ПРИМЕНЕНИЕ УГЛЕВОДОРОДНЫХ РАСТВОРИТЕЛЕЙ НА ОСНОВЕ ГЕКСАНА ДЛЯ ОЧИСТКИ НЕФТИ ОТ ОРГАНИЧЕСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

АННОТАЦИЯ

Целью настоящего исследования является изучение состава асфальто-смоло-парафиновых отложений Западного Пальванташского месторождения, а также оценка их растворимости в композиционных растворителях, содержащих гексановые фракции, неионогенные поверхностно-активные вещества и ароматические углеводороды. Установлено, что композиции на основе неонолов марок АФ-9-10 в сочетании с жидкими продуктами пиролиза характеризуются высокой растворяющей способностью. Показано, что введение указанных добавок способствует увеличению эффективности диспергирования и растворения асфальто-смоло-парафиновых отложений в 1,3–1,6 раза по сравнению с действием базового растворителя. При этом выявлено, что повышение концентрации отдельных добавок в диапазоне от 0,5 до 3,0 мас.% приводит к снижению эффективности моющего действия композиции.

ABSTRACT

The aim of the present study was to investigate the composition of asphaltene–resin–paraffin deposits from the West Palvantash field and to evaluate their solubility in composite solvents containing hexane fractions, nonionic surfactants, and aromatic hydrocarbons. It was established that solvent formulations based on AF-9-10 nonylphenol ethoxylates in combination with liquid pyrolysis products exhibit high dissolving efficiency. The introduction of these additives was shown to enhance the dispersion and dissolution efficiency of asphaltene–resin–paraffin deposits by a factor of 1.3–1.6 compared to the base solvent. At the same time, it was found that increasing the concentration of individual additives from 0.5 to 3.0 wt.% leads to a decrease in the cleaning efficiency of the solvent composition.

Ключевые слова: гексансодержащие растворы, органические растворители, асфальто-смоло-парафиновые отложения, асфальтеновые компоненты, алкилбензольные соединения (бутилбензол).

Keywords: hexane-based solutions, organic solvents, asphaltene–resin–paraffin deposits, asphaltene components, alkylbenzene compounds (butylbenzene)

Введение.

В нефтегазовой отрасли функционируют около 30 производственных предприятий, производящие автомобильный бензин, дизельное топливо, авиационный керосин, различных видов масел, мазута, битума, разнообразных полимеров, полимерных материалов, сжиженный и природный газы в товарной форме, а также нефтехимическое и химическое оборудования, баллонов для сжиженного газа и иных сопутствующих продуктов [1–3].

Скважина №148 Западного Пальванташского месторождения, входящая в состав акционерного общества «JizzakhPetroleum», была введена в эксплуатацию в 1999 году с дебитом нефти 2,0–8,0 т/сут. Нефтяная эмульсия скважины состоит из парафино-смоляной массы и содержит значительное количество (300 г/л) хлоридов. Температура кипения составляет 80°C, температура застывания +29 °C, а удельная плотность при 20 °C — в среднем 0,970 г/см³. С 2010 года добыча нефти на данной скважине не ведется.

Как известно из литературы [4–8], в процессе разработки нефтяных месторождений снижение температуры и давления приводит к дегазации нефти, в результате чего растворимость парафинов, асфальтенов и смолистых веществ резко снижается. Учитывая шероховатость поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ), это приводит к быстрому осаждению асфальт-смоляно-парафиновых отложений (АСПО) на поверхности добывающего оборудования и в разрабатываемой зоне пласта. Вследствие этого снижается продуктивность потока жидкости, а гидравлическое сопротивление скважины увеличивается. Однако эффективность применения того или иного метода зависит от конкретных условий на месторождении. Среди всех методов, применяемых для удаления асфальт-смоляно-парафиновых отложений (АСПО), наибольшую эффективность проявляют углеводородные растворители [9–14]. Основная цель обработки добывающей зоны с участием растворителей заключается в разрушении водонефтяных эмульсий и удалении АСПО [12].

