RU2480504C2 - Composition to prevent formation of organic deposits and hydrates in wells and pipelines - Google Patents

Composition to prevent formation of organic deposits and hydrates in wells and pipelines Download PDF

Info

Publication number
RU2480504C2
RU2480504C2 RU2011111071/03A RU2011111071A RU2480504C2 RU 2480504 C2 RU2480504 C2 RU 2480504C2 RU 2011111071/03 A RU2011111071/03 A RU 2011111071/03A RU 2011111071 A RU2011111071 A RU 2011111071A RU 2480504 C2 RU2480504 C2 RU 2480504C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
composition
condensate
pipelines
gas condensate
hydrates
Prior art date
Application number
RU2011111071/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2011111071A (en
Inventor
Александр Алексеевич Волков
Валентина Дмитриевна Балашова
Сергей Арсентьевич Погуляев
Александр Петрович Михайлов
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Газпром переработка"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "Газпром переработка" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Газпром переработка"
Priority to RU2011111071/03A priority Critical patent/RU2480504C2/en
Publication of RU2011111071A publication Critical patent/RU2011111071A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2480504C2 publication Critical patent/RU2480504C2/en

Links

Landscapes

  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Lubricants (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: composition for prevention of formation of organic deposits and hydrates in wells and pipelines, including a depressor, a surfactant and a dissolvent, the depressor is a modified branched polycarboxylate - MBPC, the surfactant is KT-12, and the dissolvent is gas condensate, at the following ratio of components, wt %: MBPC 10 - 15, KT-12 10 - 60, gas condensate - balance.
EFFECT: improved efficiency of a composition and provision of processing performance.
12 ex, 3 tbl

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для предотвращения образования органических отложений и гидратов в скважинах и трубопроводах, соответственно добывающих и транспортирующих нефть или газовый конденсат, при низких температурах.The invention relates to the oil and gas industry and is intended to prevent the formation of organic deposits and hydrates in wells and pipelines, respectively producing and transporting oil or gas condensate, at low temperatures.

Основной причиной, приводящей к резкому снижению пропускной способности трубопроводов и дебитов скважин, является образование органических отложений и(или) гидратов, особенно при пониженных температурах.The main reason leading to a sharp decrease in the throughput of pipelines and well flow rates is the formation of organic deposits and (or) hydrates, especially at low temperatures.

Известен состав для удаления и предотвращения смолопарафиновых отложений, содержащий смесь оксиэтилированных высших спиртов и ароматический растворитель (см. а.с. СССР №981335, МПК5 C09K 3/00, E21B 43/00, опубл. 15.12.1982).A known composition for removing and preventing resin-paraffin deposits, containing a mixture of ethoxylated higher alcohols and an aromatic solvent (see AS USSR No. 981335, IPC 5 C09K 3/00, E21B 43/00, publ. 15.12.1982).

Недостатками этого состава являются низкая ингибирующая эффективность и недостаточная диспергирующая способность.The disadvantages of this composition are low inhibitory efficacy and lack of dispersing ability.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является принятый за прототип ингибитор парафиноотложений, включающий смесь оксиэтилированных высших спиртов, сульфированные аддукты общей формулы R1SOm -K+, где R1-CnH(2n)-C6H4 или R1-CnH(2n)-C6H4(OC2H4)x, m=3-4, n=9-12, x=6-10, K+-HN+R2R3R4, где R2-H, R3-R4-C2H4OH, R2-R3-H, R4-C2H4OH, R2=R3=R4-C2H4OH, при следующем соотношении компонентов, мас.%: смесь оксиэтилированных высших спиртов 4-8, сульфированные аддукты 16-32, ароматический растворитель - остальное (см. патент РФ №2159788, МПК7 C09K 3/00, E21B 37/06, опубл. 27.11.2000).The closest in technical essence and the achieved result is a paraffin deposition inhibitor adopted as a prototype, including a mixture of hydroxyethylated higher alcohols, sulfonated adducts of the general formula R 1 SO m - K + , where R 1 -C n H (2n) -C 6 H 4 or R 1 -C n H (2n) -C 6 H 4 (OC 2 H 4 ) x , m = 3-4, n = 9-12, x = 6-10, K + -HN + R 2 R 3 R 4 where R 2 -H, R 3 -R 4 -C 2 H 4 OH, R 2 -R 3 -H, R 4 -C 2 H 4 OH, R 2 = R 3 = R 4 -C 2 H 4 OH , in the following ratio of components, wt.%: mixture of ethoxylated higher alcohols 4-8, sulfonated adducts 16-32, aromatic solvent - the rest (see RF patent No. 2159788, IPC 7 C09K 3/00, E21B 37/06, op Dec. 27.11.2000).

