Ингибиторы парафиноотложений

Оценка эффективности действия ингибиторов парафиноотложения [c.199]

Эффективность действия некоторых ингибиторов парафиноотложения для различных нефтей Западной Сибири можно видеть из табл. 5.31. [c.502]

Одним из вариантов решения указанных проблем является применение депрессоров и ингибиторов парафиноотложения, в качестве которых предложены многочисленные нативные нефтяные и синтетические композиции. Несмотря на это до настоящего времени для некоторых видов сырья не удается разработать эффективные депрессоры и унифицировать их функциональные свойства. Таким образом, особую значимость приобретают научно обоснованные технологии получения и применении депрессоров и ингибиторов парафиноотложения для различных видов нефтяного сырья. Интенсивное внедрение присадок различного функционального назначения в нефтяной отрасли требуют одновременно теоретического обоснования действия предлагаемых реагентов для квалифицированного их синтеза. [c.240]

Принципы создания и применения депрессоров и ингибиторов парафиноотложения для высокозастывающего нефтяного сырья [c.240]

В 1986 г. СибНИИНП в соответствии с рабочими программами осуществлял авторский надзор за внедрением ингибиторов парафиноотложения типа ИПС в производственных объединениях "Нижневартовскнефтегаз" (НВНГ), "Сургутнефтегаз" (СНГ), "Юганскнефтегаз" (ЮНГ). [c.197]

Компонент в составах ингибитора парафиноотложений Ингибитор сероводородной коррозии (200—500 мг/л) Компонент в составах для предотвращения отложений парафина [c.63]

Модификаторы позволяют удерживать парафин во взвешенном состоянии на всем пути движения нефти, являются наиболее эффективными ингибиторами парафиноотложений. В качестве модификаторов используют химические вещества, имеющие структуру, сходную со структурой парафина. За рубежом широко применяют полиэтилен в сочетании с другими ингибиторами. [c.192]

Эффективность действия ингибиторов парафиноотложений [5.22] [c.502]

Принципы создания и применения депрессоров и ингибиторов парафиноотложения [c.241]

Влияние на органолептические свойства и санитарный режим воды водоемов. Пороговая концентрация ингибитора парафиноотложения ХТ-48 по запаху —0,49 мг/л. Изучение стабильности ингибитора парафиноотложения ХТ-48 показало, что интенсивность запаха в 3 балла уменьшается до [c.67]

Значительно увеличивают скорость образования водонефтяных эмульсий ингибиторы парафиноотложения, химические реагенты, применяемые для предотвращения образования неорганических солей и уменьшения процессов коррозии нефтепромыслового оборудования. Затрудняет процессы очистки воды от эмульгированной нефти использование в технологических процессах добычи нефти различных кислот и бактерицидов. При тепловых методах воздействия на пласт повышение температуры способствует переводу в воду низкоплавких парафинов и асфальтеновых материалов, которые ведут себя как твердые вещества, затрудняя удаление загрязнений. [c.339]

ГО месторождения использовались органические растворители, ан-типенные присадки, деэмульгаторы, ингибиторы парафиноотложений и их композиции. Реагенты вводили в количестве 0,02 % мае. к нефти. В качестве ингибитора парафиноотложения использовали СНПХ-7214 р(с), показавший лучшие результаты на нефти Казанского месторождения. В результате испытаний установлено, что [c.199]

B. И. Семин (ВНИИГаз) экспериментально изучал особенности гидратообразования нефтяных газов в присутствии некоторых ингибиторов парафиноотложения и обнаружил, что ингибиторы ПГО и СНПХ-7Г-1 дают положительный эффект (изменение температуры составляет 5 и 4 °С соответственно). А вот испытания ПАВ в качестве ингибиторов гидратообразования положительных результатов не дали, и на этом В. И. Семин прекратил дальнейшие экспериментальные исследования [5]. В 1986 г. Р. М. Мусаев с соавторами провели лабораторные исследования системы ДЭГ+ПАВ (в качестве ПАВ использовали проксанол, сульфанол, ДС-РАС, ката-пин-А, И-25-Д, комплексон НТФ, желатин). Было установлено, что добавление ПАВ в количестве 1-2 % к ДЭГ резко изменяет адгезивные свойства образующегося газового гидрата. Но какой-либо законченной технологии применения ПАВ в смеси с гликоля-ми Р. М. Мусаев не предложил. [c.13]

