Халықаралық ғылыми-тәжірибелік конференциясының ЕҢбектері



жүктеу 8.29 Mb.
Pdf просмотр
бет42/81
Дата12.01.2017
өлшемі8.29 Mb.
1   ...   38   39   40   41   42   43   44   45   ...   81

Литература 

 

1. Зайцев Ю.В. Теория и практика газлифта. – М.: Недра, 1987 г. 

2. Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. – М.: Недра, 1983 г. 

3. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. – М., 2003 г. 

4. Андреев В.В., Уразаков К.Р. Справочник по добыче нефти. – М.: Недра, 2000 г. 

5. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1990 г. 

 

 

 



 

250 


ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ОСУШИТЕЛЕЙ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ КАРАЧАГАНАК 

 

Нурбекова К.С., Утебаев Р.Ж., Адилова Г.Ж., Карабалиева А. 

КазНТУ имени К.И. Сатпаева, г.Алматы, Республика Казахстан 

 

Гликолевые  осушители  выбрасывают  в  атмосферу  метан,  летучие  органические  соединения 



(ЛОС)  и  опасные  атмосферные  загрязнители  (ОАЗ)  через  гликолевый  десорбер,  кроме  того, 

происходит  утечка  газа  через  устройства  пневматического  управления.  Таким  образом,  происходит 

потеря газа, увеличиваются затраты и загрязнение окружающей среды [2]. 

Нефтегазовые компании, применяющие новейшие технологии и оборудование, обнаружили, что 

замена  гликолевого  осушителя  на  сиккативный  сокращает  эмиссию  метана,  ЛОС  и  ОАЗ  на  99%,  а 

также  снижает  расходы  на  эксплуатацию  и  обслуживание.  В  сиккативном  осушителе  влажный  газ 

проходит через осушающий слой, состоящий из сиккативных гранул [3]. 

Таблетки  поглощают  влагу  и  постепенно  растворяются.  Таким  образом,  эмиссия  газа 

происходит только при открытом осушителе, например, когда добавляют новые гранулы. 

Описание технологии: 

Добываемый  газ  в  норме  содержит  воду.  Если  не  удалять  воду,  она  может  конденсироваться 

и/или  замерзать  в  коллекторных,  транспортных  и  распределительных  трубах,  провоцируя 

закупоривание,  нарастание  давления  и  коррозию.  Во  избежание  этих  проблем  добытый  газ 

пропускают через осушитель, где он контактирует с абсорбентом, таким как триэтиленгликоль (ТЭГ), 

диэтиленгликоль  (ДЭГ)  или пропилен-карбонат.  В самом распространенном  случае, при гликолевой 

осушке,  ТЭГ  поглощает  воду  вместе  с  метаном,  ЛОС  и  ОАЗ.  На  Карачанакском 

нефтегазоконденсатном месторождении применяется ДЭГ. 

Поглощенная  вода  и  углеводороды  затем  выпариваются  в  десорбере  и  выбрасываются  в 

атмосферу.  

В  настоящее  время  компании  добывающей  и  перерабатывающей  отрасли  сообщают  об 

успешном  применении  альтернативного  метода  осушки  газа  -  сиккативными  осушителями.  В  таких 

установках  осушки  используются  гигроскопичные  соли  для  удаления  воды  из  газа.  При  этом  не 

происходит больших выбросов метана, ЛОС и ОАЗ. 

Экономический  анализ  показывает,  что  замена  гликолевого  осушителя  производительностью  1 

млн. фут.³/день (28 тыс. м³/день) на сиккативный, может обеспечить экономию в размере до $4 403 в 

год  за  счет  уменьшения  объемов  потребления  топливного  газа,  выбросов  газа,  снижения  затрат  на 

эксплуатацию  и  техническое  обслуживание,  а  также  сокращение  эмиссии  метана  на  564  млн. 

фут.³/год (15,8 тыс. м³/год). 

Сиккативы: 

Гигроскопичные  соли,  такие  как  хлориды  кальция,  калия,  лития,  используются  в  нефтегазовой 

отрасли  для  дегидратации  нефтепродуктов  уже  более  70  лет.  Эти  соли  притягивают  и  впитывают 

воду, постепенно превращаясь в насыщенный солевой раствор. 

