НЕФТЕХИМИЯ, 2021, том 61, № 5, с. 642-651

УДК 538.955+675.043.42+665.63

РЕГУЛИРОВАНИЕ ВЕЛИЧИНЫ ПОВЕРХНОСТНОГО НАТЯЖЕНИЯ

ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ АСФАЛЬТЕНОВ

В ЛЕГКОЙ/ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ

ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ

¹Chemical Engineering Department, Faculty of Engineering, North Tehran Branch,

Islamic Azad University, Tehran, 1651153311 Iran

*E-mail: m_samipoor@iau-tnb.ac.ir

Поступила в редакцию 20 августа 2020 г.

После доработки 26 октября 2020 г.

Принята к публикации 21 июля 2021 г.

В работе исследованы три вида поверхностно-активных веществ (ПАВ) - линейная додецилбензолсуль-

фоновая кислота (L-DBSA), додецилрезорцин (DR) и нонилфенол (NP) - на предмет их способности

замедлять начало осаждения асфальтенов в образцах тяжелой (“S”) и легкой (“D”) нефтей, добываемых в

южных месторождениях Ирана, а также возможности повышения стабильности коллоидов асфальтенов.

Приведено объяснение задействованных механизмов добавления ПАВ в сырую нефть. Показано, что для

образца тяжелой нефти “S” стабильность сырой нефти и количество отложений при начале осаждения

асфальтенов выше всего при использовании линейной додецилбензолсульфоновой кислоты, меньше -

при использовании додецилрезорцина, наименьшие показатели - при использовании нонилфенола. Для

образца легкой нефти “D” стабильность сырой нефти и количество отложений при начале осаждения

асфальтенов выше всего при использовании нонилфенола, меньше - при использовании додецилре-

зорцина и меньше всего - при использовании линейной додецилбензолсульфоновой кислоты. Кроме

того выяснено, что значения межфазного натяжения для легкой и тяжелой нефтей аналогичны, а более

быстрое начало выпадения асфальтенов из легкой нефти возникает из-за нестабильной природы нефти.

Ключевые слова: асфальтены, поверхностно-активные вещества, осаждение, межфазное натяжение,

начало выпадения асфальтенов

DOI: 10.31857/S0028242121050075

Асфальтены - самые тяжелые компоненты сы-

Начало осаждения сопровождается внезапным из-

рой нефти. В их состав входят такие элементы,

менением межфазного поверхностного натяжения

как углерод, водород, кислород, сера, азот, никель,

системы вода-нефть [6]. Последнее определяется

ванадий и железо [1]. При нормальных условиях

как сила, возникающая между двумя несмешивае-

асфальтены находятся в термодинамическом рав-

мыми жидкими фазами [7, 8] и измеряется с помо-

новесии с другими молекулами, содержащимися в

щью экспериментов с висящей каплей [9].

сырой нефти. Они могут осаждаться при измене-

ПАВ представляют собой смачивающие веще-

нии давления, температуры или состава и, тем са-

ства, которые адсорбируются на поверхности раз-

мым, затруднять прохождение потока при добыче

дела вода-нефть и снижают межфазное натяже-

нефти из нефтяных коллекторов [2, 3]. Асфальтены

ние между двумя жидкостями [10-12]. Они имеют

растворяются в толуоле и осаждаются при добав-

амфифильную природу, т.к. содержат в молекуле

лении алканов.

гидрофильные и гидрофобные части. Поэтому их

Точка выпадения асфальтенов определяется по

используют в качестве стабилизирующих агентов

началу осаждения асфальтенов при добавлении в

сырой нефти для подавления агрегации асфальте-

сырую нефть парафиновых углеводородов [4, 5].

нов и/или растворения асфальтеновых агрегатов.

