В статье рассмотрено решение вопроса предотвращения образования асфальтосмолопарафинистых отложений при транспортировке высоковязкой нефти. Авторами проанализированы принципы формирования оптимальных рабочих смесей с целью создания эффективных ингибиторов АСПО, предназначенных в качестве растворителей АСПО для повышения эффективности транспорта нефти с высокой вязкостью.
Ключевые слова: асфальтосмолопарафинистые отложения, трубопровод, ингибитор, сополимер этилен-винилацетата, динамическая вязкость, снижение температуры потери текучести.
Эффективное применение растворителей для удаления отложений в нефтепроводах и их влияние на образование и рост этих отложений на стенках трубопровода представляют собой важную задачу. Ежегодно в борьбу с этой проблемой вкладываются значительные средства, что подчеркивает настоятельную необходимость в поиске экономически обоснованных и эффективных решений против асфальтосмолопарафинистых отложений (АСПО). Актуальность исследования заключается в оценке эффективности растворителей и их воздействии на реологические характеристики нефти. Проведенные исследования нацелены на решение вопросов, связанных с отложениями в трубопроводах и эффективным использованием растворителей для борьбы с АСПО.
Выбор оптимального растворителя зависит от множества факторов, включая состав нефти, условия транспортировки и особенности самого трубопровода. Необходимость тщательного изучения воздействия каждого растворителя на асфальтосмолопарафинистых веществ (АСПВ) и его свойства является ключевым шагом в этом процессе [1].
Накопление (АСПВ) в трубопроводах представляет собой значительную проблему для нефтяных компаний (рис. 1). Ежегодно они инвестируют огромные средства в её решение.
АСПВ, образуясь на внутренней поверхности труб, приводит к различным негативным последствиям:
— уменьшение диаметра труб из-за формирования отложений, что негативно сказывается на пропускной способности и рабочей эффективности системы;
— возникновение аварий, вызванных износом и повреждением труб и их компонентов;
— рост вероятности ухудшения качества нефти, транспортируемой по трубопроводу.
Особенно актуальна последняя проблема, поскольку отложения содержат значительное количество сернистых соединений, что повышает уровень серы в конечном продукте. Чтобы обеспечить высокое качество транспортируемой нефти, необходимо вовремя принимать меры по борьбе с образованием АСПВ на стенках труб [2].
Рис. 1. Основные последствия формирования АСПО
Управление образованием отложений в АСПВ является ключевым и сложным процессом при эксплуатации нефтепроводов, так как включает в себя множество химических и физических процессов, которые трудно контролировать. К тому же, на образование АСПО влияют различные факторы, такие как химический состав нефти, условия транспортировки, состояние оборудования и труб, изменения температуры, наличие механических примесей и прочее.
Для эффективной борьбы с АСПО необходимо точно определить их химический состав и свойства. Состав осадков, накапливающихся в трубопроводах, варьируется в зависимости от физико-химических характеристик транспортируемой нефти и от сроков эксплуатации трубопроводной системы. Помимо перечисленных веществ, в АСПО содержатся механические примеси, включая частицы глины, земли, песка и коррозионные продукты, попадающие в нефть во время её транспортировки по старым трубам.
Кроме того, в минимальных количествах в отложениях присутствуют низкомолекулярные смолы, нафтены и прочие полярные соединения, а также ПАВ-деэмульгаторы, которые были добавлены в нефть на стадии её подготовки и способствуют эмульгированию внешнего слоя осадков в условиях наличия воды (Рис.2).
Рис. 2. Примерный порядок распределения основных составляющих, входящих в АСПО
В ходе исследования свойств и характеристик нефти и твердых углеводородных фракций была установлена взаимосвязь между составом твердых углеводородов и увеличением отложений парафина в процессе транспортировки нефти. Важно также учитывать, что соотношение содержания асфальтенов и смол значительно влияет на этот процесс. Таким образом, если содержание асфальтенов превышает уровень смол, это приводит к снижению интенсивности парафинизации. В противоположной ситуации, когда количество смол превышает содержание асфальтенов, наблюдается увеличение отложений. Кроме того, по всему трубопроводу наблюдается заметная изменчивость фракционного состава парафинов в отложениях, хотя общий состав выпавших отложений остается практически неизменным.
Множество ученых исследовало эффективность различных ингибиторов, направленных на предотвращение образования отложений, а также механизмы их действия. Эффективность промышленных ингибиторов, как правило, обладает ограничениями и требует индивидуальной оценки для каждой конкретной ситуации. Поэтому выбор ингибиторов следует осуществлять с максимальной осторожностью, чтобы избежать нежелательных результатов. Ингибиторы действуют на зародыши парафиновых отложений, разрушая их и останавливая рост кристаллов, удерживая зародыши в растворе. Для обеспечения активности ингибиторов важно, чтобы они постоянно присутствовали в сырой нефти.
