автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Повышение эффективности процессов сбора, транспорта и подготовки нефтей в сложных условиях морских нефтяных месторождений Азербайджана

азербайджанская государственная нефтяная академия " нии «геотехнологические проблемы нефти, газа

' " О* V. I )

и химия»

На правах рукописи

ГУМБАТОВ ГАСАН ГАШИМ оглы

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЦЕССОВ СБОРА, ТРАНСПОРТА И ПОДГОТОВКИ НЕФТЕЙ В СЛОЖНЫХ УСЛОВИЯХ МОРСКИХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ АЗЕРБАЙДЖАНА

Специальность: 05-15 06- — Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

дисс ертация

на соискание ученой степени доктора технических наук в форме научного доклада

БАКУ — 1988

Работа выполнена в Производственном Объединении по добыче нефти и газа на море Государственной Нефтяной Компании Азербайджанской Республики.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук , профессор ГАДЖИЕВ Б. А., доктор технических наук РЗАЕВ А. Г., доктор технических наук Панахов Г. М.

Ведущее предприятие: Институт проблем глубинных нефтегазовых месторождений АН Азербайджанской Республики.

Защита диссертации состоится « ¿О » 1996 г.

на заседании специализированного совета Д 054.02.01 при Азербайджанской государственной нефтяной академии по адресу: 370601, г. Баку — ГСП, пр. Азадлыг, 20.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке Азербайджанской государственной нефтяной академии.

Научный доклад разослан « •ъ

1996 г.

Ученый секретарь специализированного совета, доктор технических наук, професс

МАМЕДБЕКОВ О. К.

1.0БЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ.

/. 1. АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ.

В последнее время поиск и разработка нефтяных месторождений в Азербайджане в основном осуществляется на морском шельфе Азербайджанского сектора Каспийского моря. В этой связи проблема создания рациональной системы внутри промыслового сбора, транспортировки и подготовки нефти с дальнейшей поставкой потребителю является весьма актуальной 'и имеет важное народнохозяйственное значение. В связи с этим особую важность приобретают задачи борьбы с паргфиноотложениями в лифтовых трубах, выкидных линиях, в системе внутрипромыслового сбора, а так же вопросы образования водонефтяных эмульсий и их обезвоживания, которые обостряются в морских условиях.

Наблюдения и анализ нефтей ряда основных нефтяных месторождений Азербайджанского сектора Каспия (Нефт Дашлары, Палчыг Пилпиляси, Бахар, Гум адасы, Гюнешли, Сангачалы-дениз, Дуванный-дениз, Хара-Зире-адасы, Хара-Зире-дениз, Аляты-дениз) показали на наличие парафина, смолисто-парафинистых и асфальтеновых компонентов, которые способствуют парафино-оТложению и образованию стойких водонефтяных эмуль-сий, что является проблемой как при эксплуатации скважин, так и при внутри промысловом сборе нефти. Решение столь актуальных задач тесно связано с проблемой разработки и внедрения научно-методической основы систематизации, упорядочения ценных научно-инженерных разработок и выработки системного подхода в решении проблемы.

Исходя из этого сформированы цель и основные задачи повышения эффективности добычи, эксплуатации, цикла сбора, транспортировки и подготовки нефти.

1.2. ЦЕЛЬ РАБОТЫ.

Разработка методов, методологий и выработка комплексного подхода к решению проблемы борьбы с парафиноотложениями в стволах скважин, выкидных линиях, системе внутрипромыслового сбора и изучение условий образования водонефтяных эмульсий от устьев скважин до конечного пункта подготовки нефти и ее обезвоживания путем аналитических экспериментальных и промысловых исследований.

3 ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ.

Разработать методику изучения условий парафиноотложенин в подводном нефтегазоколлекторе отдельных скважин при внутри промысловом сборе в условиях теплообмена с морской средой.

• Исследовать и определить неустойчивые зоны парафи ноотложения, обусловленные температурой водной среды.

• Исследовать и оценить влияние ПАВ-а на парафиноотложения и разработать методологию, определяющую области его применения.

• Разработать и внедрить высокоэффективный деэмульгатор на базе продуктов отечественного производства, обладающий высокими дэмульгирующими свойствами, нетоксичностью и отвечающий требованиям мирового стандарта.

• Исследовать и установить зависимость количества подаваемой на тепловую установку эмульсии от различных факторов.

• Провести экспериментальные и промысловые исследования и определить влияния параметров потока на дисперсность и стойкость эмульсии.

• Разработать и внедрить метод по сокращению потери нефти в промысловых и товарных резервуарах.

В работе решены следующие задачи:

1. В результате анализа выявлены тугоплавкие парафино-смолис тые компоненты нефти, процентное содержание которых в зависимости от глубины залегания залежи, изменяется в широком диапазоне. Установлено, что по мере роста глубины залегания залежей, содержание парафина изменяется от 4% до 14%, а смолы - от 14% до 40%.0пределеко, что содержание этих компонентов обуславливает глубину отложения парафина в лифтовых трубах и в начале выкидных линий.

2." Установлено, что выпадение тугоплавких компонентов (парафи на, смол и асфальтенов) происходит при температуре 45-50°С.

3. Определены места парафиноотложений в подводном нефтегазоколлекторе, что способствует ускорению ремонтно восстановительных работ в морских условиях, а также установлена периодичность проведения профилактических мер для поддержания оптимального режима работы скважин;

4. Разработана методика определения коэффицента теплообмена в морской среде, на основе чего определена технология очищения подводных линий теплоносителями (поток продукции скважин, закачка растворителей). При этом установлено, что величина коэффицента

еплопередачи а морской среде в 6-10 раз превышает ту же величину нэ суше.

5. Вызедена формула для определения подачи эмульсии на тепловую установку при наличии коэффицента теплопередачи и расхода газа, теплотворности газа и перепада температуры.

6. Разработана методика промывки водонефтяной эмульсии в водном слое подтоварной воды, способствующая снижению энергозатрат, расхода деэмульгатора и повышению полезного залива товарных резервуаров.

I 4 АВТОР ЗАЩИЩАЕТ:

Разработанные и внедренные научно-исследозательские основы комплесного подхода по повышению эффективности добычи нефти и газа в цикле сбора, транспортировки и подготовки нефтей в сложных гидротермодинамических условиях путем введения технологических воздействий и установления корреляции процесса теплообмена потока в морской среде с процессом образования стойких эмульсий.

/ .5. МЕТОДЫ РЕШЕНИЯ ПОСТАВЛЕННЫХ ЗАДАЧ..

Задачи, сформулированные в работе, решены путем применения статистических, лабораторных, экспериментальных и промысловых методов исследования.

/ .6. НАУЧНАЯ НОВИЗНА

1. Впервые изучен процесс теплообмена потока в морской среде и установлены тепловые режимы, позволяющие вести эффективную борьбу с парафиноотожениями в сис+еме добычи, сбора и транспортировки'Яефтей.

2. Впервые установлено влияние чисел фруда и Рейнольдса на дисперсность эмульсии.

3. Впервые установлено новое явление - "Эффект двойных энергети-ческих барьеров", - позволяющее эффективно проводить процесс обезвоживания нефтей, содержащих смолисто-асфальтеновые компоненты.

4. Предложена и внедрена новая технология промывки эмульсии в водной среде с насыщенным деэмульгатором, позволяющая уменьшить расход деэмульгатора и увеличить полезный об'ем товарного резервуара.

5. Разработан и испытан в промышленном' масштабе высокоэффективный деэмульгатор на базе продуктов отечественного сырья, обладающий высокими деэмульгирующими свойствами и меньшей

токсичностью, чем широко применяемые деэмульгаторы, и отвечающий требованиям мирового стандарта.

6. Выведена эмпирическая формула для определения количества подаваемой на тепловую установку эмульсии в зависимости от коэффициента теплопередачи, перепада температуры, расхода и теплотверности газа.

7.Впервые предложен новый состав для предохранения нефтепромысловых резервуаров от пои*,оь нефти в виде испарений, позволяющий скратить потери на 75%.

8. Предложена и внедрена методика, позволяющая определить влияние физических полей и ПАВ на процесс парафиноотложения.

/. 7. ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ

Ценность полученных результатов на практике рзделяется на два этапа: этап применния методик расчетов, необходимых для проеетных нужд и этап применения разработок на промыслах, включающий весь цикл исследования объекта.

Первый этап характеризуется разработкой расчетных методов по определению эффекта теплообмена, который использован в технической документации по •борьбе с явлением парафиноотложения в добыче, сборе, транспортровке и подготовке нефти. В техническую документацию также вошли основные конструктивно-технологические параметры по созданию печей для обработки нефтяной эмульсии. Эти и ряд других рекомендаций используются проектными организациями нефтяной помышленности республики.

Второму этапу свойственно получение алкана-деэмульгатора, прошедшего широкое промышленное испытание и отвечающего по основным своим техническим и технологическим параметрам мировым стандартам. Применение установки "Магнифло" на промыслах в борьбе с парафиноотложением также дало значительный эффект и многократно увеличило межремонтный период скважин. Эти и ряд других законченных научно-технических разработок широко применяются на морских промыслах Азербайджана. Разработан способ сокрашения потерь нефти.

Фактический экономический эффект от внедрения составляет свыше 11 млрд. манат (расчет произведен в соответствии с индексом перехода от цен 1991 г. к ценам 1995 г.)

/ .8. АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ

Отдельные результаты работы докладывались на следующих конференциях и семинарах:

1. Выставка достижений народного хозяйства СССР г.Москва. Награжден бронзовой медалью. Постановление №3284 от 02/12-1968г. Удостоверение №19061.

2. Выставка достижений Народного хозяйства СССР г.Москва. Награжден бронзовой медапш. Постановление от 18/7-1970г. №3524.

3. Выставка достижений Народного хозяйства СССР г.Москва. Постановление от 07/7-1531 г. №482-Н.

4. Конкурс за лучшую научную работу между ВУЗ-ами г Москва 1968г. Постановлением 20'5-86г. №373/55 присужден нагрудной значок и Н1 премия Министерство Высшего и среднего специального образования СССР.

5. Школа-селгаьар академика А.Х.Мирзаджанзаде по теме "Результаты внедрения закончены* разработок" (Доклады к.т.н. Г.Г.Гуыбзтова: -19-21 декабря 1994г. - в НГДУ "28 Мая"; 10 января 1995г. в НГДУ "Нефт Дашпары"; 19 января 1995г. - в НГДУ "Гум адзсы", 14 февраля 1895г. в НГДУ им.Нариманова; 5 апреля и 2 ноября 1995г. - в НГДУ "Булла-дениз").

6. Международная конференция по нефтехимии, Баку 18-21 июня 1996 г.

7. Международная конференция "Каспийнефтегаз-96". Баку 17-20 сентября 1956 г.

19 СТРУКТУРА И ОБЪЕМ РАБОТЫ.

Научным доклад состоит из 5-и глав, основных выводов и рекомедаций. Объем работы составляет 58 стр. основного текста (включая 10 табл.) и 5 рисунков и библиографии из 43-х наименований.

Автор считает своим приятным долгом выразить глубокую благодарность академику А.Х.Мирзанджанзаде за общее руководство и ценные советы, научная идеология которых нашла свою реализацию при внедрении результатов данной работы.

И. СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

В рассматриваемой диссертационной работе представлен завершенный цикл научно-исследовательской. разработки, представляющий собой систему, состоящую из 3-х подсистем, коррелирующих между собой по основным технологическим и конструктивным характеристикам.

Предложенный комплексный подход к повышению эффективности добычи нефти и газа, сбора, транспортировки и подготовки нефтей в сложных гадротермодинамичесхих условиях, позволяет упорядочить и систематизировать в представленных разделах данной научной разработки. В решениях данной проблемы нами сделана попытка логически и последовательно представить иерархию решенных задач (от частного к общему), которые нашли свое отражение в различных главах представляемой диссертации в виде научного доклада. '

Глава I

ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О СУЩЕСТВУЮЩИХ ПРОБЛЕМАХ ПАРАФИНООБРАЗОВАНИЯ.

/. 1.1. Термогидродинамические условия парафинизации систем.

В процессе нефтедобычи проблемы парафиноотложения до настоящего времени представляют большой научный, так и значительный практический интерес. Движение нефти от забоя скважины до резервуарного парка сопровождается интенсивным изменением ее термодинамического равновесного состояния. Добыча парафинистой нефти, это, как правило, приводит к интенсивным смоло-парафиновым отложениям на стенках лифтовых труб, выкидных линий, манифольдах, трапах и уменьшает их проходное сечение, что, естественно, нарушает технологию процесса добычи нефти. Эгой проблемой занимались многие ученые. Авторы работ, посвященных причинам выпадания кристаллов парафина, считают, что это связано с уменьшением растворяющей способности нефти' в связи с теплоотдачей в окружающую среду. При этом вторым по важности фактором считается процесс разгазирования. В известной литературе /Рестли, 1927-1942/ считают, что осаждение и накопление выделившегося из нефти • парафина обусловлено определенными температурными и гидравлическими условиями, т.е. несущая способность (скорость ) потока должна быть такой малой, чтобы кристаллы парафина оказались способными проникнуть через стекающую по трубам слой пленки и осесть на поверхности стенки. Однако, плотные образования будут иметь место лишь в случае, если температура стенок трубы окажется ниже температуры потока. Если же температура трубы и потока нефти одинаковы, то смоло-парафиновые отложения окажутся рыхлыми.

При ламинарном режиме движения процесс парафинизации протекает более интенсивно, чем при турбулентном, когда несущая способность потока и кристаллы парафина остаются во взвешенном состоянии.

Существует мнение, что основной причиной отложения парафина в лифтовых тубах и выкидных линиях является охлаждение потока до температуры, при которой происходит выделение парафина, находящегося в растворе /Браун, 1942 /. При этом охлаждение происходило за счет теплоотдачи, выделения и расширения газа (эффект Доула-Томсона).

