Issuu on Google+

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ © В.Н. Глущенко, Л.М. Шипигузов, И.А. Юрпалов, 2007

УДК 622.276.72

Оценка эффективности ингибиторов асфальтеносмолопарафиновых отложений В.Н. Глущенко, Л.М. Шипигузов, И.А. Юрпалов (ООО «ФЛЭК»)

О О

Estimation of an efficiency of asphaltene-tar-paraffin deposits inhibitors

дними из наиболее серьезных осложнений при добыче, транспорте и подготовке нефти и газа являются асфальтеносмолопарафиновые отложения (АСПО). В отечественной нефтегазовой промышленности для защиты скважин, нефтесборных и газосборных коллекторов от АСПО наиболее часто применяется ингибиторный метод. Это обусловлено низким расходом ингибиторов при подаче в поток скважинной продукции с одновременной защитой сборных коллекторов, резервуарного парка и теплообменного оборудования на установках промысловой подготовки нефти. При необходимости в состав целевых ингибиторов парафиноотложения (ИП) могут быть добавлены деэмульгаторы, депрессоры, ингибиторы солеотложения, коррозии, гидратообразования. БÓльшая часть производимых ИП относится к агентам смачивающего (гидрофилизирующего) действия, представляющим собой многофункциональные смеси водорастворимых ПАВ, обладающих деэмульгирующим действием и способных к адсорбции на металлической поверхности с постоянно возобновляемой и устойчивой ее гидрофилизацией по пленочному механизму. Это локализует фрагменты АСПО непосредственно в потоке жидкости без устойчивого отложения на металлической поверхности. Менее представлены на рынке углеводородорастворимые ингибиторы-модификаторы парафиновых кристаллов полимерной природы, способствующие снижению адгезии как между парафиновыми кристаллами, так и на металлической поверхности. Наиболее распространены из них сополимеры этилена и винилацетата, полиакрилаты, полиметилметакрилаты, полиэтилен, полиизобутилен. К их недостаткам относятся отсутствие деэмульгирующего и водосмачивающего эффектов, проявление максимального ингибирующего действия при температуре ввода в нефтяной поток выше температуры плавления парафина и высокая температура застывания углеводородных растворов их собственных товарных форм. В 1978 г. сотрудники фирмы Petrolite Corp. D.C. Tomas и M.E. Newberry [1] предложили методику лабораторной оценки ИП моюще-диспергирующего действия, которая впоследствии была стандартизирована НПО «Союзнефтепромхим» [2]. Методика основана на отмыве пленки нефти или АСПО со стеклянной поверхности водным раствором ингибитора с регистрацией размеров образующихся углеводородных частиц. Однако результаты испытаний оцениваются визуально, причем действие ИП направлено на ликвидацию уже образовавшихся АСПО, а не на предотвращение их образования. Наиболее распространенным и достоверным в настоящее время является метод «Холодный палец» (Cold finger test) в раз-

84

05’2007

V.N. Glushchenko, L.M. Shipiguzov, I.A. Yurpalov (FLEK OOO) Design features of laboratory installations for paraffin deposition inhibitors efficiency estimation by Cold finger method are given. Disadvantages of an asphaltene-tar-paraffin deposits washing and dispersing technique are considered. Positive influence of water in an oil at its content more than 20 % on the efficiency of surface-active paraffin deposition inhibitors action and negative one - on the efficiency of hydrocarbon polymer inhibitors action is established.

