автореферат диссертации по химической технологии, 05.17.07, диссертация на тему:Влияние природы твердых углеводородов и депрессорных присадок на образование парафиновых отложений

ОСНОВНЫЕ УСЛОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ.

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР.

1Л. Газонефтяные системы.

1.2. Классификация нефтей.

1.3. Некоторые реологические свойства нефтей.

1.4. Асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО).

1.4.1. Состав АСПО.

1.4.2. Факторы, определяющие процесс парафинизации.

1.4.3. Ингибирование парафиновых отложений.

1.5. Депрессорные присадки (ингибиторы парафиновых отложений).

1.6. Механизм действия депрессорных присадок.

1.7. Транспорт высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов.

1.8. Транспорт высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов в присутствии ПАВ.

1.9. Экспериментальные установки, моделирующие процесс образования АСПО и перекачку нефти и нефтепродуктов.

Актуальность работы.

В общем объеме добычи нефти доля вязких и высокозастывающих парафиниетых нефтей составляет значительную часть. Для ЗападноСибирского региона в связи с перемещением добычи нефти в северные районы, доля таких нефтей заметно выше. При добыче, сборе, транспорте и переработке парафиниетых нефтей существует две главные проблемы -проблемы перекачки нефтей и образования асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО). Перекачка парафиниетых нефтей при температурах окружающей среды характеризуется значительными гидравлическими сопротивлениями. Существуют проблемы повторного запуска нефтепроводов после временной их остановки. Отложение твердых парафинов на внутренних стенках насосно-компрессорных труб скважин, на стенках промысловых и магистральных трубопроводов приводит к сокращению дебита скважин, уменьшению объемов перекачиваемой нефти, механическому разрушению труб и поломке насосного оборудования [1]. Особенно остро проблема парафинизации стоит для месторождений, характеризующихся повышенным содержанием парафина в нефтях (6-10% мае.) и наличием вечно мерзлых пород в районах Крайнего Севера Западной Сибири.

Механизм парафинизации скважин и трубопроводов остается недостаточно изученным. Большинство данных, относящихся к процессу парафинизации, основано на наблюдениях систем добычи, сбора и транспорта нефти, на изучении химического состава и физико-химических свойств асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО). Экспериментальные данные по процессу образования АСПО, полученные на лабораторных установках немногочисленны и противоречивы. Установки сложны в исполнении, требуют значительных затрат времени и плохо моделируют реальные условия. В результате существующий уровень знаний по рассматри6 ваемой проблеме не позволяет прогнозировать образование АСПО, выбирать подходящие способы борьбы с ними в зависимости от физико-химических свойств нефти, в частности от природы и химического состава твердых парафиновых углеводородов. Не изучено влияние природы твердых парафиновых углеводородов и на транспорт высокозастывающих неф-тей.

В проблемах перекачки парафинистых нефтей и образования асфаль-то-смоло-парафиновых отложений (АСПО) общим является не только присутствие в нефтях твердых парафиновых углеводородов, но и общие пути их (проблем) решения.

Целью работы являлось экспериментальное моделирование в лабораторных условиях на специально созданных установках, работающих в условиях, приближенных к реальным, процессов образования АСПО и перекачки парафинистых нефтей в зависимости от природы и содержания твердых парафиновых углеводородов, присутствия в модельных растворах твердых углеводородов асфальто-смолистых веществ и депрессорных присадок.

Задачи работы:

- создание специальных экспериментальных лабораторных установок, работающих в условиях, приближенных к реальным, для моделирования процессов образования АСПО и для моделирования перекачки парафинистых нефтей;

- исследование влияния содержания и природы твердых парафиновых углеводородов в моделях нефти на процессы образования АСПО и на перекачку парафинистых нефтей;

- исследование влияния асфальто-смолистых веществ и депрессорных присадок на процессы образования АСПО и на перекачку парафинистых нефтей;

- обработка экспериментальных данных и вывод эмпирических корреляционных уравнений для расчета нефтепроводов в условиях ламинар7 ного режима транспорта высокозастывающих парафинистых нефтей и нефтепродуктов с учетом природы твердых углеводородов;

- исследование фазовых и структурных переходов в модельных системах парафиновых углеводородов.

Научная новизна работы.

- Показано, что при прочих равных условиях на холодных металлических поверхностях в виде парафиновых отложений (ПО) преимущественно выделяются церезиновые углеводороды. н-Парафиновые углеводороды имеют меньшую способность к выделению на холодных металлических поверхностях в виде ПО. Интенсивность образования ПО с понижением температуры кипения низкозастывающей части нефти существенно выше для твердых углеводородов петролатума. Установлено, что при содержании 70-85% масс, твердых парафиновых углеводородов в смеси с церезиновыми наблюдается аномально низкий выход ПО. Показано, что в чистом виде в отсутствии твердых парафиновых углеводородов асфальто-смолистые вещества в широком диапазоне их содержания в нефти не дают заметных твердых отложений на металлических поверхностях.

- Показано, что независимо от расхода нефти и содержания в ней твердых углеводородов более высокие гидравлические потери характерны для перекачки нефтей, содержащих н-парафиновые твердые углеводороды.

- Для оценки способности систем к структурообразованию предложен коэффициент Ка, равный величине, обратной площади коллоидно-дисперсного состояния на диаграммах фазовых и структурных переходов для модельных систем твердых парафиновых углеводородов. Показано, что более высокая степень структурирования и более высокие гидравлические сопротивления характерны для систем твердых н-парафиновых углеводородов, более низкие - для церезиновых.

