Разработка композиционных составов для регулирования реологических свойств высокозастывающих нефтей месторождения "Белый Тигр" тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 02.00.11, кандидат наук Нгуен Дак Тханг

• Нгуен Дак Тханг
• кандидат наук
• 2018

Оглавление диссертации кандидат наук Нгуен Дак Тханг

BBEДEНИE

Глава 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1. История разработки месторождение Белый Тигр

1.2. Система подготовки нефти на Месторождение Белый Тигр

Выводы по главе

Глава 2. ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

2.1. ОБЪЕКТЫ

2.1.1. Характеристики нефтей месторождения Белый Тигр

2.1.2 Физико-химические свойства присадки

2.2. МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

2.2.1. Методика определения плотности

2.2.2. Методика определения температуры застывания

2.2.3. Методика определение фракционного состава

2.2.4. Методика определения кинематической вязкости при температуре 200С

2.2.5. Методика определение динамической вязкости на ротационном вискозиметре

2.2.6. Определение дисперности НДС методом турбидиметрии

2.2.7. Исследование кинетики набухания полимеров

2.2.8. Исследование структуры полимеров спектральными методами (метод электронной микроскопии)

2.2.9. Определение молекулярно-массового распределения метод Гель-проникающая хроматография (ГПХ)

Глава 3. PЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

3.1. Определение фракционный состав

3.2. Определение Ув-состава образцов методом ГЖХ

3.3. Исследование структуры полимеров спектральными методами

3.4. Определение молекулярно-массового распределения методом ГПХ

3.5. Определение температуры застывания

3.6. Исследование кинетики набухания

3.8. Определение динамической вязкости образцов на Реотесте

Выводы по главе

Глава 4. СВОЙСТВА ТЕКУЧЕСТИ ВЫСОКОЗАСТЫВАЮЩИХ НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

4.1. Структурообразование в высокозастывающих нефтях

4.2. Реологические модели высокозастывающих нефтей

4.3. Способы улучшения реологических параметров высокозастывающих нефтей для обеспечения их транспорта

4.3.1. Горячая перекачка

4.3.2. Использование разбавителей

4.3.3. Гидротранспорт нефти

4.3.4. Термообработка

4.4. Математическая модель течения неньютоновских нефтей по магистральным трубопроводам

Выводы по главе

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЯ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ:

АСПО - асфальто-смоло-парафиновые отложения;

БК - блок-кондуктор;

ДКС - дожимная компрессорная станция;

ДНП - давление насыщенных паров (нефти);

ДП - депрессорная присадка;

МКС - малая компрессорная станция;

МСП - морская стационарная платформа;

НГС - нефтегазовый сепаратор;

НКТ - насосно-компрессорные трубы;

ППД - поддержание пластового давления;

УБН - установка беспричального налива;

УПН - установка подготовки нефти;

УПОГ - установка предварительного отбора газа;

ЦКП - центральная компрессорная платформа;

ЦТК - центральный технологический комплекс;

ЦТП - центральная технологическая платформа;

ЦФ - центральный факел;

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка композиционных составов для регулирования реологических свойств высокозастывающих нефтей месторождения "Белый Тигр"»

ВВЕДЕНИЕ

«Белый Тигр» - это нефтяное месторождение на юге Республики Вьетнам. Оно расположено в 120-ти км от города-порта Вунгтау, который является главной промышленно-технической базой СП «Вьетсовпетро».

Основной характеристикой нефти данного меторождения считается высокая доля парафинов (23...29%), асфальтенов и смол (3,62...9,54%).

Для нефти этого типа характерна повышенная температура застывания, из-за чего существенно ухудшаются такие реологических свойства нефти и продуктов её переработки как подвижность, текучесть и др. В следствии этого, возникает ряд трудностей связанных с осуществлением добычи нефти, её траснпортировкой, хранением и переработкой. Так, для того, чтобы создать оптимальные условия транспортировки данной нефти, необходимо затратить большее количество электроэнергии. Кроме того, существует вероятность асфальтосмолопарафиновые отложения на оборудовании, которое задействовано в процессе транспортировки, а это соответственно уменьшает его срок службы.

Поставленные в данной работе задачи и предлагаемые методы их решения могут быть использованы не только в условиях Южного Вьетнама, но также для любых высоковязких высокозастывающих нефтей. В частности данные исследования вполне можно считать актуальными для российских нефтей североморских месторождений.

Нефть североморских месторождений отличается повышенным структурообразованием, что является причиной нарушения технологического процесса и сокращения количества получаемых при перегонке светлых фракций. Для того, чтобы устранить негативное воздействие отдельных физико-химических свойств нефти, нарушающих технологический процесс переработки высокозастывающих парафиносодержащих нефтей, в

промышленности применяют разные способы внешнего воздействия (нагрев, введение присадок, разбавителей и др.).

Более того, использование депрессорных присадок на трубопроводах, задействованных при перекачке высокозастывающей нефти без предварительного подогрева, значительно сокращает расходы энергии на транспортировку, а также обеспечивает их работу во время сезонного понижения температуры. За счет увеличения безопасного времени остановки перекачки и уменьшения времени перехода нефтепровода в стационарный режим, применение депрессорных присадок способствует надежности обеспечения потребителей нефтью.

Депрессорные присадки очень эффективны при введении в эксплуатацию после окончания строительства подземных трубопроводов, так как гарантируют нужное снижение эффективной вязкости основной партии закачиваемой нефти.

Цель и основные задачи диссертационной работы.

Целью работы являлось в разработке способов регулирования реологических свойств высокозастывающих высоковязких нефтей депрессорными присадками при транспортировке нефти.

Для достижения этой цели в работе были поставлены следующие задачи:

1. Провести анализ физико-химических свойств и группового химического состава высокозастывающей высоковязкой нефти.

2. Исследовать комплексное воздействие различных видов присадки на температуру застывания исследуемой нефти. Определить изменения ее степени дисперсности, вязкости и кинетики набухания.

3. Разработать математическую модель течения неньютоновских нефтей по магистральному трубопроводу.

4. Выбрать оптимальный гидравлический расчет при рациональный метод моделирования, применимый для решения задач проектирования и эксплуатации высокозастывающей высоковязкой нефти по магистральному трубопроводу.

Научная новизна работы.

1. Выявлено, что оптимальная дисперсная фаза высокосмолистых нефтей с добавлением присадки достигается при понижении энергии межмолекулярного взаимодействия. Похожие результаты получены при исследовании высокопарафинистых нефтей с добавлением депрессорной присадки раличными объемами.

2. Результаты экспериментов показаны, что исследование изменния структуры нефтяных систем, в том числе изменения степени дисперсности, под воздействием депрессорных присадок дает возможность регулировать реологические свойства нефтей.

3. Определена возможность применять композицию окисленных сополимеров этилена с пропиленом в качестве присадки для улучшения технологических параметров транспортировки нефти по подводному трубопроводу. При этом, расчитана дозировка композиции для обеспечения оптимального режима нефтепровода.

4. Проведены реометрические исследования и выбор модели течения высокозастывающей нефти, обработанной депрессорной присадкой, для решения задач эксплуатации подводных трубопроводов.

5. Показано, что с увеличением содержания смол в высокозастывающих высоковязких нефтях усиливается эффект действия депрессорных присадок на снижение температуры застывания и вязкость системы. Это происходит за счет создание равномерного устойчивого соотношения нефть-парафин в системе.

6. На основе модернизированной модели течения высоковязкой высокозастывающей нефти разработан алгоритм теплогидравлического расчета режимов нефтепровода месторождения Белый Тигр.

Теоретическая и практическая значимость работы

Результаты данной работы рекомендованы применять при выборе способов регулирования реологических свойств нефтей на этапе подготовки транспортировки нефти.

1. На основании проведенных исследований группового химического состава, структуры и природы дисперсной фазы образцов высокозастывающой высоковязкой нефти, выявлены критерии выбора присадки для улучшения их реологических свойств.

2. Предложено применение среднеокисленного полипропилена с альфа-олефинам и диспергатором имидного типа в качесте дисперсной присадки для понижения вязкости и температуры застывания высокосмолистых нефтей с высоким содержанием парафинов. Результаты экспериментов показаны, что при добавлении этих присадок в нефтяной системе температура застывания нефти уменьшается до 120С и динамическую вязкость в 2,1 - 2,5 раза.

На защиту выносятся следующие положения:

Результаты исследования влияния температуры застывания нефти и динамической вязкости на процессы образования смолопарафиновых отложений в трубопроводах при транспортировке высокозастывающой высоковязкой нефти в месторождении Белый Тигр.

1. Результаты исследования композиции окисленных сополимеров этилена с пропиленом концентрацией от 0,05 - 0,1% масс. в качестве присадки для улучшения технологических параметров транспортировки нефти по подводному трубопроводу.

2. Методика определения безопасного времени остановки перекачки при транспортировке высоковязкой нефти по подводному трубопроводу.

3. Методика расчета режимов течения высокозастывающей высоковязкой нефти по магистральныом трубопроводам, применимая решения задач их проектирования и эксплуатации.

