CC BY
41УДК 662.276.72
Состав и концентрация композиционных присадок к гексану для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений Иреляхского месторождения РС(Я)
И.К. Иванова, ЕЮ. Шиц, А. А. Рыкунов
Определен групповой состав асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) Иреляхского месторождения и их растворимость в композиционных растворителях на основе гексана с присадками, состоящими из неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ) и концентратов ароматических углеводородов.
The group composition of asphaltene-resin-paraffin deposits (ARPD) in the Irelyakh field and their solubility in the composite solvents on the hexane base with the additives consisting of nonionic surface-active substances (NSAS) and concentrates of aromatic hydrocarbons is determined.
Ключевые слова: групповой состав и растворимость асфальтосмолопарафиновых отложений.
Введение
Уже более 10 лет ведется опытно-промышленная эксплуатация (ОПЭ) нефтяных залежей Иреляхского, Талаканского и Среднеботуобинского месторождений. Нефтяные залежи этих месторождений характеризуются аномально низкими пластовыми температурами и давлениями по сравнению со среднестатистическими мировыми. Нефти Непско-Ботуобинской антеклизы являются малосернистыми и имеют преимущественно метановый состав (41-73%), повышенное содержание асфальтенов (до 11%) и смол (до 43%) [1]. В процессе эксплуатации нефтедобывающих скважин при понижении температуры и давления, сопровождающихся разгазированием нефти, происходит резкое снижение растворимости в ней парафинов, асфальтенов и смолистых веществ, что в сочетании с шероховатостью поверхностей стенок насосно-компрессорных труб (НКТ) ведет к интенсивному осаждению АСПО на поверхности добывающего оборудования и в призабойной зоне пласта (ПЗП). В результате происходит снижение притока жидкости к забою и повышение гидравлических сопротивлений скважин.
Негативные последствия образования АСПО обусловили разработку огромного количества способов борьбы с этим явлением: механических, термических, физических, химических и микробиологических [2,3]. Однако, применение тех или иных методов зависит от условий на конкретных
ИВАНОВА Изабелла Карловна - к.х.н., в.н.с. ИПНГ СО РАН; ТТТИТТ Елена Юрьевна - к.т.н., доцент, зав. лабораторией ИПНГ СО РАН; РЫКУНОВ Александр Александрович - студент V курса химического отделения БГФ ЯГУ
месторождениях, например, применение биотехнологических методов ограничивается высокими пластовыми давлениями, газовыми факторами, повышенным содержанием сероводорода в нефти и температурой выше 40....500С. Магнитная обработка имеет свои требования к обрабатываемой среде, такие как жесткость и минерализация попутной воды, газовый фактор (до 200 м3/м3) и т.д. При применении электрических методов используют довольно сложное наземное оборудование для подачи электроэнергии в подземные нагревательные установки. Поэтому как в России, так и за рубежом интенсивно проводятся исследования по изучению разрушения и удаления АСПО [4]. Из всех методов наибольшей эффективностью при удалении АСПО обладают углеводородные растворители [4-7]. Основное назначение обработок ПЗ с использованием растворителей - разрушение водонефтяных эмульсий в ПЗП и удаление АСПО. Как известно, большинство углеводородных растворителей (газовый бензин, ароматические углеводороды, нефтяные дистилляты и т.д.) хорошо разрушают водонефтяные эмульсии, а также растворяют АСПО, образующиеся в НКТ, и не выделяют их после охлаждения раствора.
Основным способом борьбы с АСПО на Иреляхском месторождении в настоящий момент является периодическая обработка коллектора холодным конденсатом. Но, как показал опыт работ, этот метод оказался малоэффективным для борьбы с органическими отложениями. Таким образом, наиболее приемлемым способом борьбы с АСПО в условиях аномально низких пластовых давлений и температур может являться использование композиционных растворителей.
Цель исследования: оценить эффективность углеводородных растворителей на основе гексана для разрушения асфальтосмолопарафиновых отложений Иреляхского месторождения.
Объекты и методы исследований.
Объектом исследования являются АСПО нефти Иреляхского месторождения, отобранные с поверхности НКТ.
Определение группового состава АСПО.
В исследуемых АСПО было определено содержание основных групповых компонентов (углеводородов (УВ) + твердых парафинов, смол, асфальтенов и неорганической части). Деление АСПО на групповые компоненты является правомерным и в значительной мере отражает различия в растворимости этих компонентов в растворителях, применяющихся в практике анализа остаточных нефтепродуктов, ближайших аналогов АСПО [8]. Поэтому исследования проводились с использованием адсорбционных методов анализа остаточных нефтепродуктов по Маркуссону [9]. Результаты приведены в табл.1
Оценка эффективности углеводородных растворов при удалении АСПО.
