Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Обзор литературы 11
1.1. Состав и физико-химические свойства нефти 11
1.1.2 Химический состав нефтей 13
1.2 Асфальтосмолопарафиновые отложения 20
1.2.1 Состав и физико-химические свойства аспо 21
1.2.2 Механизм формирования аспо 27
1.2.3 методы борьбы с аспо 31
1.3 Ингибиторы образования аспо 39
1.3.1. Классификация и механизм действия ингибиторов образования аспо 39
1.3.2 Депрессорные присадки 41
1.3.3 Ингибиторы образования аспо на основе депрессорных присадок .47
1.3.4 Композиционные ингибиторы образования аспо 48
1.3.5. Методы разработки и испытания ингибиторов образования аспо..51
1.3.6. Технологии обработки скважин ингибиторами образования аспо .59
1.4 Выводы 65
Глава 2. Объекты и методы исследования 68
2.1 Объекты исследования 68
2.2 методы исследования 69
2.2.1 Исследование химического состава аспо и твердых углеводородов нефти 69
2.2.2. Исследование физико-химических свойств аспо и твердых углеводородов нефти 74
2.2.3 Исследование адгезионных свойств аспо и твердых углеводородов нефти, а также ингибирующей способности присадок методом «холодного стержня» 79
2.2.4 Методика синтеза ингибиторов образования аспо 82
2.2.5 Методика определения кислотного числа реакционной смеси 84
2.2.6 Методика определения влияния ингибиторов образования аспо на динамическую вязкость нефти 84
2.2.7 Метод индуктивной диэлектрической спектроскопии 85
Глава 3. Исследование состава и адгезионных свойств асфальтосмолопарафиновых отложений 87
3.1 Разработка методики оценки химического состава углеводородных компонентов аспо нефти по сочетанию их физико-химических свойств 87
3.2 Исследование адгезионных свойств асфальтосмолопарафиновых отложении 96
Глава 4. Разработка и применение композиционных ингибиторов образования асфальтосмолопарафиновых отложений, на основе присадок депрессорного и модифицирующего действия, во внутрискважинном оборудовании 103
4.1 Синтез присадок и создание композиции ингибиторов образования асфальтосмолопарафиновых отложении 103
4.2 Разработка методики оптимизации состава композиционных ингибиторов образования аспо 111
4.3 Оценка эффективности композиционных ингибиторов образования аспо по их воздействию на динамическую вязкость нефти 117
4.4 Применение ингибиторов для предотвращения выпадения аспо 119
4.5 Обоснование экономического эффекта применения разработанных ингибиторов 125
Выводы 130
Список литературы 131
Приложения 154
- Классификация и механизм действия ингибиторов образования аспо
- Исследование физико-химических свойств аспо и твердых углеводородов нефти
- Разработка методики оценки химического состава углеводородных компонентов аспо нефти по сочетанию их физико-химических свойств
- Оценка эффективности композиционных ингибиторов образования аспо по их воздействию на динамическую вязкость нефти
Введение к работе
Актуальность проблемы
К основным задачам нефтедобывающей промышленности обычно относят увеличение рентабельности добычи нефти за счет использования прогрессивных технологий и в частности, продление межремонтного периода работы скважин. Одной из причин снижения этого показателя является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Для эффективной борьбы с АСПО необходимо знание их состава, свойств и принципов образования.
Механизм образования АСПО, до сих пор, остается недостаточно изученным. Большинство данных, относящихся к процессу парафинизации нефтяного промыслового оборудования, основано на исследовании систем добычи, сбора и транспорта нефти, а также изучении химического состава и физико-химических свойств АСПО. Современный уровень знаний по рассматриваемой проблеме не позволяет с высокой точностью прогнозировать образование АСПО, выбирать подходящие способы борьбы с ними в зависимости от геологических условий залегания нефтеносных пластов и физико-химических свойств нефти.
Наиболее эффективным способом предупреждения образования АСПО является применение композиций ингибирующих присадок. Такие присадки бывают депрессорного, модифицирующего и диспергирующего действия. Состав большинства промышленно производимых ингибиторов образования АСПО основан на применении сочетания присадок депрессорного или модифицирующего действия с реагентами диспергигующего действия. Эффективность таких реагентов не велика (50-60%) при высоком расходе 100 - 500 г/тонну. Тем временем, многими исследователями было доказано, что значительно более высокую эффективность проявляют композиционные реагенты депрессорно-модифицирующего действия, которые обладают положительным синергетическим эффектом. Такие разработки велись путем синтеза аминов и эфиров синтетических жирных кислот. Данное направление является актуальным и сегодня. Недостаток таких ингибиторов заключается в высокой стоимости сырья, производство которого не в полной мере освоено отечественной промышленностью. Поэтому актуальным является разработка конденсационных присадок депрессорного и модифицирующего действия на основе доступного отечественного сырья.
