Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Связь низкотемпературных свойств нефти с ее химическим составом. проблемы асфальтеносмолопарафиновых отложений и пути их решения 10
1.1 Состав и физико-химические свойства нефтей. Классификация нефтей.
Твердые углеводородные компоненты нефти 10
1.1.1 Парафиновые углеводороды 12
1.1.2 Нафтеновые углеводороды 14
1.1.3 Ароматические углеводороды 14
1.1.4 Асфальтосмолистые вещества
1.2 Зависимость реологических характеристик нефтей от состава. Модели течения 17
1.3 Факторы, определяющие формирование органических отложений в нефтепромысловом оборудовании
1.3.1 Механизм образования и роста АСПО 24
1.3.2 Химический состав нефти как основной фактор образования АСПО 26
1.3.3 Прочие факторы, способствующие образованию АСПО 1.4 Способы предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений.. 31
1.5 Классификация ингибиторов АСПО и механизм их действия 36
1.6 Классификация депрессорных присадок к нефтям и механизм их действия 39
1.7 Применение методов удаления отложений с поверхности нефтепромыслового оборудования 46
1.8 Промысловые технологии применения химреагентов для предотвращения АСПО з
ГЛАВА 2 Анализ методов оценки эффективности химреагентов и разработка нового метода изучения низкотемпературных реологических свойств нефтей по гравитационному течению на охлаждаемой наклонной поверхности 55
2.1 Методы определения температуры застывания нефтей и нефтепродуктов 55
2.2 Реологические методы исследования нефтей 57
2.3 Метод «холодного» стержня для оценки эффективности ингибиторов АСПО 64
2.4 Определение эффективности химреагентов методом циркулирующего потока 66
2.5 Методы оценки моюще-диспергирующих свойств ингибиторов АСПО
2.5.1 Методика тестирования моющих свойств реагентов 68
2.5.2 Оценка диспергирующей способности реагентов
2.6 Рефрактометрические политермы охлаждения парафинистых нефтей в отраженном свете как основа исследования фазовых переходов 71
2.7 Разработка метода оценки эффективности химреагентов по текучести на охлаждаемой наклонной поверхности вблизи температуры застывания
2.7.1 Определение температур застывания веществ по траекториям застывания образцов на охлаждаемой наклонной поверхности. Асимптотическое уравнение для обработки экспериментальных данных 78
2.7.2 Экспресс-метод оценки эффективности депрессорных присадок для парафинистых нефтей 87
2.7.3 Методика тестирования химреагентов для смолистых нефтей 91
ГЛАВА 3 Экспериментальная часть 96
3.1 Выбор компонентов ингибитора парафиноотложения для нефтяных эмульсий и товарных нефтей 97
3.2 Экспресс-тестирование химреагентов различного назначения на охлажденной наклонной панели 99
3.3 Оптимизация состава ингибитора по эффективности действия на смолистые нефти на установке Депар-022 106
3.4 Порядок и последовательность смешения исходных компонентов при приготовлении ингибитора парафиноотложения Д-1 112
3.5 Влияние химреагента Д-1 на реологические характеристики нефтяных эмульсий и механизм его действия 113
3.6 Влияние индивидуальных компонентов реагента Д-1 на реологические характеристики товарных нефтей и совместный механизм их действия 121
3.7 Изучение парафиноингибирующих свойств реагента Д-1 методом «холодного» стержня 137
3.8 Оценка моющего и диспергирующего действия реагента Д-1 139
3.9 Рефрактометрические политермы охлаждения нефтей и индивидуальных углеводородов. Корреляционная связь характеристических точек рефракто- и вискозиметрических политерм застывания 144
3.10 Промысловые испытания ингибитора парафиноотложения комплексного действия Танпар (Д-1) на продукции скважин Мензелинского месторождения 148
Основные результаты и выводы 152
Список литературы
- Нафтеновые углеводороды
- Методы оценки моюще-диспергирующих свойств ингибиторов АСПО
- Экспресс-тестирование химреагентов различного назначения на охлажденной наклонной панели
- Рефрактометрические политермы охлаждения нефтей и индивидуальных углеводородов. Корреляционная связь характеристических точек рефракто- и вискозиметрических политерм застывания
Введение к работе
Актуальность работы
Процессы добычи, сбора и подготовки нефти сопровождаются комплексом проблем, связанных с асфальтеносмолопарафиновыми отложениями (АСПО). Высокая скорость накопления парафиновых отложений влечет за собой повышение затрат на эксплуатацию, ремонт скважин и, одновременно, снижает их производительность.