Фундаментальные исследования по определению теплового режима и его влияние на процесс парафинизации проведены в лифтовых трубах на месторождениях Татарии. Специалисты из Татарии считают, что основными факторами, обуславливающими

отложение парафина, являются, снижение температуры нефтегазавого потока, температурный градиент и дроссельный эффект.

Процесс парафинизации связывает и с термодинамическими параметрами потока.. Так, ряд авторов утверждает, что при ламинарном движении не происходит отложений парафина, а при турбулентном происходит направленное движение частичек парафина к стенке трубопровода за счет развития поперечных пульсаций; с увеличением скорости пропорционально возрастает интенсивность парафинизации до тех пор пока тангенциальные силы не превысят адгезию.

Установлено (П.Голонский, 1955), ^что факторами, влияющими на образование смоло-парафиновых отложений, являются снижение^ температуры нефти, разгазирование и динамика потока.

Одним из последних и наиболее значительных работ, правильно ориентирующих направление дальнейших исследований, является оабота Тронова /1970 г./., на которой остановимся более подробно.

В начале автор практически и экспериментально с помощью микросхемы утверждает, что образование отложений связано с поверхностными явлениями, заключающимися в:

- прилипании к поверхности отдельных частиц твердой фазы и их комплексов;

- взаимодействии отдельных кристаллов непосредственно на границе сред;

- смешанным путем

Автор на основе большого объема эксперимента и исследований, приходит к выводу, что и для формирования плотных трудносмы-ваемых отложений необходимо, чтобы процесс выкристаллизации парафина осуществлялся в присутствии асфальтено-смолистых веществ, что в промысловых условиях имеет место.

1.1.2. Представление о механизме формирования парафиноотложений.

Исследование механизма формирования парафиноотложений предпологает установить комплекс физико-химических факторов, способствующих концентрации и накоплению кристаллов парафина: непосредственно на поверхности, либо непосредственно в массе движущейся нефти или смешанным путем, сочетающим особенности первых двух.

Однако, ранними работами, в которых основным принципом отложения парафина в лифтовых трубах и выкидных линиях считалось охлаждение потока нефти за счет теплопередачи, приводящего к выпаданию парафина являются работы В.С.Молостова, Рестли, А.Д.Амирова и др. При этом положительной

стороной исследований Рестли и А.Д.Амирова является то, что процесс парафинизации ими связывался с гидравликой потока.

По мнению этих авторов, интенсивность парафинизации зависит от несущей способности потока и толщины пограничного слоя. При этом прочность сцепления со стенкой оборудования больше, если температура стенки трубопровода шлже температуры потока .мафти. В случае же равенства температуры потека нефтк » стенки трубопровода, адгезии к стенке тр\*баировода на происходит. Ламинарный режим движения кьцгги способствует более интенсивной ларафинизации, чем турбуокгныь, при котором лишь незначительная часть кристаллов парафина оседает на поверхности оборудования.

В свете вышеизложенных мнений и суждений слздуэт отметить, что существующие малоэффективные способы борьбы с отражением парафина в морских условиях оказались неприемлемым». Впервые механические приспособления применены на промыслах Азербайджана, а затем и в других нефтедобывающих районах бывшего Союза. Недостатками механические способов налается их малая. эффективность, образование гидросопроткалений, частота обрыва проводки; в много - дебетных скажи пах скребки на идут из-за большого гидронапора и невозможности применения в выкидных линиях из-за наличия прямых углов в местах спуска и выхода со дна моря стояков.

Электронагрев лифтовых труб оказался неэффективным для многодебитных скважин и неприемлемым для отдельных морских оснований в отношении пожароспасности. В связи с этим наиболее перспективными способами борьбы с парафиноотложениями окажутся способы, основанные на использование свойств, на которые легко воздействовать современные тепловыми, физико-химическими и техническими средствами.

Этими свойствами являются растворимость парафина в нефти, особенности структуры и прочности парафиновых отложений, энергия взаимодействия кристаллов парафина с оборудованием, энергии межмолекулярных связей между кристаллами парафина и смол, асфальтенов.

Из обзорного анализа, рассмотренных выше работ по проблеме борьбы с отложением парафина в нефтедобыче видно, что & настоящее время вышеназванную проблему во многих ее аспектах при наличии различных, зачастую противоречивых гипотез, нельзя считать решенной. В особенности это относится к морской добыче и исследованию высоко-вязких парафинистых иефтей, чему посвящена следующая глава.

Глава II

ИССЛЕДОВАНИЕ ПАРАФИНООТЛОЖЕНИЙ НА МОРСКИХ ПРОМЫСЛАХ.

В процессе разработки морских месторождений в раннем периоде темпы обустройства отстают от темпов роста уровня добычи нефти. Кроме того, неизученность компонентов нефти в этом периоде осложняет борьбу с парафиноотложением в скважинах и в системах виутрипромысловых подводных нефтегазопроводов. Наряду с борьбой с парафиноотложениями представляет практический инте рес и проблема обезвоживания нефти на промыслах [4,12,14,15,42)

Широкий спектр эксплуатационных факторов, влияющих на формирование и образование парафиноотложения, связан с морской спецификой и требует нового научно-обоснованного подхода [16,19,30,33], который систематизирован и приводится ниже.

11.2.1. Микроскопическое исследование структуры кристаллов парафина.

Для эффективной борьбы с отложениями парафина с помощью растворителой представляет интерес изучение структуры парафина в растворителях при разных температурах. С этой целью изучение кристаллов очищенного нефтяного парафина производилось под микроскопом МБР-1 с применением насадки МФН-12 и фотоаппарата "Зорький-4" с коэффицентом увелечения образца, визуально а 56 раз (8x7) и снимхов в 8 раз (освещение обычное). Рис № 1.

Изучение кристаллов парафина под микроскопом показало, что структура кристаллов носит микрокристаллический характер. Микроснимки очищенного и нефтяного парафина, растворенного а дизельном топливе, бензине и нефти, показывают, что формы, а следовательно и размеры кристаллов парафина зависят от влияния среды, в которой растворен парафин, и режима охлаждения. При сопоставлении фотоснимков можно констатировать, что на величину и форму кристаллов влияют, в основном, присутствующие в нефти природные поверхностно-активные вещества (смолы, асфальтены). С целью получения эффективного наблюдения за кристаллами парафина в дизтопливе, бензине и нефти концентрацию его увеличивали путем прибавления парафиновой массы.

В начальной стадии наблюдения в поле микроскопа образец очищенного парафина имел вид гомогенной среды. По мере охлаждения образца в поле микроскопа наблюдались темные скопления. Далее, при охлаждении образца до температуры 22,5° С, в темных скоплениях появлялись светлые пятна и постепенно они охватывали все поле. Микроскопически эти белые пятна представляли собой совокупность иглообразных хаотически расположенных кристаллов

Рис 1.6. Кристаллы нефтяного парафина в дг^топливе 12

парафина. Аналогичное явление зафиксировано и в других образцах.

Судя по результатам наблюдений и сопоставлений, можно сказать, что в процессе скопления парафин находится в растворяющей среде в виде коллоидного или истинного раствора в устойчивом ростоянии равновесия. Благодаря снижению температуры, равновесие нарушается и парафин образует дисперсную жидкую фазу в среде (в растворителе).

Наблюдаемые образцы, приготовленные из очищенного и нефтяного парафина, показывают, что в зависимости от растворяющей среды, кристаллы парафина на предметном стекле микроскопа отлагаются, в основном, в точечном виде. Очищенный парафин представляет собой слоевые отложения. Кроме того, микрофотографии образцов парафина показывают, что образующая парафиновая суспензия относится к группе грубодисперсных систем, т к. на фотографиях хорошо видны отдельные кристаллы и их скопления. Обычно это рыхлые бесформенные сгустики с хорошо развитой поверхностью.

Визуальные наблюдения застывающих растворов парафина показывают, что "застывание" среды является следствием образования сетки из микроскопических кристаллов парафина. Микрофотографии "застывших" растворов показывают, что многие кристаллы или их скопления могут быть разделены толстыми слоями растоорителя в оиде оболочек вокруг кристаллов хорошо "окатанных" групп.

11.2.2: Тепловой режим подводных нефтегазопроводов.

Наличие в нефти тугоплавких компонентов (парафины, асфаль-тены, смолы) обусловливает плюсовую температуру ее застывания, что при кратковременной остановке приводит к осложнениям, в частности к "закупорке" полости трубопроводов застывшей средой. А это, в свою очередь, вызывает ремонтно-восстановительные работы , что, естественно требует немалых трудовых и материальных затрат [28,32,40,].

Морские месторождения в Азербайджане, открытые в последнее время, в оновном глубокозалегающие, в связи с чем на начальном периоде разработки скважины характеризуются высокими, дебитами, отсутствием воды и повышенной температурой на устье, превышающей температуру кристаллизации парафина.

Исходя из этих позиций борьбу с парафиноотложениями и обезвоживанием нефти условно следует рассматривать в три периода.

В первом периоде разработки морских нефтяных месторождений, как было отмечено, скважины продуцируют, в основном, безводную ■ нефть и хотя температура потока в стволе частично теряется, на устье она достаточно высокая. При этом проблемы

парафиноотложония в стволе скважины нет. Этот период ка месторождениях "Сангачалы-море", "Дуванный-море", "о. Булла" и "Аляты-морэ" составил 10-12 лет. В этом периоде дебиты скважин составляли от 150 до 600 т/сутки. В нефтях содержанио парафина, о зависимости от глубины залегания залежей, изменяется от 5 до 14%, а содержание смол до 40%, что нашло свое отражение в Таблице 1.

Таблица 1

Физика химическая характеристика смО/ \4сто-парафинистых нефтвй.

Месторождение Нефть Плотность г/см3 Вязкость СПа Температура застыв. "С Парафины Смолы Асфаль-твны

Содержание <Х> Т-ра плавлен. "С Содержание % Содержание %

Сангачапы-дениз товар -ная Vll-пт 0,874 3,08 18 , 10,0 49,5 39 0,1

Дуванный-двниэ 0,886 3,21 10 9,68 49,5 28 0,04

Хврв-Зире дениз - " - 0,872 10,5 18 11,08 51,0 30 0,04

Алпты -дениз я 0,864 12 17 12 50 40 0,2

Высокое содержание тугоплавких компонентов в нефти при ее внутрипромысловом сборе и перекачке создает серьезную проблему исследованую нами. Для концептуального подхода к этому комплексу вопросов по борьбе с парафиноотложением и обезвоживанием нефтей на промысле были комплексно проанализированы данные. Были исследованы 450 режима скважины подводной линии. Совместно работают выкидные линии, т.е. подводные нефтегазокол-лакторы. При этом рассмотрена работа скважин на отдельных морских основаниях. Дебиты скважин колебались от 15 до 500 т/сутки Анализ работы подводных выкидных линий, фонтанных скважин позволил выявить характерные особенности процесса парафи-низации выкидных линий. При этом в скважинах с дебитом 15-30 т/сутки и температурой на устье 31-40°С парафинизация происходит по всей длине выкидных линий, а в скважинах с дебитом 220-400 т/сутки и температурой в начале линии (устьевая) 45-53°С парафинизация выкидных линий начинается на расстоянии 400-700 м от устья скважин, тогда как в скважинах с дебитом 400 т/сутки и более и устьевой температурой 53-60°С парафинизация линии

начинается в 600-800 м от устья. Основные результаты отражены в Таблице 2

Таблица 2.

Данные о парафинизации выкидных линий.

№ Он Г.ф Выкидная линия Температура Т-ра к„

т/сут (м7т) ... . (м)____ вык.линии (°С) моря ккал

Длина Диаметр Начале Конце °С мгчас"<

» 420 ' 1250 0,1 и. 53 21 _9 28,7

2 310 | и, 1400 0,1 55 19 9 29,3

3 250 :5Ь 1200 0,1 55 19 9 24,а

4 260 100 ¡300 0,1 45 19 9 16,9

5 255 I 254 1900 0,1 53 21 9 11,5

6 255 137 1500 0,1 58 18 9 19,0

7 250 188 2000 0,1 53 18 9 13,0

8 225 88 2500 0,1 59 15 9 12,5

9 180 188 1500 0,1 43 17 9 11,0

10 150 266 2000 0,1 35 20 9 4,3

Отложенио парафина а выкидных линиях происходит круглый год, особенно интенсивно в зимнее время, когда температура воды снижается до 4-7"С

Для количественной оценки теплового режима, выбора оптимального теплового режима работы подводных линий и соответствующих способов борьбы с парафином необходимо иметь сведения о козффмценте теплопередачи от движущегося нефтегазового потока к водной массе.

В связи с этим на основе комплекса промысловых исследований н замеров в начале и в конце выкидной линии с помощью специальной термокамеры и ртутного градусника с ценой деления 0,1 °С и ТСГ были определены значение обобщенного коэффицвнта теплопередачи /8/. Как правило температуры потоков в трубопроводах измеряют с помощью ртутных термометров, вставляемых в специальный термокарман, заполненный маслом, однако в промысловых условиях не всегда имеется возможность остановить действующую выкидную линию и приварить к ней карман. В этих случаях температура замеряется путем прикладывания к труба термометра с последующим покрытием его теплоизолирующим материалом.

Следует отметить, что замер температуры отмоченным способом, по сравнению с замером температуры в кармане, имеет определенную погрешность, особенно в холодную, ветреннюю погоду.

Исходя из этого нами с целью повышения точности замеров температуры потока нефти на морских промыслах была изготовлена термокамера для замера температуры на действующих газопроводах.

Термокамера навинчивается на полудюймовый вентиль, на котором обычно до замера крепится технический манометр. Она состоит из теплоизолированного пенополиуретаном стального корпуса длиной 150 мм и толщиной 6 мм. В корпусе с помощью резьбового соединения герметично крепится медный карман длиной 12 см и с внутренним диаметром, соответствующим вводимому термометру. Карман заливают маслом, а пространство между градусником и термокарманом уплотняют кольцевой резиновой пробкой.

