Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

Федеральное государственное образовательное учреждение высшего образования

САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Факультет Нефтетехнологический

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

КУРСОВАЯ РАБОТА

По дисциплине «Комплексная химизация нефтегазодобычи»

«Ингибиторы парафиноотложений»

Самара, 2021



Содержание

Введение

1. Литературный обзор на тему: Ингибиторы парафиноотложений

2. Патентный обзор на тему: Ингибиторы парафиноотложений

3. Обобщение литературных данных

4. Определение склонности пластовых вод к образованию осадка солей

4.1 Определение склонности пластовых вод к образованию CaSO4

4.2 Определение склонности пластовых вод к образованию CaCO3

4.3 Определение склонности пластовых вод к образованию FeCO3

Вывод

5. Разработка рекомендации по технологии закачки нефтепромысловых составов в нефтяные пласты

5.1 Перечень необходимого оборудования

5.2 Технология приготовления состава на промысле

5.3 Рекомендации по расстановке оборудования, технологии закачки состава в нефтяные пласты

Выводы

Заключение

Список использованных источников

Приложение



Введение

Асфальто-смолистые и парафиновые отложения (АСПО) содержатся в составе нефтей почти во всех нефтедобывающих районах РФ. Химический состав АСПО зависит от свойств добываемой нефти, термо- и гидродинамических условий продуктивных пластов, геологических и физических особенностей, способа разработки и эксплуатации месторождений.

При добыче нефти одной из проблем, вызывающих осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются АСПО. Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению производительности системы, уменьшению МРП работы скважин и эффективности работы насосных установок.

АСПО увеличивают износ оборудования, расходы электроэнергии и давление в выкидных линиях. Поэтому борьба с АСПО - актуальная задача при интенсификации добычи нефти.

соль технология нефтепромысловый закачка



1. Литературный обзор на тему: Ингибиторы парафиноотложений

Под парафиновыми соединениями, выделяющимися из нефти в скважинах в процессе добычи нефти, понимают сложную углеводородную физико-химическую смесь, в состав которой входит целая гамма веществ.

В первую очередь это - собственно парафины, представляющие собой углеводороды метанового ряда от С16Н34 до C64H130, а также асфальтосмолистые соединения, силикагелевые смолы, масла, вода, механические примеси.

Содержание отдельных компонентов в парафинистой массе различно и зависит от условий формирования нефтяной залежи и характеристики нефти. Общепринятая по ГОСТ 912-66 технологическая классификация делит нефти по содержанию парафина на следующие виды:

малопарафиновые менее 1,5 % (по массе);

парафиновые от 1,5 до 6 % (по массе);

высокопарафиновые более 6,0 % (по массе).

При этом следует сказать, что наличие парафина независимо от его количества в нефти ставит перед производственниками много технологических и технических задач, связанных с ликвидацией осложнений, вызываемых им.

Парафины в нефти в пластовых условиях находятся в растворенном состоянии. Нефти одного и того же района содержат тем меньше парафина, чем больше в них смолистых веществ. Содержание парафина в нефтях одного и того же месторождения возрастает с глубиной залегания. Температура плавления твердых парафиновых углеводородов тем выше, чем больше их молекулярная масса. Плотность парафинов в твердом состоянии колеблется от 865 до 940 кг/м3, а в расплавленном - от 777 до 790 кг/м3. Растворимость парафина в органических жидкостях велика, падает с увеличением молярной массы и растет с повышением температуры.

В химическом отношении парафины различаются стойкостью по отношению к разным химическим реагентам. Серная кислота не действует на парафин не только при низких температурах, но и при высоких. Обычные азотная и соляная кислоты, а также щелочи инертны в отношении парафина. Парафин легко окисляется воздухом.

Высокомолекулярные парафины от С37Н74 до С53Н108 называемые церезинами, отличаются по своим свойствам от обычных парафинов - имеют более высокую температуру кипения, а также обладают большими молекулярными массами и плотностью.

В состав смолистых веществ входят азот, сера и кислород. Они обладают высокой молярной массой, нелетучи, имеют большую неоднородность. По классификации некоторых ученых к группе смолистых соединений отнесены асфальтены.

В связи с испарением и окислением нефти увеличивается содержание смолистых веществ в ней. Содержание смол возрастает при контакте с краевыми водами. Нефти обводненных скважин оказываются более смолистыми даже в пределах одного и того же месторождения.

Так, например, среднее содержание (%, по массе) асфальтенов в безводных туймазинских нефтях составляет 4,4 - 8,0, в обводненных - 7,8 - 8,3.

Содержание смолистых веществ и парафина связано обратным соотношением.

В нефти содержится небольшое количество асфальтенов (2-5 %). Плотность их колеблется в пределах 1000 кг/м3, они хорошо растворяются в бензоле, но нерастворимы в спирте и бензине. Таким образом, состав АСПО зависит от состава нефти и термодинамических условий их образования.

Основными компонентами отложений являются парафины, содержание которых изменяется от 20 до 70 % (по массе), и асфальтосмолистые соединения - от 20 до 40 % (по массе). Температура застывания парафинов на 3 - 10 °С выше температуры застывания отложений и составляет 66 - 75 °С.

Применение ингибиторов приводит к уменьшению адсорбции асфальтосмоло-парафиновых веществ на стенках оборудования; формированию модифицированных (несвязанных) структур парафина, смол и асфальтенов; увеличению моющих свойств нефтеводяного потока по отношению к асфальтосмолопарафиновым отложениям и тем самым предотвращению отложений парафина в нефтепромысловом оборудовании.

Химические соединения и химреагенты, используемые в качестве ингибиторов парафиноотложений, по механизму действия можно разделить на группы:

адгезионного (смачивающего, гидрофилизирующего, покрывающего) действия;

модифицирующего (депрессорного) действия;

моющего (комплексного, многофазного детергентного действия).

Основу ингибиторов адгезионного действия составляют: полиакриламид, силикаты, высокомолекулярные амфолиты, водорастворимые высокомолекулярные органические амины, пиридиновые основания сульфаты, сульфонолы, фосфаты. К ним относятся реагенты: полиакриламид, полиамфолит СПА, Е2846-1, Е2846-11, РБИ-1, РБИ-2,ИКБ-1,ИКБ-2и др.