Ниже представлены результаты исследований с применением принципов физико-химической механики нефтяных дисперсных систем, итогом которых явился новый подход к разработке депрессоров и ингибиторов парафиноотложения для высокозастывающего нефтяного сырья, создание рецептуры черной печатной газетной краски на основе недефицитного нефтяного сырья, а также смазочной композиции с улучшенными эксплуатационными характеристиками. Предложен возможный вариант объяснения аномалий в процессах высокотемпературной парофазной сорбции нормальных парафинов на цеолитах. Несмотря на различную направленность в исследованиях просматриваются некоторые общие подходы при их постановке и анализе результатов, которые могут быть с успехом распространены на другие подобные испытуемые системы. [c.239]

Данные лабораторных и промышленных экспериментов о структурных изменениях в нефтяном сырье в низкотемпературной области при воздействиях депрессоров и ингибиторов парафиноотложения и без них и их рассмотрение и анализ с применением коллоидно-химических представлений позволили предложить некото-[зыс догюлнительные детали механизма этих воздействий. [c.242]

Несмотря на значительный ассортимент депрессоров и ингибиторов парафиноотложения, механизм их действия остается до последнего времени вопросом дискуссионным. Как правило, рассматриваются два возможных варианта отложения парафина на внутренних поверхностях технологического оборудования и трубопроводов вследствие пересыщения нефтяного раствора при соприкосновении с холодными стенками труб, а также в потоке перекачиваемой нефтяной системы. Улучшение текучести высокозастывающих нефтей и газовых конденсатов и предотвращение парафиноотложения при введении в систему соответственно депрессоров или ингибиторов парафиноотложения связывают с поверхностным и объемным механизмом их действия. Согласно первому механизму, молекулы присадки, имеющие длинные алкильные радикалы, встраиваются в растущие крис га. лы парафиновых углеводородов, начиная со стадии зародышеобразования. При этом полярные функциональные группы присадки ориентируются в дисперсионную среду и тормозят встраивание парафиновых углеводородов в растущую структуру, что ограничивает ее рост. По второму механизму предполагается, что молекулы депрессорной присадки за счет высокой полярности функциональных групп формируют собственные ассоциаты и мицеллы при температурах более высоких, чем температура ассоциатообразования молекул нормальных парафинов. Такие мицеллы содержат полярные группы внутри ассоциата, а алифатические радикалы направлены в дисперсионную среду. Это способствует сольватации таких мицелл молекулами нормальных парафиновых углеводородов и созданию аморфизированных структур. Их кристаллизация в охлажденных нефтяных дисперсных системах носит локализованный характер, и при конденсации [c.242]

Не исключая возможности проявления вышеуказанных превращений в нефтяной дисперсной системе, дальнейшие рассуждения и анализ экспериментальных данных позволили предложить принципиально иной возможный механизм воздействия на нефтяные системы депрессоров и ингибиторов парафиноотложения па полимерной осгюве. [c.243]