642

РЕГУ

ЛИРОВАНИЕ ВЕЛИЧИНЫ ПОВЕРХНОСТНОГО НАТЯЖЕНИЯ

643

Таблица 1. Тестовый SARA-анализ образцов тяжелой и

Таблица 2. Углеродный состав образцов тяжелых и

легкой нефтей

легких нефтей

Образец

Фракция

тяжелой нефти

легкой нефти

тяжелой

легкой

Компонент

“S”, мас. %

“D”, мас. %

нефти “S”,

нефти “D”,

мас. %

Насыщенные

48.21

74.81

СО₂

0.00

СО₂

2.3

углеводороды

C₁

0.00

C₁

50.8

Ароматические

28.54

21.59

C₂

0.23

C₂

8.8

соединения

C₃

1.47

C₃

5.7

Смолистые вещества

14.22

2.63

изо-C₄

0.53

C₄

4.0

Асфальтены

9.03

0.97

н-C

1.12

C₅

3.0

изо-C₅

0.47

C₆

2.2

В работе [13] исследовано влияние выбранных

н-C₅

0.38

C₇

2.3

ПАВ на осаждение асфальтенов. Кроме того, ре-

C₆

6.55

C₈₊

6.4

зультаты работы [14] по воздействию смол и доде-

C₇

4.16

C₁₁₊

14.2

цилбензолсульфоновой кислоты на асфальтеновые

C₈

6.58

N₂

0.1

осадки выявили сложные взаимодействия между

C₉

5.45

H₂S

0.2

частицами в сырой нефти. В [15] изучено влияние

C₁₀

6.13

химических веществ на подавление осаждения ас-

C₁₁

8.18

фальтенов в образцах бразильской сырой нефти.

C₁₂₊

58.75

В нашей более ранней работе [16] изучено по-

МЕТОДИКА ЭКСПЕРИМЕНТА

ведение межфазного натяжения в результате до-

бавления ПАВ к образцу иранской сырой нефти;

Подготовка образцов нефтей. Данные SARA-

результат показал, что линейная додецилбензол-

анализа (метод изучения нефти, основанный на

сульфоновая кислота является наиболее эффектив-

разделении нефти на предельные углеводороды,

ным агентом для повышения стабильности нефти

ароматические соединения, смолистые вещества и

против осаждения асфальтенов. Кроме того, были

асфальтены), состав и физические свойства тяже-

приведены характеристики нонилфенола при раз-

лых (“S”) и легких (“D”) образцов нефтей иранских

личных концентрациях, а также подтверждена

нефтяных месторождений приведены в табл. 1-3.

надежность результатов, полученных ранее для

Для получения синтетической модели жидкости

линейной додецилбензолсульфоновой кислоты в

и проведения первой серии испытаний при различ-

качестве выбранного реагента.

ных объемных соотношениях смешивали толуол и

В данной работе предпринимается попытка по-

н-гептан с последующим добавлением 9.03 мас. %

лучения недостающих данных исследования по эф-

асфальтенов, извлеченных по стандарту ASTM

фективности ПАВ в легкой нефти, связанных с их

D3279 из нефти “S”. В дальнейшем проводили экс-

сложным строением. Поэтому проводится сравни-

перименты с использованием реальных образцов

тельное исследование и анализ ПАВ, включая но-

нефтей.

нилфенол, додецилрезорцин и линейную додецил-

Поверхностно-активные вещества. Анион-

бензолсульфоновую кислоту, для легких и тяжелых

ные ПАВ являются оптимальными ингибиторами

сырых нефтей.

для осаждения асфальтенов [15, 17, 18]. Как ука-

В данной работе были определены величины

зано ниже, в данной работе были выбраны, смо-

межфазного поверхностного натяжения для си-

делированы и приготовлены три ПАВ, исходя из

стем вода-нефть и проанализированы результаты

свойств нефти:

с целью оценки различных ПАВ и определения

1. DR (додецилрезорцинол);

наиболее эффективной формулы при оптимальной

2. L-DBSA (линейная додецилбензолсульфоно-

концентрации для ингибирования осаждения ас-

вая кислота);

фальтенов в образцах иранских тяжелой и легкой

нефтей.

3. NP (нонилфенол).

НЕФТЕХИМИЯ том 61 № 5 2021

644

MAJID RAZIPOUR и др.

Таблица 3. Свойства образцов тяжелой “S” и легкой “D” нефтей

Образец тяжелой

Образец легкой

Параметр

Ед. изм.

нефти “S”

нефти “D”

Молекулярная масса дегазированной нефти

г/гмоль

340.7

69.66

Соотношение газ/нефть

Стандартный

1382

кубический фут/баррель

Коэффициент сжимаемости

(psi)^-1

6.1E-6

12.51E-6

Вязкость нефти при давлении в коллекторе

Сантипуаз (СР), сП

21.44

0.33

Плотность нефти в градусах Американского

API

18.2

35.7

нефтяного института

Удельная плотность дегазированной нефти

60/60°F

0.945

0.846

Таблица 4. Химическая структура и свойства выбранных ПАВ

Молекулярная

ПАВ

Плотность, г/см³

Химическая структура

масса, г/моль

Додецилрезорцин (DR)

278

0.943

^-HO

OH^-

Линейная додецил-

бензолсульфоновая кислота

322

1.06

(L-DBSA)

OH^-

Нонилфенол (NP)

221

0.953

H₃C

CH₃

В табл. 4 показана химическая структура и свой-

риальный диаметр (D) и диаметр (d) на расстоянии

ства вышеуказанных ПАВ.