Количество влаги, поглощаемой из углеводородного газа, зависит от типа сиккатива, а также от 

давления  и  температуры  газа.  Хлорид  кальция,  наиболее  используемый  и  дешевый  сиккатив,  может 

обеспечить  содержание  влаги,  пригодное  для  трубопроводов,  при  температурах  ниже  59°F  (15°C)  и 

давлении  более  250  фунтов  на  кв.  дюйм  (1,7  МПа).  Хлорид  лития,  более  дорогой  сиккатив,  имеет 

большую  область  применения:  до  70°F  (21,11°C)  и  более  100  фунтов  на  кв.  дюйм  (0,7  МПа).  В 

Приложении  З  приводятся  данные  равновесного  содержания  влаги  в  природном  газе,  осушенном 

легкодоступными хлоридами кальция и лития. 

Описание процесса: 

Сиккативный осушитель - очень простое устройство. Оно не содержит движущихся частей и не 

требует внешнего питания, что делает его идеальным для удаленных объектов. 

Как  показано  на  рис.  1,  газ  подается  снизу  в  емкость  десорбера,  под  сеткой.  Сетка  и  слой 

керамических  шариков  предотвращают  проваливание  гранул  сиккатива  в  отстойник.  Влажный  газ 

поднимается  вверх  через  осушающий  слой.  При  соприкосновении  с  гранулами  сиккатив  поглощает 

водяной пар из газа. По мере поглощения воды сиккатив становится жидким и стекает в отстойник на 

дне емкости. По мере образования насыщенного раствора сиккатив постепенно убывает. 

 

 



 

 

251


 

 

Рисунок 1.Схема резервуара сиккативного осушителя 



 

Таблица 1 

Показатели при замене гликолевой осушки на сиккативную 

 

Метод 



сокра-

щения 


утечки 

газа


1

 

Средне-



годовое 

сокращение 

эмиссии 

метана, 


тыс.фут.

3

 



(тыс. м

3

)



2

 

Средне-



годовая 

экономия 

газа, 

тыс.фут.


3

 

(тыс. м



3

)

3



 

Стоимость 

сэконом-

ленного 


газа, $

Капиталь-



ные затраты, 

включая 


установку, 

$



Стоимость 

техничес-кого 

обслуживания

, $


Срок 


оку-

паемости, 

лет 

Замена 


гликоле-

вой осушки 

на 

сиккатив-



ную 

564 (15,8) 

1063 (29,8) 

3189 


12750 

(1214) 


2,9 

1. При условии, что осушитель производительностью 1 млн. фут³/день (28 тыс. м³/день) работает 

при давлении 450 фунтов на дюйм (3,1 МПа) и температуре 47°F (8,33°С). 

2. Разница в утечке метана при гликолевом и сиккативном способе осушки. 

3. Сумма сокращения эмиссии газа и экономия топливного газа. 

4. При цене газа $3/тыс.фут.³ ($106/тыс.м³). 

5. Стоимость установки сиккативного осушителя без стоимости дополнительного оборудования, 

необходимого для замены гликолевого осушителя. 

6. Разница в стоимости технического обслуживания гликолевого и сиккативного осушителей. 

 

Раствор, накапливающийся в отстойнике, периодически отводится в накопительный резервуар или 



(если есть возможность) в испаритель. 

Полученные  вода  и  раствор  могут  закачиваться  в  глубокие  скважины  на  месте  либо 

периодически  вывозиться  для  захоронения  в  других  местах.  На  Карачаганакском  месторождении 

глубина  большинства  скважин  превышает  4000-5000  метров,  поэтому  полученные  после 

сиккативного  осушения  раствор  и  вода  могут  быть  альтернативой  закачиваемому  газу  (могут 

закачиваться  по  мере  накопления  раствора  в  наиболее  глубокие  скважины),  делая,  таким  образом, 

данную технологию безотходной. 


 

252 


При  достаточной  толщине  осушающего  слоя  содержание  влаги  в  газе  и  в  сиккативе  достигает 

равновесия до того, как газ достигнет верха осушающего слоя. 

