Применение растворителей и ингибиторов для предупреждения образований АСПО

Переменным параметром, определяющим прочность сцепления парафина со стенками труб, является коэффициент гидравлического сопротивления, который зависит от материала труб (или их облицовки), состава нефти и их взаимодействия, обусловливающего скольжение потока по лифту.

Кроме того, на процесс отложения парафина влияют вязкость нефти, воздействие электромагнитного поля и ультразвука.

Таким образом, формирование отложений парафина связано с пересыщением нефти парафином при ее охлаждении на поверхности оборудования или объеме, разгазированием или периодической смачиваемостью стенок жидкой, твердой и газообразной фазами, а также прилипанием дисперсии парафина при соприкосновении со стенками или отстоем дисперсии при длительном воздействии гравитационных сил.

Практика показывает, что для предотвращения отложения парафина при добыче, хранении и транспорте нефти применяются:

теплоизоляция трубопроводов;

подогрев нефти;

поддержание пластового давления выше давления начала разгазирования;

добыча нефти в устойчивом турбулентном режиме;

повышение растворяющей способности нефти за счет использования нефтяных растворителей;

эффективные покрытия;

электромагнитное поле или ультразвук;

перемешивание нефти в емкостях;

ингибиторы парафиноотложений.

Каждый способ предотвращения отложений парафина в процессе добычи нефти имеет свою область эффективного применения.

Ингибиторная защита отличается технологической эффективностью,   во  многом  не  зависящей  от  геолого-физических, гидродинамических и термодинамических условий добычи нефти (при подаче ингибитора перед началом кристаллизации парафина).

МЕХАНИЗМ ДЕЙСТВИЯ ИНГИБИТОРОВ ПАРАФИНООТЛОЖЕНИИ

И ТЕХНОЛОГИЯ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ

В качестве углеводородных растворителей рассмотрены парафино-нафтеноароматические углеводороды и другие соединения [10 ].

Различие химической природы веществ обусловливает неодинаковый механизм их действия при предотвращении отложений парафина из нефти на стенки нефтепромыслового оборудования. Межмолекулярные силы химических соединений складываются из атомных Ван-дер-Ваальсовых сил и полярных ориентационных, индукционных сил, а также водородных связей. Это обеспечивает неодинаковое влияние эффективных реагентов на поверхности раздела существующих и возникающих в нефти фаз: парафин - нефть, нефть - вода, парафин - стенки оборудования, нефть - стенки оборудования и т. д. Применение ингибиторов приводит к уменьшению адсорбции асфальтосмоло-парафиновых веществ на стенках оборудования; формированию модифицированных (несвязанных) структур парафина, смол иасфаль-тенов; увеличению моющих свойств нефтеводяного потока по отношению к асфальтосмолопарафиновым и тем самым предотвращению отложений парафина в нефтепромысловом оборудовании.

Химические соединения и химреагенты, используемые в качестве ингибиторов парафиноотложений, по механизму действия можно разделить на группы:

адгезионного (смачивающего, гидрофилизирующего, покрывающего) действия [12];

модифицирующего (депрессорного) действия [13]; моющего (комплексного, многофазного детергентного действия) [141.

Основу ингибиторов адгезионного действия составляют: полиакриламид, силикаты, высокомолекулярные амфолиты, водорастворимые высокомолекулярные органические амины, пиридиновые основания сульфаты, сульфонолы, фосфаты. К ним относятся реагенты: полиакриламид, полиамфолит СПА, Е2846-1, Е2846-11, РБИ-1, РБИ-2, ИКБ-1, ИКБ-2 и др. [15].

Ингибитор модифицирующего действия состоит в основном из сополимеров этилена с непредельными сложными эфирами (винилаце-татом, акриловой, метакриловой кислотами, малеиновым ангидридом и т. д.), нефтерастворимых полимеров (полипропилена, полиэтилена, полиизобутилена и т. д.). К ним относятся реагенты: ДН-1, ВЭС-501, Азо-лят-7, полиизобутилен КП-10, С4160, С4117 идр.

Ингибиторы моющего действия включают в основном нефте-маслораст-воримые неиногенные, катионные и анионные ПАВ: оксиалкилированные алкифенолы, спирт, амины и др. К ним относятся реагенты, ХТ-48, ХТ-54, ХТ-65, Коррексит-7815, Коррексит-7826, Коррексит-7833, Антипар 5-30.,

15

Антипар Д-10, Пластол РL-11, Пластол РL-12, ИПС-1, ИПС-2 и ингибиторы парафиноотложений типа СНПХ-7000. Типичными представителями этих групп ингибиторов являются полиакриламид, ВЭС-501, ХТ-48.