Достоверность и обоснованность результатов

Диссертационная работа подтверждается систематическим характером исследования, применением аттестованных экспериментальных методик и современного оборудования, обоснованием результатов с точки зрения современных теоретических представлений.

Апробация результатов исследования.

Результаты исследований по теме диссертации были представлены на 71-й Международной молодежной научной конференции «Нефть и газ-2017», «Проектирование, сооружение и экплатация систем трубопроводного транспорта», г. Москва, 2017г; V Международную научно-практическую школу-конференцию «Актуальные вопросы современного химического и биохимического материаловедения», г. Уфа, ВашГУ.2018.

Публикации.

По содержанию диссертации опубликовано 4 тезисах докладов и 4 статьи в ведущих рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК РФ.

Глава 1. ЛИТЕРАТУРНЫМ ОБЗОР.

1.1. История разработки месторождение Белый Тигр

Самое крупное месторождение Вьетнама «Белый Тигр» располагается на расстоянии 100 км от берега и 120 км к юго-востоку от порта города Вунг Тау (Vung Tau) (рисунок 1.1). Данное месторождение разрабатывается Совместным Предприятием «Вьетсовпетро» уже боле 30 лет. С вьетнамской стороны в СП «Вьетсовпетро» входит корпорация нефти и газа Вьетнама (Петровьетнам). Акции российской стороны переданы ОАО «Зарубежнефть».

В нижнемиоценовых и олигоценовых песчано-алевролитовых отложениях найдены залежи нефти. Несмотря на предварительные ожидания, нефть также была найдена и в трещиноватых гранитоидных коллекторах фундамента. Очень редно встречаются случаи обнаружения промышленных скоплений нефти в кристаллических породах, поэтому данный случай привлекает особое внимание. Месторождение Белый Тигр было самым крупным месторождением нефтносной провинции, открытым в процессе центральном поднятии Кыулонгской впадины.

Рис. 1.1 Месторождение Белый Тигр

Данное месторождение разрабатывается Совместным Предприятием «Вьетсовпетро» уже боле 30 лет. С вьетнамской стороны в СП «Вьетсовпетро» входит корпорация нефти и газа Вьетнама (Петровьетнам). Акции российской стороны переданы ОАО «Зарубежнефть».

Частично, добытая нефть принимается в провинции Куанг Нгай для переработки на нефтеперерабатывающем заводе (НПЗ) Бинь Шон. По экономическим соображениям на данном НПЗ сейчас перерабатывается смесь 85% сырой нефти месторождения Белый тигр и 15% нефти, импортируемой из ОАЭ. НПЗ обеспечивает примерно на 30% спрос на бензин и другие нефтепродукты в стране [1].

До 2018-го года в фонде месторождения Белый Тигр числилось около 300 скважин. По доказанным запасам нефти и по уровню годовой добычи, даже после 30 лет разработки, Белый Тигр остается самым значительным, из введенных в эксплуатацию, месторождением СП Вьетсовпетро.

В настоящее время разработка месторождения Белый Тигр уже идет к концу второй стадии нефтедобычи. За время эксплуатации годовая добыча на месторождении Белый Тигр снизилась с уровня 13 млн. тонн до 4 млн. тонн нефти в год. Средняя обводненность продукции в настоящее время превышает 50%. Накопленная добыча нефти к настоящему моменту превысила 200 млн.т. При этом накопленный объем закачиваемой воды составил уже более 300 млн. м3.

Надо отметить, что если в начале процесса разработки, фундамент давал основную часть добываемой продукции всего месторождения (более 90%), то со временем доля нефтедобычи, приходящаяся на остальные объекты, особенно нижний миоцен, постепенно повышается.

В 2018 году добыча нефти на залежах нижнего миоцена составила 1369,047 тыс. тонн нефти, то есть 36% от суммарной нефтедобычи месторождения Белый Тигр [2].

1.2. Система подготовки нефти на Месторождение Белый Тигр

титс-1

Е \

МСП-7

Са Иди Уапд

УБН-3

/

/

РС-ЭМ

УБН ВСП-02

МСП-5

нефть

Ч

УБН-4 БК-^х

1 БК-5

аеп-о^^ _мтк-з

,ТП-2_БК-2

I-О1*" — — — — Н — — Я

\

БК-10 БК-1

\ '

БК-8Й §<-17 БК-14\ БТ-7

-2

Рис. 1.2. Схема сбора и транспорта нефти в конце 2016 г.

На месторождении Белый Тигр подготовка продукции осуществляется на МСП, БК, двух центральных технологических платформах ЦТП-2 и ЦТК-3 и на УБН. На МСП производится двухступенчатая сепарация от газа собственной продукции. На некоторых северных МСП (7, 5, 3, 6, 11) в течение года применялась одноступенчатая сепарация газа в НГС с дальнейшим транспортом продукции в виде газонасыщенной нефти для сепарации второй ступени в БЕ соседней МСП. На БК-1/10, 3, 4, 5, 6 имеется возможность сепарировать продукцию в УПОГ для предварительного отбора газа. УПОГ могут сепарировать до 80-85 % содержащегося в продукции газа, снижая газосодержание нефти до уровня не выше 30 м3/т. В 2013 г. работали УПОГ на БК-1/10 и БК-3, на остальных БК сепарация не производилась в связи с малым объемом добычи. На ЦТК-3 и ЦТП-2 проводится дополнительная сепарация и обезвоживание продукции, поступающей с БК и МСП. Характеристики работы ЦТП-2 и ЦТК-3 в течение 2016 г. приведены на рис. 1.3 - 1.4.

Рис. 1.3. Параметры работы ЦТП-2 в 2016 г.

Рис. 1.4 Параметры работы ЦТК-3 в 2016 г.

В Таблице. 1.1 показана производительность ЦТП-2 и ЦТК-3 в 2016 г. С максимальной мощностью возможной производительности ЦТП-2 и ЦТК-3 по нефти 15000 т/сут, по воде 12000 т/сут и 14400 т/сут, соответственно, объем подготовленных для продуктов подготавливаемой на ЦТП-2 и ЦТК-3 продукции колебался в 2016 г. в пределах 4000 - 8000 т/сут по нефти, средняя обводненность поступающей продукции составляла 45 % и 46 %, соответственно. Остаточная обводненность нефти после подготовки составляла в среднем 2,1 % и 4,6 % об. соответственно [8].

Таблица 1.1

Характеристики работы ЦТП-2 и ЦТК-3 в 2016 г.

Параметр ЦТП-2 ЦТК-3

Производительность по нефти, т/сут: - проектная максимальная - фактическая 21000 4900-7600 16000 5100-8200

Производительность по нефти, т/сут: - проектная максимальная - фактическая 11900 4600-7600 15200 5100-7700

Средняя обводненность поступающей нефти, % об. 35-55 35-60

Остаточная обводненность нефти, % об.: - норматив для товарной отгрузки - фактическая <0.45 0.5-2.6 <0.45 0.8-8.0

Содержание нефти в сбрасываемой воде, мг/л: - норматив СРВ - норматив международный - фактическое содержание <40 <15 ~ 10-40 <40 <15 ~ 20-40

Технологическая схема подготовки продукции на ЦТП-2

В настоящее время на ЦТП-2 одновременно работают, в основном, две

линии подготовки. Продукция, подготавливаемая на ЦТП-2, в отличии от

ЦТК-3, не подогревается. Необходимая температура подготовки достигается

смешением горячей (в основном фонтанной) продукции БК-2 с холодной

продукцией северных МСП или других БК. Это позволяет поддерживать

температуру подготовки порядка 48-570С. На одну линию поступает

продукция БК-1+БК-10, которая смешивается с нефтью скв. 402 БК-2,

температура после смешения составляет порядка 53-57 0С. На другую линию

16

поступает продукция МСП-1, 6, 8, БК-7, ТИТС-1 (температура 450С) и БК-3 (температура порядка 320С), БК-5 (температура 420С), БК-6 (температура 320С) которые смешиваются с более горячей нефтью БК-2. Температура после смешения составляет порядка 510С.

Соответственно, три ступени сепарации продукции осуществляются при температурах порядка 48-540С. На рис. 1.4 приведены данные по общему количеству подготавливаемой нефти на ЦТП-2 (5000-8000 т/сут) и средней обводненности поступающей продукции (40-55 % об.).

После подготовки на ЦТП-2 нефть откачивается на УБН «ВСП-02» с температурой 51-530С и с обводненностью 0,3-6,0 % об. (см. рис. 1.5).

Высокое содержание воды в подготовленной нефти обусловлено недостаточной температурой подготовки.

Рис. 1.5 Обводненность нефти после подготовки на ЦТП-2 в 2016 г.

