Асфальтосмолопарафиновые отложения и их ингибирование химическими реагентами

• Автор: Гребнев, Александр Николаевич
• Шифр специальности: 02.00.13
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2009
• Место защиты: Тюмень
• Количество страниц: 156 с. : ил.

ОГЛАВЛЕНИЕ

УСЛОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1 Высокомолекулярные соединения нефти

1.1.1 Твердые соединения компоненты нефти

1.1.2 Смолистоасфальтеновыс вещества САВ

1.2 Асфальтосмолопарафиновые отложения АСПО

1.2.1 Состав АСПО

1.2.2 Факторы, определяющие процесс

парафинизации

1.3 Борьба с парафиновыми отложениями
1.4 Депрессорные присадки и ингибиторы АСПО
1.4.1 Депрессорные присадки
1.4.2 Ингибиторы АСПО
1.5 Механизм действия депрессорных присадок в нефтях и нефтепродуктах
1.6 Особенности механизма действия депрессорных
присадок и ингибиторов 1I применительно к промысловым условиям добычи нефти
1.7 Заключение
ГЛАВА 2. ПАРАФИНОВЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ ЗАП АДНО
СИБИРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ ПРЕДПОСЫЛКИ И ЦЕЛЬ ИССЛЕДОВАНИЯ
2.1. Методики и характеристика объектов исследования
2.1.1. Методика хроматографического разделения АСПО
2.1.2. Методика проведения ИК
спектрофотометрического анализа углеводородов нефти
2.1.3. Другие методики анализа АСПО
2.2. Общая характеристика нефтей Западной Сибири
2.2.1. Физикохимические свойства парафиновых
отложений Вынгапуровского и Аганского месторождений нефти Тюменской области
2.2.2. Физикохимические свойства асфальтосмолопарафиновых отложений Вынгапуровского и Аганского месторождений нефти
2.2.3. Физикохимических свойства парафиновых
отложений Верхнесалатского месторождения Томской области
2.3. Сравнительный анализ физикохимических свойства парафиновых отложений АСПО из нефтей Западной Сибири
2.4. ИКспектроскопия АСПО, церезина и углеводородов нефти
2.5. Выводы
ГЛАВА 3. ВЛИЯНИЕ ПРИРОДЫ ВЫСОКОМОЛЕКУЛЯРНЫХ ТВЕРДЫХ ПАРАФИНОВЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ НА ПРОЦЕСС ПАРАФИНИЗАЦИИ ХОЛОДНЫХ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ ПОВЕРХНОСТЕЙ
3.1.1. Методика холодного стержня ТюмГНГУ
3.1.2. Влияние природы твердых углеводородов на парафинизацию холодного стержня
3.1.3. Представление экспериментальных данных зависимости х i в виде степенной функции
3.1.4. Уточнение зависимости xi
полученной в п. 3.1.
3.2. Выводы
ГЛАВА 4. ИНГИБИРОВАНИЕ АСПО ХИМИЧЕСКИМИ
РЕАГЕНТАМИ
4.1 Влияние САВ на ингибирование АСПО химическими реагентами
4.2 Ингибирование АСПО новыми азотсодержащими
присадками
4.2.1. Синтез и методика синтеза ингибиторов АСПО
4.2.2. Ингибирование АСПО Аганского месторождения нефти
4.3. Ингибирование АСПО с использованием композиций химических реагентов
4.3.1. Ингибирование I Вынгапуровского
месторождения нефти с использованием
композиций химических реагентов
4.3.2. Ингибирование АСПО Аганского месторождения нефти с использованием композиций химических реагентов
4. 4. Выводы
ГЛАВА 5. ТЕХНОЛОГИЯ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН В НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ
5.1 Технология обработки скважин композицией химических реагентов
5.2 Ориентировочная оценка расхода композиции химических реагентов для обработки скважин и ориентировочный расчет времени работы скважины без ее очистки. Экономический эффект
ОБЩИЕ ВЫВОДЫ
ПУБЛИКАЦИИ АВТОРА
ЛИТЕРАТУРА


