Ингибитор асфальтосмолопарафиновых отложений для парафинистых и высокопарафинистых смолистых нефтей

Изобретение описывает ингибитор асфальтосмолопарафиновых отложений для парафинистых и высокопарафинистых смолистых нефтей содержит сополимер алкилакрилатов С16-С20 с акрилатом додециламина и толуол, характеризующийся тем, что дополнительно содержит окисленную нефтеполимерную смолу при следующем соотношении компонентов, мас. %:

сополимер алкилакрилатов С16-С20 с акрилатом додециламина 45,0-49,0 окисленная нефтеполимерная смола 1,5-3,0

толуол остальное

Технический результат заключается в высокой степени ингибирования. 2 табл.

 

Изобретение относится к области ингибирования процесса образования нежелательных отложений в нефтепромысловом оборудовании и может быть использовано при транспортировке и хранении нефти.

Известен ингибитор асфальтосмолопарафиновых отложений [US 6750305 В2, МПК C08F 26/08, опубл. 15.06.2004], который был получен на основе полимера А, состоящего из: 73 мас. % акрилатов С1822; 15 мас. % акрилатов С30; а также 12 мас. % N-винилпирролидона.

Известен состав ингибитора асфальтосмолопарафиновых отложений [RU 2480505 С1, МПК С09K 8/524 (2006.01), опубл. 27.04.2013], включающий в себя реагент 1 и реагент 2 при их массовом соотношении 33,4% к 66,6%. При изготовлении реагента 1 применяется только стеариновая кислота и полиэтиленполиамины, а для изготовления реагента 2 - стеариновая кислота и пентаэритрит. Реагент 1 является продуктом синтеза стеариновой кислоты и полиэтиленполиаминов при их мольном соотношении 1,63 к 1. Реагент 2 является продуктом синтеза стеариновой кислоты и пентаэритрита при мольном их соотношении 3 к 1.

Известен ингибитор на основе сополимеров, содержащих этилен, виниловые сложные эфиры, в частности винилацетат и сложные эфиры (мет)акриловой кислоты, полученные из сложных эфиров, содержащих разветвленные алкильные, циклические алкильные или алкилзамещенные арильные фрагменты и имеющие среднюю молекулярную массу от 35000 г/моль до 150000 г/моль [СА 2889070 С, МПК C08F 2/06, опубл. 28.11.2017].

Однако вышеперечисленные ингибиторы отличаются сложной технологией производства и низкой степенью ингибирования процесса образования асфальтосмолопарафиновых отложений для парафинистых и высокопарафинистых смолистых нефтей.

Известен ингибитор асфальтосмолопарафиновых отложений (присадка К-210) [RU 2541680, МПК (2006.01) С09К 8/524, опубл. 20.02.2015.], выбранный в качестве прототипа и имеющий следующий состав, мас. %:

сополимер смеси алкилакрилатов C16-C20 с акрилатом
додециламина 45,0-47,0
сульфат додециламина 2,0-3,0
толуол остальное.

Однако он недостаточно эффективен для нефтей с массовой долей парафиновых углеводородов более 10% мас., смолисто-асфальтеновых компонентов более 20% мас. и для перекачки нефти и нефтепродуктов при температурах ниже 20°С.

Техническим результатом предложенного изобретения является разработка состава ингибитора, обладающего высокой степенью ингибирования процесса образования асфальтосмолопарафиновых отложений в парафинистых и высокопарафинистых смолистых нефтях. Ингибитор асфальтосмолопарафиновых отложений для парафинистых и высокопарафинистых смолистых нефтей, также как в прототипе, содержит сополимер алкилакрилатов С1620 с акрилатом додециламина и толуол.

Согласно изобретению ингибитор дополнительно содержит окисленную нефтеполимерную смолу при следующем соотношении компонентов, мас. %:

сополимер алкилакрилатов С1620 с акрилатом додециламина 45,0-49,0
окисленная нефтеполимерная смола 1,5-3,0;
толуол остальное.

Окисленную нефтеполимерную смолу получают окислением нефтеполимерной смолы, синтезированной термической полимеризацией непредельных соединений фракции С9 жидких продуктов пиролиза, 9% Н2О2 по методике, приведенной в [Fisenko D.V., Manankova А.А, Bondaletov V.G., Fillipova M.Y., Yakimova V.A. Oxidative modification of petroleum resins and reception of emulsions with industrial oils // Petroleum and Coal. 2016. V. 58. №5. P. 590-596]

В таблице 1 представлены рецептуры получения предлагаемых ингибиторов.