личном аппаратурном оформлении, которое включает полый цилиндр с циркулирующим хладагентом («холодный палец»), помещенный в термостатируемый кожух либо в стакан с нефтью, мешалку и термостат для регулирования температуры «холодного пальца». В аппаратуре фирмы ICI динамические условия осаждения парафина на поверхности моделируются перекачкой нефти из резервуара перистальтическим насосом через «холодный палец», а в установке УГНТУ - путем перемешивания нефти магнитной мешалкой. Для оценки ингибирующего эффекта и эффективности удаления парафиноотложений Э используется следующее соотношение: (1) где m0, m – масса АСПО из нефти, соответственно не содержащей и содержащей ингибитор. По методике фирмы P Chem разность температур нефтяной среды и «холодного пальца» должна составлять 22 °С при времени экспозиции 1 ч. Естественно, точность метода также во многом зависит от исследовательского опыта. Наиболее эффективную присадку для конкретной нефти невозможно определить по одному лабораторному испытанию. Действительно, с учетом многих сложных взаимодействий, различных составов сырых нефтей, степени обводненности и разных условий их добычи на промыслах результаты лабораторных испытаний можно использовать только для предварительной проверки. Окончательный выбор наиболее эффективной присадки должен осуществляться по результатам экспериментов на стендовой установке и опытно-промысловых испытаний. Тем не менее лабораторные тесты позволяют исключить малоэффективные присадки и оставить для дальнейшей оценки на дорогостоящих стадиях опытной или промышленной проверки только перспективные агенты. Аналогичные установки были разработаны специалистами СевКавНИПИнефти, ТюмГНУ, а также азербайджанскими спе-

НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО


ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ циалистами. В конструкции канадских исследователей роль «холодного пальца» выполняет охлаждаемая металлическая пластина. В установке фирмы Conoco Inc. используются прием ротационного вращения и шесть одинаковых кристаллизационных ячеек, что позволяет проводить сравнительную оценку эффективности нескольких ИП или одного ингибитора при различных концентрациях в идентичных условиях [1]. Емкость кристаллизационных ячеек рассчитана на 300 г нефти. На поверхности стальных «пальцев» поддерживается температура 4 − 5 °С, а в водяной бане − 49 °С при продолжительности опытов 2–4 ч. Затем «пальцы» вынимаются из Общий вид шестиместной лабораторной установки ООО «ФЛЭК» для изучения процесса ячеек, прогреваются и отложения, собран- образования АСПО методом «холодного пальца»: ные в отдельный стакан, взвешиваются. 1 – внешний термостат (баня лабораторная шестиместная ПЭ-4300 фирмы «Экрос»); 2 – стакан металлиЭтот же принцип положен в основу уста- ческий (внутри и вне гнезда); 3 – гнездо ременного привода; 4 – шланги циркуляции хладагента от криостата; 5 – стойка штативная; 6 – блок холодного контакта; 7 – устройство крепления пальцевых пробок; новки «Депар-01» конструкции НИИнефте- 8 – «холодный палец»; 9 – электродвигатель; 10 – рама; 11 – криостат промхим [3]. Установка представляет собой термостатируемую емкость с двумя крышками: нижней неподвижной