CC BY
18
УДК 622.276
Имамбаев Е.Е. студент магистрант 2 курса факультет Горно-нефтяной Уфимский государственный нефтяной технический университет
научный руководитель: Зейгман Ю.В., д.тн.
профессор
Россия, г. Уфа
ОЦЕНКА ИНГИБИРУЮЩЕЙ СПОСОБНОСТИ ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ АСПО
Аннотация. Рассматриваются современные взгляды на состояние проблемы асфалътосмолопарафиновых отложений (АСПО) в нефтепромысловом оборудовании и возможные методы ее решения. Библиография охватывает публикации последних двадцати лет и содержит 8 ссылок. В работе перечислены основные химические методы предотвращения образования АСПО. Были проведены эксперименты, в ходе которых получены результаты по оценке ингибирующей способности реагентов. Приведены выводы и рекомендации.
Ключевые слова: асфалътосмолопарафиновые отложения, методы борьбы с АСПО, ингибитор АСПО, температура насыщения нефти парафином.
Imambaev E.E.
Master's degree student 2nd course, Oil and Gas Mining Development Ufa State Petroleum Technological University
Russia, Ufa Scientific adviser: Zeygman Y.V.
Professor, Doctor of Engineering
EVALUATION OF THE INHIBITORY CAPACITY OF CHEMICAL REAGENTS TO PREVENT THE FORMATION OF ARPD
Abstract. The modern views on the state of the problem of ARDP in oilfield equipment and possible methods of its solution are considered. The bibliography covers publications of the last 20 years and contains 8 references. The paper lists the main chemical methods to prevent the formation of ARPD. Experiments were carried out, during which the results were obtained to access the inhibitory ability of the reagents. Conclusions and recommendations are given.
Keywords: asphalt-resin-paraffin deposits, methods of control with ARPD, ARPD inhibitors, saturation temperature of paraffin oil.
Одним из наиболее перспективных способов предотвращения процесса образования АСПО на внутренних стенках промыслового оборудования является метод, основанный на использовании химических реагентов.
Технология использования химического метода несложна, такой способ борьбы с АСПО характеризуется высокой эффективностью и имеет пролонгированный характер.
Химический метод основан на дозировании в добываемую продукцию различных химических реагентов (присадок). В основе их действия лежат адсорбционные процессы на границе раздела фаз: нефть - дисперсная фаза, нефть - металлическая поверхность. Химические реагенты, предотвращающие формирование АСПО при добыче и транспортировке нефтяных систем, называются ингибиторами образования АСПО.
Химические реагенты воздействуют на образование дисперсной фазы нефти либо путем дробления формирующихся молекулярных групп, предотвращая образование центров кристаллизации ПУ, либо, обволакивают образовавшиеся центры кристаллизации ПУ, создавая на их поверхности энергетический барьер, затрудняющий дальнейший рост кристаллов. Химические реагенты по механизму их действия можно разделить на 4 группы.
1. Реагенты депрессорного действия, представляют собой органические неионогенные поверхностно-активные вещества (полиолефины, сложные эфиры, высшие спирты), с молекулярной массой до 5000, действующие в области температуры кристаллизации парафиновых углеводородов и смолисто-асфальтеновых компонентов нефти. Механизм действия депрессоров заключается в преобразовании сольватной оболочки кристаллов ПУ тем самым, затрудняя способность кристаллов к агрегации и предотвращая их дальнейший рост.
2. Реагенты модифицирующего действия, действующие в предкристаллизационной области, взаимодействуют с молекулами ПУ, изменяя форму и поверхностную энергию образующихся кристаллов, ослабляя их адгезионные и агрегационные свойства. Кроме того, при использовании модификаторов размеры образовавшихся кристаллов остаются не большими, что способствует их поддержанию в объёме среды во взвешенном состоянии при движении нефтяного потока. Наиболее известными являются модификаторы на основе атактического пропилена (молекулярная масса 2000-3000), низкомолекулярных полиизобутиленов (молекулярная масса 8000-12000), тройного сополимера этилена с винилацетатом, сополимеров этилена и сложного эфира с двойной связью, катионо-активных хлор-, серо- и азотсодержащих поверхностно-активных веществ средней полярности.
Реагенты депрессорного и модифицирующего действия можно объединить под одним названием - депрессорные присадки - или реагенты, снижающие температуру застывания нефтяных систем. Однако, в связи с различным механизмом их действия, модификаторы снижают преимущественно температуру помутнения нефтяных фракций, а депрессоры - температуру кристаллизации ПУ.