Технологическая схема подготовки продукции на ЦТК-3

На ЦТК-3, в основном, работают все три линии подготовки нефти. На линию А поступает продукция месторождения Золотой Тунец с температурой 34-370С. На линии В и С поступает добываемая газлифтным способом низкотемпературная продукция северных МСП-3, 4, 5, 7, 9, 10, 11 и БК-8, 14, 15, 17 (а также высокотемпературная высокообводненная продукция БК-9), общая температура смеси на первой ступени сепарации составляет 40-460С. На рис. 1.5 приведены данные по общему количеству подготавливаемой нефти на ЦТК-3 (5000-8000 т/сут) и средней обводненности поступающей продукции (40-60 % об.) Далее осуществляется подогрев продукции до 60-670С перед второй ступенью сепарации. После подготовки продукция направляется на УБН «Вьетсовпетро-01». Остаточная обводненность продукции м/р Золотой Тунец и Белый Тигр перед откачкой на УБН «Бави» представлена на рис. 1.7. Можно отметить, что даже при осуществлении подогрева качество подготовки нефти на ЦТК-3 зачастую не удовлетворяет товарной кондиции, т.е. обводненность составляет 1-7 % об (см. рис. 1.6). Причина этого в высокой стабильности эмульсий месторождения Белый Тигр, образующихся при газлифтном способе добычи на северных МСП и значительное содержание мехпримесей в продукции скважин вследствие того, что продукция скважин после бурения, ОПЗ и ГРП не отрабатывается на факел, а поступает в систему сбора.

Рис. 1.6 Обводненность нефти после подготовки на ЦТП-3 в 2016 г.

Выводы по главе 1

Нефть, добываемая на нефтяных месторождениях Белого тигра, обладает сложными физико-химическими свойствами с высокой вязкостью, высокой температурой застываниям и высоким содержанием парафина. В этом случае транспортировку нефтей, используют способов регулирования реологических свойств высокозастывающих высоковязких нефтей путем регулирования депрессорных присадок, можно рассматривать как реальную альтернативу их перекачки с предварительным подогревом.

Затраты на подогрев нефти и также отрицательные воздействия нефтепроводов на окружающую среду при транспортировке могут уменьшаться при применении депрессорных присадок.

Применение депрессорных присадок эффективно для уменьшения эффективной вязкости головной партии закачиваемого продукта. Применнеие нефтяных депрессоров при пуске нефтепроводов характеризируется высокой гибкостью и незначительными расходами при транспортировке.

Таким обрзом, на данной работе приведено исследование о возможности применения депрессорных присадок и их влияния на режимы работы нефтепроводов при транспортировке нефтей в месторождении «Белый Тигр».

Глава 2. ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ 2.1. ОБЪЕКТЫ

2.1.1. Характеристики нефтей месторождения Белый Тигр.

Месторождение «Белый Тигр» в вертикальном разрезе предстaвляет собой 4-х слойную структуру. Верхний слой представлен отложениями нижнего миоцена, второй - линзовидного верхнего олигоцена, третий -нижнего олигоцена, нижний - трещиновато-кавернозным фундaментом. Средние значения основных покaзателей нефти всех продуктивных отложений, исследoвaнных в период 2014-2016 гг. приведены в табл. 2.1. В целом, вниз по разрезу отмечается уменьшение плотности, вязкости, содержания серы, асфальтово-смолистых веществ. Oбщее число проведенных анализов - 54.

Нефть нижнего миоцена (13 проб, скв. БТ- 27, 50, 417, 439, 441, 710, 816, 2002, 1210, 1211) по своим физико-химическим характеристикам отличны от нефти нижнего олигоцена и фундамента (табл. 2.1). У этих нефтей значительно выше плотность, вязкость, содержание смол и асфальтенов, ниже выход светлых фракций.

Нефть нижнего олигоцена (6 проб) и нефть фундамента (26 проб) близки по физико-химическим свойствам, молекулярному составу и соотношению микроэлементов [5-6].

Нефть верхнего олигоцена в отчетном периоде представлена анализом 9 проб и, как на начало разработки, физико-химические свойства нефти различны для разных скважин и линз, находятся в интервалах принятых ранее значений (табл. 2.2.) [15]:

- плотность меняется в пределах от 0.821 до 0.906 г/см3,

- вязкость при 70оС - в пределах 3.11- 24.31 мм2/с,

- выход светлых фракций - в пределах 41.5 - 55.2 % объемн.

Обобщение и сопоставление полученных в 2014-2016 г. данных с

результатами анализов предыдущих лет подтвердили обнаруженные ранее

21

закономерности в изменении отдельных физико-химических свойств сепарированных нефтей месторождения Белый Тигр в процессе разработки. Общая тенденция, определенная при анализе нефтей длительно работающих скважин, для нефтей отобранных из нижнего миоцена и нижнего олигоцена наблюдается классическая картина изменения свойств в процессе разработки: увеличение плотности, вязкости, снижения выхода лёгких фракций. Это характерно для чисто поровых коллекторов [7,15]. Нефти верхнего олигоцена свои физико-химических свойства в процессе разработки меняют разнонаправленно, имеют характерную особенность - на начало разработки их физико-химические свойства различны для разных скважин и линз.

Таблица 2.1.

СРЕДНИЕ ЗНАЧЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТИ М/Р БЕЛЫЙ ТИГР

Комплекс Нижний Миоцен Верхний Олигоцен Нижний Олигоцен Фундамент

Плотность при 20оС, г/см3 0.864 0.852 0.833 0.832

Содержание воды, % объемн. 18.9 5.9 14.1 15.2

Содержание хлористых солей, мг/л 44.8 12.1 7.8 181.2

Содержание мех. примесей, %масс. 0.231 0.114 0.320 0.191

Температура застывания, 0С 35.0 36.1 34.8 35.2

Молярная масса, г/моль 289.8 278.1 251.3 260.1

Вязкость, мм2/с :

- при 500С 13.38 17.57 5.96 6.20

- при 700С 7.24 7.89 3.52 3.54

Зольность, % масс. 0.025 0.032 0.014 0.021

Содержание серы, % масс. 0.0881 0.0562 0.0363 0.0344

Содержание парафина, % масс. 24.0 26.9 25.8 28.1

Температура плавления парафина, 0С 59 60 59 58

Суммарное содержание асфалътенов и смол, % масс. 9.38 6.28 3.60 2.19

Коксуемость, % масс. 3.39 2.50 0.70 0.60

Температура начала кипения, 0С 81.3 70.2 81.8 84.2

Фракционный состав, % объемн.:

-до 1000С 0.8 1.2 1.3 6.0

-до 1500С 6.2 7.1 8.8 7.8

-до 2000С 15.4 15.0 18.0 16.4

-до 2500С 21.1 23.3 28.2 26.5

-до 3000С 32.1 33.1 39.3 37.8

-до 3500С 49.6 46.3 54.2 53.0

Таблица 2.2

Свойства конденсатов м/р Белый Тигр

Проба УВ 2013 2014 2015 2016 2017

1. Плотность, кг/м3

Чёрный конденсат сепаратора 1-У-211 671.03 669.65 682.04 677.84 676.75

Белый конденсат до насоса 573.3 572.41 576.46 582.85 593.84

Белый конденсат после сепаратора 561.35 554.2 571.02 571.59 570.05

2. Средняя молекулярная масса

Чёрный конденсат сепаратора 1-У-211 99.76 99.55 108.58 106.31 103.23

Белый конденсат до насоса 66.21 65.47 66.3125 67.87 71.24

Белый конденсат после сепаратора 63.42 61.69 65.12 64.41 66.28

3. Теплотворная способность конденсата, МДж/кг

Белый конденсат для подачи на берег 49.03 48.97 48.95 48.89 48.96

4. Доля белого конденсата для подачи на берег, %

Белый конденсат для

1.2793 0.9855 0.6578 0.8063 0.3268

подачи на берег

2.1.2 Физико-химические свойства присадки

Природные асфальто-смолистые вещества, углеводороды, в состав которых входят ароматические кольца, алкильные цепи разные по длине и сополимеры могут быть использованы в роли таких соединений, которые служат основой депрессорных присадок для нефти. В результате проведенного опыта по применению депрессорных присадок при транспортировке высокопарафинистых нефтей было установлено, что наиболее активными соединениями с точки зрения депрессорной активности являются полимерные соединения.

Более того, из-за отсутствия в их составе хлора, металлов, способствующих повышению зольности нефтяного оборудования, коррозионно-активных компонентов, полимерные соединения являются важным составляющим присадок для нефти. В условиях синтезирования полимерных соединений возможно осуществлять различные изменения их состава. Данные соединения могут быть использованы в качестве основы как депрессорных присадок, так и быть продуктом для некоторых других промышленных отраслей, именно поэтому их экономически выгодно производить.

Для анализа закономерностей по которым депрессорные присадки влияют на нефть «Белый Тигр», были взяты добавки на базе присадок фирмы БАСФ и 2 полимеры композицию на основе окисленных сополимеров этилена с пропиленом и винилацетатом атактического (1) и синдиотактического (2) строения в специально подобранном ароматическом растворителе.

Таблица 2.3

Физико-химические свойства присадок фирмы БАСФ

Наименование/ марка продукта Основное вещество Температура кристаллизации Температура вспышки

БавоАих® Р142 Сополимеры акрилата с винилацеатом, концентрат в УБ-среде са. 12°с -3°С

БавоАих® Р143 са. 16°с -3°С

Таблица 2.4.

