Особенности борьбы с парафиноотложениями при разработке ачимовских продуктивных пластов газоконденсатных месторождений Текст научной статьи по специальности «Химические технологии»

УДК 54.056/547.269 С.Н. Шевкунов

Особенности борьбы с парафиноотложениями при разработке ачимовских продуктивных пластов газоконденсатных месторождений

Основанное в 1994 г. ОАО «Новатэк» - крупнейший российский независимый производитель природного газа и вторая по объемам добычи природного газа компания России. Акционерное общество специализируется на разведке, добыче, переработке и продаже природного газа и жидких углеводородов. Дочерние и зависимые общества ОАО «Новатэк» ведут разработку сеноманских, валанжинских и ачи-мовских залежей газовых месторождений, расположенных в Ямало-Ненецком автономном округе.

Компания располагает мощностями по подготовке и переработке газа и газового конденсата. Весь газ с месторождений направляется в газотранспортную систему «Газпрома», а газовый конденсат по системе собственных конденсатопроводов - на Пуровский завод по стабилизации конденсата (Пуровский ЗПК) производительностью 11 млн т деэтанизированного газового конденсата в год. Основной продукцией Пуровского ЗПК являются сжиженные углеводородные газы, направляемые по продуктопроводу на производственные объекты компании «Сибур», и стабильный конденсат, который для дальнейшей переработки по железной дороге транспортируется на производственные объекты ООО «Новатэк - Усть-Луга» (комплекс «Усть-Луга»).

Основной поставщик газового конденсата на Пуровский ЗПК - ОАО «Арктикгаз», которое обладает лицензиями на добычу природного газа и конденсата на Уренгойском, Самбургском, Ево-Яхинском, Яро-Яхинском и Северо-Часельском месторождениях. В настоящее время добыча ведется на Самбургском, Яро-Яхинском и Уренгойском месторождениях, где используются аналогичные установки комплексной подготовки газа (УКПГ), включающие узлы арматуры, оборудование для первичной и низкотемпературной сепарации и деэтанизации конденсата.

В силу особенностей разрабатываемых залежей среди всех месторождений ОАО «Арктикгаз», да и в компании «Новатэк» в целом, выделяется Уренгойское месторождение. Ачимовские продуктивные пласты, разрабатываемые на Уренгойском месторождении, залегают на глубине 3600-3750 м по вертикали. Такие пласты характеризуются аномально высоким пластовым давлением, превышающим 600 атм. На сегодняшний день ОАО «Новатэк» - это единственная в РФ компания, поставившая строительство ачимовских скважин на безопасный конвейер: построено более 20 горизонтальных скважин, приуроченных к ачимовским отложениям, рекордная протяженность горизонтальной секции - приблизительно 1300 м, а окончательный забой превышает 5500 м.

Разработка труднодоступных ачимовских залежей позволяет извлекать дополнительные объемы газа и газового конденсата даже на месторождениях с падающей добычей. Особенностью продукции ачимовских залежей является содержание в составе добываемого газового конденсата до 0,043 % масс. асфальтенов и от 4 до 6 % масс. тугоплавких парафинов (С16 - С35).

Основной негативный фактор добычи таких конденсатов - процессы парафи-ноотложения. Характер отложения парафинов определяется множеством причин, а последствием парафиноотложения может стать появление в трубопроводе или оборудовании слоя парафина: как незначительного, практически незаметного при

Ключевые слова:

парафины,

конденсатопровод,

газовый конденсат,

депрессорные

присадки,

диспергирующие

присадки.

Keywords:

paraffins,

condensate pipeline, gas condensate, pour-point

depressant additives, dispersant additives.

эксплуатации в течение длительного времени, так и существенного, обусловливающего значительное перекрытие сечения на длинных участках трубопровода или в проточной части аппарата.

Формирование отложений парафинов из газового конденсата происходит при выполнении двух условий:

• температура жидкости ниже температуры начала кристаллизации парафинов;

• разность между температурой жидкости с парафином и температурой стенки, обусловленная теплопередачей от потока через стенку, является положительной.