Целью настоящего исследования является оценка эффективности гексансодержащих углеводородных растворителей для разрушения асфальт-смольно-парафиновых отложений (АСПО) на месторождении Западный Пальванташ.

Объектами исследования являются асфальт-смольно-парафиновые отложения западнопальванташской нефти, извлеченные с поверхности насосно-компрессорных трубопроводов (НКТ).

Материалы и методы. На и более распространенным среди методов удаления АСПО являются химические методы удаления, а именно применение органических растворителей АСПО В качестве источника углеводородного сырья был использован тяжелый пиролизный продукт СП-АО «Uz-KorGasChemical» - фракция 70 - 180°С. В качестве примера была взята методика определения эффективности реагентов для удаления асфальт-смола-парафиновых отложений. Лабораторные исследования проводились в статическом и динамическом режимах, при температуре 20°С. При динамическом режиме использовались магнитные мешалки, которые помещались в колбы с растворителем, которые опускались в корзинки с АСПО.

Образцы АСПО парафинового типа нагревались до пластичного состояния, затем происходила подготовка небольших шариков диаметром 10 мм. Приготовленные образцы АСПО взвешивались и опускались в стальные корзинки. Диаметр и высота корзинки - 20 мм, размер отверстий - 1,5×1,5 мм. Корзинки с шариками АСПО опускались в стеклянную герметичную колбу, куда наливался растворитель АСПО в объеме 100 мл. Растворитель должен полностью покрывать шарик АСПО. Через определенные промежутки времени корзинки с отложениями периодически поднимали из растворителя и опускали обратно. Взвешивание массы АСПО и растворителя происходило с точностью ±0,005 г.

Анализ и обсуждение результатов. Для оценки эффективности действия растворителей эксперименты проводились в статических условиях согласно методике «Neftkhimprom» IIB.

Согласно вышеописанному методу, эффективность растворителя оценивалась по следующим основным показателям:

1. Способность растворителя к диспергированию AСПО на более мелкие частицы. Этот показатель отражает диспергирующую способность растворителя и определяется по количеству AСПО, остающегося на фильтре (в процентах). Значение данного показателя должно быть умеренным, поскольку чрезмерно высокая диспергирующая способность растворителя увеличивает риск образования закупоривающих частиц AСПО в коллекторах добывающей зоны.
2. Способность растворителя формировать истинные растворы компонентов AСПО. Этот показатель характеризует растворяющую способность и оценивается по количеству AСПО, перешедшего в раствор (в процентах). Значение данного показателя должно быть максимально высоким для обеспечения эффективного растворения.
3. Способность растворителя одновременно растворять и диспергировать компоненты АСПО. Эта характеристика, часто называемая «моющей способностью», определяется по разнице массы АСПО, взятой для анализа, и массы остатка AСПО в корзине (% масс.). Данный показатель является универсальным: чем выше его значение, тем выше общая эффективность растворителя.

По результатам последнего анализа, нефть характеризуется низким содержанием серы (0,44 %) и высокой битумностью, с плотностью при 20 °C — 932 кг/м³, а также чрезвычайно высокой вязкостью: η ≈ 30–35 мПа·с.

Таблица 1.

Химический состав нефти месторождения «Западный Пальванташ»

Из данных, представленных в таблице 1, видно, что AСПО имеет высокое содержание парафиновых углеводородов. Парафиновый состав осадков и их низкая полярность свидетельствуют о том, что основой состава, используемого для разрушения структуры AСПО, должны быть низкокипящие алифатические углеводороды, поэтому в качестве такого растворителя был выбран вторичный продукт Устюртского газохимического комплекса

В газохимическом комплексе Устюрт (Республика Каракалпакстан) полимеризация полиэтилена и полипропилена проводится в среде гексанового раствора с использованием катализатора Сиглера–Натты. В этом процессе, помимо основного полимерного продукта, образуется жидкое вторичное сырьё. Остаточный продукт представляет собой олигомер использованных мономеров, основная часть которого — парафины с числом атомов углерода от C₆ до C₂₀; качественный и количественный состав этих компонентов был определён методом хроматографии (рис. 1). Хроматографический анализ показал, что структура использованного гексана в основном представлена насыщенными углеводородами нормальной структуры фракции C₁₄–C₁₈.