Практическая ценность работы.

- Создана и освоена принципиально новая, оригинальная установка для изучения в лабораторных условиях процесса образования парафино8 вых отложений ПО на холодных металлических поверхностях и их (ПО) ингибирования. Разработана методика оценки парафинизации металлических поверхностей и ингибирования парафиновых отложений. Разработанная методика отличается простотой, обеспечивает относительно быстрое проведение опытов, получение воспроизводимых результатов и избирательность выделения твердых углеводородов из модельных растворов в виде ПО.

- Предложены в зависимости от природы твердых углеводородов для определения коэффициента гидравлических сопротивлений X корреляционные эмпирические расчетные уравнения, которые могут быть рекомендованы для расчета нефтепроводов в условиях ламинарного режима транспорта высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов.

- Для ингибирования ПО из нефтей, содержащих преимущественно церезиновые углеводороды, предложено использование депрессорной присадки ДП-65, являющейся продуктом конденсации полиэтиленполиаминов и синтетических жирных кислот фракции C2i-25- Для ингибирования ПО из нефтей, содержащих преимущественно твердые парафиновые углеводороды, рекомендована присадка ТюмИИ-77, являющаяся продуктом конденсации пентаэритрита, фталевого ангидрида и синтетических жирных кислот фракции C2i-25- Для снижения гидравлических сопротивлений при перекачке высокозастывающих парафинистых нефтей рекомендована присадка ТюмИИ-77. При содержании ДП ТюмИИ-77 в модельном растворе нефти 0,01-0,05% мае. гидравлические сопротивления снижаются на 48-61%.

Апробация работы.

По результатам работы опубликовано 2 научные статьи в центральной печати. Отдельные разделы работы доложены на Всероссийской научно-практической конференции «Тюменская нефть - вчера и сегодня»(Тюмень, 1997), XVII научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых, посвященной 35-летию ТюмГНГУ (Тюмень, 1998) и меж9 вузовской конференции молодых ученых (Сургут, 2001). Структура и объем работы.

Диссертация состоит из введения, четырех глав, общих выводов и списка литературы. Работа содержит 152 е., включает 23 рис., 25 табл., библиографию из 90 наименований.

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

1. Создана и освоена принципиально новая, оригинальная установка для изучения в лабораторных условиях процесса образования парафиновых отложений ПО на холодных металлических поверхностях и их (ПО) ингибирования. Разработана методика оценки парафинизации металлических поверхностей и ингибирования парафиновых отложений, определены оптимальные условия работы установки. Показано, что разработанная методика отличается простотой, обеспечивает относительно быстрое проведение опытов, получение воспроизводимых результатов и избирательность выделения твердых углеводородов из модельных растворов в виде ПО.

2. Исследовано влияние природы твердых парафиновых углеводородов на процесс образования ПО. Показано, что при одинаковом содержании твердых углеводородов в нефти на холодных металлических поверхностях преимущественно выделяются в виде ПО церезиновые углеводороды. н-Парафиновые твердые углеводороды имеют меньшую тенденцию к выделению в виде ПО. Интенсивность образования ПО с понижением температуры кипения низкозастывающей части нефти существенно выше для твердых углеводородов петролатума.

3. Изучено взаимовлияние твердых парафиновых углеводородов различной природы на процесс парафинизации холодных поверхностей. Установлена аномальная зависимость выхода ПО в зависимости от содержания н-парафиновых углеводородов в смеси с церезиновыми. При преимущественном содержании в нефти только церезиновых углеводородов или только твердых парафиновых углеводородов процесс парафинизации происходит более интенсивно, чем при совместном их присутствии в нефти. Показано, что при содержании твердых парафиновых углеводородов в смеси с церезиновыми 70 - 85% мае. наблюдается аномально низкий выход ПО.

141

4. Создана и освоена специальная экспериментальная установка по перекачке модельных растворов парафинистых нефтепродуктов в области низких значений критерия Рейнольдса при переменных температурных и гидродинамических условиях. Изучено влияние природы твердых парафиновых и церезиновых углеводородов на гидравлические сопротивления при транспорте их модельных растворов в керосине.

5. Установлена зависимость гидравлических сопротивлений при транспорте высокозастывающих нефтепродуктов от их расхода и содержания в них твердых углеводородов. Увеличение расхода модельных растворов и содержания в них твердых углеводородов приводит к росту гидравлических сопротивлений. Обнаружено влияние природы твердых углеводородов на величину гидравлических потерь при транспорте нефтепродуктов. Независимо от расхода модельных растворов и содержания в них твердых углеводородов более высокие потери давления характерны для перекачки модельных растворов парафина, для растворов петролатума потери давления заметно ниже. Гидравлические сопротивления при перекачке модельных растворов смеси парафина и петролатума имеют промежуточные значения.

6. Предложены в зависимости от природы твердых углеводородов для определения коэффициента гидравлических сопротивлений X корреляционные эмпирические расчетные уравнения, которые могут быть рекомендованы для расчета нефтепроводов в условиях ламинарного режима транспорта высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов.

