Растворители для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений

Растворители для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений

Автор: Нагимов, Назят Масгутович

Шифр специальности: 02.00.13

Научная степень: Кандидатская

Год защиты: 2003

Место защиты: Казань

Количество страниц: 185 с. ил

Артикул: 2607443

Автор: Нагимов, Назят Масгутович

Стоимость: 250 руб.

Растворители для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений  Растворители для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений 

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1 ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР.
1.1 Состав асфальтеносмолопарафиновых отложений
1.2 Механизм образования и накопления АСПО.
1.3 Способы и реагенты, применяемые для удаления АСПО.
1.4 Механизм удаления АСПО с применением
углеводородных растворителей.
2 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ.
е состава асфальтеносмолопарафиновых
2.1.1 Определение содержания неуглеводородной части.
2.1.2 Определение содержания асфальтенов
2.1.3 Определение содержания смол, углеводородов
и твердых парафинов
2.1.4 Подготовка силикагеля
2.2 Состав и основные физикохимические характеристики
базовых растворителей АСПО.
2.3 Оценка эффективности действия углеводородных
растворителей АСПО.
2.3.1 Экспериментальные данные по разрушению
и растворению АСПО различного группового состава
2.4 Коллоиднохимические свойства углеводородных
растворителей АСПО
поверхностного и межфазного углеводородных растворов.
2.4.1 Определение натяжения
2.4.2 Определение смачивающей способности углеводородных
растворов.,1
3 ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ
3.1 Факторы, влияющие на эффективность действия
углеводородных растворителей АСПО.
3.2 Свойства и
эффективность действия прямогонных
нефтяных фракций.
3.3 Состав АСПО и его влияние на эффективность действия
углеводородных композитов с индивидуальными присадками
3.4 Эффективность действия углеводородных составов
с композиционными присадками.
3.5 Коллоиднохимические свойства углеводородных растворов.
3.5.1 Изотермымежфазного и поверхностного натяжения.
3.5.2 Смачивающая способность углеводородных растворов.
3.6 Приготовление раствора РК1
3.6.1 Приготовление присадки РК1
3.6.2 Приготовление технологического раствора РК1.
3.6.2.1 Приготовление раствора РК1 в стационарных условиях
3.6.2.2 Приготовление раствора РК1 в автоцистерне.
3.7 Лабораторные и опытнопромысловые испытания
раствора РК1 в НГДУ Азнакаевскнефть.
3.7.1 Профилактическая обработка скважин раствором
РК1 в НГДУ Азнакаевскнефть
3.7.2 Обработка скважин раствором РК1 при подземном ремонте скважин в НГДУ Азнакаевскнефть
3.7.3 Проведение ОПЗ нагнетательных скважин раствором
РК1 в НГДУ Азнакаевскнефть
3.8 Расчет экономического эффекта от применения присадки
РК1 в НГДУ Азнакаевскнефть за год
3.9 Заключение по результатам опытнопромысловых испытанийраствора РК1
I
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ


Его структура близка к аморфной или сильно измельченной полукристаллической структуре, поэтому прилипший слой обладает высокой вязкостью и большой адгезионной прочностью. Здесь имеются и масляные фракции нефти, что свидетельствует о процессе захвата этих фракций при формировании прилипшего слоя парафина. Толщина этого слоя незначительна, но роль его велика. Решающую роль в формировании пристеночного слоя играют поверхностноактивные компоненты нефти смолы, органические кислоты, асфальтены, которые адсорбируются на поверхности труб и образуют первичный прилипший слой, на котором и происходит адгезия парафина. После формирования пристеночного прилипшего слоя АСПО адгезия осуществляется уже не к поверхности трубы, а к сформированному слою. Она зависит от липкости первичного слоя, обусловленной наличием маслянистых примесей, аутогезионного взаимодействия асфальтеносмолопарафиновых компонентов нефти между собой, а также от теплопроводности первичного слоя , . Кроме температурного фактора, существенную роль на осаждение АСПО играет и ряд других факторов, таких как флотация кристаллов АСПО пузырьками газа , адсорбция, шероховатость поверхности труб. Возможен рост АСПО и за счет парафина, находящегося в потоке нефти во взвешенном состоянии. С момента появления твердой фазы в потоке нефти система характеризуется всеми свойствами дисперсной системы, осложненной присутствием воды и газа. Под кинетической устойчивостью понимают способность системы сохранять равновесие. Под агрегативной устойчивостью понимают способность суспензии сохранять степень дисперсности взвешенных в жидкой фазе частиц во времени . По мере подъема нефти по стволу скважины происходит процесс разгазирования, за счет этого повышается агрегативная и кинетическая устойчивость, что приводит к снижению поверхностной активности на границе раздела1 нефть кристалл и частичной нейтрализации сил, обуславливающих прилипание частиц АСПО друг к другу и к стенкам труб. При этом образуются непрочные комплексы, которые в свою очередь разрушаются потоком нефти. Важно отметить, что вода влияет на адгезию АСПО двояко. На гидрофильной поверхности она образует сплошной слой, а нефть непосредственно примыкает к стенкам труб только в виде капель. В этих условиях с увеличением содержания воды в нефти адгезия парафина к стенкам замедляется. На гидрофобных поверхностях наблюдается обратная картина. Присутствие воды в нефти вызывает интенсивное отложение парафина , . Механические примеси стимулируют рост агрегатов АСПО и увеличивают скорость адгезионного процесса. Адгезия АСПО также зависит от физикохимических свойств металла, его теплопроводности, шероховатости и некоторых других причин. Адгезия таких веществ уменыпа
ется с увеличением диэлектрической проницаемости материала, т. АСПО составляют полярные компоненты, адгезия которых увеличивается с ростом полярности субстрата. При совместной адгезии полярных и неполярных компонентов АСПО механизм образования прилипшего слоя более сложен. Здесь возможна селективная сорбция полярных веществ на полярных субстратах и парафинов на субстратах с низкой диэлектрической проницаемостью. Полярные и неполярные вещества взаимно усиливают прочность АСПО, образуя сложные агрегаты и структуры. На адгезию АСПО оказывает влияние шероховатость внутренних поверхностей трубопроводов. При относительно небольших скоростях потока нефти увеличение высоты выступов шероховатости не приводит к росту адгезии АСПО. С увеличением скорости потока это влияние значительно усиливается, адгезия АСПО сначала возрастает, а затем, достигнув максимума, начинает снижаться. Скорость, при которой наблюдается наибольшая адгезия, прямо пропорциональна адгезионной прочности и диаметру трубопровода и обратно пропорциональна вязкости нефти . Таким образом, можно сделать вывод, что отложения АСПО формируются непосредственно на поверхности, контактирующей с нефтью, с одновременным ростом и образованием частиц АСПО. Сила сцепления частиц АСПО образовавшихся на поверхности примерно, натри порядка выше по сравнению с частицами АСПО, образовавшимися в потоке нефти.

Рекомендуемые диссертации данного раздела

28.06.2016

+ 100 бесплатных диссертаций

Дорогие друзья, в раздел "Бесплатные диссертации" добавлено 100 новых диссертаций. Желаем новых научных ...

15.02.2015

Добавлено 41611 диссертаций РГБ

В каталог сайта http://new-disser.ru добавлено новые диссертации РГБ 2013-2014 года. Желаем новых научных ...


Все новости

Время генерации: 0.192, запросов: 121