Тепловой режим работы подводных нефтегазопроводов вычислен нами и определен коээфицент теплопередачи газонефтансго потока е окружающую среду. В Таблице 2 приведены исходные данные и вычисленные значения коэффицента теплопередачи.

И.23. Распределение температуры газонефтяного потока.

Специфической особенностью подводного транспорта парафи-нистых нефтей является более интенсивный теплообмен нефтегазового потока с водной средой, оказывающий решающее влияние на потери напора и процессы парафиноотложения в подводны* коммуникациях.

В связи с этим для сокращения потерь тепловой энергии, оптимизации термодинамического режима работы подводного нефтепровода и разработки тепловых методов борьбы с парафиноотложениями необходимо иметь данные о козффмценте теплопередачи от движущегося нефтегазового потока к водной среде.

Между тем в существующих литературных источниках нет сведений о коэффиценте теплопередачи подводных нефтегазопроводов и эта проблема не была предметом исследования. Нашими комплексными термодинамическими исследованиями,

выполненными в реальных условиях месторождений Сангачалы-дениз, Дуванный-дениз, и о. Булла определены значения обощенного коэффицента теплопередачи, что дало возможность определить влияние теплового режима на некоторые гидравлические параметры потока, а также интенсивность парафинизации подводных выкидных линий. Скважины, расположенные на отдельных морских основаниях, работают в общепромысловую систему Сбора нефти и газа по выкидным линиям, проложенным на дне моря под избыточным давлением.

Нефти месторождений смолисто-парафинистые обладают высокой температурой застывания в 18-20 °С. Вязкость дегазированной нефти колеблется от 3 до 0,2 СПз в интервале изменения температуры транспотртируемой продукции по трубопроводам от 10

\

до 50°С. Температура 50"С соответствует устьевому замеру, а температура 10°С - температуре морской среды.

Практика добычи нефти показыьает, что о п«рафинизации выкидных линий, мы судим по динамике роста заштуцерного давления, снижению дебита и часто "закупорке" выкидных линий. Особенно это интенсивно происходит в осенне-зимние периоды, когда температура моря снижается до 4-6°С.

Из сопоставления вычисленных ' значений обобщенного коэффицента теплопередачи для подводный линий, по сравнению с условиями суши, видно, что в морских условиях они в 6-10 раз больше, чем на суше. Следует отметить, что. коэффицент теплопередачи возрастает по мере возрастания дебитов скважин.

Проведенный комплекс исследований по определению значений коэффицента теплопередачи показал, что большая группа скважин в основном в осенне-зимнии периоды находится ниже устойчивой работы подводного трубопровода. Анализы показали, что поддержать необходимый для устойчивой работы тепловой режим в выкидных линиях за счет тепла, выносимого из недр, не представляется возможным из-за интенсивного теплообмена с морской среды.

Известные многочисленные механические способы борьбы с отложением парафина, применяемые на суш§ в морских условиях оказались не эффективными. Эксперементы на выкидных линиях для групп показали, что трубы остеклованные и с покрытием на основе эпоксидной смолы из бакелитного лака ВЛ-515 не предотвращают отложение парафина. В этом случае борьба с парафиноотложениями приемущественно принадлежит тепловой обработке с растворителем. Как показали результаты, в этом случае потери напора снижаются и уменьшаются добывные возможности скважин. Путем практических исследований определить цикличность проведения закачки растворителей без учета совокупности факторов не представляется возможным. В этом направлении представляет научный и практический интерес расчет термической двпарафинизации нефтепродуктов.Растворимость образцов парафина, приготовленого в виде кубиков с известной площадью поверхности, определялась в авиобензино, пироконденсате, керосине, дизтоппиве и газовом конденсате взятом продукции скважин \Л11-ПТ газоконденсатной залежи Дуванный-дениз. Опыты проводились при температурах 10,20,30,40,50 и 60°С с использованием термостата ТС-16А. Образцы в этих условиях погружались 100мм растворитель в колбе. После пребывания в растворителе в течение определеного времени остаток растворимого образца парафина извлекалась из растворителя, высушивался до постопного веса и вновь взвешивался. Разность весов до и после при прочих равных известных условиях дает возможность установить кинетику процесса растворения и определить коэффицент скорости растворения. При этом наилучшим растворителем является авиобензин, керосин, газовый конденсат из.

скважин УШ-ПТ и дизтопливо. Естественно, для нефтепромысловой практике было принято как растворитель газовый конденсат для депарафинизации.

По результатам лабораторных исследований был проведен комплекс работ подводных трубопроводах.Было установлено, что в зимних условиях, когда температура в море падает до 6-7°С, эффективность депарафинизации без подогрева растворителей требует повышенного расхода последних, вплоть до шестикратного объема трубопровода. Это свидетельствует, также не значительное падение заштуцерного давления г )сле закачки холодного растворителя двухкратного объема юуболровода. Однако, как показали лабораторные и производственные испытания, депарафинизацию можно вести с меньшим объемом растворителя и значительно ускорить ее.

Учитывая, что при конвективной диффузии, т.е. при интенсивном перемешивании, скорость растворения парафина в растворителях увеличивается, закачку предварительно нагретого до 60°С растворителя следует вести со скоростью 6м3/час. При этом 4" трубопровод длинной 1км, толщиной слоя парафина в конце трубопровода в следствии теплоотдачи составит 33°С.

Из номограммы в пересчете на 4" трубопровод определяется, что для полного растворения 10°С потребуется 12м3 растворителя, следовательно, скорость растворения будет Юмм/час.

Поток движется в концентрации с нефтью 1:1 растворимость парафина в этих условиях снизится в два раза. В этом случае доя полной очистки 4" трубопровода в зиминих условиях при сродней температуре в 10°С потребуется 220м3 растворителя, а время депарфинизации составит 24 часа, что в промысловых условиях не представляется возможным.

Таким образом, предложенная нами новая технология депарафинизации подводных нефтегазопроводов подогретым растворителями является высокоэффективной и уже является частью технологического процесса добычи и сбора парафинистых нефтей на морских промыслах [23]. Поэтому для стабилизации добычи нефти и повышения устойчивой работы нефтегазопроводов особенно в зимнее время процесс депарафинизации следует вести подогретыми растворителями. Для повседневного практического пользования результатов исследований работниками промысла разработана номограмма взаимозависимости параметров процесса потребного количества растворителя и времени депарафинизации в зависимости от температуры, массы парафина и площади поверхности.

Получены значения коэффицента скорости растворения при температурах 10,20,30,40,50 и 60°С. Обоснована небходимости подогрева растворителя до температуры плавления тугоплавких компонентов с последующей закачки в линию при скорости 6м3/час.

Основной задачей при очистке лифтовых труб и нефтегазопроводов от смоло-парафиновых отложений подогретыми углеводородными растворителями является повышение эффективности депарафинизационных работ на промыслах.

Установлено, что эффективность депарафинизации непосредственно связано с температурой ее подогрева, что служит использованию растворителя и выбору его скорости. Эта задача была успешно решена нами на промыслах таким образом, что концентраций парафина з таком растворителе в конце нефтепровода была максимально близка к насыщению.

Следует отметить, что в нефтепромысловой практике, особенно на морских месторождениях, при самом тщательном соблюдении мероприятий по борьбе с парафиноотложениями не исключена закупорка подводных нефтегазопроводов. При этом для ремонтно-восстановительных работ привлекаются три и более плавередств. Поэтому, способ определения интервала закупорки парафином нефтегазопроводов представляет огромную практическую ценность.

II. 2А Способ определения интервала забития парафином нефтепровода.

С помощью разработанного нами способа, были определены интервалы закупорки парафином нефтепровода путем его намагничевания /32/.

Оснозная сущность этого способа, уменьшение трудоемкости и длительности 'обнаружения парафиновых пробок в нефтепроводе и повышение точности определения интервала закупорки.

Для этого нефтепровод намагничивают полем перемещающегося намагничивающего устройства и подвергают циклическому давлению, вызывая упругие деформации металла на участках, свободных от парафиновых пробок, а затем последовательно по всей длине трубопровода регистрируют участки, сохранившие остаточную намагниченность, и по их границам определяют интервал закупорки парафином нефтепровода.

Предложенное нами намагничивающее устройство, выполненоа а виде электромагнита, перемещают вдоль нефтепровода и через каждые 20-50м на трубы наносят магнитные метки путем кратковременной подачи постоянного тока в индукционную катушку электоромагнита.

При прохождении постоянного тока по катушке, небольшие участи труб длиной 20-100см намагничиваются и, в силу ферромагнитных свойств материала труб, сохраняют остаточный магнетизм после прекращения действия внешнего магнитного поля. Затем, при обратном перемещении устройства вдоль трубопровода, фиксируют величину поля остаточной намагниченности этих участков, например, записывая на регистрирующем приборе типа ПАСК-9 кривую

магнитной индукции проверяемых труб. Намагниченные участки (магнитные мотки) при этом отмечаются резкими аномалиями (амплитудами кривой магнитной индукции).

В морских условиях электромагнит,- помещенный в герметичный корпус из немагнитного материала, устанавливают на хомут, надеваемый водолазом на подводный трубопровод и свободно обхватывающий его. Хомут перемещает вдоль трубопровода с помощью троса, связанного с судном, производящим определенно места закупорки труб парафином. Параллельно тросу расположен кабель в водоиепроницаемоей оболочке, по которому падают постоянный ток в катушку электромагнита, а при обратном процессе передается з.д.с., индуктируемая полями магнитных меток.

После получения на диаграмме кривой магнитной индукции, е трубороводе с обоих концов создается давление 150-320 атм, например, путем закачки в трубопровод жидкости посредством заливочных агрегатов типа ПА-320. Циклы создания давления повторяются два-три раза. Под воздействием циклического давления участки трубопровода, свободные от парафиновых пробок, испытывая упругие деформации, размагничиваются, а на закупоренных парафином участках трубопровода из-за отсутстия деформации металла магнитные метки сохраняются, что регистрируется прибором ПАСК-9 при заключительном перемещении электромагнита вдоль трубопровода после снятия циклического давления.

Повторение итогов Главы 2 по исследованию парафиноотложения в морских условиях с учетом изучения структуры криссталоп парафина, теплового режима подводных нефтепроводов потока, и, наконец, определения закупорки парафином интервалов нефтепроводов представляют возможность сформулировать задачи Главы 3. В ней, на базе изучения свойств парафиноотложения в морской среде, приводятся научно-обоснованные пути борьбы против отложения парафина в лифтовых трубах с применением физических полей.

Глава III

ПРИМЕНЕНИЕ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ (ПАВ) И ФИЗИЧЕСКИХ ПОЛЕЙ ПРОТИВ ОТЛОЖЕНИЯ ПАРАФИНА.

///. 1. Применение ПАВ против отложения парафина в лифтовых трубах.

Эта проблема возникает во втором периода эксплуатации скважин, характеризующемся снижением устьооых параметров скважин, тенденцией прекращения фонтанирования и пароходом на компрессорный газлифткый способ добычи нефти. В этом случае выпадание парафина приближается к устью и в стволе скважины.

Наблюдается отложекиэ и □ лифтовых трубах. При этом естественная энергия пласта недостаточна для поднятия нефти на поверхность и снижения дебита, при лифтировании теряется тепло, акумулирояанное в недрэ. Принцип борьбы с отложением парафина в этот период следует начать от ствола скважин и выкида в едином цикле.

Состояние усугубляется тем, что начало выпадение парафина зачастую происходит со втором ряду скважин на глубине 2500-3500 м. При эгом закачка подогретого углеводородного растворителя скважины происходит одновременно с рабочим агентом, а подогретый растворитель, попадая в кольцевое пространство, гроот тело труб, том самым снижая силу адигезии парафина с трубами второго ряда а ствол о скважин.

Поток, поступающей из пласта и закачанный растворитель с рабочим агентом, зыкосит расплавленный парафин.

Кроме этого, для подержания подобных возможностей скважин, эти процессы следут повторять каждый 3-ий или 5-ый день. Видно, что это очень трудоемкая работа и требует больших материальных и трудовых затрат. В этом вопросе поиск более рационального решения является одной из актуальных проблем нефтяной промышленности.

Поиски в эгом направлении дали положительные результаты. Следовало разработать поверхностно-активные вещества, обладающие антивпзкостными свойствами, нефтерастворимым и хорошим индексом диспергирующей способности в нефтяной ерэдэ.

Нами разработан моьый ПАВ (диалкилдиамидодитиофосфат)и применен в реальных условиях й нефтедобычи, была пелучона опытная партия и проведено его опытно-промысловое испытанно о НГДУ им. Н.Нариманова [33,34]. Согласно разработанной технологии, получение диалкилдиамидодитиофосфата осуществляется в трех стадиях:

■5 конденсация высокомолекулярных карОоновых кислот с оминоспиртом;

• обработка продуктов конденсации пятисернистым фосфором;

• нейтрализация диалкилдиамидодитиофосфатных кислот едкой щелочью.

В процессе получения реагента в стадии конденсации кислот с аминоспиртами в качестве растворителя для снижения вязкости реакционной массы использовался прямогонный керосин. Полученный конечный продукт (ПАВ), содержащий до 20% ратворителя, представляет собой вязкую, но подвижную жидкость темного цвета, хорошо растворимую в ,-^фти и нефтепродуктах.

С помощью полученного реаген- .я установлено снижение межфазного поверхностного напнжения на границе дистиллированная вода-раствор ПАВ в нефти в зависимости от концентрации ПАВ. Реагенты обладают высокой поверхностной активностью, снижая межфазное натяжение от 32,5 до 11,0-15,0 эрг/см2 при концентрации ПАВ в нефти 0,25-0,01 %.

При проведении опытно-промысловых испытаний нефтераст-воримый ПАВ подавали в скважину в виде раствора в газоконденсате. Для испытания выбраны газлифтные скважины и установлена физико-химическая характеристика нефти и газоконденсата.