К ингибиторам третьей труппы примыкают детергенты-удалители парафиноотложений, отличающиеся от входящих в первые две группы во-дорастворимостью ОП-10, термос-2, РБД-З, РБД-4, РБД-5.

В качестве детергентов-удалитеяей широко используются водорастворимые реагенты первой группы: органические сульфоналы, сульфаты, фосфаты и их смеси с водорастворимыми неионогенными ПАВ, МЛ-72, МЛ-70, а также полиакриламид. Применение перечисленных реагентов обусловлено их высокой смачивающей способностью и диспергирующим действием по отношению к парафиноотложениям [1]. Типичным представителем детергентов-удалителей, по механизму действия аналогичных ингибиторам первой группы, является МЛ-72. В качестве высокоэффективных растворителей-удалителей или детергентов-растворителей используются парафиноароматические углеводороды Сб - С20 с добавкой реагентов-ингибиторов второй и третьей группы. К ним относятся: Виско-914, Виско-4700, МЕN-234, МЕN-240, МЕN 261, МЕN-262, Антипар РL-282, Антипар КS-2, Антипар SR-282.

Механизм действия ингибиторов адсорбционного действия заключается в гидрофилизации металлической поверхности нефтепромыслового оборудования (труб) полимерным высокомолекулярным полярным адсорбционным слоем. Этот слой является как бы смазкой для неполярной парафиносодержащей нефтяной фазы, обеспечивающей сокращение отложений на поверхности оборудования.

Ингибиторы модернизирующего действия изменяют кристаллическую структуру парафинов в момент возникновения твердой фазы. В результате образуются дендритные недоразвитые кристаллы парафина, структурно не соединенные друг с другом в аморфной нафтеноароматической вязкоупру-гой наименее застывающей жидкой фазе нефти. Вязкоупругая незастывающая фаза нефти является средой, препятствующей осаждению парафина на стенки оборудования.

Действие ингибиторов моющего типа заключается в следующем: ингибитор растворяется в нефти непосредственно или через контакт фаз вода - ингибитор - нефть;

алкановые блоки ПАВ внедряются в парафиноотложения в момент фазового перехода в твердое состояние и сокристаллизуются с ними;

гидрофильные блоки концентрируются на поверхности раздела фаз в воде, стенках оборудования;

гидрофобные блоки концентрируются на поверхности раздела фаз в нефти;

полярные анионовые и катионовые группы ПАВ воздействуют на зарождение, рост кристаллов и величину частиц дисперсии ас-фальтосмолопарафиновых отложений;

ингибиторы непрочно адсорбируются на металле и легко смываются потоком пластовой воды или нефти;

двигаясь с потоком продукции скважин, ингибиторы поддерживают парафиноотложения в мелкодисперсном состоянии, обеспечивая отмыв зародышей кристаллов со стенок нефтепромыслового оборудования. Действие детергентов-удалителей парафиноотложений заключается в следующем. При температуре плавления асфальтосмолопа-рафиновых отложений (50...80 °С) ПАВ способствует отмыву, диспергированию, а также предотвращает повторное отложение парафина при охлаждении нефтяного потока.

В основе технологии применения ингибиторов адсорбционного действия лежит периодическая обработка нефтепромыслового оборудования водным раствором реагента с последующим осаждением его на трубах в течение определенного времени.

Технология имеет ряд недостатков: периодические остановки (простой скважин), смыв слоя со стенок водонефтяным потоком, ограничение эффективной защиты участком обработки, загрязнение оборудования реагентом.

Технология   применения   ингибиторов   модифицирующего действия основана на понижении температуры застывания и улучшении реологических свойств нефти. Процесс осуществляется при условии непрерывной подачи реагента в нефть при температуре выше температуры начала кристаллизации парафина.

Технология использования ингибиторов моющего действия предусматривает диспергирование и отмыв зародышей кристаллов, образующихся как в объеме, так и на стенках оборудования при условии непрерывной подачи реагента в нефть при температуре выше температуры начала кристаллизации парафина.