D от верхней части капли. Капли нефти, погружен-

ные в воду для измерений межфазного натяжения

Экспериментальный метод. Метод висящей

капли применяется для измерения межфазного на-

методом эксперимента с висящей каплей, и связан-

тяжения систем деионизированная вода-синтети-

ные с ними параметры показаны на рис. 1.

ческая нефть и деионизированная вода-образцы

Данные, полученные в результате эксперимен-

дегазированной нефти с учетом воздействия ПАВ.

тов с висящей каплей, используются в следующем

Для определения межфазного натяжения по ре-

уравнении для вычисления межфазного натяжения

зультатам эксперимента с висящей каплей исполь-

[9]:

зуются два параметра, связанные с каплей: эквато-

y = AρgD²/H,

(1)

НЕФТЕХИМИЯ том 61 № 5 2021

РЕГУ

ЛИРОВАНИЕ ВЕЛИЧИНЫ ПОВЕРХНОСТНОГО НАТЯЖЕНИЯ

645

ρ_B

ρ_A

Рис. 2. Измерение межфазного натяжения для синтети-

Рис. 1. Висящая капля [9].

ческой нефти [16]. (1) опыт 1; (2) опыт 2.

где y обозначает межфазное натяжение, Aρ - раз-

наблюдается при 20 об. % н-C₇. Кроме того, счита-

ность плотностей, g - ускорение свободного паде-

ется, что начало осаждения асфальтенов происхо-

ния, D - экваториальный диаметр, H - параметр,

дит при объеме н-C₇ от 20 до 40%. Следует отме-

зависящий от формы капли, выражается через “ко-

тить, что межфазное натяжение между толуолом и

эффициент формы” капли S = d/D.

водой однообразно увеличивается при добавлении

большего количества н-C₇. В то же время измере-

Значения 1/H определяются следующей зависи-

ние межфазного натяжения для воды и синтетиче-

мостью:

ской нефти с н-гептаном показывает неоднородные

1/H = B₄/S^A + B₃S³ - B₂S² + B₁S - B₀,

(2)

изменения, связанные с осаждением асфальтенов.

где B₀, B₁, B₂, B₃, B₄ и A - эмпирические констан-

н-C₇ вызывает осаждение асфальтенов в тех случа-

ты для определенного диапазона S, приведенные в

ях, когда точка начала выпадения асфальтенов при-

табл. 5.

ходится на колебания межфазного натяжения.

Повторение измерений в диапазоне 20-40 об. %

РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ

при 25, 27 и 35 мас. % н-C₇ показано на рис. 2,

Экспериментальные результаты - синтети-

опыт 2. Результаты указывают, что точка 25 об. %

ческая нефть. Первую серию экспериментов про-

н-C₇ с межфазным натяжением 27.352 мН/м явля-

водили с использованием синтетической нефти:

ется началом осаждения асфальтенов.

для этого порции осадителя н-C₇добавили в смесь

Анализ механизма межфазного натяжения.

толуола с 9.03 мас. % асфальтенов и воды. Начали

Измеряли натяжение для границы фаз образцов

проводить измерения с 10-ти мл такой смеси и про-

нефти “S” и “D” c деионизированной водой с до-

должили с образцами при более высоком объемном

бавлением н-C₇ в качестве осаждающего агента

соотношении н-C₇ (рис. 2, опыт 1).

(рис. 3).

Согласно результатам, показанным на рис. 2,

Свойства и поведение поверхности. Поверх-

резкое изменение значений межфазного натяжения ностные свойства асфальтенов, описанные ниже,

Таблица 5. Эмпирические константы

Диапазон S

B₀

B₁

B₂

B₃

B₄

0.401-0.46

2.56651

0.18069

0.84059

0.97553

0.32720

0.46-0.59

2.59725

0.13261

0.50059

0.46898

0.31968

0.59-0.68

2.62435

0.05285

0.15756

0.11714

0.31522

0.68-0.90

2.64267

0.05877

0.14701

0.09155

0.31345

НЕФТЕХИМИЯ том 61 № 5 2021

646

MAJID RAZIPOUR и др.

Легкая нефть “D” по сравнению с тяжелой

нефтью “S” является менее стабильным раствори-

телем для осаждения асфальтена из-за ее структу-

ры и природы. Она также имеет бóльшую разницу

в плотности с водой, что приводит к более высоко-

му значению межфазного натяжения. Все эти фак-

ты приводят к тому, что выпадение асфальтенов

наблюдается быстрее в легкой нефти “D” по срав-

нению с тяжелой нефтью “S”.