Ингибитор модифицирующего действия состоит в основном из сополимеров этилена с непредельными сложными эфирами (винилацетатом, акриловой, метакриловой кислотами, малеиновым ангидридом и т. д.), нефтерастворимых полимеров (полипропилена, полиэтилена, полиизобутилена и т. д.). К ним относятся реагенты: ДН-1, ВЭС-501, Азо-лят-7, полиизобутилен КП-10, С4160, С4117 и др.

Ингибиторы моющего действия включают в основном нефтерастворимые неиногенные, катионные и анионные ПАВ: оксиалкилированные алкифенолы, спирт, амины и др. К ним относятся реагенты, XT-48, XT-54, XT-65, Коррексит-7815, Коррексит-7826, Коррексит-7833, Антипар S-30., Антипар Д-10, Пластол PL-11, Пластол PL-12, ИПС-1, ИПС-2 и ингибиторы парафиноотложений типа СНПХ-7000. Типичными представителями этих групп ингибиторов являются полиакриламид, ВЭС-501, XT-48.

К ингибиторам третьей группы примыкают детергенты-удалители парафиноотложений, отличающиеся от входящих в первые две группы во-дорастворимостью ОП-10, термос-2, РБД-З, РБД-4, РБД-5.

В качестве детергентов-удалителей широко используются водорастворимые реагенты первой группы: органические сульфонолы, сульфаты, фосфаты и их смеси с водорастворимыми неионогенными ПАВ, МЛ-72, МЛ-70, а также полиакриламид. Применение перечисленных реагентов обусловлено их высокой смачивающей способностью и диспергирующим действием по отношению к парафиноотложениям. Типичным представителем детергентов-удалителей, по механизму действия аналогичных ингибиторам первой группы, является МЛ-72. В качестве высокоэффективных растворителей-удалителей или детергентов-растворителей используются парафиноароматические углеводороды С6--С20 с добавкой реагентов-ингибиторов второй и третьей группы. К ним относятся: Виско-914, Виско-4700, MEN-234, MEN-240, MEN-261, MEN-262, Антипар PL-282, Антипар KS-2, Антипар SR-282.

Механизм действия ингибиторов адсорбционного действия заключается в гидрофилизации металлической поверхности нефтепромыслового оборудования (труб) полимерным высокомолекулярным полярным адсорбционным слоем. Этот слой является как бы смазкой для неполярной парафиносодержащей нефтяной фазы, обеспечивающей сокращение отложений на поверхности оборудования.

Ингибиторы модифицирующего действия изменяют кристаллическую структуру парафинов в момент возникновения твердой фазы. В результате образуются дендритные недоразвитые кристаллы парафина, структурно несоединенные друг с другом.

Действие ингибиторов моющего типа заключается в следующем:

ингибитор растворяется в нефти непосредственно или через контакт фаз вода--ингибитор--нефть;

алкановые блоки ПАВ внедряются в парафиноотложения в момент фазового перехода в твердое состояние и сокристаллизуются с ними;

гидрофильные блоки концентрируются на поверхности раздела фаз в воде, стенках оборудования;

гидрофобные блоки концентрируются на поверхности раздела фаз в нефти;

полярные анионные и катионные группы ПАВ воздействуют на зарождение, рост кристаллов и величину частиц дисперсии асфальтосмолопарафиновых отложений;

ингибиторы непрочно адсорбируются на металле и легко смываются потоком пластовой воды или нефти;

двигаясь с потоком продукции скважин, ингибиторы поддерживают парафиноотложения в мелкодисперсном состоянии, обеспечивая отмыв зародышей кристаллов со стенок нефтепромыслового оборудования.

Действие детергентов-удалителей парафиноотложений заключается в следующем. При температуре плавления асфальтосмолопарафиновых отложений (50-80 °С) ПАВ способствует отмыву, диспергированию, а также предотвращает повторное отложение парафина при охлаждении нефтяного потока.

В основе технологии применения ингибиторов адсорбционного действия лежит периодическая обработка нефтепромыслового оборудования водным раствором реагента с последующим осаждением его на трубах в течение определенного времени.

Технология имеет ряд недостатков: периодические остановки (простой скважин), смыв слоя со стенок водонефтяным потоком, ограничение эффективной защиты участком обработки, загрязнение оборудования реагентом.

Технология применения ингибиторов модифицирующего действия основана на понижении температуры застывания и улучшении реологических свойств нефти. Процесс осуществляется при условии непрерывной подачи реагента в нефть при температуре выше температуры начала кристаллизации парафина.

Технология использования ингибиторов моющего действия предусматривает диспергирование и отмыв зародышей кристаллов, образующихся как в объеме, так и на стенках оборудования при условии непрерывной подачи реагента в нефть при температуре выше температуры начала кристаллизации парафина.

В основе технологии применения детергентов-удалителей лежит диспергирующее, моющее, эмульгирующее, деэмульгирующее, пенообразующее действие реагента, водный раствор используют при температуре плавления асфальтосмолопарафиновых отложений, периодически обрабатывая нефтепромысловое оборудование.

Технология применения детергентов-растворителей основана на растворении и диспергировании парафиноотложений при температуре ниже температуры плавления парафиновых отложений. Детергенты-растворители используют для периодических обработок парафинизирующегося оборудования.



2. Патентный обзор на тему: Ингибиторы парафиноотложений

Патент № 2159788. Ингибитор парафиноотложений

Эффективность ингибиторов асфальтосмолопарафиновых отложений зависит от состава и взаимосвязи входящих в ингибитор компонентов. Наиболее эффективное их сочетание базируется на использовании неионогенных и анионоактивных ПАВ в ароматическом растворителе.

В данном изобретении, для решения поставленной задачи, в качестве неионогенного ПАВ были использованы оксиэтилированные высшие спирты общей формулы C_12-14H_25-29-(OC₂H₄)_yOH, где y = 3-10, конкретно, додецил(тетрадецил)триэтиленгликолевый эфир C_12-14H_25-29-(OC₂H₄)₃OH (1), выпускаемый по ТУ 38-5901261,3-90, и додецил(тетрадецил) декаэтиленгликолевый эфир C_12-14H_25-29-(OC₂H₄)₁₀OH (2), выпускаемый по ТУ 6-14-864-88. Радикалы (C_12-14H_25-29) в смеси всегда присутствуют одновременно. Следует отметить, что количество оксиэтильных групп (OC₂H₄) в эфире C_12-14H_25-29-(OC₂H₄)₁₀OH может быть 4 -9 в силу технологических особенностей процесса производства.

