RU2717859C1 - Состав для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений - Google Patents
Состав для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений Download PDFInfo
- Publication number
- RU2717859C1 RU2717859C1 RU2019103988A RU2019103988A RU2717859C1 RU 2717859 C1 RU2717859 C1 RU 2717859C1 RU 2019103988 A RU2019103988 A RU 2019103988A RU 2019103988 A RU2019103988 A RU 2019103988A RU 2717859 C1 RU2717859 C1 RU 2717859C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- composition
- inhibitor
- paraffin
- water
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 73
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 title claims abstract description 36
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 36
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 27
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 18
- ZNQVEEAIQZEUHB-UHFFFAOYSA-N 2-ethoxyethanol Chemical compound CCOCCO ZNQVEEAIQZEUHB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 8
- WXZMFSXDPGVJKK-UHFFFAOYSA-N pentaerythritol Chemical compound OCC(CO)(CO)CO WXZMFSXDPGVJKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 8
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 6
- 239000013543 active substance Substances 0.000 claims 1
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 8
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 abstract description 5
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 abstract description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 abstract description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 abstract description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 37
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 35
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 11
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 10
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 8
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 5
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 5
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 4
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 3
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 3
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 3
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- GDGUCRQNTDPGSD-UHFFFAOYSA-N 2,2-bis(hydroxymethyl)propane-1,3-diol Chemical compound OCC(CO)(CO)CO.OCC(CO)(CO)CO GDGUCRQNTDPGSD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229940093475 2-ethoxyethanol Drugs 0.000 description 2
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 150000001346 alkyl aryl ethers Chemical class 0.000 description 2
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 2
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- -1 isobutyl alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 2
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- 150000003458 sulfonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- JOXIMZWYDAKGHI-UHFFFAOYSA-N toluene-4-sulfonic acid Chemical compound CC1=CC=C(S(O)(=O)=O)C=C1 JOXIMZWYDAKGHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 description 2
- PMJHHCWVYXUKFD-SNAWJCMRSA-N (E)-1,3-pentadiene Chemical class C\C=C\C=C PMJHHCWVYXUKFD-SNAWJCMRSA-N 0.000 description 1
- DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N (R)-(-)-Propylene glycol Chemical compound C[C@@H](O)CO DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- FXHOOIRPVKKKFG-UHFFFAOYSA-N N,N-Dimethylacetamide Chemical compound CN(C)C(C)=O FXHOOIRPVKKKFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical class CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 235000019864 coconut oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000003240 coconut oil Substances 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 230000032798 delamination Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 231100000584 environmental toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 229920005676 ethylene-propylene block copolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 201000000490 flat ductal epithelial atypia Diseases 0.000 description 1
- ZHNUHDYFZUAESO-UHFFFAOYSA-N formamide Substances NC=O ZHNUHDYFZUAESO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 238000000265 homogenisation Methods 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 1
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000002563 ionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 125000001449 isopropyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 230000009916 joint effect Effects 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 210000003097 mucus Anatomy 0.000 description 1
- 125000004108 n-butyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000012074 organic phase Substances 0.000 description 1
- PMJHHCWVYXUKFD-UHFFFAOYSA-N piperylene Natural products CC=CC=C PMJHHCWVYXUKFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002798 polar solvent Substances 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L sodium carbonate Substances [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000001488 sodium phosphate Substances 0.000 description 1
- 239000012453 solvate Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 229920003051 synthetic elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000005061 synthetic rubber Substances 0.000 description 1
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 1
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 1
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K trisodium phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])([O-])=O RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 229910000406 trisodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019801 trisodium phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для предотвращения отложения асфальтенов, смол и парафинов, и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти. Состав ингибитора образования асфальтосмолопарафиновых отложений содержит, масс. %: неионогенное поверхностно-активное вещество - оксиэтилированный алкилфенол - Неонол АФ 9-6 1,0-10,0, растворитель - вода - 22,5-28,5, добавка 10,5-16,0, метанол - остальное. При этом в качестве добавки используют смесь этилцеллозольва и пентаэритрита в массовом отношении 15-30. Техническим результатом от реализации изобретения является обеспечение стабильного состава ингибитора АСПО в широком температурном диапазоне и возможности его использования при температурах ниже минус 50°С, повышение эффективности ингибирования АСПО, обеспечение низкой коррозионной агрессивности, совместимости с нефтью и коммерческими деэмульгаторами, применяемыми на объектах нефтесбора и в транспортных трубопроводах. Кроме того, предлагаемый ингибитор АСПО увеличивает эффективность действия коммерческих деэмульгаторов. 1 з.п. ф-лы, 4 табл., 10 пр.
