CC BY
141
УДК 665
О. Ю. Сладовская, Н. Ю. Башкирцев;!
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РАСТВОРИТЕЛЯ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТО-СМОЛИСТО-ПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ПАРАФИНОВОГО
И АСФАЛЬТЕНОВОГО ТИПА
Ключевые слова: Растворяющая способность, комплексный растворитель, динамическое воздействие, углеводороды.
Получены результаты эффективности растворяющей способности относительно ACПO асфальтенового и парафинового типа для бензина, ароматического растворителя и комплексного растворителя «Эфрил» при различных температурах, времени контакта и гидродинамических режимах. Наиболее эффективным является комплексный растворитель Эфрил, содержащий в своем составе углеводороды различных классов, ПАВ и присадки. Растворяющая способность в статических условиях составляет более 65%, а применение динамического воздействия позволяет увеличить его растворяющую способность до 90 % и более.
Keywords: Solvent power, integrated solvent dynamic impact, hydrocarbons.
The results with respect to the solvent power efficiency ACPO asphaltene and paraffinic type gasoline, aromatic solvents and complex solvent "Efril" at different temperatures, contact times and hydrodynamic conditions. The most effective is comprehensive Efril solvent containing hydrocarbons composed of different classes of surfactants and additives. Solvent power under static conditions is more than 65%, and the use of dynamic effect can increase its solubility to 90% or more.
Асфальто-смолистые и парафиновые отложения (АСПО) представляют сложную смесь твердых парафиновых углеводородов, асфальто-смо-листых веществ (АСВ), воды и механических примесей. Прочность и состав АСПО зависят от состава и свойств нефти, геолого-физических и технологических условий разработки месторождения. Химические методы для удаления отложений, в настоящее время, являются наиболее широко используемыми, так как обладают высокой эффективностью и технологичностью.
Хорошо зарекомендовавшие себя в лабораторных условиях растворители отложений нередко показывают низкую эффективность на промыслах. Это объясняется как разнородностью состава и структуры АСПО по месторождению в целом и по длине лифтовых труб, так и трудностями поддержания наилучших условий отмыва при проведении работ на скважинах. В связи с этим при подборе растворителей необходимо определять не только его растворяющую способность и условия наилучшего отмыва, но и производить оценку группового состава отложения.
В данной научно-исследовательской работе для определения эффективности предложенного метода были использованы два различных образца АСПО полученные в результате механической очистки нефтепровода. Данные по составу образцов АСПО приведены в табл. 1.
Основываясь на полученных данных, можем сказать, что образец АСПО №1 является отложением асфальтенового типа, а АСПО №2 - парафинового типа.
Наиболее доступными и относительно дешевым растворителем могут являться прямогонные нефтяные фракции, в составе которых также присутствуют ароматические соединения. В работе была исследована прямогонная нефтяная бензиновая фракция, полученная на установке АВТ Кичуйского НПЗ. В качестве сравнения на первоначальном этапе
был выбран четырехлористый углеводород квалификации «Ч» по ГОСТ.
Таблица 1 - Групповой состава АСПО
Содержание компонентов 1 образец 2 образец
г % масс. г % масс.
Минеральная часть 0,0037 0,07 0,0022 0,04
Асфальтены 2,9498 55,56 2,9563 53,25
Углеводороды 1,5314 28,84 1,6205 29,18
Смолы 0,8246 15,53 0,9731 17,53
Результаты свидетельствуют, что растворяющая способность как относительно АСПО ас-фальтенового типа, так и относительно АСПО парафинового типа у бензина выше, чем у ароматического растворителя АР. Разрушение АСПО проходит через несколько этапов. На первом этапе АСПО как бы набухает, впитывает в себя растворитель. Далее уже идёт растворение и диспергирование. В составе бензина, также как в составе нефти, кроме ароматических углеводородов содержатся парафиновые и нафтеновые.
Известно, что на растворяющую способность также оказывает влияние температура. Как правило, с повышением температуры растворимость АС-ПО улучшается. Учитывая необходимость разработки технологии утилизации АСПО в промысловых условиях, температура процесса составила 300С, время растворения оставалось без изменения - 3 часа.
С увеличением температуры растворяющая способность увеличилась, но изменение при проведении опыта на образце АСПО асфальтенового типа не превышает 10-12%, а при испытаниях на образце отложения парафинового типа изменение эффективности достигает 25-50%. Нужно отметить, что в
промысловых условиях приходится поддерживать повышенную температуру, используя подогреватели, что влечет за собой затраты на энергоносители. Сравнительная эффективность растворяющей способности растворителей представлена на рис. 1,2.
70
\0
%0
к: §0
40
а
330
220 с Л с 10:
¡0
и к
£ и
о
50'51 48,38 37,67 41,96
¿г
Рис. 1 - Сравнение эффективности растворителей при различной температуре, испытанных на образце АСПО асфальтенового типа
100 890 ¡380 ^70 „60 (250 [240 (^30 §20 [210 ¡3 0
а л н о
0 я и
1
<Ц
-е -е о
Рис. 2 - Сравнение эффективности растворителей при различной температуре, испытанных на образце АСПО парафинового типа
На следующем этапе была определена эффективность исследованных растворителей при температуре 200С, но при более длительном времени контакта 24 часа.
