CC BY
140
ВЕСТНИК ПНИПУ
2019 Химическая технология и биотехнология № 2
ТЕХНОЛОГИЯ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗА
DOI: 10.15593/2224-9400/2019.2.09 УДК 665.7.038.64
А.В. Журавлев, В.И. Павленина, Е.Ю. Пухова
ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез», Пермь, Россия
ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ДЕПРЕССОРНЫХ ПРИСАДОК НА НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫЕ СВОЙСТВА НЕФТИ И НА ПРОЦЕСС ОБРАЗОВАНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
Добыча и переработка нефти зачастую сопровождается процессом образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Данные отложения значительно снижают производительность и эффективность работы технологического оборудования, что в свою очередь требует поиска оптимальных методов борьбы с их образованием. АСПО представляют собой сложную гетерогенную систему, которая характеризуется повышенными вязкостью и температурой застывания. Механические и тепловые методы борьбы с АСПО, широко применяемые в настоящее время, являются сравнительно малоэффективными. В связи с этим стало актуальным применение химических реагентов для растворения отложений и их диспергирования с последующим выносом с нефтяным потоком, а также для регулирования низкотемпературных свойств нефтяной системы.
Следует отметить, что для каждой нефти компонентный состав АСПО индивидуален. Поэтому выбор присадки для улучшения низкотемпературных свойств углеводородной системы тесно связан с ее химическим составом. Таким образом, подбор реагента и определение его оптимальной дозировки является крайне важной задачей при борьбе с АСПО.
Целью данной научно-исследовательской работы является изучение воздействия депрессорных присадок комплексного действия на снижение температуры застывания и предотвращение процесса образования АСПО при добыче, транспорте, хранении и переработке нефти.
В представленной работе проведены исследования влияния различных депрес-сорных присадок на нефть путем определения температуры застывания и количества отложений по методу «холодного стержня». Результаты анализов показали, что применение ряда депрессорных присадок позволяет улучшить низкотемпературные свойства и сократить образование АСПО в нефти, что приведет к решению целого комплекса технологических проблем.
Ключевые слова: асфальтосмолопарафиновые отложения, депрессорная присадка, нефть, низкотемпературные свойства, температура застывания, метод «холодный стержень».
A.V. Zhuravlev, V.I. Pavlenina, E.Iu. Puhova
ООО «LUKOIL-Permnefteorgsintez», Perm, Russian Federation
STUDY OF THE EFFECT OF POUR POINT DEPRESSANT ADDITIVES ON PETROLEUM LOW-TEMPERATURE PROPERTIES AND ON THE ASPHALTEN-RESIN-PARAFFIN DEPOSIT FORMATION PROCESS
Often, the extraction and processing of oil is accompanied by the formation of asphaltene-resin-paraffin deposit (ARPD). These deposits significantly reduce the productivity and efficiency of the oil and technological equipment, which in turn requires the search for optimal methods to reduce their formation. The ARPD represent a complex heterogeneous system, which is characterized by high viscosity and high pour point. Mechanical and thermal methods of controlling ARPD, which are widely used at present, are mostly ineffective. In this regard, chemical reagents are increasingly used to dissolve and disperse these sediments, followed by removal with the oil stream, as well as to regulate the low-temperature properties of the oil system.
It should be noted that for each oil the ARPD component composition is individual. Therefore, the choice of additives to improve the low-temperature properties of the hydrocarbon system is closely related to its chemical composition. Thus, the selection of the reagent and its optimal dosage is an extremely important taskfor lowering negative impact of ARPD.
The purpose of the present research is to study the effect of complex depressant additives to lower the pour point and prevent the sediment formation process of ARPD during the production, transport, storage and processing of oil.
In the present work, studies were conducted on the effect of various depressant additives on oil by determining the pour point and the deposit formation with cold finger test method. The results of the analyzes showed that the use of complex pour point depressant additives would improve low-temperature properties and prevent the formation of paraffin in oil, as well as solve a set of technological problems.
Keywords: asphaltene-resin-paraffin deposits, pour point depressant additive, oil, low-temperature properties, pour point, cold finger test method.
Добыча и переработка нефти на протяжении многих лет сталкивается с проблемой, связанной с оседанием на рабочих поверхностях нефтяного оборудования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) [1]. Накопление АСПО создает целый комплекс проблем на различных стадиях как добычи и транспортировки, так и переработки нефти, включающих в себя: износ динамического и технологического оборудования, снижение пропускной способности трубопровода за счет уменьшения рабочего диаметра (либо полное его «закупоривание»), а также снижение эффективности работы теплообменного оборудования [2, 3].