Description
Настоящее изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к составам для предотвращения отложения асфальтенов, смол и парафинов и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти.
Обычно в качестве растворителей в составе ингибиторов АСПО (ИАСПО) используют ароматические углеводороды, алифатические углеводороды или их смеси. Они являются нефтерастворимыми, и не смешиваются (не совмещаются) с присутствующей в нефти водной фазой. Недостатками таких ИАСПО, являются: их высокая стоимость, пожаро- и взрывоопасность, экотоксичность, неудовлетворительная активность ингибирования АСПО из-за образования эмульсий. Замена углеводородного растворителя (нефтерастворимого ИАСПО) на водно-спиртовой (желательно водо-нефтерастворимый) устраняет такие недостатки - снижает стоимость, позволяет снизить риски, связанные с пожаро- и взрывоопасностью, существенно уменьшает токсичность реагента (например, даже метанол, в отличие от углеводородов, входит в список экологически приемлемых веществ, разрешенных к применению PLONOR «OSPAR List of Substances Used and Discharged Offshore which Are Considered to Pose Little or No Risk to the Environment (PLONOR)». М.А. Келланд. Промысловая химия в нефтегазовой отрасли. Пер. с англ. Изд. Профессия. С-Петербург, 2015, с. 604. Найдено в Интернет:<https://www.cefas.co.uk/media/1384/13-06e_plonor.pdf>.
При этом, снижение поверхностного натяжения водной фазы на границе с углеводородами способствует гомогенизации среды, предотвращая образование эмульсий. Кроме того, это способствует интенсификации процесса растворения ингибитора в нефти, поскольку происходит как непосредственно, так и через контакт фаз вода - ингибитор - нефть. Дополнительно, наличие водно-спиртовой фазы в составе ингибитора:
1) способствует усилению смачивающей функции реагента, заключающейся в гидрофилизации металлической поверхности нефтепромыслового оборудования, препятствующей адгезии неполярной парафиносодержащей нефтяной фазы и обеспечивающей сокращение отложений на поверхности оборудования (так, известно, что адсорбция ПАВ на твердой поверхности всегда вызывает улучшение избирательного смачивания той жидкостью, из которой происходит адсорбция. Зимон А.Д. Адгезия жидкости и смачивание. Москва, Химия, 1974, с. 180.
2) способствует более полному отслоению водной фазы нефти от органической фазы, содержащей АСПО. К этому следует добавить, что, поскольку некоторые активные основы ингибиторов АСПО (и особенно полярные органические соединения) обладают плохой растворимостью в алифатических и ароматических растворителях, полярные растворители (спирты, вода) обеспечивают фазовую устойчивость состава.
Ингибиторы АСПО должны обладать необходимыми эксплуатационными свойствами: оставаться жидкими и способными к перекачке насосным оборудованием при низких температурах, в частности, иметь кинематическую вязкость при 20°С не более 20 мм2/с, при минус 40°С - не более 500 мм2/с, они также не должны терять эффективности и оставаться гомогенными при низкой температуре окружающей среды; их фазовую стабильность экспериментально оценивают по отсутствию расслоения или осадка в объеме ингибитора АСПО при выдерживании не менее суток при температуре не выше -50°С. Коррозионная агрессивность ингибитора АСПО (скорость коррозии Ст-3 при температуре 20°С в течение 24 ч) должна быть не более 0,089 г/(м2⋅ч) для фонда скважин и не более 0,125 г/(м2⋅ч) для остальных направлений.
Известен реагент для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений, включающий, масс. %: 15-30 N-алкил-N,N-ди(полиэтиленгликоль)амины на основе кислот кокосового масла, 1-5 моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля на основе синтетических высших жирных спиртов и остальное - ароматический растворитель. RU 2034894 С1, опубл. 1995.