3. Реагенты диспергирующего действия, представляют собой химические реагенты, которые воздействуют на процесс кристаллизации компонентов нефти на молекулярном уровне. Обеспечивают образование мелкодисперсной системы за счет разрушения структуры образовавшихся АСПО и переводят их компоненты в раствор нефти. В состав диспергаторов входят соли высших жирных кислот, анионо-активные и катионо-активные ПАВ не высокой молекулярной массы, сульфатированный щелочной лигнин, углеводородные и ароматические растворители, щелочные растворы. Эти реагенты, как правило, применяют в качестве удалителей АСПО и в качестве компонентов композиционных ингибиторов образования АСПО.
4. Реагенты смачивающего действия препятствуют адгезии гидрофобных кристаллов ПУ к трубам, что создает условия для выноса их потоком жидкости за счет образования на поверхности металла гидрофильной пленки. Представляют собой катионо-активные ПАВ (водные растворы полимерных ПАВ, кислые органические фосфаты, полиакриламид, силикаты щелочных металлов). Такие реагенты по механизму действия, обычно, схожи с ингибиторами коррозии и, часто обладают теми же свойствами [4,6].
В последнее время использование ингибирующих присадок для предотвращения образования АСПО совмещается с защитой промыслового оборудования от коррозии, процессом формирования оптимальных структур нефтяного потока и разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий. Поэтому наибольшее применение находят реагенты комплексного действия, сочетающие в себе свойства исходных компонентов, при этом, взаимно усиливающих свое действие (синергетический эффект), что позволяет существенно сокращать дозировку реагентов и повышать их эффективность. Это могут быть присадки депрессорно-модифицирующего, депрессорно-диспергирующего действия, разработка которых является приоритетным направлением современной нефтепромысловой химии. Целью разработки многокомпонентных присадок является возможность получения реагента комплексного действия со свойствами как ингибирующих присадок для предотвращения образования АСПО, так и присадок снижающих реологические характеристики парафинистых и высокопарафинистых НДС. В настоящее время существует большое количество химических реагентов комплексного действия, состоящих из двух и более компонентов, синергетически улучшающие свойства друг друга.
Методика проведения экспериментальных исследований
Объектами исследования выступали нефть плотностью 845 кг/м3, с содержанием смол и асфальтенов 5,9% масс. и парафина 8,6% масс. месторождения им. Р. Требса в Ненецком автономном округе Архангельской области, а также нефть плотностью 877 кг/м3, с содержанием смол и асфальтенов 13,3% масс. и парафина 5,2% масс. Югомашевского нефтяного месторождения Янаульского района Республики Башкортостан. В
исследованиях был применен экспресс-метод определения температуры насыщения нефти парафином с помощью фотоэлектроколориметра КФК-2. Преимуществами данного метода исследования являются:
- быстрота проводимых исследований;
- требование незначительного количества флюида для проведения эксперимента
- визуальное сопровождение исследуемого процесса.
Предварительно пробы нефти были отделены от воды методом
центрифугирования. Была применена низкоскоростная настольная центрифуга ЦЛМН-Р10-01 от компании «Элекон». Пробирки с нефтью выдерживались 20 минут при скорости 2000 об/мин. Испытания проводились на лабораторной установке КФК-2, основными узлами которой являются регистрирующий прибор микроамперметр, кюветное отделение, светофильтры, осветитель, оправа с оптикой, кюветодержатель и фотометрическое устройство с усилителем постоянного тока и элементами регулирования.
При помощи термостатируемого шкафа пробы нефти нагревались до температуры явно выше температуры насыщения нефти парафином (60°С) и выдерживались в течение часа. Термостат обогревается с помощью электроламп, которые реле отключают при достижении заданной температуры. Воздух в термостате циркулирует при помощи вентилятора. Пробы нефти регулярно перемешивались. После чего при данной температуре производилось измерение оптической плотности нефти на КФК-2. Операции повторялись при температурах 50, 40, 30 и 20°С. Все замеры производились при атмосферном давлении.
По полученным данным строятся графики зависимости оптической плотности от температуры при постоянном давлении и интенсивности проходящего излучения. Пример таких графиков приведен на рисунках 1 и 2 соответственно.
При падении температуры наблюдается снижение интенсивности проходящего излучения через образец нефти и соответствующее увеличение оптической плотности нефти, т.е. увеличение количества твердых кристаллов парафина. Точка начала резкого роста оптической плотности на графике является температурой насыщения нефти парафином для данного месторождения. Температура насыщения нефти парафином для месторождения им. Р. Требса составила 40°С, для Югомашевского месторождения 32°С.
