Библиографическое описание:

Кудашева Ф. Х., Ширяева Р. Н., Таулбаева А. Я. Определение эффективности растворения асфальто-смоло-парафиновых отложений(АСПО) [Текст] // Технические науки в России и за рубежом: материалы II междунар. науч. конф. (г. Москва, ноябрь 2012 г.). — М.: Буки-Веди, 2012. — С. 147-150.

Добыча нефти связана с большими осложнениями, заключающимися в значительном снижением объема добываемой нефти и увеличении нагрузки на насосное оборудование вследствие АСПО на стенках нефтепромыслового оборудования. На интенсивность отложений влияет повышенное содержание в составе нефти высокомолекулярных парафинов, смол, и асфальтенов и температурные условия в скважине. Для предотвращения образования и улучшения реологических свойств нефти применяются различные методы: тепловые, механические, физико-химические и химические[1-4] наиболее эффективным являются применение ингибиторов комплексного действия.

В данной работе проводилась оценка эффективности растворения АСПО растворителями, входящими в состав разработанного нами реагента ОКН. Также изучалась его влияние на реологические свойства Южно- Инзырейской нефти,которая характеризуется высоким содержанием парафинов( табл.1)

Композиция растворителя АСПО испытывалась посредством растворения шарика АСПО массой около 2,5г в 50 мл растворителя. Растворение проводилось в закрытых бюксах при температуре 20 0С.Через каждые 15 мин содержимое бюкса тщательно перемешивалось. Эффективность растворения рассчитывалась по разности масс АСПО до и после растворения. Данные тестирования приведены в табл.2.Как видно из табл.2,эффективность растворения АСПО составляет 80%.

Реологические свойства Южно- Инзырейской нефти и ее композиций исследовали на ротационном вискозиметре" Реотест"-2 при скоростях сдвига от 3 до 1312с-1 в интервале температур 15-400С.

На рис.1 приведены зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига τr от скорости сдвига Dr для исследуемой нефти и ее композиций при 200С. По характеру течения, нефть и ее компаунды относятся к пластичным жидкостям. При более высоких температурах характер течения меняется, нефть ее композиции являются дилатантными жидкостями(рис.2)

При малых скоростях сдвига вязкость нефти и ее композиций резко уменьшается(рис.3).С увеличением скорости сдвига вязкость перестает зависеть от скорости сдвига Dr. Наблюдается переход от связнодисперсной системы к свободнодисперсной.

Зависимость вязкости от концентрации депрессорных присадок при 200С приведена на рис.4. Как видно из рис.4 оптимальная концентрация добавок составляет 0,1% масс. Наибольшее снижение вязкости достигается при введении 70% кобса и нефраса, и когда содержание активной формы составляет 30%.

В координах уравнения Френкеля определяли эффективные энергии активации вязкого течения, характеризующие прочность структуры и ассоциативность нефтяной системы. Наличие излома на зависимости IgƧ-1/T связано с фазовыми изменениями, содержащихся в нефти парафинов, находящихся при пониженных температурах в составе ассоциатов нефти, возможно,кристаллических фаз, разрушающихся и входящих из состава ассоциатов при нагревании. Поэтому система характеризуется двумя значениями энергии активации. В табл.3 представлены значения энергии активации вязкого течения в состоянии ньютоновской жидкости.

Таким образом,разработанный нами реагент ОКН с концентрацией активного вещества 30%, являются наиболее эффективной добавкой как для улучшения реологических свойств нефти, так и для улучшения АСПО.

Таблица 1

Физико-химические характеристики Южно-Инзырейской нефти

Показатели


Плотность, кг/м3

822,6

Содержание воды, % масс

0,06

Содержание серы, % масс

0,11

Температура застывания,0С

+29

Температура плавления парафина, 0С

60

Компонентный состав, % масс:

Парафины

Асфальтены

смолы


21,51

0,03

3,31


Таблица 2

Результаты тестирования композиции растворителя АСПО

Таблица 3

Значения энергии активации вязкого течения

Исследуемая система

Eакт,кДж/моль

Нефть

169±8

Нефть+0,1% (активная форма 30%)

173±45

Нефть+0,1% (активная форма 15%)

123±16

Нефть+0,1% (активная форма 36%)

133±40

Нефть+0,1% (содержание кобса70%)

108±18

Нефть+0,1% (содержание нефраса70%)

136±12


Рис. 1. Зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига для нефти и ее компаундов с 0,05% содержания добавки при 200С.

Рис. 2. Зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига для нефти и ее компаундов с 0,05% содержания добавки при 300С.

Рис. 3. Зависимость вязкости от скорости сдвига для нефти и ее композиций с 0,05% содержания добавки при 15%


Рис. 4. Зависимость вязкости от концентрации для нефти и ее компаундов при 200С


Литература:

  1. Писарева Р.И., Каменчук Я.А., Андреева Л.Н, Унгер Ф.Г. О природе образования и растворения асфальто- смоло- парафиновых отложений ⁄⁄ Химия и технология топлив и масел.-2005.-№6.- 38-41с.

  2. Глущенко В.Н., Шипигузов Л.М., Юрпалов И.А..Оценка эффективности ингибиторов АСПО ⁄⁄ Нефтяное хозяйство.-2007.-№5.-84-87с.

  3. Агаев С.Г., Березина З.Н., Халин А.Н.Парафиновые отложения в условиях добычи нефти и депрессорные присадки для ингибирования ⁄⁄ Журнал прикладной химии.-2006.-№8.-1373-1378с.

  4. Насибуллина А., Булыгина Т., Пивсаева Е., Рахматуллина Г. Ингибитор парафиноотложений. Оценка его влияния на реологические свойства высокопарафинистой нефти Каспийского месторождения ⁄⁄ Oil&Gas Journal Russia.-2010.-№4.-56-60с.



Обсуждение

Социальные комментарии Cackle