7. Изучены фазовые и структурные переходы в модельных системах твердых парафиновых углеводородов в РТ. По зависимостям температур помутнения и застывания от содержания твердых углеводородов в РТ t„=f (Стф) и =/ (Стф) построены диаграммы структурных и фазовых переходов в модельных системах. По полученным диаграммам определены области молекулярно-дисперсного, коллоидно-дисперсного (КДС) и пластического состояния в модельных системах твердых углеводородов. Внутри

142

КДС установлены последовательные структурные переходы из свободно-дисперсного в связно-дисперсное рыхлое и в связно-дисперсное компактное для систем твердых парафиновых, церезиновых углеводородов и их смесей.

8. Показано, что с использованием диаграмм фазовых и структурных перходов в исследованных системах можно оценить межчастичные взаимодействия твердой фазы и их влияние на процессы структурирования. Для оценки способности систем к структурированию, предложен коэффициент Кс, характеризующий способность систем к структурированию, и равный величине, обратной площади коллоидно-дисперсного состояния 8Кдс на диаграммах фазовых и структурных переходов.

9. Установлена взаимосвязь между Ка и гидравлическими сопротивлениями при перекачке модельных систем твердых углеводородов в РТ. Показано, что более высокая степень структурирования и более высокие гидравлические сопротивления характерны для систем парафиновых углеводородов, более низкие - для петролатума. Смесь твердых углеводородов занимает промежуточное положение. Коэффициент Ка может быть использован для прогнозирования относительных гидравлических сопротивлений при перекачке парафинсодержащих нефтей и нефтепродуктов в зависимости от природы содержащихся в них твердых углеводородов.

10. Изучено в лабораторных условиях в зависимости от содержания присадок и твердых углеводородов влияние депрессорных присадок ТюмИИ-77, ДП-65 и Visco-5351 на ингибирование ПО в модельных системах твердых углеводородов. Показано, что все присадки при содержании более 0,1 - 1,0% мае. обладают ингибирующей способностью, превышающей 75-80%). В области низких содержаний присадка Visco-5351 имеет самую высокую эффективность. При прочих равных условиях независимо от природы твердых углеводородов присадка ДП-65 более эффективна, чем присадка ТюмИИ-77. С увеличением содержания твердой фазы эффективность присадок, в общем, понижается.

143

11. Установлено, что депрессорные присадки избирательно инги-бируют образование ПО в зависимости от природы твердых углеводородов. Присадка ДП-65 более эффективна по отношению к церезиновым углеводородам. Присадки Visco-5351 и ТюмИИ-77 более эффективны по отношению к твердым парафиновым углеводородам. Изученные присадки более эффективны по отношению к высокоплавким компонентам твердых парафиновых и церезиновых углеводородов.

12. Исследовано влияние асфальто-смолистых веществ на процесс образования АСПО. Установлено, что в чистом виде без твердых парафиновых углеводородов асфальто-смолистые вещества в широком диапазоне их содержания в модели нефти не дают заметных отложений на холодных металлических поверхностях в условиях принятой методики. При высоких содержаниях в модели нефти АСВ они усиливают образование АСПО.

13. На специально созданной экспериментальной лабораторной установке изучено влияние присадки ТюмИИ-77 на перекачку парафинистых высокозастывающих нефтепродуктов в зависимости от их расхода, содержания присадки и природы твердых углеводородов. Показано, что использование присадки ТюмИИ-77 позволяет снижать гидравлические сопротивления при перекачке высокозастывающих парафинистых нефтепродуктов на 48-61% при содержании присадки 0,01-0,05 % мае. Присадка более эффективна по отношению к твердым парафиновым и значительно менее эффективна по отношению к церезиновым углеводородам.

144

1.10. Заключение

На основании рассмотренного обзора литературных данных можно заключить, что, практически, отсутствуют экспериментальные данные по закономерностям парафинизации скважин и трубопроводов, отсутствуют простые и удобные лабораторные установки, моделирующие с достаточным приближением к реальным условиям процесс образования АСПО. Отсутствуют данные о влиянии природы твердых углеводородов на перекачку парафинистых высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов. Таким образом, существует необходимость создания новой лабораторной установки для исследований процесса парафиноотложений и их ингибирова-ния, изучения перекачки парафинистых нефтей в зависимости от природы и содержания твердых углеводородов и влияния ингибиторов на процесс парафинизации и перекачку высокозастывающих нефтей.

53

ГЛАВА 2. ВЛИЯНИЕ ПРИРОДЫ ТВЕРДЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ НА ПРОЦЕСС ОБРАЗОВАНИЯ АСПО ПРИ ДОБЫЧЕ И ТРАНСПОРТЕ НЕФТИ

Механизм парафинизации скважин и трубопроводов остается недостаточно изученным. Большинство данных, относящихся к процессу парафинизации, основано на наблюдениях систем добычи, сбора и транспорта нефти, на изучении химического состава и физико-химических свойств асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО).

Экспериментальные данные по процессу образования АСПО, полученные на лабораторных установках немногочисленны и противоречивы. Установки сложны в исполнении, требуют значительных затрат времени и плохо моделируют реальные условия. В результате существующий уровень знаний по рассматриваемой проблеме не позволяет прогнозировать образование АСПО, выбирать подходящие способы борьбы с ними в зависимости от геологических условий залегания нефтяных месторождений и физико-химических свойств нефти. Физико-химические свойства нефтей во многом определяются природой твердых углеводородов, составляющих основу нефти, их содержанием.