Для обеспечения подачи реагента в скважину в количестве до 0,15% от объема нефти при максимальной, производительности дозировочного насоса марки НД 63/100' 63 л/ч при проведении испытания нами были использован 10%-кый раствор диалкилдиамидодитиофосфатов. Эффективность снижения отложения парафина составляла 60-94%.

В контрольном опыте, когда не подавали растворитель и ПАВ, скважина запарафинировалась fia седьмые сутки. Для изучения влияния газоконденсата на предотвращение парафиноотложэнип провели вторую серию контрольных опытов, при которой в скважину, предварительно подготовленную для испытания по описанной выше методике, в течение нескольких суток до запарафинырозания подавали газоконденсат в количестве, соответствующем подаваемому в скважину раствору ПАВ в конденсат ( 1500 л/сут). Было установлено, что продолжительность работы скважины в этом случае составляла восемь суток. После подготовки скважины к испытанию в нее непрерывно дозировали 10% -ный раствор ПАВ в течение 18 суток. Расход диалкилдиамидодитиофосфат составил 0,03-0,12% от добываемой нефти.

Таким образом, испытания показали высокую эффективность применения нефтерастворимого ПАВ для борьбы с отложениями парафина.Преимуществом предлагаемого способа является то, что растворимый в нефти диалкилдиамидодитиофосфата способен предотвращать отложения парафина не только в лифте скважины, но и на всем пути ее транспортировки по трубопроводам.

Нами разработано поверхностно-активное вещество в качестве ингибитора протиа отложения парафина - * Азолят-7". Для повышения эффективности предотвращения парафиноотложений нами а качестве реагента предложено использовать 2- ацилокси-21 , 2"-диокситри-этиламин в количестве 0,1 - 0,01% объема нефти.

Получаемый реагент, растворимый в нефти, при его добавлении к нефти в количестве 0,01% на нефть, снижает межфазное поверхностное натяжение на границе нефти с водой от 28 до 7,5 эрг/см2 .

"Азолят-7" [34] предотвращает отложение парафина, снижает температуры застывания и вязкости транспортируемой продукции и защищает коммуникации и технологическое оборудование от углекислой и бактерицидной коррозии. "Азолят-7" является первым азербайджанским реагентом, решающим комплексную задачу нефтедобычи.

"Азолят-7" внедрен на нефтяных месторождений "Сангачалы-море", "Дуванный-море", о. "Булла" и "Бахар".

Промышленное получение "Азолят-7" технологически легко осуществимо и не требует дефицитного оборудования и квалифицированного обслуживания. В НГДУ им. Н.Нариманова построена промышленная установка по получении "Азолята-7".

"Азолята-7" дал положительный эффект депрессатора и ингибитора прафиноотложения при исследовании его его на парафинистых нефтях месторождений Усинское, Узеньское, Западно-Табукское, Северо-Савиноборское, Кумкульское и др.

Большое народнохозяйственное значение приобретает "Азолят-7" в связи с намеченным его использованием для борьбы с парафиноотложением на новых перспективных газоконденсатных месторождениях.

Годовой экономический эффект от применения ингибитора парафиноотложения "Азолят-7" для защиты конденсатопроводов от отложений парафина з сравнении с тепловым вариантом составило 91,2 тыс.руб.(цены на 1986г).

Для борьбы с отложениями парафина в лифтовых трубах представляет интерес влияния физических полей на нефтедобычу. В этой связи на месторождение "Аляты-море* было применено устройство "Магнифло" на скважине № 58.{23] "Магнифло" производства США фирма Sinex AG.

Магнитное поле, создаваемое этим устройством, препятствует слипанию кристаллов парафина между собой и предотвращает образование агрегатного состояния. За период работы в скважине № 58 устройство "Магнитофло", связанной с парафиноотложением, межремонтный период увеличился с 30 дней до 180 дней. Значительно сократились потери в добыче нефти, обусловленные необходимостью проведение работ по депарафинизации и достигнута * высокая экономическая эффективность.

Анализ показателей эксплуатации "Магнифло" показывает его высокую эффективность и предопределяет в дальнейшим широкое применение. На основании физических полей нами разработаны "Способ определения интервала забития парафином нефтепровода" [32]. Это преспособление при ремонте нефтепровода показало высокую эффективность.

От применения устройства "Магнит офло" фактический экономический эффект за 6 месяцев только на одной скважине (№ 58) месторождения "Аляты-море" НГДУ "Бу.ыа-море" составил 1882000,0 тыс. манат (по ценам 1995 г.) 541380182 м жат.

Таким образом, в данной главе, на основе использования поверхностно-активных веществ и применения физических полей против отложения парафина при сборе и транспорте продукции были выработаны эффективные меры повышения, эффективность мероприятий против парафиноотложений. Однако, в системе сбора, транспортировки и хранения нефтей существует задачи образования эмульсий и обезвоживание нефтей, что является логическим завершением цикла представленных в данном докладе исследований. Следующая глава посвящена разультатам наших исследований по изучению образования эмульсий, структурно-механичских свойств нефтей, задаче совмещения внутрискважинной деэмульсации, деэмульсации на нефтесборномпункте внутри-проводной деэмульсации конденсата в ряду других технологических проработок деэмульсации нефтей.

Глава IV

ПРОБЛЕМЫ ОБРАЗОВАНИЯ ЭМУЛЬСИИ И ОБЕЗВОЖИВАНИЯ НЕФТЕЙ.

IV I. Физико-химические характеристики нефтей

Образованием и обезвоживанием эмульсий в промысловых условиях занималось много исследователей. Проведенные в этой области работы были посвящены отдельным факторам, обусловливающим образование эмульсий, и решению некоторых задач по устранению причин, осложняющих добычу, транспортировку и обезвоживание эмульсионных нефтей.[1)

Однако, как было отмечено, процесс образования эмульсий и их разрушения многопараметричнен и связан с термодинамическими условиями движения фаз - "нефть - вода --газ" в системе "скважина внутрипромысловый сбор" со специфическими влияниями формирования стойких нефтяных эмульсий. [16].

Образование и стойкость водонефтяных эмульсий, синтез высокоэффективных деэмульгаторов и разработка рациональных методов обезвоживания нефтей на промыслах были предметами исследования А.Б.Таубмана, Б.В.Дерягина, В.Г.Баньковского, Э.М.Спивакова, Р.М.Дворецкой, И.М.Муравьева, Н.А.Фигуровского, В.А.Сидоровского, Е.А Мышкина, Л.А.Петрова, М.А.Ашимова, Д.Н.Левченко, А.Д.Худякова, М.З.Мавлютовой, В.П.Тронова, В.И. Грайфера, И.Д.Муратовой, А.М.Лобкова, Л.А.Цветкова и др.

Результатами этих исследований безусловно представляют большой вклад в теорию образования и разрушения эмульсий, а также в практическое применение разработанных методов /5,17,31/.

Однако, надо отметить,что эти результаты в целом не могут быть применены ко всем водонефтяным эмульсиям,образование которых обусловлено специфичностью пластовых жидкостей, методов добычи нефти, многопараметричностью факторов, способствующих стойкости эмульсий.

Эффективность обезвоживания нефтей на промыслах достигается в том случае, когда все проведенные работы строятся на основании комплексных исследований, охватывающих основные факторы образования эмульсий.

Изучение физико-химических характеристик нефтей, пластовых вод, влияния газовой фазы, перепада давлений, количественное и качественное определения природных эмульгаторов, структурированность нефтяной среды с точки зрения образования и стойкости эмульсий.

При рассмотрении физико-химических свойств нефтей и -пластовых вод исследованию подверглись такие объекты, как

морские месторождения "Сангачалы-дениз", "Дуванный-дениз", о. Хара-Зире адасы, "Аляты-море" и "Гюнешли" v. "Умбаки" - на сушо. Промышленная нефтеностность месторождений "Сангачалы-дениз", "Дуванный-дениз", "Хара-Зире" адасы, "Аляты-море" приурочены в основном к VII горизонту продуктивной толщи (VII-ПТ), глубина залегания которого в них изменяется от 2500 до 5800м.

В основном, изучались общие характеристики нефтей, т.е. (содержание парафина, смол, асфальтенов, температура застывания нефтей и температура плавления парадна). Эти показатели имеют существенное значение при образована < и расслоении эмульсий в промысловых условиях.

В результате исследований установлено, что нефти месторождений "Сангачалы-дениз", "Дуванный-дениз", "Хара-Зире адасы", "Аляты-море" относятся к типу легких смолисто-парафинистых нефтей. Содержание серно-кислых смол 30%, а парафина - 10%. Нефти месторождения "Гюнешли" относятся к легким нефтям.

В результате наших исследований было установлено, что нефти "Умбаки", относятся к высокссмолистым, тяжелым типам нефти. Содержание сернокислых смол составляет до 80 %, асфальтенов -4%, плотность- 0,9-0,97 г/см3. Температура застывания 16°С, парафин отсутствует.

Наряду с изучением некоторых физико-химических свойств нефтей, были изучены пластовые воды указанных месторождений. Пластовые воды рассматриваемых месторождений относятся к гидрокарбонатно-нагриевому типу,, хлородной группы. Величина рН воды по месторождениям "Сангачалы-дениз", "Дуванный-дениз", "Хара-Зире адасы", "Аляты-дениз" и "Гюнешли" изменяется от 7,95 до 9,0 (щелочная вода). Воды месторождения "Умбаки" тоже РН 7,95 -8,0 (щелочная вода). .

Изучив физико-химические характеристики нефтей, можно отметить, что различное содержание смол, асфальтенов и парафина является одним из факторов, обусловливающих структурно-механические свойства нефтей и эмульсий.

IV.2. Исследование влияния параметров потока и природных эмульгаторов на дисперсность эмульсии.

В раннем периоде разработки газоконденсатных месторождений, часто встречается аномально-высокие паластовые давления (АВПД). Во время эксплуатации скважин, характеризующихся АВПД, для поддержания работы скважин с целью недопущения роста давления в эксплуатационной колонне, нередко пользуются закачкой нефти в затрубное пространство /30/.

Естественно, в определенном периоде газоконденсатные залежи, как и нефтяные, обводняются /42/.

Кроме того, пои разработке газоконденсатных месторождений, часто вступает в эксплуатацию скважины, продуцирующие смолисто-парафинистую продукцию из нефтяной оторочки. Тем самым, по известным принципам в системе сбора происходит образование эмульсии, т.е. в процессе добычи нефти и транспортировки ее по внутрипромысловой системе сбора происходит интенсивное перемешивание нефти и воды, вследствие чего образуется дисперсная система - эмульсия.

Интенсивность перемешивания приводит к возникновению большой поверхности раздела с соответствующей свободной энергией, на которую адсорбируются природные эмульгаторы нефти.

Из выше изложенного следует, что фактор интенсивности перемешивания существенно влияет на дисперсность эмульсии. При фонтанном способе добыче нефти доминирующим фактором смешивания является энергия расширения газа, при прохождении системы нефть-вода-газ через штуцер из зоны повышенного давления в зону низкого давления.[8,15,16]

Поэтому, при определении дисперсности эмульсии, кроме физико-химической характеристики нефтей, которые богаты природными эмульгаторами /9/, учитывались газовый фактор и перепад давлений. [16]. Пробы эмульсий отбирались по единой системе специ-ально разработанной нами термокамерой-пробоотборником [4].

Изучение дисперсности проводилось с помощью микроскопа М5Р-1 с последующим микрофотографированием. (Рис.2). Исследования показали, что при идентичности природных эмульгаторов ■ (смол, асфальтенов, парафинов) на дисперсность эмульсий существенно влияют газовый фактор и перепад давлений, обусловливающие степень диспергирования воды в нефти. Совокупность величин газового фактора и перепада давлений характеризует прилржение энергии на систему, которая приводит к диспергированию воды в нефтяной среде.

Увеличение перепада давлений и газового фактора способствует турбулизации и изменению структуры течения газожидкостной смеси в трубопроводе, которые могут характеризоваться критериями Рейнольдо и Фруда [16].

При определении дисперсности был применен микроскопический анализ, т.е. производились снимки с последующим подсчетом глобул воды для количественной оценки дисперсности [15].

Анализ дисперсности производился после формирования и установления агрегативной и кинетической устойчивости, т.е. после прекращения выделения свободной воды.

Величина критерий Фруда для смеси изменяется от 35 до 65. Результаты исследований показывают, что с точки зрения образования

Рис. 2.a. Эмульсия из скважины №15.

Рис. 2.6. Эмульсия из скважины №36. Z8

всдонефтпных эмульсий целесообразно отдельно транспортировать газ и обводненную нефть со скважин до пункта обезвоживания. Это особенно важно а раннем периоде разработки нефтяных месторождений, когда в безводном периоде разработки месторождений, признаки эмульсий наблюдаются в одном или двух скважинах.

Также рассматривалось образованиэ эмульсий в фонтанных скважинах. Произведено исследование, при идентичности пластовых вод, дисперсности эмульсий и стойкость эмульсий обусловливает природные эмульгаторы [9].

Для изучения этих явлений были исследованы эмульсии под микроскопом с последующим микрофотографированием В эмульсиях смолисто-парафинистой нефти глобулы воды расположены друг от друга на расстоянии от2 до 10 мкм, однако, имеет место прилипание отдельных групп глобулов, которые составляют "мозаичную" конфигурацию в нефтяной среде. Судя по микроснимкам, можно отметить, что отделение глобул друг от друга обусловливается наличием электрического слол, возникающего на поверхности глобул а сеязи с полярностью адробциснной пленки и влиянием "расклинивающего" давления. Прилипание отдельных глобул объясняется наличием в составе адсорбционной пленки парафина, который составляет слой и снижает влияние электрического слоя, обладающего прет выраженной полярностью. Таким образом, р эмульсиях смолисто-парафинистой нефти, о зависимости от условий образования эмульсий и компонентного става адсорбционной пленки, распределение глобул в нефтяной среде имеет сложный характер, то есть здесь имеется или отсутствует слабый "энергетический барьер". Эмульсии этого типа легче подвергаются деэмульсации.