Влияние ПАВ на начало осаждения асфаль-

тенов. Образец тяжелой нефти “S”. Было иссле-

Рис. 3. Данные межфазного натяжения для нефтей “S” и

довано воздействие следующих ПАВ: додецилре-

“D” с деионизированной водой: (1) образец нефти “S”;

зорцина, линейной додецилбензолсульфоновой

(2) образец нефти “D”.

кислоты и нонилфенола - на начало выпадения

асфальтенов в образце нефти “S” иранского место-

подтверждают наблюдаемые флуктуации данных

рождения.

межфазного натяжения (кривая 2 на рис. 3):

Первоначально 0.02 об. % додецилрезорцин ис-

а) добавление н-C₇ приводит к тому, что осаж-

пользуется в 10 мл образца тяжелой нефти, а при

дение асфальтенов начинается в точке I (точка на-

34 об. % н-C₇ начинается осаждение асфальтенов.

чала выпадения асфальтенов), за которой следует

Кроме того, начинается выпадение асфальтенов

увеличение объемной концентрации асфальтенов и

при 37 об. % н-C₇ при повторении эксперимента с

межфазного натяжения при добавлении большего

0.05 об. % додецилрезорцина. Это подтверждает

количества н-C₇. Стабильная диаграмма и незначи-

незначительное повышение стабильности асфаль-

тельные вариации межфазного натяжения в интер-

тенов за счет увеличения массового процентного

вале между точками II и III обусловлены равнове-

содержания додецилрезорцина с 0.02 до 0.05%.

сием между адсорбцией и десорбцией асфальтенов

Любое дополнительное увеличение концен-

на границе вода-нефть;

трации додецилрезорцина (DR) выше 0.05 мас. %

б) осаждение асфальтенов становится интен-

приводило к серьезной нестабильности капли неф-

сивнее при добавлении большего количества н-C₇

ти и границы раздела между нефтью и водой. Сле-

между точками III и IV. Но из-за ненасыщенности

довательно, было нерационально получать анало-

границы раздела вода-нефть частицы асфальтенов

гичную тенденцию для межфазного натяжения в

перемещаются из основного объема на границу раз-

зависимости от объемной доли гептана.

дела слоев. Таким образом, межфазное натяжение

Хотя оптимальную концентрацию 0.25 мас. %

уменьшается, когда асфальтены в качестве ПАВ

линейной додецилбензолсульфоновой кислоты

накапливаются на границе раздела слоев. Этот

(L-DBSA) определили на основе первоначального

процесс завершается созданием плотной пленки

исследования, при котором использовали 0.1, 0.25

на границе слоев за счет увеличения концентрации

и 0.5 мас. % [16], по-прежнему важно добивать-

асфальтенов на поверхности;

ся точности путем повторения испытаний на ста-

в) в конечном итоге большая объемная концен-

бильность и измерения межфазного натяжения при

трация н-C₇ между точками IV и V приводит к зна-

близких значениях 0.20 и 0.30 мас. % L-DBSA. Это

чительному осаждению асфальтенов. Кроме того,

поможет учесть будущие потребности и опреде-

слабый перенос асфальтенов из основного объема

лит точность, необходимую для применения ПАВ

в промысловых и промышленных условиях, если

на насыщенную границу раздела слоев и увеличе-

ние объемной концентрации наряду с сопротивле-

для оптимальной концентрации существует более

точное значение, отличное от 0.25 мас. % L-DBSA.

нием плотной пленки на границе раздела слоев к

перемешиванию фаз, приводят к увеличению меж-

Как показано на рис. 4, при снижении концен-

фазного натяжения системы вода-нефть.

трации L-DBSA с 0.25 до 0.20 мас. %, асфальтены

НЕФТЕХИМИЯ том 61 № 5 2021

РЕГУ

ЛИРОВАНИЕ ВЕЛИЧИНЫ ПОВЕРХНОСТНОГО НАТЯЖЕНИЯ

647

Рис. 4. Зависимость межфазного поверхностного на-

тяжения и начала выпадения асфальтенов от концен-

трации линейной додецилбензосульфоновой кислоты

(L-DBSA) для тяжелой нефти “S”. (1) Образец нефти

Рис. 5. Зависимость межфазного поверхностного на-

“S”; (2) L-DBSA, 0.25 мас. %, (3) L-DBSA, 0.20 мас. %,

тяжения и начала выпадения асфальтенов в тяжелой

(4) L-DBSA, 0.1 мас. %, (5) L-DBSA, 0.5 мас. %,

нефти от концентрации нонилфенола (NP): (1) образец

(6) L-DBSA, 0.3 мас. %.