График зависимости оптической плотности нефти месторождения им. Р. Требса от температуры
3
ч ч 'Ч
ч г
ч ■'■Ч
> 1
О 10 20 30т ос 40 50 60 70
Рисунок 1 - График зависимости оптической плотности нефти месторождения им. Р. Требса от температуры
График зависимости оптической плотности нефти Югомашевского месторождения от температуры
Ч
N ч Ч ч ч 'Ч
ч ч ч -»V
ч. -------- о--------
О 10 20 30 40 50 60 70
Т.'С
Рисунок 2 - График зависимости оптической плотности нефти Югомашевского месторождения от температуры Исследование влияние концентрации реагентов-ингибиторов СНПХ-7941 и РКД дв на межфазное натяжение на границе «дистиллированная вода - нефть»
Межфазное натяжение измерялось с использованием прибора сталагмометра. С помощью контактного термометра и нагревательных лампочек устанавливается температура в термостате, равная 30°С. Шприц заполняется нефтью и закрепляется с помощью скобы на штативе. В стаканчик до метки наливается раствор ингибитора в дистиллированной воде концентрации 0,01; 0,1; 0,25; 0,5; 1; 2%. В раствор помещается загнутый капилляр, который с помощью медицинской иглы надевается на шприц. Поверхность капилляра должна быть обезжирена. Записывается число делений лимба микрометра, и включается в сеть электродвигатель, который приводит во вращение микровинт, сообщающий поршню поступательное движение. Поршень шприца начинает медленно перемещаться, вытесняя тем самым нефть из капилляра. В связи с этим на кончике капилляра образуется капля, которая при достижении критического объема отрывается от капилляра и всплывает на поверхность раствора. В момент отрыва капли необходимо отключить электродвигатель от электросети и записать число делений лимба микрометра. Высчитывается объем выдавливаемой капли в делениях лимба микровинта. Проводится не менее 10 подобных замеров, и берется среднее значение объема капли V, по которому вычисляется величина поверхностного натяжения на границе «нефть-дистиллированная вода».
По полученным данным эксперимента строится график зависимости величины межфазного поверхностного натяжения на границе «нефть -водные растворы ингибитора» от концентрации ингибитора в растворе.
Зависимость величины межфазного натяжения на границе "нефть месторождения им. Р. Требса -водный раствор ингибитора СНПХ-7941" от концентрации ингибитора в растворе
р
о
о 1 11 Г1...... —+
03 1 1 с,*
Рисунок 3 - Зависимость величины межфазного натяжения на границе "нефть месторождения им. Р. Требса - водный раствор ингибитора СНПХ-7941" от концентрации ингибитора в растворе
По результатам исследования установлено, что оптимальной концентрацией исследуемых ингибиторов в растворе является 0,5%.
Выбор ингибитора асфальтосмолопарафиновых отложений
Выбор ингибитора АСПО осуществляется среди двух марок ингибиторов, применяемых на месторождениях ПАО АНК «Башнефть» -СНПХ-7941 и РКД дв.
Критерием выбора реагента-ингибитора было максимальное снижение температуры насыщения нефти парафином при концентрации ингибитора 0,02% масс.
Измерение температуры насыщения нефти парафином проводилось на установке КФК-2, описание установки и методика измерения рассмотрены выше.
Результаты исследования представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Сравнение реагентов-ингибиторов по изменению температуры насыщения нефти парафином_
Месторождение Марка ингибитора Концентрация ингибитора, % Температура насыщения нефти парафином (без ингибитора), °С Температура насыщения нефти парафином (с ингибитором), °С Изменение температуры насыщения нефти парафином, °С
Месторождение им. Р. Требса СНПХ-7941 0,02 40 36 4
РКД дв 0,02 40 38 2
Югомашевское месторождение СНПХ-7941 0,02 32 28,5 3,5
РКД дв 0,02 32 30 2
В результате исследования был выбран ингибитор СНПХ-7941, как ингибитор, обладающий наибольшим положительным эффектом.
Выводы
Результаты выполненных теоретических и экспериментальных исследований позволили сформулировать следующие основные выводы и рекомендации:
1. В ходе экспериментов выявлено, что добавление ингибиторов парафиноотложений определенной концентрации к исследуемым системам снижает температуру насыщения нефти парафином за счет высокой
поверхностной активности реагентов. В исследованиях был применен экспресс-метод определения температуры насыщения нефти парафином с помощью фотоэлектроколориметра КФК-2.
