Исследование выбора химических реагентов-растворителей для разрушения и удаления асфальто-смолистых и парафиновых отложений Чинаревского месторождения

В статье представлены физико-химические свойства нефти и асфальто-смолистых и парафиновых отложений (АСПО) Чинаревского нефтегазоконденсатного месторождения. Приведен анализ существующих методов предотвращения и удаления АСПО из нефтепромыслового оборудования. Дана оценкаэффективности реагентов-растворителей для разрушения и удаления АСПО.

Ключевые слова:асфальто-смолистые и парафиновые отложения, физико-химические свойства нефти, методы борьбы с АСПО, углеводородные растворители.

Республика Казахстан богата нефтяными ресурсами. По разведанным запасам нефти Казахстан входит в десятку лидирующих в этом направлении стран. Одним из крупнейших центров нефтедобычи в Казахстане является Западный Казахстан, в котором расположены такие крупные и богатые месторождения, как Чинаревское, Кашаган, Тенгиз, Узень, Карачаганак. Нефть Западного Казахстана на примере Чинаревского месторождения характеризуется как малосернистая (0,32 %), малосмолистая (2,7 %), парафиновая (5,6 %).

Одной из проблем при добыче парафинистых нефтей является образование асфальто-смолистых и парафиновых отложений (АСПО), формирование которых приводит к снижению производительности системы. Несмотря на большое разнообразие методов борьбы с АСПО, проблема остается актуальной и не до конца решенной в отечественной нефтедобывающей отрасли [1].

Существует множество методов борьбы с АСПО, применяемых в нефтедобывающей промышленности, но разнообразие условий разработки месторождений и различие характеристик добываемой продукции часто требует индивидуального подхода и даже разработки новых технологий [2].

Борьба с АСПО предусматривает проведение работ по двум направлениям. Первое направление заключается в предупреждении (замедлении) образования отложений, к таким мероприятиям относиться физические и химические методы борьбы с АСПО. Второе направление связано с удалением АСПО, к которым относиться тепловые методы (промывка горячей нефтью или водой в качестве теплоносителя, острый пар, электропечи, индукционные подогреватели, реагенты при взаимодействии с которыми протекают экзотермические реакции); механические методы (скребки, скребки-центраторы); химические (растворители и удалители) [3].

Как показывает практика, наиболее эффективным методом борьбы с АСПО является предупреждение образования отложений смолопарафиновых веществ, так как при этом достигается наиболее устойчивая и безаварийная работа нефтепромыслового оборудования, а также снижаются затраты на добычу и перекачку нефти [4].

К числу физических методов борьбы с АСПО относится тепловой метод, основанный на депарафинизации скважин с помощью горячей нефти, — он прост, но малоэффективен. Обработка трубопроводов и оборудования защитными материалами — стеклом, бакелитом, эпоксидными смолами имеет очень высокую себестоимость и вследствие этого редко применяется. Механический способ борьбы с АСПО основан на удалении уже образовавшихся отложений в трубопроводах, с помощью скребков. Однако метод трудоемкий и малоэффективный, поскольку не обеспечивает полную очистку отложений из-за их систематического накопления на стенках трубопроводов и емкостей.

Основным способом борьбы с АСПО на Чинаревском нефтегазокоденсатном месторождении в настоящий момент является механическая обработка трубопроводов с помощью скребков. Но, как показывает опыт работ, этот метод малоэффективен для борьбы с органическими отложениями.

Одним из перспективных, экономически выгодных способов борьбы с запарафиниванием скважин и трубопроводов является химический метод, который позволяет осуществлять защиту всего технологического оборудования месторождения. Применение химреагентов (ингибиторов парафиноотложений) позволяет проводить профилактические мероприятия во всех труднодоступных местах технологического оборудования.

Таким образом, исследования, связанные с выбором химических реагентов для разрушения и удаления АСПО, являются актуальными для нефтедобывающей отрасли.