нефти “S”; (2) NP 0.1 мас. %; (3) NP 0.25 мас. %.

начинают выпадать при добавлении 38 об. % н-С₇.

Образец легкой нефти “D”. Ввиду различий

Эти показатели ниже, чем в случае 0.25 мас. %

между легкой и тяжелой нефтью с точки зрения

L-DBSA, когда выпадение асфальтенов начинается

плотности, вязкости, химического состава, струк-

при 41 об. % н-C₇. Также во время эксперимента

туры и т.д., асфальтены в образцах легкой нефти

при повышении концентрации L-DBSA с 0.25 до

отличаются стабильностью и поведением. Наличие

0.30 мас. % наблюдается значительное падение

большей доли легких компонентов в легкой нефти

значений межфазного натяжения до 6.443 мН/м в

по сравнению с образцами более тяжелой нефти

точке начала выпадения асфальтенов. Однако из-

приводит к тому, что у легкой нефти уменьшается

менение точки начала выпадения асфальтенов не-

способность к растворению (по сравнению с тяже-

значительно, и поэтому оптимальная концентрация

лой нефтью), а с ней уменьшается и стабильность

для стабильности асфальтенов остается на уровне

осаждающихся асфальтенов [19, 20]. Поэтому важ-

0.25 мас. %.

но сравнивать характеристики ПАВ, необходимые

для повышения стабильности асфальтенов в тяже-

Наконец, для подтверждения результатов неод-

лой и легкой нефтях, и найти подходящее ПАВ для

нократно проводили эксперименты с ПАВ нонил-

легкой нефти.

фенолом при концентрациях 0.1 и 0.25 мас. % Из

рис. 5 видно, что увеличение концентрации но-

нилфенола до 0.25 мас. % уменьшает межфазное

натяжение, которого, однако недостаточно с точки

зрения устойчивости асфальтенов, поскольку точка

начала их выпадения для образца тяжелой нефти

сдвигается всего с 31 об. % н-C₇до 34 об. % н-C_7.

Согласно полученным результатам (рис. 6), наи-

большее воздействие на начало выпадения асфаль-

тенов и повышение стабильности нефти оказыва-

ет линейная додецилбензолсульфоновая кислота,

меньшее воздействие оказывает додецилрезорцин

и меньше всего влияет нонилфенол. Оптимальная

Рис. 6. Сравнение воздействия трех поверхностно-ак-

концентрация линейной додецилбензолсульфоно-

тивных веществ на начало выпадения асфальтенов в

образце тяжелой нефти “S.

вой кислоты составляет 0.25 мас. %.

НЕФТЕХИМИЯ том 61 № 5 2021

648

MAJID RAZIPOUR и др.

Рис. 7. Зависимость межфазного поверхностного на-

тяжения и начала выпадения асфальтенов в легкой и

тяжелой нефтях от концентрации линейной додецилбен-

зосульфоновой кислоты (L-DBSA): (1) образец нефти

Рис. 8. Зависимость межфазного поверхностного натя-

“S”; (2) образец нефти “D”; (3) L-DBSA (месторождение

жения и начала выпадения асфальтенов в легкой нефти

нефти “S”) 0.25 мас. %, (4) L-DBSA (месторождение

от концентрации додецилрезорцина (DR): (1) образец

нефти “D”, (2) 0.25 мас. % DR.

нефти “D”) 0.25 мас. %.

В связи с этим были проведены испытания на

го больше гептана: не 15 об. %, а 17 об. %,. в то

стабильность и измерения величины межфазного

время как в образцах “S” осаждение происходит

натяжения для образцов обеих нефтей. На рис. 7

при увеличении содержании гептана от 31% об. до

приводится сравнение эффективности выбранно-

41% об.

го ПАВ - линейной додецилбензолсульфоновой

Кроме того, провели эксперимент: к образцу

кислоты L-DBSA (0.25 мас. %) для образцов тяже-

легкой нефти “D” добавили 0.25 мас. % ПАВ до-

лой “S” и легкой “D” нефтей. Как показано на ри-

децилрезорцина; результаты (рис. 8) показывают

сунке, L-DBSA не увеличила стабильность легкой

незначительное изменение начала выпадения ас-

нефти в той же степени, как для образца тяжелой

фальтенов: вместо 15 об. % гептана (кривая 1) не-

нефти. Для того, чтобы началось осаждение ас-

обходимо 18 об. % гептана (кривая 2).