Слой  соли  выше  уровня,  достаточного  для  достижения  равновесного  содержания  влаги, 

называется "рабочим слоем соли". Этот рабочий материал периодически пополняется. Во избежание 

прекращения процесса добычи или попадания влажного газа в транспортный трубопровод в процессе 

пополнения  рабочего  слоя,  большинство  установок  имеют  по  два  осушителя:  пока  один  работает, 

другой наполняется солью [5]. 

Параметры эксплуатации 

Для  защиты  трубопроводов  производители  осушают  газ  до  нужных  параметров  при  температуре 

ниже  ожидаемого  минимума в трубопроводе. Если газ не  осушить надлежащим образом, вода и другие 

жидкости могут конденсироваться по мере охлаждения газа, что приводит к закупорке труб и коррозии. 

Чтобы  избежать  этого,  производители,  как  правило,  осушают  газ  до  значений  влажности, 

соответствующих  специи-фикации  трубопровода,  от  4  до  7  фунтов  на  млн.  фут.³  (64–112  кг/млн.  м³). 

Кривые  эффективности  сиккатива  показывают  соотношения  температуры  и  давления,  при  которых 

влажность газа будет соответствовать стандартам влажности трубопровода. На рис. 2, с использованием 

данных  таблицы  содержания  влаги  из  Приложения  З,  представлены  комбинации  температуры  и 

влажности,  при  которых  влажность  газа  составит  7  фунтов  на  млн.  фут.³  (112  кг/млн.  м³)  при 

использовании двух наиболее популярных сиккативов. Заштрихованная область выше кривой насыщения 

на  рис.  2  представляет  "безопасные  параметры  эксплуатации"  хлоридно-кальциевого  осушителя,  при 

которых значение влажности газа будет равно или меньше значения, предусмотренного стандартом. 



 

 

 

Рисунок 2. Кривые эффективности сиккатива при максимально приемлемой влажности в  

трубопроводе (7 фунтов на млн. фут.³ (112 кг/млн. м³)) 

 

Производители  используют  эти  кривые  для  определения  минималь-ного  давления  газа, 



необходимого  для  обеспечения  нужной  влажности.          В  данном  случае  подаваемый  в  хлоридно-

кальциевый осушитель газ при температуре 47°F (8,33°C) должен быть сжат по меньшей мере до 450 

фунтов  на  кв.  дюйм  (3,1  МПа),  чтобы  соответствовать  стандарту  7  фунтов  воды  на  млн.  фут.³          

(112  кг/млн.  м³).  На  рисунке  приведены  кривые,  как  для  хлорида  кальция,  так  и  лития,  хотя  хлорид 

лития используется редко из-за высокой стоимости. 

Пополнение сиккатива и слив раствора: 

По  мере  того,  как  гранулы  сиккатива  поглощают  влагу  из  газа,  высота  осушающего  слоя 

постепенно  уменьшается.  Некоторые  производители  помещают  "окошко"  (смотровое  стекло)  на 

стенке осушителя (рис. 1) на уровне допустимого минимума сиккатива. Когда поверхность сиккатива 

становится  видна  в  окошке,  оператор  должен  досыпать  сиккатива  до  максимального  уровня. 

Пополнение  рабочего  слоя  -  ручная  операция,  включающая  в  себя  следующие  действия: 

переключение  потока  газа  на  другой  осушитель,  перекрытие  клапанов,  чтобы  изолировать  "пустой" 

осушитель, выравнивание давления газа с атмосферным, открытие наполнительного люка и засыпку 


 

253


гранул сиккатива. Это требует от оператора загрузки одного или более 30-50 фунтовых (13,6-22,6 кг) 

мешков  соли,  в  зависимости  от  конструкции  осушителя.  Поскольку  эту  процедуру  приходится 

выполнять тем чаще, чем выше производительность установки, сиккативные осушители, как правило, 

применяются в случаях, когда объем осушаемого газа не превышает 5 млн. фут.³/сут. (140 тыс. м³/сут.). 

Раствор из отстойника иногда сливается вручную (сиккативные осушители обычно накапливают 

от 10 до 50 галлонов (от 37,85 до 189,25 литров) раствора в неделю). Перед сливом в испарительную 

емкость,  рекомендуется  выровнять  давление,  а  откачку  жидкости  в  резервуар  удобнее  производить 

при  высоком  давлении.  В  редких  случаях  раствор  откачивают  в  автоцистерну  с  помощью 

пневматической помпы. 

