CC BY
241
ДОКЛАДЫ АКАДЕМИИ НАУК РЕСПУБЛИКИ ТАДЖИКИСТАН _2013, том 56, №6_
ФИЗИЧЕСКАЯ ХИМИЯ
УДК 622.692.4:620.197
М.С.Кучаров*, У.Р.Усманов*, Р.Усманов, академик АН Республики Таджикистан И.Н.Ганиев
ВЛИЯНИЕ ИНГИБИТОРОВ ПАРАФИНООТЛОЖЕНИЙ НА РЕОЛОГИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ НЕФТИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ТАДЖИКИСТАНА
Институт химии им. В.И.Никитина АН Республики Таджикистан, Таджикский национальный университет
В статье приводятся результаты исследования по влиянию композиционных составов на основе аминовых солей гудрона растительных масел на отложения парафина из нефти и на реологические параметры нефти месторождений Таджикистана. Установлено, что ввод ингибиторов парафиноотложений в нефтесборную систему позволяет снизить гидравлическое сопротивление, облегчает процесс подготовки и улучшает транспортабельные свойства нефти.
Ключевые слова: ингибиторы парафиноотложений - отложения парафина - реологические параметры нефти - предельное динамическое напряжение сдвига - вязкость.
Перспективным направлением по предотвращению отложений парафина в нефтепромысловом оборудовании является применение реагентов - ингибиторов.
Процесс выпадения парафина является необратимым и на образование отложений влияют кристаллы парафина, выделяющиеся из потока нефти, и кристаллы, образующиеся на контактирующей поверхности. Поэтому действие ингибиторов парафиноотложений основано на адсорбционных процессах, происходящих на границе жидкость - твёрдое тело.
Химические методы борьбы с отложениями парафина нашли широкое применение за рубежом [1,2].
В настоящее время используется большое число химических продуктов разнообразного назначения и механизмов воздействия на процесс парафинизации.
Для проведения лабораторных испытаний использована нефть месторождений Бештентяк (7.0-7.5% парафина и 8.8-10.0% смолы, 0.7% асфальтена), Ниязбек (7.7-11.5% парафина и 8.0-10.0% смолы, 1.0-2.0% асфальтена) и Кичик-Бель (4.5-7.0% парафина и 31.0-40.0% смолы, 5.5-7.0% асфальтена). Были испытаны реагенты, синтезированные в Институте химии им. В.И.Никитина АН РТ и Таджикском национальном университете, композиции ИХАН-ТНУ-1 и ИХАН-ТНУ-2 (Таджикистан) и ингибиторы парафиноотложения ХТ-48 (США), СНПХ-7204, -7214 (Россия). Данные ингибиторы парафиноотложений обладают комплексными и многофазными свойствами, которые заключаются в физическом поверхностном взаимодействии ингибиторов с нефтью, водой, отложениями, стенкой оборудования и приводят к диспергированию и смыву отложений потоками нефти и пластовой воды.
Адрес для корреспонденции: Усманов Рахматжон. 734063, Республика Таджикистан, г. Душанбе, ул. Айни, 299/2, Институт химии АН РТ. E-mail: usmanov1947@mail.ru.
Испытания эффективности ингибиторов парафиноотложений проводились методом «холодного стержня» [3], по которому нефть в определённом количестве нагревается в стакане до 750С. При этой температуре в неё вводится расплавленный парафин и раствор реагента. Парафин вводится в таком количестве, чтобы содержание его в нефти достигало 10%. Затем в стакан с нефтью опускается металлический полый стержень (размеры стержня d-2.5 см, ^20.0 см). Стержень охлаждается водой, циркулирующей через термостат. Температура охлаждающей воды поддерживается в пределах 12.. ,14°С. Опыт заканчивается при температуре нефти в стакане 25°С. Продолжительность опыта 30 мин. Затем стержень вынимается из стакана, отложившиеся соединения собирают в фарфоровую чашку и взвешивают.
Расчёт эффективности (Э) химических реагентов производился по формуле: Э = (Ро-Рп)*100%/Ро, где Ро - вес парафиноотложений до добавления ингибитора, Рп - вес парафи-ноотложений после добавления ингибитора.