Многолетняя практика добычи парафинистой нефти показала, что без проведения работ по предотвращению и удалению АСПО в нефтепромысловом оборудовании, подъемных трубах и выкидных линиях нельзя эффективно решать вопросы оптимизации промысла.
В настоящее время не существует универсальных методов удаления и предотвращения образования АСПО. Наиболее перспективными остаются технологии с использованием ингибиторов парафиновых отложений. Метод ингибиторной защиты технологичен, однако, эффективность ингибиторов АСПО часто бывает недостаточной и требуется большой расход реагента на тонну нефти. На рынке химреагентов для нефтедобывающей отрасли имеется ограниченный ассортимент ингибиторов АСПО, которые соответствовали бы разумному балансу эффективность - цена. Зарубежные ингибиторы дороги и не всегда доступны. Один из основных способов создания новых ингибиторов АСПО - целенаправленный синтез новых компонентов активной основы обладает недостатками: наукоемкость, трудоемкость и, как правило, от момента разработки до промышленного внедрения нового ингибитора проходит много времени. Производство широкого спектра поверхностно-активных и полимерных веществ в нашей стране позволяет создавать высокоэффективные продукты из готовых индивидуальных компонентов, что является более реальным и экономически выгодным решением, чем синтез новых веществ. В этой связи поиск и создание синергетических композиций ингибиторов комплексного действия, эффективных как на нефтяных эмульсиях непосредственно в системе добычи и сбора, так и на товарных нефтях при их трубопроводном транспорте, продолжает оставаться актуальной задачей. Такие реагенты должны сочетать в себе депрессорно-модифицирующие и поверхностно-активные свойства, иметь товарную форму, не создающую проблем с применением на месторождениях в экстремальных климатических (температурных) условиях.
Работа выполнена на кафедре ТООНС КНИТУ в соответствии с планом ПНР №3 «Комплексное освоение углеводородного сырья» до 2020 г. и с планом НИР ИОФХ им. А.Е. Арбузова КазНЦ РАН по теме: «Разработка научных основ оптимизации переработки высокомолекулярных гетероатомных компонентов вязких нефтей и природных битумов: изучение их строения и химическая модификация с целью создания на их основе новых веществ и композиционных материалов» на 2009 - 2011 гг. (№ гос. регистрации 01200901941).
Целью работы являлась разработка ингибиторов парафиноотложения совмещенного моющее-диспергирующего и депрессорного действия с использованием новых подходов к экспериментальной оценки эффективности химреагентов.
Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:
-
выявить закономерности течения исходных нефтей различных типов (асфальто-смолистых и парафинистых) и нефтей, обработанных химреагентами, при температуре наклонной поверхности установки Депар-022 выше и ниже температур застывания исследуемых образцов;
-
разработать эффективный ингибитор парафиноотложения, содержащий поверхностно-активные вещества и полимерный компонент, используя данные по течению обработанных нефтей на установке Депар-022;
-
оценить эффективность ингибитора парафиноотложения в промысловых условиях.
Научная новизна:
Обнаружен синергетический эффект между композиционным ПАВ, состоящим из алкилбезолсульфокислоты и оксиэтилированного алкилфенола, и полимерным компонентом (сополимером этилена с винилацетатом), позволивший разработать ингибитор парафиноотложения одновременно моюще-диспергирующего и депрессорного действия.
На основе выявленных закономерностей течения жидкостей по охлажденной наклонной поверхности получены уравнения течения для асфальто-смолистых и парафинистых нефтей, которые легли в основу разработки новых методов оценки эффективности химреагентов и температуры застывания.
Практическая значимость:
-
разработана синергетическая композиция для ингибирования асфальтеносмолопарафиновых отложений, проявляющая эффективность на нефтяных эмульсиях и безводных нефтях;
-
предложен новый экспресс-метод тестирования ингибиторов АСПО и депрессорных присадок по гравитационному течению нефтей на охлажденной наклонной поверхности, который может стать новым эффективным инструментом в руках разработчиков химреагентов при поиске синергетических рецептур;
-
разработан новый метод оценки температур застывания нефтей и нефтяных компонентов по траекториям течения образцов на охлажденной наклонной поверхности;
-
показана возможность исследования фазовых переходов в нефтяных дисперсных системах методом рефрактометрии в отраженном свете;
-
проведены промысловые испытания ингибитора АСПО на скважинах Мензелинского месторождения (ТПП «ТатРИТЭКнефть»), подтвержденные актом от 08.10.2012.
Апробация работы.
Результаты работы докладывались и обсуждались на Х Международной научной конференции «Нанотех-2009» (г. Казань, 2009), VI Международной научной конференции «Кинетика и механизм кристаллизации.
Самоорганизация при фазообразовании» (г. Иваново, 2010), Всероссийской научной школе для молодежи «Проведение научных исследований в области инноваций и высоких технологий нефтехимического комплекса» (г. Казань,
-
-
, XI Международной научно-практической конференции "NANOTECH"2010" (г. Казань, 2010), VI конференции молодых ученых «Теоретическая и экспериментальная химия жидкофазных систем» (г. Иваново,
-
, всероссийской молодежной конференции с элементами научной школы «Нефть и нефтехимия» (г. Казань, 2011), итоговой научной конференции Казанского научного центра РАН (г. Казань, 2011) и др.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 11 работ, в том числе 4 статьи в журналах, рекомендованных Высшей аттестационной комиссией, 6 тезисов докладов в сборниках и трудах международных и всероссийских научных конференций и 1 патент на полезную модель.
Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, трех глав, выводов, списка литературы, включающего 179 наименований и приложения. Диссертация изложена на 174 страницах печатного текста, содержит 29 таблиц, 55 рисунков.
Нафтеновые углеводороды
Расчет эффективной вязкости в рамках модели Гершеля-Балкли производится по уравнению (1.5): Мэ = - = - +К-/. (1.5) Г У - существует также ряд реологических моделей: Кэссона [31], Уильямсона [32], Бриана [33], Вальтера [34], имеющих различные степенные коэффициенты [35], а таюке модели с несколькими параметрами [36], с помощью которых в той или иной степени учитывается нелинейность линии течения вязкопластичной нефти при малых градиентах скорости. Из-за сложности широкого применения они не получили, однако, заслуживают внимания при дальнейшем изучении механизмов течения.
Описанные модели реостабильных (неныотоновских) жидкостей являются идеальными. Реальные жидкости при различных скоростях сдвига и в различных процессах могут подчиняться разным реологическим уравнениям течения. Например, масляная краска, считающаяся классическим образцом жидкости Бингама - Шведова, при очень малых скоростях сдвига ведет себя как ньютоновская жидкость с большой вязкостью. Следовательно, закон трения нужно выбирать, учитывая скорость сдвига, реализуемую в изучаемом процессе. Например, высокозастывающая нефть часто застывает в трубопроводах, а это уже аварийный режим. При достаточно длительном приложении давления трубу иногда удается освободить от застывшей нефти, т.к. вытеснение застывшей жидкости идет с малыми скоростями сдвига, при которых нефть ведет себя не как бингамовская жидкость, а как ньютоновская [28].
Для многих реальных жидкостей связь между напряжением и скоростью сдвига зависит от времени действия напряжения сдвига, от предыстории жидкости, от увеличения или уменьшения скорости сдвига при измерениях, температуры [37]. Изменение внешних условий (в особенности температуры), концентрации отдельных компонентов способствует диссоциации или ассоциации молекул, что приводит к изменению вязкости. При этом на величину ее влияют парафины, смолы, асфальтены.
Течение парафинистых нефтей и нефтепродуктов при температурах, близких к температуре их застывания и ниже, может быть описано кривыми 2 и 4 (рис. 1.1). При достаточно высоких температурах течение таких продуктов можно отнести к ньютоновскому, так как в этом случае парафин находится в растворенном состоянии.
Смолы также оказывают влияние на величину вязкости и течение нефти, и чем выше их содержание, тем выше будет величина вязкости. Оценить влияние смол можно, исключив роль парафина при одинаковом его содержании [29].
Кроме парафинов и смол, структуру в нефти могут образовывать наиболее высокомолекулярные ее компоненты - асфальтены. Асфальтеносодержащие нефти являются лиофильными коллоидными системами. Дисперсная фаза этих систем представлена асфальтенами, дисперсионная среда - смолами и жидкими углеводородами. Молекулы асфальтенов склонны к ассоциированию с образованием мицелл - частиц, характерных для коллоидных систем. Эти частицы стабилизированы сольватными слоями, состоящими из ароматических, нафтеновых углеводородов и смол.
Между частицами асфальтенов в нефти действуют молекулярные ван-дер-ваальсовы силы притяжения [23]. Благодаря этим силам асфальтены в нефти образуют пространственную структуру коагуляционного типа. Эту структуру нельзя рассматривать как какой-то жесткий пространственный каркас. Реологические исследования асфальтеносодержащих нефтей позволили обнаружить у них структурно-механические свойства, характерные для многих коллоидных систем. В пластовых условиях основными структурообразующими компонентами нефтей являются частицы асфальтенов, так как для большинства месторождений пластовая температура превышает температуру кристаллизации парафинов.
Характерной особенностью структурированной нефти, как отмечалось ранее, являются аномалии ее вязкости. При больших напряжениях сдвига, когда структура в нефти полностью разрушена, вязкость наименьшая и постоянная. С уменьшением напряжений сдвига структура постепенно восстанавливается, отчего вязкость нефти растет и достигает своего наибольшего значения. Аномалии вязкости обусловливают переменную подвижность нефти при ее течении и фильтрации. Особенно важное значение вязкость имеет при перекачке по магистральным трубопроводам. От нее зависит выбор технологии перекачки, энергозатраты на транспортировку нефти и др. [38].
Все реальные жидкости обладают определенной вязкостью. У одних жидкостей она мала (бензин, вода, дизельное топливо, реактивное топливо), у других - велика (мазуты, масла, глицерин, нефти некоторых месторождений). Так как вязкость жидкостей характеризует молекулярные взаимодействия частиц, то, естественно, она сильно зависит от температуры. Изменение давления до 10 МПа мало влияет на изменение вязкости. При больших давлениях его влиянием пренебрегать нельзя. Аналитические зависимости вязкости от температуры весьма разнообразны. Отношение коэффициента динамической вязкости ц к плотности жидкости р называется коэффициентом кинематической вязкости v, который обычно применяется в практических расчетах [28]:
При расчетах технологических процессов с нефтями и нефтепродуктами лучше пользоваться табличными данными для вязкости. Но есть случаи, когда экспериментальных данных по вязкости недостаточно, тогда пользуются расчетными формулами (Пуайзеля, Вальтера, Панченкова-Андраде, Рейнольдса-Филонова, Рамая и т.д.) [28, 39], полученными эмпирическим путем.
Для экспериментального определения основных реологических параметров жидкостей используют специальные приборы - вискозиметры, позволяющие измерять вязкость в широком диапазоне скоростей (напряжений) сдвига и получать полные реологические линии для испытуемых жидкостей. Более подробно принцип действия и конструкции вискозиметров рассмотрены в разд. 2.2.
Методы оценки моюще-диспергирующих свойств ингибиторов АСПО
В продуктах, содержащих парафиновые углеводороды, такой переход вызван возникновением множества кристаллов, образующих по всему объему кристаллический каркас, внутри ячеек которого остается незастывшая часть продукта (нафтено-ароматическая). Неподвижность нефтепродукта (застывшее состояние) в этом случае связана с прочностью и густотой образующегося каркаса из кристаллов парафинов и с возросшей вязкостью иммобилизованной жидкой фазы.
Нефтепродукты, не содержащие парафиновых углеводородов или содержащие их в незначительном количестве, теряют подвижность (застывают) вследствие перехода в коллоидное (стеклообразное) состояние, при котором резко возрастает их вязкость [5].
Методы определения температуры застывания (температурной депрессии), как правило, не могут использоваться в качестве единственного критерия оценки эффективности химреагентов. Их можно считать определяющими, когда нефть имеет высокую температуру застывания (больше 20С) или гелирования. При более низких температурах застывания исходной нефти, методы ГОСТ и ASTM сочетают с реологическими характеристиками, получаемыми с помощью вискозиметров.
