книги / 940

Таблица 6

Результаты проведения экспериментов по закоксовыванию труб лабораторной печи с добавлением к сырью частиц катализатора гидрокрекинга

Как видно из таблицы, наличие частиц катализатора в составе сырья приводит к значительному сокращению времени до начала коксообразования. Так, например, при температуре 540–560 оС время начала коксообразования снижается для средневязкого масляного дистиллята со 119 до 64 мин, а для вакуумного газойля гидрокрекинга со 111 до 50 мин, при содержании в сырье катализатора 0,07–0,08 мас.%. С повышением содержания катализатора до 0,25 мас.% время начала коксообразования изменяется уже не столь значительно.

Для проверки того, что является причиной закоксовывания труб печи в этом случае – наличие твердой фазы или каталитическое воздействие, – были проведены аналогичные эксперименты с использованием вкачестве мелкодисперсных частиц измельченного стекла, которое не должно оказывать каталитического воздействия на процесс закоксовывания. Данные этих экспериментов (табл. 7) показали, что введение нейтральных мелкодисперсных частиц приводит к аналогичным результатам, как и в случае введения катализатора. Причем время закоксовывания снижается еще в большейстепени, чем в предыдущем случае.

По всей видимости, мелкодисперсные частицы выступают центрами коксообразования, которые в последующем откладываются на стенки труб, что приводит к ухудшению условий теплопередачи, увеличению температуры стенки и еще большему усилению коксообразования.

201

УДК 622.276.031

А.В. Денисова, В.Н. Глущенко, Д.С. Пислегина

ООО «ФЛЭК»

ИНГИБИТОРЫ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ ДЛЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ОАО «ТНК–НЯГАНЬ» И РУП «ПО БЕЛОРУСНЕФТЬ»

Проведен анализ осложненного фонда скважин ОАО «ТНКНягань», выполнен физико-химический анализ промысловых сред и солеотложений, подобраны ингибиторы солеотложений на основе органофосфонатов, рассчитан экономический эффект от применения ингибиторнойзащитынефтепромыслового оборудования.

При добыче обводненной нефти различных составов, с применением методов повышения нефтеотдачи, в процессе бурения скважин, добычи и подготовки нефти осложняющим фактором является солеобразование. Отложения неорганических солей в призабойной зоне пласта (ПЗП), оборудовании скважин и наземных коммуникациях системы сбора и транспорта нефти существенно осложняют процесс добычи, что приводит к выходу из строя дорогостоящего оборудования, трудоемким ремонтным работам, а в итоге – значительному недобору и потерям нефти.

При анализе отказов нефтепромыслового оборудования по причине образования на поверхности нефтепромыслового оборудования солеотложений на месторождениях ОАО «ТНК-Нягань» Ем-Еговского (ЦДНГ-4) и Талинского (ЦДНГ-1, 2, 3) отмечены следующие негативные обстоятельства:

1)осложненный фонд скважин составляет 501 шт. из 1973 шт. их общего количества, что составляет 25,4 %;

2)межремонтный период (МРП) работы скважины до 100 сут составляет 67 шт. (3,4 % от осложненного фонда скважин);

3)МРП до 200 сут – 96 шт. (4,9 %);

4)МРП до 300 сут – 57 шт. (2,9 %);

5)остальное количество скважин с МРП более 300 сут.

При средней стоимости затрат на подземный ремонт скважины (ПРС) 398 000 руб. (в ценах 2009 г.) годовые расходы составят

118 604 000 руб. (для 298 шт. скважин).

203

Все это подтверждает актуальность проблемы удаления или предотвращения солеотложений не только на объектах ОАО «ТНК-Нягань», но и другихместорождениях с подобным осложненным фондом.

В составе неорганических осадков преобладают следующие виды солей: сульфаты кальция (гипс, бассанит, ангидрит), карбонаты (кальцит, магнезит, сидерит), сульфат бария (барит), сульфат стронция (целестин), хлорид натрия (галит), оксиды и гидроксиды железа (продукты коррозии и растворения глинистого цемента) [1, 2].

Причины образования минеральных отложений при добыче нефти многообразны. Они обусловлены геологическими особенностями залежей, техническими, технологическими факторами и конкретными условиями разработки месторождений. Проблема солеотложений, преимущественно сульфатов и карбонатов щелочно-земельных металлов, особенно обостряется в связи с использованием в системе поддержания пластового давления (ППД) вод различного химического состава («несовместимых» сред), растворением гипса из горных пород и изменениями термобарических условий, дегазации воды, разбавления пластовых вод закачиваемой преснойводой и рядом других факторов [1, 2].

Известно множество способов предотвращения и удаления отложений солей – технологические, химические, физические и комбинированные [1–5].

Одним из наиболее простых в исполнении и экономически целесообразных химических способов предотвращения отложений солей является обработка пластовой воды различными ингибиторами солеотложений (ИСО).

Цель исследовательской работы – подбор ИСО для осложненного фонда скважин ОАО «ТНК-Нягань» и РУП «ПО Белоруснефть» применительно к условиям их эксплуатации с перспективой дальнейшего промышленного использования.

В процессе проведения лабораторных испытаний исследовались ИСО, представляющие собой органофосфонаты, механизм действия которых сводится к комплексообразованию катионов металлов: Са2+, Mg2+, Ba2+, Fe2+, Fe3+, Na+ и предотвращению их взаимодействия с осадкообразующими анионами: SO42-, CO32-, или искажению кристаллической решетки солей на стадии роста без их дальнейшей упорядоченной кристаллизации [1, 2].

204

В работе использованы следующие промышленно производимые ИСО органофосфонатной основы [3, 6, 7]:

1)Оптима-017, ХПС-002, ХПС-005, включающие в себя гидроксиэтилидeндифосфоновую кислоту (ОЭДФ);

2)ВНПП-ОС-3, ФОКС-03Н, включающие в себя гидроксиэтилидендифосфонатоцинкат натрия (Zn-ОЭДФ) и нитрилотриметиленфосфоновую кислоту (НТФ);

3)АЗОЛ-3-10Анаосновеаминофосфоновыхкислоти/илиихсолей. В табл. 1, 2 представлены данные по физико-химическому ана-

лизу вод и состав отложений выборочных скважин ЦДНГ-1, 2, 3, 4 ОАО «ТНК-Нягань» и скв. 34 Некрасовского месторождения РУП «ПО Белоруснефть».

Как следует из данных табл. 1, промысловые среды ОАО «ТНКНягань» относятся к гидрокарбонатнонатриевому и хлормагниевому типам, а вода скв. 34 Некрасовского месторождения – хлоркальциевому типу.

Химический анализ осадков, представленный в табл. 2, свидетельствует о присутствии в основном труднорастворимых минералов: барита, магнезита и кальцита. Отложения скв. 34 Некрасовского месторождения включают в себя до 89 % галита.

Результаты определения эффективности действия ИСО по предотвращению выпадения солей в реальных средах ОАО «ТНК-Нягань» и РУП «ПО Белоруснефть» содержатся в табл. 3. Отметим, что в соответствии с РД 39-0148070-026ВНИИ–86 [8] эффективным считается ИСО, предотвращающий образование солей не менее 80 %.

Присутствие в промысловых средах труднорастворимых солей, содержащих барий, не позволило получить удовлетворительного эффекта по предотвращению осадкообразования в промысловых средах ЦДНГ- 1, 4 ОАО «ТНК-Нягань», в том числе применяемого в настоящее время ингибитора ХПС-005. Выбор дозировки реагентов (не более 30 г/м3) диктовался лимитом экономических затрат нефтедобывающих предприятий на ингибиторную защиту.

Для осложненного фонда скважин ЦДНГ-2, 3 ОАО «ТНКНягань» наиболее эффективен ИСО Оптима-017. При его дозировке 10 г/м3 эффективность предотвращения солей составила более 95 %. Для среды из скв. 34 Некрасовского месторождения эффективность ВНПП-ОС-3 при дозировке 100 г/м3 достигает 95,8 %.

205

УДК 665.652.4

С.Н. Пепеляев, Л.Г. Тархов, А.С. Пепеляев*, В.Г. Рябов

Пермский государственный технический университет, *ОАО «ВНИПИнефть»

ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДИКИ РАСЧЕТА КОЭФФИЦИЕНТА ВСПЕНИВАНИЯ СМЕСИ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЕРОЯТНОСТИ ЕЕ ЗАСТЫВАНИЯ

Исследована возможность расчета вероятности кристаллизации дизельных топлив с добавками депрессорно-дисперги- рующих присадок по значениям их поверхностного натяжения.

Одними из важнейших показателей качества дизельных топлив являются температуры застывания, помутнения и фильтрации. Снижения значений этих величин добиваются введением в товарный продукт депрессорно-диспергирующих присадок [1] в количестве от 300 до 1000 ррм в зависимости от фракционного состава базового топлива.

Внастоящей работе изучена возможность применения методики расчета коэффициента вспенивания смеси по значениям поверхностного натяжения ее составляющих [2] для определения вероятности кристаллизации дизельных топлив.

Вработе были использованы дизельные фракции – прямогонная после гидроочистки (ГО) и после блока гидродеароматизации (ГДА) процесса гидрокрекинга (ГК). В качестве присадок были исследованы депрессор Dodiflow 4273, диспергатор Dodinax 4500 и смесь этих двух присадок Dodiflow 4971.

Методом максимального давления в пузырьке на тензиометре BP 2 были определены поверхностные натяжения дизельных фракций,

присадок и смеси дизельной фракции с каждой присадкой при температуре 20 оС. Получены следующие значения поверхностного натяжения дизельных фракций ГО, ГДА, депрессора Dodiflow 4273 и диспер-

гатора Dodinax 4500, мН/м:

ГО . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18,68 ГДА . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18,96

210