ингибирующая присадка полифункционального действия для парафинистых и высокопарафинистых нефтей

Формула изобретения

Ингибирующая присадка полифункционального действия для транспортировки нефтей в промысловом оборудовании, содержащая талловое масло, экстракт фенольной очистки, триэтаноламин, едкий натрий и воду, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит алкенилсукцинимид мочевины при следующем соотношении 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

Описание изобретения к патенту

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/м3	974,0
Вязкость кинематическая при 100°С, мм2/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:

G_эфо=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

После окончания перемешивания добавляют рассчитанное количество триэтаноламина и смесь перемешивают при температуре 50°С в течение 10 часов. Количество триэтаноламина (G _тэа), необходимого для омыления таллового масла, рассчитывается по формуле:

G_тэa=(К.Ч._{(т.м.+эфо)} *G._{(т.м.+эфо)}*0.6)/Щ.Ч._тэа, где

К.Ч._{(т.м.+эфо)} - кислотное число таллового масла после обработки экстрактом фенольной очистки, мг КОН/г;

G_{(т.м.+эфо)} - масса таллового масла с экстрактом фенольной очистки, т;

Щ.Ч._тза - щелочное число триэтаноламина, мг КОН/г;

Затем в смеситель подают водный раствор едкого натра, количество которого (G_c ) определяют по формуле:

G_c=(К.Ч. _{(т.м.+эфо)}*G_{(т.м.+эфо)}*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:

S_и=(W₀-W₁)*100/W₀ ,

где S_и - степень ингибирования, мас.%;

W₀ - выход осадка исходной нефти, г;

W₁ - 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, Sи, мас.%	Кинематическая вязкость, мм2/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, Sи, мас.%	Кинематическая вязкость, мм2/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, Sи, мас.%	Кинематическая вязкость, мм2/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