Во второй главе представлены результаты по моделированию процесса парафинизации холодных поверхностей в зависимости от природы твердых углеводородов и их содержания.

2.1. Методика проведения исследований

2.1.1. Лабораторная установка, моделирующая процесс образования АСПО. Предварительная методика исследований

За основу лабораторной установки [66], моделирующей процесс образования АСПО, был выбран метод "холодного стержня". При разработке

54 конструкции установки учитывали также принцип работы кристаллизаторов на установках депарафинизации масел и производства парафинов. На этих установках наибольшей парафинизации подвержены первые по ходу регенеративные кристаллизаторы, в которых перепад температур по сырьевой смеси составляет от 60-70°С до 10-0°С. Перепад температур по возвратному фильтрату первой ступени фильтрации (или центрифугирования) находится в пределах от минусовых температур до плюс 10-30°С. Наблюдения по регенеративным кристаллизаторам на установках депарафинизации остаточных масел показали, что мощные церезиновые отложения (толщиной до 2-5мм и более) образуются на внутренних холодных поверхностях кристаллизаторов в течение 2-3 недель. Температура плавления этих отложений составляет около 80°С. Образование парафиновых отложений сопровождается сильным повышением давления сырьевой смеси на входе в кристаллизаторы (до 25-30ата). На поверхности скребков кристаллизаторов также образуются церезиновые отложения, но значительно медленнее. Температура плавления этих отложений, однако, достигает невероятно высоких значений - до 130°С. С учетом литературных данных (см. п. 1.9.) и приведенных здесь собственных наблюдений по установкам депарафинизации масел исходили из того, что главными факторами, определяющими процесс парафинизации, являются:

- существование перепада температур от пород грунта, прилегающего к поверхности скважины, к потоку нефти, движущемуся по НКТ из забоя скважины к ее устью (либо большой перепад температур в регенеративных кристаллизаторах установок депарафинизации масел от сырьевой смеси к фильтрату);

- существование перепада температур от забоя скважины к ее устью (снижение температуры в условиях Западной Сибири происходит обычно с 80 до 0°С);

- разгазирование сырой нефти по мере ее подъема от забоя к устью скважины, сопровождающееся падением давления;

55

- присутствие в сырой нефти высокоплавких твердых парафиновых углеводородов в диапазоне температур плавления tnjI от 30-40°С до 80-90°С.

При создании экспериментальной установки исходили также из того, что установка должна быть наглядной, простой, удобной при ее использовании, обеспечивать быстрое проведение опытов, их воспроизводимость и избирательность осаждения парафиновых углеводородов.

Исходя из изложенных выше принципов и посылок создана установка для изучения образования парафиновых отложений на холодных поверхностях. Принципиальная схема установки представлена на рис. 2.1.

Рис. 2.1. Схема лабораторной установки для изучения процесса парафинизации: 1 - рабочий стержень; 2 - рубашка для теплоносителя; 3 - обратные холодильники; 4 - электроплита; 5 - штатив; 6 - рабочее пространство; I - холодная вода; II - модельный раствор нефти; III - теплоноситель

56

При разработке предварительной методики исследований образования АСПО на холодных металлических поверхностях на лабораторной установке (см. рис.2.1.) использовали модель нефти, представляющей собой раствор петролатума в гексане. Петролатум - побочный продукт депара-финизации остаточных масел. Он представляет собой смесь твердых парафиновых углеводородов с содержанием масла до 40% мае. Концентрат твердых углеводородов, выделяемый из петролатума (церезин), состоит преимущественно из нафтеновых и ароматических углеводородов с длинными алкильными цепями, образующих комплекс с карбамидом, и с разветвленными цепями, не образующих комплекса. При этом нафтены содержат в среднем два-три кольца в молекуле, а ароматические углеводороды - от одного до трех колец, н-алканов в церезинах содержится относи тельно мало, а изоалканы отсутствуют. Твердые углеводороды, входящие в состав петролатума, отличаются от парафинов при равном числе атомов углерода более низкой температурой плавления и более высокой плотностью [4].

В петролатуме содержатся твердые углеводороды в широком диапазоне tnj!. Причем, в состав петролатума входят более высокоплавкие твердые углеводороды, чем в товарные парафины. Твердые углеводороды петролатума отличаются более высокой адгезией, чем твердые углеводороды товарных парафинов. С учетом физико-химических свойств твердых углеводородов петролатума его использование в предлагаемой лабораторной установке априори должно сделать процесс осаждения твердых углеводородов на холодных металлических поверхностях более эффективным. На всех экспериментальных установках, описанных в литературном обзоре, использовался товарный парафин.

Используемый в работе петролатум имел температуру плавления tm 63°С, вязкость и плотность при 100°С соответственно 12,0 мм2/с и 808 о кг/м .

57

При выборе гексана, моделирующего жидкие углеводороды нефти, исходили из его температуры кипения tKHII (68,7°С), которая находится в интервале температур от забоя до устья для большинства скважин Западной Сибири. При такой температуре кипения гексана и при выбранных tKHn теплоносителей (изопропиловый спирт, вода) в рубашке установки обеспечивается кипение модели нефти в эксперименте, а, следовательно, имитация движения нефти (гидродинамический фактор), ее разгазирование и диффузия твердых углеводородов из объема к поверхности холодного стержня.

