Современная добыча характеризуется увеличением доли нефти, содержащей повышенный процент парафиновых углеводородов (ПУ) и смолисто-асфальтеновых компонентов (САК). Вследствие этого добыча и транспортировка такой нефти становятся значительно сложнее из-за возникновения асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на стенках трубопроводов. Это приводит к сужению диаметра трубопровода, увеличению перепада давления при перекачке нефти и повышению износа насосов. Нефтяные компании вынуждены периодически приостанавливать добычу и проводить неотложные мероприятия по очистке АСПО и проведению неплановых ремонтов. Это неизбежно приводит к сокращению объема добычи нефти во время простоев и увеличению затрат на ее производство [1].
При понижении температуры растворяющая способность нефти падает, и парафиновые углеводороды образуют микрокристаллы на поверхности нефтяного оборудования. В результате образуется первичный слой осадка, а затем адгезия ПУ осуществляется на поверхности уже сформированного слоя АСПО [2].
Традиционные методы борьбы с проблемой АСПО – например, применение разнообразных скребков с различной конфигурацией и промывка теплой нефтью – оказываются недостаточно эффективными и требуют значительных финансовых затрат. В связи с этим в настоящее время все шире применяются химические реагенты, ингибирующие процесс образования АСПО [3].
В настоящей работе использовалась ингибирующая присадка, разработанная на основе новых упорядочных полимеров (полиалкилметакрилатов) (ИХН СО РАН, г. Томск и Дзержинский политехнический институт (филиал) Нижегородского государственного технического университета им. Р.Е. Алексеева, ДПИ НГТУ, г. Дзержинск) [4].
Влияние температурных условий на эффективность действия присадки оценивали с помощью метода «холодного стрежня». Температура осадкообразующей поверхности (стержня) 10 °С (таблица 1). Полиалкиметакрилатная присадка (ПАМ) была добавлена в концентрации 0,05 % масс.
При увеличении температуры нефти на 10 °С ингибирующая способность присадки понижается примерно на 1,5 %, и масса осадка уменьшается в 2–3 раза. Самым эффективным температурным условием работы присадки является 20 °С, степень ингибирования составила 76 %. Это связано с тем, что данная температура потока нефти является относительно близкой к температуре застывания нефти (~ 8 °С), и формирование осадка в таких условиях максимально.
Степень ингибирования была рассчитана по формуле (1).
где: m1 – масса осадка нефти;
m2 – масса осадка нефти с добавлением ингибирующей присадки.
Присутствие присадки влияет не только на количество, но и на состав образующихся АСПО (таблица 2).
Показано, что при увеличении температуры потока нефти содержание асфальтенов и смол уменьшается, а доля масляной фракции увеличивается. Действие ингибирующей присадки также показало уменьшение доли асфальтенов и смол в осадке.
Влияние смолистых компонентов на осадкообразование исследуемой нефти и эффективность действия присадки прослеживали с добавлением смол различного состава в нефтяную систему (таблица 3).
Анализируя полученные данные таблицы, можно увидеть, что увеличение содержания смол 1 приводит к росту нефтяного осадка. При увеличении содержания смолистых компонентов до 7 % масса осадка максимальна и практически идентична образцу с присадкой (39,1 и 38,7 г). Можем предположить, что это связано с тем, что смолы садятся на гранях кристаллов парафиновых углеводородов и конкурируют с полярными группировками присадки, не давая им взаимодействовать.
При добавлении образцов смол 2 наблюдается другая тенденция. В данном случае при увеличении доли смол 2 в системе наблюдается уменьшение массы осадка как в образце с исходной нефтью, так и с добавлением присадки. Масса осадка в образце с присадкой почти в два раза меньше исходных осадков.
Температуры застывания нефтяных систем с различным содержанием смолистых компонентов и ингибирующей полимерной присадки измеряли с помощью прибора ИНТП «Кристалл» (рисунок 1).
При росте концентрации смол 1 с 6,2 до 7 % масс. наблюдается монотонное снижение температуры застывания. При добавлении смол 2 происходит резкое снижение температуры застывания как в исходных образцах (3,4 °C), так и в образцах с добавлением присадки (-2,6 °C). Однако при дальнейшем увеличении доли смол 2 в нефтяной системе, характерно последовательное увеличение температуры застывания вплоть до 5,6 °C.
Влияние смол на степень ингибирования присадки и вязкость нефтяных систем можно видеть на рисунке 2.
С использованием смол 1 отмечается снижение эффективности работы присадки – кривая ингибирования монотонно падает, а также вязкость этих образцов максимальна. Применение образцов смол 2 приводит к росту степени ингибирования присадки, что свидетельствует о возможном взаимодействии смол в роли ПАВ с парафиновыми углеводородами. Вязкость этих нефтяных систем намного ниже, чем образцов нефти со смолами 1, а нефтяные системы с присадкой обладают минимальными значениями динамической вязкости.
Состав смол был исследован с использованием ИК-спектроскопии. ИК-спектры смол (рисунок 3) представляют собой набор характеристических полос соответствующие структурным группам, имеют следующие максимумы: 1740 см-1 (С=O), 1050, 1180 см-1 (алифатическая С-О-С), 1240 см-1 (СООR), 721 см-1 (маятниковые колебания – СН2).
В таблице видно, что составы смол заметно отличается друг от друга. Смолы 2 имеют почти в 1,5–2 раза больше ароматизированных структур и почти в 1,5 раза больше карбонильных и сульфоксидных групп. Предполагается, что смолы 2 за счет своей высокой полярности могут быть более предрасположенными вступать в межмолекулярные взаимодействия и могут образовывать устойчивые ассоциативные комплексы с парафиновыми углеводородами и выступать как ингибиторы осадкообразования.
Таким образом, можно сделать вывод, что на процесс осадкообразования и ингибирующую способность присадки сильно влияют температурные условия добычи и транспортировки нефти, а также немаловажен ее групповой состав. В данной работе показано влияние состава нефтяных смол на процесс ингибирования присадки, что необходимо учитывать при разработке, добыче и транспортировке парафинистой и высокопарафинистой нефти.
Работа выполнена в рамках Государственного задания ФГБУН Института химии нефти СО РАН при финансовой поддержке Минобрнауки РФ.
Литература
1. Трушин, С.С. Ингибирующая присадка комплексного действия НХТ-И / С.С. Трушин, В.Я. Юшин, В.Е. Терентьев // Рук. по прим. – Кемерово. – 2010 – 16 с.
2. Козленко, Я.А., Прозорова, И.В. Влияние ингибирующей композиции на структурно-реологические характеристики высокопарафинистой нефти / Химия в интересах устойчивого развития. – 2022. – Т. 30. – № 4. – С. 374–382.
3. Иванова Л.В., Буров Е.А., Кошелев В.Н. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2011. № 1. C. 268–284.
4. Патент РФ № 2467054 Ингибирующая присадка полифункционального действия для парафинистых и высокопарафинистых нефтей / И.В. Прозорова, Ю.В. Лоскутова, Н.В. Юдина и др; заявл. 01.07.2011; опубл. 20.11.2012; Бюл № 32 – 7 с.