В таблице 2 показана степень ингибирования асфальтосмолопарафиновых отложений в парафинистых и высокопарафинистых смолистых нефтях в зависимости от состава предлагаемых ингибиторов.

Ингибитор-1 получили путем смешения растворов реагента 1 и реагента 2 при их массовом соотношении 95,0% к 5,0%. Реагент 1 готовили растворением 49,5 г сополимера алкилакрилатов С1620 с акрилатом додециламином в 50,5 г (58,3 см3) толуола. Реагент 2 получали растворением 30,0 г окисленных нефтеполимерных смол в 70 г (79,5 cm3) о-ксилола. Рецептура получения других ингибиторов представлена в таблице 1.

Количественную оценку процесса осадкообразования определяли на установке, разработанной на основе известного метода «холодного стержня» [Агаев С.Г., Березина З.Н., Халин А.А. // Нефтепромысловое дело. 1996. №5. С. 16].

Степень ингибирования процесса осадкообразования рассчитывали по формуле:

где I - степень ингибирования, %;

min - масса осадка исходной образца, г;

mобр - масса осадка образца в присутствии присадки, г.

Степень ингибирования асфальтосмолопарафиновых отложений всеми исследуемыми ингибиторами, взятыми в концентрации 0,03-0,05 мас. %, оценивали для парафинистых, высокопарафинистых смолистых нефтей.

Анализ результатов, представленных в таблице 2, показывает, что предлагаемый ингибитор имеет более высокую степень ингибирования по сравнению с прототипом (присадкой К-210) для парафинистых и высокопарафинистых смолистых нефтей.

ПУ - парафиновые углеводороды.

САК - смолисто-асфальтеновые компоненты.

Ингибитор асфальтосмолопарафиновых отложений для парафинистых и высокопарафинистых смолистых нефтей, содержащий сополимер алкилакрилатов С1620 с акрилатом додециламина и толуол, отличающийся тем, что дополнительно содержит окисленную нефтеполимерную смолу при следующем соотношении компонентов, мас. %:

сополимер алкилакрилатов C16-C20 с акрилатом додециламина 45,0-49,0
окисленная нефтеполимерная смола 1,5-3,0

толуол остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на объектах добычи нефти или газа. Устройство включает блок подключения скважинный, корпус которого выполнен в виде трубопровода со сквозным отверстием и соединительными фланцами по краям, насос и емкость для поверхностно-активного вещества.

Изобретение предназначено для применения в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, в лифтовых трубах которых образуются различного рода отложения, например асфальтосмолопарафиновые отложения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам предотвращения образования твердых отложений минеральных солей, содержащих радиобарит, на оборудовании для добычи углеводородов.

Изобретение относится к растворителям для устранения асфальтеновых отложений в стволах скважин и эксплуатационных трубопроводах. Способ обработки ствола скважины, проникающего в подземный пласт, для устранения асфальтеновых отложений, содержащихся в стволе скважины, включающий обеспечение растворителя асфальтенов, который состоит из диметилсульфида, и введение указанного растворителя асфальтенов в ствол скважины.

Группа изобретений относится к области нефтедобычи, в частности к способам подачи реагентов в скважину и наземное оборудование. Способ включает размещение устройства с реагентом в стволе скважины или во внутритрубном пространстве поверхностного нефтепромыслового оборудования, растворение реагента добываемой жидкостью.

Изобретение относится к погружным устройствам для подачи реагента в скважину, оборудованную штанговым насосом. Устройство содержит устанавливаемые в скважину ниже нефтедобывающего оборудования емкость для реагента и сообщенный с ней имеющий собственный привод поршневой насос-дозатор, полость которого имеет возможность соединения всасывающим каналом с емкостью для реагента, а нагнетательным - со скважиной.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может быть использована при добыче нефти с большим содержанием асфальто-смолистых и парафиновых компонентов нефти (АСПО).

Изобретение относится к области добычи природного газа и может быть применено для предупреждения гидратообразования и разрушения гидратов в газосборных шлейфах (ГСШ), расположенных в районах Крайнего Севера.

Изобретение относится к извлечению углеводородов из подземного пласта. Способ извлечения углеводородов из подземного пласта, включающий формирование суспензии, содержащей флюид-носитель и реакционно-способные наночастицы, каждая из которых содержит ядро, содержащее один или более из следующих металлов: Mg, Mn и Zn, и оболочку из оксида алюминия, наносимую на и полностью инкапсулирующую ядро, ядро является более реакционно-способным экзотермически реагировать с водой, чем оболочка из оксида алюминия, подачу суспензии в подземный пласт, содержащий углеводородный материал с образованием эмульсии, стабилизированной реакционно-способными наночастицами и содержащей диспергированную фазу из углеводородного материала и непрерывную фазу из водного материала, экзотермическую реакцию по крайней мере части реакционно-способных наночастиц по крайней мере с водным материалом внутри подземного пласта, при этом образуется обработанный углеводородный материал из углеводородного материала, и извлечение обработанного углеводородного материала из подземного пласта.