Одной из важнейших задач нефтяной промышленности является разработка мероприятий, направленных на снижение влияния АСПО при добыче и переработке нефти. Данные исследования позволят по-
высить экономическую эффективность за счет уменьшения затрат на проведение внеплановых и профилактических ремонтных работ [4, 5].
Механические (скребки различных конфигураций) и тепловые (промывка трубопровода горячей нефтью) методы борьбы с АСПО, которые широко применяются в настоящее время, являются сравнительно малоэффективными. В связи с этим становится актуальным применение химических реагентов для растворения отложений и их диспергирования с последующим выносом с нефтяным потоком [6, 7].
Необходимо отметить тот факт, что химический состав АСПО индивидуален для каждой добываемой нефти и зависит от ее свойств. АСПО представляет собой сложную структурированную систему, состоящую из парафинов, асфальтенов, нефтяных смол с ярко выраженным ядром (асфальтены) и сорбционно-сольватным слоем (нефтяные смолы). Такие образования характеризуются повышенной вязкостью и высокой температурой застывания, что способствует агломерации на поверхности АСПО механических примесей и отложений, тем самым увеличивается размер и количество самих отложений на поверхности оборудования [8, 9].
Регулирование низкотемпературных свойств нефти возможно путем управления межмолекулярными взаимодействиями в ней, в частности, с помощью функциональных присадок. Выбор присадок для улучшения низкотемпературных свойств углеводородной системы тесно связан с ее химическим составом, поэтому индивидуален для каждой нефти [10, 11].
В силу весьма сложной взаимосвязи между воздействием присадок разной природы на нефти различного углеводородного состава, подбор наиболее эффективных присадок для каждой конкретной нефти, как правило, проводится опытным путем [12].
В данной работе был проведен подбор депрессорной присадки для исследованной парафинистой нефти, основные показатели качества которой являются:
плотность...................................................................838,7 кг/м3
температура застывания...........................................-34 оС
содержание парафинов.............................................4,3 мас. %
содержание асфальтенов..........................................0,4 мас. %
содержание смол.......................................................7,0 мас. %
Для представленной нефти было испытано воздействие 8 присадок при различных концентрациях в интервале от 0,01 до 0,05 мас. % на ее температуру застывания в соответствии с ГОСТ 20287-91 «Нефтепродукты. Методы определения температур текучести и застывания». Суть ме-
тода заключается в охлаждении пробы и фиксации той температуры, при которой продукт потеряет свое вязкотекучее состояние.
На рисунке представлена зависимость температуры застывания от концентрации присадки в нефти. Наибольшую эффективность показали присадки Реагенты № 1, 2, 4 и 7, которые позволили максимально снизить температуру застывания. В противоположность им добавки Реагенты № 3, 5, 6 и 8 проявили не только меньший эффект, но и отсутствие его значимого улучшения при повышении концентрации присадки.
-25 и -30
о
к'
-35
а> И
| -40
03 «
Й -45
и 03
со
а -50
I4
& -55 с
и
Н -60
-65
Содержание присадки, мае. % ♦ Реагент № I ■ Реагент № 2 Реагент № 3 —^ Реагент № 4
—1— Реагент № 5 Реагент № 6 Реагент № 7 Реагент № 8
Рис. Зависимость температуры застывания нефти от концентрации различных присадок
Однако только по данным о снижении температуры застывания невозможно достоверно судить о действительном снижении образования АСПО, поэтому для наиболее эффективных присадок (Реагенты № 1, 2, 4 и 7) следующим этапом определения их пригодности являлись испытания по методу «холодного стержня» [11, 13-15].
Суть метода «холодного стержня» заключается в определении количества парафиновых отложений, выделившихся на специально охлаждаемом стеклянном стержне из нефти после стабилизации температурного режима в лабораторной бане. Наиболее показательные результаты ана-
лизов эффективности присадок по данному методу приведены в таблице. Под эффективностью в данном случае понималось относительное снижение массы низкотемпературных отложений при наличии присадки в нефти, по сравнению с испытанием в отсутствие присадки.