Физико-химические свойства используемых полимеров

Внешний вид при температуре 20 °С Образец 1 Твердый Образец 2 Твердый

Плотность при 15 °С, не более 987 кг/м3 989 кг/мз

Растворимость в дизельном топливе полная полная

Температура вспышки в закрытом тигле, не ниже 65°С 62°С

Таблица 2.5.

Характеристики депрессорных присадок из Вьетнама

Название Температура Температура Вязкость

присадки застывания вспышки

УХ-7484 60С 620С КА

РАО 83363 20-210С 28-300С 80-200 @ 500С

Представляет собой композицию на основе окисленных сополимеров этилена с пропиленом и винилацетатом атактического (1) и

синдиотактического (2) строения в специально подобранном ароматическом растворителе.

2.2. МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

2.2.1. Методика определения плотности.

Плотность измерялась пикнометрически при температуре 200С по ГОСТ 3900-85. Плотность жидкости (р) рассчитывалась по формуле (2.1):

, г/см3 (2.1)

где Р1 - масса пустого пикнометра, г; Р2 - масса пикнометра с жидкостью, г; Уп - объем пикнометра, см3 .

2.2.2. Методика определения температуры застывания

Определение проводили согласно ГОСТ 20287-81. В России и в других странах критерием эффективности присадок для высокопарафинистой нефти долгое время считалась температура застывания. Для её расчета используют методы, в основе которых лежит визуальное наблюдение и фиксирование движения объемов контрольной жидкости во время снижения её температуры.

Опишем суть данного метода. В ёмкость для химических веществ (пробирку), имеющую дно в форме сферы, диаметром 20 мм наливают определенное количество предварительно нагретой до 50°С и охлажденной до 30-40°С нефти и ставят в термостат с кулером из смешанных в равных пропорциях спирта и жидкого азота. При снижении температуры образца через каждые три градуса пробирку наклоняют под углом 45°. Во время одной из последующих проверок, когда уровень нефти останется неподвижным, емкость с нефтью ставят горизонтально и анализируют верхний слой нефтепродукта в течение 5с. Если не наблюдается передвижение поверхности за это время, то производят фиксацию соответствующей температуры

застывания. Средний показатель температуры во время проведения данного эксперимента равен 3°С.

2.2.3. Методика определение фракционного состава

Фракционный состав определяется стандартным методом по ГОСТ 217799 (метод аналогичен распространенной за рубежом разгонке по Энглеру), а также различными способами с применением лабораторных колонок. Для пересчета температур выкипания, полученных стандартной перегонкой (Тгост) в истинные температуры кипения (Титк) предложена формула:

Т = Т +

ИТК гпгт I

гост

-0,211Хгост + 1,005 -0,00075Хгост - 1,0315

(2.2)

Температуры начала Тнк и конца Ткк кипения по ИТК можно определить по формулам:

ТНК = 1,57 * ТНКст - 118, (2.3)

Рис. 2.1 - Кривая перегонки

При определении фракционного состава нефть или нефтепродукт перегоняют в стандартном приборе при определенных условиях и строят

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Нгуен Дак Тханг, 2018 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Глебова, Л. В. Преспективы развития нефтегазовой отрасли Вьетнама / Л. В. Глебова, Куок Хай Нгуен. // Геология, географиа и глобальная энергия. - 2014.

2. СП Вьетсовпетро. Анализ состояния разработки месторождении Белый Тигр и Дракон / Вьетсовпетро СП. - Вунг Тау: Нипи, 2016. - С. 122.

3. Савиных Ю.В. Сравнительная характеристика молекулярного состава нефтей месторождений Дракон и Белый Тигр // Химия нефти и газа: Труды VII Междунар. конф. - Томск, 2009. - С. 157-160.

4. Хоанг Динь Тиен, Хо Чунг Нгуен, Нгуен Нгок Зунг, Нгуен Нгок Ань. Сравнение исходных пород и нефтяных геохимических характеристик двух кайнозойских и Кыу Лонг осадочных бассейнов // Журнал науки и технологий. -2008. № 11. - С. 15-23.

5. Буй Хыу Тан. применение депрессорных присадок на подводных «горячих» трубопроводах для высокозастывающих нефтей. Диссертация, канд. техн. 25.00.19 - 2003, с. 23-25.

6. Буй Тхи Луан. Материнские породы бассейна Кыу Лонг на континентальном шельфе Вьетнама // Нефтегазовый журнал. - 2004. - № 7. -С. 9-15.

7. Серебренникова. О. В., Ву Ван Хай, Савиных Ю. В., Красноярова Н. А. Генезис нефтей месторождения Белый тигр (Вьетнам) по данным составе насыщенных ациклических углеводородов. Журнал Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2012. №1. - С. 320.

8. Нгуен Дак Тханг, Винокуров В.А, Гришина И.Н. Применения противотурбулентных присадок для транспортировки нефти и нефтепродуктов/ // Технологии нефти и газа - 2017, - № 4, - С.60.

9. Нгуен Дак Тханг, Гришина И.Н., Винокуров В.А. Опыт подбора присадок, вляющих на физико-химические показатели нефти месторождения Белый Тигр (Вьетнам)/ Технологии нефти и газа - 2018, - № 1, - С.22

10. Нгуен Дак Тханг, Ларионов С.В., Гришина И.Н., Винокуров В.А. Изучение реологических свойств нефти с высоким парафин для трубопроводного транспорта / Технологии нефти и газа - 2018, - №4.

11. Dac Thang N., Development of the additives for improvement of transportation of high pour point oil/ Dac Thang N., Serebrennikova T. E., Grishina I. N., Lyubimenko V. A// International Congress of Chemical and Process Engineering CHISA 2018 Prague.

12. Serebrennikova T. E. The creation of composite polymer additives to improve rheological properties of crude oil and condensate mixtures/ Serebrennikova T. E., Grishina I. N., Lyubimenko V. A, Dac Thang N, Vinokurov V. A// International Congress of Chemical and Process Engineering CHISA 2018 Prague.

13. Серебренникова T.E. Создание полимерной композиционной присадки для улучшения реологических свойств нефтеконденсатной смеси/ Серебренникова Т.Е., Гришина И.Н., Нгуен Дак Тханг// Международная научно-практическая конференция 2017 г.

14. Уточненная технологическая схема разработки и обустройства месторождения Белый тигр. ТОМ I. Геологическое строение месторождения. СП «ВЬЕТСОВПЕТРО» НИПИморнефтегаз. Вунгтау, 2016 г. - С. 58-60.

15. Нгуен Тхи Тху Ха Нгуен Тан Хоа, Нгуен Кхань Тоан, Исследования дескрипторы осаждения парафина для некоторые нефтяные скважины добывают с помощью насоса принудительной циркуляцией воздуха (газлифт) - часть I, Журнал химии и приложение, 2013 - с. 19-22.

16. Нгуен Тхи Тху Ха, Нгуен Тан Хоа, Роль активных веществ в растворителе систем - вещества снижают температуру застывания - высокую

активность (ППД-Аст) используются для обработки отложение парафина в скважинах крана. Журнал химии и приложение, 2014 - с. 23-26.

17. Уточненная технологическая схема разработки и обустройства месторождения Белый тигр. ТОМ IV. Технология сбора, подготовки, транспорта продукции скважин и усовершенствоиание обустройства месторождения. Вунгтау, 2016 г. - С. 12-17.

18. Ибрагимов Н.Г., Хафизов А.Р., Шайдаков В.В. и др. Осложнения в нефтедобыче.// Уфа: Монография, 2003. - С.302.

19. Агапкин В.М., Труболроводы для транпотировки высоковязкой и затывающей нефти. М.: Информнефтегазстрой. - 1982. - С. 34.

20. Пересчет запасов нефти и растворенного газа месторождения Белый Тигр по состоянию на 01.01.2006 г. Отчет НИПИморнефтегаз. Вунг Тау, 2007 г.

21. Нгуен Дак Тханг. Технология применения противотурбулентных присадок для транспортировки нефти и нефтепродуктов/ Нефтегазовое дело -2017, Том 15 - № 1, - С.144.

22. Материалы XXXVIII заседания Совета СП "Вьетсовпетро". Вунг Тау, 2010 г.

23. Типовые и обязательные комплексы геофизических исследований скважин для месторождений СП "Вьетсовпетро", Вунг Тау, 2001г.

24. Фунг Динь Тхык. Исследование по совершенствованию технологий переработки и транспортировки высоковязкой парафиновой нефти для добычи нефти и газа на континентальном шельфе на юге Вьетнама. Диссертация, Ханойский университет горного дела и геологии, Ханой. 2001.