Создание подобных композиций ингибиторов образования АСПО в настоящее время основано на простом эмпирическом переборе возможных соотношений компонентов в композиции с оценкой их эффективности на тех или иных АСПО. Такой способ является затратным, а реагенты, созданные на его основе, редко отличаются универсальной эффективностью на различных объектах. Поэтому, актуальным является создание
4 универсальной экспресс-методики оценки эффективности композиционных ингибиторов образования АСПО.
Цель работы: выявление взаимосвязи между строением, физико-химическими свойствами асфальтосмолопарафиновых отложений и скоростью их выпадения на металлической поверхности с последующей разработкой, на основе установленных закономерностей, композиционных ингибиторов образования асфальтосмолопарафиновых отложений нефти и принципов их создания. Основные задачи исследования:
определение химического строения углеводородных компонентов АСПО путем сопоставления их физико-химических свойств;
выявление взаимосвязи химического состава и скорости адгезии АСПО к металлической поверхности;
синтез анионактивных и неионогенных поверхностно-активных веществ представляющих собой присадки депрессорного и модифицирующего действия;
разработка композиционных ингибиторов образования АСПО;
изучение взаимосвязи эффективности композиционных ингибиторов образования АСПО и их диэлектрических свойств;
разработка методики и схемы установки для обработки скважин полученными ингибиторами образования АСПО; оценка экономической целесообразности применения разработанных композиционных ингибиторов на нефтепромысле. Научная новизна:
получена функциональная зависимость адгезионных свойств АСПО нефти от критерия, характеризующего их химический состав, которая может применяться для прогнозирования образования АСПО в процессах добычи и транспорта нефти;
синтезирован ряд индивидуальных соединений, представляющих собой присадки депрессорного и модифицирующего действия, на основе которых впервые разработано три эффективных состава композиционных ингибиторов образования АСПО нефти;
выявлена взаимосвязь эффективности композиционных ингибиторов образования АСПО и величины тангенса угла диэлектрических потерь (tg8) их растворов в диапазоне частот 15 кГц - 1МГц;
Практическая значимость работы:
произведена опытная партия разработанных ингибиторов АСПО для проведения полевых испытаний ООО «Тюменьнефтехимсинтез» на Талаканском месторождении ОАО «Сургутнефтегаз».
разработан экспресс-метод оптимизации состава бинарных композиций ингибиторов образования АСПО по величине tg8 их раствора в диапазоне частот 15 кГц -1МГц. Метод внедрен ООО «Тюменьнефтехимсинтез» в процесс разработки ингибиторов образования АСПО;
разработана методика и модернизирована схема установки для дозирования разработанных реагентов в нефтедобывающую скважину. На основе этого 000 «Тюменьнефтехимсинтез» разработала проектную документацию для монтажа установки и испытания методики в условиях опытно-промышленной эксплуатации на Талаканском месторождении ОАО «Сургутнефтегаз».
Положения, выносимые на защиту:
методика оценки функционально-группового состава АСПО по набору их физико-химических свойств, позволяющая подбирать ингибиторы и отмывающие агенты;
корреляционное уравнение, характеризующее взаимосвязь адгезионной способности АСПО и их физико-химических свойств, позволяющее при прогнозировании парафинизации делать поправку на индивидуальные адгезионные свойства высокоплавких компонентов нефти;
три эффективных состава бинарных композиционных ингибиторов образования АСПО;
методика оптимизации составов композиционных ингибиторов образования АСПО на основе индуктивных диэлектрических исследований;
методика дозирования и модернизированная схема установки для введения полученных ингибиторов образования АСПО в скважину.
Достоверность результатов определяется тем, что основные идеи, высказанные в работе, соответствуют теоретическим представлениям в области адгезионных свойств АСПО, а также диэлектрических свойств поверхностно-активных веществ, которые применяются в качестве ингибиторов АСПО. Научные данные, полученные в результате применения вновь разработанных методик, коррелируются с соответствующими результатами эмпирических исследований стандартными методами. Исследования проводились на современном оборудовании, демонстрирующем стабильные и повторяемые результаты, прошедшем государственную поверку.