Однако этот состав, обладая высоким ингибирующим действием, незначительно понижает температуру застывания среды, т.е. обладает слабыми депрессорными свойствами, а это в свою очередь повышает риск образования гидратов в скважинах и технологических трубопроводах, транспортирующих нефть или газовый конденсат.However, this composition, having a high inhibitory effect, slightly lowers the pour point of the medium, i.e. possesses weak depressant properties, and this in turn increases the risk of hydrate formation in wells and process pipelines transporting oil or gas condensate.

Задачей изобретения является создание эффективного состава (ингибитора) для обработки нефти и(или) газового конденсата с целью предотвращения образования органических отложений и(или) гидратов, понижающего концентрацию этих веществ в растворе путем перевода их в твердое состояние на поверхности зародышевых кристаллов, а также обеспечивающего возможность выполнять такую обработку при температуре окружающей среды до -22°С.The objective of the invention is to create an effective composition (inhibitor) for the treatment of oil and (or) gas condensate in order to prevent the formation of organic deposits and (or) hydrates, which reduces the concentration of these substances in solution by converting them to a solid state on the surface of germ crystals, as well as providing the ability to perform such processing at ambient temperatures up to -22 ° C.

Поставленная задача в составе для предупреждения образования органических отложений и гидратов в скважинах и трубопроводах, включающем депрессор, поверхностно-активное вещество (далее ПАВ) и растворитель, решается тем, что в качестве депрессора используют модифицированный разветвленный поликарбоксилат (далее МРПК), в качестве ПАВ - КТ-12, а в качестве растворителя - газовый конденсат при следующем соотношении компонентов, мас.%: МРПК 10-15, КТ-12 10-60, газовый конденсат - остальное.The set task in the composition for preventing the formation of organic deposits and hydrates in wells and pipelines, including a depressant, a surfactant (hereinafter referred to as surfactant) and a solvent, is solved by using a modified branched polycarboxylate (hereinafter MPC) as a depressant, and as a surfactant - KT-12, and gas condensate as a solvent in the following ratio of components, wt.%: MRPK 10-15, KT-12 10-60, gas condensate - the rest.

Заявленный состав для предупреждения образования органических отложений и гидратов в скважинах и трубопроводах готовят путем перемешивания входящих в него компонентов в отдельной емкости без соблюдения какой-либо строгой последовательности. Например, сначала засыпают в сосуд определенную массу МРПК, затем добавляют расчетное количество КТ-12, в конце приготовления добавляют газовый конденсат. Состав тщательно перемешивают. Готовый раствор дозируют в скважины или трубопроводы, соответственно добывающие или транспортирующие нефть или газовый конденсат.The claimed composition for preventing the formation of organic deposits and hydrates in wells and pipelines is prepared by mixing the components included in it in a separate container without observing any strict sequence. For example, at first a certain mass of MPC is poured into the vessel, then the calculated amount of CT-12 is added, and gas condensate is added at the end of the preparation. The composition is thoroughly mixed. The finished solution is dosed into wells or pipelines, respectively producing or transporting oil or gas condensate.

В качестве конкретных компонентов для исследования свойств и иных технологических показателей заявляемого состава могут использоваться:As specific components for the study of properties and other technological indicators of the claimed composition can be used:

- МРПК фирмы «Полиэкс» по ТУ 2458-071-53501222-2008 либо другой фирмы, например «LUTENSIT Z 96-70%». В литературе (см. Falikman V.R., et all. New High Performance Polycarboxilate Superplasticizers based on Derivative Copolymers of Maleinic Acid, 6™ International Congress «GLOBAL CONSTRUCTION», Advances in Admixture Technology, Dundee, 2005, pp.41-46) описаны многочисленные подобные карбоцепные полимеры, по форме макромолекулы, получившие название «гребнеобразных».- MRPK of the Polyex company according to TU 2458-071-53501222-2008 or of another company, for example, LUTENSIT Z 96-70%. The literature (see Falikman VR, et all. New High Performance Polycarboxilate Superplasticizers based on Derivative Copolymers of Maleinic Acid, 6 ™ International Congress GLOBAL CONSTRUCTION, Advances in Admixture Technology, Dundee, 2005, pp. 41-46) describes numerous similar carbochain polymers, in the form of a macromolecule, called “comb-like”.

