CC BY
270
УДК 622.276.8
А. Ш. Насыбуллина, Е. В. Пивсаева, Ф. Ф. Хамидуллина ИЗУЧЕНИЕ СОСТАВА И РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТЕЙ САХАЛИНА ДЛЯ РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМ ИХ ТРАНСПОРТИРОВКИ
Ключевые слова: парафины, смолы, асфальтены, реология, вязкость, ингибиторы парафиноотложений.
Проведено количественное определение основных компонентов (парафинов, смол и асфальтенов) и реологических характеристик нефтей месторождений Северного Сахалина. Проведена оценка свойств оксиэтилированного моноалкилфенола на основе тримеров пропилена в качестве ингибитора парафиноотложений и показана его эффективность для исследованных нефтей.
Keywords: рaraffn, resin, asphaltenes, reology, viscosity, paraffin inhibitors.
Quantity of the main compounds (paraffin, resin and asphaltenes) and rheological characteristics of Northern Sakhalin oil fields were studied. The properties of oxyethylated monoalkylphenol based on the propylene trimers were tested, it was evaluated as paraffin inhibitor and its efficiency for tested oils is shown.
Введение
Северный Сахалин является одним из старейших нефтедобывающих районов России. В настоящее время на его территории введено в разработку большое число месторождений, на многих из которых процессы добычи и транспортировки нефти осложняются высокой вязкостью нефтей и парафинизацией скважин и трубопроводов. В этой связи необходим поиск практических решений указанных производственных проблем.
Результаты и обсуждение
Исследования проводили на примере нефтей месторождений Центральная Оха, Эхаби, Восточное Эхаби и Колендо.
На первом этапе работы нами было проведено определение группового состава нефтей. Для анализа использовали пробы, отобранные на выходе с установок подготовки нефти соответствующих месторождений. Исследование проводили стандартным методом адсорбционного разделения, который основан на различной растворимости основных компонентов нефтей (асфальтенов, смол и парафинов) в растворителях разной полярности. Полученные результаты представлены в табл. 1.
Таблица 1 - Групповой состав нефтей месторождений Центральная Оха, Колендо, Эхаби, Восточное Эхаби
Месторождение Содержание компонентов, % мас. Сумма А+С+М+П, % мас.
Асфальтены (А) Смолы (С) Масла (М) Парафины (П)
Центральная Оха 1,8 31,4 62,5 2,5 98,2
Колендо 1,3 18,2 40,0 1,9 63,3
Эхаби 0,8 13,3 26,8 3,0 43,9
Восточное Эхаби 1,2 22,6 38,8 1,9 64,5
Из полученных результатов следует, что изучаемые нефти практически не отличаются по содержанию парафинов. Их концентрация составляет 2-3%. Доля асфальтенов также невысока: от 0,8 до 1,8%. Наибольшее количество составляют смолы и масла. Причем среди всех
изученных нефтей максимальное их количество содержится в нефти месторождений Центральная Оха. Если сложить количество выделенных компонентов, то полученная сумма покажет количество высокомолекулярных высококипящих соединений нефтей. Остальное относится к легким фракциям.
Суммарное количество масляных и асфальтосмолопарафиновых компонентов нефти месторождения Центральная Оха составляет 98%, следовательно, легких фракций всего 2%. Плотность нефти, добываемой на данном месторождении, колеблется в пределах 0,92-0,96 г/см3. Следовательно, охинская нефть относится к тяжелым. Наименьшее количество высокомолекулярных компонентов содержится в нефти месторождения Эхаби (44%), плотность ее составляет
0,80-0,82 г/см3. Количество асфальтосмолистых веществ в нефтях месторождений Колендо и Восточное Эхаби составляет 63-65%, плотность находится в пределах 0,85-0,90 г/см3.
На следующем этапе работы нами были определены вязкостные характеристики исследуемых нефтей. Были построены температурные зависимости динамической вязкости в диапазоне +40 ^ -10°С. Измерение проводили на ротационном вискозиметре Brookfield. Выбор скорости обусловлен скоростью вращения измерительного цилиндра техническими возможностями прибора и реальными скоростями движения нефти. Полученные температурные зависимости приведены на рисунках 1 и 2.
0 2000 *
20 -10 0 10 20 30 40 50
Температура, °С
Рис. 1 - Температурная зависимость вязкости нефти месторождения Центральная Оха
Измерение динамической вязкости нефти месторождения Центральная Оха проводили при скорости вращения измерительного цилиндра 0,217 м/с. Выбор данной скорости был обусловлен, как и в предыдущем случае, реальной скоростью движения нефти. Из полученной температурной зависимости (рис. 1) следует, что данная нефть характеризуется очень высокими значениями вязкости. При температуре +20°С она составляет 136 мПа-с, при 0°С - 672 мПа-с. В этой связи транспортировка данной нефти затруднена даже в летний период. Зимой, когда температура грунта может ниже нуля градусов, для ее перекачки требуются специальные мероприятия, направленные на снижение вязкости, чаще всего, подогрев.