Апробация результатов. Положения работы докладывались на двенадцатой международной научно-практической конференции "Фундаментальные и прикладные исследования, разработка и применение высоких технологий в промышленности" Санкт-Петербург, 2011 г., научной конференции ИМЕНИТ-2012 Тюмень, 2012 г., международном форуме НЕФТЬГАЗТЭК-2013 Тюмень, 2013, IX-X международной научно-практической
6 конференции «Естественные и математические науки в современном мире». Новосибирск, 2013.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 научных работ: 4 статьи в рецензируемых научных изданиях, из перечня рекомендуемых ВАК РФ, тезисы 3-х докладов, получен патент на изобретение.
Классификация и механизм действия ингибиторов образования аспо
Химические реагенты, предотвращающие выпадение АСПО в технологическом оборудовании, при перекачке нефти, называются ингибиторами образования АСПО. Они по составу и механизму действия на реагенты депрессорного, модифицирующего, диспергирующего, смачивающего действия [98]. Реагенты депрессорного действия (депрессоры), представляют собой органические неионогенные поверхностно-активные вещества (полиолефины, сложные эфиры, высшие спирты), с высоко молекулярной массой (до 5000), действующие в области температуры кристаллизации тяжелых углеводородов и смолисто-асфальтеновых веществ нефти, покрывают сольватной оболочкой образующиеся центры кристаллизации тем самым, предотвращая дальнейший рост кристаллов [99, 100]. Так как нефтяные смолы ингибируют выпадение АСПО из нефтей по такому же механизму, как было показано ранее, то данный процесс хорошо иллюстрируется схемой образования стерического коллоида из глобулы связанных с парафино-нафтенами асфальтенов и нефтяных смол.
Реагенты модифицирующего действия (модификаторы) -катионактивные азот-, хлор-, серо-содержащие поверхностно-активные вещества средней полярности [101], действующие в предкристаллизационной области, образуя молекулярные комплексы с асфальтенами, препятствуют их агрегации с парафино-нафтеновыми углеводородами и выпадению АСПО. Часто депрессоры и модификаторы объединяют под одним наименованием -депрессорные присадки, которое обозначает то, что эти реагенты снижают температуру застывания нефтяных фракций, однако, в связи с различным механизмом их действия, модификаторы снижают преимущественно температуру помутнения нефтяных фракций, а депрессоры - температуру их кристаллизации [102].
Реагенты диспергирующего действия (диспергаторы) - вещества, разрушающие структуру образовавшихся АСПО и переводящие их компоненты в раствор нефти. В состав диспергаторов входят анионактивные и катионактивные ПАВ не высокой молекулярной массы (соли металлов, соли высших СЖК, силикатно-сульфонольные растворы) [24] в растворах реагентов, обладающих эффектом растворения либо вымывания АСПО (углеводородные, ароматические растворители, щелочные растворы). Эти вещества, чаще всего применяют в качестве удалителей АСПО и в качестве компонентов композиционных ингибиторов образования АСПО [71-90].
Реагенты смачивающего действия представляют собой катионактивные ПАВ (полиакриламид, кислые органические фосфаты, силикаты щелочных металлов, водные растворы полимерных ПАВ), образующие на поверхности труб гидрофильную пленку, препятствующую адгезии АСПО. Такие реагенты по механизму действия, обычно, схожи с ингибиторами коррозии и, часто обладают теми же свойствами [24].
В последнее время, наибольшее применение находят ингибиторы комплексного действия, сочетающие в себе свойства исходных компонентов, при этом, взаимно усиливающих свое действие при компаундировании, что позволяет существенно сокращать дозировку реагентов и повышать эффективность [103]. Это могут быть присадки депрессорно-модифицирующего, депрессорно-диспергирующего действия. Разработка таких реагентов является приоритетным направлением современной нефтепромысловой химии [104, 105].