Таблица 1
Эффективность ингибиторов парафиноотложений по сокращению отложения парафина из нефти
Месторождение Ингибитор Дозировка, % Эффективность, %
ХТ-48 0.01 [100 г/т] 68.0; (66.0); -
0.02 [200 г/т] 68.9; (70.0); -
СНПХ-7202 0.01 44.8; (45.0); 38.8
0.02 62.7; (60.0); 52.7
Бештентяк, (Ниязбек), Кичик-Бель СНПХ-7204 0.01 55.8; (54.0); 44.3
0.02 66.5; (65.0); 55.5
ИХАН-ТНУ-1 0.01 56.0; (57.0); 45.0
0.02 67.2; (70.0); 57.3
ИХАН-ТНУ-2 0.01 58.2; (57.0); 68.5
0.02 74.4; (75.0); 74.5
Исходя из данных табл. 1, можно сказать, что ингибитор ИХАН-ТНУ-2 по предупреждению смоло-парафиноотложения в нефти месторождений Бештентяк, Ниязбек и Кичик-Бель не уступает известным ингибиторам.
Реологические исследования водонефтяных эмульсий проводились на капиллярном вискозиметре. Содержание воды в эмульсии составляло 2.0%. Экспериментальные исследования проводились в области температур 10...40°С. Доза реагента 100 г/т.
В табл. 2 представлены изменения предельного динамического сдвига (ф) и вязкости (ш) нефти месторождения Бештентяк, Ниязбек (в скобках) и Кичик-Бель от влияния реагентов при дозировке их 100 г/т при температуре 10...40°С.
Из табл. 2 видно, что исходная нефть месторождений Бештентяк и Ниязбек (в скобках) при 10°С имеет предельное динамическое напряжение сдвига - 6.4 (5.4) н/м2 и вязкость 0.0943 (0.0840) н-сек/м2, после добавки реагентов предельное динамическое напряжение сдвига при 10°С стало 3.3-4.5 (1.2-1.9) н/м2 и вязкость 0.0784-0.0893 (0.0206-0.0221) н-сек/м2. Реагент типа ИХАН-ТНУ снижает предельное динамическое напряжение сдвига в 1.4-1.9 (3.6-4.5) раза, а вязкость в 1.2 (3.9-4.0) раза, когда Тост = 0.
Доклады Академии наук Республики Таджикистан
2013, том 56, №6
Таблица 2
Влияние реагента на реологические параметры нефти
Наименование реагента t°C Предельное динамическое напряжение сдвига, ф (н/м2) Динамическая вязкость, ш (н-сек/м2)
Нефть месторождений Беш-тентяк, (Ниязбек), Кичик-Бель с содержанием 2.0% воды 10 6.4; (5.4); 160 0.0943; (0.0840); 16.9
20 1.0; (0.6); 30 0.0340; (0.0192); 4.5
30 0.8; (0);0 0.0242; (0.0083); 2.0
40 0; (0); 0 0.0192; (0.0062); 0.8
10 3.2; (1,5); 118 0.0802; (0.0206); 5.7
ХТ-48, 100 г/т 20 0.7; (0.2); 16 0.0263; (0.0119); 2.5
30 0; (0); 0 0.0141; (0.0072); 0.7
40 0; (0); 0 0.0107; (0.0047); 0.4
10 4.5; (1.9); 119 0.0860; (0.0221); 7.9
СНПХ-7202 20 0.8; (0.8); 20 0.0300; (0.0125); 2.6
100 г/т 30 0.5; (0);0 0.0150; (0.0075); 1.3
40 0; (0); 0 0.0120; (0.0049); 0.6
10 4.3; (1.8); 127 0.0893; (0.0219); 7.1
СНПХ-7204 20 0.8; (0.7); 11 0.0270; (0.0122); 2.3
100 г/т 30 0.4; (0);0 0.0130; (0.0077); 1.2
40 0; (0); 0 0.0120; (0.0050); 0.5
10 4.5; (1.5); 130 0.0888; (0.0215); 8.7
ИХАН-ТНУ-1 20 0.8; (0.5); 17 0.0320; (0.0124); 3.4
100 г/т 30 0.3; (0); 0 0.0140; (0.0079); 1.3
40 0; (0); 0 0.0120; (0.0060); 0.6
10 3.3; (1.2); 113 0.0784; (0.0210); 6.1
ИХАН-ТНУ-2 20 0.7; (0.3); 18 0.0320; (0.0200); 2.8