Оценка эффективности действия растворителей с присадками производилась в статических условиях по методике НПО «Нефтепромхим» [10] при температуре 100С. Согласно данной методике оценка эффективности растворителя производилась по трем показателям:
Оценка эффективности растворителей проводилась по комплексу показателей: диспергирующей, растворяющей и моющей способностей базовых растворителей (гексана) и углеводородных растворов, состоящих из гексана и присадки (смеси присадок различного функционального назначения). В качестве присадки, усиливающей растворяющую и сольватирующую функцию базового растворителя, изучались концентраты ароматических УВ - полиалкилбензольная смола (ПАБС) [11]; жидкие продукты пиролиза (ЖПП) [12]; этилбензольная фракция (ЭБФ) [13], бу-тилбензольная фракция (ББФ) [14]. В качестве
1. Диспергирующая способность растворителя - способность растворителя разрушать АСПО на более мелкие фрагменты. Этот показатель должен быть оптимальным, так как при очень высокой диспергирующей способности растворителя существует вероятность образования фрагментов АСПО, которые могут забивать коллектор ПЗ.
2. Растворяющая способность растворителя -способность растворителя образовывать с компонентами АСПО истинный раствор. Значение этого показателя должно быть как можно большим.
3. Моющая способность растворителя - способность растворителя одновременно растворять и разрушать компоненты АСПО. Этот показатель можно считать универсальным. Чем выше эта величина, тем выше эффективность растворителя вообще.
Обсуждение результатов.
Групповой состав АСПО Иреляхского месторождения представлен следующим образом: асфальтены - 7,6% масс., силикагелевые смолы
- 15,1 УВ+ твердые парафины - 72,9, мехпримеси
- 4,4% масс.
Видно, что АСПО характеризуется высоким содержанием парафиновых УВ. Парафинистый тип отложений и, как следствие, их невысокая полярность указывают на то, что основу композиции для разрушения структуры АСПО должны составлять низкокипящие алифатические УВ, в качестве которого был выбран гексан.
присадки, обладающей детергентно-диспергиру-ющими свойствами, изучалось выпускаемое отечественной промышленностью НПАВ, представляющее собой оксиэтилированный алкилфенол -Неонол АФ-9-10.
В первую очередь была исследована эффективность использования индивидуальных присадок при массовом содержании их в базовом растворителе от 0,5 до 3 %. Как показывают результаты исследований, наибольшей эффективностью обладают присадки ЖПП и Неонол АФ-9-10 (табл.2).
Таблица 1
Групповой состав асфальтосмолопарафиновых отложений
Место отбора проб Массовый состав, %
Асфальтены Силикагелевые смолы УВ+твердые парафины Мехпримеси
Иреляхское месторождение 7,6 15,1 72,9 4,4
СОСТАВ И КОНЦЕНТРАЦИЯ КОМПОЗИЦИОННЫХ ПРИСАДОК
Таблица 2
Экспериментальные данные растворимости АСПО Иреляхского месторождения, % мас.
Присадка Дисперг. способность Остаток АСПО Раствор. способность Моющая способность
Компоненты Концентрация в растворителе
Базовый растворитель: Гексан
Гексан 14,68 3,41 81,91 96,59
ПАБС 0,5 15,68 4,01 80,31 95,99
1 18,82 7,13 74,05 92,87
3 12,89 21,54 65,57 78,46
ЭБФ 0,5 13,92 4,85 81,23 95,15
1 11,35 6,25 82,40 93,75
3 11,52 11,19 77,29 88,81
ББФ 0,5 14,16 6,13 79,71 93,87
1 14,39 8,63 76,98 91,37
3 11,60 24,21 64,19 75,79
ЖПП 0,5 13,14 1,93 84,93 98,07
1 11,89 8,00 80,11 92,00
3 7,20 17,15 75,65 82,85
Неонол 0,5 20,03 2,59 77,38 97,41
1 30,83 9,29 59,88 90,71
3 55,38 14,87 29,75 85,13
Использование этих присадок позволяет повысить эффективность разрушения и растворения АСПО в 1,3-1,6 раза по сравнению с базовым растворителем. Присадка Неонол АФ-9-10 в большей степени обладает диспергирующим действием по сравнению с ПАБС, ЭБФ, ББФ и ЖПП. Обнаружено, что увеличение концентрации индивидуальных присадок от 0,5 до 3% ведет к снижению эффективности моющих составов. По всей видимости, при концентрации присадок более 1,0 % мас. происходит их адсорбция на поверхности АСПО, а образующийся полимолекулярный слой в условиях статического режима препятствует дальнейшему проникновению молекул растворителя к АСПО, о чем свидетельствует, независимо от характера используемых присадок, наблюдаемая общая тенденция ухудшения моющей способности растворителей.