В качестве внешнего теплоносителя использовали ацетон (tKHn 56,2°С), гексан (tKHn 68,7°С) , воду (tKHn 100°С), и изопропиловый спирт (tKHn 82,4°С), в качестве хладагента - холодную воду.

В качестве холодного рабочего элемента использовали гладкий стеклянный, стеклянный с шероховатой поверхностью и металлический стержни.

Модельный раствор нефти готовился растворением расчетного количества петролатума в гексане. Общее количество раствора составляло 16,5г. (например, для 20%-го раствора количество петролатума составляло 3,3г, а количество гексана - 13,2г). Приготовленный раствор заливался в рабочее пространство установки 6. В рубашку установки 2 заливалось 41,3г растворителя, выполняющего роль «горячего» теплоносителя. Массовое соотношение «горячего» теплоносителя и модельной смеси в рабочем пространстве, таким образом, составляло 2,5:1. Рубашка для «горячего» теплоносителя и рабочее пространство установки соединялись с помощью шлифа 40 и были снабжены обратными холодильниками 3 для конденсации паров растворителей. В рабочее пространство установки перед началом эксперимента вставлялся «холодный» стержень 1 с отключенной подачей «холодного» теплоносителя (воды). Собранная, закрепленная в штативе 5 установка, нагревалась с помощью электроплитки 4 с доведением до кипения сперва «горячего» теплоносителя в рубашке бани, а за

58 тем и модельного раствора в рабочем пространстве установки. С этого момента начинается подача холодного теплоносителя (вода с температурой 2-6°С) во внутреннее пространство рабочего «холодного» стержня. Продолжительность опыта с момента подачи хладагента предварительно принималась равной 60 минут. После окончания опыта рабочий стержень с образовавшимся слоем ПО осторожно извлекался из раствора твердых углеводородов в гексане без отключения подачи «холодного» теплоносителя во внутреннее пространство стержня. Последнее делается для предотвращения частичного растворения образовавшихся ПО в горячем растворе модели нефти. Далее отключается подача холодной воды в рабочий стержень, а от последнего отсоединяются резиновые шланги, по которым подавалась в него вода. Из рабочего стержня сливаются остатки воды, а сам стержень помещается в термошкаф (печь) для сплавления ПО в стеклянный стакан. Температура в печи поддерживается в пределах 120 - 150 С. Количество образовавшегося осадка определяется весовым методом.

Каждый опыт проводился не менее трех раз, и за результат эксперимента принималось среднее значение трех последовательных опытов, проведенных в одинаковых условиях. Сильно отличающиеся значения опытов отбрасывались.

Оценку парафинизации металлических поверхностей и ингибирования парафиновых отложений на предлагаемой в работе установке проводили по двум показателям:

- по выходу осадка на загруженное в рабочее пространство установки количество твердых парафиновых углеводородов W в %-х;

- по удельному выходу ПО Оуд в граммах, образующихся на 1 м холодной металлической поверхности за время опыта, г/(м *ч).

Первый из этих показателей использовался при разработке методики парафинизации холодных металлических поверхностей, при определении основных параметров работы лабораторной установки. Второй показатель использовался при моделировании процесса парафинизации холодных ме

59 таллических поверхностей в условиях добычи, сбора, транспорта нефти и при ее переработке (см. п. 2.2.1.). Удельный выход ПО важен для промышленности, он дает представление о запарафинивании трубопроводов во времени.

Выход осадка на загруженный в рабочее пространство установки петролатум рассчитывался по формуле:

УН

JV = -± 100% т2 где: W -выход осадка, % масс.; ш J — масса полученного осадка, г; т.2 -масса взятого для опыта петролатума, г.

По значениям W рассчитывались значения Gya. При этом полученные значения W относились к величине поверхности «холодного» стержня, на которой проводилось осаждение и времени, в течение которого проводилось осаждение.

2.1.2. Определение основных параметров работы лабораторной установки

Для уточнения методики исследований образования АСПО определялись основные параметры работы лабораторной установки (см. рис. 2.1). Изучено влияние на выход ПО и их температуры плавления:

- материала поверхности рабочего стержня и содержание петролатума в гексане; гидродинамического режима осаждения твердых углеводородов (температуры «горячего» и «холодного» теплоносителей);

- продолжительности опыта; массового соотношения «горячий» теплоноситель : рабочая смесь.

Влияние материала рабочего «холодного» стержня на процесс образования ПО изучали с использованием гладкого стеклянного, стеклянного с

60 шероховатой поверхностью и металлического (сталь ВстЗ) стержней по предварительной методике п. 2.1.1 на модельных смесях петролатума в гексане с различным содержанием твердых парафиновых углеводородов. Основные параметры работы установки были следующими: внешний «горячий» теплоноситель - изопропиловый спирт ИПС при его температуре кипения; холодный теплоноситель - водопроводная вода с температурой 2 - 6°С; содержание петролатума в рабочей смеси - 10-35% мае.; время осаждения - 60 мин; массовое соотношение ИПС : рабочая смесь = 2,5:1. Выходы ПО и их температуры плавления при принятых параметрах работы установки приводятся в табл. 2.1.

1. Сюняев З.И., Сюняев Р.З., Сафиева Р.З. Нефтяные дисперсные системы. - М.: Химия, 1990. - 226 с.

2. Богданов А.И. и др. Химия нефти и газа. Л.: Химия, 1989. - 424с.

3. Шерстнев Н.И. и др. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин. ML: Недра, 1988. - 184 с.

4. Переверзев А.Н., Богданов Н.Ф., Рогцин Ю.Н. Производство парафинов. М.: Химия, 1973. - 224 с.

5. Агаев С.Г. О механизме застывания нефтей и нефтепродуктов // Тезисы докл. межд. научно-технич. конф. "Нефть и газ Зап. Сибири. Проблемы добычи и транспортировки". 1993. - С. 170 - 171.

6. Куклинский А.Я. и др. Количественный критерий классификации нефтей //Нефтехимия. 1981. - Т.21, № 6. - С.820-834.

7. Марриотт Дж.М. Применение модификаторов парафиновых кристаллов к сырой нефти и мазуту // Британская промышленность и техника. -1984.-Т.59-№3.-С.5-7.

8. Алиев Г.А. и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1988.- 368 с.

9. Черникин В.И. Перекачка вязких и застывающих нефтей. М.: Гос-топтехиздат, 1958. - 163 с.

10. Оленев Л.М. Новые отечественные ингибиторы парафиноотложе-ний. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - 51 с.

11. Тронов В.П. Механизм образования смолопарафиновых отложений и борьба с ними. М.: Недра, 1969. - 192 с.

12. Шамрай Ю.В. и др. Предотвращение отложений парафина и ас-фальтосмолистых веществ в добыче нефти. М.: ВНИИОЭНГ, 1987. - 57 с.

13. Биккулов А.З., Шаммазов A.M. К механизму формирования нефтяных отложений в трубах // Тез. докл. III Международ, конф. по химии нефти. Томск, 1997. - Т.2. - С.43-45.145

14. Биккулов А.З., Шаммазов A.M. Механизм парафиноотложения в гидродинамических условиях // Известия вузов. Нефть и газ. 1998. - №5 -С.100-105.

15. Биккулов А.З., Попов В.И. Интенсивность парафиноотложений в гидродинамических условиях // Тез. докл. Всероссийск. науч. конф. "Теория и практика массообменных процессов химической технологии". -Уфа, 1996.-С.173-175.

16. Мастобаев Б.Н., Арменский Е.А. Определение количества парафина, отлагающегося на стенках трубопроводов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1979. №5. - С.6-9.

17. Мастобаев Б.Н., Хайбуллин Р.Я., Арменский Е.А. Влияние асфальтосмолистых веществ на процесс парафинизации нефтепроводов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1981. №8. С.9-10.

18. Gilby G.W. The Use of Ethylene-Vinyl Acetate Copolymers as Flow Improvers and Wax Deposition Inhibitors in Waxy Grude Oil // Chem. Oil and Proc. Symp. Manchester, 22 nd-23 rd. March. 1983. - P. 108-124.

19. Шаров А.Г., Иванов В.И., Тертерян P.A. Эффективные ингибиторы отложения парафина из нефти//Нефтяное хозяйство. 1987.- № 7. - С. 50-52.

20. Тертерян Р.А. Депрессорные присадки к нефтям, топливам и маслам. М.: Химия, 1990. - 238с.

21. Шаров А.Г. и др. действие полимерного ингибитора парафиноотложений из нефти различных месторождений // Нефтяное хозяйство. -1989. №9. - С.55-58.146

22. Иванов В.И. и др. Сополимеры этилена с винилацетатом как присадки к мазуту и нефти // Химия и технология топлив и масел. 1983. -№3. - С.29-30.

23. Лубенец Э.Г. и др. Влияние состава высших жирных кислот на эффективность действия синтезируемой на их основе присадки для снижения вязкости парафинистых нефтей // Изв. СО АН СССР. Серия химических наук. №12. - Вып. 5. - С. 149-152.

24. Миньков В.А. и др. Требования к высшим жирным спиртам, используемым в производстве депрессаторов высокопарафинистых нефтей // Нефтепереработка и нефтехимия. 1982. - №8. - С.42-43.

25. Сопина Е.В. и др. Зависимость эффективности акрилатных депрессаторов высокопарафинистых нефтей от их состава // Нефтепереработка и нефтехимия. 1982. - №3. - С.45-46.

26. Потоловский Л.А. и др. Некоторые свойства полиметакрилатных депрессорных присадок // Труды ВНИИ НИ. 1977. - Вып. 21. - С.97-104.

27. Сарычева Л.Б., Юдина Н.В. Влияние компонентного состава высокозастывающих нефтей на депрессорную эффективность полимерных присадок // Тез. докл. Всесоюзн. конф. по химии нефти. Томск, 1988. -С.263-264.

28. Кулиев A.M. Химияи технология присадок к маслам и топливам. -Л.: Химия, 1985.- 312 с.

29. Таранова Л.В., Агаев С.Г. Влияние природы твердых углеводородов на эффективность депрессорных присадок // Известия вузов. Нефть и газ. 1985. -№11. - С. 39-43.

30. Агаев С.Г., Таранова Л.В. Оценка эффективности сложных эфиров пентаэритрита в качестве депрессорных присадок // Известия вузов. Нефть и газ. 1986. -№6. - С.59-64.

31. Черножуков Н.И., Крейн С.Э., Лосиков Б.В. Химия минеральных масел. М.: Гостоптехиздат, 1959. - С.90-100.147

32. Лисовский А.Е. и др. К вопросу о механизме действия смол на кристаллизацию парафинов // Известия вузов. Нефть и газ. 1965. - №6. -С.59-64.

