Рациональное использование нефти невозможно без применения современных ресурсосберегающих методов ее транспортировки, снижающих энергозатраты и экономящих расходные материалы.
Очень важна и актуальна проблема накопления нефтяных отложений при подготовке и транспортировке парафинистых и высокопарафинистых нефтей. Проблема усугубляется, прежде всего, тем, что большинство добываемых нефтей содержат, наряду с алканами разветвленного строения, значительное количество парафинов нормального строения, которые характеризуются более высокими значениями температур застывания. Это и определяет накопление твердой органической фазы – асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО). При этом образование отложений может происходить либо за счет сцепления с поверхностью уже готовых, образовавшихся в потоке частиц твердой фазы, либо за счет возникновения и роста кристаллов непосредственно на поверхности оборудования [1, 2].
Улучшение низкотемпературных свойств нефти и ингибирование АСПО на данный момент являются одними из самых актуальных проблем в области подготовки и транспортировки нефти.
Как показывает практика, одним из наиболее экономически эффективных и экологически безопасных способов является предупреждение накопления АСПО, так как при этом достигается устойчивая и безаварийная работа нефтепромыслового оборудования, а также снижаются затраты на добычу и перекачку нефти.
Перспективным способом предотвращения запарафинивания скважин и трубопроводов является химический метод – добавление ингибиторов, так как он имеет высокую эффективность, относительно простую технологию работ, а также эффект действия ингибиторов является долгосрочным [3]. В основе механизма действия ингибиторов парафиноотложений лежат адгезионно-адсорбционные процессы, происходящие на границах раздела фаз: нефтяная система ‒ металлическая поверхность, нефтяная система ‒ дисперсная фаза.
Основным же достоинством применения ингибиторов парафиноотложений является стабильность улучшения реологических свойств нефти и АСПО на всем пути движения от забоя скважины до нефтеперерабатывающих заводов даже в суровых климатических условиях.
Целью данного исследования является подбор многофункциональных композиций – ингибиторов для предотвращения накопления нефтяных отложений и определение их эффективности на различных образцах высокопарафинистых нефтей.
Основные задачи исследования:
– исследование свойств образцов нефтей;
– исследование процесса образования парафиновых отложений из модельной системы с использованием ингибиторов и их композиций;
– исследование действия ингибиторов и их композиций на процесс образования АСПО из нефтяных систем;
– определение наиболее эффективных ингибиторов АСПО.
Количественную оценку процесса образования твердой фазы проводили на установке для оценки эффективности ингибиторов парафиноотложений, разработанной на основе метода «холодного стержня» [6]. Установка состоит из четырех охлаждаемых металлических стержней, помещенных в анализируемые пробы, температуры которых составляли – нефть 30 °С, температура стержня 10 °С. Перемешивание испытуемой среды одновременно в четырех емкостях (металлических стаканах) позволяло проводить испытания с учетом динамических условий накопления нефтяных отложений. Количество твердых парафинов, осажденных на стержне, определяли гравиметрически.
Ингибирующую способность композиций рассчитывали по формуле
(1)
где I – ингибирующая способность, %; W0 – выход осадка для исходной нефти, г; W1 – выход осадка для нефти с присадкой, г.
В качестве объектов исследования были выбраны модельная система парафин – авиационный керосин и нефти четырех месторождений: НМ1, НМ2, НМ3, НМ4 различных составов. Добыча нефти на всех месторождениях осложнена образованием АСПО на нефтепромысловом оборудовании.
Основные физико-химические свойства нефтей представлены в табл. 1.
Из табл. 1 следует, что исследуемые нефти относятся к различным типам – от особо легких до средних. Но несмотря на достаточно «легкий» состав нефти, их добыча осложняется образованием АСПО на нефтепромысловом оборудовании. Исследуемые нефти отличаются по температурам застывания и количеству образующихся на трубопроводах и аппаратах отложений. Прямой зависимости между данными показателями не наблюдается, что может свидетельствовать о разных механизмах накопления отложений.
На первом этапе ставилась задача выбрать эффективные реагенты для предотвращения образования АСПО в системах подготовки и транспорта нефти. Для решения этой задачи использовали набор многофункциональных ингибиторов АСПО и их композиций.
Оценку их эффективности проводили в модельной среде, которая представляет собой 20 % масс. раствор парафина в авиационном керосине. Ингибиторы вводили в нефть при температуре 50 °С (тепловая обработка, используемая в реальных условиях) в виде растворов в количестве 50–500 г/т.