Недостатком является то, что реагент недостаточно эффективен при ингибировании парафиноотложений в нефтях, содержащих воду.
Известен состав для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений, содержащий, масс. %: 20-65 блок-сополимер окисей этилена и пропилена, 1-15 маслорастворимое поверхностно-активное вещество, 3-10 моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля на основе соединения с подвижным атомом водорода и остальное -растворитель. В качестве растворителя выбран углеводородный растворитель, получаемый при производстве синтетического каучука в виде пипериленовой фракции. RU 2104391 С1, опубл. 1998.
Такой состав проявляет низкую эффективность по предотвращению АСПО, поскольку не обладает достаточной степенью диспергирования частиц АСПО.
Описан состав для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений, который включает поверхностно-активное вещество, добавку и растворитель, при следующем отношении компонентов, масс. %: гликоли и/или моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля 35-46, полярный электролит и амид кислоты 4-15, растворитель остальное. Для получения данного состава предлагаются следующие вещества:
- моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - ОП-7, ОП-10, неонолы - неонол АФ 9-4, неонол АФ 9-6, неонол АФ 9-9, неонол АФ 9-10, неонол АФ 9-12, или синтерол АФМ-12;
- гликоли - этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль, полигликоли;
- амиды кислот - формамид, диметилацетамид или карбамид;
-полярный электролит - кальцинированная сода, каустическая сода, тринатрийфосфат;
- растворитель - метиловый, изопропиловый, н-бутиловый, изобутиловый спирты или их смесь. RU 2265119 С1, опубл. 27.11.2005.
Недостатком состава является тот факт, что его эффективность проявляется в случаях относительно невысокого содержания парафинов в образцах нефти (1,79-2,10 масс. %).
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому техническому результату является состав для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество, аминосодержащий реагент (моноэтаноламин), метанол, производное сульфоновой кислоты и ароматический растворитель при следующем отношении компонентов, масс. %:
неионогенное поверхностно-активное вещество 1,0-20,0
моноэтаноламин 0,5-7,0
производное сульфоновой кислоты 1,0-20,0
метанол 0,5-95,0
ароматический растворитель остальное. RU 2566795, опубл. 27.10.2015.
Недостатком состава является применение ароматического растворителя и в ряде случаев - отсутствие гомогенности композиции.
Технической задачей, решаемой настоящим изобретением, является создание водо-нефтерастворимой композиции для предотвращения образования АСПО из нефтей с высоким содержанием парафинов, пригодной для применения при низких температурах с сохранением стабильности и гомогенности и совместимой с обводненной нефтью.
Техническим результатом от реализации изобретения является обеспечение стабильного состава ингибитора АСПО в широком температурном диапазоне и возможности его использования при температурах ниже минус 50°С, повышение эффективности ингибирования АСПО, обеспечение низкой коррозионной агрессивности, совместимости с нефтью и коммерческими деэмульгаторами, применяемыми на объектах нефтесбора и в транспортных трубопроводах. Кроме того, предлагаемый ингибитор АСПО увеличивает эффективность действия коммерческих деэмульгаторов.
Технический результат достигается тем, что состав ингибитора образования асфальтосмолопарафиновых отложений, включающий неионогенное поверхностно-активное вещество, алкилбензолсульфокислоту, моноэтаноламин, метанол, согласно изобретению, дополнительно содержит добавку, в качестве которой используют смесь этилцеллозольва и пентаэритрита, и воду в качестве растворителя, а в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества - оксиэтилированный алкилфенол - Неонол АФ 9-6 при следующем отношении компонентов, масс. %:
неионогенное поверхностно-активное вещество | 5,0-15,0 |
моноэтаноламин | 0,2-2,0 |
алкилбензолсульфокислота | 1,0-10,0 |
растворитель | 22,5-28,5 |
добавка | 10,5-16,0 |
метанол | остальное. |
При этом этилцеллозольв и пентаэритрит он содержит в массовом отношении 15-30.