Предварительно в исследуемых образцах нефти и АСПО Чинаревского месторождения определены физико-химические показатели нефти и АСПО (определение плотности, вязкости, содержания серы, воды, температуры плавления, элементного состава и механических примесей).

В таблице 1 представлены физико-химические показатели нефти и АСПО Чинаревского нефтегазоконденсатного месторождения.

Таблица 1

Физико-химические характеристики показателей нефти и АСПО Чинаревского нефтегазоконденсатного месторождения

Как видно из таблицы 1, плотность нефти Чинаревского месторождения равна 0,8608 г/см³, что соответствует классификации легкой нефти, а плотность АСПО составила 0,94 г/см³, это связано с большим содержанием в них смол и асфальтенов по сравнению с нефтью. Определение кинематической и динамической вязкости нефти проводили согласно ГОСТ 33–2000, в результате проведения исследования кинематическая вязкость нефти месторождения Чинаревское (скважина 22) равна 322,56 мм²/с, а динамическая вязкость составила 0,276Пас.

Содержание механических примесей также варьирует в широких пределах. Данный показатель зависит от условий добычи, от определенного участка технологического оборудования, где произведен отбор АСПО и колеблется от 5,59 до 6,97 %. Механические примеси в АСПО представляют собой песок, продукты коррозии, глинистые частицы. Они могут являться центрами зародышеобразования, что способствует структурообразованию в нефтяной системе и приводит к увеличению количества отложений.

Содержание общей серы в нефти и АСПО определяли рентгено-флюоресцентным способом на установке X-Supreme 8000 (Oxford Instruments, Китай). В ходе проведения исследования содержание серы в нефти составило 0,449 %, что позволяет отнести её согласно классификации к малосернистой нефти. Содержание серы в АСПО меньше и равно 0,106 %.

Вода часто сопровождает нефть при ее добыче. В присутствии воды образуются более плотные отложения. Как видно из таблицы 1, содержание воды невысокое, и в исследуемой нефти она составляет 2,35 %, а в АСПО Чинаревского месторождения равна 0,3 %.

Важным показателем для процессов удаления АСПО является температура плавления, которая позволяет оценить подвижность АСПО и определяется, прежде всего, химическим составом АСПО. Чем выше температура плавления АСПО, тем выше в нем содержание высокомолекулярных, тугоплавких соединений, прежде всего н-парафинов и тем хуже данные отложения поддаются удалению. Исследование по определению температуры плавления АСПО проводили по ГОСТ 4255–75. Температура плавления АСПО составила 44⁰С, что указывает на содержание низкомолекулярных алканов в АСПО.

Исследование элементного состава минеральной части определяли рентгено-флюоресцентным способом, на установке X-Supreme 8000 (Oxford Instruments, Китай). Был исследован элементный состав минеральной составляющей нефти и АСПО Чинаревского месторождения. Согласно результатам рентгено-флуоресцентного анализа минеральная часть нефти и АСПО представлена следующими элементами: алюминий, магний, марганец, натрий, кальций и железо, молибден. Остальные элементы содержатся в незначительных количествах или не обнаружены. Экспериментальные данные представлены в таблице 2.

Таблица 2

Данные элементного состава нефти и АСПО Чинаревского месторождения

С целью выбора химических реагентов–растворителей для разрушения и удаления АСПО проведены исследования по определению асфальто-смолистых веществ, асфальтенов, смол в нефти и АСПО Чинаревского месторождения.

Определение асфальто-смолистых веществ нефти поводили сернокислотным (акцизным) способом, основанном на взаимодействии крепкой серной кислоты со смолисто-асфальтовыми соединениями нефти и нефтепродуктов в бензиновом растворе. В результате исследования, суммарное содержание асфальто-смолистых веществ в нефти Чинаревского месторождения составляет 3 %, что указывает на малое содержание асфальто-смолистых веществ в нефти.

Содержание асфальтенов, смол в АСПО проводили с использованием адсорбционных методов анализа. Содержание асфальтенов в нефти и АСПО определяли методом Гольде, основанном на выделении асфальтенов н-гептаном из нефти или нефтепродукта с последующей экстракцией бензолом. В исследуемой нефти содержание асфальтенов составляет 2,9 %, а в АСПО превышает более, чем в 2 раза и равно 6,57 %.