Сравнения эффективности растворителей при изменении времени контактирования с АСПО приведены на рис. 3 и 4. Видно, что увеличение времени не влияет на изменение эффективности растворения АСПО асфальтенового типа: только для ароматического растворителя АР наблюдается повышение растворяющей способности на 8 %. Однако, с АСПО парафинового типа растворители ведут себя иначе, изменение их эффективности достигает почти 60%.
Рис. 3 - Эффективность растворителей, испытанных на образцах АСПО асфальтенового типа, при различном времени контакта
.X .«Ч
Рис. 4 - Эффективность растворителей, испытанных на образцах АСПО парафинового типа при различном времени контакта
Сравнение данных еще раз подтверждает, что увеличение растворяющей способности при испытании образца АСПО асфальтенового типа не существенное и увеличение температуры растворения в данном случае не оправдано. В случае с АСПО парафинового типа можем сказать, что увеличение температуры оказывает существенное влияние на эффективность растворителя, поэтому затраты на нагрев будут целесообразны.
В ходе исследований был испытан комплексный растворитель Эфрил, представляющий собой смесь углеводородов парафинового ряда, ароматических углеводородов, поверхностно-активных веществ и присадок ароматического характера.
Полученные данные свидетельствуют, что растворитель Эфрил обладает лучшей растворяющей способностью по отношению к образцам АСПО по сравнению с ароматическим растворителем АР и прямогонным бензином.
При увеличении температуры растворения тенденция изменения растворяющей способности среди растворителей сохраняется. При температуре 300С наблюдается увеличение эффективности растворения для всех исследуемых растворителей, однако это изменение в случае с АСПО асфальтеново-го типа не превышает 10-15%, а в опытах с отложениями парафинового типа эффективность увеличилась почти на 60%. Лучшей растворяющей способность обладает Эфрил.
При увеличении времени контакта растворителя с АСПО эффективность Эфрила по сравне-
Таблица 2 - Ранжирование растворителей по резу ствии
нию с другими растворителями возрастает почти на 45 %. Это говорит о том, что в промысловых условиях можно использовать временной фактор для лучшего диспергирования АСПО в растворителе.
Также были испытаны смеси Эфрил с ароматическим растворителем и прямогонным бензином в различных соотношениях. Полученные данные свидетельствуют, что добавление к растворителю Эфрил ароматического растворителя или прямо-гонного бензина ухудшает его растворяющую способность даже при длительном времени контакта.
Изучение растворяющей способности растворителей при динамическом воздействии подтверждает, что перемешивание приводит к существенному увеличению эффективности растворителей. Для сравнительной оценки исследуемых растворителей была применена бальная оценка их растворяющей способности.
Комплексный растворитель Эфрил значительно превосходит по растворяющей способности прямогонный бензин и ароматический растворитель. Ранжирование растворителей приведено в табл. 2.
м испытаний с АСПО при динамическом воздей-
Наименование растворителя Эффективность в статике при 20 0С Эффективность в статике при 300С Эффективность в динамике при 200С Суммарное количество баллов
% баллы % баллы % баллы
АСПО асфальтенового типа
Ароматический растворитель АР 30,79 2 37,67 2 83,38 4 8
Прямогонный бензин 41,96 3 50,51 3 87,02 4 10
Комплексный растворитель Эфрил 48,38 3 56,2 4 91,24 5 12
АСПО парафинового типа
Ароматический растворитель АР 38,67 2 29,53 2 93,56 3 7
Прямогонный бензин 53,79 3 81,75 3 89,16 2 8
Комплексный растворитель Эфрил 68,54 4 99,92 4 95,62 4 12
Таким образом, комплекс проведенных исследований позволяет ранжировать применяемые растворители:
1 - Растворитель Эфрил;
2 - Прямогонный бензин;
3 - Ароматический растворитель АР.
Комплексный растворитель Эфрил, содержащий в своем составе углеводороды различных классов, ПАВ и присадки, показал достаточно высокие результаты как по отношению к АСПО асфальтенового типа, так и по отношению АСПО парафинового типа. Растворяющая способность в статических условиях составляет более 65 %, а применение
динамического воздействия позволяет увеличить его растворяющую способность до 90 % и более. Литература
1. Компонентный и углеводородный состав битуминозной нефти Ашальчинского месторождения /Башкирцева Н.Ю. , Гуссамов И.И., Петров С.М., Ибрагимова Д.А., Каюкова Г.П.//Вестник казанского технологического университета , 2014, т.17, № 10, с. 203 - 217
2. Высоковязкие нефти и природные нефти / Башкирцева Н. Ю. //Вестник Казан. технол. ун-та,2014, т.17, № 19, с. 296 - 299
3. Шарифуллин А.В. Механизм удаления нефтяных отложений с применением композиционных составов / А. В. Шарифуллин // Технологии нефти и газа. - 2007 -. №4. -С. 45-50.
© О. Ю. Сладовская - к.т.н., доцент каф. химической технологии переработки нефти и газа КНИТУ, [email protected]; Н. Ю. Башкирцева - д-р техн. наук, проф., зав. каф. химической технологии переработки нефти и газа КНИТУ, [email protected].
© O. Yu. Sladovskaya, Ph.D., Associate Professor, Department of Chemical Technology of Petroleum and Gas processing KNRTU, [email protected]; N. Yu. Bashkirtseva, Professor Head. Department of Chemical Technology of Petroleum and Gas processing, KNRTU, [email protected].