Измерение динамической вязкости нефтей Эхаби, Восточное Эхаби и Колендо проводили при скорости вращения измерительного цилиндра 0,87 м/с. Выбор данной скорости был обусловлен, как и в предыдущем случае, реальной скоростью движения нефти.
Оказалось, что при температуре +20°С вязкость нефтей Восточное Эхаби и Колендо составляет 11-16 мПа-с, при снижении до нуля градусов она возрастает до 30-40 мПа-с (рис. 2). Такие значения вязкости не являются критическими для транспортировки, следовательно, дополнительных мероприятий (например, подогрева), не требуется.
20 -10 0 10 о 20 30 40 50
Температура, С
________—»—Эхаби —■— Колендо Восточное Эхаби________
Рис. 2 - Температурная зависимость вязкости нефтей месторождений Эхаби, Колендо, Восточное Эхаби
Нефть месторождения Эхаби характеризуется наименьшей вязкостью. Ее значение не превышает 10 мПа-с даже при снижении температуры до минус 10°С. Следовательно, проблемы при транспортировке, связанные с ростом вязкости, в данном случае не должны иметь место.
Изучение зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига всех исследуемых нефтей при различных температурах показало их ньютоновский характер течения. Это означает, что напряжение сдвига пропорционально скорости сдвига, отсутствует статическое напряжение сдвига, характерное для высоковязких парафинистых нефтей, течение жидкости начинается непосредственно после приложения к ней деформирующей силы (рис. 3).
30
Угловая скорость сдвига, с"1
і Колендо о Эхаби —¿^Восточное Эхаби —Центральная Оха Рис. 3 - Зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига при 0°С
Из полученных результатов следует, что наибольшие затруднения могут возникнуть при транспортировке нефти месторождения Центральная Оха. В этой связи необходимы мероприятия по ее снижению.
Для снижения вязкости нефтей применяются различные методы, среди которых наиболее распространенными являются первичная термообработка [1], использование путевых подогревателей, транспортировка совместно с маловязкими нефтями или нефтепродуктами [2] и
использование химических реагентов [3]. Нами были проведены исследования по оценке применимости данных методов к условиям транспортировки изучаемых нефтей.
Для оценки влияния термообработки на вязкость были проведены измерения при условии первичного нагрева до +60°С и +40°С. Исследования при более высоких температурах обработки не проводили, так как это технически невыполнимо в промысловых условиях. Было показано, что температура термообработки не оказывает существенного влияния на вязкость испытанных нефтей (табл. 2).
Таблица 2 - Влияние температуры термообработки на вязкость нефти месторождения Центральная Оха
Температура измерения, °С Динамическая вязкость нефти при условии термообработки 4С мПа*с и 6 о о О
Центральная Оха Колендо Эхаби Восточное Эхаби
40°С 60°С 40°С 60°С 40°С 60°С 40°С 60°С
-10 1790 1976 45 55 10,5 10 76 73
-5 1060 1092 34 38 8 8 53 49
0 672 656 27 28 7 7,5 40 35
5 418 414 20 22 6,5 6,5 31 26
10 278 250 17 19 5,5 5,5 23 21
20 136 124 12 12 4 4,5 17 15
30 66 64 9 9 3 3 14 11
40 46 38 7 7 3 3,5 11 9
Из полученных данных следует, что применение путевых подогревателей при перекачке нефти месторождения Центральная Оха возможно только в том случае, если они обеспечат температуру нагрева нефти не менее +40°С. Данное заключение следует из значений динамической вязкости в этих температурных условиях.
Решить проблему снижения вязкости высокосмолистых нефтей, к каким относится нефть месторождения Центральная Оха, путем применения химических реагентов невозможно, так как они оказывают в лучшем случае незначительное влияние.
Таким образом, единственным технологическим решением перекачки высоковязкой охинской нефти является совместный транспорт с маловязкими нефтепродуктами. Исходя из расположения установок подготовки нефти на месторождениях Центральная Оха, Эхаби, Восточное Эхаби и Колендо, объема добычи на этих месторождениях, технологически возможно проводить смешение нефтей в объемных соотношениях, указанных в таблице 3.