Разработка депрессорных присадок ведется с 30-х годов прошлого века, когда была разработана синтетическая присадка к маслам - Paraflow, однако активные работы по созданию высокоэффективных депрессорных присадок начались лишь с 60-х годов прошлого столетия. Все эти присадки разрабатывалась для улучшения низкотемпературных свойств нефтяных дистиллятных фракций (масел, дизельного топлива). Таким образом, известные в настоящее время депрессорные присадки можно классифицировать следующим образом:
- сополимеры этилена с полярными мономерами;
- продукты полиолефинового типа;
- полиметакрилатные присадки;
- вещества неполимерного типа [106];
- продукты поликонденсации нефтяных фракций [107];
Сополимеры этилена с полярными мономерами представляют собой группу двойных, тройных сополимеров со сложными виниловыми эфирами [104, 107], ненасыщенными кетонами и аминами ненасыщенных кислот [106]. Рассмотрим получение и свойства этих веществ на примере сополимера этилена с винил ацетатом, используемым в качестве активной основы депрессорных присадок. Данные вещества отличаются относительно низкой молекулярной массой (2000-5000) с содержанием звеньев винилацетата 20-40%. Их получают двумя способами:
- в следствии периодического процесса сополимеризации при давлении до 27 30МПа, температуре до 130-150С в растворе циклогексана и с добавлением инициатора полимеризации;
- путем сополимеризации при более высоком давлении (50-200МПа) и температуре 150-200С, с использованием регуляторов молекулярной массы [106].
Очевидно, что данный процесс производства сополимеров чрезвычайно энергозатратный, связан со значительными технологическими трудностями и материальными вложениями, поэтому производство таких компонентов депрессорных присадок встречается редко [109].
Присадки полиолефинового типа представлены широким рядом, начиная с низкомолекулярного разветвленного полиэтилена, который является отходом производства этилена высокого давления, этилен-пропиленового сополимера, атактического полипропилена [110] и заканчивая продуктами термодеструкции этилен-пропилендиеновых сополимеров [106]. Последние, по своим депрессорным свойствам, существенно превосходят первичные полиолефины. Общим недостатком данных присадок является эффект ухудшения коэффициента фильтруемости дизельных топлив [111], что означает повышение температуры помутнения для остальных нефтяных фракций, поэтому их использование целесообразно лишь в композиции с диспергаторами, или модификаторами [112].
Полиметакрилатные присадки, в последнее время, вызывают повышенный интерес, так как технология их синтеза не требует сложного оборудования и жестких термобарических условий: температура менее 100С, атмосферное давление, время синтеза 1,5-2,5 часа в растворе дизельного топлива. Современные тенденции их получения основаны на сополимеризации алкилакрилата и метакриловой кислоты [108], алкилакрилаты с алкилонитрилом [105], алкилакрилатов и виниловых мономеров (винилацетат). Средняя молекулярная масса присадки составляет около 30 000, при этом, понижение температуры помутнения зимнего дизельного топлива составляет 10 [113], что является значительным результатом, поэтому разработка этих присадок продолжается до настоящего времени [106].
Неполимерные депрессорные присадки представлены широким рядом вторичных, третичных амидов, хлоралкильных, хлоралкилароматических и сложноэфирных соединений [101]. Наибольшее распространение из неполимерных присадок получили сложноэфирные и амидные присадки, получаемые реакциями этерификации и амидирования [106].
Исследование физико-химических свойств аспо и твердых углеводородов нефти
Методика определения молекулярной массы углеводородов нефти.
Определение молекулярного веса органических соединений является одной из важнейших операций, необходимых для установления строения синтезированных веществ.
Понижение температуры плавления (замерзания) какого-либо растворителя пропорционально мольному содержанию растворенного в нем любого другого вещества. Поэтому величина депрессии молярного раствора является постоянной для данного растворителя, независимо от природы растворенного вещества. Эта величина К носит название мольного понижения температуры замерзания или криоскопической постоянной растворителя.
Для определения молекулярного веса по микрометоду Раста использовали капилляр, изображенный на рисунке 2.3.
Этот способ, основанный на высокой растворяющей способности и большой криоскопической постоянной камфоры (К = 40,0), позволяет определить молекулярную массу вещества, взятого в количестве менее 1мг. Рисунок 2.3 - Капилляр для определения молекулярного веса по микрометоду Раста: а - наполнение капилляра; б - запаянный капилляр.