Изобретение относится к экспериментально-аналитическим методам прогнозирования эффективности ингибиторов гидратообразования и может быть использовано как экспресс-метод в нефтегазодобывающей и перерабатывающей промышленности.

Настоящее изобретение относится к способу суспензионнофазного гидрокрекинга тяжелого углеводородного сырья в реакторе суспензионнофазного гидрокрекинга. Способ включает введение первой добавки в сырье ниже по потоку от питательного насоса для ввода сырья и выше по потоку от теплообменника предварительного нагрева с образованием сырья с мелкими частицами, причем добавка содержит мелкие частицы, с распределением по размеру менее 500 мкм, отдельное введение второй добавки в сырье с мелкими частицами ниже по потоку от питательного насоса для ввода сырья и выше по потоку от реактора суспензионнофазного гидрокрекинга, причем вторая добавка содержит крупные частицы со средним размером частиц в интервале от 400 мкм до 2000 мкм, и выведение продуктов реакции из реактора суспензионнофазного гидрокрекинга.

В настоящем изобретении предложены устройство и способы обработки нефтеперерабатывающей установки или оборудования нефтеперерабатывающей установки во время эксплуатации указанной нефтеперерабатывающей установки, где, в частности, способ включает поддержание в течение периода обработки нефтеперерабатывающей установки в режиме эксплуатации, обычном для самой установки, включающем подачу в нефтеперерабатывающую установку свежего сырья; при поддержании нефтеперерабатывающей установки в режиме эксплуатации выполняют одно или оба действий, выбранных из а) и b); a) введение в нефтеперерабатывающую установку, в течение периода обработки, обрабатывающей жидкости на углеводородной основе; b) изменение установленной скорости подачи, используемой в начале обработки нефтеперерабатывающей установки или оборудования нефтеперерабатывающей установки, при этом установленную скорость подачи изменяют в диапазоне от максимальной рабочей скорости для нефтеперерабатывающей установки, включающей проектную скорость для нефтеперерабатывающей установки, до минимальной рабочей скорости, которую устанавливают на уровне, соответствующем рабочему состоянию нефтеперерабатывающей установки при минимальной производительности; в котором указанная обрабатывающая жидкость на углеводородной основе выбрана из группы, состоящей из продуктов перегонки сырой нефти, полученных на нефтеперерабатывающей установке и/или в любом случае присутствующих в нефтеперерабатывающей установке при конечной обработке продуктов, смешивании компонентов конечных продуктов, промежуточных продуктов или сырья в нефтеперерабатывающей установке; при этом указанное введение обрабатывающей жидкости на углеводородной основе и/или указанное изменение скорости подачи при обработке создает дополнительный источник или источники для перегонки относительно количества, полученного при установленной скорости; и перегонку указанного дополнительного источника или источников для перегонки с целью обработки установки.

Изобретение относится к способу преобразования углерода в оксид углерода. Данный способ включает приведение углерода в контакт с паром в присутствии материала со структурой типа карнегиита, имеющего формулу (Na2O)xNa2[Al2Si2O8], где 0<х≤1.

Изобретение относится к способу выбора растворителя или смеси растворителей, применимых для уменьшения образования отложений, очистки от существующих отложений и/или снижения скорости формирования отложений.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для снижения температуры застывания парафинистых нефтей при их транспортировке и хранении.
Изобретение относится к полимерам, используемым в качестве добавки для ингибирования образования отложений парафина. .
Изобретение относится к мерам предотвращения асфальтеновых отложений и аппаратуре при добыче, транспортировке и переработке нефти. .
Изобретение относится к полимерной промышленности и может быть использовано для устранения утечек среды (пара, воды) из трубопроводного оборудования под давлением.

Изобретение описывает ингибитор асфальтосмолопарафиновых отложений для парафинистых и высокопарафинистых смолистых нефтей содержит сополимер алкилакрилатов С16-С20 с акрилатом додециламина и толуол, характеризующийся тем, что дополнительно содержит окисленную нефтеполимерную смолу при следующем соотношении компонентов, мас. : сополимер алкилакрилатов С16-С20 с акрилатом додециламина 45,0-49,0 окисленная нефтеполимерная смола 1,5-3,0 толуол остальное Технический результат заключается в высокой степени ингибирования. 2 табл.

Наверх