Эмульсии оысскосмолистой нефти со значительным количеством асфальтвнов обладают иными свойствами, иной конфигурацией распределения глобул. Здесь глобулы воды отделены друг от друга и сконцентрированы а отдельные группы, представляющие хлопья. Кроме того, наблюдается насыщенность отдельных групп компонентами нефти, которые составляют асфальтены и смолы. Эти компоненты нофти сравнительно с другими являются гидрофильными. На микроснимке можно заметить, что здесь имеют место два "энергетических барьера" - между глобулами и отдельными группами глобул.

Наличие двух "энергетических барьеров" обусловлено тем, что эмульгирующими компонентами являются в основном асфальтены и смолы, обладающие ярко выраженной полярностью, которая проявляется "расклинивающим эффектом" на поверхности раздела фаз и на границе отдельных хлопьев.

/I/.3. Совмещение внутрискважинной деэмульсации с подливом жидкости в пробкообразующие скважины.

Для улучшения технологического режима скважин и предотвращения образования эмульсии и песчаной пробки нами с соавторами была разработана [28] технология совмещения внутрискажиной деэмульсации с подливом жидкости в пробкообразующие скважины. (Рис.3) В методическом аспекте внедренная технология имеет следующую последовательность: [29]

В емкости 4 приготавливается вор:- ..ш раствор деэмульгатора. Расход деэмульгатора и воды для подлива определяется в зависимости от дебита скважины опытным путем. После приготовления водный раствор дозаторной установкой 3 по "линии подлива" закачивается в затрубное пространство скважин. В это время задвижки 1 открывают и закрывают вентили 2 на воздушном манифольде. Эффективность процесса достигается при правильном подборе режима и бесперебойности закачки.

Схема совмещения внутри скважиной деэмульсации с подливом внедренена на скважине № 60 местоождения "Чилов". В качестве деэмульгатора использовали "диссольван 4411", с расходом 50 г на 1 т эмульсии. С внедрением данной схемы скважина стала работать с более устойчивым дебитом и расход сжатого воздуха сократился на 500 м /сут. Пульсации рабочего и затрубного давления не были зафиксированы. Кроме того - в скважине не наблюдалось пробкообразование.

В результате внедрения данного предложения была получена годовая экономия по одной скважине в 2 тыс. руб. (по ценам 1972г.).

"У ,// *

/ , / п_

Рис.3 Принципиальная технологическая схема совмещения внутрискважинной деэмульсации с подливом жидкости в пробкообразующие скважины. 1- задвижки; 2- вентиль; 3- дозаторная установка; 4 - емкость

IV.4. Холодная дезмульсация на нефтесбор.чом пункте и внутритрубопроеодная дезмульсация конденсата.

Для получения обезвоженной нефти, отвечающей современным требованиям, и сокращения потерь нефти при ее подготовки нами разработана новая технология "холодной дээмульсации" на нефтесбооном пункте, которая лишена имевшихся ранее недостатков 129].

Осуществляемая холодная дезмульсация нефти педотвращаэт потери нефти при перекачке и нагреве.

Для дозировки не требуется дополнительных мощностей, так как используется потенциальная энергия газа. Данное предложение внедрено на месторождение Чилов адасы, что позволило сократить потери нефти (640 т/с) и получить значительную экономию.

Естественно, для поставки конденсата на переработку и для нефтепомысловых нужд возникает проблема обезвоживания продукции. При этом, общетрадиционный метод (термохимическое обезвоживание) не приемлем. Нами разработана и осуществлена внутритрубная дезмульсация конденсата [11].'

Газоконденсатные скважины, эксплуатирующие VIII горизонт ПТ месторождения характеризуются высокими давлениями на устье (от 150 до 250 атм). Однако наличие высокого давления в затрубном пространство нежелательно, т.к. это может призести к заколонному проявлению.

С целью предотвращения повышения давления в затрубном пространстве более на 150-200 атм. Нами разработана и внедрена технология периодической закачки нефти з газокондэнсатную скважину. [38] Однако, это не привело к положительному эффекту, так как наблюдалось образование весьма стойких эмульсий, ухудшающих товарныо качоства закачиваемого конденсата а сыкидные линии скважин с целью очистки пристенных смолисто-парафинистых отложений (а также конденсата, поставляемого потребителю - АзГПЗ).

Образование эмульсий обусловлено наличием воды е продукции скважин от 2 до 8%, а так жа, закачкой смолопарафинкстой нефги о скважину, которая богата природными эмульгаторами.

Наличие большого г.еропада давлений (с 100-150 атм) и большоэ газосодержаиие приводит к диспергированию аоды и ео эмульгированию. Впоследствии эмульсионный конденсат обладает плохими раствсрягащимим свойствами и становится малоэффективным при депарафинизацим подводных нефтегазопроводов.

Обезвоживание конденсата для поставки газоперерабатывающему заводу и для внутрипромыслоаых нужд, как было отмечено выше, с помощью термохомических методов, не пригодно, так как в кондонсате потенциальное содержание бензина доходит до 30%, а

головная фракция - петролейный эфир - составляет 2%, а гакжв може привести к нежелательной потери легких компонентов.

Для обезвоживания конденсата на основе данных лабораторных исследований нами разработана "внутритрубопроводная деэмульсация", внедренная в НГДУ им. Н.Нариманова. Принцип работы такоз: газ и конденсат закаченный смолопарафинистой нефтью, с отдельных оснований поступает в головное сооружение газосбора (ГСГС) расположенного на эстакаде (Рис. 4).[11,391.

В систему с помощью мэтанольной установки 2 (две емкости по 10 м3) и дозаторных насосоа 4 подается 2% -ный водный раствор дозмульгатора - "диссольвана 4411" с расходом 40 г на тонну эмульсии. Далее смесь конденсата с деэмульгатором по подводному 10-дюймовому коллектору 5 транспортируется з трапный парк 6 (ТП), где газ при 30-40 атм. сепарируется и направляется потребителю, а конденсат поступает с трап низкой сепарации 7. После низкой сепарации конденсат поступает а конденсатосборник 8 (КС) где о точении 3-0 часов отстаивается.

Обезвоженный конденсат из конденсатосборкика поставляется заводу потребителю и промыслам НГДУ.

Следует отметить, что приготовление водного раствора дезмульгатора, автором осуществлена подтоварной водой с парке товарных резервуаров (ПТР) и автотранспортом подвозилась из головного сооружения газосОора, где через манифольд 3 подается з меганопьную установку.

Нами разработан и другой болеэ эффективный метод обезвоживания "перевод компрессорных скважин на безкомпроссорный газлифт", применение которого не только ускоряет обезвоживание, но и даот прирост добычи нефти. Так как обводненные скважины при работе эрлифтом образуют стойкие эмульсии, которые способствуют увеличению потерям давления и повышению расхода рабочего агента; кроме того ухудшается процесс подготовки нефти. [17] .

Наряду с указанными, имеются трудности, связанные с ограниченной производительностью компрессорных станций для выработки сжатого воздуха как рабочего агента, так и для работы компрессорных скважин. ' .- ' ' •

Кроме того, при подборе труб второго ряда обеспечить максимально допустимое погружение лифта становится практически невозможным, т.к. давление рабочего агента на отдельных участках промысла достигает не более 30-32 атм. Таким образом, искусственно занижаются дебиты скважин.

Чтобы устронить эти недостатки, нами предложено перевести группу скважин на отдельных основаниях на безкомпрессорный газлифт/17/.

Рис.4. Принципиальная технологическая схема внутритрубопроводной дезмульсации конденсата. 1• конденсатосборник: 2 - две емкости по 10м3; 3 - манифольд; 4 -дозаторные насосы: 5 - коллектор; 6 - трапный парк (ТП); 7- трап низкой сепарации; 8 - конденсатосборник

Подачу газа в скважины для безкомпрессорного газлифта производят после сепарации его на ПГРС. Опыт работы пяти скважин, переведенных на эрлифт, показал эффективность этого метода.

После перевода группы скважин создались благоприятные условия для остальных скоажин, работающих эрлифтом. Среднесуточный прирост добычи нефти на месторождении Чилов адасы составил 30 т/сут. Намечен постепенный перевод компрессорных екзажин на бозкомпрэсссрный газлифт. В настоящее' премя все скважины на месторождении Чилов работают безкомпрессорным газлифтом.

Одним из актуальных вопросов нефтепромыслового хозяйства является создание эффективных способов обезвоживания нефти. Известно, что, в зависимости от спецификаций нефтяного месторождения и принятой технологической схемы сбора нефти и газа, проектируется и соответствующая .технологическая схема обезвоживания нефти на промыслах.

Для достижения эффективности обезвоживания в промысловых условиях в конечном итоге представляет интерес разработанная технология и выбор оптимальных параметров процесса, а также эффективность тепловых установок.

Исходя из изложенного, исследовались влияние температуры на отстой воды после термохимической обработки эмульсий. В результате исследований была построена зависимость ст = (Т), где а -остаточная обводненность, Т - температура отстоя.

Из зависимости следует, что с падением температуры до температуры структурообразования отстой происходит нормально. После падения температуры ниже из-за структурообразования отстой прекращается. С целью поддержания температуры в заданном режиме для отстоя воды в промысловых резервуарах нами разработан и внедрен "Трубчатый подогреватель", который входит в комплекс подготовки нефти [6].

С помощью этого "трубчатого подогревателя" можно температуру поддерживать в резервуарах после термохимической обработки эмульсий в заданном режиме. Он монтируется в резервуарах на подставках в 30см от дна резервуара.Теплоносителями могут быть: горячая вода, пар или горячий поток эмульсии в зависимости от теплоисточника и технологической схемы системы сбора и хранения нефти.

Следует отметить, что в НГДУ им. Н.Нариманова в основном осуществляется однотрубная система сбора нефти и газа. Сбор нефти производится на НСП мыса Сангачалы и на участке Дашгиль (Парк товарного резервуара - ПТР). В нефтях, поступающих на НСП, содержание воды достигает 40%. При этом, эмульсационная нефть перекачивалась через печи "трубы в трубе" с одновременной дозировкой дезмульгатора направляется в переточный резервуар с последующей транспортировкой самотеком в товарные резервуары. Автором была разработана технология промывка эмульсии горячей водой, насыщенной деэмульгатором [5] ( Рис.5.)

Рис.5. Принципиальная технологическая схема деэмульсации

нефти горячей водой, насыщенной деэмульгатором. 1 • сырьевой насос; 2 ■ дозаторный насос; 3 - расходная емкость; 4 ■ печи типа "трубы в трубе"; 5-6 - резервуары РВС - 5000; ! - 16-дюймовый коллектор; II ■ прием на сырьевые насосы; III - горячий трубопровод; П - переточный резервуар. 36

Соотношения эмульсии к горячей воде могут быть в пределах 1:1, 3:1, 4:1. С увеличением подачи эмульсии урочень в переточнЬм резервуаре следует поддерживать выше 4,5 м.

Подача деэмульгатора от 0,0012 до 0,003% (диссольван - 4411) и уровень воды в резервуаре от 4,5 до 7 м определяется по выходу товарной нефти соответсвуюшей кондиции. Нами в период по обезвоживанию смолисто-парафинистых нефтей в НГДУ им. "Н.Нариманова", высокая кондиция нефти достигалась при соотношении эмульсий к горячей воде 4:1, расходе диссольвана -4411 0,003% на 1 т эмульсии и уровне воды в переточном резервуаре 7 м. При этом пропускная способность в деэмульсационной установке увеличилась от 5000 до 10000 т/сут на эмульсии.

Преимущества указанной технологической схемы заключается в следующем:

• В тепловой установке вместо эмульсии нагревается подтоварная вода, насыщенная деэмульгатором, чем и достигается безопасность работы (с точки зрения пожароопасности процессов);

» Обезвоживание нефти происходит бесперебойно с поступлением эмульсии с промысловых систем, т.е. "старения" эмульсии не происходит, что и является одним из факторов эффективности процесса.

• Температура нагрева меньше (50-55°С) по сравнению с нагревом эмульсии в печах, где следовало поддерживать температуру 70-75 °С, с учетом потери тепла на межустановочном трубопроводе и создания благоприятных условий отстоя воды в нефтяной среде (в товарных резервуарах), что и способствует снижению тепловых потерь нефти.

Повторное использование тепла подтоварной воды и использования ресурса деэмульгатора, который находится в подтоварной воде.

IV. 5. Исследования эффективности применения деэмульгаторов.

. Эффективность обезвоживания нефтей на промыслах достигается в тем случае, когда все проведенные работы строятся на основании комплексных исследований и применения целого ряда различных технологий.

Этот раздел посвящен исследованию эффективности деэмульгаторов для термохимического обезвоживания нбфтей и некоторых особеннстей механизма действия деэмульгаторов на расслоение эмульсий.

В предыдущей главе рассматривалась проблема борьбы с отложениями парафина и некоторые проблемные вопросы, • касающиеся образования эмульсий.

Ядром подготовки нефти всегда служат деэмульгаторы, применение которых в настоящее время является международным техническим стандартом. Благодаря применению деэмульгаторов значительно уменьшаются затраты энергии и расходы на технологическое оборудование дорогостоящие катализаторы и прочее.

Применение эффективных деэмульгаторов на 25-35% снижает себестоимость тонны подготавливаемой нефти. Таким образом, при выборе деэмульгаторов следует постоянно учитывать новейший уровень техники и международный опыт по применению и синтезу деэмульгаторов, т.к. они имеют существенное значение для экономической эксплуатации установок подготовки сырой нефти.

Химической промышленностью бывшего Советского Союза и различными фирмами Германии, США. Японии и Англии разработанан целый ряд деэмульгаторов. В Азербайджане в качестве деэмульгатора использовали так называемый "контакт Петрова" или же промысловики его называли "осветленный контакт". Затем использовались НЧК и различные их модификации. Только с 1967 года в Азербайджан впервые начали поступать деэмульгаторы зарубежного образца "Диссольван 4411" фирмы БАФ (Германия).