фальтенов, в образец нефти “D” добавляют немно-

В результате крайне важно найти эффективное

ПАВ для повышения стабильности асфальтенов и

задержки их осаждения в образцах легкой нефти.

На рис. 9 показан замедляющий эффект нонил-

фенола при 0.25 мас. % для образцов нефтей “S” и

“D”. В отличие от эксперимента с добавлением ли-

нейной додецилбензол-сульфоновой кислоты нача-

ло осаждения для образца нефти “D” значительно

изменилось - вместо 15 об. % гептана понадобил-

ся 21 об. %. Это свидетельствует о более активном

воздействии нонилфенола на легкую нефть “D” по

сравнению с тяжелой нефтью “S”, где точка нача-

ла осаждения сместилась только на 3 единицы при

Рис. 9. Зависимость межфазного поверхностного на-

увеличении объема гептана с 31 до 34% за счет до-

тяжения и начала выпадения асфальтенов легкой и

бавления нонилфенола к нефти “S”.

тяжелой нефтей от концентрации нонилфенола (NP):

На рис. 10 сравнивается замедляющее действие

(1) образец нефти “S”; (2) NP в образце нефти “S”,

0.25 мас. %, (3) образец нефти “D”; (4) NP в образце

на начало осаждения асфальтенов для образца лег-

нефти “D”, 0.25 мас. %.

кой нефти “D” таких ингибиторов, как линейная

НЕФТЕХИМИЯ том 61 № 5 2021

РЕГУ

ЛИРОВАНИЕ ВЕЛИЧИНЫ ПОВЕРХНОСТНОГО НАТЯЖЕНИЯ

649

Рис. 10. Сравнение ингибирующего действия линейной

додецилбензолсульфоновой кислоты (L-DBSA), нонил-

Рис. 11. Зависимость межфазного поверхностного на-

фенола (NP) и додецилрезорцина (DR) (концентрация

тяжения и начала выпадения асфальтенов легкой нефти

0.25 мас. %) на начало осаждения асфальтенов в легкой

от концентрации нонилфенола (NP): (1) Образец нефти

нефти “D”: (1) образец нефти “D”; (2) NP, 0.25 мас. %,

“D”, (2) NP 0.45 мас. %, (3) NP 0.25 мас. %, (4) NP

(3) L-DBSA, 0.25 мас. %, (4) DR, 0.25 мас. %.

0.20 мас. %, (5) NP 0.35 мас. %, (6) NP 0.30 мас. %.

додецилбензолсульфоновая кислота, додецилре-

Таким образом, оптимальная концентрация

зорцин и нонилфенола (концентрация 0.25 мас. %).

нонилфенола составляет 0.3 мас. % при 28 об. %

Эффективность ПАВ для задержки точки начала

гептана и значении межфазного натяжения 13.635.

осаждения асфальтенов располагается в порядке

Любая концентрация выше 0.3 мас. % нонилфено-

15, 17, 18 и 21 об. % гептана для нефти без ПАВ,

ла не дает заметного увеличения времени начала

L-DBSA, DR и NP, соответственно, где соответ-

выпадения асфальтенов и не является экономиче-

ствующее межфазное натяжение составляет 29.968,

ски выгодной.

24.464, 21.763 и 17.162. Таким образом, нонилфе-

Итак, добавление н-C₇ в образцы нефти вызы-

нол для легкой нефти является потенциально при-

вает осаждение асфальтенов и влияет на свойство

годным ПАВ. Это можно объяснить химической

поверхности - межфазное натяжение. Эти экспери-

природой и структурой нонилфенола, которые спо-

ментальные результаты могут быть использованы

собствуют стабильному состоянию асфальтенов в

для определения точки начала осаждения асфаль-

нефти.

тенов.

Чтобы использовать нонилфенол для легкой

Химическая структура и полярная группа ПАВ

нефти, необходимо выяснить оптимальную кон-

определяют их способность к ингибированию. Ги-

центрацию ПАВ с учетом требуемого изменения

дрофобная часть в структуре молекулы ПАВ созда-

времени начала выпадения асфальтенов, а также с

ет более стабильный слой вокруг асфальтенов, что

учетом стоимости ПАВ. Соответственно, исследо-

приводит к предотвращению осаждения асфальте-

вали влияние нонилфенола на легкую нефть “D” в

нов. Таким образом, при добавлении ПАВ в сырую

концентрациях 0.20, 0.25, 0.30, 0.35 и 0.45 мас. %.

нефть образуются асфальтеновые коллоиды, повы-

По результатам, приведенным на рис. 11, межфаз-

шающие стабильность нефтей.