Результаты исследования приведены в табл. 3.
Таблица 1
Основные характеристики нефтей
|
Характеристики |
Нефтяные месторождения |
|||
|
НМ1 |
НМ2 |
НМ3 |
НМ4 |
|
|
Плотность при 20 °C, кг/м3 (ГОСТ 51069-97 |
0,831 |
0,819 |
0,824 |
0,861 |
|
Вязкость кинематическая при 20 °C, мм2/с (ГОСТ 33-2000) |
4,69 |
5,08 |
5,27 |
9,33 |
|
Массовое содержание, % |
||||
|
– смол (Методика ВНИИ НП) |
3,11 |
7,01 |
4,13 |
2,27 |
|
– асфальтенов (Методика ВНИИ НП) |
2,60 |
2,53 |
3,38 |
1,84 |
|
– парафинов (Методика ВНИИ НП) |
8,1 |
12,2 |
10,5 |
18,0 |
|
Температура застывания (ГОСТ 20287-91) |
+1,4 |
+4,2 |
+2,1 |
+8,0 |
Таблица 2
Характеристика ингибиторов
|
Маркировка |
Тип основного компонента |
Назначение (помимо ингибирования АСПО) |
|
DсT |
Аминоспирт |
Ингибитор АСПО (Моющая присадка) |
|
DTMCн |
Полиэфир |
Ингибитор АСПО (Депрессор) |
|
ЭКС-2 |
Аминоспирт |
Ингибитор АСПО (Моющая присадка) |
|
Cм-Ст |
Полиэфир |
Ингибитор АСПО (Депрессор) |
|
DTM-30 |
Аминоспирт |
Ингибитор АСПО (Моющая присадка) |
Таблица 3
Результаты исследования эффективности ингибиторов в модельной системе
|
Ингибиторы АСПО и их композиции (масс.) |
Ингибирующая способность, % |
|||
|
50 г/т |
100 г/т |
250 г/т |
500 г/т |
|
|
DcT |
24,0 |
52,7 |
52,7 |
52,3 |
|
DTMCн |
26,2 |
30,2 |
38,6 |
41,2 |
|
ЭКС-2 |
30,0 |
32,3 |
50,3 |
52,3 |
|
Cм-Ст |
28,3 |
28,4 |
30,1 |
48,4 |
|
DTM-30 |
27,3 |
29,6 |
43,2 |
58,3 |
|
DcT + DTMCн 50:50 |
30,0 |
31,1 |
31,0 |
31,0 |
|
ЭКС-2 + DTMCн 50:50 |
30,12 |
17,2 |
44,6 |
59,9 |
|
Cм-Ст + DTMCн 50:50 |
19 |
30,2 |
32,1 |
60,3 |
|
DTM-30 + DTMCн 50:50 |
33,5 |
77,1 |
40,2 |
33,5 |
|
DcT + DTMCн 70:30 |
33,1 |
35,2 |
37,4 |
40,2 |
|
ЭКС-2 + DTMCн 70:30 |
57,1 |
52,0 |
52,1 |
50 |
|
Cм-Ст + DTMCн 70:30 |
30,1 |
35,2 |
32,4 |
44,2 |
|
DTM-30 + DTMCн 70:30 |
60,3 |
59,4 |
66,8 |
75,2 |
|
DcT + DTMCн 30:70 |
33,5 |
47,1 |
40,2 |
33,5 |
|
ЭКС-2 + DTMCн 30:70 |
73,5 |
60,4 |
62,1 |
63,4 |
|
Cм-Ст + DTMCн 30:70 |
40,1 |
37,2 |
32,4 |
42,2 |
|
DTM-30 + DTMCн 30:70 |
46,6 |
38,6 |
55,1 |
43,4 |
Таблица 4
Результаты исследования эффективности ингибиторов в нефтяных системах
|
Маркировка месторождения |
Ингибирующая способность, % |
Ингибиторы АСПО и композиции |
|||
|
50 г/т |
100 г/т |
250 г/т |
500 г/т |
||
|
HМ1 |
52,1 |
52,1 |
53,4 |
53,0 |
ЭКС-2 + DTMCн 70:30 |
|
HМ2 |
54,1 |
55,4 |
65,6 |
55,6 |
|
|
HМ3 |
52,4 |
52,1 |
61,8 |
62,0 |
|
|
HМ4 |
76,3 |
78,0 |
78,2 |
78,2 |
|
|
HМ1 |
53,0 |
58,3 |
54,4 |
53,0 |
DTM-30 + DTMCн 70:30 |
|
HМ2 |
72,2 |
72,2 |
70,0 |
70,0 |
|
|
HМ3 |
53,0 |
55,2 |
55,2 |
55,0 |
|
|
HМ4 |
77,4 |
78,9 |
83,1 |
84,0 |
|
|
HМ1 |
52,3 |
53,0 |
53,0 |
54,9 |
ЭКС-2 + DTMCн 30:70 |
|
HМ2 |
53,0 |
53,0 |
54,3 |
52,0 |
|
|
HМ3 |
74,1 |
72,1 |
70,0 |
70,0 |
|
|
HМ4 |
84,0 |
84,7 |
86,2 |
86,8 |
|
