
Концентрация присадки в нефти, % мас.			Т заст., °С		Депрессорный эффект, T °C
0,00			3,0		-
0,03			-17,0		20,0
0,05			-19,0		22,0
Таблица 2.1.2 Изменение эффективной вязкости (скорость вращения 81 с-1) нефти Соболиного месторождения с использованием 0,05% мас. депрессорной присадки при температурах, близких к температуре застывания.
Температура, °C	Эффективная вязкость, [мПа·с]						, % отн.
	Исходная нефть			Нефть с присадкой
20	1997,1			1579,7			20,9
10	5077,4			3366,3			33,7
Таблица 2.1.3 Ингибирующая способность присадки для нефти Соболиного месторождения.
Концентрация присадки в нефти, % мас.		Количество АСПО в нефти, г/100 г нефти				Ингибирующая способность, %
0,00		4,5				-
0,03		3,08				31,53
0,05		3,48				22,59

Пример 2.2 Депрессорные и ингибирующие свойства присадки, с использованием в качестве растворителя ксилола (продукт совместного окисления ТПС с АПП - 55% мас. (при соотношении ТПС к АПП по массе - 10:1,3), ксилол - 45% мас.), были установлены для нефти Арчинского месторождения (содержание парафиновых углеводородов - 8,74% мас.).

Применение депрессорной присадки, с использованием в качестве растворителя ксилола, для нефти Арчинского месторождения снижает температуру застывания нефти на 19,0-21,5°С при концентрации в нефти 0,03-0,05% мас. (табл. 2.2.1), эффективную вязкость на 33,1% (при 10°С), 39,2% (при - 20°С) при 0,05% мас. в нефти (табл. 2.2.2) и предотвращает процесс осадкообразования на 20,9-32,3% при концентрации в нефти 0,03-0,05% мас. (табл. 2.2.3).

Таблица 2.2.1 Изменение температуры застывания нефти Арчинского месторождения при использовании депрессорной присадки.
Концентрация присадки в нефти, % мас.	Т заст., °С	Депрессорный эффект, T °C
0,00	3,0	-
0,03	-16,0	19,0
0,05	-18,5	21,5

Таблица 2.2.2 Изменение эффективной вязкости (скорость вращения 81 с-1) нефти Соболиного месторождения с использованием 0,05% мас. депрессорной присадки при температурах, близких к температуре застывания.
Температура, °С	Эффективная вязкость, [мПа·с]				, % отн.
	Исходная нефть		Нефть с присадкой
20	1997,1		1649,6		17,4
10	5077,4		3625,3		28,6
Таблица 2.2.3 Ингибирующая способность присадки для нефти Соболиного месторождения.
Концентрация присадки в нефти, % мас.		Количество АСПО в нефти, г/100 г нефти		Ингибирующая способность, %
0,00		4,5		-
0,03		3,15		32,3
0,05		3,68		20,9

Таким образом, использование новой депрессорной присадки, полученной совместным окислением ТПС с АПП, позволяет снизить значения температуры застывания и вязкостные характеристик парафинистых и высокопарафинистых нефтей, а также предотвращать процесс осадкообразования.