Figure 00000001
Figure 00000001

В самом общем виде, химический состав современных поликарбоксилатных суперпластификаторов (ПАВ) смешанной функциональности нового (уже четвертого с момента их появления) поколения можно представить следующей структурной формулой:In its most general form, the chemical composition of modern polycarboxylate superplasticizers (surfactants) of mixed functionality of a new (fourth from the moment of their appearance) generation can be represented by the following structural formula:

Figure 00000002
Figure 00000002

КТ-12 - кубовый продукт процесса каталитического цеоформинга бензина колонны КТ-12 Сосногорского газоперерабатывающего завода по ТУ 7252-024-97152834-2006, включающий в себя циклоалкано- и ареновые карбоновые кислоты и углеводородный растворитель, содержащиеся в отношении 1:2. Углеводородный растворитель, содержащийся в КТ-12, состоит из смеси разветвленных и ароматических углеводородов и по своему составу близок к бензину Аи-92. Цеоформинг представляет собой каталитический процесс переработки низкооктановых бензиновых фракций различного происхождения в высокооктановые неэтилированные бензины на цеолитсодержащих катализаторах (см. Сендеров Э.Э., Хитаров Н.И. Цеолиты, их синтез и условия образования в природе. М., 1970. - 165 с.). Технология процесса разработана группой ученых ЗАО «СТК ЦЕОСИТ», расположенного на базе Конструкторско-технологического института каталитических и адсорбционных процессов на цеолитах Сибирского отделения РАН и Института катализа им. Ак. Г.К.Борескова Сибирского отделения РАН (см. Техноэкономический обзор «Получение высокооктановых бензинов по технологиям «Цеоформинг» и «Цеосин», 2005 г., части 1 и 2),KT-12 is a cubic product of the catalytic zeoforming process of gasoline of the KT-12 column of the Sosnogorsk gas processing plant according to TU 7252-024-97152834-2006, which includes cycloalkane and arene carboxylic acids and a hydrocarbon solvent contained in a ratio of 1: 2. The hydrocarbon solvent contained in KT-12 consists of a mixture of branched and aromatic hydrocarbons and is close in composition to AI-92 gasoline. Zeoforming is a catalytic process of processing low-octane gasoline fractions of various origin into high-octane unleaded gasolines on zeolite-containing catalysts (see Senderov E.E., Khitarov N.I. Zeolites, their synthesis and formation conditions in nature. M., 1970. - 165 p. .). The process technology was developed by a group of scientists of STK TSEOSIT CJSC, located on the basis of the Design and Technology Institute of Catalytic and Adsorption Processes on Zeolites of the Siberian Branch of the RAS and the Institute of Catalysis named after Ak. G.K.Boreskova of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences (see the Techno-economic review “Obtaining high-octane gasolines using the Zeoforming and Zeosin technologies, 2005, parts 1 and 2),

растворитель - газовый конденсат по ОСТ 51.65-80 «Конденсат газовый стабильный».solvent - gas condensate in accordance with OST 51.65-80 “Stable gas condensate”.

Пример 1. К 5 г смеси оксиэтилированных высших спиртов добавляют 95 г ароматического растворителя (толуола). Все тщательно перемешивают (аналог по а.с. СССР №981335).Example 1. To 5 g of a mixture of ethoxylated higher alcohols add 95 g of an aromatic solvent (toluene). All are thoroughly mixed (analogue by AS USSR No. 981335).

Пример 2. К 10 г смеси оксиэтилированных высших спиртов добавляют 90 г ароматического растворителя (толуола). Все тщательно перемешивают (аналог по а.с. СССР №981335).Example 2. To 10 g of a mixture of ethoxylated higher alcohols add 90 g of an aromatic solvent (toluene). All are thoroughly mixed (analogue by AS USSR No. 981335).