Достижению технического результата способствует то, что заявленная композиция ингибитора АСПО является водо- и нефтерастворимой (т.е. обладает свойством взаимного растворителя); в качестве растворителя выступает водно-спиртовая смесь, а для обеспечения совместимости композиции с нефтью применена добавка - смесь неопентилполиола (пентаэритрит - (2,2-бис(гидроксиметил)пропан-1,3-диол) и этилцеллозольва (2-этоксиэтанол).
Заявленный состав для ингибирования АСПО отличается удешевленным составом, при этом в качестве растворителя вместо ароматических и алифатических углеводородов используется водно-спиртовая смесь. Состав использует в качестве компонентов доступные и стабильные соединения, обеспечивающие стабильность композиции при низких (ниже минус 50°С) температурах. Предложенный состав проявляет полную совместимость с нефтью и обладает высокой ингибирующей эффективностью в отношении нефти различного состава, включая парафинистую и существенно обводненную. Состав, кроме того, обладает деэмульгирующим эффектом, проявляя синергизм по отношению к используемым коммерческим деэмульгаторам. Таким образом, заявленный состав отвечает не только задаче использования синергетического эффекта при деэмульгировании, но и достижения сбалансированных свойств как по снижению температуры застывания, так и по увеличению степени ингибирования АСПО.
Все компоненты, используемые в заявляемой композиции, являются доступными, стабильными веществами, производимыми производимые как отечественной, так и зарубежной промышленностью по известным технологиям.
В качестве алифатического спирта используется метанол (ГОСТ 6995-77 или ГОСТ 2222-95), в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества -оксиэтилированный алкилфенол - Неонол АФ 9-6 (ТУ 2483-077-05766801-98), в качестве сульфоновой кислоты - алкилбензолсульфокислота (АБСК) (ТУ 2481-026-05766480-2006, изм. 1), в качестве амина - моноэтаноламин (ТУ 2423-159-00203335-2004). В состав модификатора входят пентаэритрит - (2,2-бис(гидроксиметил)пропан-1,3-диол), производимый по ГОСТ 9286-2012, и этилцеллозольв (2-этоксиэтанол), который выпускается в соответствии с ГОСТ 8313-88 изм. 1.
Функции компонентов заявляемого состава могут быть представлены следующим образом.
Метанол - растворитель, сольватирующий полярный компонент, снижающий температуру застывания ингибитора.
Неонол АФ 9-6 - неионогенное ПАВ, смачиватель поверхности оборудования, диспергатор АСПО (в процессе образования АСПО сокристаллизуется с зародышами кристаллов парафино-нафтеновых углеводородов, не позволяя смолисто-асфальтеновым веществам их связывать и притягивать к металлической поверхности технологического оборудования, обеспечивает образование тонкодисперсной системы, которая уносится потоком нефти, что препятствует отложению АСПО на стенках технологического оборудования.
АБСК - модификатор - ионогенное ПАВ, действует на молекулярном уровне, связывая наночастицы асфальтенов и препятствуя их дальнейшей агрегации, воздействует на содержащиеся в нефти высокоплавкие парафино-нафтеновые углеводороды. М.А. Келланд. Промысловая химия в нефтегазовой отрасли. Пер. с англ. Изд. Профессия. С-Петербург, 2015, с. 185.
Моноэтаноламин - нейтрализатор АБСК, регулятор рН состава.
Этилцеллозольв - обеспечивает совместимость водорастворимой композиции с нефтью.
Пентаэритрит - сольватирующий полярный компонент, улучшает совместимость водорастворимой композиции с нефтью.
Вода - растворитель композиции, при адсорбции ПАВ на твердой металлической поверхности оборудования вызывает улучшение гидрофилизирующего смачивания, что создает условия для выноса парафиносодержащей фракции нефти потоком жидкости.
Таким образом, анализ отобранных в процессе поиска известных технических решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного по заявленной совокупности признаков и преимуществ, что позволяет сделать вывод о соответствии его условиям патентоспособности "новизна" и "изобретательский уровень".
В соответствии с изобретением, способ получения состава для ингибирования АСПО заключается в смешении компонентов, которые берут в произвольной последовательности в количествах, соответствующих заданному составу.
Предлагаемый состав может быть приготовлен как в условиях промышленного производства, так и непосредственно перед применением путем смешения компонентов состава в заявляемых количествах.