В основе технологии применения детергентов-удалителей лежит диспергирующее, моющее, эмульгирующее, деэмульгирующее, пенообразующее действие реагента, водный раствор используют при температуре плавления асфальтосмолопарафиновых отложений, периодически обрабатывая нефтепромысловое оборудование.

Технология применения детергентов-растворителей основана на растворении и диспергировании парафиноотложений при температуре ниже температуры плавления парафиновых отложений. Детергенты-растворители   используют   для   периодических   обработок парафинизирующего оборудования.

ИНГИБИТОРЫ ПАРАФИНООТЛОЖЕНИЙ ТИПА СНПХ-7000

В основу разработки ингибиторов парафиноотложений положен опыт разработки реагентов побочного назначения отечественными и зарубежными исследователями.

Изучение моющих поверхностно-активных веществ и первые опыты применения зарубежных ингибиторов фирмы "Петролайт" показали целесообразность создания на базе отечественного сырья и технологических мощностей новых эффективных ингибиторов парафиноот-ложений моющего действия, их внедрение по реальной технологии.

При разработке отечественных ингибиторов парафиноотложений была принята технология получения состава реагентов с низкой температурой застывания путем смешения вязкой активной основы (1] = 300...500 мм/с при 20 °С) с маловязкими (^ = 2...20 мм /с) нефтяными растворителями. Что позволило использовать простой и эффективный способ приготовления товарных форм сначала на временных установках смешения, а затем на опытно-промышленной установке получения ингибиторов парафиноотложения.

В 1979 - 1988 гг. разработан ассортимент отечественных ингибиторов парафиноотложений типа СНПХ-7000 (включая выпуск и испытание опытных партий).

Ведомственной комиссии (ВК) сданы следующие марки ингибиторов СНПХ-7212, СНПХ-7214Р, СНПХ-7215, СНПХ-7401, СНПХ-7401М, СНПХ-7410, которые применяются в промышленности.

Ассортимет ингибиторов перспективных, отвечающих наиболее высоким требованиям эффективности и конкурентоспособности, включает следующие промышленноосвенные марки: СНПХ-7212, СНПХ-7214, СНПХ-7215, СНПХ-7401М.

Разработанные ингибиторы типа СНПХ-7000 относятся к ингибиторам парафиноотложений моющего (детергентного) действия.

Как показывают исследования, наилучшими условиями применения ингибиторов типа СНПХ-7000 является непрерывная дозировка реагентов в нефть (50... 100 г на 1 т нефти). Возможна периодическая (приравненная к непрерывной) дозировка через 2...3 сут и более при дозировке 100...250 г на 1 т нефти. Рациональная периодичность подачи ингибиторов типа СНПХ-7000 связана с уровнем жидкости в затрубном пространстве скважин. При повышении уровня жидкости в затрубном пространстве возможно увеличение периода между дозировками.

По химическому составу ингибиторы типа СНПХ-7000 представляют собой сложную смесь неионогенных катионных, анионных или ам-фолитных ПАВ с ароматическим растворителем.

Более удобная классификация разработанных марок ингибиторов парафиноотложений СНПХ-7000 по области их применения.

Как показали исследования, эффективная область применения ингибиторов типа СНПХ-7000 по маркам связана (коррелируется) с некоторыми свойствами добываемых нефтей, в частности с соотношением содержания в нефтях парафина, смол и асфальтенов.

Классификация ингибиторов парафиноотложений типа СНПХ-7000 по назначению на основе корреляции их эффективности с соотношением содержания в нефтях парафина, смол и асфальтенов приведена в табл. 1

Приведенная классификация позволяет выбрать марку ингибитора и произвести замену марки на другую в условиях дефицита или отсутствия исходного сырья [ 16 1.

Ингибиторы СНПХ-7000 представляют собой жидкость светло-желтого или коричневого цвета. Ингибитор СНПХ-7410 с температурой вспышки -2 °С рекомендуется применять только в северных районах страны. Ингибиторы обладают умеренной токсичностью. Они не влияют на процессы нефтепереработки и качество нефтепродуктов.

Повышенная плотность реагентов в сравнении с нефтью позволяет применять их по технологии дозирования с устья скважин в затрубное пространство. Относительная нерастворимость реагентов в пластовой воде обеспечивает их взаимодействие только с нефтяной фазой, сокращая тем самым расход ингибитора. Эмульгируемость реагентов в пла-

Таблица 1