Выпадение асфальтосмолистых и парафиновых отложений (АСПО) резко усложняет сбор и промысловую подготовку пластовой смеси. Процессы парафиноотложения на стенках труб могут начаться уже в стволе скважин и при сборе газожидкостной смеси от кустов скважин до УКПГ. Парафинизация оборудования вероятна во всей технологической цепи, где проходит тяжелый конденсат при пониженных температурах.

На установках низкотемпературной сепарации (НТС) эти нарушения выражаются в повышении температуры сепарации, увеличении перепада давления в теплообменниках, снижении коэффициента теплопередачи в теплооб-менном оборудовании и выходе целевых компонентов в жидкую фазу, ухудшении каче-

а б

Рис. 1. Ачимовский газовый конденсат: а - без добавления ингибитора парафиноотложения; б - с ингибитором парафиноотложения

ства товарного газа и гидравлической характеристики работы магистральных газопровода и конденсатопровода. При работе в условиях образования парафина и присутствия водной фазы характерно образование стойких эмульсий типа «конденсат в воде», «вода в конденсате» и других смешанных форм. Частицы парафина служат для таких эмульсий стабилизатором, что препятствует разделению углеводородного конденсата и воды. Если условия парафинообразования в потоке возникают периодически или кратковременно, то в периоды прохождения потока с более высокой температурой возможно снижение толщины слоя отложений вплоть до полного растворения и смыва слоя парафина углеводородной жидкостью потока.

Анализ имеющихся данных эксплуатации ачимовских залежей позволяет определить в смеси концентрацию тяжелых фракций, ниже которой не происходит образования твердой фазы в системе, и сделать вывод о том, что при концентрации фракций, выкипающих при температурах 253 °С и выше, в жидкой фазе на уровне до 1,0 % масс., не происходит отложения парафинов на поверхности теплообмен-ного оборудования.

Борьба с парафиноотложением заключается в предупреждении отложения парафинов или их ликвидации. К основным способам предупреждения парафиноотложения относятся:

• обеспечение температурного режима транспорта на уровне выше температуры начала кристаллизации парафина за счет тепловой изоляции трубопровода или предварительного подогрева транспортируемого газового конденсата;

• обеспечение температуры потока на уровне ниже температуры стенки трубопровода при транспортировании газового конденсата с парафинами;

• ввод ингибитора парафинообразования;

• ввод ингибитора парафиноотложения (рис. 1).

Первые два способа практически невозможно реализовать, так как существующие конденсатопроводы строились под «легкие» валанжинские конденсаты, а потому не имеют теплоизолияции и стабилизирующих температуру перекачиваемой среды объектов.

Ингибиторы парафинообразования - физические растворители, снижающие температуру начала образования парафина. Представляют

собой углеводородные жидкости различного состава. В зависимости от условий расход растворителя может составлять значительную долю разбавляемого потока (до 30 %). Поэтому физический растворитель применяется в случае доступности его дешевого источника. Применительно к газоконденсатным промыслам такой источник отсутствует.

Ингибиторы парафиноотложения разрабатываются и производятся различными компаниями. Для конкретных условий применения индивидуально подбирается существующий ингибитор или синтезируется новый. Подбор оптимального ингибитора требует проведения специализированных исследований в аттестованных лабораториях с образцами углеводородной жидкости. Производители ингибиторов без проведения таких исследований в своих лабораториях предпочитают заранее не предлагать определенную марку ингибитора и не назначать его удельный расход. В зависимости от многих факторов удельный расход современного эффективного ингибитора парафиноотложения на полимерной основе значительно варьируется и обычно составляет до 100-500 г/т транспортируемой жидкости.