Экономические и экологические выгоды: 

Использование сиккативных осушителей вместо гликолевых дает существенные экономические 

и экологические выгоды, включая: 

-  уменьшение  капитальных  вложений.  Стоимость  капитальных  затрат  на  сиккативный  осушитель 

ниже, чем на гликолевый. В сиккативном осушителе не используются промывочный насос, пневматическое 

управление, газовый нагреватель или ребойлер/регенератор с горелкой; 

-  снижение  стоимости  эксплуатации  и  обслуживания.  Гликолевый  осушитель  потребляет 

значительное  количество  добытого  газа  в  качестве  топлива  для  газового  нагревателя  и  гликолевого 

регенератора. Если клапан слива раствора автоматический, то единственные затраты на техническое 

обслуживание сиккативного осушителя включают пополнение рабочего слоя; 

-  минимальную  эмиссию  метана,  ЛОС  и  ОАЗ.  Гликолевые  осушители  постоянно  выбрасывают 

газ  в  атмосферу  через  устройства  пневматического  управления  и  через  вентиляцию  регенератора. 

Эмиссия  из  сиккативного  осушителя  происходит  только  во  время  снятия  давления в  резервуаре  для 

пополнения сиккатива, обычно один объем резервуара в неделю. Раствор продуцируется в небольших 

количествах и поглощает мало углеводородов. 

 

Литература 

 

1. Геологический отчет АО КГП за 1998 год. Аксай, 1999, с.2-3. 

2. Jackson H. Mobility Studies on Karachaganak gas condensate fluids. British Gas, Research & Technology 

Report № GRC, Feb. 1995, pp.14-15. 

3. Бисенов К.А., Боканова Г.Б. Научно-техническое развитие нефтегазового комплекса. Доклады 

Вторых международных научных Надировских чтений. – Кызылорда: КГУ, 2004. с. 436-438. 

4.  Технологическая  схема  разработки  Карачаганакского  месторождения  с  применением 

сайклинг-процесса на период 1991-2005 гг. Том 2, ВНИИГАЗ, Москва, 1989г., с. 63-70.  

5. Зиберт Г.К., Седых А.Д., Кашицкий Ю.А. Подготовка и переработка углеводородных газов и 

конденсата.  Технологии  и  оборудовние.  –  Справочное  пособие.  –  М.:  ЦентрЛитНефтеГаз,  2001.          

– с. 256-258. 

 

 



ДВОЙНЫЕ НАНО-РАЗМЕРНЫЕ СТРУКТУРЫ 

ВСПЕНЕННЫХ КОМПОЗИЦИОННЫХ МАТЕРИАЛОВ 

 

Есжанова П.Р., Шутов Ф.А., Нурсултанов М.Е. 



КазНТУ имени К.И.Сатпаева, г. Алматы, Республика Казахстан 

 

Нами  разработаны  огнестойкие  вспененные  композиты  на  основе  смесей  термореактивных  смол  в 



качестве  связующего  и  минеральных  отходов  в  качестве  наполнителей.  Композиты  обладают 

уникальным  сочетанием  следующих  свойств:  они  не  горят  и  не  поддерживают  горения,  не  тлеют,  не 

выделяют  токсичных  веществ  в  процессе  изготовления  и  применения,  обладают  очень  высокой 

термической устойчивостью, очень низкой теплопроводностью, очень широким диапазоном плотности и 

прочности, высокой химической и биологической сопротивления; они изготавливаются из экологически 

чистого  сырья,  и  они  дешевле  полистирола  и  пенополиуретана.  Основное  применение  разработанных 

материалов:  внешняя  и  внутренняя  огнестойкая  теплоизоляция  при  строительстве  гражданских  и 

промышленных  зданий,  теплоизоляция  магистральных  нефтепроводов  и  теплотрасс.  Разработанные 

материалы  изготавливаются  методом  свободного  вспенивания  без  применения  внешнего  тепла  и 

давления.  Процесс  вспенивания  занимает  2-3  мин  при    этом  плотность  контролируется  в  пределах  30  - 

500 кг/м3 в зависимости от содержания пенообразователей и твердого наполнителя. 