В качестве анионоактивного ПАВ были использованы сульфированные аддукты общей формулы

R₁SO_m^-K⁺,

где R₁= C_nH_(2n+1)-C₆H₄ или R₁=C_nH_(2n+1)-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

конкретно, следующие вещества:

- смесь моно-, ди-, триэтаноламинных солей нонил(додецил)бензол- сульфокислоты (3), получаемой реакцией нейтрализации нонил(додецил) бензолсульфокислоты - полупродукта производства синтетических моющих средств - технической смесью, содержащей 10% моноэтаноламина, 50% диэтаноламина и 40% триэтаноламина по ТУ 6-02-916-79

C_9-12H_19-25-C₆H₄- SO₃^-HN⁺H₂-(C₂H₄OH),

C_9-12H_19-25-C₆H₄- SO₃^-HN⁺H-(C₂H₄OH)₂,

C_9-12H_19-25-C₆H₄- SO₃^-HN⁺-(C₂H₄OH)₃,

- или смесь моно-, ди-, триэтаноламинных солей сульфированных неонолов АФ₉-6 (4)

C_9-12H_19-25-C₆H₄- (OC₂H₄)₆-OSO₃^-HN⁺H₂- (C₂H₄OH),

C_9-12H_19-25-C₆H₄- (OC₂H₄)₆-OSO₃^-HN⁺H- (C₂H₄OH)₂,

C_9-12H_19-25-C₆H₄- (OC₂H₄)₆-OSO₃^-HN⁺- (C₂H₄OH)₃,

- или смесь моно-, ди-, триэтаноламинных солей сульфированных неонолов АФ₉-10 (5)

C_9-12H_19-25-C₆H₄- (OC₂H₄)₁₀-OSO₃^-HN⁺H₂- (C₂H₄OH),

C_9-12H_19-25-C₆H₄- (OC₂H₄)₁₀-OSO₃^-HN⁺H- (C₂H₄OH)₂,

C_9-12H_19-25-C₆H₄- (OC₂H₄)₁₀-OSO₃^-HN⁺- (C₂H₄OH)₃,

В качестве растворителя могут быть использованы различные ароматические растворители, например: легкая пиролизная смола, побочный продукт производства стирола, бутилбензольная фракция.

Растворимость неионогенных и анионоактивных ПАВ в ароматическом растворителе равна 100%.

Определение эффективности ингибиторов асфальтосмолопарафиновых отложений проводилось методом "холодного цилиндра" на отложениях, отобранных со скважин Чутырско-Киенгопского месторождения Удмуртии, при концентрации вводимого ингибитора в нефть 0,005 мас.%. Результаты испытаний приведены ниже.

Наиболее высокую эффективность показал состав, содержащий смесь оксиэтилированных высших спиртов в виде додецил(тетрадецил)декаэтиленгликолевого эфира и смесь моно-, ди-, триэтаноламинных солей сульфированных неонолов АФ₉-10 в бутилбензольной фракции при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Додецил(тетрадецил)декаэтиленгликолевый эфир смесь моно-, ди-, триэтаноламинных солей - 6

Сульфированных неонолов АФ₉-10 - 24

Бутилбензольная фракция - 70

Данный состав является наиболее оптимальным.

При повышении концентрации вводимого ингибитора в нефть до 0,0075% его ингибирующая способность повышается до 100%.

Для доставки предлагаемого состава ингибитора в скважину можно применять метод непрерывного дозирования с помощью дозировочных насосов, забойных дозаторов или метод периодической подачи реагента.

Применение предлагаемого ингибитора асфальтосмолопарафиновых отложений позволяет эффективно предотвращать образование высокомолекулярных отложений на поверхности нефтепромыслового оборудования, значительно продлевать межочистной и межремонтный период работы скважины. Состав технологичен и не обладает коррозионной активностью.

Технология имеет ряд недостатков: периодические остановки (простой скважин), смыв слоя со стенок водонефтяным потоком, ограничение эффективной защиты участком обработки, загрязнение оборудования реагентом.

Патент № 2057778. Cостав для предотвращения отложения парафина

Ингибитор асфальтосмолопарафиновых отложений ИНПАР-1 представляет из себя смесь нефтяных сульфоксидов (15 мас.), ПАВ ОП-10 (15 моноалкилфенолмас.) и растворителя нефраса А 120/200 (70 мас.). К недостаткам указанного состава, помимо дороговизны неионогенного ПАВ ОП-10, следует отнести необходимость использования нефтяных сульфоксидов, для получения которых необходимо осуществлять окисление дизельного топлива перекисью водорода в присутствии молибденовой кислоты в качестве катализатора, что свидетельствует и о сложности состава данного ингибитора.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности является способ предотвращения парафиноотложения из парафинистого газоконденсата в нефтепромысловом оборудовании и трубопроводах [5] Cущность способа заключается во введении в газоконденсат остатка вакуумной перегонки мазута-гудрона в количестве 0,01-1,00 мас. Авторами отмечается, что в связи с тем, что гудрон хорошо растворим в газоконденсате и нефтепродуктах при 15-25оС, его можно вводить непосредственно в сырьевой поток без предварительного растворения. Недостатками прототипа являются невысокая эффективность и нетехнологичность введения в ингибируемый объект гудрона, обусловленная его высокой температурой плавления.

Целью изобретения является повышение эффективности предотвращения парафиноотложения при одновременном расширении сырьевой базы и ассортимента ингибиторов.

Поставленная цель достигается тем, что предлагаемый состав для предотвращения отложений парафина содержит в качестве ароматического растворителя нефрас и кубовые остатки производства гербицида ленацила технического со стадии регенерации бутанола.