Таблица 3 - Объемные соотношения нефтей исследуемых месторождений Сахалина
№ п/п Объемное соотношение нефтей, м3:м3
Центральная Оха Колендо Эхаби Восточное Эхаби
1 2 1 - -
2 3 1 - -
3 2 1 1 1
4 3 1 1 1
Были определены вязкостные характеристики указанных выше смесей и построены зависимости динамической вязкости от температуры. Измерение проводилось при скорости вращения измерительного цилиндра вискозиметра, соответствующей линейной скорости движения нефти 0,87 м/с. Результаты представлены на рисунке 4.
-15 -10 -5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
Температура, °С —№1 Центральная Оха (2), Колендо (1)
о №3 Центральная Оха(2), Колендо (1), Эхаби (1), Восточное Эхаби (1)
№4 Центральная Оха (3), Колендо (1), Эхабн (1), Восточное Эхаби (1)
—№2 Центральная Оха (3), Колендо (1)
Рис. 4 - Зависимость динамической вязкости от температуры смесей нефтей
Из полученных значений вязкости следует, что для осуществления транспортировки нефти месторождения Центральная Оха в зимних условиях необходимо проводить ее смешение с нефтями месторождений Колендо, Эхаби и Восточное Эхаби (смеси №№ 3 и 4). В этом случае динамическая вязкость при охлаждении до 0 ^ +5°С составляет 50-70 мПа-с, что является допустимым диапазоном для транспортирования нефти.
Помимо проблем, связанных с перекачкой высоковязких нефтей Сахалина, в частности, нефти месторождения Центральная Оха, актуальным является парафинообразование и сопряженный с ним рост давления на нефтепроводах. Особенно остро данное явление наблюдается на месторождениях Эхаби и Восточное Эхаби.
Как известно, одним из возможных методов решения указанной выше проблемы является применение ингибиторов парафиноотложений [4]. В данной работе была проведена оценка эффективности в качестве ингибитора АСПО оксиэтилированного моноалкилфенола на основе тримеров пропилена следующего состава:
С9Н19СбН40(С2Н40)12Н.
Действие данного вещества обусловлено высокой смачивающей и диспергирующей способностью по отношению к асфальтосмолопарафиновым компонентам. Двигаясь с потоком продукции скважин, оно способно поддерживать парафиноотложения в мелкодисперсном состоянии и обеспечить отмыв зародышей кристаллов со стенок нефтепромыслового оборудования. Указанное вещество было испытано в концентрации 0,01% мас.
Исследования проводили на примере нефтей месторождений Эхаби и Восточное Эхаби методом «холодного стержня». Данный метод является общепринятым в области разработки и оценки применимости различных реагентов в нефтепромысловой химии. Сущность метода заключается в количественном определении массы парафиноотложений, образующихся на холодной поверхности в отсутствии и в присутствии ингибитора. Подробно проведение эксперимента описано в «Экспериментальной части».
Температура «холодной поверхности» установки «холодного стержня» была выбрана, исходя из температуры на конечных участках нефтепроводов в зимний период, и составила +2°С. Температура нагрева нефти в момент дозирования ингибитора соответствовала температуре нефти на выходе с установки подготовки нефти (+35°С).
Ингибирующий эффект испытанного вещества составил 34 и 12% для нефтей Эхаби и Восточное Эхаби соответственно. Полученные результаты указывают на его эффективность как ингибитора АСПО нефти указанных месторождений. Меньшая эффективность данного вещества по отношению к нефти месторождения Восточное Эхаби можно объяснить тем, что испытуемые нефти характеризуются практически одинаковым содержанием парафинов (3 и 2% соответственно), но различным количеством смол: нефть месторождения Восточное Эхаби содержит их почти в 2 раза больше (23% против 13%). Как известно, смолы характеризуются высокой адгезией и способны образовывать коллоидные структуры (мицеллы, пленки и т.п.) на кристаллах парафинов. Поэтому большое количество смол снижает доступность парафинов к действию такого поверхностно-активного вещества, как испытанный оксиэтилированный моноалкил-фенол. Возможно, в данном случае более эффективными окажутся ПАВы с большей молекулярной массой, способные в достаточной мере снизить поверхностное натяжение смолистых компонентов и сделать парафиновые частицы доступными к воздействию ингибитора.
Экспериментальная часть
1. Измерение динамической вязкости
Измерение динамической вязкости нефтей и напряжения сдвига проводили на ротационном вискозиметре Brookfield, модель LVDV II++. Принцип измерения вязкости на данном приборе основан на определении крутящего момента, возникающего при вращении погружаемого элемента (шпинделя) в жидкости. Выбор скорости обусловлен скоростью вращения измерительного цилиндра, техническими возможностями прибора и реальными скоростями движения нефти.