33. Черножуков Н.И., Картинин Б.Н. О механизме действия депрес-сорных присадок // В кн. Присадки к маслам. М.: Химия, 1968. - С. 190193.

34. Шахпаронов М.И., Петрова А.А., Гришин А.П. К вопрсу о механизме действия полиметакрилата как депрессора минеральных масел // Нефтехимия. 1965. - Т.5. - №2. - С.288-293.

35. Шахпаронов М.И. Поворотная изомерия в растворах и механизм действия депрессоров // Доклады АН СССР. -Т. 167. №2. - С.388-390.

36. Петрова А.А., Шахпаронов М.И., Гришин А.П. О механизме действия депрессоров // Вестник Московского университета. Химия. 1966. -№9. - С. 18-23.

37. Лихтеров С.Д. и др. Исследование структурообразования и ассоциации компонентов в нефтяных маслах вискозиметрическими методами // Химия и технология топлив и масел. 1978. - №6. - С.55-58.

38. Челинцев С.Н., Иванов В.И., Тертерян Р.А. К вопросу о механизме действия депрессорной присадки к высокопарафинистым нефтям // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. -1982. №6. - С.7-8.

39. Толстова Г.В. Механизм действия депрессорных присадок в дизельных топливах // Химия и технология топлив и масел. 1980. - №2. -С.38-41.

40. Агаев С.Г., Таранова Л.В. Критерий эффективности депрессорных присадок к маслам // Сб. "Химическая технология переработки нефти и га148за. Повышение эффективности процессов нефтепереработки и нефтехимии". Казань: 1985. - С.30-32.

41. Агаев С.Г., Таранова JT.B. Исследование эффективности депрессорных присадок к маслам в парафинсодержащих дисперсных системах // Сб. "Исследование качества смазочных масел". М.: 1986. - С.66-75.

42. Емков А.А. и др. Полимерная депрессорная присадка и ее действие на высокопарафинистую нефть // Труды ВНИИ по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов. 1976. - Вып. 14. - С.3-9.

43. Иванов В.И. и др. Исследование действия сополимеров этилена на кристаллизацию парафина // Сб. "Получение и применение продуктов нефтехимии". -М.: 1982. С. 100-113.

44. Жузе Т.П. Влияние поверхностно-активных веществ на линейную скорость кристаллизации парафина // Сб. "Низкотемпературные свойства смазочных масел". -М.: 1949. С. 149-160.

45. Жузе Т.П. Механизм действия присадок, вызывающих понижение температуры застывания парафинистых нефтепродуктов // Коллоидный журнал. 1951. - Т. 13. - №1. - С.27-37.

46. Фукс Г.И. Механизм действия присадок, снижающих температуру застывания минеральных масел // Сб. "Присадки к смазочным маслам". -M.-JI.: Гостоптехиздат. 1946. - С.37-69.

47. Фукс Г.И. Исследование влияния состава граничных слоев на коа-гуляционные и фракционные взаимодействия и улучшение смазочных материалов // Доклад-обзор докт. хим. наук. М.: ИФХ АН СССР. - 1965.

48. Агаев С.Г. О механизме действия депрессорных присадок // Сб. "Нефть и газ Западной Сибири. Проблемы добычи и транспортировки". -Тюмень, 1993. С. 169-170.

49. Савченков A.JT, Агаев С.Г. Влияние маслорастворимых присадок на электрокинетические и депрессорные свойства дистиллятного рафината из смеси нефтей Западной Сибири // Известия вузов. Нефть и газ. 1989. -№11. -С.41-45.149

50. Агаев С.Г., Казакова Л.П., Гундырев А.А., Сидорова Н.В. Электрокинетические исследования механизма действия депрессорных присадок // Химия и технология топлив и масел. 1980. - №9. - С.40-43.

51. Агаев С.Г., Таранова JI.B. Влияние депрессорных присадок на диэлектрические и электрофоретические свойства парафинсодержащих дисперсий // Химия и технология топлив и масел. 1986. - №3. - С.31-33.

52. Агаев С.Г., Таранова J1.B. Диэлектрические и электрофоретические свойства парафинсодержащих дисперсий в присутствии депрессорных присадок // Химия и технология топлив и масел. 1986. - №10. -С.27-29.

53. Агаев С.Г. Влияние ПАВ на поведение дисперсных систем нефтяных твердых углеводородов в электрическом поле // Дис. канд. техн. наук. М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1972. - 161с.

54. Энглин Б.А. Применение жидких топлив при низких температурах. М.: Химия, 1980. - 208с.

55. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Транспортирование вязких нефтей и нефтепродуктов по трубопроводам. М.: Недра, 1973. - 88 с.

56. Надиров Н.К., Тугунов П.И. и др. Трубопроводный транспорт вязких нефтей. Серия: Новые нефти Казахстана и их использование. Алма-Ата: Наука, 1985.- 264 с.

57. Челинцев С.Н. Улучшение реологических параметров высокопа-рафинистых нефтей депрессорной присадкой: Автореф. дис. канд. техн. наук. -М., 1980.-28 с.

58. Панов Ю.С. Технология перекачки высоковязких нефтей, включая северные районы // Серия «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов» М.: ВНИИОЭНГ, 1987. - 36 с.