Для удобства введения в нефть гудрон предварительно растворяли в органическом растворителе, в качестве которого был использован нефрас А 150/330 Уфимского АО "Уфанефтехим"

Эффективность ингибиторов определяли методом "холодного" стержня на нефти Южно-Сургутского месторождения со следующими характеристиками: Вязкость, мПа с 3,21 Плотность, кг/м3 820 Газовый фактор, м3/т 48,9 Давление насыщения, МПа 10,5

Содержание, мас. Cмол 14,60 Парафинов 0,86 Асфальтенов 3,46

Были проведены эксперименты по исследованию влияния гудронов на предотвращение парафиноотложений при добыче нефти. Следует отметить, что для эффективности определения ингибирующей способности реагентов методом "холодного" стержня к испытуемой нефти добавлялось 3% парафина (ТУ-6-09-3637-87).

С целью повышения эффективности в раствор гудрона в нефрасе были введены кубовые остатки производства гербицида ленацила технического со стадии регенерации бутанола. В связи с тем, что индивидуальные компоненты заявляемых нами композиций растворимы в нефти, способ их введения заключался в предварительном приготовлении 2-10% -ного раствора смеси компонентов в нефти, осуществляемом простым перемешиванием реагентов в течение 5-15 мин до получения однородной жидкости с последующим введением ее в расчетном количестве в ингибируемый объект.

Так как заявляемые нами составы представляют собой смеси доступных и дешевых полупродуктов и кубовых остатков, нормы их расхода были увеличены по сравнению с общепринятыми нормами расхода для ингибиторов парафиноотложений до 0,2-0,6% т.е. до уровня норм расхода гудрона для предотвращения парафиноотложения из парафинистого газоконденсата;

Наибольшая эффективность композиций достигается при следующем соотношении компонентов, мас. Гудрон 15-30 Ароматический растворитель нефрас 40-70 Кубовые остатки производства гербицида ленацил 15-30

Следует отметить, что кубовые остатки производства ленацила технического Уфимского ПО "Химпром" в настоящее время полностью идут на сжигание, причем объем их превышает 1500 т/год. Не вызывает сомнения доступность и дешевизна гудрона.

Доступность и дешевизна исходных компонентов заявляемых составов предопределяют доступность и дешевизну ингибирующих парафиноотложения композиций, при их высокой эффективности.

Патент № 2320695. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений.

Депрессорная присадка ДП-65 по ТУ 6-02-594 представляет собой твердое малотоксичное вещество от коричневого до темно-коричневого цвета. Присадка ДП-65 и ее аналоги - это полиамиды - продукты конденсации СЖК фракции С21-С25 и полиэтиленполиаминов в различных соотношениях. Присадка ДП-65, предназначенная для снижения температур застывания нефтей и нефтепродуктов, содержащих высокоплавкие твердые углеводороды, малоэффективна в дизельных топливах. Она также обладает ингибирующим действием по отношению к АСПО. Эффективность ингибирования составляет 33% в области концентраций 0-1000 г/т (исследования проведены на нефти Харампурского месторождения).

Технический результат - повышение эффективности ингибиторов АСПО.

Технический результат достигается составом для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающим, мас.%:

ингибитор ФЛЭК-ИП-10220,0

ингибитор ХПП-00424,0

депрессорная присадка ДП-65 22,4

авиакеросин 33,6

Состав готовился путем смешения трехкомпонентной смеси, состоящей из 40%-ного раствора ДП-65 в авиакеросине и ХПП-004 в соотношении 70:30, с ингибитором ФЛЭК-ИП-102.

Каждый из компонентов полученного состава оказывает свое специфическое действие на определенный вид АСПО.

Состав ингредиентов (трехкомпонентной смеси 40%-ного раствора ДП-65 в авиакеросине и ХПП-004 в соотношении 70:30 и ингибитора ФЛЭК-ИП-102) образует однородную композицию, эффективность которой по удалению парафиноотложений на нефтепромысловом оборудовании повышается за счет явления синергизма разработанного состава.

Исследование эффективности составов в различных соотношениях проведено в лабораторных условиях на установке «Холодный стержень» на авиакеросине с добавлением АСПО Харампурского месторождения по известной методике, изложенной в РД 39-0148070-003ВНИИ-86.

Растворы готовили непосредственно перед испытанием.

Результаты лабораторных испытаний показали, что наиболее эффективной является четырехкомпонентная смесь, при соотношении компонентов: 80% тройной смеси (40%-ного р-ра ДП-65 в авиакеросине: ХПП-004 70,0:30,0) и 20% ингибитора ФЛЭК-ИП-102.

Проведена количественная оценка синергизма путем сравнения с кривой аддитивности. Согласно правилу аддитивности масса смеси компонентов равна сумме масс компонентов, составляющих эту смесь, умноженных на соответствующие им массовые доли смеси.

Одним из наиболее важных критериев при выборе ингибитора и величины его дозировки является обеспечение необходимого уровня эффективности ингибирования. Возможно выбрать состав смеси и удельный расход, при котором смесь обладает наибольшей эффективностью, а также позволяет численно оценить синергетический эффект.

Эффект синергизма зависит от общей концентрации смеси. С повышением концентрации он уменьшается, тогда как эффект антагонизма увеличивается.

После проведенных исследований выявлено, что рабочая область концентраций для наиболее эффективной четырехкомпонентной смеси составляет от 50 до 250 г/т.

Предлагаемый состав ингибиторов парафиноотложений по сравнению с известными составами обладает новыми свойствами, не являющимися простым суммированием их известных свойств. Т.е. за счет явления синергизма предлагаемый состав обладает большей эффективностью, меньшим расходом и, соответственно, имеет более низкую удельную стоимость по сравнению с прототипом и отдельно взятыми компонентами ингибиторов.

Указанные преимущества позволяют:

повысить эффективность удаления и предотвращения образования АСПО за счет содержания керосина в ингибиторной смеси;

использовать более эффективный способ периодической закачки заявляемой композиции в затрубное пространство добывающих скважин (возможность легкого приготовления как в стационарных условиях, так и на промысле);

экономно и рационально использовать раствор композиции с определением оптимального содержания ее в нефти;

компоненты, входящие в состав композиции, не оказывают влияния на качество подготовки нефти.