Определение действия реагентов на процесс парафиноотложения. Реагенты, применяемые для ОПЗ скважин, одновременно могут являться и ингибиторами парафиноотложений. Для определения ингибирующего действия испытуемых реагентов используется следующая методика. Испытания эффективности реагента проводятся методом "холодного стержня (цилиндра) на установке, представленной на рис. 43. В химические стаканы емкостью 200 или 400 мл наливают равное количество очищенного осветительного керосина и засьшают равные навески мелкоизмельченного парафина (ТУ 6-09-3637-74), чтобы массовая концентрация его в керосине была равной 20%. Стаканы помещаются в водяную баню и нагреваются до 90°С. Затем при помощи микроишрица или микробюретки добавляется испытуемый реагент в различных количествах. В последний стакан химреагент не добавляется для проведения контрольного опыта. Подготовленные к опыту и пронумерованные стаканы ставят на магнитные мещалки, включенные на перемещивание. Перемешивание регулируется так. чтобы оно было равномерным и одинаковым во всех стаканах. [c.117]

Воздействие депрессоров и ингибиторов парафиноотложения на нефтяные системы осуществляется при температурах не выше 100°С, как правило, при нормальных или небольших избыточных давлениях. В этих условиях нефтяные системы представляют обратимые дисперсные системы. Дисперсной фазой в этих системах являются твердые углеводороды, включающие высокомолекулярные парафины, церезины, смолисто-ас-фат ьтеновые вещества, полициклические ароматические углеводороды и т.п. Физические взаимодействия указанных групп химических элементов приводят к формированию в системе агрегативных комбинаций, представляющих собой обратимые структурные образования различных размеров, зависящих, в частности, от температуры системы. [c.244]

На базе проведенных исследований разработаны модельные представления, качественно и в некоторой степени количественно объясняющие процессы структурообразования в нефтяных дисперсных системах и механизм действия модификаторов их структуры, представляющие основу пригщипов подбора ингибиторов парафиноотложения и депрессорных присадок для высокозастывающих нефтей и газовых конденсатов. [c.247]

Комплексное изучение различнрлх ингибиторов парафиноотложения и депрессоров, созданных па основе нефтяного и синтетического сырья, применение коллоидно-химических представлений при анализе их действия, учет аномального поведения нефтяного сырья при определенных внешних условиях позволили, наряду с уточнением механизма действия присадок рассматриваемых типов, предложить общую классификацию модификаторов структуры нефтяного сырья, представленную на рис, 9.5. [c.248]

В этих случаях эффективными методами восстановления продуктивности скважин являются различные тепловые воздействия на призабойную зону, а также обработки ингибиторами парафиноотложения (типа ХТ-48) или промызка углеводородными растворителями. [c.103]

Институтами ВНИПИГаз (Азербайджан) и ЮжНИИгипрогаз были разработаны ингибиторы парафиноотложения ДИП-1 и ИКТ-1 А. Последний представляет собой композицию реагентов ИКТ-1 [c.33]

Следует отметить, что применение ингибиторов парафиноотложений одновременно с применением депрессаторов в ряде случаев ухудшает реологические свойства нефтей. Так дозирование в нефть ингибиторов парафиноотложений Sepaflux-XA-2 и Pro hinor Sol 63 при использовании депрессатора АР-1804 для нефти месторождения Дракон настолько ухудшало реологические свойства нефтей, что их перекачка становилась невозможной. Поэтому подбор ингибиторов парафиноотложений должен проводиться тщательно с учетом состава нефти, условий перекачки и добавок различных химических реагентов. [c.34]

Испытание ингибитора парафиноотложения СНПХ-7212, которое проводилось СибНИИНП на Вынгапуровском месторождении, существенных результатов не дало. Недостаточная эффективность ингибитора СНПХ-7212 может быть объяснена наличием слоя многолетнемерзлых пород, повышенным газовым фактором, малым дебитом нефти. [c.377]

На Уренгойском ГКМ проведены испытания ПАВ типа СНПХ, Азолят и Дорад-1Б, которые оказались эффективными депрессаторами-ингибиторами парафиноотложений. При введении их в нефть при концентрации 0,25 — 2 % снижается температура ее застывания на 21—28 °С. При этом существенно уменьшаются напряжение сдвига, эффективная вязкость и увеличивается подвижность нефти с неразрушенной [c.501]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология