УДК 622.276.7
Подбор ингибирующей и депрессорной присадки для нефти Верхнечонского месторождения
) Коллектив авторов, 2010
И.В. Прозорова, к.х.н., Н.В. Юдина, к.т.н.,
Н.А. Небогина, к.х.н., Ю.В. Лоскутова, к.х.н.,
Г.И. Волкова, к.х.н. (Институт химии нефти СО РАН)
Selection of inhibitor and depressor additive for oil of the Verhnechonsky oilfield
I.V. Prozorova, N.V. Yudina, N.A. Nebogina, Yu.V. Loskutova, G.I. Volkova (Institute of Petroleum Chemistry, Siberian Branch of RAS)
On an example of oil of the Verhnechonsky oilfield deposit formation in a range of temperatures of a stream of oil 5010 °С and temperatures of deposit formation surfaces -30 ... +30 °С is studied. For formation prevention of asphalt-resin-paraffin deposit it is tested industrially let out 10 additives of depressor and inhibitor type. It is shown that efficiency of inhibitor additives depends on oil temperature. The maximum inhibitor and depressor effect in the field of negative temperatures of oil is reached with addition of an additive by SIM-DP.
Ключевые слова: нефть, асфальтосмолопарафиновые отложения, инигибирующие и депрессорные присадки. Адрес для связи: piv@ipc.tsc.ru
Реологическое поведение нефтяных дисперсных систем в условиях добычи и транспорта определяется содержанием парафиновых углеводородов (ПУ) и смолистоасфальтено-вых компонентов (САК) в нефти. Снижение температуры нефти приводит, как правило, к структурированию парафинистых и смолистых нефтей, что значительно ухудшает их вязкостные характеристики и вызывает образование асфальтосмолопара -финовых отложений (АСПО) [1]. Нефть Верхнечонского месторождения, расположенного в Катанском районе Иркутской области, является малопарафинистой (массовое содержание ПУ не превышает 4 %, температура застывания -45 °С), однако формирование АСПО характерно и для таких нефтей. Отличительной особенностью крупнейшего в Восточной Сибири Верхнечонско-го нефтегазового месторождения является то, что в пластовых условиях (пластовая температура составляет 8-12 °С) растворенные в нефти газ и твердый парафин находятся в состоянии фазового равновесия, при нарушении которого одновременно могут образовываться газовая и твердая фазы. На изменение фазового равновесия исследуемой нефти в основном влияют температура и давление [2, 3]. В связи с этим изучение осадкообразования в насыщенной парафином пластовой нефти и подбор комплексной присадки, предупреждающей выпадение АСПО и влияющей на реологические свойства нефти, представляют научный и практический интерес.
Процесс осадкообразования при различных температурах нефти Верхнечонского месторождения и осадкообразующей поверхности исследовали на приборе, разработанном по методу «холодного стержня». Экспериментальные данные показывают, что осадкообразование в исследуемой нефти начинается с температуры потока 50 °С и температуры осадкообразующей поверхности 20 °С (табл. 1). При снижении температуры пото-
Таблица 1
Количество осадка, г/100 г Температура нефти, при температуре стержня, ° С нефти, °С
30 0 0,3
20 0,2 0,4 0,5 - - - -
10 0,3 0,5 0,8 1,1 - - -
0 0,4 0,5 1,1 1,2 1,5 - -
-10 0,5 0,6 1,2 1,4 1,8 1,8 -
-20 1,0 1,3 1,5 1,9 2,0 2,3 2,3
-30 1,2 1,4 1,9 2,1 2,4 2,6 2,9
ка нефти количество нефтяного осадка увеличивается, максимальное массовое количество АСПО образуется при температуре, наиболее приближенной к температуре застывания нефти (для верхнечонской нефти температура потока нефти составляет -10 °С, температура «холодного стержня» равна -30 °С), и достигает около 3 % [4].
Для борьбы с АСПО используется большое количество химических реагентов [5]. В табл. 2 представлены присадки отечественного и импортного производства, которые рассматривались авторами в качестве ингибиторов парафиноотложений. Ингибирующие присадки представляют собой ПАВ, включающие жирные и нафтеновые кислоты, эфиры жирных кислот либо полимеры и сополимеры с активными функциональными группами. Результаты исследований по подбору эффективного ингибитора АСПО для нефти Верхнечонского месторождения представлены в табл. 3. Все присадки при положительных температурах обладают хорошими ингибирующими свойствами (степень ингибирования изменяется от 45 до 73 %). Максимальными ингибирующими свойствами по отношению к исследуемой нефти обладают присадки: Б1ехоИ WM 1470, ТюмНИИ 66, ДМН-2005, СИМ-ДП.
Таблица 2
Присадка Класс присадки Особенности химического состава Фирма-производитель
ФЛЭК ИП-101 Ингибитор Сложные смеси оксиалкилированных ПАВ и ООО «ФЛЭК» (г. Пермь) ароматических углеводородов
Flexoil WM1470 Ингибитор Сополимер акриловой и метакриловой кислот Champion Technologies (США)
ТюмНИИ 66 Депрессор Смесь сложных эфиров жирных кислот ТюмНИИ (г. Тюмень)
ДМН-2005 Депрессор Сополимер акриловой и метакриловой кислот НПФ «Нефтехимтехнологии» (г. Кемерово)
СИМ-ДП Депрессор Алкенилсукцинимид мочевины НПП «Алтайспецпродукт» (г. Барнаул)
ВЭС-410 Депрессор Сополимер этилена с винилацетатом НПФ «Нефтехимтехнологии» (г. Кемерово)
СОНПАР-5402 Ингибитор Композиционная смесь ПАВ в растворителе с органическими добавками Опытный завод «Нефтехим» (г. Уфа)
НХТ-И Ингибитор Композиция на основе продуктов лесопереработки НПФ «Нефтехимтехнологии» (г. Кемерово)
СИМ-ИП (41), СИМ-ИП (43) Ингибиторы Сополимеры малеинового ангидрида и а-олефина, замещенного остатком жирного спирта НПП «Алтайспецпродукт» (г. Барнаул)
Таблица 3
Массовое Количество Степень
Образец нефти содержание, % ноля ингибирования I, %
Исходный 1,10
С добавкой присадки:
ФЛЭК ИП-1 0,03 0,45 59,0
0,05 0,40 63,0
СНПХ-2005 0,03 0,46 58,4
0,05 0,49 55,2
ТюмНИИ 66 0,03 0,33 70,0
0,05 0,38 65,5
ДМН-2005 0,03 0,30 72,1
0,05 0,32 71,0
0,075 0,37 66,4
ВЭС-410 0,03 0,49 55,5
0,05 0,40 63,6
СОНПАР 0,03 0,59 46,4
0,05 0,62 44,0
Flexoil WM 1470 0,03 0,41 63,0
0,05 0,49 55,5
НХТ-И 0,03 0,41 63,0
0,05 0,50 54,5
СИМ-ДП 0,03 0,31 72,0
0,05 0,30 72,7
0,075 0,29 73,6
СИМ-ИП (41) 0,03 0,40 63,6
0,05 0,43 61,0
СИМ-ИП (43) 0,03 0,42 61,8
0,05 0,45 59,1
ратуре нефти характерно снижение степени ингиби-рования с 64 до 46 %, при температуре -10 °С - с 47 до 43 %. Экспериментальные данные показывают, что для нефти Верхнечонского месторождения наиболее эффективна присадка СИМ-ДП, так как даже при температуре нефти -10 °С и температуре «холодного стержня» -30 °С степень ингибирования остается на уровне 45 %, в то время как ингибирующие свойства остальных исследуемых присадок ухудшаются.
Так как количественная оценка АСПО не дает представления о структуре нефтяного осадка, были сняты микрофотографии исходного осадка и нефтяного осадка с присадкой СИМ-ДП, вводимой при температуре от -20 °С до 0, на микроскопе биологическом, исследовательском МБИ-15У с цифровой видеокамерой и увеличении в 480 раз. Анализ микрофотографий (рис. 2) показал, что при повышении температуры от -20 °С до 0 значительно снижаются размеры кристаллических сферолитных образований ПУ для осадков исходной нефти от нескольких десятков миллиметров (при температуре -20 °С) до сотых долей миллиметра (при температуре -10 °С и 0). В исследуемом диапазоне температур нефти при использовании присадки размеры выпадающих кристаллов ПУ: при температуре -20 и -10 °С уменьшаются в десятки раз и при нулевой температуре - в 2-5 раз. Однородность кристаллизации ПУ для осадка нефти с присадкой
Примечание. I = [(то-тр)/тоИ00 % (т - массовое количество осадка исходной нефти; тр - массовое количество осадка нефти с присадкой).
При снижении температуры нефти постепенно ухудшаются ингибирующие свойства присадок. Присадки И1ехоП WM 1470 и СИМ-ДП в интервале температур «холодного стержня» от -10 до -30 °С и при температуре нефти 10 °С работают с одинаковой ингибирующей способностью (/=65-70 %) При снижении температуры нефти до нуля эффективными являются только присадки ИехоП WM 1470 и СИМ-ДП (рис. 1, а). Для присадки ИехоП WM 1470 при нулевой температуре нефти характерно снижение степени ингибирования с 64 до 26 % при температуре нефти -10 °С - с 26 до 20 %. Для присадки СИМ-ДП при нулевой темпе-
Рис. 1. Влияние ингибирующих присадок на количество АСПО при температуре нефти 0 (а) и 10 °С (б)
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 06'2010 69
можно объяснить диспергирующим действием полимерной присадки [6].
Для изучения влияния наиболее эффективных ингибирующих присадок на вязкостные свойства исследуемой нефти построены зависимости динамической вязкости от температуры. Реологические параметры исследуемой нефти определены на мини-ротационном вискозиметре - измерителе низкотемпературных показателей нефтепродуктов, вычисляющем крутящий момент при постоянной скорости сдвига, равной 145 с-1. В методике учтены требования международных стандартов ASTM D2602, ASTM D4684 и ГОСТ 1747-91. Эффективная вязкость исследуемой нефти максимально снижается (в 1,42 раза) при добавлении присадки СИМ-ДП массовой концентрацией 0,05 % при температуре от 0 до -50 °С (табл. 4). Изучение изменений вязкости нефти с присадкой СИМ-ДП при различных температурах показывает, что эффективность действия присадки с приближением температуры к температуре застывания нефти возрастает и сохраняется в течение 8 сут (табл. 5).
Таким образом, для исследуемой нефти Верхнечонского месторождения наиболее эффективной является присадка СИМ-ДП, снижающая количество АСПО и эффективную вязкость при отрицательных температурах.
Рис. 2. Влияние ингибирующей присадки СИМ-ДП на структуру АСПО:
а, в, д - исходный осадок при температуре нефти соответственно -20, -10 и 0 °С; б, г, е - осадок с присадкой при температуре нефти соответственно -20, -10 и 0 °С
Список литературы
1. Сюняев З.И., Сафиева Р.З. Нефтяные дисперсные системы в процессах добычи, транспорта и переработки нефти//Россий-ский химический журнал. - 1995. - Т. 39. - № 5. - С. 47-53.
2. Результаты стандартных и специальных исследований нефти Верхнечонского месторождения/К.Д. Ашмян, Г.Б. Немировская, А.Б. Фукс, Е.В. Сурков//Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 4. - С. 30-33.
3. Рагулин В.В., Смолянец Е.Ф., Михайлов А.Г. Исследования свойств асфальтосмолопарафинов
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.