Представляет интерес определение эффективности действия композиций присадок, в связи с чем были изучены композиционные присадки Неонол + ПАБС, Неонол + ЖПП, Неонол + ЭБФ и Неонол + ББФ с общей концентрацией в базовом растворителе 0,5 % мас. (табл. 3).
Как показывают экспериментальные данные, положительный синергетический эффект для исследованных композиций не наблюдается. По сравнению с индивидуально применяемыми при-
садками и чистым растворителем моющая способность композиционных присадок снижается.
Таким образом, наиболее эффективным для удаления АСПО Иреляхского месторождения можно считать углеводородный растворитель с ЖПП с общей концентрацией 0,5% мас. в базовом растворителе. По сравнению с чистым гексаном этот растворитель обладает более высокой моющей и растворяющей способностью. Видимо, усиление растворяющей способности происходит за счет того, что присадка ЖПП повышает растворимость смол, которые цементируют между собой отдельные кристаллы парафина, частицы ас-фальтенов и механических примесей.
Выводы
1. Установлено, что АСПО Иреляхского месторождения характеризуется высоким содержанием парафиновых УВ, поэтому в качестве базового растворителя следует использовать низкокипящие алифатические углеводороды.
2. Показано, что лучший эффект при разрушении и растворении АСПО парафинистого основания достигается при использовании присадки, состоящей из жидких продуктов пиролиза с общей концентрацией в базовом растворителе
0,5% мас.
3. Отмечено, что с увеличением общей кон-
Таблица 3
Экспериментальные данные растворимости АСПО Иреляхского месторождения (концентрация присадки в базовом растворителе 0,5 % мас.), % масс.
Присадка Дисперг. способность Остаток АСПО Раствор. способность Моющая способность
Соотношение Компоненты компонентов
Базовый растворитель: Гексан
Гексан 14,68 3,41 81,91 96,59
Неонол:ЖПП 100:0 20,03 2,59 77,38 97,41
90:10 14,28 14,31 71,41 85,69
80:20 20,05 17,55 62,40 82,45
70:30 14,11 15,71 70,18 84,29
60:40 17,27 14,49 68,24 85,51
50:50 21,07 13,71 65,22 86,29
40:60 10,31 12,30 79,38 89,69
30:70 6,48 18,32 75,20 81,68
20:80 9,82 22,29 67,89 77,71
10:90 10,47 11,35 78,18 88,65
0:100 13,14 1,93 84,93 98,07
Неонол:ЭБФ 100:0 20,03 2,59 77,38 97,41
90:10 40,62 10,99 48,39 89,01
80:20 29,37 18,64 51,99 81,36
70:30 29,59 14,19 56,22 85,81
60:40 20,91 20,62 58,47 79,38
50:50 24,71 14,00 61,29 86,00
40:60 14,97 9,39 75,64 90,61
30:70 14,37 16,04 69,59 83,96
20:80 8,69 17,47 73,84 82,53
10:90 14,07 13,08 72,85 86,92
0:100 13,92 4,85 81,23 95,15
Неонол:ББФ 100:0 20,03 2,59 77,38 97,41
90:10 12,95 7,19 79,86 92,81
80:20 13,38 11,75 74,87 88,25
70:30 11,95 14,68 73,37 85,32
60:40 10,76 15,12 74,12 84,88
50:50 11,74 20,78 67,48 79,22
40:60 9,41 13,72 76,87 86,28
30:70 9,15 13,47 77,38 86,53
20:80 9,72 15,29 74,99 84,71
10:90 7,30 16,86 75,84 83,14
0:100 14,16 6,13 79,71 93,87
Неонол:ПАБС 100:0 20,03 2,59 77,38 97,41
90:10 20,47 14,99 64,54 85,01
80:20 17,80 11,77 70,43 88,23
70:30 13,65 15,79 70,56 84,21
60:40 16,78 12,84 70,38 87,16
50:50 16,68 21,53 61,79 78,47
40:60 16,07 24,62 59,31 75,38
30:70 11,54 18,00 70,46 82,00
20:80 17,89 21,32 60,79 78,68
10:90 10,07 12,11 77,82 87,89
0:100 15,68 4,01 80,31 95,99
центрации от 0,5 до 3% мас. индивидуальных присадок в базовом растворителе наблюдается снижение эффективности моющих составов.