Твердые ароматические углеводороды деасфальтированных гудронов нефтей содержат гомологи бензола и нафталина. В них обнаружены нафтеновые кольца. Боковые парафиновые цепи исследованной ароматики имеют нормальное и изостроение. На основании проведенных исследований делается вывод об аналогичном химическом составе твердых и жидких углеводородов нефти 7. Химический состав твердых углеводородов зависит от природы нефти, из которой они выделены, и от температурных пределов выкипания фракции. Среди твердых углеводородов фракций нефтей парафинонафтенового основания твердых ароматических углеводородов меньше, чем во фракциях, соответствующих им по температурам выкипания, но выделенных из высокоароматизированных нефтей. По мере повышения температур выкипания фракций одной и той же нефти, содержание твердых алканов уменьшается, а содержание твердых нафтеновых и ароматических углеводородов растет. Причем, для одной и той же фракции содержание твердых нафтеновых углеводородов приблизительно в 4 раза больше, чем твердых ароматических. Промышленные парафиновые углеводороды подразделяются на жидкие и твердые 8 Твердые углеводороды с температурой плавления более С называются церезинами. Жидкие и твердые низкоплавкие парафины представляют собой в основном иалканы с числом атомов углерода от 9 до и выкипают в интервале температур С иногда эту фракцию парафинов называют не жидкими парафинами, а мягкими А. И.Гребнев. Твердые парафины с до С выкипают в пределах С. Они содержат более налканов и небольшое количество изо и циклоалканов. С увеличением пределов выкипания в таких твердых углеводородах доля налканов уменьшается. Церезины состоят преимущественно из нафтеновых и ароматических углеводородов с длинными алкильными цепями. Содержание иалканов в церезинах незначительно, изопарафины, практически, отсутствуют. Жидкие и твердые и до С нпарафины имеют кристаллы ромбической сингонии слоистой структуры, кристаллы изоалканов имеют форму тонких длинных игл, нафтеновые твердые углеводороды церезины имеют крупнокристаллическую структуру кристаллов с усеченными гранями. Для ароматических твердых углеводородов характерно мелкоигольчатое строение. Парафиновые углеводороды в нефтяных системах при понижении температуры проходят следующие фазовые превращения молекулярнодисперсное жидкое жидкокристаллическое твердое состояние полиморфные превращения гексагональная, ромбическая, моноклинная и триклинная сингонии , 4. Нефтяные парафины представляют собой смесь преимущественно напканов разной молекулярной массы, а основным компонентом церезинов являются нафтеновые углеводороды, содержащие в молекулах боковые цепи как нормального, гак и изостроения с преобладанием последних. Сергиенко С. Р. суммирует знания по химическому составу твердых предельных углеводородов нефти в виде следующих основных положений 2, с. Б товарных образцах парафина, имеющих температуру плавления от до С, преобладают парафины нормального строения, содержащие в своей цепи от до атомов углерода. В зависимости от химической природы нефтей, из которых выделены твердые парафины, содержание в них разветвленных парафиновых углеводородов может изменяться от нескольких процентов до . При этом преобладают малоразветвленные парафиновые углеводороды. Содержание нафтеновых заместителей в твердых парафиновых углеводородах возрастает с переходом от нефтей парафинового основания к нефтям нафтенового основания. С повышением молекулярной массы твердых углеводородов в их составе возрастает доля нафтеновых и ароматических структур. Компоненты нефти, содержащие гетероатомы и микроэлементы, включают две основные группы смолы и асфальтены. В основу их классификации положена растворимость в различных растворителях. По этому признаку различают нейтральные смолы, асфальтены, карбены и карбоиды, асфальтеновые кислоты . Нейтральные смолы сложная смесь ароматических углеводородов с длинными цепями, конденсированных ароматических и нафтеноароматических углеводородов с короткими цепями, фенольных и азотистых оснований, серокислородазотсодержащих соединений.