с закрепленными в ней кристаллизационными (2) ячейками; верхней подвижной с шестью охлаждаемыми «пальцами» для отложений. Верхняя крышка приводится в круговое возвратно-поступательное движение электродвига(3) телем. «Пальцы» охлаждаются хладоагентом от криостата или водой от термостата. Равенство расходов хладоагента по элементам для отложений контролируется блоком ротаметров или расходомером типа «гребенка». (4) Недостаток установки заключается в невозможности создания градиентов сдвига, реальных для промысловых условий движения нефти, что затрудняет их правильную интерпретацию. где ρ - плотность нефти или водонефтяной эмульсии, кг/м3; ω Схема установки конструкции ООО «ВолгоУралНИПИгаз» с угловая скорость вращения внутреннего цилиндра, с-1; d, D – диатермостатическим охлаждением и съемной батареей плоских метр соответственно внутреннего и внешнего цилиндра, м; η пластин для оценки количества АСПО из газоконденсата в динамическая (эффективная) вязкость нефти или водонефтяной ламинарном режиме представлена в работе [4]. эмульсии, Па⋅с; v– - средняя линейная скорость течения нефти, Разработанная в ООО «ФЛЭК» лабораторная установка [5] м/с; γ• - градиент сдвига нефтяного потока, с-1. приведена на рисунке. Перейти от центробежного критерия Reц к критерию Re, Она включает внешний термостат 1, шесть кристаллизахарактеризующему течение аналогичной жидкости по трубе диационных ячеек 2, циркуляционный криостат 11 и электродвиметром Dт , можно на основе соотношения (3) или уравнения гатель 9. Кристаллизационная ячейка представляет собой металлический стакан и «холодный палец» 8, который неподвижно закреплен на внешнем термостате с помощью штатив(5) ной стойки 5. Внутрь металлического стакана помещают мешалку в виде вертикальных стержней, обеспечивающую где для ламинарного режима течения (Re<2300) коэффициендополнительное перемешивание в кристаллизационной ты A=64, m=1, для турбулентного (Re>3000) – A=0,3164, m=0,25. ячейке. «Холодный палец» − полый цилиндр из нержавеющей Более приближенные к реальным условиям результаты стали или другого материала с нанесенной на поверхности можно получить при прохождении нефтяного потока с заданметкой, указывающей уровень, на который его нужно поменой скоростью через охлаждаемые трубки известного диаметра. стить в исследуемую систему. На верхней части «холодного На таком принципе в 60-е годы ХХ века были сконструированы пальца» имеются отверстия для входа и выхода охлаждающей лабораторные установки в ПермНИПИнефти и ТатНИПИнефти. жидкости. В качестве циркуляционного криостата используетОдин из важных недостатков ингибиторов парафиноотложеся низкотемпературный термостат RE-107 фирмы Lauda. Внуния на основе ПАВ заключается в их низкой эффектив-ности в три внешнего термостата вмонтировано устройство, обеспе��ибезводных и низкообводненных нефтях, а ингибиторов на вающее требуемую частоту вращения кристаллизационных основе полимеров – в обратной зависимости, обусловленной ячеек. По центробежному критерию Рейнольдса Reц рассчитымеханизмом действия данных соединений. Так, невысокая степень ингибирования АСПО неионными ПАВ из безводных нефвается средняя линейная скорость нефтяного потока по трубе

НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО

05’2007

85


ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ отрицательно - при наличии ингибиторов на полимерной тей Самотлорского, Советского и других западносибирских основе. Тестирование выполнялось с поверхностно-активныместорождений, не превышающая 28 %, установлена авторами ми ингибиторами «ФЛЭК ИП-106», «ФЛЭК ИП-107», СНПХработы [6]. Эффективность ингибирования АСПО препаратом 7963, СНПХ-7909, СНПХ ИПГ-11, РТ-1Ф, а также с ингибитораМЛ-72, представляющим собой раствор анионных и неионных ПАВ, из нефти Самотлорского месторождения методом Таблица 3 «холодного стержня» свидетельствовала о том, что пассиДозировка Эффективность вирующее действие МЛ-72 более значительно на обвод- Месторождение Ингибитор АСПО ингибитора, г/т ингибирования АСПО, % ненной нефти вследствие создания устойчивого гидрофиСНПХ-7963 300 -2 лизирующего водного покрытия на металлической СНПХ-7909 300 6,3 поверхности [7]. Аналогичный результат был получен А.П. СНПХ ИПГ-11 300 2,5 Курдовым с использованием МЛ-72 на нефти месторождеШумовское РТ-1Ф 300 -2,2 ния Восточный Котур-Тепе методом «холодного стержня» ФЛЭК ИП-106 300 8,6 [8]. Натурными экспериментами в выкидных трубопровоФЛЭК ИП-101 300 85,7 дах еще в 60-х годах ХХ века И.М. Муравьевым и другими ФЛЭК ИП-103 300 90,2 специалистами было установлено, что наличие в нефти и СНПХ-7963 300 37,5 неионных ПАВ, и воды резко уменьшает количество параСНПХ-7909 300 33,2 финовых отложений (табл. 1). В работе [9] также показано Куединское ФЛЭК ИП-106 300 27,4 снижение интенсивности отложения парафина до 65 % из ФЛЭК ИП-107 300 18,6 обводненных нефтей при введении в них до 300 г/т ФЛЭК ИП-102 300 88,9 неионных деэмульгаторов «Прошинор» или «Сепарол» за СНПХ-7963 300 18,6 счет гидрофилизации металлической поверхности водФЛЭК ИП-106 300 15,5 ной пленкой ПАВ. В работах [10, 11] отмечено, что налиГрачевское ФЛЭК ИП-101 300 83,7 чие воды в нефти некоторых башкирских месторождений ФЛЭК ИП-102 300 92,6 может усиливать действие поверхностно-активных ИП по ФЛЭК ИП-103 300 88,6 отмыву пленки нефти (ИНПАР-1, ХТ-48, «Прогалит») и СНПХ-7963 300 39,2 ослаблять его (АНП-2, МЛ-80). ФЛЭК ИП-106 300 38,2 Экспериментальными исследованиями ООО «ФЛЭК» Софьинское ФЛЭК ИП-101 300 77,1 по методу «холодного пальца» на установке, приведенФЛЭК ИП-102 300 89,2 ной на рисунке, подтверждено, что содержание в нефти ФЛЭК ИП-103 300 81,5 водной фазы более 20 % положительно влияет на ингиСНПХ-7963 500 28,9 бирование АСПО поверхностно-активными агентами и Таблица 1 Обводненность, %

Масса Толщина парафиновых отложившегося отложений, мм парафина, г

5,2

420

8

16,0

374

9

30,0

234

5

3,5 + 1 % Диссолвана-4411

77

1,5

Павловское

Объект

Чикулаевское

Температура застывания Wx, % Wп.с, % Wo, % нефти, ° С

Куединское

Установка промысловой подготовки нефти Скв. 946

Грачевское Софьинское Павловское Чикулаевское

Скв. 283

-25

2,6

2,4

5,0

Судановское Урустамакское

Скв. 603 Скв. 220

-14 +6

0,5 0,4

13,5 10,0

14,0 55

Шумовское

86

-13

0

0

0,1

-25

0,2

0

0,2

Скв. 106

-15

0

0

1,0

Скв. 56

-12

0

3,0

3,0

Скв. 877

-13

1,3

1,5

2,8

05’2007

500 500

33,2

РТ-1Ф

500

30,2

ФЛЭК ИП-106

500

42,2

300

58,6

ФЛЭК ИП-101

Таблица 2 Месторождение

СНПХ-7909 СНПХ ИПГ-11

Судановское

500

65,3

ФЛЭК ИП-103

500

59,7

СНПХ-7963

300

44,4

ФЛЭК ИП-106

300

48,0

СНПХ-7909

300

53,1

ФЛЭК ИП-102

300

72,6

ФЛЭК ИП-102

500

77,4

СНПХ-7963

500

41,8 41,3

СНПХ-7909

500

СНПХ ИПГ-11

500

32,1

РТ-1Ф

500

21,6

500

56,7

300

69,7

ФЛЭК ИП-106 ФЛЭК ИП-101 ФЛЭК ИП-103 СНПХ-7963

Урустамакское

НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО

42,8

ФЛЭК ИП-106 ФЛЭК ИП-101

500

79,7

300

71,3

500

75,8

200

90,1

300

92,1

200

79,6

300

86,3

300

30,8


ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ ми на полимерной основе «ФЛЭК ИП-101», «ФЛЭК ИП-102» и «ФЛЭК ИП-103». Время опыта составляло 60 мин при температуре нефти на 5 °С ниже ее температуры застывания и разнице температур между поверхностью холодного стержня и объемом нефти, равной 30 °С. Угловая скорость вращения ячеек с нефтью составляла 60 мин-1. Содержание связанной водной фазы определялось методом центрифугирования по объему воды, отделившейся при температуре 20 °С, Wх и после добавления избытка деэмульгатора Wo, а также по наличию стабильного промежуточного слоя Wп.с с водной фазой, объемное содержание которой составляло около 50 %. Ингибиторы вводились в нефть при температуре 20 °С. В работе исследовались нефти месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» и нефть Урустамакского месторождения ЗАО «Татойлгаз» (табл. 2). Полученные результаты представлены в табл. 3. Анализ данных табл. 2 и 3 показал наличие устойчивой тенденции снижения эффективности поверхностно-активных ИП и роста ее для полимерных ИП, что важно при подборе ингибиторов парафиноотложения с дополнительным учетом степени обводненности скважинной и транспортируемой продукции. В связи с отмеченным в исследовательской работе следует отказаться от использования методики, разработанной НПО «СоюзНИИнефтепромхим» [2] для подбора углеводородных ИП на полимерной основе. Список литературы 1. McClaflin G.G., Whitfill D.L. Control of paraffin deposition in production operations//JPT. - 1984. – Vol.36. – No.12. – P. 1965-1970. 2. Методика определения эффективности ингибиторов парафиноотложения комплексного действия. – Казань: Союзнефтепромхим, 1986. – 8 с. 3. Установка Депар-1 для испытаний ингибиторов парафиноотложения/В.Ф. Николаев, Г.Б. Фридман, О.Б. Собанова, Н.Н. Брагина//Нефтепромысловое дело. – 1995. - № 2 - 3. – С. 44 - 47. 4. Установка для определения количества асфальтосмолопарафиноотложений (АСПО) из газового конденсата методом термоэлектрического охлаждения/В.И. Иванов, Н.И. Шефер, Т.М. Литвиненко и др.//Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. – 2005. - № 12. – С. 27 – 28. 5. Юрпалов И.А., Драчева Г.Ю., Глущенко В.Н. Практика применения метода холодного контакта для подбора ингибиторов асфальтеносмолопарафиновых отложений из нефти. В сб. Проблемы и перспективы развития химической промышленности на Западном Урале//Тр. ин-та/ПГТУ. – Т. 1. – 2003. – С. 258 - 262. 6. Данияров С.Н., Некрасова Л.А., Азанова Т.А. Химические реагенты для борьбы с отложениями парафина в нефтепромысловом оборудовании. В сб. Совершенствование техники и технологии добычи нефти в Западной Сибири//Тр. ин-та/СибНИИНП. – 1981. – Вып. 22. – С. 112 - 117. 7. Толоконский С.И., Петров Н.М. Отмыв и ингибирование асфальто-смоло-парафинистых отложений применительно к нефтям Самотлорского месторождения. В сб. Физико-химические основы повышения нефтеотдачи пластов//Тр. ин-та/ВНИИ. – 1987. № 99. – С. 128 - 133. 8. Курдов А.П. Ингибитор для предотвращения смолопарафиновых отложений в скважинах//Нефтяное хозяйство. – 1987. - № 9. – С. 52 - 55. 9. Влияние обводненности продукции скважин на интенсивность отложения парафина/Б.И. Султанов, Н.А. Рза-заде, М.А. Курбанов, Ф.М. Гурбанов//Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. – 1985. - № 3. – С. 16 - 18. 10. Рагулин В.А. Влияние попутно добываемой воды на эффективность работы реагентов-ингибиторов парафиноотложения//Нефтепромысловое дело. - 1996. - № 1. - С. 44-45. 11. Рагулин В.А. Применение химреагентов для борьбы с отложениями парафина в скважинах в условиях увеличивающейся обводненности их продукции. В сб. Добыча нефти на поздней стадии разработки месторождений//Тр. ин-та/БашНИПИнефть. - 1990. Вып. 82. - С. 104-107.

НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО

05’2007

87


Оценка эффективности ингибиторов асфальтеносмолопарафиновых отложений, 2007