Тонкостенную капиллярную трубку длиной около 80 мм с внутренним диаметром 4-5 мм осторожно запаивали с одной стороны так, чтобы на дне капилляра не образовалось толстой капли стекла. Капилляр взвешивали на микровесах и вводили в него вещество при помощи открытой с обеих сторон более узкой капиллярной трубки и стеклянной нити. Для этого в один из открытых концов узкой капиллярной трубки набирали 0,01 мг вещества, тщательно обтирали снаружи, вводили в широкий капилляр и полностью выталкивали вещество стеклянной нитью на дно широкого капилляра (Рисунок 2.3 а). После взвешивания таким же образом вносили 10-кратное количество чистой камфоры, стараясь не коснуться капиллярной трубкой вещества, находящегося на дне более широкого капилляра. Снова взвешивали заполненный капилляр и заплавляли его, причем, сплавленный конец вытягивали в тонкую нить (Рисунок 2.3,6).
Для сплавления вещества с камфорой заплавленный капилляр нагревали на плитке до полного расплавления, все время, вращая нить между пальцами. Далее запаянный капилляр помещали в реактор, в качестве теплоносителя использовали этиленгликоль. Скорость нагрева не превышала 1 град/мин. Шкала термометра имела деления по 0,2С. Вблизи температуры плавления масса становилась полупрозрачной, приобретая вид тающего льда или мутной жидкости; при дальнейшем нагревании этот скелет постепенно исчезал, причем момент расплавления последних кристаллов отмечали как температуру плавления смеси. Температуру плавления камфоры определяли аналогичным образом. Зная содержание вещества в растворе, наблюдаемую величину понижения температуры замерзания этого раствора и криоскопическую постоянную растворителя, вычисляли молекулярный вес растворенного вещества по уравнению: где М - молекулярный вес; К - криоскопическая постоянная растворителя; а -навеска вещества, г; А - масса растворителя, г; t-понижение температуры замерзания данного раствора, С Методика определения плотности углеводородов нефти
Для определения плотности нефтепродуктов использовали стеклянные пикнометры на 5 мл. Каждый пикнометр характеризуется так называемым "водным числом", то есть масса воды в объеме данного пикнометра при 20С. Для определения "водного числа" чистый и сухой пикнометр взвешивали с точностью до 0,0002 г. С помощью пипетки наполняли пикнометр дистиллированной водой (уровень воды устанавливали по верхнему краю мениска), и снова взвешивали с точностью до 0,0002 г.
Водное число (т) пикнометра вычисляли по формуле: где ПІ2, mi - масса пикнометра соответственно с водой и пустого, г.
Так как твердые нефтепродукты при комнатной температуре находились в твердом состоянии, пикнометр заполняли мелкими кусочками и затем термостатировали при температуре 90С для удаления воздуха и полного расплавления. Избыток продукта отбирали фильтровальной бумагой. Затем пикнометр охлаждали до температуры 20С и взвешивали с точностью до 0,0002 г. Плотность парафинов вычисляли по формуле: где із - масса пикнометра с твердым парафином, г; ti, - масса пустого пикнометра, г; t - водное число пикнометра. Полученная плотность в итоге относилась к 90С (температура, при которой устанавливался уровень парафина по метке).
Методика определения температуры плавления АСПО
Для определения температуры плавления по Жукову применяли: -прибор Жукова - сосуд Дюара, из прозрачного стекла (рисунок 2.4); -термометр по ГОСТ 400-64, типа ТН-5, с пределами измерения шкалы от плюс 30 до плюс 100С, с ценой деления 0,2С; - секундомер по ГОСТ 5072-72.
Пробу испытуемого парафина расплавляли на водяной бане при температуре на 15-20С выше предполагаемой температуры плавления парафина. Расплавленный парафин заливали в подогретый прибор Жукова на % его высоты. Температура продукта после залива в прибор превышала ожидаемую температуру плавления не менее чем на 8С.
Разработка методики оценки химического состава углеводородных компонентов аспо нефти по сочетанию их физико-химических свойств
Для эффективной борьбы с АСПО необходимо знание химического состава и физико-химических свойств отдельных его компонентов. Точно идентифицировать химический состав АСПО и твердых углеводородов нефти невозможно, поэтому для характеристики химического состава применяют сравнение физико-химических показателей углеводородов (УВ) различной природы. При этом исходят из того, что принципиальной разницы в химическом строении между твердыми УВ нефти и УВ АСПО нет. Поэтому о химическом составе последних можно судить по тому, как близки физико-химические показатели УВ АСПО к соответствующим показателям известных твердых УВ нефти. В качестве модели твердых УВ нефти был взят церезин марки 80, представляющий собой конденсированные парафино-нафтеновые УВ с примесью легкой и средней ароматики (4,32 мас.%). Анализ работ С. Г. Агаева и других авторов, в которых разделение АСПО на компоненты проводилось методом жидкостной колоночной хроматографии, показал, что большинство УВ АСПО, десорбированных гексаном, имеют схожий с церезином химический состав и температуру плавления.