2. Ингибитор парафиноотложений комплексного действия СНПХ-7941 предназначен для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений в нефтепромысловом оборудовании. Реагент обладает деэмульгирующими свойствами и снижает коррозионные процессы в нефтедобывающем оборудовании. Реагент обладает высокими моющими и диспергирующими свойствами. Регионы применения: Удмуртская Республика, Пермский край, Республика Башкортостан, Самарская область; Белоруссия.
3. По результатам экспериментов установлено, что оптимальной концентрацией ингибиторов СНПХ-7941 и РКД дв в растворе является 0,5% масс. Критерием выбора реагента-ингибитора было максимальное снижение температуры насыщения нефти парафином при концентрации ингибитора
0.02. масс. Максимальное снижение температуры насыщения нефти парафином 4°С показал ингибитор СНПХ-7941 на нефти месторождения им. Р.Требса. Тогда как РКД дв показал снижение лишь 2°С. В результате был выбран ингибитор СНПХ-7941, как ингибитор, обладающий наибольшим положительным эффектом, а также рекомендован к применению на скважинах, осложненных образованием АСПО.
Использованные источники:
1. Персиянцев, М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях / М.Н. Персиянцев. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2000. - 653 с.
2. Иванова, Л. В. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения / Л. В. Иванова, Е. А. Буров, В. Н. Кошелев // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". - 2011. - № 1. - С. 268 -284
3. Тронов, В.П. Механизм образования смолопарафиновых отложений и борьба с ними / В.П. Тронов. - М.: Недра, 1966. - 192 с
4. Иванова, Л.В. Удаление асфальтосмолопарафиновых отложений разной природы / Л.В. Иванова, В.Н. Кошелев // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". - 2011. - № 2. - С. 257 - 270.
5. Юрецкая, Т.В. Разработка и исследование многокомпонентных ингибиторов асфальтосмолопарафиновых отложений: автореф. дисс. канд. техн. наук: 25.00.17 / Юрецкая Татьяна Владимировна. - Тюмень, 2010. - 24 с
6. Коробов Г.Ю. Распределение температуры по стволу добывающей скважины/ Г.Ю. Коробов, В.А. Мордвинов // Тезисы докладов V Всероссийской конференции «Проблемы разработки месторождений углеводородных и у рудных полезных ископаемых», 2012. - С. 60-62.
7. Глущенко В.Н. Оценка эффективности ингибиторов асфальтосмолопарафиновых отложений / В.Н. Глущенко, И.А. Юрпалов, Л.М. Шипигузов // Нефтяное хозяйство. №5. 2007. С. 84-87.
8. Стручков И.А. Методы борьбы с отложениями АСПВ на месторождениях высоковязкой нефти Самарской области / И.А. Стручков, Л.К. Васкес Карденас, П.В. Рощин, Л.Н. Хромых // Ашировские чтения: Сб. трудов Международной научно-практической конференции. Том II / Отв. редактор В.В. Живаева. - Самара: Самар. гос. техн. ун-т, 2013. - С. 267-270.
УДК: 740
Исентаев А.А. студент 2 курса 8 группы лечебный факультет ФГБОУ ВО Саратовский ГМУ им. В. И. Разумовского Минздрава России научный руководитель: Кузнецова М.Н.
Россия, г. Саратов
ФЕНОМЕН ОСЕВОГО ВРЕМЕНИ
Аннотация: в данной статье рассматриваются труды К.Ясперса над разбором феномена осевого времени. Приведены основные факты, указывающие о наличие феномена. Анализ единичных происходящих явлении, которые в совокупности образуют феномен. Влияние феномена осевого времени на людей.
Ключевые слова: феномен, осевое время, К.Ясперс, философы, эпоха
Isentaev A.A.
2nd year student of the 8th group of the Faculty of Medicine FGBOU V Saratov State Medical University of Ministry of Health of
Russia Russia, Saratov Supervisor: Kuznetsova M.N.
THE PHENOMENON OF AXIAL TIME.
Annotation: this article examines the works of K. Jaspers on the analysis of the phenomenon of axial time. The main facts that indicate the existence of a phenomenon are given. An analysis of single occurring phenomena, which together form a phenomenon. Influence of the phenomenon of axial time on people.
Key words: phenomenon, axial time, K. Jaspers, philosophers, epoch
Осевое время - это стадия в хронологии истории человечества, в которой человек осознает бытие в целом, осознает себя и свои границы. Такое понятие впервые ввёл немецкий философ Карл Ясперс. Он датировал осевое время примерно 800 - 200 годами д.н.э., так как в это время происходит резкий поворот в истории. Появился человек такого типа, что сохранился до нашего времени. Это время мы и будем назвать осевым временем.
Извлечь основу из осевого времени, для нашей картины мировой