59. Мирзаджанзаде А.Х., Галлямов А.К., Марон В.П., Юфин В.А. Гидродинамика трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. -М.: Недра, 1984. 287 с.150

60. Арменский Е.А., Новоселов В.Ф., Тугунов П.И. Запарафинивание коротких трубопроводов // Известия вузов. Нефть и газ. 1971. - № 7. - С. 71-73.

61. Сизая В.В., Ефимова Г.А. Результаты лабораторных исследований по изысканию реагентов-ингибиторов отложений парафина // Тр. ВНИИТнефти. 1974. - № 13. - С.187-190.

62. Уртанбаев Н.С., Джиенбаев С.С., Сериков Ж. и др. Новые реагенты для борьбы с отложениями парафинов и перспективы их применения // Докл. Респ. научн.-техн. конф. по нефтехимии АН Каз.ССР. 1974. - Т. 3 -С.257 - 264.

63. Агаев С.Г., Березина З.Н. и др. Процесс парафинизации и его ингибирование при добыче и транспорте нефти // Известия вузов. Нефть и газ. 1997. -№ 1. - С. 89-93.

64. Мозырев А.Г., Агаев В.Г. Влияние низкозастывающих и твердых углеводородов нефти на процесс образования парафиновых отложений // Тез. докл. XVII научн.-техн. конф. студ., аспирантов и молодых ученых. -Т.: ТюмГНГУ, 1998.- 170 с.

65. Агаев С.Г., Мозырев А.Г. Моделирование низкозастывающих и твердых углеводородов нефти в процессе образования парафиновых отложений // Известия вузов. Нефть и газ. 2000. - № 2. - С. 85-90.

66. Агаев С.Г., Мозырев А.Г., Березина З.Н., Землянский Е.О. Моделирование транспорта высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов // Известия вузов. Нефть и газ. 2001. - № 4. - С. 73-81.151

67. Брановицкая С.В., Медведев Р.Б., Фиалков Ю.Я. Вычислительная математика в химии и химической технологии. К.: Вища шк. Головное издательство, 1986. - 216 с.

68. Романенко В.Н., Орлов А.Г., Никитина Г.В. Книга для начинающего исследователя-химика. JL: Химия, 1987. - 280 с.

69. Рабек Я. Экспериментальные методы в химии полимеров. М.: Мир, 4.2. 1983. -480 с.

70. Батунер JT.M., Позин М.Е. Математические методы в химической технике. Л.: Химия, 1971. - 824 с.

71. Идельчик И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. -М.: Машиностроение, 1975. 559 с.

72. Саханов А.Н. Растворимость парафинов и застываемость парафинистых продуктов // Нефтяное и сланцевое хозяйство. 1925. - № 5-6 - С. 820-837.

73. Гурвич Л.Г. К вопросу о застывании парафинистых продуктов // Нефтяное и сланцевое хозяйство. 1924. - № 8 - С. 350-359.

74. Гурвич Л.Г. К вопросу о застывании парафинистых продуктов // Нефтяное и сланцевое хозяйство. 1924. - № 2 - С. 22.

75. Жузе Т.П. Застывание растворов н-парафинов и парафинистых нефтепродуктов // Коллоидный журнал. 1960. - Т. 12. - № 4 - С. 256-274.

76. Фукс Г.И. Вязкость и пластичность нефтепродуктов. М.-Л.: Гос-топтехиздат, 1951. -270с.

77. Гольдберг Д.О. Повышение эффективности процесса депарафини-зации // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1940. - № 7. - С. 34-37.

78. Сюняева Р.З. Взаимосвязь строения молекул и физико-химических свойств н-алканов // Химия и технология топлив и масел. 1981. - № 3. -С.53-55.

79. Черножуков Н.И. Технология переработки нефти и газа. Ч.З. М.: Химия, 1978. -423с.152

80. Гольденберг Н.Г., Жузе Т.П. Влияние поверхностно-активных примесей на кристаллизацию н-парафинов // Коллоидный журнал. 1951. -Т. 13. -№ 3-С. 175-181.

81. Сюняев З.И., Аби-Фадель Ю. И др. Структурно-механические свойства парафинонаполненных нефтяных дисперсных систем // Нефтепереработка и нефтехимия. 1979. - № 10. - С. 12-14.

82. Рамайя К.С. Пусковые свойства автомобильных масел при низких температурах. Трение и износ в машинах // Тез. докл. всесоюзн. конф. По трению и износу в машинах. М.- Л.: Изд-во АН СССР, 1939. - Т. 1. - С. 417-438.

83. Рамайя К. Понижение точки застывания смазочных масел коллоидальным методом // Нефтяное хозяйство. 1934. - Т. 26. - № 4. - С. 40-44.

84. Воюцкий С.С. Курс коллоидной химии. М.: Химия, 1975. - 512с.

85. Агаев С.Г., Березина З.Н, Шевелева М.Г и др. Получение опытных партий депрессорной присадки ТюмИИ 77М // Химия и технология топлив и масел. 1994. -№9-10. -С. 10-11.

86. Агаев С.Г., Халин А.Н. Депрессорные присадки для высокозастывающих полупродуктов производства смазочных масел // Журнал прикладной химии. 1997. - Т.70, вып.11.-С. 1893-1896.

87. Агаев С.Г., Мозырев А.Г., Халин А.Н. Влияние асфальтосмоли-стых веществ на процесс парафинизации при добыче нефти // Известия вузов. Нефть и газ. 1997. - № 6. - С. 161.