Для определения вязкости необходимо измерить напряжение, которое сообщает слою жидкости некоторую скорость по отношению к другому слою, находящемуся от первого слоя на определенном расстоянии. На практике удобнее задавать постоянное напряжение и наблюдать скорость относительного движения. При этом можно определять скорость движения жидкости по отношению к неподвижному твердому телу или скорость движения твердого тела в неподвижной жидкости. Оба эти принципа нашли применение в конструкциях вискозиметров. Модификаций вискозиметров различной конструкции весьма велико и их количество продолжает расти. Только в нефтяной вискозиметрии применяется или применялось около 200 приборов. Такое значительное число вискозиметров объясняется разнообразием задач вискозиметрии и различием свойств исследуемых жидкостей и пластичных тел.
Приборы для измерения вязкости делятся по принципиальным особенностям конструкции на следующие типы: 1) капиллярные вискозиметры; 2) ротационные вискозиметры, или приборы с коаксиальными цилиндрами; 3) вискозиметры с падающим шариком; 4) маятниковые вискозиметры; 5) вискозиметры с взаимно смещающимися цилиндрами или пластинками; 6) приборы, основанные на принципе сдувания тонкого слоя жидкости; 7) вискозиметры, основанные на других принципах (вибрационные, низкочастотные) [29 с. 15, 144].
Наиболее распространены из них капиллярные вискозиметры. Эти приборы отличаются простотой, требуют малого количества жидкости, дешевы и дают достаточно точные результаты. В зависимости от положения капилляра различают вискозиметры с вертикальными, горизонтальными и наклонными капиллярами. Более распространены первые, так как они отличаются компактностью и удобны для термостатирования. Однако многие вискозиметры, предназначенные для точных измерений вязкости маловязких жидкостей и жидкостей, обладающих аномальной вязкостью, имеют горизонтальные капилляры [144].
Измерение вязкости в капиллярных вискозиметрах относится к интегральным методам, дающим суммарное описание поведения вещества под нагрузкой. И основано на формуле Пуазейля [29], связывающей вязкость с расходом продукта. Расход измеряется по времени истечения определенного объема жидкости из резервуара через капилляр в приемник. Реже измеряют объем жидкости, вытекающей за единицу времени. Особую группу капиллярных приборов составляют вискозиметры постоянного расхода, в которых задается расход и измеряется соответствующее ему давление. Последние приборы применяются для исследований консистентных смазок. К их недостаткам относится невозможность измерения вязкости очень вязких жидкостей.
Вискозиметр капиллярный стеклянный типа ВНЖ предназначен для определения кинематической вязкости непрозрачных жидкостей (какими чаще всего являются нефти). В вискозиметрах типа ВНЖ производятся измерения не времени истечения жидкости по капилляру, а измерения времени заполнения жидкостью приемного резервуара (сначала нижнего, затем верхнего). Это вискозиметры обратного тока (рис. 2.2).
Испытуемая жидкость заливается в чистый вискозиметр через трубку. На концы трубок надеваются резиновые трубки, причем первая из них снабжена краном и резиновой грушей, вторая - краном. Вискозиметр устанавливается вертикально в жидкостный термостат так, чтобы уровень воды находился выше расширения.
Грушей засасывается жидкость в приемный резервуар, трубка закрывается краном. Прибор выдерживается в бане при температуре 20 С не менее 15 минут, после чего кран открывается и фиксируется время заполнения резервуаров. Динамическую вязкость (мПа-с) вычисляют по формуле (2.1): rj = K-d (2Л) где К - константа вискозиметра, г - время истечения жидкости, с; d- плотность жидкости, г/см3. При изучении деформационных свойств высокопарафипистых нефтей целесообразней применять интегральные методы с однородными полями напряжений и деформаций, так как в данном случае при достаточно полном описании поведения вещества под нагрузкой методика проведения экспериментов и расчетов произведенных измерений довольно проста.
Эти методы реализуются в ротационных вискозиметрах, занимающих второе место по распространению и основанных на принципе деформации исследуемого вещества в зазоре между двумя коаксиальными цилиндрами. Условия течения близко соответствуют простому сдвигу, в особенности при небольшом зазоре между цилиндрами. Достоинствами ротационных вискозиметров, помимо достаточно однородных полей напряжений и деформаций, являются: возможность строгого термостатирования пробы исследуемого вещества в широком интервале температур; возможность разрушения структуры вещества до равновесного состояния при исследовании тиксотропных веществ и т.п. [145].
