МЕТОДИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ФАЗОВОЙ СТАБИЛЬНОСТИ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ФЛЮИДОВ ПРИ ДОБЫЧЕ, ТРАНСПОРТИРОВКЕ И ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ

П. Н. Шадрина, Л. И. Фархутдинова, А. И. Волошин, Л. Е. Ленченкова

Аннотация


При подготовке товарной нефти и последующей её сдаче в систему ООО «Лукойл-Коми» с пункта сбора продукции «Харьяга» возникает ряд проблем, связанных с поступлением нефти различной вязкости с трёх месторождений. Так, нефть Колвинского и Инзырейского месторождений относится к высоковязким и высокопарафинистым, а Средне-Харьягинского к маловязким и среднепарафинистым. При транспортировке нефтей данных месторождений в смеси возникают определённые трудности, связанные с их совместной транспортировкой. При движении вязкой нефти в рассматриваемой системе нефтесбора предусмотрены пункты её подогрева. Для снижения энергетических затрат, связанных с транспортировкой нефти, периодически практикуется остановка промежуточных пунктов подогрева. Для обеспечения транспортировки нефти в указанных осложнённых условиях необходимо осуществлять подбор ингибиторов, обеспечивающих предотвращение выпадения парафина на стенках трубопровода. Для решения данной задачи были выполнены исследования реологии нефтей указанных месторождений, проведён подбор депрессорных присадок и деэмульгаторов. Выявление данных проблем и пути их решения, в т.ч. поиск депрессорных присадок и деэмульгаторов, позволяющих регулировать вязкостные свойства, температуру застывания нефти, и позволяют снижать перепады давления, тем самым обеспечивая её течение по системе трубопроводов без осложнений.

В работе приведены результаты лабораторных исследований взаимовлияния ингибиторов парафиноотложений в присутствии деэмульгаторов и депрессорных присадок отдельно для нефтей Колвинского, Инзырейского и Средне-Харьягинского месторождений, а также их смесей в различных массовых соотношениях. Процесс деэмульсации нефти моделировали в соответствии с реальными условиями подготовки нефти на пункте сбора нефти. В качестве деэмульгатора был использован реагент марки ДИН-2Д в дозировке 46г/т. Влияние деэмульгаторов на эффективность ингибиторов АСПО тестировалось методом «холодного стержня». В ходе исследований было установлено, что образцы деэмульгаторов ДИН-2Д и СНПХ-4460 повышают действие ингибитора в среднем на 2-4 пункта. Причём указанные результаты наблюдаются при обводненности продукции скважин до 10%. Установлено незначительное влияние деэмульгатора на температуру потери текучести нефти.


Ключевые слова


asphaltene deposits;chemical additive;demulsifies;flow curves;high-viscosity oil;paraffin inhibitors;rheological characteristics oil;water-oil emulsions;асфальтосмолопарафиновые отложения;водонефтяные эмульсии;высоковязкие нефти;депрессорные присадки;деэмульгаторы;ингибиторы парафиноотложений;кривые течения;реологические характеристики нефти

Полный текст:

PDF

Литература


Артемьев В.Н., Госсман В.Р., Потапов А.М. Восстановление продуктивности добывающих скважин воздействием на призабойную зону нефтяными растворителями // Нефтяное хозяйство.1994. №1. С. 56-60.

Особенности состава и строения нефтяных отложений / А.В. Шарифуллин, Л.Р. Байбекова, А.Т. Сулейманов, Р.Ф. Хамидуллин, В.Н. Шарифуллин // Технологии нефти и газа. 2006. № 6. С. 19-24.

Рогачев М.К., Кондрашева Н.К. Реология нефти и нефтепродуктов: учеб. пособие. Уфа: УГНТУ, 2000. 89 с.

Муфтахов Е.М. Реологические свойства нефтей и нефтепродуктов: учеб. пособие. Уфа: УГНТУ, 2001. 76 с.

Иванова Л.В., Буров Е.А., Кошелев В.Н. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения // Нефтегазовое дело: электрон. науч. журн. 2011. № 1. С. 268-284 URL: http://www.ogbus.ru/authors/IvanovaLV/IvanovaLV_1.pdf

Юрпалов И.А., Драчева Г.Ю., Глущенко В.Н. Практика применения метода холодного контакта для подбора ингибиторов асфальтеносмолопарафиновых отложений из нефти: сб. Проблемы и перспективы развития химической промышленности на Западном Урале: тр. ПГТУ. 2005. Т.1. С. 258-262.




DOI: http://dx.doi.org/10.17122/ogbus-2015-6-218-233

Ссылки

  • На текущий момент ссылки отсутствуют.