Известны следующие основные виды ингибиторов парафиноотложения:

1) сополимеры:

• этилена с полярными мономерами (винилацетатом, эфиром акриловой кислоты);

• алкил(мет)акрилатов, полиалкил(мет)-акрилатов;

• полиолефинового типа (этилен-пропилен, этилен-пропилен-диен и продукты их деструкции, сополимеры а-олефи-нов, модифицированные полиолефины);

• малеинового ангидрида;

• винилацетата с фумаровой кислотой;

• ароматических углеводородов, состоящие из двух или трех мономеров;

2) химические вещества неполимерного типа (алкилнафталины; эфиры многоатомных кислот и спиртов; амиды, содержащие длинные алкилы).

На основании результатов исследовательских работ, а также практического опыта можно утверждать, что наибольшую эффективность в отношении газовых конденсатов имеет первая группа ингибиторов - сополимеры этилена с полярными мономерами.

Товарные формы ингибиторов парафиноотложения реализуются под различными марками так называемых депрессорных присадок. В настоящее время для описания действия депрессорных присадок [1, 2] чаще используется механизм сокристализации, согласно которого молекулы депрессора и парафина вступают в сокристаллизацию. При этом молекула депрессора своей неполярной частью встраивается в кристалл парафина, а полярная часть, находящаяся снаружи, в среде, мешает новым молекулам парафина осесть на кристалле [3]. Кристаллы приобретают минимальные размеры и перестают расти.

Таким образом, добавление ингибиторов в парафинистые конденсаты не влияет на термодинамику выпадения парафинов в твердую фазу. Зависимость количества выпавшего в твердую фазу парафина от температуры остается неизменной для чистого конденсата и его смесей с ингибитором. Но ингибиторы значительно изменяют пространственную структуру выпавших парафинов. Они уменьшают размеры кристаллических образований и делают решетку менее связанной. Ее прочность снижается. Это влечет уменьшение предела прочности парафиновой структуры при ее охлаждении в покое. Чем менее прочной становится кристаллическая решетка, тем ниже значение предела прочности парафиновой структуры и эффективнее применяемый ингибитор.

Такой результат может оказаться достаточным в том случае, когда речь идет о защите от парафиноотложения технологического оборудования и трубопроводов, где газовый конденсат с парафинами находится в движении. Однако в случае транспортировки парафини-стого конденсата в состоянии покоя (цистернами) эффективность таких присадок сомнительна.

Как ранее отмечено, технологическая схема компании «Новатэк» включает следующие процессы (рис. 2):

1) подготовку газового конденсата, в том числе и деэтанизацию (осуществляется непосредственно на промысле);

2) транспортировку деэтанизированного газового конденсата по конденсатопроводу с месторождений на Пуровский ЗПК;

3) стабилизацию газового конденсата на Пуровском ЗПК с получением сжиженных углеводородных газов и стабильного конденсата;

Усть-Луга:

комплекс по фракционированию и перевалке стабильного конденсата

Ханчейское месторождение ,

ООО «Сибур Тобольск»

конденсатопровод Юрхарово - Пуровский ЗПК прочие конденсатопроводы продуктопровод ШФЛУ .......... железная дорога

Рис. 2. Принципиальная схема транспорта углеводородного сырья и продуктов переработки

ОАО «Новатэк»

4) транспортировку стабильного конденсата в железнодорожных цистернах с Пуров-ского ЗПК на комплекс «Усть-Луга», расположенный на берегу Финского залива;

5) фракционирование стабильного конденсата с получением легкой и тяжелой нафты, авиационного керосина, газойля и компонента судового топлива;

6) отгрузку продукции комплекса «Усть-Луга» в морские танкеры.

В части парафиноотложения наиболее критичным процессом является транспортировка парафинистого стабильного газового конденсата в железнодорожных цистернах, а точнее их опорожнение. Применение депрессорных присадок решает проблему слива лишь отчасти. Дело в том, что подвижный слой пара-финистых отложений на дне цистерны ввиду своей высокой текучести позволяет начать слив цистерны через нижнее сливное устройство,

но окончание слива приводит к блокированию дальнейших сливных операций.

Слив вагона-цистерны можно сравнить со сливом ванны, в которой на дне имеются какие-либо отложения. Слив имеет характер воронки: сначала сливается верхняя прозрачная часть жидкости, и только в конце жидкость начинает подтягивать донные отложения. В результате по завершении разгрузочных операций сливные устройства остаются заполненными отложениями (парафинами). В условиях железнодорожных сливных эстакад, особенно в зимний период, это может стать причиной приостановки последующих сливных операций. Решить проблему могло бы применение технологии, позволяющей предотвратить расслоение парафинистого стабильного газового конденсата в железнодорожной цистерне. Специально для таких случаев разработаны диспергирующие присадки.

Диспергаторы парафинов (диспергирующие присадки) - сравнительно новый вид присадок. Впервые об их создании заявила фирма ExxonMobil Chemical в 1989 г. Главная задача диспергирующих присадок - предотвращение расслоения углеводородов (топлив) при холодном хранении [4, 5]. В качестве диспергаторов парафинов чаще всего выступают высокомолекулярные амиды и имиды карбоновых кислот, четвертичные аммониевые соли и амины типа полиалкиленполиаминов. Однако точные составы и технологии производства диспергато-ров парафинов компаниями-производителями не раскрываются [6].

Диспергаторы могут использоваться в композиции с депрессорными присадками, при этом депрессорный компонент отвечает за понижение температуры текучести парафиновых отложений, а диспергирующий компонент предотвращает оседание кристаллизующихся парафинов при отрицательных температурах и тем самым способствует сохранению агрегативной устойчивости. Для каждого парафинистого газового конденсата существует своя наиболее оптимальная композиция «депрессор-диспергатор», приводящая к взаимному усилению функциональных свойств [7]. Состав композиции определяется производителем присадок индивидуально для каждого случая на основании результатов исследовательской работы.

Механизм действия диспергирующих присадок пока однозначно не прописан. Существует

предположение, что депрессоры совместно с диспергаторами способствуют кристаллизации и образованию поляризованных мелких кристаллов. За счет электростатических сил отталкивания кристаллы дополнительно диспергируются и равномерно распределяются по всему объему. Практические испытания смеси «депрессор-диспергатор» в условиях технологической цепочки компании «Новатэк» позволили сделать вывод, что эффективность действия депрессорной присадки в присутствии диспергатора в соотношении 2:1 значительно повышается. Наблюдается синергетический эффект, выраженный снижением необходимой рабочей концентрации депрессорной присадки в два раза. Слив вагонов-цистерн происходит практически полностью. Затруднения в сливе последующих вагонов-цистерн не возникали.

Также установлен и моющий эффект совместного использования присадок. При подаче композиции присадок в систему технологического оборудования, куда ранее подавалась только депрессорная присадка, было отмечено резкое временное увеличение содержания парафинов на выходе. Очевидно, имело место удаление имеющихся отложений парафинов.

Следует отметить, что опыт практического использования композиции присадок выявил важные ограничения ее применения. Выяснилось, что подавать диспергирующий компонент смеси следует лишь непосредственно перед наливом газового конденсата в железнодорожные цистерны. Подача диспергирующего компонента в газовый конденсат на промыслах перед транспортировкой его по кон-денсатопроводу нецелесообразна.

Дело в том, что диспергирующая присадка способствует стабилизации эмульсии типа «вода в газовом конденсате». Происходит это потому, что в качестве диспергирующих присадок выступают, в частности, четвертичные аммониевые соединения, которые, по сути, являются катионными поверхностно-активными веществами (КПАВ).