В конце 80-х годов в Азербайджан начал поступать из Татарии двэмульгаюр "Реапон -4", который обходился значительно дешевле. На промышленное испытание поступал также деэмульгатор "Петролит 6344" (торговое название "Трзтолит"), который хотя но уступает "Диссольвану 4411" , но содержит экологически вредж ■ алкилфзнольные смолы и ароматические углеводороды, губительные для живых организмов.

В последнее время появились деэмульгаторы в 2-х модификациях по своим деэмулыирующим качествам оказались ниже чем "Диссольван 4411" и "Третолит". При создававшемся положение в принципе ставилась задача разработки нового деэмульгатора на базе местного сырья и химического компонента Азербайджана.

Мы с группой ученых интенсивно занимались поиском эффективых деэмульгаторов, в результате чего был предложен А1_КАМ-ОЕ 202 [241.

Проводились комплексные лабораторные исследования со стойкими нефтяными эмульсиями месторождений моря и суши. На основании этих испытаний, и результатов научно-исследовательской работы по санитарно-токсикологичесхой оценке, выполненно ассоциацией "Экология", был получен для промышленной нефти новый деэмульгатор.

В ноябре 1994 г. было завершено широкое промышленное испытание его во всех без исключения НГДУ на море. Испытания в которых участвовало свыше 50-ти специалистов, подтвердили эффективность нового деэмульгатора.

Сравнение результатов испытаний показало, что новый дезмульгатор "А1-КАМ ОЕ -202" име»;т ряд преимуществ по сравнению с зарубежными аналогами (см. Табл. 3).

Всего было проведено 26 испытаний, во время которых были переработаны 91840 тон эмульсий различной обводненности, из которых было получено 70065 тон кондиционной нефти. Посла получения положительных результатов работы в этом направлении были продолжены: переработано 244300.тон эмульсий, из которых получено 200 тыс.тонн нефти первой категории.

Известно, что эффективность деэмульгаторов определяется их расходом, качеством подготовленной нефти, содержанием в ней остаточной воды, солей, механических примесей, продолжительностью отстоя и себестоимостью. Кроме того, в настоящее время очень важным показателем является соответствие деэмульгатсра экологическим требованиям. В свете изложённого было установлено следующее:

Расход деэмулыатора. Во всех НГДУ "ALKAN ОЕ -202" расходовался значительно меньше по сравнению с "Диссольван -4411". В частности, эта разница по НГДУ составляет: "Булла-дениз" (нефти "Аляты-море") - 15,5%, им. "Н.Нариманова" ("Сангачапы-дениз", "Дуванный-дениз", о. Хара-Зире) - 33,5%, "Апшероннефть" ("Пираллахи", б. "Дарвина") - 15,2% и в остальных НГДУ показатели оказались благоприятными.

Качество и продолжительность обезвоживания нефти. Сравнительные данные показывают, что в случав применения "АЬКАЫ ОЕ -202", содержание остаточной воды в нефти меньше, чем при применении "Диссольвана" и "Сепарола". Причем, как отмечено выше, эти показатели получены при значительно меньших расходах нового деэмульгатора. Например, самая стойкая эмульсия НГДУ "Апшероннефти" при расходе 245% "диссольвана" и 285% "сепэрола" было достигнуто содержанке остаточной воды 0,4% и 0,2%, соответственно. Эти же показатели для "А1_КА!\! ОЕ -202" составляет 160,8 % и 0,2%, соответственно. Такие же картины наблюдаются по НГДУ "Гум адасы" , им "Н.Нариманова" и "Булла-дениз".

Себестоимость. Несмотря на показатели качества, прзвышающио "Диссольван - 4411", "АЬКАИ ОЕ - 202" на 35% дешевле, чем первый.

Деэмульгатор "А1КА1М ОЕ - 202", представляющий новое направление синтеза и на базе местного сырья, интересен и в экологическом аспекте.' Ассоциация "Экология" при Минздрава Азербайджана устанозила, что реагент относится к малотоксичным веществам 4-го класса опасности. "Гсскаспохраной" по взятым пробам воды после деэмульсации определено, что в подтоварной воде следы нефти отсутствуют. Кроме' того, проведенные. биотестирования позволили сделать заключение о том, что реагент токсического действия на живые организмы не оказывает. При комплесном исследовании установлено, что отсутствие следов нефти

в подтоварной нэфхи свидетельствует о наличии компонента в составе деэмульгатора вещества, которые способствуют не только расслоению эмульсий "вода в нефти" с вытеснением следовых количеств нефти из воды.

Для определения эффективности обезвоживания в промысловых условиях били проведены комплексные испытания "ALKAN DE - 202" с идентичными условиями по параметрам тармохимичэской доэмульсации. В конечном итоге представляет интерес разработанная технология и выбор оптимальных параметров процесса, а также эффективность теплосы х установок Эффэктианость обззвоживания, как отмочено выше, зависит также от совершенства и технико-зксллуатацонных показателей тепловой установки, ео надежности и простоты обслуживания.[5,12,25,36]

Б послоднее аремя на промыслах Азербайджана нашли пришнениз тепловые установки (почи) "трубы в трубе" изготавливаемые в зазодских условиях.Нами впервые проведены комплексные исследования с целью установления некоторых технико-экономических показателей этих дачей.

Для определения тбплолроизБодитопьности, пропускной способ нести сырья на заданном температурном перопаде и технико эксплуатационных показателей были проведены испытания печи в разных режимах. Испытзния производились в зимнее время исходная обеодмзнность - 40% и 50%. При испытании пени в качества горючегс. агента сжигилсп попутный газ.

Установлено, что КПД печи зависит от следующих факторе расхода газа, теплонапряжеиип камеры сгорания, теплонапряжену-* поверхности труб змеевиков и теплспроизводителбиости горелки /' 4 Горолки относятся к типам диффузионных, т.е. горение происходи боз принудительной подачи воздуха. В ходе исследования были проверены согьошевдя F > f0 путам подбора диамотрсе сопэл горилки. (F- сечеьнэ газораспределительного патрубка, f0 • сумма живых сочеиий сопэл горолки ).

При F <10 КПД медленно восстанавливается с увеличением расхода гага t; 324 /возникает обра . ный удар. Последний происходит при наличии большего напряжения каморы сгорания и превышения скорэсти распростр-шон;-;г! пламзии, скорости истечения газа из сопел герэлки.

Указанной явленно, о свою очередь, приводит или к химической напал нота сгореиия, или же к обратному удару. В результате с ó ратного удара происходит загазоэание камеры сгореиия что чр-зазто взрывами при повторном сжигании печи. Для улучшения смеитания струи газа с воздухом были изменены соотношсмио F/10. При условии F > f0, т.о.. живоз сечзнио на 12% моньшо живого сечолия газсраспродолитолн потрубка. с ув&личониом расхода газа происходит побышонйэ КПД. При расходо газа 273 нм3/час достигается максимальное значение КПД, что объясняется полнотой

сгоренин газа в связи с хорошим смесеобразованием. Дальнейшее увеличение приводит к неустойчивости горения, повышению тепловой нагрузки, способствующей уносу тепла дымовым газом, снижению КПД и срыву пламени.

В результате исследования процесса также установлено, что срыв пламени происходит тогда, когда скорость течения газозых струй превышает скорость распространения пламени и оно, отрываясь от горелки, гаснет. Это явление приводит к загазозанию камеры сгорения и возможным взрывам установки.

Рациональный режим работы установки достигается при 262нм/час, тепловом напряжении 42.103 ккал/м3 (в камора сгоронил) КПД при пульсациях будет варировать 0,78-0,90, которое обеспесчивает оптимальный нагрев и устойчивости работы в целом тепловой установки.

При испытании печи в качестве горячего агента сжигался попутный газ с теплотворностью 9000 ккал/нм3, относительным удельным весом 0,62-0,63. Количество тепла при горении определилось по формуле 6p«B-q (1)

где В - расход газа по расходомеру, нм3/час. Расход тепла на полезный нагрев эмульсии определяется из

теплового баланса Qn=1000(T2-T,)(GiY'iC,+G2y2C2> (2)

где Ti и Т2 - температура соответственно на входе и выходе сырья из печи;

G, G3 - количество воды и нефРи в эмульсии, м2;

Ti 72- удельный вес воды и нефти при Тг, г/см3;

С< С2- теплоемкость воды и нефти, ккал/кг°С.

Для практических подсчетов нами С2 принято 0,5 ккап/кг°С, т.е. С, =2Сг

Для определения производительности подачи сырья произведены следующие преобразования

Gi-JLG, G2-G - ñ_G » G(1 - б_) (3)

100 100 100 где G - производительность подачи сырья (или сырьевого насоса), м3./час,

5 - обводненность эмульсии, %.

Подставляя (3) в (2) и задаваясь числовым значениям С, и C¡ ,

получили: Q„=500AtG [0,02 8 7,+7г(1-0,01 5)3 ' (4)

Для определенной обводненности и коночной температуры Т2

выражение 0,02 5 y,+y2(!-0,01 5)=к может быть постоянной величиной. Следовательно Q„=500 Л í Gk (5)

Коэффицент полезной теплоотдачи тепловых установок печой

"трубы в трубе" определяется по формуле т] =

Тогда как QP=B -q

Qn=iyB-q (6)

Исходя из вышеизложенного, задаваясь перепадом температур и расходом газа из выражения (5) и (6) можно определить подачу сырья

G-iyBq

k500 Д t м3/час

Величина л - коэффицент полезной теплоотдачи в основном зависит от следующих факторов: теплонапряжения камеры сгорания, тепло напряжения поверхности нагрева труб змеевика, т.е. количество тепла, получаемого 1 мг поверхности нагрева в 1 час и теплопроизводительности горелки, т.е. пропускной способности последних, обеспечивающего устойчивое горение с минимальными потерями на полноту сгорания.

Пропускная способность горения и ее теплонаряженин

регулируется соотношением Frr/£/o

Frn - живое сечение газораспределительного патрубка,

I/o - сумма живых сечений сопел горелки.

Как было отмочено выше, для обезвоживания нефтой основным и завершающим процессом является термохимическая деэмульсацис При этом подогретая нофгь, поступая в товарные резервуары, име<>. тепловые потери s виде испарения ее легких компонентов. В это? > является весьма актуальная разработка технологических или дру!и. методов по сокращению потерь в виде испарений. Существуем газоураанительные системы с целью стабилизации и сокращение, потерь s товарных резервуарах при синхронной работе заполнения и опорожнения резервуаров. Однако, не всегда достигается синхронна» работа резервуаров. Поэтому разработка реагентов предотзраща-ющим испарения нефти и при ее хранении весьма представляет практическую ценность. Следующая глава посвящена этому важнейшему вопросу.

Таблица сравнения эффективности деэмульгаторов

Таблица 3

Кол-во Кол-во Темпе- Время Показатели готовой нефти

№ Название Время Название эмуль воды в ратура расслое Расход Кол-во

НГДУ проведения реагента -сии эмуль- нагре- ния Коли- деэ- остаточ-

испытаний сии ва чество муль-гатора ной вод»

(тон) (%) ГС) (часы) (т) (г/т) (%)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10- 11

1. "Н.Нари манова" 02 по 08 XI.1994 А1КАЫ ОЕ-202 934р 29,0 47 1-2 6612 80 0,30

5,9,10,15-19 Сепарол 20128 29,0 46 4-6 14274 130 0,42

VIII.1994 3337

8,10,11,18-20 Диссолван 15576 29,0 48 4-6 11083 130 0,40

IX. 1994 4411

2. "Гум Адасы" 04 по 07 XI.1994 А1КАИ ОЕ-202 5010 57,6 55 2 2130 121,5 0,05

Средн. за Сепарол 34549 44,5 55 2 19020 263 0,08

Август 1994 3337

Средн. за Диссолван 38749 44,0 55 2 21102 137 0,04

Февраль!934 4411 , . ...

/

1 2 3 4 5 6 • 7 8 9 10 11

3. "Абша-роннефть" 08 по 11 XI.1994 ОЕ-202 21 П 21,0 75 4 1665 160,8 0,2

Средн.за Август 19Э4 Сепарол 3337 17901 29,7 75 8-10 12260 285 0,2

Средн.за Февраль1994 Диссолван 4411 16460 31,3 75 8-10 10920 245 0,4

4. "Булла-дениз" 03 по 09 XI. 1994 А1.КА1\1 ОЕ-202 6591 40,0 53 4 3955 110 0,35

с 25 по 30 окт. 1994 Сепарол 3337 5160 40,0 52 4 3096 130 0,21

с 10 по 14 март 1994 Диссолван 4411 • 4620 40,0 53 4 2772 130 0,20

5. "28 Мая" "Нефт Дашлары" 10 по 13 XI. 1994 А1_КАГ^. ОЕ-202 68788 10,3 42 3 61703 30,8 0,42

27-го 28-го окт. 1994 Сепарол 3337 10,3 40 4 26966 34,1 0,3-0,9

IV квартал 1994 Диссолван 4411 • " 42-45 3 1786651 34,0 0,2-0,7

Глава V.

ПУТИ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ПОТЕРЬ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ В ПРОМЫСЛОВЫХ РЕЗЕРВУАРАХ

Уникальная особенность гетерогенных систем обуславливается наличием в нефтпх различных фракций и смолистых, асфальтеновых и парафиновых составляющих, а также широким использованием в нефтедобыче и транспорте полимерных и поверхностно-активных добавок к различным жидкостям. Одну из ведущих и незаменимых ролей в этом направлении играл и играет академик А.Х Мирзджанзадэ, который впервые предложил для реальных жидкостей в нефтедобыче модель вязко-пластичной среды. "Пути предотвращения потерь нефти и нефтепродуктов" основаны на идеях и разработках академика А.Х.Мирзаджанзаде, реализация которых рассмотрена в данной главе.