На основании полученных результатов можно сделать вывод, что композиции из ингибиторов обладают сверхаддитивным эффектом взаимодействия исходных реагентов в смесях и являются эффективными по сравнению с самыми активным исходными ингибиторами (DcT 250–500 г/т, ЭКС-2 100–500 г/т). Установлено, что наибольшую активность из рассмотренных многофункциональных композиций проявляют двухкомпонентные смеси при соотношении реагентов 70:30 и 30:70 (ЭКС-2 + DTMCн 70:30, DTM-30 + DTMCн 70:30, ЭКС-2 + DTMCн 30:70). Все остальные композиции обладают низкой эффективностью и не представляют практической ценности.
Вторым этапом исследования являлась оценка действия ингибиторов, показавших максимальный ингибирующий эффект на модельной системе, на количество образующегося осадка из нефтей четырех месторождений различного состава (табл. 4).
Из результатов исследования эффективности ингибиторов в нефтяных системах следует, что все выбранные многофункциональные композиции проявляют высокую ингибирующую способность – более 50 %.
Эффективность композиций ЭКС-2 + DTMCн, DTM-30 + DTMCн объясняется их двойным действием: первое – как ингибитор она работает в объеме нефтяной системы, блокируя рост кристаллов парафиновых углеводородов, второе – как моющая присадка − на поверхности раздела фаз нефтяная система − «холодный стержень». При этом присадка образует на стержне монослой защитной пленки, препятствующей адгезии парафина [4, 5].
Выявлено, что все композиции максимально эффективны для нефти месторождения НМ4, это объясняется составом нефти, который характеризуется высоким содержанием парафиновых углеводородов и меньшим содержанием, чем в других образцах нефтей, смол и асфальтенов (2,27 и 1,84 % масс.), которые усиливают процесс накопления АСПО на стенках нефтепромыслового оборудования.
Выводы
1. Используя модельную систему парафин ‒ керосин, определены композиции ингибиторов АСПО в различных соотношениях, проявляющих максимальный ингибирующий эффект − ЭКС-2 + DTMCн 70:30, DTM-30 + DTMCн 70:30, ЭКС-2 + DTMCн 30:70.
2. Выявлено, что эффективность композиций ЭКС-2 + DTMCн, DTM-30 + DTMCн объясняется механизмом их двойного действия: во-первых, они блокируют рост кристаллов парафиновых углеводородов в нефтяной системе, а во-вторых, как моющие вещества препятствуют адсорбции парафина на холодной металлической поверхности.
3. Установлено, что максимальное ингибирующее действие проявляется при добавлении композиций ЭКС-2 + DTMCн, DTM-30 + DTMCн в нефть с высоким содержанием парафиновых углеводородов и меньшим содержанием смолистоасфальтеновых веществ, по сравнению с другими образцами нефтей. При этом ингибирующая способность составляет 76–86 %, что считается эффективным, и исследуемые композиции рекомендованы к применению для предотвращения нефтяных отложений на месторождении НМ4.
Рецензенты:Коробочкин В.В., д.т.н., профессор, кафедра «Общая химическая технология», ИПР, ФГАОУ ВО «Национальный исследовательский Томский политехнический университет», г. Томск;
Гончаров И.В., д.г.-м.н., к.т.н., профессор, заведующий лабораторией пластовых нефтей, ОАО «ТомскНИПИнефть», г. Томск.
Работа поступила в редакцию 10.03.2015.