Рисунок 1. Хроматограмма жидкого вторичного сырья, полученного в результате полимеризации полиэтилена и полипропилена в гексановом растворе с участием катализатора Сиглера–Натты

Разделение смеси жидкого вторичного сырья проводилось в лабораторной вакуумной перегонной установке, оборудованной кубом, холодильником с обратным потоком, термометром и вакуумным насосом Libix. Перегонка осуществлялась под вакуумом при температуре 135°C по термометру и давлении 650 мм рт. ст.

Из одного литра использованного гексана была получена фракция насыщенных нормальных углеводородов объёмом 0,450 л в диапазоне C₁₂–C₂₀. При этом полученная жидкая керосиновая фракция имела плотность 745 кг/м³ при 20 °C.

К полученной фракции добавляли ПАВ (Неонол АФ-9-10), алифатические спирты (метанол, изопропанол, изобутанол) и готовили композиции растворителей (табл. 2).

Таблица 2.

Состав компонентов растворителя (GT-АСПО)

Рассчитанное количество растворителя GT-АСПО было приготовлено простым методом смешивания компонентов. Для этого углеводороды, ПАВ и алифатические спирты помещают в термостакан, перемешивают и нагревают до образования полной смеси, своеобразной массы. 

Предполагалось, что состав растворителя GT-AСПO проникает и закрывает пористые пространства в пластовых зонах слоя с помощью клеяных частиц AСПO, и он был отвергнут для использования в статических условиях. При этом, если учитывать условия скважины, пластовая жидкость в скважине находится в непрерывном потоке, и моделирование этого процесса проводилось на магнитных мешалках в лабораторных условиях

Эксперименты показывают, что оптимальная концентрация ПАВ (Неонол АФ-9-10) составляет 2,5 - 3 процента по массе. После добавления ПАВ в растворитель его моющие и диспергирующие способности значительно повышаются, тем самым увеличивается поверхностная активность растворителя и эффективность дисперсии AСПО. AСПО проникает в трещины и поры, прилипает к частицам и уменьшает их засорение.

Одновременно были проведены исследования по определению эффективности растворяющей композиции, согласно которой были приготовлены композитные растворители ПАВ+Аr-ТАР, ПАВ+ГФУ, ПАВ +КФУ и ПАВ +Аr-ТАР+ГФУ, суммарная концентрация которого в основном растворителе было 1,0% (табл. 3).

Таблица 3.

Полученные данные по растворимости AСПО на месторождении Западного Пальванташ (концентрация растворителя в основном растворителе составляет 0,5% масс.)

Согласно экспериментальным данным, для изученных составов не наблюдается положительного синергетического эффекта. По сравнению с индивидуально применяемыми растворителями и чистым растворителем моющая способность композитных растворителей снижается.

Таким образом, углеводородный растворитель, содержащий ПАВ+Ar-TAR+ГФУ, может оказаться эффективным растворителем для устранения АСПО на месторождения Западного Пальванташ (общая концентрация в основном растворителе составляет 1% по массе). По сравнению с чистым гексаном этот растворитель проявляет более высокие моющие и растворяющие способности. Мы предполагаем, что активность растворения увеличивается за счет растворителя СФМ+Аr-ТАР, повышающего растворимость некоторых кристаллов парафинов, асфальтенов и частиц механических добавок

Заключение

В ходе исследования установлено, что асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО) Западного Пальванташского месторождения содержат высокое количество парафиновых углеводородов. Для разрушения и растворения парафиновых компонентов АСПО наибольшую эффективность демонстрирует добавка на основе жидкого пиролизного продукта при общей концентрации 0,5 мас. % в основном растворителе. При увеличении общей концентрации индивидуальных добавок в основном растворителе до 1–3 мас. % наблюдается снижение эффективности моющих компонентов.