25. Нгуен Тхук Кханг. Разработка технологии транспортировки нефти, что исключает эмульсии постельные принадлежности, с целью повышения надежности эксплуатации нефтепроводов на шельфе Вьетнама. Диссертация, Уфимский государственный нефтяной технологический университет, Российская Федерация. 2000. с.50 - 52

26. Фунг Динь Тхык, Ха Ван Бич, Тонг Кань Сон, В. П. Вуговский, Ле Динь Хое. Новый подход к изучению тиксотропных свойств восковых сырой нефти на месторождениях Дракон и Белый Тигр на шельфе Вьетнама. ОИН Азиатско-Тихоокеанская нефтегазовая конференция и выставка, Джакарта, Индонезия. 2014. с.20 - 22

27. Нгуен Тхук Кханг, Ха Ван БИК, Тонг Кань Шон. Влияние уровня газонасыщенности на реологические свойства сырой нефти из фундаментов нефтяных месторождений Белый тигр и Дракон. Журнал Petroleum. 2010. с. 34 - 40.

28. Тонг Кань Шон. Проблема использования химических веществ при разработке и транспортировке нефти и газа на нефтяных месторождениях Вьетсовпетро. Сборник докладов научно - технической конференции" 30 лет нефти и газа Вьетнама". Вьетнамская нефтегазовая корпорация. 2012. с. 152 -159.

29. Ты Тхань Нгиа, Нгуен Тхук Кханг, Чан Ван Винь, Фам Ба Хьен, Чан Ван Тыонг, Тонг Кань Сон, Нгуен Хоай Ву, Фан Дык Туан. "Вьетсовпетро": Разработка технологических решений для обработки и транспортировки высокая вазелинового нефти. Вьетнам журнал науки и техники. 2015. с. 28 - 31.

30. Нгуен Дык Кхань Тоан, Нгуен Дак Тханг, Нгуен Тхи Хоа , Исследование технологии организации исключает оседание парафиновые микро-эмульсии, тепло в трубопроводе нажав сырой нефти во Вьетнаме. Журнал Химия Вьетнама - 2013 - с. 563-567.

31. Нгуен Тхи Хоа, Нгуен Кхань Тоан, Исследование технологии исключает отложение парафина по методу использования пониженных точку застывания в трубопроводном транспорте нефти. Журнал Нефть и газ Вьетнама-2012- с. 34-35.

32. Новая уточненная технологическая схема разработки и обустройства месторождения Белый Тигр. Отчет НИПИморнефтегаз. Вунг Тау, 2008 г.

33. Инструкция по применению классификации запасов и перспективных ресурсов нефти и газа. TCVN 5133-90.

34. Инструкция по классификации запасов нефти и газа и составлению отчета по подсчету запасов нефти и газа, Ханой, 2005 г.

35. Пересчет запасов нефти и растворенного газа месторождения Белый Тигр по состоянию на 01.07.2011 г., Вунгтау, 2011 г.

36. Cборник инструкций по противофонтанной безопасности на объектах СП "Вьетсовпетро", Вунгтау, 2010г.

37. Регламент контроля качества химических реагентов, материалов, систем буровых растворов и других технологических жидкостей для бурения, КРС и добычи нефти на месторождениях СП "Вьетсовпетро" РД СП 90-08 от 26.09.2008г.

38. Регламент буровых растворов при проводке скважин на месторождениях СП "Вьетсовпетро" РД СП 86-07 от 01.11.2007г. Извещение №1 "Об изменении РД СП 86-07..." от 01.07.2011г.

39. Инструкция по выбору КНБК, долот, режимов бурения при проводке скважин на месторождениях СП "Вьетсовпетро". РД СП 65-2000, Вунгтау, 2000г.

40. Инструкция по технологии бурения скважин в породах фундамента при поглощениях бурового раствора. РД СП 78-04, Вунгтау, 2004.

41. Временный регламент Физическая ликвидация скважин на месторождениях СП «Вьетсовпетро». ВРД СП 93-11, Вунгтау 2011г.

42. Инструкция по эксплуатации PDC и трехшарошечных долот в СП "Вьетсовпетро" РД СП 77-10 Вунгтау 2011г.

43. Руководящий нормативный документ "Технология регулирования состава и свойств буровых растворов при бурении скважин на южном шельфе Вьетнама " РД СП 84-06

44. Проект разработки и обустройства месторождения Белый Тигр. Том III. Книга 1. 2008 год.

45. Проекта пробной эксплуатации южного блока месторождения Белый Тигр.

46. Проект ранней эксплуатации Северо-Восточного участка месторождения Белый Тигр. 2010 год.

47. РД СП - 57.2011 «Подбор внутрискважинного оборудования для эксплуатации фонтанных, газлифтных и нагнетательных скважин». 2011 год.

48. РД VSP-000-KTSX-616 «Кислотные составы и технологии их применения для увеличения продуктивности (приемистости) скважин месторождений СП «Вьетсовпетро». 2012г.

49. Отчет «Разработка методов повышения коэффициента нефтеотдачи на месторождениях СП Вьетсовпетро». 2012 год.

50. Инструкция по технологии удаления солеотложений химическим методом в насосно-компрессорных трубах скважин месторождений Белый Тигр и Дракон. 2011 г.

51. РД «Технология предотвращения и удаления АСПО в газлифтных скважинах методами физико-химического воздействия. 2012г.

52. РДVSP-000-KTSX-613 «Освоение скважин с помощью газлифтной системы». 2012 г

53. РД VSP-000-KTSX-604 - «Освоение скважин». 2011г 28. Проект реконструкции действующего технологического комплекса ЯР-1 при переводе скважин на газлифтный способ эксплуатации. 2011г.

54. VSP-SP-03 Правила безопасности при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений в зоне деятельности СП «Вьетсовпетро» от 2008г.

55. Охрана окружающей среды, доразведка и экономическая эффективность развития месторождения. том v. сп «вьетсовпетро» НИПИморнефтегаз ТОМ II. Вунгтау, 2013 г.

56. Инструкция по классификации запасов нефти и газа и составлению отчета по подсчету запасов нефти и газа. Ханой - 2005 г. - с.45-47.

57. Чан Ван Винь, Проблема осаждения парафинов при транспортировке нефти при низких температурах и условиях течения. Чан Ван Винь, Фам Ба Хиен, Вунгтау, 2007 г. С. 15-19.

58. Нгуен Хоаи Ву, Проблемы давления, расхода, нефть и газ в трубопроводе и системы сбора, переработки и транспортировки нефти. Нгуен Хоаи Ву, Чан Ван Винь, Фам Ба Хиен, Журнал Petroleum, 2004 г. С. 15-19.

59. Муслимов, Р. Х. Коллоидная химия в процессах извлечения нефти из пласта / Р. Х. Муслимов, Д. А. Шапошников. - Казань : Фэн, 2006. - 156 c.

60. Башкатова, С. Т. Поверхностные явления и дисперсные системы в нефтегазовых технологиях / С. Т. Башкатова, В. А. Винокуров. - . Москва : РГУ, 2005. - 159 c.

61. Ибатуллин, Р. Р. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений. Теория. Методы. Практика / Р. Р. Ибатуллин. И др. - М. : Недра-Бизнес-центр, 2004. - 292 c.

62. Митюк, Д. Ю. Физико-химические основы процессов добычи нефти / Д. Ю. Митюк, В. А. Винокуров, В. И. Фролов. - . Москва : РГУ, 2008.

63. Laura, Romero-Zeron. Introduction to Enhanced Oil Recovery (EOR) Processes and Bioremediation of Oil-Contaminated Sites / Romero-Zeron Laura. -Croatia : InTech, 2012. - 328 c.

64. Saleem, QadirTunio. Comparison of Different Enhanced Oil Recovery Techniques for Better Oil Productivity / QadirTunio Saleem. и др. // International Journal of Applied Science and Technology. - 2011. - Vol 1, No 5.

65. Хуснуллин, Р. Р. Композиционнные составы для снижения гидравлического сопротивления в системах трубопроводного сбора и транспорта продукции нефтяных скважин. Дис. канд. техн. наук: 02.00.13 / Хуснуллин Руслан Ринатович - К., - 2015. - с. 14

66. James, Sheng. Enhanced Oil Recovery Field Case Studies / Sheng. James. - 2013.

67. Газизов, А. А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки / А. А. Газизов. - М. : Недра-Бизнесцентр, 2002. -639 c.

68. Ты, Тхань Нгиа. Исследования радиоактивно облученных водорастворимых полимерных композиций с целью повышения нефтеотдачи залежи нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр» / Ты Тхань Нгиа, Велиев. М. М., Куок Хой Чан. // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2015. - № 12. -С. 110-117.

69. Шувалов С.А. Применение полимерных реагентов для увеличения нефтеотдачи и водоизоляции / Шувалов С. А., Винокуров В. А., Хлебников В. Н. // Труды РГУ Нефти и Газа имени И.М. Губкина). - 2013. -№ 4 (273). - С. 98-107.

70. Oyekunlea L. Thermodynamic prediction of paraffin wax precipitation in crude oil pipelines / O. Adeyanju // Petrol. Sei. Technol. 2011. - Vol. 29. - № 2. -c. 208-217.