Пример 3. К 4 г смеси оксиэтилированных высших спиртов добавляют 16 г сульфированных аддуктов и ароматического растворителя (толуола) до 100 г. Все тщательно перемешивают (прототип по патенту РФ №2159788).Example 3. To 4 g of a mixture of ethoxylated higher alcohols add 16 g of sulfonated adducts and an aromatic solvent (toluene) to 100 g. All are thoroughly mixed (prototype according to RF patent No. 2159788).

Пример 4. К 8 г смеси оксиэтилированных высших спиртов добавляют 32 г сульфированных аддуктов и ароматического растворителя (толуола) до 100 г. Все тщательно перемешивают (прототип по патенту РФ №2159788).Example 4. To 8 g of a mixture of ethoxylated higher alcohols add 32 g of sulfonated adducts and an aromatic solvent (toluene) to 100 g. All are thoroughly mixed (prototype according to RF patent No. 2159788).

Пример 5. К 10 г МРПК фирмы «Полиэкс» по ТУ 2458-071-53501222-2008 или аналогичный, например «LUTENSIT Z 96-70%», добавляют газовый конденсат до 100 г. Все тщательно перемешивают.Example 5. To 10 g of MPEC of the company "Polyex" according to TU 2458-071-53501222-2008 or similar, for example, "LUTENSIT Z 96-70%", add gas condensate to 100 g. All mix thoroughly.

Пример 6. К 10 г МРПК фирмы «Полиэкс» по ТУ 2458-071-53501222-2008 или аналогичный, например «LUTENSIT Z 96-70%», добавляют 30 г КТ-12 и газовый конденсат до 100 г. Все тщательно перемешивают.Example 6. To 10 g of MPEC of the company "Polyex" according to TU 2458-071-53501222-2008 or similar, for example, "LUTENSIT Z 96-70%", add 30 g of CT-12 and gas condensate to 100 g. All are thoroughly mixed.

Пример 7. К 1 г МРПК фирмы «Полиэкс» по ТУ 2458-071-53501222-2008 или аналогичный, например «LUTENSIT Z 96-70%», добавляют 15 г КТ-12 и газовый конденсат до 100 г. Все тщательно перемешивают.Example 7. To 1 g MPPK of the company "Polyex" according to TU 2458-071-53501222-2008 or similar, for example, "LUTENSIT Z 96-70%", add 15 g of CT-12 and gas condensate to 100 g. All are thoroughly mixed.

Пример 8. К 1 г МРПК фирмы «Полиэкс» по ТУ 2458-071-53501222-2008 или аналогичный, например «LUTENSIT Z 96-70%», добавляют 30 г КТ-12 и газовый конденсат до 100 г. Все тщательно перемешивают.Example 8. To 1 g of MPEC of the company "Polyex" according to TU 2458-071-53501222-2008 or similar, for example, "LUTENSIT Z 96-70%", add 30 g of CT-12 and gas condensate to 100 g. All are thoroughly mixed.

Пример 9. К 10 г МРПК фирмы «Полиэкс» по ТУ 2458-071-53501222-2008 или аналогичный, например «LUTENSIT Z 96-70%», добавляют 60 г КТ-12 и газовый конденсат до 100 г. Все тщательно перемешивают.Example 9. To 10 g of MPEC of the company "Polyex" according to TU 2458-071-53501222-2008 or similar, for example, "LUTENSIT Z 96-70%", add 60 g of CT-12 and gas condensate to 100 g. All are thoroughly mixed.

Пример 10. К 10 г МРПК фирмы «Полиэкс» по ТУ 2458-071-53501222-2008 или аналогичный, например «LUTENSIT Z 96-70%», добавляют 10 г КТ-12 и газовый конденсат до 100 г. Все тщательно перемешивают.Example 10. To 10 g of MPEC of the company "Polyex" according to TU 2458-071-53501222-2008 or similar, for example, "LUTENSIT Z 96-70%", add 10 g of CT-12 and gas condensate to 100 g. All mix thoroughly.

Пример 11. К 12,5 г МРПК фирмы «Полиэкс» по ТУ 2458-071-53501222-2008 или аналогичный, например «LUTENSIT Z 96-70%», добавляют 35 г КТ-12 и газовый конденсат до 100 г. Все тщательно перемешивают.Example 11. To 12.5 g MPEC Polyeks company according to TU 2458-071-53501222-2008 or similar, for example, “LUTENSIT Z 96-70%”, add 35 g KT-12 and gas condensate up to 100 g. All carefully mix.