Состав готовят следующим образом:

В бюксах с притертыми пробками готовится тройная смесь 40%-ный раствор ДП-65 в керосине и ингибитор ХПП-004 в соотношении 70:30, затем в бюкс с полученной смесью добавляют ингибитор ФЛЭК-ИП-102 в количестве 20 мас.%.

Патент № 2480505. Состав ингибитора асфальтосмолопарафиновых отложений бинарного действия

Заявляемое изобретение позволяет повысить ингибирующую способность данной композиции путем разработки аналогов ее компонентов с улучшенными свойствами и на основе промышленно производимого в России сырья.

Поставленная цель достигается тем, что при изготовлении обоих компонентов композиционного ингибитора АСПО вместо синтетических жирных кислот (СЖК) используется стеариновая кислота (СК), промышленно производимая в России. Также при изготовлении сложноэфирного компонента не применяется фталевый ангидрид, что существенно облегчает промышленное производство и снижает себестоимость ингибитора. Компонентами разработанного ингибитора являются два реагента: продукт синтеза стеариновой кислоты (СК) и полиэтиленполиаминов (ПЭПА) при мольном соотношении 1,63:1,0 (Реагент 1), а также стеариновой кислоты (СК) и пентаэритрита (ПЭ) при мольном соотношении 3,0:1,0 (Реагент 2). Массовое соотношение реагентов: реагент 1 - 33,4% масс. к реагенту 2 - 66,6% масс.

Все синтезированные композиции присадок характеризуются некоторыми ингибирующими свойствами, однако присадка ПП-163/312 является наиболее эффективной при ингибировании АСПО Аганского месторождения, извлеченных из насосно-компрессорной трубы, что является техническим результатом данного патентного поиска. Синтезированная нами композиция превосходит прототип ДП-65/ТюмИИ-77, и также является более эффективной и экономичной, чем зарубежная присадка Sepaflux-3153. Синтезированная композиция присадок ПП-163/312 безусловно превосходит отечественную присадку казанского производства СНПХ-4002.

Испытание ингибирующих свойств присадок в растворе церезина марки 75 в гексане проводилось с целью определить способность синтезированных композиций ингибировать АСПО в условии парафинизации при низких температурах. В соответствии с работой [Галикеев Р.М. Диссертационная работа на соискание ученой степени кандидата технических наук. 2011] при температурах ниже 20°С превалирующий механизм парафинизации меняется с абсорбционно-адгезионного на кристаллизационный. В соответствии с этим на парафинизацию влияет в первую очередь индивидуальная кристаллизация парафино-нафтенов, входящих в АСПО, поэтому для ингибирования АСПО необходимо, чтобы присадка обладала депрессорными свойствами.

Наилучшие результаты при ингибировании церезина марки 75 демонстрирует присадка Sepaflux-3153, однако полученная нами наиболее эффективная композиция ПП-163/312 при концентрации в 0,2% масс. обладает не меньшим эффектом, благодаря чему ее также можно рекомендовать к применению для ингибирования АСПО в магистральных нефтепроводах.

Состав ингибитора асфальтосмолопарафиновых отложений, включающий в себя реагент 1 и реагент 2 при их массовом соотношении 33,4% к 66,6%, отличающийся тем, что 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, а реагент 2 является продуктом синтеза стеариновой кислоты и пентаэритрита при мольном их соотношении 3 к 1.

Патент № RU 2 320 695 C1. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений АСПО, и может быть использовано для удаления АСПО из призабойной зоны пласта, выкидных линий нефтесборных коллекторов нефтепромыслового оборудования нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятий. Технический результат - повышение эффективности ингибиторов АСПО. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений включает, мас.%: ингибитор ФЛЭК-ИП-102 20,0, ингибитор ХПП-004 24,0 депрессорную присадку ДП-65 22,4, авиакеросин 33,6.

Патент № RU2 481 371 C1. Ингибитор комплексного действия для предотвращения асфальтеносмолистых и парафиновых отложений и коррозии

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может использоваться при эксплуатации нефтяных месторождений, осложненных образованием асфальтосмолопарафиновых отложений. Ингибитор состоит из смеси растворителя из спиртовых и углеводородных соединений и присадки в виде четвертичной аммониевой соли алкилимидазолина растительного масла и бензилхлорида общей формулы:



где R - радикал кислоты растительного масла, выбранной из группы: каприловая, каприновая, лауриновая, миристиновая, пальмитиновая, пальмитолеиновая, стеариновая, олеиновая, линолевая, арахиновая, линоленовая, гондоиновая, бегеновая, эруковая. Соотношение компонентов в смеси, мас.%: присадка - 1,0-30,0; растворитель - 70-99. Изобретение позволяет предотвратить образование высокомолекулярных отложений на поверхности оборудования и коррозию металлов.

Патент № RU 2 619 576 C1. Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений

Изобретение относится к составу, используемому в нефтяной и нефтедобывающей промышленности, и предназначенному для удаления и предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО). Состав для удаления АСПО содержит, мас.%: поверхностно-активное вещество - оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримера пропилена формулы RC6H4(OC2H4)mOH, где m равно 6-10, R представляет собой C9H19, 0,2-2, ароматический растворитель 15,0-78,0, алифатический растворитель 14,0-84,0, моно(2-гидроксиэтил) аммоний 2-этилгексилалканфосфонат формулы CnH2n+1PO(OC8H17)OHNH2CH2CH2OH, где n равно 8-10, 0,2-3,2 и смесь полиоксиэтилированных эфиров моноэтаноламидов синтетических жирных кислот формулы R1CONHCH2CH2O(C2H4O)qH, где q равно 5-6, R1представляет собой C10-C16, 0,4-4,8. Технический результат - повышение эффективности удаления и одновременно предотвращения АСПО/



3. Обобщение литературных данных

Ингибиторы парафиноотложений предназначены для предотвращения образования асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) в нефтепромысловом оборудовании и трубопроводах при добыче и транспортировке нефти. Представляют собой композиционную смесь неионогенных и анионактивных поверхностно-активных веществ (ПАВ) в смеси ароматических растворителей. По механизму действия относятся к ингибиторам моющего типа.