71. Hyun Su Lee. Computational and rheological study of wax deposition and gelation in subsea pipeline. The University of Michigan. 2008-c. 27-29

72. I.Gjermundsen. State of the art: Wax precipitation deposition and aging in fl owing hydrocarbon systems. Internal Hydro Report, Porsgrunn. 2006

73. David W.Jennings, Michael Edward Newberry. Application of paraffi n inhibitor treatment programs in off shore developments. Off shore Technology Conference, Houston, Texas, US. 5 - 8 May, 2008 - c. 45-47.

74. B.T.Ellision, C.T.Gallagher, L.M.Frostman, S.E.Lorimer. The physical chemistry of wax, hydrates and asphaltene. Off shore Technology Conference, Houston, Texas, US. 1 - 4 May, 2000. C. 34-37.

75. Nguyen Thuc Khang, Tong Canh Son, Le Dinh Hoe, Albert Akhmadeev. Increase of the efficiency and safety of highly paraffin crude oil transportation of Vietsovpetro offshore oilfields. Forum Proceeding 7 International Conference, St. Petersburg. 2007: p. 184 - 186.

76. Лесин В.И. Физико-химический механизм предотвращения парафиноотложений с помощью постоянных магнитных полей // Нефтепромысловое дело: РНТС. М.: ВНИИОЭНГ, 2001. - №.5. - С. 31-33.

77. Горошко С.А. Подбор ингибитора парафиноотложений / С.А. Горошко, Ю.П. Ясьян, П.П. Павленко // Газовая промышленность. 2002. - Вып. 5. - С. 67-68.

78. Глущенко B.II. Предупреждение и устранение асфальтеносмолопарафиновых отложений / В.Н. Глущенко, М.А. Силин, Ю.Г. Герин // Нефтепромысловая химия. -М.: Интерконтакт Наука, 2009. т. V. - 475 с.

79. Tong Canh Son, A.G. Akhmadeev, Le Dinh Hoe, S.A.Ivanov, Transportation of high paraffinic oil produced in offshore oilfield of JV "Vietsovpetro". Oil Industry, Moscow. 2008; 6: p. 34 - 36.

80. Рябов В.Д. Химия нефти и газа / В.Д. Рябов. М.: «Техника», Тума групп, 2004. -288 с.

81. Гумеров, А.Г. Инновации в нефтегазовом комплексе и развитие трубопроводного транспорта / А.Г. Гумеров // Трубопроводный транспорт [теория и практика]. - 2008. - № 2 (12). - С. 28-33

82. Комплексный сервис при трубопроводном транспорте [Электронный ресурс]. - 2012. - Режим доступа: http://www.mirrico.ru/ files/presentations/kstt_2012.

83. Гумеров А.Г., Карамышев В.Г., Тогашева А.Р. Подготовка высокообводненной нефти к трубопроводному транспорту // Тр. ин-та / Институт проблем транспорта энергоресурсов.- 2006.- вып 66.- С.20-26.

84. Болотов В.В., Тогашева А.Р., Бекбаулиева А.А. Выбор вариантов перекачки при проектировании нового нефтепровода // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов.- №1(67).- С. 12-16.

85. Phung Dinh Thuc, Ha Van Bich, Tong Canh Son, Le Dinh Hoe, V.P.Vygovskoy. The problem in transportation of high waxy crude oils through submarine pipeline at JV "Vietsovpetro" oil fields, offshore Vietnam. Journal of Canadian Petroleum Technology. 2003; 42(6): p.15 - 18.

86. Положительное решение к заявке 2007105911 Способ переключения насоных агрегатов / А.Г. Гумеров, В.Г. Карамышев, Н.П. А.Р. Тогашева, Ш.И. Рахматуллин.- 2007105911; Заявл. 16.02.2007.

87. Лисин, Ю.В. Химические реагенты в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов / Ю.В. Лисин, Б.Н. Мастобаев, А.М. Шаммазов, Э.М. Мовсумзаде. - СПб.: Недра, 2012. - 360 с.

88. Мягченков, В.А. Влияние природы и концентрации водорастворимых сополимеров и их смесей на величину эффекта Томса / В.А. Мягченков, С.В. Крупин, С.В. Чичканов // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 12. - С. 118-119.

89. Рахманкулов, Д.Л. Применение присадок для снижения гидравлического сопротивления и увеличения производительности трубопроводов / Д.Л. Рахманкулов, Б.Н. Мастобаев, Т.В. Дмитриева, Э.М. Мовсумзаде, С.А. Курмаев // Башкирский химический журнал. - 2003. - Том 10. - № 4. - С. 20-29.

90. Способ обработки нефти и нефтепродуктов: пат. 2267517 Россия: МПК C10L1/10 / Коваль К.В., Тессир А., Лардж Д., Руменс Э.К.; Общество с ограниченной ответственностью «Нефтехимсервис», Ларут С.А. - № 2004133329/04; заявл. 16.11.2004; опубл. 10.01.2006. - 9 с.

91. Ширяев, А.М. Применение химреагентов для повышения энергоэффективности магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов / А.М. Ширяев, В.В. Жолобов, А.В. Ковардаков // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2012. -№ 1. - С. 70-77.

92. Б. Н. Мастобаев, А. М. Шаммазов, Э. М. Мовсумзаде, Химические средства и технологии в трубопроводном транспорте нефти, Москва «химия» 2002 - с. 205 - 207.

93. Хуснуллин, Р. Р. Композиционнные составы для снижения гидравлического сопротивления в системах трубопроводного сбора и транспорта продукции нефтяных скважин. дис. . . . канд. техн. наук: 02.00.13 / Хуснуллин Руслан Ринатович - К., - 2015. - с. 14

94. Гумеров А.Г., Карамышев В.Г., Тогашева А.Р., Бекбаулиева А.А. Подготовка нефти в процессах обезвоживания и обессоливания. // Тр. ин -та / Институт проблем транспорта энергоресурсов.- 2006.-вып 66.- С.7-12.

95. Данилов, А. М. Применение присадок в топливах. Справочних//Санкт-Петербург ХИМИЗДАТ - 2010. с. - 299

96. Абросимов A.A., Пищаева З.М., Винокуров В.А., Башкатова С.Т., Вишнякова Т.П. Депрессорная присадка ДАКС-Д к дизельным топливам// Химия и технология топлив и масел. 2000. - № 5. - С. 28 - 29.

97. Башкатова С.Т., Голубенко Ю.С., Винокуров В.А., Вишнякова Т.П., Тайц В.В., Демидовский К.В. Композиционная депрессорная присадка к дизельным топливам// Химия и технология топлив и масел. 2001. - № 3.1. C. 27.

98. Агаев С.Г., Гуров Ю.П. Фазовые и структурные переходы в растворах полиолефинов//Известия вузов «Нефть и газ». 2001. - № 5. - С. 88 -94.

99. Агаев С.Г., Гуров Ю.П., Березина З.Н. Застывание и структурообразование в растворах твердых ароматических углеводородов

нефти//Сб. «Природные и техногенные системы в нефтегазовой отрасли» Тюмень, 2001. -С. 132-141.

100. Островский Н.А. Закономерности получения присадки, улучшающей низкотемпературные характеристики дизельных топлив и минеральных масел. // Автореф. дис. канд. техн. наук. М.: Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина. - 2000.

101. Гуров Ю.П., Агаев С.Г. Растворимость и структурообразование полиолефинов в минеральном масле средней вязкости//Тез.докл.научн.-техн.конф. «Научная молодежь XXI веку». Сургут. 2001. - С.36 - 38.

102. Агаев С.Г., Гуров Ю.П., Дерюгина О.П. Влияние низкоплавких полиолефинов на структурообразование твердых углеводородов в нефтяных маслах//Тез.докл. научн.-техн. конф. «Нефть и газ» Тюмень, 2002. - С. 211-212.

103. Тогашева А.Р., Карамышев В.Г., Хазипов Р.Х. Применение депрессорных присадок при трубопроводном транспорте высокопарафинистых нефтей // Институт проблем транспорта энергоресурсрв.- 2006,-вып 66.-С. 218-220.

104. Шувалов С.А. Применение полимерных реагентов для увеличения нефтеотдачи и водоизоляции / Шувалов С. А., Винокуров В. А., Хлебников В. Н. // Труды РГУ Нефти и Газа имени И.М. Губкина). - 2013. - № 4 (273). - С. 98-107.

105. Нго Ши Хоа. Исследование особенностей добычи и транспорта продукции нефтяных скважин месторождений СП "Вьетсовпетро".//Дис. канд. техн. наук. Институт проблем транспорта энергоресурсов. 2006 . - С. 17.

106. Карамышев В.Г., Мамонов Ф.А., Садуева Г.Х. Улучшение реологических свойств высокопарафинистых нефтей // Труды института/ Институт проблем транспорта энергоресурсов. 2004.- Вып. 63,- С.97-98.

107. Карамышев В.Г., Мамонов Ф.А., Садуева Г.Х. Подготовка высокопарафинистой нефти к трубопроводному транспорту // Труды

института/ Институт проблем транспорта энергоресурсов. 2004. - Вып. 63. -С.72-74.

108. Марон В.И., Гидродинамика однофазных и многофазных потоков в трубопроводе : Учебное пособие. - М.:МАКС Пресс, 2009. -344с.

Математическая модель течения неньютоновских нефтей по магистральным трубопроводам

classdef GF_class %GF_CLASS Summary of this class goes here % Detailed explanation goes here properties Application filename filepath xdata zdata

Tenv % Температура окружающей среды 0С n

beta_oil % Коэффициент объемного расширения нефти

den20 % Плотность нефти при 20°С

paraf % Содержание парафина в дод. ед.

Tstart % Температура начала плавления парафина

Tend % Температура конца плавления парафина

v_water % Скорость воды омывающей трубу, м/с

P0 % Давление в начале трубопровода, МПа

T0 % Температура продукта в начале, К

Q0 % Расход в начале, м3/с

v0 % Скорость в начале, м/с

Dext % Внешний диаметр, м

D % Внешний диаметр трубы, м

Dint % Внутренний диаметр, м

dt % Толщина стенки, м

dt_coat % Толщина антикоррозионного покрытия, м dt_tcoat % Толщина теплоизоляции, м

l_coat % Теплопроводность антикоррозионного покрытия, Вт/(м*К) l_tcoat % Теплопроводность теплоизоляции, Вт/(м*К) P T v

Q

H end

methods(Static)

% Число Нуссельта %

function Nu_q1 = function_nu_qo(Re_q, Re_g, Pr_q, Pr_qw, Gr_q) if (Re_g<=2300) Nu_q1 =

0.15.*(Re_q.A0.33).*(Pr_q.A0.43).*(Gr_q.A0.1).*((Pr_q./Pr_qw).A0.25); else

Nu_q1 = 0.021.*(Re_qA0.8).*(Pr_qA0.43).*((Pr_q./Pr_qw)A0.25); end end

% Число Прандтля %

function Pr_q = functions_pr_q(mu_eff, c_p, lambda)

Pr_q = mu_eff.*c_p ./ lambda; end

% Обобщенное число Рейнольдса %

function Re_q = functions_Re_q(D, velocity, density, mu_eff)

Re_q = D .* velocity .* density ./ mu_eff; end

% Число Грасгофа %

function Gr_q = functions_gr_q(beta, density, D, Tf, Tw, mu_eff )

Gr_q = 9.81 .* beta *(density.A2) .* (D .л 3) .* (Tf - Tw) ./ (mu_eff .л 2); end

% Коэффициент теплоотдачи %

function alfa = function_alfa(Nu_q1, lambda, D)

alfa = Nu_q1 * lambda ./ D; end end methods

function obj = GF_class(app) if nargin > 0 obj.Application = app; obj.filename = app.profile_filename; obj.filepath = app.profile_filepath; profile = importdata(strcat(obj.filepath,obj.filename),';',0); obj.xdata = profile(:,1); obj.zdata = profile(:,2); obj.xdata = 0:1:max(profile(:,1));

obj.zdata = interp1(profile(:,1), profile(:,2), 0:1:max(profile(:,1))); obj.Tenv = app.Tenv.Value + 273.15; obj.n = app.n.Value; obj.beta_oil = app.beta_oil.Value; obj.den20 = app.den20_oil.Value; obj.paraf = app.paraf.Value./100; obj.Tstart = app.Tstart.Value + 273.15; obj.Tend = app.Tend.Value + 273.15; obj.v_water = app.v_water.Value; obj.P0 = app.P0.Value; obj.T0 = app.T0.Value + 273.15;

obj.Q0 = app.Q0.Value;

obj.v0 = obj.Q0 ./ obj.function_density(obj.T0);

obj.D = app.Dext.Value./1000;

obj.dt = app.dt.Value./1000;

obj.Dint = obj.D - 2.*obj.dt;

obj.dt_coat = app.dt_coat.Value./1000;

obj.dt_tcoat = app.dt_tcoat.Value./1000;

obj.l_coat = app.l_coat.Value./1000;

obj.l_tcoat = app.l_tcoat.Value./1000;

obj.Dext = obj.D + 2.*obj.dt_coat + 2.*obj.dt_tcoat;

obj.T = [J; obj.P = [J; obj.v = [J; obj.H = [J; end end

function [out_P, out_T, out_text, out_HJ = calc(obj) obj.T(1) = obj.T0; obj.P(1) = obj.P0; obj.v(1) = obj.v0;

obj.H(1) = obj.P0.*(10A6) ./ ( obj.function_density(obj.T0) .* 9.81) + obj.zdata(1);

for i = 2:length(obj.xdata)

dx = obj.xdata(i) - obj.xdata(i-1);

dz = obj.zdata(i) - obj.zdata(i-1); z = obj.zdata(i);

[obj.T(i),obj.P(i),obj.v(i),obj.H(i)] = obj.function_full(obj.T(i-1),obj .v(i-1),dz,obj.P(i-1), dx, z); end

yyaxis (obj.Application.PLaxes/left');

plot(obj.Application.PLaxes,obj .xdata,obj.zdata,obj .xdata,obj.H,'g-'); yyaxis (obj.Application.PLaxes,'right'); plot(obj.Application.PLaxes,obj .xdata,obj.P);

yyaxis (obj.Application.PLaxes/left');

ylim(obj.Application.PLaxes,[(min(obj.zdata)-5) (max(obj.H)+5)]) yyaxis (obj.Application.PLaxes,'right'); ylabel(obj.Application.PLaxes,'Давление, МПа')

yyaxis (obj.Application.TLaxes/left'); plot(obj.Application.TLaxes,obj .xdata,obj.zdata); yyaxis (obj.Application.TLaxes,'right'); obj.T = obj.T-273.15;

plot(obj.Application.TLaxes,obj .xdata,obj.T); yyaxis (obj.Application.TLaxes/left');

ylim(obj.Application.TLaxes,[(min(obj.zdata)-5) (max(obj .zdata)+5)]) yyaxis (obj.Application.TLaxes,'right'); ylabel(obj.Application.TLaxes,'Температура, °C')

obj.Q = obj.v(length(obj.xdata)).* obj .function_density(obj.T(length(obj .xdata))); Pe = obj.P(length(obj.xdata)); Te = obj.T(length(obj.xdata));

out = [strcat({'Давление в конце трубопровода: '}, compose('%.5f,Pe), MPa'); ...

strcat({'TeMnepaTypa в конце трубопровода: '}, compose('%.1f,Te),'

°C'); ...

strcat({'Расход в конце трубопровода: '}, compose('%.3f,obj.Q),'

м3/с')];

out_text = out; out_T = obj.T-273.15; out_P = obj.P; out_H = obj.H; end

function [T2,P2,v2,H] = function_full(obj,T1,v1,dz,p1,x,z) % Погрешность метода итераций % e = 0.1;

density_water = 1000; % PePi/Pj3 mu_water = 547 .* 10.A(-6); C_p_water = 4180; lamda_water = 0.6; beta_water = 1;

velocity = v1;

Tw = T1-e;

for c = 1:100

mu_eff = obj.functions_mu_eff(T1, velocity); density = obj.function_density(T1); lamda = obj.function_lambdaOil(T1); C_p = obj.function_Cp_q(T 1);

lamda_w = obj.function_lambdaOil(Tw);

C_p_w = obj.function_Cp_q(Tw);

mu_eff_w = obj.functions_mu_eff(Tw, velocity);

Re = obj.functions_Re_q(obj.Dint, velocity, density, mu_eff);

Pr = obj.functions_pr_q(mu_eff, C_p, lamda);

Pr_w = obj.functions_pr_q(mu_eff_w, C_p_w, lamda_w);

Gr = obj.functions_gr_q(obj.beta_oil, density, obj.Dint, T1, Tw, mu_eff

);

Re_g = obj.functions_Re_g(Re, T1, velocity);

Nu = obj.function_nu_qo(Re, Re_g, Pr, Pr_w, Gr);

alfa1 = obj.function_alfa(Nu, lamda_w, obj.Dint); Re_water = obj.functions_Re_q(obj.Dext, obj.v_water, density_water, mu_water);

Pr_water = obj.functions_pr_q(mu_water, C_p_water, lamda_water); Gr_water = obj.functions_gr_q(beta_water, density_water, obj.Dext, obj.Tenv, Tw, mu_water);

alfa2 = obj.function_alfa_ext(Pr_water, Re_water, Gr_water, T1); R = obj.functions_R(alfa1, alfa2, T1);

tw = obj.functions_tw( R, T1, alfal ); if(abs(Tw - tw) < e)

break; else

Tw = tw; end end

mu_eff = obj .functions_mu_eff(T 1, velocity);

Re = obj.functions_Re_q(obj.Dint, velocity, density, mu_eff);

Pr = obj.functions_pr_q(mu_eff, C_p, lamda);

Pr_w = obj.functions_pr_q(mu_eff_w, C_p_w, lamda_w);

Gr = obj.functions_gr_q(obj.beta_oil, density, obj.Dint, Tl, Tw, mu_eff );

