Телефон: +7 (383)-312-14-32

Статья опубликована в рамках: XX Международной научно-практической конференции «Научное сообщество студентов: МЕЖДИСЦИПЛИНАРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ» (Россия, г. Новосибирск, 04 мая 2017 г.)

Наука: Химия

Скачать книгу(-и): Сборник статей конференции

Библиографическое описание:
Дедик Я.А., Ардаширова Э.Р. ИССЛЕДОВАНИЕ ОТНОСИТЕЛЬНОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕАГЕНТОВ-ДИСПЕРГАТОРОВ // Научное сообщество студентов: МЕЖДИСЦИПЛИНАРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ: сб. ст. по мат. XX междунар. студ. науч.-практ. конф. № 9(20). URL: https://sibac.info/archive/meghdis/9(20).pdf (дата обращения: 12.06.2021)
Проголосовать за статью
Конференция завершена
Эта статья набрала 0 голосов
Дипломы участников
У данной статьи нет
дипломов

ИССЛЕДОВАНИЕ ОТНОСИТЕЛЬНОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕАГЕНТОВ-ДИСПЕРГАТОРОВ

Дедик Ян Александрович

студент 1 курса магистратуры, кафедры Нефтехимии и химической технологии, УГНТУ

РФ, г. Уфа

Ардаширова Эльвина Ринатовна

студент 1 курса магистратуры, кафедры Нефтехимии и химической технологии, УГНТУ

РФ, г. Уфа

Научный руководитель Прочухан Юрий Анатольевич

д-р хим. наук, проф. каф. НХТ, УГНТУ

РФ, г. Уфа

На сегодняшний момент развитие нефтяной промышленности обусловлено затруднениями при разработке нефтяных месторождений [1]. Процессы добычи, подготовки осложняются комплексом проблем, связанных с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО) и солеотложениями, формирование которых приводит к снижению производительности системы и эффективности работы установок, коррозионным разрушением оборудования, образованием стойких нефтяных эмульсий и др [2].

Поэтому одним из способов, предотвращающих структурообразование, является введение в поток нефти диспергаторов. Диспергаторы – вещества, разрушающие  структуру образовавшихся АСПО и переводящие их компоненты в раствор нефти. В состав диспергаторов входят анионактивные и катионактивные ПАВ невысокой молекулярной массы (соли металлов, соли высших СЖК, силикатно-сульфонольные растворы) [3].

В настоящей статье приведены лабораторные исследования определения физико-химических свойств отложений АСПО Толбазинского, Янгурчинского, Уразметовского месторождений НГДУ «Ишимбайнефть»  и относительной эффективности реагентов-диспергаторов.

Для проведения исследований были отобраны пробы из Толбазинского, Янгурчинского и Уразметовского месторождений НГДУ «Ишимбайнефть».

Отложения в них представляли собой смесь из органической (рисунки 1-5) и неорганической частей (таблица 1).

 

Рисунок 1. Отложения с НКТ (глубина 30 м) скв. 331 Толбазинского месторождения

Рисунок 2. Неорганическая часть отложений, отобранных с НКТ (глубина 30 м) скв. 331 Толбазинского месторождения

Рисунок 3. Отложения с НКТ (глубина 50 м) скв. 186 Уразметовского месторождения

Рисунок 4. Неорганическая часть отложений, отобранных с НКТ (глубина 50 м) скв. 186 Уразметовского месторождения

Рисунок 5. Отложения с НКТ (глубина 400 м)

 скв. 162 Янгурчинского месторождения

 

 

Таблица 1.

 Содержание неорганической и органической частей отложений

Наименование объекта

Дата отбора

Содержание, %

Неорганическая часть

Органическая часть

Вода

Отложения с НКТ (глубина 30 м) скв. 331 Толбазинского месторождения

30.09.2014

6,0

94,0

-

Отложения с НКТ (глубина 400 м) скв. 162 Янгурчинского месторождения

20.09.2014

-

67,2

32,8

Отложения с НКТ (глубина 400 м) скв. 162 Янгурчинского месторождения

20.09.2014

-

67,2

32,8

Отложения с НКТ (глубина 150 м) скв. 52УРШ Уразметовского месторождения

28.08.2013

4,7

95,3

-

Протокол лабораторных исследований температуры плавления и состава АСПО представлен в таблице 2.

 

Таблица 2.

Протокол исследований проб АСПО НГДУ «Ишимбайнефть»

Скв. №

Наименование пробы

Дата отбора

Определяемый параметр

Содержание в % масс.

асфальтены

смолы силикагелевые

парафин

(tплавл., оС)

1107

Отложения с НКТ (глубина 30 м) скв. 331 Толбазинского месторождения

30.09.2014

2,04

14,23

41,98 (71°С)

1109

Отложения с НКТ (глубина 400 м) скв. 162 Янгурчинского месторождения

20.09.2014

7,07

13,73

33,71 (76°С)

1108

Отложения с НКТ (глубина 50 м) скв. 186 Уразметовского месторождения

10.07.2014

2,45

12,36

51,00 (73°С)

 

Исследования диспергирующей способности реагентов проводили согласно стандарту СТ-07.1-00-00-02: в 1 %-ый водный раствор реагента-диспергатора добавляли АСПО, нагревали до расплавления (диапазон температур 50 – 70 оС) отложений и, далее, охлаждали при перемешивании. Протокол лабораторных исследований представлен в таблице 3.

 

Таблица 3.

Протокол исследований диспергирующей способности реагентов-диспергаторов на отложениях Толбазинского, Янгурчинского и Уразметовского месторождений НГДУ «Ишимбайнефть».