Эффективность действия депрессорных присадок по снижению образования низкотемпературных отложений в нефти
Присадка Концентрация, мас. % Средняя эффективность, % Присадка Концентрация, мас. % Средняя эффективность, %
Реагент № 1 0,03 36 Реагент № 4 0,03 38
Реагент № 1 0,05 63 Реагент № 4 0,05 22
Реагент № 2 0,03 32 Реагент № 7 0,03 -11
Реагент № 2 0,05 28 Реагент № 7 0,05 -7
По представленным в таблице результатам видно, что для нефти с присадкой Реагент № 7 в концентрациях 0,03 и 0,05 мас. % обнаружена ее отрицательная эффективность (-11 и -7 % соответственно), что означало увеличение количества отложений относительно исходной нефти в данном случае.
Присадка Реагент №4 при концентрации 0,03 мас. % в нефти показала эффективность 38 %, однако с увеличением концентрации добавки до 0,05 мас. % эффективность снизилась до 22 %.
Для депрессорной присадки Реагент № 2 эффективность зависела от концентрации не столь существенно и при повышении ее содержания в нефти с 0,03 до 0,05 мас. % снизилась лишь с 32 до 28 %.
Снижение эффективности при увеличении дозировки можно объяснить изменением формы макромолекулы присадки: в разбавленных растворах молекулы вытягиваются в линейные образования, т.е. наиболее оптимальные для ее влияния на отложения. В более концентрированных растворах такая возможность уменьшается, и молекулы будут в виде неразвернутых клубков, которые плохо сорбируются на поверхности кристаллов парафина.
Эффективность добавки Реагент № 1 при концентрации 0,03 мас. % в пробе нефти составила 36%, ас увеличением концентрации до 0,05 мас. % повысилась до 63 %, что является наивысшим результатом среди рассмотренных реагентов.
Таким образом, по комплексному влиянию на снижение температуры застывания нефти и количество низкотемпературных отложений, наилучшую эффективность продемонстрировала присадка Реагент № 1.
Рассматривая полученные данные, можно выдвинуть предположение о следующем механизме действия присадок, проявляющих наибольшую эффективность в нефти. Реагент №1 с концентрацией 0,05 мас. % выступает в качестве диспергатора, адсорбируется на парафиновых кристалликах, при этом полярные группы присадок, обращенные в дисперсионную среду, создают энергетический барьер и препятствуют объединению разрозненных кристаллов в большие агломераты. Это способствует образованию мелкокристаллической структуры, приводящей к улучшению низкотемпературных и реологических свойств.
Проведенная работа показала возможность и применимость метода оценки эффективности различных присадок для улучшения текучести нефти путем последовательного анализа температуры застывания и количества низкотемпературных отложений по методу «холодного стержня» для различных концентраций испытуемых присадок, что позволяет не только выявить оптимальные реагенты, но и снизить объем лабораторных исследований, требуемых для такой оценки. Впоследствии применение наиболее эффективной присадки позволит предотвратить образование АСПО на стенках оборудования, что решит целый комплекс различных технологических проблем.
Список литературы
1. Осложнения в нефтедобыче / под общ. Н.Г. Ибрагимова, Е.И. Ишемгу-жина. - Уфа: Монография, 2003. - 302 с.
2. Минерально-сырьевые ресурсы Пермского края: энцикл. / Ю.А. Яковлев [и др.]; под ред. А.И. Кудряшова, Б.М. Осовецкого. - Пермь, 2006.- С. 142-157.
3. Турбаков М.С., Чернышов С.Е., Устькачкинцев Е.Н. Анализ эффективности технологий предупреждения образования асфальтосмолопарафиновых отложений на месторождениях Пермского Прикамья // Нефтяное хозяйство. -2012. - № 11. - С. 122-123.
4. Особенности состава и строения нефтяных отложений / А.В. Шарифул-лин, Л.Р. Байбекова, А.Т. Сулейманов, Р.Ф. Хамидуллин, В.Н. Шарифуллин // Технологии нефти и газа. - 2006. - № 6. - С. 19-24.
5. Удаление асфальтосмолистых веществ и парафина из нефтепроводов НГДУ «Южарланнефть» / Н.Г. Хохлов, Р.Р. Вагапов, З.М. Шагитов, А.С. Мустафин // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 1. - С. 110-111.
6. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. - 653 с.
7. Трушин С.С., Юшин В.Я., Терентьев В.Е. Ингибирующая присадка комплексного действия НХТ-И: рук. по применению. - Кемерово, 2010. - 16 с.