Поверхностно-активные вещества (ПАВ) -это вещества с ассиметричной структурой, в которых молекулы состоят из одной или нескольких гидрофильных групп и содержат один или несколько гидрофобных радикалов. Гидрофильная группа - активная полярная составляющая молекулы ПАВ - обладает ненасыщенной вторичной валентностью и на границе раздела «нефть-вода» погружается в водную

фазу. Гидрофобная группа (радикал) - инактив-ная неполярная составляющая молекулы ПАВ -не имеет валентности и тяготеет к углеводородной фазе. Ее часто называют олеофильной группой. Она представляет собой цепочку углеводородных радикалов. Такая структура молекул вещества, называемая дифильной, обусловливает его поверхностную (адсорбционную) активность, т.е. способность вещества диффундировать через объем фазы и концентрироваться на поверхностях раздела фаз таким образом, что полярная (гидрофильная) часть молекулы, имеющая родственную природу с полярной фазой (например, водой), растворяется в ней, а неполярная (олеофильная) цепочка ориентируется в сторону менее полярной фазы, например газового конденсата.

Катионоактивными ПАВ называют вещества, которые диссоциируют в водных растворах с образованием поверхностно-активного катиона с гидрофобной цепью. В роли аниона чаще всего выступают галогены, но могут и анионы серной и фосфорной кислот. Исходным сырьем для синтеза КПАВ являются первичные, вторичные и третичные амины.

В результате адсорбции ПАВ происходят: диспергирование гетерогенных систем; образование защитной пленки, более гидрофобной (или гидрофильной) по сравнению с первоначальной; стабилизация (дестабилизация) дисперсной среды.

В нашем случае КПАВ понижают поверхностное натяжение на границе раздела фаз «вода - газовый конденсат» и создают вокруг частиц воды прочные адсорбционные оболочки, препятствующие коалесценции капель диспергированной воды » (рис. 3). Таким образом объем газового конденсата заполняется мелко диспергированной водой, образуя эмульсию «вода / конденсат».

Вязкость такой эмульсии гораздо выше, чем у газового конденсата. В итоге появле-

ние эмульсии негативно сказывается на пропускной способности конденсатопроводов. В отдельных случаях возможна полная приостановка работы конденсатопровода по причине высоких перепадов давления.

Аномально высокая вязкость эмульсий «вода / конденсат (ачимовский)» объясняется образованием пространственных структурных решеток, которые состоят из кристаллов парафина и заполнены диспергированной водой. Наличие таких структурных решеток вызывает появление как динамического, так и статистического напряжения сдвига. С повышением содержания воды в газовом конденсате увеличивается вязкость эмульсии. Это явление наблюдается до перехода эмульсии из типа «вода / конденсат» в тип «конденсат / вода».

Способность диспергирующего компонента стабилизировать водяные эмульсии также оказывает негативное влияние на установки фракционирования газового конденсата. Дело в том, что диспергированная вода, поступая в блок колонны атмосферной перегонки газового конденсата, становится причиной повышения коррозионной активности рабочей среды.

Соли соляной кислоты, присутствующие в растворенной воде, представляют серьезную коррозионную опасность. В первую очередь они, как и соли любых других кислот, влияют на кинетику протекания электрохимической реакции. С другой стороны, хлориды повышают проводимость рабочей среды, облегчая стадию переноса зарядов при электромеханической коррозии. Особенно опасная ситуация возникает, когда в рабочей среде присутствуют хлориды кальция и магния. Последствия их диссоциации приводят к снижению значения рН рабочей среды и соответствующему усилению ее коррозионности вследствие протекания следующих реакций:

М§С12 ^ ]^2+ + 2С1-;

Газовый конденсат

Л А А А А А

Вода

гидрофобная часть молекулы

гидрофильная часть молекулы

Рис. 3. Расположение молекул КПАВ на границе раздела фаз «вода - газовый конденсат»

ым2+ + 6Н2О ^ [Ым(Н20)б]2+;

[Ыя(Н20)6]2+ + Н20 ^ [Ыя(Н20)50Н]+ + Н30+.

Таким образом, диссоциация хлорида магния приводит к тем же последствиям, что и диссоциация соляной кислоты [8]: в растворе появляются хлорид-ионы и ионы гидроксония, которые являются активными катодными деполяризаторами. Хлориды кальция значительно

менее опасны. У иона кальция атомный радиус выше, чем у иона магния, и соответственно, способность образовывать кислоты ниже. Ион натрия как однозарядный катион практически лишен этой возможности.