В связи с этим, были поставлены следующие задачи: на основе физико-химических исследований и данных ИК-спектрометрии АСПО двух различных скважин (образец 1, 2[35]) Аганского месторождения и церезина марки 80, охарактеризовать химический состав АСПО этого месторождения (образец 1) в целом, а также наиболее высокоплавкие его компоненты; на основе этого дать рекомендации по подбору ингибиторов и отмывающих агентов для исследуемых АСПО. Разделение АСПО Аганского месторождения на компоненты проводили сочетанием процессов экстракции, жидкостной хроматографии и карбамидной депарафинизации. Экстракцией бензолом АСПО освобождали от механических примесей; разделение оставшейся углеводородной части АСПО нефти на компоненты проводили методом жидкостной колоночной хроматографии на силикагеле. Фракции парафино-нафтенов и легкой ароматики десорбировали гексаном, тяжелую ароматику и часть смолистоасфальтеновых веществ (CAB) - бензолом. Остатки CAB десорбировали ацетон-бензольной смесью. Фракцию АСПО, десорбированную гексаном, дополнительно подвергали карбамидной депарафинизации с выделением УВ образующих и не образующих комплекс с карбамидом. Данная методика позволяет определить наличие разветвленных и неразветвленных парафиновых цепей в конденсированных парафино-нафтено-ароматических УВ.
Основу АСПО Аганского месторождения (образец 1) составляют парафино-нафтеновые и легкие ароматические УВ (визуально светло-желтый продукт) - 74,91 мас.%. В составе изученного АСПО (образец 1) очень мало асфальто-смолистых веществ (0,69 мас.%.), зато высоко содержание тяжелой ароматики (24,40 мас.%), представляющей собой твердый продукт и визуально мало отличающийся от асфальто-смолистых веществ.
Изучались такие физико-химические свойства АСПО Аганского месторождения (образец 1), как: плотность при 90С (определяли пикнометрически), температура плавления (метод Жукова) и средняя молекулярная масса (метод Раста). Сняты ИК-спектры образцов АСПО и их компонентов. Полученные данные сопоставлены с аналогичными свойствами АСПО Аганского месторождения (образец 2[35]) и церезином марки 80 (таблица 3.1).
Анализ представленных данных показывает, что твердые УВ, выделенные из АСПО (образец 1, 2[35]) Аганского месторождения, весьма значительно отличаются по своим физико-химическим свойствам между собой и УВ церезина. В образце 1 по сравнению с образцом 2[35] и церезином выявлено повышенное содержание УВ, образующих комплекс с карбамидом, которое превышает содержание их в церезине, а так же в АСПО (образец 2[35]) в 2 раза. Однако этот показатель не является аномальным т. к. в составе АСПО Верхнесалатского месторождения нефти, исследованных в работе [28], было найдено около 61% УВ, образующих комплекс с карбамидом. Высокое содержание таких УВ повышает температуру плавления АСПО, что существенно увеличивает парафинизацию скважин [41]. Содержание УВ, образующих комплекс с карбамидом в УВ (образец 2[35]) АСПО Аганского месторождения, десорбированных гексаном, приблизительно такое же, как и в церезине.
Достаточно низкую молекулярную массу, а также высокую плотность по сравнению с церезином и АСПО (образец 2[35]) имеют АСПО (образец 1) Аганского месторождений нефти. Однако температура плавления всех исследованных АСПО и церезина, десорбированных гексаном, практически совпадает. Это объясняется тем, что УВ разветвленного строения имеют более низкую температуру плавления, чем соответствующие аналоги нормального строения с одинаковым числом атомов углерода. Следовательно, высокое содержание в церезине и АСПО (образец 2[35]) УВ, не образующих комплекс с карбамидом (разветвленного строения), и, наоборот, низкое содержание данных УВ в АСПО Аганского месторождения (образец 1), выравнивают их температуры плавления при существенно отличающейся плотности и молекулярной массе. Отмеченные закономерности далее подтверждаются результатами ИК-спектрометрии.