Ингибиторы растворяются в нефти непосредственно или через контакт фаз вода-ингибитор-нефть. Гидрофобные (алкановые) блоки ПАВ внедряются в парафиноотложения в момент фазового перехода последних в твёрдое состояние и сокристаллизуются с ними; гидрофильные блоки ПАВ ориентируются на поверхности раздела фаз в воде, стенках оборудования.

Полярные анионные и катионные группы ПАВ воздействуют на зарождение и рост кристаллов и, как следствие, определяют степень дисперсности АСПО. Поверхностно-активные компоненты реагента, вступая во взаимодействие с частицами АСПО, действуют как пептизаторы и образуют устойчивые каллоидные дисперсии. Двигаясь с потоком продукции скважин, ингибиторы поддерживают АСПО в мелкодисперсном состоянии, а также обеспечивают отмыв образовавшихся зародышей со стенок оборудования.

Ингибиторы технологичны в различных климатических условиях, растворимы в нефти, обеспечены сырьевой базой.



4. Определение склонности пластовых вод к образованию осадка солей

4.1 Определение склонности пластовых вод к образованию CaSO₄

Таблица 4.1

Ион	Концентрация
	мг/л	моль/л	мг-экв/л
Cl-	12898	0,3633	363,32
Na+	9307	0,4047	404,65
Ca2+	3015	0,0740	75,38
Mg2+	440	0,0183	18,33
HCO3-	520	0,0085	8,52
CO32-	0	0,0000000	0,00
SO42-	134	0,001396	1,40
Fe2+	36	0,000643	0,64
Температура	50
pH	6,74

4.1.1 Заполняем таблицу 4.1, для этого переводим концентрации ионов в моль/л и мг-экв/л.

Например, для иона Сl- по формуле

где 35,5 г/моль - молярная масса хлорид-иона, определенная по таблице Д.И. Менделеева. В данном случае, для однозарядного иона молярная масса и эквивалентная масса совпадают (1.2).

Таким образом рассчитываем концентрации для всех ионов.

4.1.2 Рассчитываем ионную силу раствора по формуле (1.3), используя молярные концентрации:

I = (0,3633·1² + 0,4047·1² + 0,0740·2² + 0,0183·2² + 0,0085·1² +0,0000000·2²+0,001396·2² + 0,000643·2²) / 2 = 0,580 моль/л

4.1.3 По таблице 1 приложения определяем произведение растворимости CaSO₄:

ПР_CaSO4 = 10,68•10^-4 (значение температуры в таблице - 50°С, значение ионной силы - 0,6 моль/л - округляется в меньшую сторону от найденного).

4.1.4 Определяем избыточную концентрацию Х осадкообразующих ионов (1.4):

(1.4)

X = 0,0740 - 0,001396 = 0,0740 моль/л

4.1.5 Рассчитываем равновесную при данных условиях концентрацию сульфата кальция S (мг-экв/л) по формуле (1.5):



4.1.6 Фактическая концентрация сульфата кальция в растворе (С_CaSO4) равна концентрации того иона (Са²⁺ или SO₄^2-), который находится в растворе в меньшем количестве.

В данном случае С_CaSO4 = 0,001396 мг-экв/л (определяется по концентрации сульфат-иона, поскольку он в недостатке)

4.1.7 Делаем заключение о возможности выпадения осадка CaSO₄:

С_CaSO4 < S => CaSO₄ не выпадет.

4.2 Определение склонности пластовых вод к образованию CaCO₃

Ионная сила раствора посчитана по п.4.1.2 и составляет I = 0,580 моль/л

Определяем константы А и В уравнения Дебая-Хюккеля по таблице 2 приложения.

А = 0,5373

В = 0,3346

Рассчитываем коэффициент активности f (2.1), активность a (2.2) и pa (2.3) ионов Ca²⁺ и HCO₃-. Для иона Ca²⁺:

=>

a_Ca2+ = 0,135•0,0740 = 0,0102

pa_Ca2+ = - lg a_Ca2+

pa_Ca2+ = 1,992

Для иона HCO₃-:

a_HCO3- = 0,496•0,0085 = 0,0042

pa_HCO3- = 2,374

Рассчитываем pK2 по формуле (2.4):

4.

pK₂ = 10,12

Рассчитываем pПР_CaCO3 по формуле (2.5):

pПР_CaCO3 = 8,68

Рассчитываем pHs по (2.6):

Рассчитываем по формуле (2.7) и делаем заключение о возможности выпадения осадка CaCO₃:



SI_CaCO3 =6,74 - 5,80 = 0,936

SI_CaCO3 > 0 => возможно образование осадка CaCO₃

4.3 Определение склонности пластовых вод к образованию FeCO₃

Рассчитываем коэффициент активности f_Fe2+ (совпадает с f_Сa2+, поскольку для расчета был использован средний радиус иона), активность a_Fe2+ и pa_Fe2+:

a_Fe2+ = 0,135•0,000643 = 0,00009

pa_Fe2+ = 4,06

Рассчитываем lgПР_FeCO3 по формуле (3.1):

pПР_FeCO3 = 10,72

Подставляем рассчитанные ранее pa_HCO3- (п.2.2), pK₂ (п.2.3), а также pa_Fe2+ и pПР_FeCO3 в формулу (3.2):

Рассчитываем по формуле (3.3) и делаем заключение о возможности выпадения осадка FeCO₃:



SI_FeCO3 = 6,74-5,84= 0,90

SI_FeCO3> 0 => возможно образование осадка FeCO₃

Вывод

В рассматриваемом случае возможно образование осадка карбоната кальция и карбоната железа. Сульфат кальция не выпадает.



5. Разработка рекомендации по технологии закачки нефтепромысловых составов в нефтяные пласты

5.1 Перечень необходимого оборудования

Установка дозирования химреагентов выполняет следующие функции:

· прием концентрированного химреагента из передвижной заправочной емкости в бак с помощью внешнего насоса;

· прием концентрированного химреагента из передвижной заправочной емкости в бак с помощью собственного насоса;

· перемешивание химреагента в баке;

· закачку химреагента в емкость для настройки производительности насоса-дозатора;

· подогрев химреагента в баке до температуры от + 20 до + 60оС;

· дозированную подачу химреагента в обрабатываемую эмульсию через распыляющее устройство.