Недостатками ротационных вискозиметров являются: придонный эффект, проскальзывание внутреннего цилиндра, большая погрешность при исследовании маловязких жидкостей и т.п.
При оценке вязкостно-температурных свойств исследуемых нефтей и водонефтяных эмульсий использовался ротационный вискозиметр Brookfield LVDV-II+ (рис. 2.3). Конструкция вискозиметра предусматривает жидкостное термостатирование наружной ячейки в широком диапазоне температур от -25С до 200С с точностью ±0,01. Для этого к термостатируемой ячейке через внешний контур подключался циркуляционный низкотемпературный термостат Huber Кб-сс-NR. В качестве хладоагента применяется силиконовое масло Huber thermofluid М20.235.20 с рабочим температурным диапазоном -20- -235С (кинематическая вязкость при 25С - 20 мм2/с). При работе используется шпиндель SC4-31 на различных скоростях вращения. Образцы продукции скважин охлаждаются от +60С до -20С в зависимости от нефти. Полученные данные по значениям вязкости регистрируются и анализируются программным обеспечением Wingather v. 3.0-1, поставляемым в комплекте с оборудованием.
Экспресс-тестирование химреагентов различного назначения на охлажденной наклонной панели
Как известно, в качестве ингибиторов АСПО в процессах добычи и сбора нефти используются реагенты на основе поверхностно-активных веществ, главным образом, неионогенных, реже анионоактивных ПАВ. Известные ингибиторы на основе оксиэтилированных аминосоединений, высших жирных спиртов, алкилфенолов и др. не отличаются большим разнообразием и включают в себя дополнительно различные синтетические ПАВ (или их смеси), а также ПАВ, являющиеся отходами различных производств с промотирующими добавками [172, 173, 174, 175]. Главным недостатком таких реагентов является узкий спектр действия и низкая эффективность на товарных и высокопарафинистых нефтях.
В работе использовались доступные и зарекомендовавшие себя неионогенный ПАВ класса оксиэтилированных алкилфенолов - неонол АФ 9-8 (далее пеонол) по ТУ 2483-077-05766801-98 и анионный ПАВ - алкилбензолсульфокислота (АБСК) по ТУ 2481-026-05766480-2006, широко применяющиеся в производстве технических моющих средств, диспергаторов, эмульгаторов и пенообразователей. Композиция данных ПАВ обеспечивает отмыв и диспергирование частиц парафинов, предотвращает их дальнейшую агрегацию, снижает адгезию их к металлической поверхности нефтепромыслового оборудования, что способствует эффективному ингибированию процесса отложения АСПВ из водонефтяных эмульсий добывающих скважин.
Как известно, наиболее эффективными депрессорными присадками для товарных нефтей являются полимерные вещества. Связано это с тем, что содержащиеся в нефтях я-алканы настолько длинны, что для эффективного воздействия на них необходимы соединения с достаточно высокой молекулярной массой, которую реально могут обеспечить только полимерные вещества [98]. Для усиления общей эффективности в составе композиции депрессоров помимо основного полимера нередко применят добавки различных ПАВ, таких как алкенилсукцинимид мочевины [176], синтанолы [177], дипроксамин-157, лапролы и другие сополимеры [178]. Однако такие присадки имеют ряд существенных недостатков, среди которых: - недостаточная эффективность реагентов при транспортировке парафинистосмолистых и высокопарафинистых нефтей; - резкое снижение эффективности по мере роста обводненности скважин; - необходимость применения обогреваемого дозирующего устройства либо разбавления реагента перед дозированием его в нефть.