Re_g = obj.functions_Re_g(Re, Tl, velocity);

Nu = obj.function_nu_qo(Re, Re_g, Pr, Pr_w, Gr);

alfal = obj.function_alfa(Nu, lamda_w, obj.Dint);

Re_water = obj.functions_Re_q(obj.Dext, obj.v_water, density_water, mu_water);

Pr_water = obj.functions_pr_q(mu_water, C_p_water, lamda_water); Gr_water = obj.functions_gr_q(beta_water, density_water, obj.Dext, obj.Tenv, Tw, mu_water);

alfa2 = obj.function_alfa_ext(Pr_water, Re_water, Gr_water, Tl); R = obj.functions_R(alfal, alfa2, Tl);

delta_r = obj.function_delta_r(Gr,Pr,Re,mu_eff_w,mu_eff); dl = obj.function_hl(Re,Tl,velocity);

de_dt = obj.function_dEpsl(T1); %de_dt = obj.function_dEps(1, T1);

M = v1.*(3.14.*obj.Dint.A2./4).*obj.function_density(T1);

tmpl = x./6*(3.14.*obj.Dint.*R)./(M.*C_p).*(T 1 -obj.Tenv); tmp2 = x./6*dl.*(velocity.A2).*delta_r.*density; tmp3 = (2.*obj.Dint.*(1+230.*de_dt));

T2 = T1 - tmp1 + tmp2./tmp3;

v2 = obj.function_velocity2(v1,T1,T2);

P2 = obj.function_pressure2(v2, T2, delta_r,dl,p1,dz,x);

H = P2.*(10.A6)./(obj.function_density(T2) .* 9.81) + z;

end

function tau = functions_tau0 (obj,T, velocity) K = obj.function_K(T); tau = K .* (8 .* velocity ./ obj.Dint) .a obj.n; end

% Истинный критерий Рейнольдса % function Re_g = functions_Re_g(obj,Re_q, T, velocity) Il_q = obj.functions_il_q(T, velocity); F_il = obj.functions_f_il(Il_q);

Re_g = Re_q ./ (1 - (2.* obj.n .* Il_q ./(8.*F_il))./ (3.*obj.n+1) ); end

% параметр Ильюшина % function Il_q = functions_il_q(obj,T, velocity) mu_p = obj.functions_mu_pr(T, velocity); tau = obj.functions_tau0 (T, velocity); Il_q = tau .* obj.Dint ./ (velocity.*mu_p); end

% приведенная вязкость нефти % function Mu_pr = functions_mu_pr(obj,T, velocity) Mu_pr = obj.function_K(T) ./ 8 .* ((obj.Dint./velocity).A(1 - obj.n)) ... .* (((6 .* obj.n +2) ./ obj.n ).Aobj.n);

end

% функция показателя неньютоновского поведения жидкости % function F_n = functions_f_n(obj)

F_n = (2./3).*(2.*obj.n+1).*(5.*obj.n+3)./((3.*obj.n+1).A2); end

% эффективная вязкост %

function Mu_eff = functions_mu_eff(obj,T, velocity) mu_pr = obj.functions_mu_pr( T, velocity ); Il_q = obj.functions_il_q( T, velocity ); F_il = obj.functions_f_il(Il_q); F_n = obj.functions_f_n(); Mu_eff = mu_pr .* F_il .* F_n; end

% функция параметра Ильюшина % function F_il = functions_f_il(obj,Il_q) F_il = (1./8) .* (Il_q + (8./(3.*obj.n+1)) .* (((2.*obj.n+1)A2 ...

+ (Il_q *obj.n.*(3.*obj.n+1 ))./4) .a 0.5));

end

% критерий Хедстрема %

function He_q = functions_he_q(obj,Re_q, T, velocity) Il_q = obj.functions_il_q( T,velocity); f_il = obj.functions_f_il(Il_q); He_q = Re_q .* (Il_q .a ((2 - obj.n) ./ obj.n) ) .* f_il; end

% Пристеночная температура % function Tw = functions_tw(obj,R, Tf, alfa1)

Tw = Tf - (R./alfa1).*(Tf - obj.Tenv); end

% Термическое сопротивление % function R = functions_R(obj,alfa1, alfa2, T) lambda_steel = obj.function_lambda_steel(T); Dcoat = obj.D + 2.*obj.dt_coat; Dtcoat = Dcoat + 2.*obj.dt_tcoat;

r_member = log(obj.Dint./obj.D)./(2.*lambda_steel); if(obj .dt_coat~=0)

r_member = r_member + log(Dcoat./obj.D)./(2.*obj.l_coat); end

if(obj .dt_tcoat~=0)

r_member = r_member + log(Dtcoat./Dcoat)./(2.*obj.l_tcoat); end

R = (1./alfa1 + obj.Dint. *r_member + obj.Dint./(obj.Dext.*alfa2) ).a(-1); end

% Коэфффициенты теплопроводности % Steel %

function l = function_lambda_steel(obj,T)

l = 15; end

% Oil %

function lo = function_lambdaOil(obj,T)

lo = 156.6 .* (1 - 0.00047 .* T ) ./ obj.den20; end

% Water %

function l = f_lambda_water(obj,T) l = 0.6; end

% K %

function K = function_K(obj,T) if(isempty(obj.Application.va)) obj.Application.va = 0.00225; end

if(isempty(obj.Application.vb))

obj.Application.vb = 1074; end

K = obj.Application.va .* 10 .a (obj.Application.vb./T)./1000; end

% Плотность нефти %

function d = function_density(obj, T)

d = obj.den20 - obj.beta_oil .* (T - 293); end

% C_p oil %

function C_p = function_Cp_q(obj,T) l = obj.function_lambdaOil(T); c_p = 31.56 .* (762 + 3.99 .* T)./(obj.den20 .A 0.5); de = obj.function_dEpsl(T); if((T < obj.Tstart) && (T > obj.Tend))

C_p = c_p + c_p .* 230 .* de; else

C_p = c_p; end end

function C_p = function_Cp(obj, T)

C_p = 31.56 .* (762 + 3.99 .* T)./(obj.den20 .a 0.5); end

% d_eps/d_T Gubin % function d_eps = function_dEps(obj,C, T) d_eps = C .* exp((-1).* (obj.Tstart-T).A2 ./ ((obj.Tstart-T).A2) + (T-obj.Tend).A2); end

% d_eps/d_T Chernikin % function d_eps_lin = function_dEpsl(obj,T) if((T < obj.Tstart) && (T > obj.Tend))

d_eps_lin = obj.paraf ./ (obj.Tstart - T); else

d_eps_lin = 0; end end

% Коэффициент теплоотдаци на границе труба-вода % function alfa_ext = function_alfa_ext(obj,Pr_water, Re_water, Gr_water, T) if ( Re_water == 0)

Nu_2 = 0.5.*((Gr_water .* Pr_water).A0.25); elseif (Re_water <= 1000)

Nu_2 = 0.5 .* (Re_water.A0.5) .* (Pr_water.A0.38); else

Nu_2 = 0.25 .* (Re_water.A0.6) .* (Pr_water.A0.38); end

la = obj.f_lambda_water(T); alfa_ext = obj.function_alfa(Nu_2, la, obj.Dext); end

% delta_r %

function dr = function_delta_r(obj,Gr,Pr,Re,mu_eff_w,mu_eff) if (Re<2300)

dr = (1+0.22.*(Gr .* Pr ./ Re).A0.15) .* (mu_eff_w ./ mu_eff).A0.33; else

dr = (mu_eff_w ./ mu_eff).A0.33; end end

% Гидравлическое сопротивление % function dl = function_hl(obj,Re, T, velocity)

Re_g = obj.functions_Re_g(Re, T, velocity);

if (Re_g<=2300)

dl = 64./Re; else

he = obj.functions_he_q(Re, T, velocity); if(he>10A6)

dl = 0.156; elseif ((he>1000)&&(he<=(10A6))) a = (0.521-1.75.*obj.n+4.409.*obj.n.*obj.n).*exp((-0.137-0.212.*obj.n).*log(he));

b = (0.198+0.764.*obj.n).*exp((-0.098-0.161.*obj.n +0.064.*obj.n.*obj.n).*log(he));

dl = a./(Re.A(-b)); else

a = (0.521-1.75.*obj.n+4.409.*obj.n.*obj.n).*exp((-0.137-0.212.*obj.n).*log(1000));

b = (0.198+0.764.*obj.n).*exp((-0.098-0.161.*obj.n +0.064.*obj.n.*obj.n).*log(1000)); dl = a./(Re.A(-b)); end end end

function p2 = function_pressure2(obj,v2, T2, delta_r,dl,p1,dz,l) d2 = obj.function_density( T2 );

p2 = p1.*10.A6 - dl.*delta_г.*v2.*d2./(2.*obj.Dint).*l...

- 9.81.*d2.*dz; p2 = p2.*10.A(-6); end

function v2 = function_velocity2(obj,v1,T1,T2) d1 = obj.function_density( T1 ); d2 = obj.function_density( T2 ); v2 = v1.*d1./d2;

end end end