Работа выполнена при поддержке гранта Президента Российской Федерации - МК -4561.2007.5.
Литература
1. Каширцев В.А. Органическая геохимия нафти-дов востока Сибирской платформы. РАН. Сиб. отд-ние. Объед. ин-т физико-техн. проблем Севера. Ин-т проблем нефти и газа; Отв. ред. А.Э. Конторович. - Якутск: ЯФ Изд-ва СО РАН, 2003. - 160 с.
2. Мазепа Б. Защита нефтепромыслового оборудования от парафиноотложений. - М.: Наука, 1966.
ОЦЕНКА АДСОРБЦИОННЫХ СВОЙСТВ ПРИРОДНЫХ ЦЕОЛИТОВ
3. Бабалян Г. Борьба с отложениями парафина. -М.: Недра, 1972.
4. Разработка нефтяных месторождений: Издание в 4 т. / Под ред. Я.И. Хисамутдинова и Г.З. Ибрагимова. - М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - Т.2: эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин. - 287 с.
5. Химические реагенты в добыче и транспорте нефти: Справочник / Д. Л. Рахманкулов, С.С. Злотский, В.И. Мархасин и др. - М.: Химия, 1987. - 144 с.
6. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. - М.: Недра, 1991. - 224 с.
7. Мамедов Т.М. Добыча нефти с применением углеводородных растворителей. -М.: Недра, 1984. -152 с.
8. Особенности состава АСПО Западной Сибири: Науч. тр. «Проблемы химии нефти» / А.Н. Садыков,
РШ. Нигматуллина, Д.Ф. Фазлыев и др. - Новосибирск: Наука, 1992. - С. 302-305.
9. РыбакМ.С. Анализ нефти и нефтепродуктов. -М.: ГНТИНГТЛ, 1962. - 888 с.
10. Эффективность применения растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений в добыче нефти / С.Н. Головко, Ю.В. Шамрай, В.И. Гусев и др. -М., 1984. - 85 с. - (Обзор.информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. «Нефтепромысловое дело»).
11. Смола полиалкилбензольная. Технические условия. ТУ 38.102-96-83.
12. Жидкие продукты пиролиза. Технические условия. ТУ 38.402-62-144-93.
13. Этилбензольная фракция. Технические условия. ТУ 6-01-10-37-78.
14. Бутилбензольная фракция. Технические условия. ТУ 2414-175-00151727-2002.
УДК 541.183:665.666
Оценка адсорбционных свойств природных цеолитов методом ЯМР низкого разрешения
В.Г. Латышев, О.Н. Буренина, Л.А. Николаева
Изучена возможность применения метода ядерного магнитного резонанса (ЯМР) низкого разрешения для определения адсорбционной способности природных цеолитов якутских месторождений по отношению к нефтепродуктам. Установлено, что наибольшую адсорбционную способность имеют «незаряженные» цеолиты.
Discussed is the ability to apply the method of impact nuclear magnetic resonance to determine adsorption capacity of natural zeolites from Yakutia deposits with respect to mineral oil. It was found out that “uncharged” zeolites perform the greatest adsorption capacity.
Ключевые слова: природные цеолиты, адсорбционная способность, ЯМР
В последнее время активно исследуются возможности использования природных цеолитов в процессах нефтехимии. При этом показано, что природные цеолиты по своей эффективности успешно конкурируют с синтетическими.
Целью проводимых работ являлось исследование адсорбционных свойств цеолитов месторождения Хонгуруу, прошедших различную предварительную обработку по отношению к нефти Талаканского месторождения и к продуктам
ЛАТЫШЕВ Владимир Григорьевич - н.с. ИПНГ СО РАН; БУРЕНИНА Ольга Николаевна - к.т.н., с.н.с. ИПНГ СО РАН; НИКОЛАЕВА Лира Александровна - н.с. ИПНГ СО РАН.
ее переработки. В качестве метода анализа был выбран метод импульсного ядерного магнитного резонанса низкого разрешения.
Измерения проводились на автоматизированном релаксометре ЯМР 08/РС, изготовленном по ТУ 25-4823764.0031-90 в г. Казани [1]. Чувствительность приемника при диаметре ампулы-30 мм 1140 МГц2-см3 при отношении сигнал/шум=2. Снимались значения продолжительности спин-спиновой релаксации Т2 и населенность протонов. Измерение времен спин-спиновой релаксации выполнялось по методике Карра-Парселла-Мейбум-Гилла 90-х-(1800-2х-)м где N - число 1800 импульсов, а т - интервал между импульсами.