Активной основой многих депрессорных присадок являются сополимеры этилена с полярными мономерами, среди которых выделяется эффективностью винилацетат (рис. 1.3). Введение сополимера этилена с винилацетатом (СЭВ) в различные нефти обеспечивает значительную депрессию их температуры застывания, стабильность этой депрессии в течение длительного времени и снижение динамической вязкости. Технология производства хорошо изучена и отлажена и позволяет получать сэвилен различных марок в зависимости от молекулярной массы и степени сополимеризации с винилацетатом. В мономерном соотношении оптимальным считается наличие 20-40% звеньев винилацетата [99]. Нами использовались различные марки сэвиленов производства ОАО «НефтеХимСэвилен» по ТУ 6-05-1636-97, среди которых были выбраны две наиболее эффективные по действию и подходящие для высокопарафинистых нефтей: СЭВ m.I, полученный при давлении 1000-2700 кг/см2 и температуре 100-300С, характеризуется содержанием звеньев винилацетата 26-30% и индексом расплава при 128С - 15-27 г/10 мин., что соответствует молекулярной массе сополимера Мп=13000-41000 и СЭВ m.II (содержание звеньев винилацетата - 26-30%, индекс расплава при 128С - 28-40 г/10 мин., с молекулярной массой Мп=11000- -9000).
Для обеспечения растворимости и равномерного распределения полимера в нефти, а таюке возможности смешения с другими компонентами композиции готовились растворы полимеров (5% масс.) в углеводородном растворителе. Полная растворимость достигается при использовании полярных растворителей с высоким содержанием ароматических углеводородов. В качестве такого растворителя применялась этилбензольная фракция (ЭБФ) по ТУ 38.30225-81 (состав % масс: толуол - 10,5; этилбензолы - 51-62; изопропилбензол - 8-12; метилэтилбензол - 3-4; 1,2-диметил-4-этилбензол - 2-5 и др.), которая является побочным продуктом производства изопропилбензола на ОАО «Казаньоргсинтез». В отсутствии ЭБФ возможно применение жидких продукты пиролиза этилена (ЖПП) по ТУ 2451-179-00203335-2008 (состав % масс: бензол - 27,4; толуол - 14,9; ксилолы - 17,8; этилбензол - 2,0; изопропилбензол - 1,8; стирол + кумол + псевдокумол - 10,6; этилметилбензол - 3,0; альфаметилстирол - 1,6; гексан-гептан - 5,3; изопарафины С7-С9 - 8,3; нонан - 7,3). Повышение процента сэвилена в растворе приводит с одной стороны к увеличению эффективности реагента, с другой - к резкому повышению вязкости и температуры застывания раствора, что является недостатком большинства товарных форм депрессорных присадок.
Для придания готовой форме продукта улучшенных технологических свойств активная основа смешивалась с углеводородным растворителем, имеющим низкую температуру застывания. В качестве такого растворителя использовался гексен-1 по ТУ 2411-059-05766801-96 (tim=MHHyc 139,8С [171]) или ЭБФ. В отсутствии гексена и при условии, что обрабатываемые нефти имеют плотность более 870,1 кг/м , желательно применение растворителя с большей плотностью, например - нефраса Ар-120/200 по ТУ 38.101.809-90.
В состав готовой смеси в небольшом количестве входит добавка изоамилового спирта или сивушного масла (60% изоамилового спирта) по ГОСТ 17071-91. Добавление спирта облегчает распределение реагента на границе раздела вода/нефть нефтяных эмульсий с высоким содержанием воды.
Рефрактометрические политермы охлаждения нефтей и индивидуальных углеводородов. Корреляционная связь характеристических точек рефракто- и вискозиметрических политерм застывания
Из приведенных примеров следует, что имеет место корреляция положений характеристических температур на зависимостях отклонений экспериментальных точек (показатель преломления, динамическая вязкость) от средней линии температурного тренда. Таким образом, показана возможность определения температур застывания (кристаллизации) рефрактометрическим методом, что будет предметом наших дальнейших детальных исследований.
По результатам лабораторных испытаний (разд. 3.2, 3.3, 3.5-3.8) была показана ингибирующая эффективность применения реагента как на сырых (для скважин и трубопроводов системы сбора с обводненностью до 70%), так и на подготовленных парафинистых, высокопарафинистых и смолистых нефтях. Оптимальное соотношение компонентов активной основы в композиционном составе Д-1 определено и приведено в разд. 3.3. В зависимости от обрабатываемой жидкости и климатических условий возможно применение следующих растворителей: - гексен-1, ЭБФ - для средней по плотности нефти (до 870 кг/м ) и экстремальных климатических условий Сибири и северных широт; - нефрас Ар 120/200 - для тяжелых смолистых нефтей с плотностью более 870,1 кг/м3 и температурой окружающей среды не ниже минус 45С.