Коррозия развивается главным образом в период пуска и остановки аппаратов. Коррозии подвержены в основном дефлегматоры, верхние днища, верхние тарелки, шлемовые трубы колонны атмосферной перегонки и колонны стабилизации легкой нафты. Технологические решения подобных проблем на нефтеперерабатывающих заводах закладываются в проектную документацию. На практике их реализуют в виде блоков электообессоливающих установок (ЭЛОУ), в основу работы которых положен процесс электродегидратации. В случае заводов по переработке газового конденсата такие решения, как правило, не включены в проект, так как за основу сырья при проектировании принимался валанжинский газовый конденсат, содержание воды в котором незначительно. Поэтому как минимум установки фракционирования ачи-мовского газового конденсата следует дополнять блоками подачи антикоррозионных присадок (применительно к ачимовскому конденсату -смеси нейтрализатора и пленкообразователя). Использование современных марок нейтрализаторов и пленкообразователей с концентрацией 10-15 г/т позволяет уменьшить скорость коррозии оборудования в 2-3 раза до 0,3 мм в год.

Возвращаясь к комплексному действию смеси диспергирующих и депрессорных присадок, следует отметить и положительные побочные эффекты. В частности, выявлены позитивные изменения в технологическом режиме колонны атмосферной перегонки. После поступления на установку фракционирования сырья с композицией диспергирующих и депрессорных присадок отмечено резкое снижение кинематической вязкости мазутовой фракции с 9,5 до 7,5, мм2/с (при 50 °С). На практике это привело к снижению нагрузки на насосы горячей циркуляции на треть и снижению температуры в кубе колонны атмосферной перегонки с 325 до 315 °С. Произошло это потому, что при снижении вязкости кубового продукта повысилась летучесть его компонентов, образующих паровую фазу. Соответственно, количество тепла, которое необходимо подводить в куб колонны, снизилось.

Положительный эффект отразился не только на энергоэффективности установки фракциони-

рования, но и на выходе товарных продуктов. Улучшение работы куба колонны привело к более точному разделению мазута и дизельного топлива. При этом температура потери текучести мазута снизилась, и, соответственно, появилась возможность повысить выход более ценного продукта дизельного топлива, часть которого ранее тратилась на поддержание потери текучести мазута.

В настоящее время известен целый ряд торговых марок депрессорных присадок, эффективных в отношении парафиновых отложений в условиях газовых конденсатов, а именно: отечественные - ПРАЛЬТ-16, НХТ-И, СНПХ-2005, СНПХ-7920М, СНПХ-ИГГГ-11, СНПХ-7909, СНПХ-7941, ЕС6464А, ЕС6888А, ЕС6509А, ЕС5353А, ДР-3225, ДМН-2005; зарубежные -Р1ехоП CW288, Р1ехоП WM 1740, PAW-85793, РА085641, Keroflux 3501. В той или иной степени эффективность этих присадок доказана совместными исследовательскими работами компаний «Новатэк», «РН-УфаНИПИнефть» и «ТюменНИИгипрогаз». Как зарубежные, так и отечественные присадки имеют и преимущества, и недостатки.

Недостатки зарубежных присадок обусловлены 100%-ной валютной составляющей стоимости, а следовательно, постоянны изменением цен в рублевом исчислении. Усугубляют проблему длительные сроки поставки, а также риски, принятия отдельными странами политически ангажированных решений.

Отечественные присадки только отчасти можно назвать таковыми, так как в них в большинстве случаев также имеются импортные компоненты. Стоимость таких присадок более низкая и прогнозируемая. Сроки поставки могут составлять недели. Однако множество вопросов возникает при оценке их эффективности, особенно при сравнении с зарубежными аналогами.