 

254 


В  дополнение  к  микро-и  макро-размерных  структурам,    разработан-ные  материалы  содержат  два 

типа  нано-размерных  структур:  газовые  ячейки  (поры)  и  частицы  твердого  наполнителя.  Объем 

газообразных  нано-ячеек  не  превышает  10%  от  всех  клеток,  но  их  количество  примерно  в  1000  раз 

больше,  чем  более  крупных  ячеек,  а  размер  и  количество  нано-ячеек  контролируется  кинетикой 

вспенивания.  Содержание  нано-размерных  частиц  твердого  наполнителя  определяется  выбором 

распределение  частиц  наполнителя  по  размерам  и  не  превышает  10%  от  всех  других  твердых  частиц. 

Было  показано,  что  соотношение  нано-ячеек  и  нано-размерных  наполнителей  изменяет  механические  и 

теплоизо-ляционные  свойства  композита,  а  также  его  огнестойкие  характеристики.  Положительный 

эффект  от  совместного  сосуществования  таких  двойных  наноразмерных  структур,    принадлежащих  к 

различным  агрегатным  состояниям  (газообразные  и  твердые),  могут  быть  полезны  как  для  научных 

исследований, так  и для их практического применения. 

 

Литература 

 

3.  А.А.  Берлин,  Ф.А.  Шутов  «Химическая  технология  газонаполнен-ных    высокополимеров» 

Издательство Наука 1985г. стр. 183-236. 

4.  А.А.  Берлин,  Ф.А.  Шутов  «Пенополимеры  на  основе  реакцион-носпособных  олигомеров» 

Издательство Химия 1990 г. стр. 28-44. 

 

 



ПУТИ УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ МЕТОДОВ УЛУЧШЕНИЯ РЕОЛОГИЧЕСКИХ 

СВОЙСТВ НЕФТЕЙ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЕЕ ТЕКУЧЕСТИ 

 

Ондаганова А.К. 

КазНТУ имени К.И.Сатпаева, г. Алматы, Республика Казахстан 

 

Среди  различных  методов  повышения  текучести  высокозастывающих  нефтей  (предварительная 

термообработка,  попутный  нагрев  и  др.)  наиболее  распространен  способ  разбавления  их 

низкозастывающими нефтями и нефтепродуктами. 

В  целях  дальнейшего  развития  патентованного  способа  предлагается  новая  технология  обработки 

нефтяных  суспензий,  основанная  на  использовании  кавитационных,  кавитационно-каталитических 

режимов,  дающих  возможность  регулировать  глубину  процессов  физико-химического  преобразования 

нефти за счет частично деструктивных и облагораживающих процессов и радикальноцепных реакций. 

Предлагаемые  усовершенствования  можно  без  особых  усилий  вмонтировать  в  любой 

кавитационный  реактор,  аппарат,  что  в  значительной  степени  повышает  эффективность  процесса  в 

уже существующем оборудовании. 

В  целях  установления  пределов  изменения  значении  основных  физико-химических 

характеристик  западноказахстанской  нефтесмеси  на  основе  товарных  нефтей  Узеня,  Жетыбая, 

Каламкаса, Тенгиза были составлены две модельные группы нефтесмесей. Использование тенгизской 

нефтесмеси  в  качестве  разбавителя  как  для  бузачинских  нефтей,  так  и  для  их  смесей  с 

мангистаускими дало большой эффект.  В данном случае уменьшается вязкость бузачинскнх смесей, 

снижаются  температура  застывания,  статическое  и  динамическое  напряжение  сдвига,  вязкость 

высокозастывающей  смеси  мангистауских  нефтей,  что  позволяет  осуществлять  их  перекачку  летом 

без подогрева. 

В связи с ростом объема и ассортимента, поставляемых в ближнее зарубежье нефтей проводились 

экспериментальные  исследования  физико-химических  характеристик  отдельных  проб  западноказах-

станских  нефтесмесей,  в  состав  которых  входит  тенгизская  нефть.  Западноказахстанские  нефтесмеси 

по значению температуры застывания подразделяются на высоко- и низкозастывающие в зависимости 

от  концентрации  компонентов.  Нефтесмеси,  составленные  на  основе  нефтей  Мантистау  и  Тенгиза, 

считаются высокозастывающими. 

