Исследование физико-химических свойств нефти с месторождений Узень, Кенкияк, Мартыши и влияние на них депрессорных присадок

Нефтяной парафин – это основной компонент твердых углеводородов нефти, состоящий преимущественно из твердых н-ал-канов. Высоким содержанием парафина отли- чаются нефти полуострова Мангышлак (Западный Казахстан). Из них наиболее высоко-парофиновыми (содержание парафина превышает 25%) являются нефти Узеньского, Кен-киякского месторождений. Наблюдаются за- висимости - чем больше в нефти парафина, тем меньше в его составе смол и асфальтенов; чем больше геологический возраст нефти, тем больше в его составе парафина. Высокопара-финовые нефти характеризуются также наименьшим содержанием серы, ванадия и никеля [1].

Застывание парафинистой нефти и отложение парафинов на внутренних стенках нефтепроводов представляет серьезную проблему для переработки и транспортировки казахстанских высокопарафинистых нефтей. При добыче высокопарофиновых нефтей снижается и даже полностью прекращается дебит скважин из-за закупорки их так называемым асфальто-смолистых и парафиновых отложений, или же АСПО. АСПО из скважин приходится удалять механическим путем, тепловой обработкой, промывкой растворителями. Своевременное удаление парафино-отложений, вызванных сниженной скоростью потока, необходима для того, чтобы избежать возможную потерю трубопровода. Парафино-отложении являются сложной и очень дорогостоящей, и как следствие актуальной проблемой нефтяной промышленности Казахстана, которая широко изучалась и освещалась в последние десятилетия [2]. Одним из перспективных методов борьбы, широко используемых в настоящее время, является химический способ с применением депрессоров и ингибиторов на АСПО [3]. Целью данной статьи является изучение воздействия депрессорных присадок на реологические параметры нефти месторождения Узень, Кенкияк, Мартыши.

Объекты и методы исследований

В настоящей работе объектом исследования являются нефти с месторождений Узень, Кенкияк и Мартыши. В качестве депрессорных присадок мы использовали гетероциклические эфиры метакриловых кислот, или же ГЭМАК, на основе гетероциклических соединений таких как, бензоксазолон, бензтиазолон, бензоксазолтион, бензтиазол-тион. Как мы видим на рисунке 1, гетероциклические эфиры метакриловых кислот (ГЭМАК) синтезированы путем взаимодействия метакриловых кислот с гидроксиметил-производными азот-, кислород- и серосодержащими гетероциклическими соединениями в присутствии катализатора серной кислоты в среде толуола при температуре 60-80 ^О С [4].

Рисунок 1. Синтез ГЭМАК

Для проведения этерификации и смещения равновесной реакции в сторону образования сложного эфира, удаляли воду кипячением реакционной среды с добавлением водоувлажняющего агента-толуола. Процесс этерификации из-за высокой активности образующегося ГЭМАК сопровождается полимеризацией, что снижает выход целевого продукта. Добавлением 1,0% гидрохинона в реакционную среду выход мономерного продукта можно увеличить на 15-20%. Все синтезированные мономеры, идентифицированные жидкостной хроматографией, представляют собой бесцветные кристаллические вещества, хорошо растворимые во многих органических растворителях [4].

Выделение парафинов, асфальтенов и смол из нефти проводили по методикам ГОСТ 11851-85 и ГОСТ 11858-66. Температуру потери текучести, или же температуру застывания, определяли на установке «S.D.M. - 530» (Германия), снабженной тремя камерами для поддержания температур 0, -17 и -34оС согласно СТ РК 1530-2006. Эффективную вязкость и напряжение сдвига измеряли на ротационном реометре RHEOLABQC фирмы AntonPaar (Австрия) с рубашкой для температурного контроля LTD180, с использованием системы измерительной стандартной CC39/T200/XL/AL и измерительной чашки CCC39/T200/XL/AL [5]. Ингибирование асфальто-смолистых и парафиновых отложений (АСПО) изучали методом «холодного стержня» (“cold finger”) на специальной уста-     дения АСПО на магистральном трубопроводе.

новке (рис. 2) моделирующей процесс осаж-

Рисунок 2. Схема установки, моделирующей процесс осаждения АСПО на магистральном трубопроводе.

1 - охлаждаемый стержень, 2 - термостатируемый стакан, 3 - магнитная мешалка.

Результаты и их обсуждение

Состав и строение ГЭМАК установлены по данным элементного анализа, а также методами УФ-, ИК-, ЯМР-, ЭПР-спектро-скопии и масс-спектрометрии. В ИК-спектре ГЭМАК имеются полосы поглощения при 1745-1800 см ^-1 , относящиеся к колебаниям карбонильной группы бензоксазолиноновых и метакриловых радикалов; в области 1640 см ^-1 , соответствующие характерной частоте поглощения С=С связи; 1600-1620 см ^-1 — валентным колебаниям двойных связей С=С бензольного кольца; 1250-1300 см ^-1 — валентным колебаниям связи -N-C-; 1350-1450

см ^-1 — деформационным колебаниям С-Н связи при sp3-гибридизации. В ИК-спектрах сложноэфирной группы поглощение наблюдается в области 1000-1200 см ^-1 , что соответствует деформационным и валентным колебаниям связи С-О. Деформационные колебания связи С-Н в непредельной группе в области 950-1000 см ^-1 ; характерные колебания конденсированного кольца бензоксазо-линона — в области 680-860 см ^-1 .

В таблице 1 приведены основные физико-химические характеристики нефти с месторождений Узень, Кенкияк, Мартыши.

Таблица 1 - Основные физико-химические характеристики нефти с месторождений Узень, Кенкияк, Мартыши.

Месторождения	Парафин, %	Температура застывания, оС	Вязкость, мм2/с
Узень	18,5	+10	22,4
Кенкияк	6,1	+17	17,7
Мартыши	4,9	-21	3,56

Из таблицы 1 видно, что нефть с месторождении Узень относится к высокопарафинистым нефтям, по сравнению с нефтью месторождении Кенкияк и Мартыши. Также мы можем заметить, что нефть с месторождений Кенкияк и Узень имеют положительную температуру застывания, что также говорит о наличии большого количества парафинов. При перекачке высокопарафиновых нефтей парафин отлагается на внутренних стенках трубо- провода. Чтобы предотварить это явление, при транспортировке высокопарафиновых нефтей применяют способ горячей перекачки. При этом через каждые 25-150 км длины трубопровода нефть дополнительно подогревают. А это осложняет и удорожает процессы ее добычи, транспортировки и переработки.

В таблице 2 приведены данные влияния присадков на нефти с месторождении Узень, Кенкияк и Мартыши.

Таблица 2 - Физико-химические характеристики нефти с месторождений Узень, Кенкияк и Мартыши после добавления присадок.

Месторождения	Парафин, %	Температура застывания, оС не выше	Вязкость, мм2/с
Узень	13,2	+5	15,2
Кенкияк	1,1	+7	12,4
Кашаган	0,9	-29	1,76

Из таблицы 2 видно, что физико-химические свойства нефти с вышеперечисленных месторождений полностью отвечают требованиям стандарта и имеют улучшенные низкотемпературные характеристики, такие как температура застывания, содержание парафина и вязкость.

Заключение

Таким образом, полиметакрилатные депрессорные присадки при введении в малых количествах (0,1–1,0%) приводят к существенному снижению температуры застывания, содержания парафина и вязкости. Применение депрессорных присадок позволяет снизить количнство АСПО практически вдвое.