Для доказательства соответствия предлагаемого решения условию патентоспособности "промышленная применимость" приводим конкретные примеры приготовления состава и свойства получаемых композиций.
В таблице 1 показан групповой состав нефти, для которой определены эффективность ингибирования АСПО заявленных композиций и совместимость.
Образцы заявленного ингибитора АСПО представляют собой однородные, не расслаивающиеся на фазы жидкости светло-желтого цвета, без взвешенных и оседающих частиц, сохраняют устойчивость фазового состава, в том числе при температурах минус 50°С в течение продолжительного времени.
Осуществление настоящего изобретения иллюстрируют приведенные ниже примеры, которые не ограничивают объем притязаний, представленных в формуле изобретения.
Пример 1. В стеклянную трехгорлую круглодонную колбу объемом 3 л, снабженную перемешивающим устройством, термометром и обратным холодильником, при температуре 25°С и атмосферном давлении загружают 11,5 г пентаэритрита. Затем подают отмеренное количество 653,4 г воды. После чего смесь перемешивают в течение 20 мин до полного растворения пентаэритрита. Затем подают 229,3 г этилцеллозольва, и 229,3 г Неонола АФ-9-6. После этого смесь перемешивают в течение 5 мин. Затем к смеси прибавляют 114,6 г АБСК. Смесь перемешивают в течение 5 мин для усреднения концентраций. Затем добавляют 22,9 г моноэтаноламина, 1031,8 г метанола и перемешивают смесь в течение 30 мин. В результате по окончании выдержки получают однородную темно-коричневую прозрачную жидкость без взвешенных и оседающих частиц с плотностью 0,9162 г/см3, кинематической вязкостью при +20°С 3,216 мм2/с, при минус 40°С - 49,79 мм2/с, температурой застывания ниже минус 60°С с сохранением фазовой однородности, коррозионной агрессивностью (скоростью коррозии Ст-3 при температуре 20°С в течение 24 ч) менее 0,03 г/(м2⋅ч).
Примеры 2-5. Оценку ингибирующей АСПО эффективности предлагаемого состава ИАСПО проводят по методике «Cold finger test» («Метод холодного стержня»). РД 39-3-1273-85 «Руководство по тестированию химических реагентов для обработки призабойной зоны пласта добывающих и нагнетательных скважин». Найдено в Интернет:<http://www.depran.ru/coldfinger.pdf>.
Оценку эффективности предложенной композиции проводят для состава ИАСПО по примеру 1 при различных дозировках: 500 и 1000 г/т с применением образцов нефти 1 и нефти 2 (таблица 1) и в сравнении с эффективностью ингибирования АСПО базовым (коммерческим) ингибитором.
Расчеты эффективности ИАСПО (Z) проводят по формуле:
Z=(m0-mи)/m0⋅100%,
где m0, mи - масса отложения АСПО в отсутствие и в присутствие ингибитора.
Результаты испытаний эффективности заявленного состава ИАСПО по примеру 1 в сравнении с базовым коммерческим реагентом при ингибировании отложений АСПО из нефти 1 и нефти 2 (таблица 1) при различных дозировках показаны в таблице 2.
Примеры 2-5 свидетельствуют о превышении эффективности ингибирования образования АСПО, проявляемой заявленным составом, в сравнении с базовым коммерческим реагентом. Превышение эффективности стабильно сохраняется как при использовании нефти различного состава, так и для случаев различных дозировок.
Примеры 6-10. Составы ИАСПО готовят аналогично примеру 1, но при использовании заданных соотношений компонентов (таблица 3). Полученные составы представляют собой гомогенные не расслаивающиеся на фазы растворы, стабильные во времени и не застывающие при температурах до минус 60°С, характеризующиеся кинематической вязкостью и коррозионной агрессивностью, удовлетворяющими эксплуатационным нормам.
Физико-химическую совместимость заявленных составов АСПО с нефтью определяют следующим образом. Пробу нефти перед испытанием фильтруют через сито 100 меш, разливают в пробирки. Затем добавляют ингибитор в массовых отношениях: 1:1, 1:3, 3:1, тщательно перемешивают встряхиванием, выдерживают в течение 3 ч при температуре 20°С и фильтруют через сито 100 меш. Ингибитор считают совместимым с нефтью при свободном прохождении их смеси через сито и отсутствии образования эмульсии, а также сгустков, комков и слизи на поверхности сита.
