Ингибирование образования асфальто-смоло-парафиновых отложений в нефтях

• Автор: Овчар, Елена Вячеславовна
• Шифр специальности: 02.00.13
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2007
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 161 с. : ил.

Глава I. ВЗАИМОСВЯЗЬ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ СВОЙСТВ

НЕФТИ С ЕЕ ХИМИЧЕСКИМ СОСТАВОМ. ПУТИ РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМЫ АСФАЛЬТО-СМОЛО-ПАРАФИНОВЫХ _

ОТЛОЖЕНИИ (Литературный обзор)

ЕЕ Современные представления о химическом составе нефтей

1.1.ЕПарафиновые углеводороды нефти. Строение, свойства, методы

исследования

1.1.2. Нафтеновые углеводороды

1.1.3. Ароматические углеводороды

1.1.4. Гетероатомсодержащие соединения нефтей. Химический состав, коллоидно-химические свойства

1.2. Причины образования асфальто-смоло-парафиновых отложений в

нефтепромысловом оборудовании

1.2.1. Механизм образования АСПО
1.2.2. Влияние химического состава нефти на склонность к образованию и характер АСПО
1.2.3. Прочие факторы, влияющие на образование АСПО
1.3. Методы борьбы с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями
1.3.1. Термические методы
1.3.2. Механические методы
1.3.3. Защитные покрытия
1.3.4. Физические методы
1.3.5. Химические методы
ГЛАВА II. ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ
2.1. Объекты исследований
2.2. Методы исследований
Глава III. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА НЕФТИ НА ЕЕ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

3.1. Исследование низкотемпературных свойств нефтей с привлечением методов математического
3.1.1. Выбор параметров для построения модели
3.1.2. Результаты испытания модельных смесей
3.1.3. Математическая обработка полученных данных
3.1.4. Сравнение расчетных данных с результатами лабораторных испытаний
3.2. Разработка экспресс-метода определения содержания //-парафинов в
нефти с помощью газо-жидкостной хроматографии
3.2.1. Определение содержания и исследование //-парафинов, полученных при стандартном методе (в процессе вымораживания)
3.2.2. Определение содержания нормальных парафинов в нефти методом ГЖХ
Глава IV. ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЕЙСТВИЯ
ИНГИБИТОРОВ АСПО В ЗАВИСИМОСТИ ОТ СОСТАВА НЕФТИ
4.1. Исследование динамики накопления АСПО и их состава
4.2. Изучение эффективности действия ингибиторов разных типов в
парафинистых и высокопарафинистых нефтях
4.2.1. Изучение эффективности ингибирования образования АСПО ингибиторами различной природы в парафинистых и высокопарафинистых нефтях
4.2.2.Изучение депрессорного действия ингибиторов различной природы в высокопарафинистых нефтях
4.2.3. Изучение влияния ингибиторов различной природы на
вязкость высокопарафинистой нефти
4.3. Исследование эффективности присадок по ингибированию АСПО в
обводненных нефтях

Глава V. О МЕХАНИЗМЕ ДЕЙСТВИЯ ПОЛИМЕРНЫХ
ИНГИБИТОРОВ В ВЫСОКОПАРАФИНОВОЙ НЕФТИ
ВЫВОДЫ
ЛИТЕРАТУРА
ПРИЛОЖЕНИЕ 1 ПРИЛОЖЕНИЕ

2.2.1. Определение относительного распределения н-парафинов нефти методом ГЖХ
Определение относительного распределения н-парафинов в нефти методом проводилось на газо-жидкостном хроматографе Кристаллюкс-4000 с использованием кварцевой капиллярной колонки длиной 25м и диаметром 0,24мм с неподвижной фазы 8Е-30 в условиях программирования температуры термостата от 100° до 310°С со скоростью 6 град/мин. Детектор - пламенно-ионизационный (ПИД).
Температура ПИД: 320°С.
Температура испарителя: 330°С.
Расход газов:
Поддув (гелий): 30 мл/мин;
Газ-носитель (гелий): 30 мл/мин;
Воздух: 300 мл/мин;
Водород: 30 мл/мин.
Давление на входе в колонку: 1,08 кг/см2.
Время анализа: 43 мин.
Объем пробы: 0,2 мкл.
Относительное содержание н-парафинов рассчитывалось методом внутренней нормализации, основанный на том, что сумма площадей или высот всех пиков на хроматограмме принимается за 100%.
Концентрация каждого компонента вычисляется по формуле:
С, = -^—100%,
I п
Е*.

где С, - концентрация /-го компонента, % масс.;
Я, - отклик детектора (площадь или высота) /-го компонента.
2.2.2.Структурно-групповой состав определялся на хроматографе типа ХЖ-1 ТУ 38.115-203-81 по методике, разработанной ВНИИ ТУ.