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.



Основные термины (генерируются автоматически): скорости сдвига, растворения АСПО, реологических свойств нефти, эффективности растворения, растворения АСПО растворителями, растворения шарика АСПО, скоростях сдвига, активации вязкого течения, сдвига вязкость нефти, улучшения реологических свойств, энергии активации, Определение эффективности растворения, энергии активации вязкого, скорости сдвига вязкость, скорости сдвига τr, Композиция растворителя АСПО, нефти высокомолекулярных парафинов, разности масс АСПО, оборудование вследствие АСПО, Зависимость вязкости.

Обсуждение

Социальные комментарии Cackle