В результате эксперимента для всех испытанных составов по примерам 1, 6-10 наблюдают полную совместимость состава ИАСПО с нефтью 1 и нефтью 2 при всех указанных отношениях ингибитор: нефть.
Пример 11. Определение эффективности действия деэмульгатора в присутствии заявляемого ИАСПО по примеру 1 проводят методом стандартного статического отстоя. Водно-нефтяную эмульсию (исходная обводненность - 66,0 масс. %) разливают в градуированные отстойники объемом 100 мл, рассчитанное количество деэмульгатора вводят в эмульсию с помощью микрошприца, после чего эмульсию тщательно перемешивают в течение 2 мин и термостатируют при температуре предварительного сброса воды (50°С) в течение 2 ч. Объем выделяющейся воды фиксируют через определенные промежутки времени. Для оценки активности тестируемых деэмульгаторов в эксперимент включают «холостой» опыт, в котором эмульсию обрабатывают в тех же условиях без добавления деэмульгатора. Значения остаточной обводненности определяют методом центрифугирования пробы, отобранной с середины нефтяной фазы.
Количество отделившейся воды из водно-нефтяной эмульсии рассчитывают по формуле:
где Vi - количество воды отделившейся из эмульсии, мл;
Vисх.вода - количество воды, содержащееся в исходной водонефтяной эмульсии, мл. Содержание остаточной воды (масс. %) в эмульсии определяют из формулы:
где Wисх - начальная обводненность пробы эмульсии, масс. %;
Vпр - объем пробы, взятой на деэмульсацию, мл;
Vi - объем воды, выделившейся из эмульсии, мл.
Результаты оценки эффективности действия коммерческого деэмульгатора ДИН-1А (ТУ 2226-001-34743072-98) в присутствии ИАСПО с составом по примеру 1 приведены в таблице 4. Данные таблицы 4 показывают существенное повышение деэмульгирующего эффекта, вызванного синергией совместного действия базового деэмульгатора и предложенного ингибитора АСПО.
Пример 12 (сравнение с ближайшим аналогом). В кругл о донную колбу объемом 100 мл, снабженную мешалкой, последовательно загружают 5 г (10 масс. %) Неонола АФ 9-12, 5 г (10 масс. %) п-толуолсульфокислоты (ПТСК), 5 г (10 масс. %) метанола, 32,5 г (65 масс. %) Нефраса Ар 120/200 и 2,5 г (5 масс. %) моноэтаноламина. Смесь перемешивают в течение 30 мин при комнатной температуре. В процессе перемешивания ПТСК растворяется, и образуется непрозрачный опалесцирующий раствор, при стоянии расслаивающийся на две жидкие фазы.
Приведенный пример свидетельствует о том, что известная композиция проявляет фазовую неоднородность даже при комнатной температуре.
Claims (3)
1. Состав ингибитора образования асфальтосмолопарафиновых отложений, включающий неионогенное поверхностно-активное вещество, алкилбензолсульфокислоту, моноэтаноламин, метанол, отличающийся тем, что он дополнительно содержит добавку, в качестве которой используют смесь этилцеллозольва и пентаэритрита, и воду в качестве растворителя, а в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества - Неонол АФ 9-6 при следующем отношении компонентов, масс. %:
2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что этилцеллозольв и пентаэритрит он содержит в массовом отношении 15-30.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019103988A RU2717859C1 (ru) | 2019-02-13 | 2019-02-13 | Состав для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019103988A RU2717859C1 (ru) | 2019-02-13 | 2019-02-13 | Состав для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2717859C1 true RU2717859C1 (ru) | 2020-03-26 |
Family
ID=69943113
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2019103988A RU2717859C1 (ru) | 2019-02-13 | 2019-02-13 | Состав для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2717859C1 (ru) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2083627C1 (ru) * | 1995-01-12 | 1997-07-10 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Ингибитор асфальтено-смолопарафиновых и парафиногидратных отложений |
RU2115682C1 (ru) * | 1997-02-07 | 1998-07-20 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Состав для предотвращения асфальтено-смоло-парафиновых и парафино-гидратных отложений |