8. Уэнг С.Л., Фламберг А., Кикабхан Т. Выбор оптимальной дисперсионной присадки // Нефтегазовые технологии. - 1999. - № 2. - С. 90-92.
9. Хайрулина Э.Р. Опыт и перспективы ингибиторной защиты нефтепромыслового оборудования // Нефтепромысловое дело. - 2004. - № 5 -С.23-26.
10. Горошко С.А. Влияние ингибиторов парафиноотложений на эффективность транспорта газового конденсата месторождения «Прибрежное»: дис. ... канд. техн. наук. - Краснодар, 2003. - 163 с.
11. Егоров А.В., Николаев В.Ф., Султанова Р.Б. Упрощенный метод холодного стержня для оценки ингибирующего действия реагентов, применяемых при профилактике и удалении парафиноотложений с металлических поверхностей при добыче и транспорте нефти // Проблемы нефтедобычи, нефтехимии, нефтепереработки и применения нефтепродуктов. -2012. - № 8.- С. 295-298.
12. Стрижков И.В. О динамике образования АСПО при перекачке высокопарафинистой нефти обработанной различными депрессорными присадками // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2007. - № 2. - С. 70-75.
13. Глущенко В.Н., Шипигузов Л.М., Юрпалов И.А. Оценка эффективности ингибиторов асфальтеносмолопарафиновых отложений // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 5. - С. 84-87.
14. Методология подбора реагента для ингибирования высокопарафи-нистых нефтей / П.Н. Шадрина, А.И. Волошин, Л.Е. Ленченкова, Д.С. Мочалкин // Нефтегазовое дело. - 2016. - № 4. - С. 64-68.
15. Юрпалов И.А., Драчева Г.Ю., Глущенко В.Н. Практика применения метода холодного контакта для подбора ингибиторов асфальтосмолопарафиновых отложений из нефти // Проблемы и перспективы развития химической промышленности на Западном Урале: сб. науч. тр. / Перм. гос. техн. ун-т. - Пермь, 2005. - С. 258-262.
References
1. Ibragimov N.G. et al. Oslozhneniia v neftedobyche [Complications in oil production]. Eds. Ibragimov N.G., Ishemguzhin E.I. Ufa, Monografiia, 2003, 302 p.
2. Iakovlev Iu.A. et al. Mineral'no-syr'evye resursy Permskogo kraia [Mineral Resources of the Perm Territory]. Eds. Kudriashov A.I., Osovetskii B.M. Perm', 2006, pp. 142-157.
3. Turbakov M.S., Chernyshov S.E., Ustkachkintsev E.N. Analiz effektivnosti tekhnologii preduprezhdeniia obrazovaniia asfal'tosmoloparafinovykh otlozhenii na mestorozhdeniiakh Permskogo Prikam'ia [Efficiency analysis of technologies for prevention the formation of asphaltene tar wax-bearing deposits on the mines of Perm Prikamye]. Oil Industry, 2012, no. 11, pp. 122-123.
4. Sharifullin A.V., Baibekova L.R., Suleimanov A.T., Khamidullin R.F., Sharifullin V.N. Osobennosti sostava i stroeniia neftianykh otlozhenii [Features of the composition and structure of oil deposits]. Oil and gas technologies, 2006, no. 6, pp. 19-24.
5. Khokhlov N.G., Vagapov R.R., Shagitov Z.M., Mustafin A.S. Udalenie asfal'tosmolistykh veshchestv i parafina iz nefteprovodov NGDU «Iuzharlanneft'» [Asphalt-resin substances and paraffin removal in Yuzharlanneft NGDU oil pipelines]. Oil industry. 2006, no.1, pp. 110-111.
6. Persiiantsev M.N. Dobycha nefti v oslozhnennykh usloviiakh [Oil production in complicated conditions]. Moscow, OOO «Nedra-Biznestsentr», 2000, 653 p.
7. Trushin S.S., Iushin V.Ia., Terent'ev V.E. Ingibiruiushchaia prisadka kompleksnogo deistviia NKhT-I [Complex action inhibitor additive NHT-I]. Kemerovo, 2010, 16 p.
8. Weng S.L., Flamberg A., Kikabkhan T. Vybor optimal'noi dispersionnoi prisadki [Choosing the optimal dispersion additive]. Oil and Gas Technologies, 1999, no. 2, pp. 90-92.