В шкафу управления (утепленный с электрообогревом) расположена пусковая аппаратура всех электроприемников установки. Шкаф размещен на наружной стене блока.

Электрооборудование и средства КИПиА применены во взрывозащищенном исполнении, а провода и кабели - с медными жилами. Объем автоматизации и контроля обеспечивает работу установки без постоянного присутствия обслуживающего персонала. Система контроля и автоматизации предусматривает:

1. ручное местное управление насосами-дозаторами, шестеренным насосом, вентилятором, электрическими обогревателями, освещением;

2. местный контроль давления и температуры химреагента;

3. автоматическое отключение насосов-дозаторов при повышении давления химреагента;

4. автоматическое управление по температуре электрическим обогревателем, установленным в баке;

5. автоматическое управление по температуре электрообогревом в шкафу управления;

6. защиту всех электроприемников от короткого замыкания и перегрузок.

Подключение установки к обрабатываемому сырьевому продуктопроводу осуществляется через специальный узел ввода химреагента (форсунку), поставляемый в составе установки.

Установки имеют различные исполнения в зависимости от:

· производительности насоса-дозатора и его типа;

· количества насосов-дозаторов;

· наличия и количества расходных емкостей;

· наличия шкафа или блока управления;

· наличия контроллера;

· наличия расходомера.

Технические характеристики

Основные параметры	Значение параметра
	УДХ	УДХМ	УДХС (СУДР)
Производительность насоса-дозатора, л/ч	0,4-6300	0,04-4,0
Рабочее давление насоса-дозатора, кг/см2, не более	2,5-400	1-25
Кинематическая вязкость дозируемой среды, сСт, не более	800
Температура дозируемой среды, оС	от +20 до +60	от 0 до +70
Объем расходного бака, м3	от 1 до 16	от 0,2 до 1
Мощность электрообогревателей расходного бака, кВт	8,0	2,0
Установленная мощность, кВт, не более	17,0	3,2
Габаритные размеры (транспортные), мм, не более (длина х ширина х высота)	3260 х 3110 х 2525	3200 х 1400 х 1750
Масса, кг	3500	900
Режим работы	Непрерывный, без постоянного присутствия персонала
Рабочая среда	химреагенты	метанол	химреагенты
Климатическое исполнение (категория размещения) по ГОСТ 15150	УХЛ1
Класс взрывоопасной зоны (ПУЭ)	В-1а
Категория помещения установки по взрыво-пожароопасности (НПБ 105)	А
Степень огнестойкости по СНиП 21.01	IV

Преимущества

· фильтры на приемной линии каждого насоса-дозатора;

· фильтр на трубопроводе закачки в баке;

· удобная настройка производительности насосов-дозаторов;

· наличие емкостей для сбора утечек с насосов-дозаторов;

· в блоках дозирования метанола установлены трубопроводы промывки насосов-дозаторов.

Для обозначения блоков с различными характеристиками приняты следующие последовательные обозначения:

УДХ	м	-Х	-Х	-(Х)	-Х	(Х)	-Х	-У
1	2	3	4	5	6	7	8	9

1. Шифр установки

2. «М» - метанол (при использовании в качестве рабочей среды)

3. Рабочее давление, МПа

4. Количество насосов-дозаторов

5. Максимальная производительность насоса-дозатора

6. Количество внутренних расходных емкостей

7. Объем расходной емкости, м3

8. Объем наружной емкости, м3 (при наличии)

9. «У» - наличие блока управления на общей раме с установкой (при наличии блока управления).

Пример обозначения: УДХ 10-2(10)-1(2)-6-У ( установка дозирования химреагента), рабочее давление 10 МПа, количество насосов 2 с максимальной производительностью 10л/ч, внутренняя расходная емкость 1 объемом 2 м3, наружная емкость 1 объемом 6 м3, блок управления на общей раме с установкой.

Блоки дозирования реагентов типа УДЭ, УБПР, СУДР, БНДР, УНД

ТУ 3632-001-46919837-2009

Блоки дозирования предназначаются для подачи химических реагентов в нефтегазодобывающую скважину, а также в трубопроводы сбора и транспортировки нефти для защиты нефтяного оборудования от коррозии, отложений солей, АСПО и т.д.

Блок типа БНДР (УДЭ) изготавливается в климатическом исполнении УХЛ, категории размещения 1 по ГОСТ 15150 и может эксплуатироваться при температуре окружающей среды от -60° до +50°С. Состоят блоки дозирования типа БНДР (УДЭ) из корпуса, в котором размещены: технологическая ёмкость (500 л), электронасосный дозировочный агрегат НД, шкаф управления, электроконтактный манометр, обратный клапан, указатель уровня.

Установка дозирования реагента может эксплуатироваться в пожароопасных зонах класса ІІ-І, ІІ-ІІ, ІІ-Ііа, ІІ-ІІІ согласно классификации ПУЭ, во взрывоопасных зонах класса 1 и 2 по ГОСТ Р 51330.9, в которых существует вероятность присутствия взрывоопасных смесей газов и паров, относящихся к категориям взрывоопасности IIА и IIВ по ГОСТ Р 51330.11 и группам Т1-Т4 по температуре воспламенения по ГОСТ Р 51330.5. Масса блока без химреагента - 300 кг, габариты 1000 х 1100 х 1470 мм.



5.2 Технология приготовления состава на промысле

Приготовление химических композиций как правило проводится непосредственно на скважине в следующем порядке:

Устанавливается ванна.

Заполняется технической водой или другой жидкостью растворителем с учетом последующего растворения в ней реагента

Вводится необходимое количество (указано в плане) реагента.

Все хорошо перемешивается насосом агрегата.

К раствору кислоты добавляют следующие реагенты:

Ингибиторы - вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, с помощью которого кислоту транспортируют, перекачивают и хранят. Обычно ингибиторы добавляются в количестве не более 1% от объема кислоты.

В качестве ингибиторов используют:

Формалин - снижает коррозионную активность в 7-8 раз.

Уникол - (30-40 раз)

И-1-А - для условий высоких температур и давлений (20 раз)

Додикор - импортный ингибитор коррозии.

Интенсификаторы - поверхностно-активные вещества, снижающие в 3-5 раз поверхностное натяжение на границе нефть/нейтрализованная кислота, снижающие силы капиллярного сопротивления, облегчающие процесс удаления продуктов реакции.