Сквозн. №

Наименование реагента

Определяемый показатель

Размер частиц, мм

Загрязнение рабочей поверхности, %

Время отстаивания частиц, мин

скв. 331 Толбазинского месторождения НГДУ «Ишимбайнефть»,

при температуре 70оС

985

Сульфанол

1-3

3

не более 3

986

Девон-5в марка Б

0,5-1

20

не более 3

987

РХП-30

1-3

80

не более 3

988

Оксикор 15ПАВ

1-3, более 5

0

не более 3

989

Акватек 512 SAR

1-3

10

не более 3

990

Нефтенол МЛ

0,5-1

10

не более 3

1187

ДГП-100

0,5-1

0

не более 3

1188

Р-30

1-3

10

не более 3

1189

Дуглерав ИПУ-34

1-3

0

не более 3

скв. 162 Янгурчинского месторождения НГДУ «Ишимбайнефть»,

при температуре 70оС

985

Сульфанол

1-3, более 5

0

не более 3

986

Девон-5в марка Б

1-3

0

не более 3

987

РХП-30

1-3, более 5

10

не более 3

988

Оксикор 15ПАВ

1-3

0

не более 3

989

Акватек 512 SAR

1-3

0

не более 3

990

Нефтенол МЛ

1-3, более 5

0

не более 3

1187

ДГП-100

1-3

0

не более 3

1188

Р-30

0,5-1

0

более 3

1189

Дуглерав ИПУ-34

1-3

10

более 3

скв. 227 Уршакского месторождения НГДУ «Ишимбайнефть»,

при температуре 60 оС

985

Сульфанол

более 5

0

не более 3

986

Девон-5в марка Б

1-3

5

не более 3

987

РХП-30

более 5

10

не более 3

988

Оксикор 15ПАВ

1-3, более 5

0

не более 3

989

Акватек 512 SAR

1-3

0

не более 3

990

Нефтенол МЛ

1-3

0

не более 3

1187

ДГП-100

более 5

0

не более 3

1188

Р-30

более 5

0

не более 3

1189

Дуглерав ИПУ-34

более 5

5

не более 3

скв. 227 Уршакского месторождения НГДУ «Ишимбайнефть»,

при температуре 70оС

1187

ДГП-100

0,5-1

0

не более 3

1188

Р-30

более 5

0

не более 3

1189

Дуглерав ИПУ-34

более 5

5

не более 3

 

При температуре 50оС все исследуемые реагенты-диспергаторы не обладали диспергирующими свойствами на отложениях.

При повышении температуры проведения эксперимента до 60оС на отложениях скв. 227 Уршакского месторождений НГДУ «Ишимбайнефть» наблюдалось полное диспергирование образцов отложений в водных растворах следующих реагентов: Девон 5В марки Б, Оксикор 15ПАВ, Акватек 512 SAR, Нефтенол МЛ (рисунки 6, 7). Реагент марки ДГП-100 эффективно диспергирует отложения Уршакского месторождения (скв. 227) при температуре 70оС (рисунок 8).

 

Рисунок 6. Диспергирующие свойства «Девон-5в» марки А при 60оС, скв. 227 Уршакского месторождения

Рисунок 7. Диспергирующие свойства «Нефтенол МЛ» при 60оС, скв. 227 Уршакского месторождения

Рисунок 8. Диспергирующие свойства «ДГП-100» при 70оС, скв. 227 Уршакского месторождения

 

 

Диспергирование образцов отложений скв. 331 Толбазинского месторождения НГДУ «Ишимбайнефть» наблюдалось только при 70°С в водных растворах реагентов-диспергаторов Сульфанол, Девон 5В марки Б, Оксикор 15ПАВ, Акватек 512 SAR, Нефтенол МЛ, ДГП-100, Р-30, Дуглерав ИПУ-34 (рисунки 9, 10).

 

Рисунок 9. Диспергирующие свойства «Акватек 512 SAR» при 70оС, скв. 331 Толбазинского месторождения

Рисунок 10. Диспергирующие свойства «Оксикор 15ПАВ» при 70оС, скв. 331 Толбазинского месторождения

 

 

Диспергирование образцов отложений скв. 162 Янгурчинского месторождения НГДУ «Ишимбайнефть» наблюдалось только при 70°С в водных растворах всех реагентов-диспергаторов (рисунки 11, 12). Следует отметить, что время отстаивания частиц при применении реагентов РХП-30, Р-30 и Дуглерав ИПУ-34 более 3 минут.

 

Рисунок 11. Диспергирующие свойства «РХП-30» при 70оС, скв. 162 Янгурчинского месторождения

Рисунок 12. Диспергирующие свойства «Сульфанол» при 70оС, скв. 162 Янгурчинского месторождения

 

 

Таким образом, приступая к разрешению проблемы образования АСПО, необходимо обладать достаточными данными о составе нефти, ее физико-химических свойствах. Особое внимание нужно уделить групповому составу нефти, так как состав влияет на правильный подбор реагента. Также важно определить склонность к образованию АСПО.

 

Список литературы:

  1. Минеев Б.П., Болигатова О.В. Два вида парафина, выпадающего на подземном оборудовании скважин в процессе добычи нефти // Нефтепромысловое дело. 2004. №12. С. 41-43.
  2. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2000. 653 с.
  3. Сорокин С.А., Хавкин С.А. Особенности физико-химического механизма образования АСПО в скважинах // Бурение и нефть. 2007. №10. С. 30-31.
Проголосовать за статью
Конференция завершена
Эта статья набрала 0 голосов
Дипломы участников
У данной статьи нет
дипломов

Оставить комментарий

Форма обратной связи о взаимодействии с сайтом