Содержание смол в АСПО определяли адсорбционным методом согласно ГОСТ 15886–70. Метод заключается в адсорбции смол на силикагеле из толуольного раствора испытуемого продукта с последующей десорбцией их ацетоном, отгонке или выпаривании ацетона из раствора и доведении смол до постоянной массы [5]. В результате исследования, содержание смол в АСПО составило 3,9 %, что указывает на малое содержание смол, так как нефть Чинаревского месторождения характеризуется как малосмолистая.

Подбор химических реагентов–растворителей для разрушения и удаления АСПО и оценка их эффективности проводили согласно двум методикам. Первая методика заключается в определении растворяющей и разрушающей способности растворителя для отложений, не подвергшихся термообработке. Из отложений формировали шарики диаметром 10–15 мм. Шарики помещали в сетку из проволоки и опускали в растворитель бензол (в качестве образца) объемом 25 см³. Испытания проводили 2 часа, при этом каждые 15–30 минут периодически поднимали и опускали сетку с отложениями, имитируя работу скважины. После чего сетку с отложениями, высушивали на открытом воздухе и взвешивали [6]. В результате эксперимента растворитель бензол получил интенсивную окраску, на дне цилиндра образовалась мелкая дисперсная фаза в небольшом количестве, что свидетельствует о хорошей растворимости отложений.

Вторая методика заключается в определении способности растворителя удерживать во взвешенном состоянии высокомолекулярные соединения, входящие в состав АСПО [7]. В цилиндр с отложениями приливали испытуемый растворитель определенного объема и оставляли на 30 мин., причем первоначальный объем должен был превышать навеску в 2 раза. По истечении времени отложения на сетке взвешивали, и вновь опускали в цилиндр, добавляя дополнительно объем растворителя. Эксперимент продолжали до полного растворения (диспергирования) отложений. В качестве растворителей АСПО нами изучены гексан, бензол, а также композиционная алифатико-ароматическая смесь, состоящая из гексана и бензола в соотношении 1:1. По результатам исследования выявлено, что наибольшей растворяющей и диспергирующей способностью АСПО Чинаревского нефтегазоконденсатного месторождения является гексан-бензольная смесь (1:1).

Литература:

1.      Нелюбов Д. В. Разработка композиционных ингибиторов образования асфальтосмолопарафиновых отложений нефти на основе изучения взаимосвязи их состава и адгезионных свойств / Нелюбов Дмитрий Владимирович // 02.00.13. Дис. … канд.тех.наук. — Тюмень. 2014. — 154с.

2.      Шарифуллин А. В., Байбекова Л. Р., Сулейманов А. Т., Хамидуллин Р. Ф., Шарифуллин В. Н. Особенности состава и строения нефтяных отложений // Технологии нефти и газа. 2006. № 6. С. 19–24.

3.      Иванова Л. В., Кошелев В. Н. Удаление асфальтосмолопарафиновых отложений различной природы // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2011, № 2. С. 257–268. URL: http://www.ogbus.ru

4.      Нелюбов Д. В., Важенин Д. А., Петелин А. Н. Асфальтосмолопарафиновые отложения Аганского месторождения // Нефтехимия. 2011. № 6. С. 410–413.

5.      Метод определения смол. ГОСТ 15886–70. Введен впервые 01.01.71. — Изд-во стандартов, 1983. — 70с.

6.      Ахметов А. Ф. Лабораторная методика определения эффективности растворителей асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) / Ахметов А. Ф., Герасимова Е. В., Нуриазданова В. Ф. // Башкирский химический журнал.– 2008. — Т. 15, № 2. — С. 161–163.

7.      Стандарт «Порядок проведения лабораторных и опытно-промысловых испытаний химических реагентов для применения в процессах добычи и подготовки нефти и газа» СТ-17–03–02, ОАО АНК «Башнефть», с.60.