Российские производители более склонны к изготовлению универсальных присадок, производство которых можно поставить на поток. В дальнейшем это дает возможность в процессе реализации позиционировать их как оптимальное решение для широкого круга потребителей. Иногда такой подход дает положительный результат и для поставщика, и для потребителя, но чаще всего для достижения ожидаемой эффективности потребителям приходится увеличивать концентрацию присадок. При этом ценовая привлекательность присадки в силу

избыточности объемов потребления полностью нивелируется.

Совершенно иной подход демонстрируют ведущие зарубежные производители присадок. Практически любое техническое задание на поставку присадок рассматривается ими как индивидуальный проект. Как правило, заключению договора поставки предшествует исследовательская работа, результатами которой становится уникальная композиция присадок, учитывающая все нюансы состава конкретных рабочих сред и технических особенностей производственных объектов. Возможным это становится благодаря развитой лабораторно-исследовательской базе компаний-производителей, а также наличию в свободной продаже в тех же странах Евросоюза широкого круга химических веществ - потенциальных компонентов смесей. Таким образом, у зарубежных компаний имеются как свои собственные мощные ресурсы, так как и ресурсы, обусловленные высоким уровнем развития химической промышленности в своих странах.

Внешне может показаться, что отечественные производители присадок находятся в заведомо проигрышном положении, так как в их распоряжении имеются только два варианта развития бизнеса:

1) максимальное использование собственных интеллектуальных наработок и отече-

ственных реагентов в ущерб эффективности конечного продукта;

2) использование зарубежного опыта производства присадок с применением импортных компонентов присадок в ущерб ценовой привлекательности.

Однако на российском рынке присутствуют весьма успешные компании по производству реагентов для нефтяной и газовой промышленности. Суть стратегии таких компаний заключается, во-первых, в создании лабораторно-исследовательской базы, которая одновременно служит генератором изобретательской деятельности с целью создания интеллектуальных продуктов; во-вторых, в индивидуальном подходе к техническому заданию каждого конкретного заказчика; в-третьих, в комбинировании отечественных и зарубежных компонентов композиции присадок, позволяющем сохранить разумный баланс между ценой и качеством.

В заключение следует отметить, что перечень вопросов, связанных с добычей газовых конденсатов ачимовских залежей, имеет широчайший спектр и лишь отчасти касается проблем отложения парафинов. Но даже и этот аспект требует глубокой и всесторонней проработки, основанной на результатах многочисленных исследовательских работ и промышленных испытаний.

Список литературы

1. Данилов А.М. Применение присадок

в топливах / А.М. Данилов // Справочник. -СПб.: Химиздат, 2010. - 368 с.

2. Тертерян Р.А. Депрессорные присадки

к нефтям, топливам и маслам / Р.А. Тертерян. -М.: Химия, 1990. - 238 с.

3. Иванов В.И. Депрессорные присадки / В.И. Иванов, Л.Н. Фремель и др. // Труды ВНИИ НП. - М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1982. -Вып. 41. - 100 с.

4. Капустин В.М. Нефтяные и альтернативные топлива с присадками и добавками /

В.М. Капустин. - М.: Колос, 2008. - 232 с.

5. Гришина И.Н. Физико-химические основы и закономерности синтеза, производства

и применения присадок, улучшающих качество дизельных топлив / И.Н. Гришина. -М.: Нефть и газ, 2007. - 230 с.

6. Данилов А.М. Отечественные присадки к дизельным топливам / А.М. Данилов // Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. - 2010. - № 1.

7. Мухторов Н.Ш. Эффективность депрессорных и диспергирующих присадок в зависимости от фракционного состава дизельных топлив / Н. Ш. Мухторов // Нефтепереработка

и нефтехимия. Научно-технические достижения и передовой опыт. - 2012. -№ 10. - С. 46.

8. Медведева М. Л. Коррозия и защита оборудования при переработке нефти и газа / М.Л. Медведева. - М.: Нефть и газ, 2005. -130 с.