ное натяжение снижается, причем уровень сниже-

Кроме того, асфальтены являются наиболее

ния пропорционален концентрации нонилфенола.

полярной частью сырой нефти и полярные части

Однако для начала выпадения асфальтенов необхо-

ПАВ, действующие как ингибитор, вызывают его

димо значительное увеличение количества гептана

(с 21 до 28 об. %) при повышении концентрации

адсорбцию на поверхности асфальтенов и повыша-

нонилфенола с 0.25 до 0.3 мас. %; последующее

ют их стабильность. На самом деле асфальтены не

увеличение концентрации нонилфенола не приво-

скапливаются в результате взаимодействия между

дит к значительному изменению времени начала

полярными молекулами ПАВ и полярными асфаль-

выпадения асфальтенов.

тенами. В результате способность ПАВ к ингиби-

НЕФТЕХИМИЯ том 61 № 5 2021

650

MAJID RAZIPOUR и др.

рованию измеряется временем задержки осажде-

КОНФЛИКТ ИНТЕРЕСОВ

ния асфальтенов.

Авторы заявляют об отсутствии конфликта

Результаты экспериментов с тяжелой нефтью

интересов, требующих раскрытия в данной статье.

подтверждают, что наиболее стабильны асфаль-

тены при добавлении линейной додецилбензол-

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

сульфоновой кислоты, при добавлении додецилре-

Keshmiri K., Huang H., Nazemifard N. Microfluidic

зорцина они обладают меньшей стабильностью и

platform to evaluate asphaltene deposition during

наименее стабильны при добавлении нонилфенола.

solventbased extraction of bitumen // Fuel. 2019. V. 239.

Результаты экспериментов с легкой нефтью по-

P. 841-851. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2018.11.044

казывают, что наиболее стабильны асфальтены при

Ghala G.T., Sulaiman S.A., Japper-Jaafar A. Flow start-

добавлении нонилфенола, меньшей стабильностью

up and transportation of waxy crude oil in pipelines. A

review // J. of Nonnewton. Fluid Mech. 2017. V. 251.

они обладают при добавлении додецилрезорцина и

P. 69-87. https://doi.org/10.1016/j.jnnfm.2017.11.008

еще меньшей - при добавлении в нефть линейной

Memon A., Borman C., Mohammadzadeh O., Garcia M.,

додецилбензолсульфоновой кислоты. Кроме того,

Judith D., Tristancho R., Ratulowski J. Systematic

оптимальная концентрация, при которой достиг-

evaluation of asphaltene formation damage of black oil

нута большая стабильность асфальтенов в образце

reservoir fluid from lake Maracaibo // Fuel. 2017. V. 206.

нефти “S” с 9.03 мас. % асфальтенов, составляет

P. 258-275. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2017.05.024

0.25 мас. % от веса линейной додецилбензолсуль-

Mahdavi E., Zebarjad F.S., Taghikhani V., Ayatollahi Sh.

фоновой кислоты, однако анализ чувствительности

Effects of paraffinic group on interfacial tension behavior

при концентрациях 0.20 и 0.30 мас. % не показы-

of CO₂-asphaltenic crude oil systems // J. Chem. Eng.

вает лучших характеристик с точки зрения замед-

Data. 2014. V. 59. № 8. P. 2563-2569. https://doi.

ления точки начала осаждения. Это значение для

org/10.1021/je500369e

образца “D” с 0.97 мас. % асфальтенов составляет

Oh K., Deo M.D. Effect of organic additives on the onset

of asphaltene precipitation // Energy Fuels. 2002. V. 16.

0.30 мас. % от веса нонилфенола при 28 об. % н-C₇.

P. 694-699. https://doi.org/10.1021/ef010223q

Стоит отметить, что общая тенденция межфаз-

Mousavi-Dehghani S.A., Riazi M.R., Vafaie-Sefti M.,

ного натяжения остается схожей для легкой и тя-

Mansoori G.A. An analysis of methods for determination

желой нефтей, однако различия наблюдаются для

of onsets of asphaltene phase separations // J. Pet. Sci.

точки начала осаждения, которое происходит бы-

Eng. 2004. V. 42. P. 145-156. https://doi.org/10.1016/j.

стрее в легкой нефти из-за меньшей стабильности

petrol.2003.12.007

асфальтенов, а также меньших значений межфаз-

Kumar B. Effect of salinity on the interfacial tension of

ного натяжения из-за меньшей разницы плотности

model and crude oil systems. A Thesis submitted to the

между водой и легкой нефтью.