Постоянный рост числа эксплуатационных скважин сопровождается соответствующим развитием систем сбора, транспортировки и подготовки добываемой нефти и нефтепродуктов. Соответственно увеличиваются потери нефти и газа как при освоении и ремонте скважин, так и на установках подготовки нефти и в товарных парках, за счет испарения легких фракций /28/.

Для выявления причин и количества потерь нефти, нефтепродуктов и газа по морским месторождениям нами проведен всесторонний анализ состояния сбора, транспортировки и хранения нефти [17,18,19,22].

Транспортировка нефти и нефтепродуктов осуществляется следующим образом: нефть с отдаленных скважин, находящихся на отдельных основаниях^ эстакаде, за счет повышенного давления на устьях, поступает на нефтесборный пункт (НСП), а оттуда насосами подается в общий коллектор; из остальных промежуточных скважин продукция, за счет давления на устьях скважин, подается в другой сборный пункт с последующим откачиванием на деэмульсационную установку.

• На НСП нефть подают в сырьевые резервуары, затем добавляют в нее деэмульгатор из емкости и центробежным насосом через подогревательную печь, подают в резервуары и оттуда откачивают на нефтеперерабатывающие заводы. Вода, после отстоя нефти в резервуарах, поступает в ловушку для улавливания нефтяной пленки, а затем на поле испарения. Нефть из ловушки насосом откачивается в амбар, после чего поступает в линию, ведущую в нефтесборный пункт.

В систему сбора и транспортировки входят 10 сырьевых и 5 товарных резервуаров (Табл.4). Основные потери нефти и

нефтепродуктов приходятся на долю резервуаров нефтесборных пунктах.

Намй рассмотрены фактические потери нефти на нефтесборных пунктах.

Таблица 4

N0 Назначение резервуаров Кол-во резервуаров Углеводороды Плотность

сн С, с2 С« (кг/м3)

1 Сырьевой 2 52,35 60,00 62,88 63,82 0 ,9550

2 .н. 2 / 52,24 66,44 69,83 78,66 0,9550

3 » 1 44.20 66,30 68,70 75,40 0,9514

4 » 1 51,70 59,00 59,39 71,66 0,9450

5 . •. 4 55,38 71,24 62,56 77,15 0,9550

6 Товарный 3 38,20 38,50 37,20 76,10 0,9533

7 2 12,42 32,88 31,93 34,31 0,9555

Таким образом, при Т0=293°К потери за час составляют 0,65 т, а за сутки и за год - 15,6 и 5692 г, соответственно. Общие потери нефти по сырьевым резервуарам фактически составляют 57184 т в год, а по товарным -17808 т. Суммарные потери нефти по месторождению за год составляют 74992 т.

В результате подсчета установлено, что потери нефти по сырьевым резервуарам составляют 1,42, а по товарным - 0,44% от годовой добычи нефти.

Потери нафти, в основном, происходят из-за недостаточной герметизации замерных устройств. Как показано выше, один из путей потери нефти тесно связан с испаранивм сырьевых продуктов при их хранении (а также сборе и транспортировке).

Нами с соавторами разработан состав, предотвращающий испарение нефти и летучих органических жидкостей с открытой поверхностью, который может быть использован для снижения испа-рания нефти при ее хранении в промысловых резервуарах /36,40/.

С помощью разработанного состава снизились испаряемость нефти на 17-20% за счет использования состава, содержащего латекс БСНК, натриевую соль нафтеновых кислот мылонафта и натриевую соль карбоксиметилцеллюлозы при следующем соотношении компонентов (мас.%): натриевая соль нафтеновых кислот мылонафта 16,0 - 20,0, натриевые соли карбоксиметилцеллюлозы 0,3-0,7, латекс БСНК - остальное.

V Нами в лабораторных условиях по серии повторяющихся экспериментов (результаты 10 экспериментов приводятся в таблице 10) определены критерии повышения эффективности предохранения нефти от испарения. Полученные результаты нашли свое широкое

практическое применение. Так как 0,5-103 кг мылояафта- в химическом стакане (5-мЛл3), затем добавляют 81,5Ю3кг латекса БСНК. Смесь подвергают интенсивному (3,33 с"1) перемешиванию в течение 900-1200 с. Из образованной пенистой массы (0,009кг) наносят на поверхность 0,1 кг нефти, которая находится в химическом стакане диаметром 0,05 м. Пенистая масса, растекаясь по поверхности нефти, равномерно покрывает ее. Стакан вместе с содержимым помещается в термостат (Т«338 К) и через 2,592-105с определяется параметр снижения испарения нефти по следующей формуле:

П .

2=100- П0 -100% где, 2 - снижение испарения нефти:

П и П0 - потери (кг) от испарения нефти соответственно с покрытием и без покрытия поверхности нефти.

Масса нефти постоянная (0,1кг) во всех экспериментах, слой пленки имеет толщину 8мм, объемная масса пленки составляет 420 кг/м3.

Технологическая схема нанесения герметизирующего состава следующая: необходимое количество компонентов загружают в емкость мешалки « при помощи турбинки, приводимой з движение от электродвигателя с частотой вращения 3,33 с"1 р течение (15-20) 60 с интенсивно перемешивают, после чего при помощи сжатого воздуха, подаваемого из компрессора, полученный состав подают через пенную камеру на поверхность нефти в резервуар, где происходит формирование покрытия из герметизирующего состава. Резервуар оставляют в покое в течение 24ч. Затем резервуар опорожняется и в дальнейшем эксплуатируется согласно технологическому режиму.

Таблица 5.

Кол-во эксп -ов Состав герметизирующей композиции, мас.% Потери нефти без покрытия п0,% Потери нефти С покрытием Снижение испарения нефти, %

Мылонафт КМЦ Латекс БСНК

1 12 0,4 87,6 10,3 8,0 22

2 16 0,4 83.6 10,3 2,7 74

3 18 0,4 ет.б 10,3 2,3 - 78

4 20 0,4 79,6 10,3 2,4 77

5 24 0,4 75,6 10,3 6,0 42

6 18 0,1 81,9 10,3 8,8 14

7 18 о,з 81,7 10,3 2,6 75

8 18 0,5 81,5 10,3 2,3 78

9 18 0,7 81,3 10,3 2,5 76

10 18 1,0 71,0 10,3 2,5 76

Пленка герметизирующего состава является эластичной, прочной и инертной по отношению к нефти и от применения повысилась эффективность снижения испарения нефти (как отмечено выше 1721%), что естественно привело к снижению загрязнения атмосферного воздуха углеводородами.

В Таблице 5 приведены нормы латекс БСНК. А в Таблице 7 приведены сравнительные данные по снижению испарения нефти с помощью предлагаемого и известного сотава. Как следует из Таблицы 5 предлагаемый состав позволяет повысить эффективность снижения испарения нефти на 13-23%.

В таблице 8 приведены данные о толщине слоя пленки, которой является оптимальной в диапазоне (5-15-15 Ю 3)м.

Таблица 6

Показатели Норма

Массовая доля сухого вещества.% >38

Поверхностное натяжение.мН/м ^ 42

Жесткость полимера (каучука из латекса),Н(гс) 20-50

Массовая доля незаполимеризованных мономеров,%

Стирол <0,1

Нитрил акриловой кислоты <0,05

Массовая доля легколетучих углеводородов С2 - С4,% <0,02

Массовая доля антиоксиданта агидол - 2,% 0,7-1,6

Показатель концентрации водородных ионов, рн >8,5-9,6

Таблица /

Тем-ра Потери нефти с покрытием, Снижение испарения

т п,% нефти,%

С помощью С помощью С помощью С помощью

предлагаемого известного предлагаемого известного

состава состава состава состава

293 0,9 2,8 86 73

303 1,1 2,9 85 71

313 1,6 3,2 84 69

323 1,8 3,6 82 65

333 2,1 4,0 80 61

338 2,3 4,4 78 57

343 2,7 5,1 74 51

Таблиц? 8.

Толщина плавающей пленки / мм / Снижение испарения нефти,%

Предлагаемый состав Известный состав

3 38 25

5 76 55

8 78 57

12 81 .. 59

15 82 61

20 82 61

Данные по снижению испарения нефти в зависимости от времени испарения, представленные в Таблице 7, также показывают эффективность предлагаемого состава по сравнэнию с известным.

Таблица 9.

Время испарения нефти, . /ч/ Снижение испарения нефти,%

Предлагаемый состав Известный состав

4 88. 69

12 85 65

24 83 62

48 80 60

72 78 57

В таблице 10 приведены данные о снижении испарения нефти из различных месторождений.

Таблица 10.

Нефти месторождения Снижение испа рения нефти,%

С помощью предлагаемого состава С помощью известного состава

1 78 57

2 . 77 57

3 81 61

4 84 66

5 85 69

В Таблице 10 приведены данные о снижении испарения нефти из различных месторождений. Как следует из Таблицы 10 предлагаемый герметизирующий состав может эффективно применяться для нефтвй из различных месторождений. Так в результате внедрения микроэмульсионных композиций на основе латекса БСНК для предохранения нефти от испарения, в НГДУ им.Н.Нариманова в 1987/88 и 1990/92 годах при объеме внедрения в 6 резервуарах (из них 2 резервуара по 2000 м3, 4-по 500м3) экономические эффекты составили 185 тыс.руб. (Цены за 1987г.) и 370 тыс. руб. (Цены за 1988г), соответственно.

Таким образом, при испытаниях получены положительные результаты в виде сокращения потери нефтей на 75-80% и разработанный нами состав рекомендован для широкого использования в товарных парках резервуаров.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ:

Проведенные многолетние комплексные исследования по повышению эфсрективности процессов сбора, транспорта <л подготовки нефти в сложных условиях морских нефтяных месторождений Азербайджана позволили дрмдти к следующим основным выводам-.

1. На базе промысловых экспериментальных исследований, изучен процесс теплообмена потока в морской среде и установлен тепловой режим, позволяющий наиболее эффективно бороться с отложением парафина в поцессах сбора, транспортировки и подготовки нефти.

2. На основании применения микроскопического анализа впервые установлено влияние чисел Фруда и Рейнольдса на дисперсность эмульсий.

3. Путем проведения экспериментов и наблюдений установлено новое явление — "эффект двойных энергитических барьеров", обусловленный содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов нефтей.

4. Предложена и внедрена новая технология промывки эмульсий в подтоварной водной среде с насыщенным деэмульгатором, позволяющая уменьшить расход деэмульгатора и увеличить полезный объем товарного резервуара.

5. Разработан высокоэффективный деэмульгатор "Алкан ДЕ-202", изготавливаемый на основе местного сырья, универсальный по своим деэмульгирующим свойствам, малотоксичный и экологически более чистый по сравнению с существующими деэмульгаторами.

6. Выведена эмприческая формула для определения количества подпваемой на тепловую установку эмульсии в зависимости от коэффицента теплопередачи, перепада температуры, расхода и теплотворности газа.

7.Проведено промышленное испытание разработанной с соавторами новой композиции, обладающей вязко-упругими свойствами, способствующими снижению потери нефти в промысловых и товарных резервуарах на 75%, что имеет важное значение и для экологии воздушного бассейна; композиция рекомендована для широкого внедрения а нефтяном хозяйстве.

8. Предложена и внедрена методика, позволяющая спредилнть влияние физических полей, и ПАВ на процесс парафиноотложения

9. Экономический эффект от внедрения комплекса мероприятий в цикле сбора, транспорта и подготовки нефтей в сложных гидродинамических условиях, составил з общей сложности свыше 11 млрд. манат (расчет произведен в соответствии с индексом перехода от цен 1991г. к ценам 1995 г.)

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ, ПОЛОЖЕННЫХ В ОСНОВУ НАСТОЯЩЕГО ДОКЛАДА.

1. Абдуллаев Г.М., Алиев B.C., Гумбатов Г.Г и др. "Состав для изоляции водоносных зон нефтяных пластов", Авторское свидетельство, № 1091615, от 8.01.1984г., с.1-2

2. Алиев H.A., Гумбатов Г.Г., Гамидов С.Г. и др. "Особенности теплового режима подводных нефтепромысловых трубопроводов" АНХ, № 7,1971 г., с. 45-47.

3. Гумбатов Г.Г. "Применение центробежного насоса типа 2-НФВМ для откачки контакта". АзИНТИ № 21, 1969., с.1-2

4. Гумбатов Г.Г. "Термокамера для замера температуры нефтегазопроводов". АзНИИНТИ №36, 1970. , с.1-3

5. Гумбатов Г.Г. "Деэмульсация нефти промывкой горячей водой, насыщенной деэмульгатором". АзНИИНТИ № 54, 1970., с.1-4

6. Гумбатов Г.Г. "Трубчатый подогреватель для нагрева нефти в промысловых резервуарах". АзНИИНТИ № 52, 1970., с.1-4

7. Гумбатов Г.Г. "Обвязка напорной линии сырьевых насосов с резервуарами парка для увеличения высоты полезного взлива", АзНИИНТИ ТИ № 30, 1971г., с.1-3

8. Гумбатов Г.Г., Саламов С.О., Мамедов Э.И. "Кислотная обработка скважин, расположенных на отдельных морских основаниях, непосредственно с эстакады", АзНИИНТИ ТИ, № 62,1973 г., с.1-2

9. Гумбатов Г.Г. "Расслоение, водонефтяных эмульсий в зависимости от компонентного состава природных эмульгаторов", "Нефтепромысловое дело",№10, 1976 г., с.14-15

10. Гумбатов Г.Г., Мурадов Н.М. "Некоторые данные о структурно-механических свойствах несртей месторождений Сангачалы-море, Дуванный-море", АНХ, № 2, 1972., с.21-22

11. Гумбатов Г.Г., Саламов С.О. "Внутритрубопроводная деэмульсация конденсата" АзНИИНТИ ТИ, № 32, 1971 г.. с.1-3

12. Гумбатов Г.Г. "Последовательный режим работы печи "трубы в трубе" АзНИИНТИ ТИ, № 37,1971 г., с.1-2

13. Гумбатов Г.Г. "Номограмма для определения параметров деэмульсационной установки" АзНИИНТИ ТИ, № 37,1971 г., с.2-4

14. Гумбатов Г.Г., Захарова В.П., Саламов С.О. "Депарафинизация подводных выкидных линий скважин способом одновременной закачки пара и растворителя", АзНИИНТИ ТИ, № 39,1971 г., с.1-4

15. Гумбатов Г.Г. "Автореферат каид. диссерт. "Исследование эмульсий нефтяньбсместорождений Сангачалы-море. Дуванный-море, о.Булла, Калмас, и Умбаки и обезвоживание их термохимическим методом", Баку,1971 г. , - 26 с.