9. Khairulina E.R. Opyt i perspektivy ingibitornoi zashchity neftepromyslovogo oborudovaniia [Experience and prospects of inhibitor protection of oilfield equipment]. Oilfield Engineering. 2004, no. 5, pp. 23-26.
10. Goroshko S.A. Vliianie ingibitorov parafinootlozhenii na effektivnost' transporta gazovogo kondensata mestorozhdeniia «Pribrezhnoe» [Effect of paraffin inhibitors on the efficiency of gas condensate transport at the «Pribrezhnoe» deposit]. Ph. D. thesis. Krasnodar, 2003, 163 p.
11. Egorov A.V., Nikolaev V.F., Sultanova R.B. Uproshchennyi metod kholodnogo sterzhnia dlia otsenki ingibiruiushchego deistviia reagentov, primeniaemykh pri profilaktike i udalenii parafinootlozhenii s metallicheskikh poverkhnostei pri dobyche i transporte nefti [The simplified cold finger test method for evaluating the inhibitor efficiency of reagents used in the prevention and removal of paraffin deposits from metal surfaces during the extraction and transportation of oil]. Vestnik Kazanskogo Tekhnologicheskogo Universiteta. 2012, pp. 295-298.
12. Strizhkov I.V. O dinamike obrazovaniia ASPO pri perekachke vysokoparafinistoi nefti obrabotannoi razlichnymi depressornymi prisadkami [Dynamics of ASPD formation during the pumping of high wax content oil treated with different pour point depressants]. Problemy sbora, podgotovki i transporta nefti i nefteproduktov. 2007, no. 2, pp. 70-75.
13. Glushchenko V.N., Shipiguzov L.M., Yurpalov I.A. Otsenka effektivnosti ingibitorov asfal'tenosmoloparafinovykh otlozhenii [Estimation of an efficiency of asphaltene-tar-paraffin deposits inhibitors]. Oil industry. 2007, no. 5, pp. 84-87.
14. Shadrina P.N., Voloshin A.I., Lenchankova L.E., Mochalkin D.S. Metodologiia podbora reagenta dlia ingibirovaniia vysokoparafinistykh neftei [Methodology of selection of reagents for inhibition highly paraffin oil]. Neftegazovoe delo. 2016, no. 4. pp. 64-68.
15. Iurpalov I.A., Dracheva G.Iu., Glushchenko V.N. Praktika primeneniia metoda kholodnogo kontakta dlia podbora ingibitorov asfal'tosmoloparafinovykh otlozhenii iz nefti [The practice of the cold contact method application for the selection of inhibitors of asphaltene-resin-paraffin deposits in oil]. Problemy i perspektivy razvitiia khimicheskoi promyshlennosti na Zapadnom Urale. Sbornik nauchnykh trudov Permskogo Gosudarstvennogo Tekhnicheskogo Universiteta. 2005, pp. 258-262.
Получено 25.04.2019
Об авторах
Журавлев Александр Вадимович (Пермь, Россия) - начальник опытно-исследовательского цеха ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» (614055, г. Пермь, ул. Промышленная 84, e-mail: [email protected]).
Павленина Виктория Ивановна (Пермь, Россия) - лаборант химического анализа опытно-исследовательского цеха ООО «ЛУКОЙЛ-Перм-нефтеоргсинтез», (614055, г. Пермь, ул. Промышленная 84, e-mail: [email protected]).
Пухова Елена Юрьевна (Пермь, Россия) - инженер-химик 1 категории опытно-исследовательского цеха ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеорг-синтез» (614055, г. Пермь, ул. Промышленная 84, e-mail: [email protected]).
About the authors
Alexandr V. Zhuravlev (Perm, Russian Federation) - Chief, R&D Department, OOO «LUKOIL-Permnefteorgsintez» (84, Promyshlennaya str., Perm, 614055, e-mail: [email protected]).
Viktoriia I. Pavlenina (Perm, Russian Federation) - Laboratory Chemist, R&D Department, OOO «LUKOIL-Permnefteorgsintez», (84, Promyshlennaya str., Perm, 614055, e-mail: [email protected]).
Elena Iu. Pukhova (Perm, Russian Federation) - Chemical Engineer, R&D Department, OOO «LUKOIL-Permnefteorgsintez» (84, Promyshlennaya str., Perm, 614055, e-mail: [email protected]).