Department of Chemical and Petroleum Engineering,

Calgary, Canada, 2012. V. 6-8. P. 23-24.

Nikseresht S., Riazi M., Amani M.J., Tabrizi F.F.

ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ

Prediction of oil/water interfacial tension containing

Majid Razipour: http://orcid.org/0000-0003-2190-

ionic surfactants // Colloid Interface Sci. Commun.

9558

2020. V. 34. Article 100217. https://doi.org/10.1016/j.

colcom.2019.100217

Mohammad Samipour Giri: http://orcid.org/0000-

Drelich J., Fang C., White C.L. Measurement of

0001-5707-8915

interfacial tension in fluid-fluid systems. - Encyclopedia

Nasrollah Majidian: http://orcid.org/0000-0002-

of surface and colloid science, 2002. P. 3152-3166.

2617-0687

10.

Mishra M., Muthuprasanna P., Prabha K.S., Rani P.S.,

Satish I.A., Chandiran I.S., Arunachalam G.,

Shalini S. Basics and potential applications of surfactants -

БЛАГОДАРНОСТИ

A review // Int. J. Pharmtech Res. 2009. V. 1. P. 1354-

Авторы выражают свою признательность

1365. CODEN: IJPRIF, ISSN: 0974-4304

Факультету химической инженерии Инженерно-

11.

Principles of colloid and surface chemistry. 3^rd еd. Ed.

го факультета Северного Тегеранского отделения

by P.C. Hiemenz, R. Rajagopalan. New-York: Marcel

Исламского университета Азад.

Dekker, 1997.

НЕФТЕХИМИЯ том 61 № 5 2021

РЕГУ

ЛИРОВАНИЕ ВЕЛИЧИНЫ ПОВЕРХНОСТНОГО НАТЯЖЕНИЯ

651

12. Saeedi Dehaghani A.H., Soodbakhsh Taleghani M.,

interfacial tension approach // Energy Sources, Part A:

Badizad M.H., Daneshfar R. Simulation study of the

Recovery, Utilization, and Environmental Effects. 2020.

Gachsaran asphaltene behavior within the interface of

https://doi.org/10.1080/15567036.2020.1752332

oil/water emulsion: A case study // Colloid Interface Sci.

17. Gonzalez G., Middea A. Peptization of asphaltene

Commun. 2019. V. 33. Article 100202. https://doi.org/

by various oil soluble amphiphiles // Colloids Surf.

10.1016/j.colcom.2019.100202

1991. V. 52. P. 207-217. https://doi.org/10.1016/0166-

13. Al-Sahhaf T.A., Fahim M.A., Elkilani A.S. Retardation of

6622(91)80015-G

asphaltene precipitation by addition of toluene, resins,

18. Chang Ch., Fogler H.S. Asphaltene stabilization in

deasphalted oil and surfactants // Fluid Phase Equilibria.

alkyl solvents using oil-soluble amphiphiles, Society

2002. V. 194-197. P. 1045-1057. https://doi.org/10.1016/

of Petroleum Engineers. Paper SPE 25185, SPE Int.

S0378-3812(01)00702-6

Symp. on Oilfield Chemistry, New Orleans, LA, USA.

14. Goual L., Firoozabadi A. Effect of resins and DBSA on

March 2-5, 1993.

asphaltene precipitation from petroleum fluids // AIChE

19. Hajizadeh A., Rostami R.R., Amani M., Shedid A. An

J. 2004. V. 50. № 2. P. 470-479. https://doi.org/10.1002/

investigation on asphaltene precipitation potential for

aic.10041

light and heavy oils, during natural depletion, Society of

15. Junior L.C.R., Ferreira M.S., Ramos A.C.D. Inhibition

Petroleum Engineers. Paper SPE 119725, 32nd Annual

of asphaltene precipitation in Brazilian crude oils using

SPE Int. Technical Conf. and Exhibition, Abuja, Nigeria,

new oil soluble amphiphiles // J. Pet. Sci. Eng. 2006.

August, 4-6, 2008.

V. 51. № 1-2. P. 26-36. https://doi.org/10.1016/j.

20. Wei J., Li J., Zhou X., Zhang X. Effect of pressure and

petrol.2005.11.006

CO₂ content on the asphaltene precipitation in the light

16. Razipour M., Samipour Giri M., Majidian N. Application

crude oil // Petrol. Sci. Technol. 2020. V. 38. P. 116-123.

of surfactants on asphaltene stability in heavy oil by

https://doi.org/ 10.1080/10916466.2019.1684947

НЕФТЕХИМИЯ том 61 № 5 2021