Пример 12. К 15 г МРПК фирмы «Полиэкс» по ТУ 2458-071-53501222-2008 или аналогичный, например «LUTENSIT Z 96-70%», добавляют 60 г КТ-12 и газовый конденсат до 100 г. Все тщательно перемешивают.Example 12. To 15 g of MPEC of the company "Polyex" according to TU 2458-071-53501222-2008 or similar, for example, "LUTENSIT Z 96-70%", add 60 g of CT-12 and gas condensate to 100 g. All are thoroughly mixed.

В таблице 1 приведены результаты исследования аналога, прототипа и заявленного состава.Table 1 shows the results of a study of the analogue, prototype and the claimed composition.

Суть исследования состояла в следующем: на установке «холодного стержня» проводили воздействие на газовый конденсат заявляемым составом при различном соотношении компонентов и определяли коэффициент ингибирования.The essence of the study was as follows: on the installation of the “cold rod”, the inventive composition was exposed to gas condensate with a different ratio of components and the inhibition coefficient was determined.

Метод исследования основан на образовании органических отложений на «холодном стержне» при смывании его горячим конденсатом. Температура конденсата в установке +60°С, температура «холодного стержня» -5°С, что соответствовало минимальной температуре в конденсатопроводе. Время опыта составило 3 ч. После окончания опыта нагревали «холодный стержень» до +30°С и давали стечь остаткам конденсата в течение 10-20 мин. Далее либо «соскобом», либо повышением температуры отложения переносили в предварительно взвешенный бюкс и определяли их массу. При исследовании свойств заявляемого состава его вводили в горячий конденсат при следующих концентрациях входящих в состав компонентов, а именно МРПК от 0,001 до 0,02% и КТ-12 от 0 до 0,10%.The research method is based on the formation of organic deposits on the “cold rod” when washing it off with hot condensate. The condensate temperature in the installation is + 60 ° С, the temperature of the “cold rod” is -5 ° С, which corresponded to the minimum temperature in the condensate line. The experiment time was 3 hours. After the end of the experiment, the “cold rod" was heated to + 30 ° C and condensate residues were allowed to drain for 10-20 minutes. Then, either “scraping” or increasing the temperature of the deposit was transferred to a previously weighed box and their mass was determined. In the study of the properties of the claimed composition it was introduced into hot condensate at the following concentrations of the constituent components, namely MRPK from 0.001 to 0.02% and CT-12 from 0 to 0.10%.

Расчет эффективности ингибирования производили по формулеThe calculation of the effectiveness of inhibition was made by the formula

Figure 00000003
,
Figure 00000003
,

где К - коэффициент ингибирования, %;where K is the coefficient of inhibition,%;

m1 - масса на стержне после ввода заявляемого состава, г;m 1 - mass on the rod after entering the inventive composition, g;

m2 - масса на стержне до ввода заявляемого состава, г.m 2 - weight on the rod before entering the inventive composition,

Таблица 1Table 1 Определение эффективности заявляемого состава методом «холодного стержня»Determination of the effectiveness of the claimed composition by the method of "cold rod" Композиции состава (примеры 1-12)Composition Compositions (Examples 1-12) Название объектаname of the property Концентрация заявленного состава, %The concentration of the claimed composition,% Коэффициент ингибирования, %The coefficient of inhibition,% 1one Вуктыл, СП-1 (общий поток)Vuktyl, SP-1 (total flow) 0,010.01 42,342.3 22 Конденсат Западный-СоплесскCondensate West-Soplessk 0,010.01 45,445.4 33 Вуктыл, СП-1 (общий поток)Vuktyl, SP-1 (total flow) 0,010.01 78,278,2 4four Конденсат Западный-СоплесскCondensate West-Soplessk 0,010.01 80,380.3   Заявленный составThe claimed composition 55 Вуктыл, СП-1 (общий поток)Vuktyl, SP-1 (total flow) 0,010.01 82,482,4 55 Конденсат скв. 129 - ЮгидCondensate well 129 - Eugid 0,010.01 81,081.0 55 Конденсат скв. 140 - ЮгидCondensate well 140 - Eugid 0,010.01 70,670.6 66 Вуктыл, СП-1 (общий поток)Vuktyl, SP-1 (total flow) 0,010.01 86,686.6 66 Конденсат скв. 140 - ЮгидCondensate well 140 - Eugid 0,010.01 76,576.5 77 Конденсат скв. 140 - ЮгидCondensate well 140 - Eugid 0,010.01 83,783.7 77 Конденсат скв. 140 - ЮгидCondensate well 140 - Eugid 0,0010.001 36,336.3 88 Конденсат скв. 140 - ЮгидCondensate well 140 - Eugid 0,010.01 84,684.6 88 Конденсат скв. 140 - ЮгидCondensate well 140 - Eugid 0,0010.001 40,140.1 99 Конденсат скв. 140 - ЮгидCondensate well 140 - Eugid 0,0050.005 63,963.9 1010 Конденсат Западный-СоплесскCondensate West-Soplessk 0,010.01 75,175.1 11eleven Конденсат скв. 143Condensate well 143 0,020.02 87,787.7 1212 Конденсат (общий поток, П/к + Югид + З.С.)Condensate (total flow, S / C + Yugid + Z.S.) 0,010.01 76,976.9

Как видно из данных таблицы 1, при концентрациях выше 0,01% компонент заявленного состава МРПК обладает достаточной эффективностью, а введение повышает его коэффициент ингибирования.As can be seen from the data in table 1, at concentrations above 0.01%, the component of the claimed MRPK composition has sufficient efficiency, and the introduction increases its inhibition coefficient.

Температуру застывания образцов газового конденсата и нефти определяли по РД 39-0148311-328-88 «Методика определения температуры застывания парафиновых нефтей».The pour point of the samples of gas condensate and oil was determined according to RD 39-0148311-328-88 "Methodology for determining the pour point of paraffin oils".

Сущность метода определения депрессорных свойств заявляемого состава заключается в последовательном определении температур застывания системы без добавки заявляемого состава и с его добавлением. По разности значений температур застывания обработанной пробы нефти или газового конденсата судят о депрессорных свойствах заявляемого состава при различных концентрациях входящих в него компонентов. Перед проведением исследований углеводороды и заявляемый состав нагревают до +60°С для перевода органических отложений, содержащихся в пробах, в жидкое состояние.The essence of the method for determining the depressive properties of the claimed composition is the sequential determination of the pour point of the system without adding the claimed composition and with its addition. The difference in the pour point of the processed oil sample or gas condensate is used to judge the depressant properties of the claimed composition at various concentrations of its constituent components. Before carrying out the studies, the hydrocarbons and the claimed composition are heated to + 60 ° C to transfer the organic deposits contained in the samples to a liquid state.

Проведенные исследования показали, что понижение температуры застывания нефти или газового конденсата составляет 14-28°С (см. таблицу 2), что главным образом влияет на уменьшение возможности образования гидратов в системе «скважина - трубопровод».The studies showed that the decrease in the pour point of oil or gas condensate is 14-28 ° C (see table 2), which mainly affects the decrease in the possibility of hydrate formation in the well-pipeline system.

Таблица 2table 2 Температура застывания нефти или газовых конденсатов с добавлением заявляемого составаThe pour point of oil or gas condensates with the addition of the inventive composition Компо
зиции
состава
(приме
ры 1-12)Compo
position
composition
(note
Ry 1-12) Название объектаname of the property Концентрация ингибитора, %Inhibitor Concentration,% Температура застывания, °СPour point, ° C без добавкиno additives с добавкойwith the addition 1one Нефть устье скв. 143 - ЮгидOil well mouth. 143 - Yugid 0,20.2 1919 1717 33 Нефть устье скв. 143 - ЮгидOil well mouth. 143 - Yugid 0,20.2 1919 1616 Заявляемый составThe inventive composition 55 Нефть скв. 129 - устьеOil well 129 - mouth 0,20.2 1717 -5-5 77 Нефть скв. 129 - устьеOil well 129 - mouth 0,20.2 1717 -10-10 77 Нефть устье скв. 60 - ЮгидOil well mouth. 60 - Yugid 0,20.2 22 -23-23 77 Конденсат общего потока, после насосной УКПГ - З.С.The condensate of the total flow, after the pumping unit - Z.S. 0,20.2 1010 -12-12 77 Нефть общий поток Югид, замерный узелOil common flow guide, metering unit 0,20.2 88 -12-12 77 Нефть Вуктыл, СП-1, Югид - З.С., замерный узел, общий потокVuktyl Oil, SP-1, Yugid - Z.S., metering unit, total flow 0,20.2 66 -12-12 77 Нефть устье скв. 143 - ЮгидOil well mouth. 143 - Yugid 0,20.2 1919 55 55 Нефть устье скв. 141 - ЮгидOil well mouth. 141 - Yugid 0,20.2 2121 1one 77 Нефть устье скв. 141 - ЮгидOil well mouth. 141 - Yugid 0,20.2 2121 -7-7 77 Нефть устье скв. 141 - ЮгидOil well mouth. 141 - Yugid 0,050.05 2121 1313 77 Нефть устье скв. 141 - ЮгидOil well mouth. 141 - Yugid 0,010.01 2121 1717

Углеводородный растворитель, содержащийся в КТ-12, и добавленный в смесь газовый конденсат понижают температуру застывания заявляемого состава с +3 до -12…25°С (таблица 3), что улучшает технологические параметры его использования.The hydrocarbon solvent contained in KT-12 and the gas condensate added to the mixture lower the pour point of the claimed composition from +3 to -12 ... 25 ° C (table 3), which improves the technological parameters of its use.

Таблица 3Table 3 Температура застывания смеси реагентов, где газовый конденсат - остальноеThe pour point of the mixture of reagents, where gas condensate is the rest Состав, мас.%Composition, wt.% Температура застывания, °СPour point, ° C КТ-12CT-12 МРПКMRPK 1010 1010 -12-12 30thirty 15fifteen -17-17 50fifty 1010 -22-22 7070 1010 -25-25

Дальнейшее разбавление (введение КТ-12) уменьшает температуру застывания смеси, но ухудшает ингибиторные и депрессорные свойства заявленного состава.Further dilution (introduction of CT-12) reduces the pour point of the mixture, but worsens the inhibitory and depressant properties of the claimed composition.

Заявленное изобретение в сравнении с прототипом позволяет понизить вязкость нефти или газового конденсата и уменьшить температуру их застывания, что дает возможность увеличить производительность трубопроводов, уменьшить потери на прогревание системы.The claimed invention in comparison with the prototype allows to reduce the viscosity of oil or gas condensate and reduce the pour point, which makes it possible to increase the productivity of pipelines, reduce the loss of heating of the system.

Claims (1)

Состав для предупреждения образования органических отложений и гидратов в скважинах и трубопроводах, включающий депрессор, поверхностно-активное вещество - ПАВ и растворитель, отличающийся тем, что в качестве депрессора используют модифицированный разветвленный поликарбоксилат - МРПК, в качестве ПАВ - КТ-12, а в качестве растворителя - газовый конденсат, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
МРПК 10-15 КТ-12 10-60 газовый конденсат остальное
Composition for preventing the formation of organic deposits and hydrates in wells and pipelines, including a depressant, a surfactant - a surfactant and a solvent, characterized in that a modified branched polycarboxylate - MRPK is used as a depressant, CT-12 is used as a surfactant, and CT-12 is used as a surfactant, and solvent - gas condensate, in the following ratio of components, wt.%:
MRPK 10-15 CT-12 10-60 gas condensate rest
RU2011111071/03A 2011-03-23 2011-03-23 Composition to prevent formation of organic deposits and hydrates in wells and pipelines RU2480504C2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011111071/03A RU2480504C2 (en) 2011-03-23 2011-03-23 Composition to prevent formation of organic deposits and hydrates in wells and pipelines

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011111071/03A RU2480504C2 (en) 2011-03-23 2011-03-23 Composition to prevent formation of organic deposits and hydrates in wells and pipelines

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2011111071A RU2011111071A (en) 2012-09-27
RU2480504C2 true RU2480504C2 (en) 2013-04-27

Family

ID=47078147

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011111071/03A RU2480504C2 (en) 2011-03-23 2011-03-23 Composition to prevent formation of organic deposits and hydrates in wells and pipelines

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2480504C2 (en)