RU2480505C1 (ru) * | 2011-11-01 | 2013-04-27 | Дмитрий Владимирович Нелюбов | Состав ингибитора асфальтосмолопарафиновых отложений бинарного действия |
RU2566795C1 (ru) * | 2014-10-21 | 2015-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Состав для предотвращения асфальтено-смоло-парафиновых отложений |
RU2603315C1 (ru) * | 2015-12-01 | 2016-11-27 | Александр Дмитриевич Медведев | Состав для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений |
WO2017177009A1 (en) * | 2016-04-07 | 2017-10-12 | Ecolab USA, Inc. | Temperature-stable paraffin inhibitor compositions |
-
2019
- 2019-02-13 RU RU2019103988A patent/RU2717859C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2083627C1 (ru) * | 1995-01-12 | 1997-07-10 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Ингибитор асфальтено-смолопарафиновых и парафиногидратных отложений |
RU2115682C1 (ru) * | 1997-02-07 | 1998-07-20 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Состав для предотвращения асфальтено-смоло-парафиновых и парафино-гидратных отложений |
RU2480505C1 (ru) * | 2011-11-01 | 2013-04-27 | Дмитрий Владимирович Нелюбов | Состав ингибитора асфальтосмолопарафиновых отложений бинарного действия |
RU2566795C1 (ru) * | 2014-10-21 | 2015-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Состав для предотвращения асфальтено-смоло-парафиновых отложений |
RU2603315C1 (ru) * | 2015-12-01 | 2016-11-27 | Александр Дмитриевич Медведев | Состав для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений |
WO2017177009A1 (en) * | 2016-04-07 | 2017-10-12 | Ecolab USA, Inc. | Temperature-stable paraffin inhibitor compositions |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2742444C2 (ru) | Термостабильные композиции ингибиторов парафиноотложения | |
EP2178612B1 (en) | Method for separating crude oil emulsions | |
CA2904599A1 (en) | Foamers for removing low molecular weight alcohols | |
CA2966532A1 (en) | Encapsulated production chemicals | |
RU2717859C1 (ru) | Состав для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений | |
EA004853B1 (ru) | Состав и способ обработки нефтяного потока | |
RU2717860C1 (ru) | Композиция для ликвидации гидратных пробок | |
CA3144591C (en) | Demulsifying additive for separation of oil and water | |
RU2115682C1 (ru) | Состав для предотвращения асфальтено-смоло-парафиновых и парафино-гидратных отложений | |
RU2250246C1 (ru) | Состав для разрушения водонефтяных эмульсий и защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии и асфальтено-смолопарафиновых отложений | |
RU2213123C1 (ru) | Состав для разрушения водонефтяных эмульсий и очистки сточных вод, обладающий эффектом ингибирования сероводородной, углекислотной коррозии и асфальтено-смолопарафиновых отложений | |
RU2223294C1 (ru) | Состав для удаления асфальтено-смолистых и парафиновых отложений | |
RU2579071C1 (ru) | Ингибитор коррозии и асфальтосмолопарафиновых отложений | |
RU2720435C1 (ru) | Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений | |
RU2549538C1 (ru) | Состав для разрушения водонефтяных эмульсий | |
WO2019218032A1 (pt) | Composição modificadora de viscosidade, demulsificante e melhoradora de fluxo, seu processo de fabricação, seus usos e método para aumentar a produção em poços de petróleo pesado e extrapesado | |
RU2064480C1 (ru) | Состав для предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений | |
EP3440169B1 (en) | Removal of organic deposits | |
RU2265119C1 (ru) | Состав для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений | |
RU2065478C1 (ru) | Состав для разрушения водонефтяной эмульсии и ингибирования коррозии | |
RU2244100C1 (ru) | Гидрофилизирующий состав для предотвращения отложения парафина | |
RU2157398C1 (ru) | Деэмульгатор | |
Bęben | The effectiveness of chemicals used in the process of transmitting crude oil from the well to the processing plant | |
RU2262525C1 (ru) | Смазочная порошковая добавка для бурового раствора на водной основе | |
RU2124552C1 (ru) | Состав для разрушения водонефтяных эмульсий, ингибирующий асфальтено-смолопарафиновые отложения |