Совместно с ООО «Прикладная химия отходов производства этилена» были разработаны технические условия на выпуск опытной партии реагента ингибитора парафиноотложения под торговой маркой «ТАНПАР» для проведения промысловых испытаний на реальных объектах добычи нефти. Технические требования по ТУ 0258-004-85318622-2012 на реагент «ТАНПАР» приведены в табл. 3.23.
Для реагента «Танпар» получен сертификат соответствия требованиям к химическим продуктам для безопасного применения в технологических процессах добычи и транспорта нефти № РОСС 1Ш.КД00.0086 (Приложение 1).
Промысловые испытания композиционного ингибитора парафиноотложения «ТАНПАР» проводились в период с 08.09.2012 по 20.10.2012 на добывающих скважинах №871 и №890 (параметры работы скважин представлены в табл. 3.24) Мензелинского месторождения ТПП «ТатРИТЭКнефть», осложненных выпадением АСПО на внутренней поверхности эксплуатационных колони скважин, насосного оборудования (ГНО) и устьевой арматуры (АУ) по мере охлаждения потока водонефтяной эмульсии, которое приводило к снижению дебита, росту токовых и динамических нагрузок и, соответственно, самоотключению скважин по перегрузу и дисбалансу токов (до 3 раз в неделю). Высокая обводненность нефти скв. №871 приводит к эмульгированию и росту вязкости, что также приводит к перегрузкам оборудования. Для решения перечисленных проблем сотрудниками нефтедобывающей компании проводились промывки скважинного оборудования горячей нефтью или растворителями АСПО с частотой до 3 раз в месяц на каждой скважине. Использование других реагентов до испытаний «Танпара» не проводилось.
Предварительно перед применением реагента ингибитора скважинное оборудование подвергалось промывке по 400 л на каждую скважину растворителем Тансольв с добавлением 1% масс, ингибитора Танпар (единовременная закачка с работой скважин «на себя» в течение 4 часов). Технология ввода ингибитора парафиноотложения заключалась в его периодической закачке насосом НШ-10 (1 раз в сутки) в затрубное пространство каждой скважины из расчета начальных суммарных дозировок 200 г/т для скв. №890 и 125 г/т для скв. №871 г/т. Плотность реагента сопоставима и чуть больше плотности нефти, что обеспечивает его спуск и равномерное перемешивание в стволе скважин. В период ОПИ горячих промывок и других механических способ борьбы с АСПО не проводилось. Контроль за работой ШГН, установленного в скв. №871, и ЭЦН, используемого в скв. №890, осуществлялся путем снятия показаний счетчика количества жидкости (СКЖ), снятия динамограмм, отбивки уровня и снятия показаний со станции управления. Характер и скорость накопления АСПО визуально оценивалось по уменьшению внутреннего диаметра выкидной линии после остановки скважины и демонтаже устьевой арматуры (за 100% берется внутренний диаметр выкидной линии).
В связи с тем, что по мере проведения ОПИ ухудшений работы скв. №890 не наблюдалось, отказов обрудования не возникало, дозировку реагента постепенно снижали с 200 г/т до 125 г/т к концу испытаний.
Результаты проведенных работ на объектах ТПП «ТатРИТЭКнефть» отражены в акте опытно-промышленных испытаний от 08.10.2012. (Приложение 2). На момент окончания опытно-промышленных работ получены следующие результаты: По скважине №890: Результаты положительные. Работа ГНО улучшилась: снизились динамические уровня, положительная опрессовка, снизилась нагрузка, дебит скважины стабилен. Расход реагента снижен до 125 г/т без уменьшения эффективности ингибирования. Прекратились остановки скважины по «дисбалансу токов». После окончания подачи ингибитора в двухнедельный срок наблюдается рост остаточных АСПО на выкидной линии устьевой арматуры с 5% до 60%.
По скважине №871: Результаты работы реагента положительные. Работа ГНО улучшилась: стабилизировались динамические уровни, положительная опрессовка, дебит скважины стабилен. Нагрузка на штанги уменьшилась на 800 кг. После прекращения подачи ингибитора через 7 дней наблюдается рост нагрузок на штанги и ухудшение работы ГНО.
Похожие диссертации на Ингибиторы парафиноотложения совмещенного моюще-диспергирующего и депрессорного действия
-