Исследования, проведенные в этой области, как в нашей стране, так и за рубежом, показали, что при 

смешивании  нескольких  нефтей  возникает  проблема  выбора  оптимальной  технологии  при  которой 

минимуме  затрат  энергии  нужно  достигнуть  наиболее  полного  перемешивания  нефтей.  Качество 

смешения  зависит  от  химического  состава  нефтей  и  от  температуры  смесеобразования.  Повышение 

температуры, приводящее к растворению парафина в нефтях и снижению вязкости жидкой фазы нефти, 

должно было бы способствовать наиболее полному перемешиванию нефтей компонентов. Однако нагрев 

всей массы нефтей, поступающих на смешение до температуры образования гомогенной смеси, требует 

затрат большого количества тепла. 


 

255


Применение  депрессорных  присадок  представляет  практический  интерес  к  проблеме  решения 

трубопроводного транспорта, т.к. применение их не требует фактически больших капитальных вложений. 

Депрессорные  присадки  к  нефтям  и  тяжелым  нефтепродуктам  –  это  нефтерастворимые 

синтетические полимерные продукты, которые при введении в небольших количествах в мазут или нефть 

с повышенным содержанием парафина способны изменять ее реологические свойства, особенно вязкость 

и  напряжение  сдвига.  Введение  присадки  существенно  изменяет  процесс  кристаллизации  в 

парафинистых  нефтях.  Это  выражается  в  повышении  степени  дисперсности,  изменении  формы  и 

уменьшении слипаемости парафиновых кристаллов. 

Применение  присадок-стимуляторов  потока  способствует  увеличению  производительности 

нефтепроводов,  гарантирует  надежность  пуска  нефтепровода  после  длительных  остановок,  а  также 

снижает  отложение  парафина  на  стенках  трубопровода  и  в  резервуарах  и  т.д.  Основным  же 

достоинством применения присадок является стабильность улучшения реологических свойств нефти 

на всем пути движения от забоя скважины до НПЗ. 

Первыми  присадками,  которые  успешно  прошли  лабораторные,  а  затем  и  промышленные 

испытания в  1969-1970 гг.,  были  зарубежные  стимуляторы  потока  группы  «Paramins»  фирмы  «Эссо 

рисерч», основные физические характеристики наиболее эффективных присадок на основе пропилен- 

этиленовых   полимеров   группы   «Paramins» приведены   в таблице. 

 

Таблица. Основные физические характеристики эффективных присадок 



 

Плотность 

Вязкость, сСт 

т, °с 


Присадка 

 

 



г/см" 

100°С 


50°С 

 

Температура 



вспышки, °С 

Paradyne 70 

0.90 

250 


750 

+27 


54 

ЕСА 4242 

0.94 

30 


70 

+36 


77 

ЕСА 5217 

0.90 

15 


45 

+39 


80 

ЕСА 5234 

0.90 

11 


30 

+42 


80 

 

При  температуре  20°С  –  это  воскообразные  вещества,  хорошо  растворимые  в  углеводородных 



растворителях  и  нефти.  Для  выполнения  технологических  операций  присадки  разогреваются  до  55-

60°С. Перед введением присадок нефть также должна быть нагрета до 55-60°С для того, чтобы процесс 

кристаллизации парафина происходил в присутствии присадки. 

Эти 


присадки 

были 


использованы 

западноевропейскими 

фирмами 

для 


транспорта 

высокопарафинистых  нефтей  на  нефтепроводах  «Роттердам-Рейн»  (L  =  236  км),  «Иль  -  де-Франс»   

(L = 150 км), «Финнарт -Гринжемаут» (L = 92 км.). 