ИК-спектры АСПО и твердых УВ снимали в сравнимых условиях при температуре 20С на ИК-Фурье спектрометре NICOLET 380 в диапазоне от 650 до 4000 см (рисунок 3.1). Анализ полученных спектров АСПО и углеводородов нефти показывает, что в них обнаружены полосы поглощения v720 и v1300, характерные для индивидуальных н-парафиновых УВ, церезина и
парафиновых отложений, несколько менее характерные для нафтеновых УВ и слабо выражены для ароматических УВ. Интенсивные полосы поглощения v720 и v1300 характеризуют присутствие в УВ неразветвленных парафиновых цепей [169]. Из этих полос более интенсивная полоса г720.По полосам поглощения в ИК-спектрах v1376 и v1464 судят о наличии разветвленности парафиновых цепей твердых УВ. Эти полосы присутствуют в спектрах всех исследованных групп УВ и нефтепродуктов. Более высокая интенсивность характерна для полосы Ул. Полосы поглощения в ИК-спектрах vw и г, .г г г 1464 .г 748-1032 1520-1600 свидетельствуют о присутствии в церезине и АСПО ароматических структур. Наиболее информативны для исследованных ароматических структур полосы поглощения v812_816 и v1600. Для дальнейшего анализа были выбраны наиболее информативные и интенсивные полосы поглощения функциональных групп исследованных АСПО и углеводородов нефти.
Оценка эффективности композиционных ингибиторов образования аспо по их воздействию на динамическую вязкость нефти
Для дозированной подачи разработанных композиционных ингибиторов образования АСПО в нефтедобывающую скважину была модернизирована схема установки УДР-1.100, разработанная в УфаНИПИнефть Мухаметшиным В. X. [168]. Данная схему взяли за основу разработанной схемы и методики дозирования реагентов, так как она была апробирована и успешно прошла полевые испытания на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз».
Ингибирование образования АСПО производится как с помощью электроприводной дозирующие установки, так и свободной подачей реагентов под атмосферным давлением. Конструкция установки проста, что позволяет наладить её сборку как на промышленном предприятии, так и кустарным способом. Оборудование для дозирования реагентов не требует постоянного контроля со стороны оператора. На рисунке 4.6 представлена модернизированная схема установки по дозированию реагентов.
Композиционный ингибитор заранее измельчается до порошкообразного состояния. Смешение и приготовление композиции ингибитора образования АСПО из синтезированных ранее реагентов, в порошкообразном виде, производит предприятие-производитель. Ингибитор поставляется мягкой герметичной упаковке по 10 кг. Методика ввода реагента и принцип работы установки состоит в следующем. 30 кг ингибитора растворяется в 6 м3 дегазированной и нагретой до 80С нефти после ДНС. Для нагрева рекомендуется использовать агрегат АДПМ. Затем раствор ингибитора закачивается в бак 7, работающий под атмосферным давлением, откуда самотеком поступает в канал 11, через дозирующий кран 3. В качестве канала 11 можно использовать, бронированный электрический кабель для погружных электронасосов. Необходимым узлом системы является тройник с дроссельным штуцером 10, он играет роль сепаратора, стравливая газ в атмосферу, не девая газу запирать канал и позволяя избежать выброса реагента.
Принципиальной особенностью данной схемы, в отличие от прототипа, является наличие у бака 7 теплоизоляции из пенополистирола и вмонтированного электрического подогревателя. Благодаря этому в баке 7 поддерживается температура раствора ингибитора 80С даже в холодное время года. Такое изменение конструкции позволяет применять тяжелые растворители для нефтепромысловых реагентов (нефть, смола пиролиза) в условиях низких температур, что значительно снижает эксплуатационные затраты связанные с применением реагентов и их себестоимость. Данная схема также может использоваться с дозировочным насосом для принудительного дозирования реагента в системе газлифтных скважин. Для них оптимальным вариантом будет применение дозировочных насосов типа НД2Э с электроприводом, или НД-ЗП с пневмоприводом.
Далее представлен тепловой расчет бака для реагента 7.
Задачей данного расчета является определение тепловой мощности, которую необходимо подводить к раствору реагента в баке 7, а также толщины и типа теплоизоляции данного бака. Это позволит компенсировать потери тепла и предотвратить замерзание раствора реагента в холодное время года и в условиях Крайнего Севера.