Список литературы:

1. Тadjiyeva G.A., Badriddinova F.M. , Kadirov H.I., Isakulova M., Kadirov О.Sh. Neftni organik choʼkindilardan tozalash uchun geksan asosidagi uglevodorodli erituvchilarning qoꞌllanilishi. //Kimyo va kimyo texnologiyasi. 2022. №3. – B. 19-25. DOI: 10.34920/cce202233
2. Тadjiyeva G.A., Vakkasov S.S., Mamadiyorova Sh.I., Gazikhodjayeva N. M. Technology of producing local liquid parafines for separation of potassium chloride from natural sylvinite. E3S Web of Conferences 2023 402, 14036. DOI: 10.1051/e3sconf/202340214036  
3.  Kopteva A., Dementyev A., Koptev V. Analysis of the structure of viscous oil flow for the development of a system to prevent the formation of paraffin deposits in pipelines 8th International Scientific Conference on Innovations and Prospects of Development of Mining Machinery and Electrical Engineering Saint-Petersburg, 23-24 April 2020; vol. 1022, рр. 42-51 DOI:10.4028/www.scientific.net/MSF.1022.42.
4. Zaripova L. M., Gabdrakhimov M. S. Well bottomhole cleaning device. Conference Series: Materials Science and Engineering, 2020, vol. 952, no. 1, pp. 1-4. DOI:10.1088/1757-899X/952/1/012067
5. Palaev A.G., Dzhemilev E.R. Research of efficiency of influence of ultrasonic treatment on asphalt and paraffin oil deposits. Paper presented at the IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 862(3) 2nd International Conference on Modernization, Innovations, Progress: Advanced Technologies in Material Science, Mechanical and Automation Engineering, Engineering 2020; Krasnoyarsk; vol. 862, no. 3, 27 May 2020, pp. 1-4 DOI:10.1088/1757-899X/862/3/032081.
6. Petrova L.V., Yarullin D.R. Evaluation of the effect of asphalt resin paraffin deposits on oil well performance. Conference Series: Materials Science and Engineering, 2019, vol. 560, no. 1, pp.1-4 DOI:10.1088/1757-899X/560/1/012084
7. Cheban S.E., Valeev M.D., Leontiev S.A., Mayer A.V., Samoilov A.R. Technical solution for supplying a solvent of asphalt-resin-paraffin deposits (AFS) to a tubing string of oil wells equipped with electric centrifugal pumps. Conference Series: Materials Science and Engineering, 2020, vol. 921, no. 1, pp.1-4. DOI:10.1088/1757-899X/921/1/012004
8. Khaibullina K.S., Korobov G.Y., Lekomtsev A.V. Development of an asphalt-resin-paraffin deposits inhibitor and substantiation of the technological parameters of its injection into the bottom-hole formation zone.  Periodico Tche Quimica, 2020, vol.  17, no. 34, pp. 769-781.
9. Derkach D.S., Shvalev E.E., Kuzora I.E., Semenov I.A., Dogadin, O. B. Using mathematical model to create a composition solvent for asphalt-resins-paraffin sediments. Neftyanoe Khozyaystvo,2020, no. 8, pp. 77-81.  DOI:10.24887/0028-2448
10. Ибрагимов Н.Г. Повышение полноты очистки поверхности внутрискважинного оборудования от органических отложений. Дис.канд.техн. наук Уфа, 1999.  296 с.
11. Оленев Л.М., Миронов Т.П. Применение растворителей и ингибиторов для предупреждения образования АСПО М.: ВНИИОЭНГ, 1994.  33 с.
12. Kovaleva М.А., Shram V.G., Lysyannikova N.N., Petrova K.A., Tsygankova Е.V. Study on the efficiency of ARPD (asphaltenes, resin and paraffin deposit) hydrocarbon solvents. Conf. Series: Earth and Environmental Science 2019, vol. 315, рр. 062011 DOI:10.1088/1755-1315/315/6/062011
13. Ivanova I.K., Semenov М.Е. Choice of the Effective Solvent to Remove Paraffin Deposits in Conditions of Abnormally Low Reservoir Temperatures. Conf. Series: Earth and Environmental Science 2020, vol. 459, DOI:10.1088/1755-1315/459/3/032006