16. Гумбатов Г Г. "Влияние газового фактора и перепада давлении на дисперсность эмульсии" АНХ, № 5,1972. , с.23-24

17 Гумбатов Г.Г., Джафаров A.A.. Сулейманов Ш.А. "О перевс>де компрессорных скважин на бескомпре-сорный газлифт", АзНИИНТИТИ, №8, 1972 г. , с.1-2

18. Гумбатов Г.Г., Гулиева A.A., Бильмес Т.Н., Сарыев С.К., Меликов Х.Н. "О потерях нефти в промысловых резервуарах", ЖТХ, № 8, 1975 г. , с.36-38

19. Гумбатов Г.Г. и др. "Состав для предохранения нефти от испарения", Авторские свидетельства, № 1707048, от 22.09.1991г. , Ç.1-4

20. Гумбатов Г.Г. и др. "Специфические условия сбора, подготовки и транспорта газа морских месторождений", Нефтепромысловое дело, № 8,1976 г. , с.58-60

21. Гумбатов Г.Г., Аббасов Э.М., Меликов Р.Х. "Определение динамических нагрузок, воспринимаемых сепаратором при совместном сборе нефти и газа", "Нефть и газ", № 2,1985. , с.71-76

22. Гумбатов Г.Г., Дашдиев P.A. и др. "Способ получения герметизирующего состава для предохранения ' нефти от испарения", Авторские свидетельства, № 1631920, от 01.11.1990г., с.1-2

23. Гумбатов Г.Г."Некоторые проблемы борьбы с парафиноотложени-ем в условиях морских нефтяных месторождений" АНХ,№7,8 1995г. с.63-65

24. Гумбатов Г.Г. "О результатах промышленного испытания нового деэмульгатора - "ALKAN DE-202", АНХ, № 9-10 1995., с.49-52

25. Гурбанов P.C., Аббасов Э.М„, Гумбатов Г.Г. "Об определении динамических нагрузок воспринимаемых колонной головкой при обрыве насосно-компрессорныхтруб", АНХ, № 6, 1979. с.40-42

26. Джафаров A.A., Мамедов Х.И., Мамедов Г.З., Гумбатов Г.Г. "Об эффективности применения нагревательных печей "трубы в трубе" для обезвоживания нефтей". НТС " Нефтепромысловое строительство ". ВНИИОЭНГ, № 4,1969. с.11-14

27. Джафаров A.A., Гумбатов Г.Г., Зейналов Т.К., Мамедов Х.М. "Эмульгатор низкого давления", АзНИИНТИ ТИ, № 20, 1970 г. с.1-2

28. Джафаров A.A., Алиев H.A., Гумбатов ГГ., Гамидов С.Г., Расулов Н.С. "Термическая депарафинизация подводных нефтегазопроводов растворителями" АНХ, № 9, 1970. с.28-31

29. Джафаров A.A., Гумбатоз Г.Г. "Совмещение внутрискважиной деэмульсации с подливом жидкости в пробкообразующие скважины", АзНИИНТИ ТИ, № 23,1972 г.с.1 -2

30. Джафаров A.A., Гумбатоз Г.Г. "Холодная деэмульсйция на нефтесборном пункте", АзНИИНТИ ТИ, № 23, 1972 г. с.2-3

31. Джафаров A.A., Сулейманов Ш.А., Гумбатов Г.Г. "Диаграмма для подсчета и контроля расхода газа (сжатого воздуха)", АзНИИНТИ ТИ, №8, 1972 г. С.1-2

32. Джафаров A.A., Алиев H.A., Мурадов Н.М., Гумбатов Г.Г. "Способ определения интервала забития парафином нефтепровода" Авторское свидетельство, № 383955, от 07.03.1973 г. с.1-2

33. Кулиев A.M., Ашимов М.А., Султанов Б.И., Мамедова М.А., Мурсалова М.А., Мамедкулиева М.., Курбанов М.А., Нагиев A.M., Гумбатов Г.Г. "Опытно-промысловое испытание нефтераство-римых диалхилдиамидодитиофосфатов для предотвращения отложений парафина", Нефтепромысловое дело, № 1, 1976 г. с.32-33

34. Кулиев А.М., Ашимов М.А., Гумбатов Г.Г. и др. "Способ предотвращения отложения парафина при добыче и транспорте не!фти", Авторское свидетельство, № 662698, от 22.01.1979 г. с.1 -2

35. Кулиев A.M., Байрамов A.M., Багиров Н.М., Гумбатов Г.Г. "Состав для обезвоживания нефти", Авторское свидетельство, № 988856, от 18.06.1980 г. с.1-4

36. Мамедов С.М., Джафаров A.A., Мамедоа Х.М., Мамедов Г.З., Гумбатов Г.Г. "Некоторые эксплуатационные показатели печи "трубы в трубе". АНХ, № 5,1969. с.44-45

37. Мамедов Г.З., Гумбатов Г.Г., Мамедов Х.М. "Структурно-механические свойства водонефтяных Эмульсий". АНХ, № 12, 1969. с.32-43

38. Мамедов Х.М., Гумбатов Г.Г. "Упрощенный контактный смеситель". АзИНТИ, вып. 32,1969. С.3-4

39. Мамедов Ф.А., Кулиев Р.П., Гумбатов Г.Г.и др. "Автоматизация работы дозаторных насесов и сигнализации необходимости пуска агрегата для поддержания заданных давлений в выкидной линии и в затрубном пространстве скважины", "За технический прогрес", №7,1974. с.1-3

40. Мамедов Ф.А., Гумбатов Г.Г. "К расчету термической двпарафи-низации нефтегазопроводе« растворителями", АНХ № 3, 1972. с.34-35

41. Мамедова S.A., Ахмедов ID.Т., Аюбова A.M., Гумбатов Г.Г. и др. "Состав для внутрискважинной деэмульсации", Авторское свидетельство, № 1476860, от 03.01.1989г. с. 1-2

42. Мирзаджанзаде А.Х., Хасаев A.M., Джафаров A.A., Гумбатов Г.Г. и др. "Временное методическое руководство по проектированию и анализу разработки морских, нефтяных, газовых и газоконденсат-ных месторождений", АзИНефгехим, 1980г.,-130 с.

43. 0улейманов А.6., Мамедов Х.М., Мамедов Г.З., Гумбатов Г.Г. "Некоторые вопросы обезвоживания Сангачалы-Дуванный-море", АНХ, №1,1970г. с.32-35

Научный вклад, внесенный лично соискателем в работы, ' написанные в соавторстве:

[1,19,22,32,34,35,41] - постановка и техническое решение

задачи;

54

[2,8,14,18,25,30,36,43] - постановка задачи, теоретические и эксг

пёриментальные исследования, сравнение результатов;

[11,17,20,25,27,31] - разработка технологии и проведение

исследований;

[21,26,28,29,42] - технологическое решение задачи;

[10,33,37,38,39,40] - постановка и научное обобщение экспериментальных результатов исследований.

h .h .Иумботов

Азорба/чанын дэниз нефт ¿атагларында муроккоб шораитдо нефпн /ышлмасы, ногли во Ьазырланмасы просеслориндэ соморолили/ин артырылмасы.

Ихгнсас: 05 15 06 - Нефт во газ атагларынын ишлонмоси ч. истисмары.

Техника елмлори доктору алмлпик дорочоси алмаг учун нлмг мо'рузо шоклиндо тогдим олунмуш дассерracnja ншинин

ХУЛАСЭСИ

Сон заманлар Азор6а)чанда нефт i тагларынын ахтарыши « ишлонмоси осас е'тибары ило Хозор д^ппзи секторунда апарыныр МоЬз бу бахымдан мо'дон дах или ¡ыгым системи, нефтин нагни Ьазырланмасы сон дорэчо аетуаддыр во 6ejy* халг тосорруфам* аЬоми]рти кэсб едир. Бунунла элагодар олараг суалты хотлэрда парафин чекмоси, ryjy дахили парафинло мубаризо, мо'дон дахили ¡ырым системиндо муроккоблошмолорло мубаризо, нефтин букунку толобатына yjFyH Ьазырлакмасы кунун толобидир.

Хозор донизинин Азэрба]чгн секторунда дониз нефг {атагларынын (Нефт Дашлары, Палчыг Пиллилоси, 5ahap, Гум адасы, Кунэшли. Сонкэчал-дэниз, Элот-дониз) нефтлоринин анапизи косторир ки, бу нефтлордо парафин, асфалтенлор, готран компонентлэри мевчуддур во бу компонентлор ryjy дахилиндо, атгы хоттлориндо муроюсоблошмолор омоло котирмэклэ чотин сусузлащдырыпан емулси]алар омоло кэтирир. Бу муроккоблошмолор гу/уларын истисмарында, нефтин ноглиндо во Ьазырланмасыпда лроблемлэр japaAup. Бу. проблемлорин 1юлпинин елми осасларынын ишлонмоси, муЪондис ахтарышлары во бунларын ксниш тотбигинин Ио}ата кечирилмосиндэ бутоалукдо комплекс шокидцо бахылмасы заруридир.

Moh3 бу бахымдан нефтин ^ыгылмасы, ногли, Ьазырланмасы, иткилэрло мубаризо усулларыиын ишлонмоси, соморолили)им артырылмасы осас могсод кими Bah ид систем шоклиндо бахылыр.

Елми мо'рузодо дониз шораитиздо бору ило нотл олуиан нефтл;' дониз муЫти арасында истилик дэ]ишмэси во бунунла олагодар парафи чекмэсинин хграктери &рашдирылмыш, сома роли мубаризо усуплгры верилми.шдир.

Суалты хоттлэрдэ истили]ин отурмо омсалы муоцон едипмиш во '». гуру шораитиндо 6 -И О дофэ артыгдыр.

Ре^нолдс ододинин емулсьфтын давамлыльиыиа ■ i s-.fiv арашдырьшмышдыр.

Республикада истеЬсал олунгн деемултатордарь»! ке.иии . тар мипаслы сынаглары апарылмыш во бу сынагларла "Ликам"!.»- .vwi-чуу реакентлордэн устун олдугу эсасландырылмышдыр

Нефтин Ьазырланмасы просесиндо иткилорло мубарилоних oj'mh о. точруби осаслары ишлэнмиш во caHaje миг^аслы сынт иш'нри ь;им. чатдырылмыищыр.

ABSTRACT

H.H.Humbatov

ine effective enhance in the processes of oil collection, transportation and preparation at the challangable conditions of the off shore oil fields of Azerbaijan.

Speciality 05 15 06 the development and exploitation of oil and gas 'ields.

Presented as scientific report for getting a degree of doctor of •echnica/ sciences

ne survey any -j^velopment of the oil fields in the cff-shoib ecently beeing carried out at the Caspian Sea sector. And from this point il view thr oil collection system, oil transportation and preparation are of great important and have significant roles at the national economy.Relativly, the following is a requirement today for the preparation of the oil - eliminating of the paraffin sediments in the subsea pipe-lines, interwell paraffin arresting, and the struggle with the difficulty arising in the interaccumulation system.

The oil analysis cf off-shore fields in the Caspian Sea ( Oily Rocks, Muddy Hill.Bahar, Sandy Island, Guneshly, Sangachal-Sea.Alat Sea )show that the oil in these fields contain paraffin,asphaltum, resin and the component create difficulty in the well and flow-lines, as well as a hard emulsion.

These difficulties present problems in the way of well exploitation, oil transportation and preparation. Ail these problems should be solved in the complex form based on the scientific and engineering research basis and implimented effectively. In this regard, hte accumulation of oil, its transportation, preparation, avoiding the oil loss and improving the effectiveness are the main objectives.

They have shown the methods of effectiveness in the scientific report where the paraffin setling character is clarified on basis of the temperature changes: between oil transporting pipe line and atmosphere.The heat-passing ratio in the subsea lines is identified and it is more than in the onshore by 6:10 times. And Reynold figure impact on emulsion strenght has been identified. There have been carried out demuisify testings on industrial basid and the results have been much better than any existing reagents.

The scientific and practical foundations against the oil-loss in the preparation process and the industrial based tests have been completed.

Псч. л.£ £Тип. АГНА Баку-ГСП, пр. Лэадлыг, 20

ЛЗЭРБЛтН Д6ВЛЭТ НЕФТ AKAДEMИJACЫ «НЕФТ, ГАЗ ВЭ КИМЛАНЫН КЕОТЕХНОЛОЖИ ПРОБЛЕМЛЭРИ» ЕТИ

Эл]'азмасы Ьугугунда

ЬУМБЭТОВ ЬЭСЭН ЬАШЫМ орлу

АЗЭРБАЛЧАН ДЭН ИЗ НЕФТ МТАГЛАРЫНДА МУРЭККЭБ ШЭРАИТДЭ НЕФТИН ЛЫРЫЛМАСЫ, НЭГЛИ ВЭ ЬАЗЫРЛАНМАСЫ ПРОСЕСЛЭРИНДЭ СЭМЭРЭЛИЛШИН АРТЫРЫЛМАСЫ

05.15.06 — Нефт вэ газ ]атагларынын ишлэнмэси

Техника елмлэри доктору алимлик дэрэчэси алмаг учун

елми мэ'рузэ формасында тэгдим олунмуш

ДИССЕРТАС1иЛ БАКЫ — 1996