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA1059744A (en) * 1973-03-07 1979-08-07 Paul L. Bansbach Paraffin removal
SU981335A1 (en) * 1981-06-22 1982-12-15 Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности Composition for removing and preventing resin and paraffin deposits
US4469177A (en) * 1982-11-29 1984-09-04 Mobil Oil Corporation Recovery of viscous oil from asphaltic oil-containing formations
RU2159788C1 (en) * 2000-01-05 2000-11-27 Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" Paraffin deposition inhibitor
RU2220999C1 (en) * 2002-05-14 2004-01-10 Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" Composition for production and transport of crude oil and a method for preparation thereof
RU2232878C2 (en) * 2002-07-09 2004-07-20 Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" Formation face zone processing compound
RU2244809C2 (en) * 2003-03-26 2005-01-20 Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" Oil recovery composition
RU2316642C1 (en) * 2006-05-31 2008-02-10 ОАО "Гипротюменнефтегаз" Asphalt-tar-paraffin deposit removal composition

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA1059744A (en) * 1973-03-07 1979-08-07 Paul L. Bansbach Paraffin removal
SU981335A1 (en) * 1981-06-22 1982-12-15 Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности Composition for removing and preventing resin and paraffin deposits
US4469177A (en) * 1982-11-29 1984-09-04 Mobil Oil Corporation Recovery of viscous oil from asphaltic oil-containing formations
RU2159788C1 (en) * 2000-01-05 2000-11-27 Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" Paraffin deposition inhibitor
RU2220999C1 (en) * 2002-05-14 2004-01-10 Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" Composition for production and transport of crude oil and a method for preparation thereof
RU2232878C2 (en) * 2002-07-09 2004-07-20 Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" Formation face zone processing compound
RU2244809C2 (en) * 2003-03-26 2005-01-20 Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" Oil recovery composition
RU2316642C1 (en) * 2006-05-31 2008-02-10 ОАО "Гипротюменнефтегаз" Asphalt-tar-paraffin deposit removal composition

Also Published As

Publication number Publication date
RU2011111071A (en) 2012-09-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP2007537346A (en) Suppression of fouling in heat treatment of heavy oil
US8916041B2 (en) Blending hydrocarbon streams to prevent fouling
AU2009281690B2 (en) Compositions and methods for inhibiting emulsion formation in hydrocarbon bodies
RU2495090C2 (en) Additive for extraction process exercising synergetic effect and consisting of mix of acids, and method of its application
EP3215584A1 (en) Encapsulated production chemicals
RU2480504C2 (en) Composition to prevent formation of organic deposits and hydrates in wells and pipelines
WO2020231994A1 (en) Environmentally friendly flow improvers with improved formulation stability at low temperatures
US10851318B2 (en) Descaling and anti fouling composition
JP5607141B2 (en) Methods for controlling fouling in hydrocarbon processing processes
RU2619576C1 (en) Composition for removing asphaltene-resin-paraffin deposits
US2626208A (en) Preparation of stable distillate fuels from cracked stocks
RU2496853C9 (en) Hydrogen sulphide neutraliser, and method of its use
RU2561137C2 (en) Composition for removing asphalt-resin-paraffin deposits
Khan et al. Study on wax deposition in crude oils
RU2720435C1 (en) Composition for removal of asphaltene-resin-paraffin deposits
RU2412233C1 (en) Depressant of complex action and procedure for transporting waxy-resin and low-watered oil with usage of this depressant
RU2228432C1 (en) Compound for removal of asphalt-resin-paraffin sedimentations
CA3140130C (en) Antifoulant formulation and applications thereof
Ismayilova et al. INVESTIGATION OF PRECIPITATION KINETICS OF VARIOUS BALLASTS IN
UA114234C2 (en) INFLATOR OF ASPHALT-RESIN AND PARAFFIN DEPOSITS
EP3655498A1 (en) Prevention of the emission of hydrogen sulphide in the production of hot bitumen or asphalt
SU977715A1 (en) Method for preventing deposition of paraffin in oil production equipment
RU2482163C1 (en) Hydrogen sulphide neutraliser, and method of its use
UA104963U (en) Inhibitor of asphalt-resinous and paraffin deposits "teotal"
Mussabayeva et al. Selection of depressor additives for transportation of high-viscositive Kazakhstan oils

Legal Events

Date Code Title Description
QB4A Licence on use of patent

Free format text: LICENCE

Effective date: 20141211

QB4A Licence on use of patent

Free format text: LICENCE

Effective date: 20160606

QB4A Licence on use of patent

Free format text: LICENCE

Effective date: 20170717

PD4A Correction of name of patent owner