100 г/т 30 0.1;(0);0 0.0140; (0.0076); 1.0
40 0; (0); 0 0.0120; (0.0049); 0.5
Изучение нефти месторождения Кичик-Бель также показало, что если исходная нефть имела предельное динамическое напряжение сдвига 160 н/м2 и вязкость 16.9 н-сек/м2, то после добавки реагентов предельное динамическое напряжение сдвига стало 113-130 н/м2 и вязкость 5.7-7.9 н сек/м2. Динамическая вязкость нефти месторождения Кичик-Бель при повышении температуры от 10 до 40°С снижалась в 20 раз. Добавление реагента ИХАН-ТНУ-1 в нефть месторождения Кичик-Бель при 20°С снижало предельное динамическое напряжение сдвига в 1.7 раза, а динамическую вязкость в 1.7-2.7 раза.
Таким образом, ввод реагентов в нефтесборную систему позволяет снизить гидравлическое сопротивление и облегчает процесс подготовки и улучшает транспортабельные свойства нефти.
Поступило 11.02.2013 г.
ЛИТЕРАТУРА
1. Сизая В.В. - Химические методы борьбы с отложениями парафина. - М.: ВНИИОЭНГ, 1977, 40 с.
2. Данияров С.Н., Некрасова Л.А., Азанова Т.А. - Труды СибНИИНП, вып.22, 1981, с 35-37.
3. Солодов А.В. Временная методика оценки эффективности ингибиторов парафиноотложений комплексного и депрессорного действия по сокращению отложений парафина из нефти на холодной поверхности цилиндра. - М.: «Вниинефтепромхим», 1981, 38 с.
М.С.Кучаров*, У.Р.Усмонов*, Р.Усмонов, И.Н.Ганиев
ТАЪСИРИ ИНГИБИТОР^ОИ ПАРАФИНТА^ШИНШАВЙ БА ПАРАМЕТР^ОИ РЕОЛОГИИ НЕФТИ КОНВОИ ТО^ИКИСТОН
Институти химияи ба номи В.И.Никитини Академияи илм^ои Цум^урии Тоцикистон,
*Донишго%и миллии Тоцикистон
Дар маколаи мазкур таъсири таркиби композитсионй дар асоси намакх,ои аминй гудро-ни равгани растанй ба тахшиншавй парафин аз нефт ва ба параметрх,ои реологии нефти конвои Точикистон оварда шудааст. Муайян карда шудаст, ки дохил намудани ингибиторх,ои парафинтахшиншавй ба системи нефтчамкунй ба паст кардани муковимати гидравликй имко-ният медихдд ва раванди таёркуни ва интиколи нефтро осон мегардонад.
Калима^ои калиди: ингибиторуои парафинтахшиншавй - таушиншавии парафин - параметрхои реологии нефт - шидати уадди динамикии лагжиш - часпакй.
M.S.Kucharov*, U.R.Usmanov*, R.Usmanov, I.N.Ganiev THE EFFECT OF PARAFFIN GATHERING INHIBITORS ON RHEOLOGY PROPERTIES OF OIL FIELDS OF TAJIKISTAN
V.I.Nikitin Institute of Chemistry, Academy of Sciences of the Republic Tajikistan,
*Tajik National University The paper presents the results of study of the effect of complex compositions based on amine salts of tar oils on paraffin gathering from oil and rheology properties of oil fields in Tajikistan. It is found that the entry of paraffin gathering inhibitors to an oil system can reduce the flow resistance, it facilitates and improves transportable properties of oil.
Key words: paraffin gathering inhibitors - paraffin gathering - rheology properties of oil - limiting dynamic stress of shear - viscosity.