Основная цель реагентов комплексного действия заключается в их применении как ингибиторов для предотвращения образования асфальто-смолистых парафинолов, а также как реактивов, способствующих снижению вязкости нефти с высоким содержанием парафина. В настоящее время существует множество типов реагентов комплексного действия, состоящих из двух или более компонентов, которые, взаимодействуя, повышают эффективность действия друг друга. Наиболее распространенными являются присадки, обладающие депрессорно-модифицирующими и депрессорно-диспергирующими свойствами. Реагенты под маркой «СНПХ» представляют собой ключевые ингибиторы комплексного действия, как указано в таблице 1 [3].
Таблица 1
Химические вещества, применяемые в роли ингибиторов
|
Марка реагента |
Характер действия |
Размер дозировки |
|
СНПХ-7941 |
Ингибитор, препятствующий формированию АСПО с диэмульгаторным действием |
50–200 г/т |
|
СНПХ-7909 |
Ингибитор, препятствующий формированию АСПО с диэмульгаторным действием |
50–200 г/т |
|
СНПХ-7912М |
Ингибитор, препятствующий формированию АСПО с диэмульгаторным действием |
25–100 г/т |
|
СНПХ-7920М |
Ингибитор, препятствующий образованию АСПО, снижает уровень коррозионной активности на 60–70 % |
100–200 г/т |
|
СНПХ-7920 |
Ингибитор, препятствующий образованию АСПО и гидратов |
100–200 г/т |
|
СНПХ-2005 |
Депрессор для снижения вязкости нефти и подавления формирования АСПО |
150–300 г/т |
Ингибиторы, которые препятствуют образованию парафинистых отложений, должны соответствовать следующим критериям [4]:
— температура застывания должна быть оптимизирована для зимнего периода эксплуатации;
— не ухудшать качество исходного материала;
— предотвращать накопление отложений с расходом химикатов в пределах 100–300 г на тонну продукции.
Одним из наиболее известных ингибиторов формирования парафина в нефтяной отрасли является сополимер этилен-винилацетата (ЭВА), обладающий молекулярной массой в диапазоне от 1000 до 30000 Дальтон.
Структура макромолекул ЭВА преимущественно характеризуется как блоксополимер, включающий чередующиеся участки полиэтилена и винилацетата. Эта особенность структуры обусловлена различной активностью мономеров. Рост концентрации винилацетата приводит к снижению кристалличности и повышению растворимости из-за увеличения полярности, а некоторые добавки ЭВА могут подвергаться частичному гидролизу.
Нефть из месторождения Жетыбай (Казахстан) классифицируется как нефть средней плотности, в то время как нефть из Каражанбаса (Казахстан) относится к тяжелым сортам [5]. Однако обе эти категории являются высоковязкими.
Таблица 2
Характеристики нефти при температуре 60°С
|
Месторождение |
Плотность, г/см 3 |
Динамическая вязкость мПА*c |
|
|
без добавок |
с добавкой ЭВА-25 |
||
|
Жетыбай |
0,874 |
25,48 |
19,21 |
|
Каражанбас |
0,944 |
18,87 |
13,8 |
Таблица 3
Влияние ЭВА-25 на температуру застывания нефти
|
№ эксперимента |
Концентрация ингибитора в нефти, % масс |
Температура застывания нефти, С |
Депрессорный эффект, Т |
|
1 |
0 |
-15 |
0 |
|
2 |
1 |
-20 |
5 |
|
3 |
2 |
-22 |
9 |
|
4 |
3 |
-23 |
16 |
|
5 |
5 |
-30 |
22 |
Результаты проведенных исследований показали, что при добавлении ЭВА-25 к нефти наблюдается снижение ее динамической вязкости. Это улучшает реологические характеристики нефти и уменьшает вероятность образования парафиновых кристаллов (таблицы 2, 3).
Рис. 3. График изменения концентрации реагента ЭВА-25 в зависимости от температуры потери текучести
Таким образом, результаты показали, что с увеличением концентрации ингибитора наблюдается заметное снижение температуры потери текучести. При использовании ингибитора ЭВА-25 в концентрации 1000 ppm (0,1 %) этот эффект был наибольшим, показывая наилучшие результаты среди всех протестированных концентраций (рис.3).
Литература:
- Чухарева Н. В., Рудаченко А. В., Бархатов А. Ф., Федин Д. В. Транспорт скважинной продукции / Н. В. Чухарева и [др.]. — Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2011. — 354 с.
- Иванова Л. В. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения / Л. В. Иванова, Е. А. Буров, В. Н. Кошелев // Электронный научный журнал “Нефтегазовое дело”. — 2011 — № 1. — С. 268 –284.
- Герасимова Е. В. Лабораторная методика оценки эффективности растворителей асфальто-смолистых и парафиновых отложений / Е. В. Герасимова, Е. В. Ахметов, А. А. Десяткин, Ю. В. Красильникова // Нефтегазовое дело. — 2010 — № 16. — С. 23–33.
- Сальников А. В. Оценка эффективности применения растворителей для очистки трубопроводов малого диаметра от асфальтосмолопарафиновых отложений / А. В. Сальников, Я. В. Щербатюк // Ресурсы Европейского Севера. Технологии и экономика освоения. — 2018 — № 02 (12). — С. 94–101.
- Тлегенов Б. Б. Вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти на месторождении Жетыбай / Б. Б. Тлегенов // Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана. — 2020. — № 4(5). — 51 с.