2. Оценка эффективности ингибиторов парафиноотложений
Оценку эффективности веществ как ингибиторов парафиноотложений проводили методом «холодного стержня». Метод основан на количественном определении массы отложений, образующихся на холодной поверхности U-образных трубок (или цилиндра) из образца нефти.
Установка представляет собой водяную баню с опущенным в него металлическим стаканами, приводящимися в движение при помощи реле. В стаканы опускают U-образные трубки, через которые циркулирует хладагент. В стаканы помещают навеску нефти и обрабатывают ее ингибитором парафиноотложений. Один или два стакана остаются контрольными (ингибитор не добавляется).
Эксперимент выполняли следующим образом. Сначала насыщали нефть асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО), отобранными с того же месторождения. Для этого в нефть добавляли навеску АСПО в количестве 3% масс., нагревали не выше 50°С для полного растворения отложений в нефти. Насыщение нефти АСПО проводили для увеличения массы отложений на U-образной трубке и лучшей сходимости результатов параллельных экспериментов. В четыре металлических стакана установки наливали по 45 мл нефти, в два из которых микрошприцем дозировали испытуемый реагент. Два стакана являлись контрольными (реагент не добавляли). Стаканы термоста-тировали на водяной бане в течение 20 минут при заданной температуре (35°С или 50°С). Выбор температуры обусловлен реальными промысловыми условиями - температурой в начале нефтепровода. Далее опускали в стаканы U-образные трубки, предварительно охлажденные до температуры +2°С, которая соответствует температуре на конце нефтепровода. Эксперимент проводили в течение часа, при постоянном перемешивании нефти в стаканах с помощью электромеханического привода. По окончании эксперимента трубки поднимали из ячеек, и после стекания жидкости с образовавшихся отложений, снимали АСПО при помощи предварительно взвешенной салфетки или фильтровальной бумаги и взвешивали.
Расчет эффективности ингибитора проводили по формуле:
E _ Po - Pi _ Po ,
где Е - ингибирующая эффективность; Ро - АСПО в опыте без ингибитора; Р| - масса АСПО в опыте с ингибитором.
Выводы
По результатам выполненной работы можно сделать следующие выводы:
1. Проведено изучение физико-химических свойств (компонентный состав и динамическая вязкость) нефтей месторождений острова Сахалин: Восточное Эхаби, Эхаби, Колендо и Центральная Оха.
2. Показано, что нефть месторождения Центральная Оха относится к тяжелым смолистым, характеризуется высоким содержанием асфальтенов и смол (суммарное содержание высокомолекулярных веществ составляет 98%). Другие изученные нефти также относятся к смолистым, но содержат меньшее количество асфальтенов, смол и парафинов (45-65%).
3. Нефть месторождения Центральная Оха является высоковязкой и требует для транспортировки смешения с маловязкими нефтями.
4. Показано, что термическая обработка не оказывает существенного влияния на динамическую вязкость всех исследованных нефтей и не может быть использована как метод снижения вязкости.
5. Проведена оценка свойств оксиэтилированного моноалкилфенола на основе триме-ров пропилена С9Ні90бН40(02Н40)і2Н в качестве ингибитора парафиноотложений и показана его эффективность для предотвращения образования АСПО при транспортировке нефтей месторождений Эхаби и Восточное Эхаби.
Литература
1. Кожабеков, С. С. Влияние температуры термообработки и скорости охлаждения на процессы струк-турообразования и реологическое поведение парафинистой нефти / С.С. Кожабеков, А.Г. Дидух // Нефт. х-во. - 2008. - №7. - С. 118-120.
2. Рамазанов, Р.Г. Совместная эксплуатация пластов залежей высоковязкой нефти в карбонатных и терригенных коллекторах нижнего и среднего карбона / Р.Г. Рамазанов // Нефт. х-во. - 2007. - №7. -С. 54-57.
3. Шерстнев, Н.М. Применение композиции ПАВ при эксплуатации скважин / Н.М. Шерстнев, Л.М. Гурвич, И.Г. Булина - М.: Недра, 1988. - 184 с.
4. Дияров, И.Н. Композиционные неионогенные ПАВ для комплексной интенсификации процессов добычи, подготовки и транспортировки высоковязких нефтей / И.Н. Дияров, Н.Ю.Башкирцева // Вестник Казан. технол. ун-та. - 2010. - № 4. - С. 141-157.
© А. Ш. Насыбуллина - канд. хим. наук, и. о. зав. лаб. ОАО «НИИНХ», lab203@neftpx.ru; Е. В. Пивсаева - инж. того же института; Ф. Ф. Хамидуллина - асп. каф. химической технологии переработки нефти и газа КГТУ, farida_far@mail.ru.