На практике в данном случае используются следующие ПАВ:

Неонол СНО 3Б, Превоцел, Нефтенол ВВД. Указанные ПАВ содержат различное количество основного вещества, что требует отдельного расчета количества применяемой товарной формы ПАВ.

Стабилизаторы - вещества, необходимые для удержания в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции и соединений железа, присутствующих в соляной кислоте.

Из-за нарушений правил транспортировки и хранения соляной кислоты, она как правило оказывается насыщенной соединениями железа, которые при снижении кислотности раствора выпадают в виде нерастворимых осадков, например гидрата окиси железа Fe(OH)₃.

В качестве стабилизаторов используют уксусную кислоту (1-3%). Возможно использование лимонной, винной кислоты или специальных композиций. Объем воды для разбавления кислоты рассчитывается по формуле:

Vв= 1-Vк-Vд

Единица минус объем товарной кислоты, минус объем добавок.

5.3 Рекомендации по расстановке оборудования, технологии закачки состава в нефтяные пласты

При изготовлении блока дозирования учтены замечания к конструкции существующих и эксплуатируемых на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «ТНК-BP», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» и ООО «РН-Юганскнефтегаз» установок типа УДЭ, УБПР, СУДР, а именно:

· предусмотрен легкий доступ к насосу и обвязке, быстрота монтажа блока;

· установка дозирования реагента может изготавливаться во взрывобезопасном исполнении;

· в блоке установлен насос-дозатор с производительностью от 1 до 60 литров в сутки, имеется возможность замены на насос другой производительности;

· емкость имеет заливную горловину большего диаметра для удобной заправки, фильтр грубой очистки с достаточной пропускной способностью;

· манометр к нагнетательному трубопроводу присоединен через манометрический вентиль;

· для замера мгновенного расхода предусмотрена возможность отбора химреагента на насос непосредственно с мерного стекла;

· на нагнетательной линии установлен спускной вентиль для стравливания давления;

· разборный фильтр на всасывающей линии предотвращает засорение клапанной пары насоса;

· трубопроводы закреплены жестко к корпусу блока;

· на выходе из БНДР установлен отсекающий вентиль для проведения ревизионных и ремонтных работ на блоке;

· двери блока и крышка заливной горловины оборудованы петлями для замка для защиты несанкционированного доступа;

· в конструкции установки дозирования реагента предусмотрена возможность выхода на телеметрию.

Техника безопасности при обработке ингибиторами обязывает использовать спецодежду, резиновые перчатки и защитные очки. Неоднократное попадание состава на открытые участки кожи способно вызвать раздражение, которое нередко переходит в дерматит. В этой связи, при любом случайном попадании химраствора на кожу необходимо промыть загрязнённый участок мыльным раствором.

Во избежание отравлений ингибиторами нельзя забывать о правилах личной гигиены: следить за чистотой спецодежды, регулярно мыть руки, принимать пищу в специально отведённых местах.

Планируя кислотную обработку скважин, необходимо учитывать их назначение (нефтяная, газовая, нагнетательная). В эксплуатационных скважинах, расположенных в первом ряду от нагнетательных или от водонефтяного контакта, рекомендуется стремиться к образованию поровоканальной фильтрации. Если скважины располагаются во втором ряду и далее, то наиболее рациональной будет трещинная фильтрация как наиболее эффективная без разрушения породы ПЗП. При близком расположении нагнетательных скважин и водонефтяного контакта образование трещинной фильтрации после кислотной обработки может привести к прорыву воды по трещинам в пласте к забою эксплуатационной скважины и к обводнению последней. В нагнетательных скважинах наиболее рациональна фильтрация жидкости для обеспечения высокой степени вытеснения нефти из породы. Следовательно, обработку нагнетательных скважин необходимо проводить на низких объемных скоростях закачки раствора.

Перед началом закачки в пласт необходимо:

- подготовить и спланировать территорию вокруг устья скважины для размещения агрегатов и другого оборудования;

- при закачке растворов кислот на нагнетательной линии должен быть установлен обратный клапан.

Нагнетательная линия должна быть опрессована на полуторократное ожидаемое рабочее давление.

При гидравлическом испытании нагнетательных систем обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны, установленной планом работ. Ликвидация пропусков под давлением запрещается.

Передвижные насосные установки необходимо располагать согласно утвержденной схемы на расстоянии не менее 10м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не менее 1м. Другие установки для выполнения работ должны размещаться на расстоянии не менее 25м от устья скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины.

Работы по приготовлению и нагнетанию в скважину химических композиций проводятся в соответствии с проектом и планом, утвержденным нефтегазодобывающим предприятием. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ.

Работы по приготовлению и закачке рабочих растворов кислот производить в резиновых фартуках, прорезиненных перчатках и очках. Брюки спецодежды должны быть выпущены сверху спец обуви. При работе с порошковыми реагентами применяется респиратор.

На рабочих местах необходимо иметь 3% раствор соды, запас пресной воды и комплект спецодежды (аварийный запас).

Выводы

В данной главе приведены рекомендации по технологии закачки нефтепромысловых составов в нефтяные пласты. Описано необходимое оборудование, технология приготовления состава на промысле и выданы рекомендации по расстановке оборудования, технологии закачки состава в нефтяные пласты.



Заключение

В данном курсовом проекте были рассмотрены составы для предотвращения образования парафинистых отложений.

Ингибиторы парафиноотложений предназначены для предотвращения образования асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) в нефтепромысловом оборудовании и трубопроводах при добыче и транспортировке нефти. Представляют собой композиционную смесь неионогенных и анионактивных поверхностно-активных веществ (ПАВ) в смеси ароматических растворителей. По механизму действия относятся к ингибиторам моющего типа. Ингибиторы растворяются в нефти непосредственно или через контакт фаз вода-ингибитор-нефть. Гидрофобные (алкановые) блоки ПАВ внедряются в парафиноотложения в момент фазового перехода последних в твёрдое состояние и сокристаллизуются с ними; гидрофильные блоки ПАВ ориентируются на поверхности раздела фаз в воде, стенках оборудования.

...