Добавление  присадок  в  указанные  нефти  или  смеси  нефтей  в  количестве  0,12  и  0,15%  от  их  веса 

снизило  величину  пластической  вязкости  г]  и  предельного  напряжения  сдвига  τ0  по  сравнению  с 

аналогичными  показателями  исходных  нефтей,  соответственно,  в  2-4  и  50-70  раз  при  температуре 

испытаний  10  и  4°С.  Применение  присадок  позволило  повысить  производительность  перекачки 

высокопарафинистых  нефтей  без  дополнительных  затрат  на  насосное  оборудование  и  тепло-изоляцию. 

После  транспортировки  нефти  по  трубопроводу  «Иль  -  де-Франс»  свойства  ее  текучести  оставались 

неизменными  через  25  дней  хранения  нефти  в  резервуарах.  Испытания  по  пуску  нефтепровода 

«Финнарт–Гринжемаут»  после  его  остановки  на  13  суток  показали,  что  пуск  нефте-провода, 

заполненного нефтью с присадкой, не представляет трудностей, и нефтепровод довольно быстро выходит 

на расчетную производительность. 

Фирмой  «Шелл  рисерч  БВ»  были  разработаны  стимуляторы  потока  марки  «Swim»,  которые 

также прошли лабораторные и промышленные испытания. Так, по трубопроводу «Роттердам - Рейн» 

была прокачана нефть Ливии, обработанная присадкой «СВИМ-11» фирмы «Шелл». 

В  1978  г.  фирма  "Шелл"  совместно  с  фирмой  «ОНГК»  (Индия)  успешно  провела  лабораторные  и 

промышленные испытания морского трубопровода «Бомбей - Хай-Юран» диаметром 750 мм и протяжен-

ностью 203 км для перекачки нефти, обработанной присадками «СВИМ». При включении насосов после 

остановки  трубопровода  на  10  дней  был  осуществлен  быстрый  пуск  его  в  работу.  При  этом  после 

обработки  наблюдалось  существенное  снижение    точки    застывания,    пластической  вязкости  и  предела 

текучести нефти. Для перекачки мазутов рекомендовалось использовать присадку «СВИМ-5». 

Проведенные  эксперименты  показали,  что  разные  нефти  имеют  различные  парафины,  поэтому 

для  каждой  нефти  необходимо  подбирать  свою  присадку.  Стоимость  обработки  нефти  присадками 

составляла около 1,25-1,6 долл/м1. 


 

256 


Актуальность освоения производства присадок и их использования в трубопроводном транспорте 

была обусловлена следующими основными факторами. 

Из-за  быстрого  образования  в  нефти  парафиновых  структур  становятся  опасными  даже 

непродолжительные остановки трубопровода. Возобновление перекачки требует создания предельного 

допустимого  давления,  что  увеличивает  вероятность  порыва  нефтепровода  и  потери  нефти 

вследствие  большого  срока  эксплуатации  нефтепроводов  и  их  неудовлетворительного  технического 

состояния. В целом, сложившиеся технологические режимы перекачки нефти на «горячих» нефтепроводах 

в  районах  с  падающей  добычей  характеризуются  низкой  эффективностью  и  надежностью. 

Соответственно, отмечаются и большие энергозатраты, теплопотери, эксплуатационные расходы, что 

определяет высокую себестоимость транспортирования нефти. 

При  разбавлении  грозненской  парафиновой  нефти  керосиновым  дистиллятом  температура 

застывания ее снизилась (при содержании 30% дистиллята) от 14 до 6°С. 

При  увеличении  содержания  керосина  в  кумдагской  нефти  до  40%  температура  застывания 

понизилась от 24 до 4°С, при добавлении 40% керосина к высокозастывающей котуртепинской нефти – 

от  19  до  –  2°С,  а  при  замене  керосина  таким  же  количеством  маловязкой  дагаджикской  нефтью 

температура  застывания  смеси –  11°С.  Установлено,  что  эффект  от  добавления  20–30%о  разбавителя  с 

последующей термообработкой при 65–70°С больше, чем при простом добавлении 50% разбавителя. 

Таким  образом,  реологические  параметры  высокозастывающих  нефтей  снижаются  при 

добавлении углеводородных разбавителей тем сильнее, чем меньше вязкость разбавителя.  



жүктеу 8.29 Mb.

Поделитесь с Вашими друзьями:
1   ...   38   39   40   41   42   43   44   45   ...   81




©emirb.org 2020
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет