CC BY
61Оценка эффективности применения технологий борьбы с возникающими комплексными осложнениями при сборе и транспортировке нефти Evaluation of the efficiency of application of technologies for combating arising complex complications in the collection and transport of oil
1\ Л московский
■p ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
УДК 622.27 DOI 10.24411/2413-046Х-2020-10034 Вяткин Кирилл Андреевич,
аспирант кафедры «Нефтегазовые технологии», Пермский национальный исследовательский политехнический университет, г. Пермь
Илюшин Павел Юрьевич, кандидат технических наук, доцент кафедры «Нефтегазовые технологии», Пермский национальный исследовательский политехнический университет, г. Пермь
Козлов Антон Вадимович, Пермский национальный исследовательский политехнический университет, г. Пермь
Vyatkin K.A., kirilLvyatkm@gimgm.ru
Ilushin P.Yu., ilushin-pavel@yandex.ru
Kozlov A.V., anton.kozlov@girngm.ru
Аннотация: В работе рассмотрена проблема комплексных осложнений, возникающих при сборе и транспортировке нефти на примере системы сбора Стретенского нефтяного месторождения. Технологическая эффективность рассматриваемых технологий борьбы с осложнениями оценивалась по результатам лабораторных исследований. Лабораторные исследования проводились при помощи лабораторного оборудования: ротационного вискозиметра Rheotest RN 4.1 и лабораторной установка «Холодного стержня». С целью проведения экономической оценки вариантов борьбы с осложнениями оценивались накопленные затраты на внедрение рассматриваемых технологий.
Summary. The article considers the problem of complex complications arising during the collection and transportation of oil using the example of the Stretensky oil field collection system. The technological effectiveness of the considered technologies for combating complications was evaluated according to the results of laboratory studies. Laboratory studies were carried out using laboratory equipment: a Rheotest RN 4.1 rotational viscometer and a Cold Finger laboratory setup. In order to conduct an economic assessment of the options for dealing with complications, the accumulated costs of implementing the technologies under consideration were estimated.
Ключевые слова: осложнения при сборе нефти, высоковязкие эмульсии, водонефтяные эмульсии, асфальтеносмолопарафиновые отложения, системный подход, оценка экономической эффективности, моделирование трубопровода.
Keywords: complications in the collection of oil, highly viscous emulsions, oil-water emulsions, asphalt-tar-paraffin deposits, a systematic approach, evaluation of economic efficiency, modeling of the pipeline. 1. Введение
При добыче, сборе и транспортировке нефти нередко возникают осложнения, вызывающие сужение гидравлического диаметра, приводящее к росту давления в нефтепроводах и преждевременным отказам нефтедобывающих скважин и участков систем сбора. Наиболее распространенными осложнениями при добыче, сборе и транспортировке нефти в Пермском крае являются образование асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) и образование высоковязких водонефтяных эмульсий [1].
При борьбе с асфальтеносмолопарафиновыми отложениями (АСПО) применяют различные технологии. Методы по удалению или предотвращению образования АСПО подразделяют на: механические, тепловые, химические, физические и комплексные [2]. Так же для предупреждения образования АСПО используют специальные покрытия для НКТ. Механические методы основаны на удалении уже образовавшихся отложений на стенках НКТ и представлены в применении различных видов скребков. Тепловые методы основаны на способности АСПО плавится при температуре начала кристаллизации парафина (ТНКП), стекать с нагретой поверхности и представлены применением греющих кабелей для обогрева НКТ или трубопровода, обработок горячей нефтью, водой или паром [3,4]. К химическим методам относятся применение ингибиторов АСПО с целью предупреждения образования отложений и применение растворителей АСПО с целью удаления отложений, а также применение отмывающих растворов ПАВ с целью удаления
отложений АСПО. Группа физических методов представлена магнитными, акустическими, гидродинамическими методами [5,6]. Комплексные методы представляют собой комбинацию описанных ранее методов для увеличения эффективности очистки или предотвращения АСПО.
Сегодня известно несколько направлений борьбы с высоковязкими эмульсиями (ВВЭ): предотвращение образования ВВЭ или их разрушение. Известным методом предотвращения образования является последовательная откачка нефти и воды. [7] Для предупреждения образования ВВЭ применяют нагрев добываемой продукции, разбавление продукции маловязкой нефтью, добавление органических растворителей и деэмульгаторов. Для разделения уже образованной водонефтяной эмульсии применяют технологию подачи деэмульгаторов и теплового нагрева водонефтяной эмульсии [8,9,10]. Так же существуют методы разделения ВВЭ, основанные на применении физического воздействия, например акустическое, вибрационное и магнитное воздействие [11,12].
На нефтяном промысле Пермского края встречаются месторождения, где одновременно преобладает несколько видов осложнений, возникающих при добыче, сборе и транспортировке нефти. Для таких месторождений определение эффективности комплексных технологий борьбы с осложнениями является актуальной задачей. В данной статье приведена оценка технико-экономической эффективности комплексных технологий борьбы с осложнениями на примере системы сбора Стретенского нефтяного месторождения.
2. Моделирование системы сбора Стретенского нефтяного месторождения
Для Стретенского месторождения характерны нефти с высокой плотностью, с повышенной вязкостью, с малым содержанием светлых фракций и большим количеством асфальтеносмолистых веществ. Как правило, эмульсии образованные подобными нефтями обладают высокой вязкостью и стойкостью к воздействию деэмульгатора. Это обусловлено тем, что реологические характеристики нефти, как дисперсной системы, во многом определяются образованием надмолекулярных структур, что сказывается на технологических параметрах процессов, протекающих при подготовке нефти. В таблице 1 приведены физико-химические свойства нефти Стретенского нефтяного месторождения.
Таблица 1
Показатель Размерность Величина, пласт
Т Мл Бб Тл Срп Бш
Плотность нефти кг/м3 £77 867 872 869 869 861
Вязкость нефти mí/c 20.03 15.23 20.66 14.78 15.95 11.54
Массовое содержание: • АсфальтеноЕ • Смол • Парафинов • серы % 0,98 31,15 3,18 2,05
Газонасыщенность i/ ЙГТТ 135,8 124 135 125 91,5 128
С целью определения осложненных участков системы сбора Стретенского нефтяного месторождения проведено математическое моделирование при помощи программного продукта OLGA (Норвегия), позволяющего рассчитывать переходные (неустойчивые) режимы течения многофазного потока. Аналитическое сравнение фактических промысловых данных и полученных расчетных значений при моделировании рассматриваемой системы сбора позволило выявить местоположение и характер осложнений, приводящих к отклонению от оптимального состояния системы.
На рисунке 1 приведена расчетная гидравлическая схема сбора Стретенского нефтяного месторождения, построенная в программном комплексе OLGA.
Моделирование функционирования системы сбора Стретенского нефтяного месторождения проведено как для летнего режима работы, так и для зимнего. В качестве исходных данных в математическую модель были внесены следующие данные: высотные отметки всех участков трубопроводов, типоразмер трубопроводов, шероховатость трубопроводов, температура грунта, значения динамической вязкости водонефтяной эмульсий, значения плотности нефти и воды, значение плотности газа, значение давления на входе в ДНС для летних и зимних условий работы, фактические расходы добываемой продукции.
Сравнение полученных результатов моделирования системы Стретенского нефтяного месторождения с фактическими промысловыми данными приведено в таблице 2.
Таблица 2
Сравнение результатов моделирования и фактических промысловых
данных
Фактическое давление, МПа Расчетное значение, МПа
Объект Легнне Зимние Летние Зимние
условия условия условия условия
0211-1467 1,6 2 1=6 1=7
0211-1495 1,3 1,8 1=3 1=4
0211-1496 1,6 2 1=6 1=7
В результате аналитического сравнения данных, приведенных в таблице 2, можно отметить, что при летних условиях эксплуатации системы сбора не зафиксированы отклонения фактических и расчетных значений давления. В зимний период времени зафиксировано увеличение расчетных значений по сравнению с расчетными значениями на летний период, что связано с увеличением значения динамической вязкости водонефтяной эмульсии при снижении температуры. Не соответствие расчетных значений фактическим также объясняется сужением гидравлического диаметра нефтепроводов, вызванным образованием асфальтеносмолопарафиновых отложений.
3. Подбор технологий борьбы с осложнениями на примере системы сбора Стретенского нефтяного месторождения с применением лабораторных исследований
В качестве подбираемых технологий комплексной борьбы с выявленными осложнениями рассматриваются:
1. способ путевого подогрева перекачиваемой продукции;
2. технология применения химических реагентов с целью предотвращения появления осложнений;
3. технология проведения промывок нефтепроводов растворителями АСПО с целью удаления уже образовавшихся отложений.
При осуществлении путевого подогрева перекачиваемой продукции ожидается снижение вязкости водонефтяных эмульсий, а также снижение интенсивности образования АСПО. С целью подтверждения данного предположения выполнен ряд лабораторных исследований по изучению изменения реологических свойств продукции.
Реологические исследования транспортируемых водонефтяных эмульсий системы сбора и транспорта Стретенского месторождения выполнялись на балансовых смесях
нефтей и вод. Для приготовления балансовых смесей были использованы пластовые нефть и вода с площадных объектов. Исследования проводились на ротационном вискозиметре КЪе^еБ! ЯК 4.1 при температурах 5 0С, 10 0С, 20 0С. Для измерения плотности нефтяных эмульсий использовался ареометр типа АН (ГОСТ 18481-81).
В таблице 3 приведены результаты лабораторных исследований реологических свойств водонефтяных эмульсий Стретенского месторождения.
Таблица 3
Результаты лабораторных не следований реологических свойств
Объект Плотность нефти, кг/м-' О бводненность. % Значение динам! вязкости. мГ иеской [а-с
5° С 10 с'С 20 с'С
оги-1495 925 0 69.5 35.3
20 643.5 205.6 84.4
40 2713 467г6 16&г5
60 3110.1 604.8 226.1
70 4258 767.7 320.8
80 6.3 3.5 3.1
Оги-1496 912 0 90.5 75.39 37.48
20 161.6 122.13 52.16
40 331.8 211.12 78.82
60 690.8 340.82 125.22
70 6Г7 1,13 0,51
Оги-14б7 892 0 19.3 10.28 8.84
20 31.6 25.71 13.04
40 53,3 35.00 22.14
60 90.8 45.00 25.98
70 322 72.28 29.91
80 4.1 0.82 0.39
По результатам лабораторных исследований эмульсий установлено, что вязкость чистой нефти значительно отличается от вязкости эмульсии, при этом агрегативная устойчивость эмульсий высокая, разделение фаз происходит с низкой скоростью. Так же наблюдается, что при увеличении температуры значения вязкости эмульсии снижаются в несколько раз. Таким образом, наибольшее значение динамической вязкости водонефтяной эмульсии, отобранной с объекта 02И-1495, при температуре
5 0С
составляет 4258 мПас, которое достигается при обводненности 70%. При температуре 10 0С наибольшее значение динамической вязкости составляет 767,7 мПас, что в 5,55 раз меньше, чем при температуре 5 0С. При температуре 20 0С наибольшее значение динамической вязкости составляет 320,75 мПас.
Наибольшее значение динамической вязкости водонефтяной эмульсии, отобранной с объекта 02И-1496, при температуре 5 0С составляет 690,8 мПас, которое достигается при обводненности 60%. При температуре 10 0С наибольшее значение динамической вязкости составляет 340,82 мПас, что в 2,02 раза меньше, чем при температуре 5 0С. При температуре 20 0С наибольшее значение динамической вязкости составляет 29,91 мПас.
Для водонефтяной эмульсии, отобранной с объекта 02И-1467, наибольшее значение динамической вязкости при температуре 5 0С составляет 322 мПас, которое достигается при обводненности 70%. При температуре 10 0С наибольшее значение динамической вязкости составляет 72,28 мПас, а при температуре 20 0С составляет 29,91 мПас.
Полученные результаты лабораторных исследований по изучению реологических свойств, приведенные в таблице 3, занесены в математическую модель системы сбора Стретенского месторождения. Результаты гидравлических расчетов с учетом результатов лабораторных исследований приведены в таблице 4.
Таблица 4
Результаты гидравлических расчетов с учетом результатов лабораторных
исследований
Ооъект Расчетное значение. МПа
При температуре нефти 10 °С При температуре нефти 20 сС
оги-14б7 1.6 1,5
ЭТи-1495 1.4
0711-1496 1.6 1.5
Сравнивая результаты гидравлических расчетов, приведенные в таблицах 2 и 4, можно отметить, что при повышении температуры перекачиваемой жидкости будет достигнуто снижение давления в трубопроводе. Таким образом, с технологической точки зрения технология путевого подогрева перекачиваемой продукции является эффективной.
Для определения технологической эффективности технологии применения химических реагентов с целью предотвращения появления осложнений проведены лабораторные исследования по подбору химических реагентов для снижения вязкости водонефтяных эмульсий (деэмульгаторов) и химических реагентов для предотвращения образования асфальтеносмолопарафиновых отложений (ингибиторы АСПО).
Исследования по определению эффективности деэмульгаторов выполнялись на балансовых смесях нефти и воды. Исследования проводились при температуре 5 °С. Результаты лабораторных исследований по определению эффективности применения деэмульгаторов приведены в таблице 5.
Таблица 5
Результаты определения эффективности применения деэмульгаторов
Вид реагента Обвсаненнэль. о/ .'О Объект добываемой првдицш
GZU-1495 GZU-1496 GZU-1467
Вязкость. ыПа-с Эфф-ность. % Зябкость. мПа-с Эфф-ностъ. % Злзкость. ыПа-с Эфф-ность. "Л
Coeuh.: аоз и 77.11 14.SO 75.S5 15.20 17.35 11.24
2; 594.5; S.23 135.01 13.70 2S.2S им
-s 2503.07 S.39 277.17 13.71 47.55 11.S9
Si 2S53.50 S.99 56S.20 21.5S SI.01 12.04
7S ЗЕЕ0.76 9.72 5.5S 17.21 2S5.^ 12.2 S
az 3S.S1 -S3.79 - - 5."4 -2S.19
СНПХ 7341 с 79.74 11.90 134.se --Э.00 IS.51 3.71
2S 614.79 4.67 240.05 -32.6S 30.33 -.27
-s 25SS.27 4.S2 492. S 2 i-j ■ -j 51.11 432
SS 2950.62 5.40 1010.29 -31.62 S6.Se -.45
7S 4012.S5 6.11 10.10 -34 .OS 30^.50 -,6S
SZ 40.13 -S4.33 - - 6.15 -33.05
СНПХ -910 s 106.10 -17.22 115.S5 -2S.00 19.93 -3.16
2S SIS.00 -21.33 20S.22 -21.64 32.49 -2.63
-S 3443.77 -21.22 423.3"^ -21.63 54.^4 -2.59
s; 3925.90 -20.7S 36". SO -20.41 93.06 -2.47
7S 5339.23 -20.25 S.5S -23.26 329.42 -2.25
SZ 53.39 -SS.22 - - 6.59 -37.49
ФЛЭК Ш 106 s SI.44 10.02 35.es 5.00 17.11 12. SO
2S 627.91 2.4S 153.05 5.5S 27.se 13.41
-s 2643.50 2.63 314.22 5.60 46.99 13.46
5S 3013.59 3.20 644.14 7.24 79.S9 13.61
7S 409S.4S 3.S9 6.44 3.39 2S2.S1 13.S6
3Z 40.9S -S4.65 - - 5.65 -2'.19
vx е-233 Z 77.S6 13.9S S7.SS 2.SO 17.35 11.24
2Z 600.2Ё 7.20 155.60 3.19 2S.2S 11 54
-S 2527.16 7.35 321.49 3.21 47.55 11..89
5Z 2SS0.96 7.95 659.06 -,S2 SI.01 12.04
7S 391S.11 S.67 6.59 1.05 2S5.^ 12.2 S
s; 39.IS -S3.9; - - 5."4 -2S.19
Р2503 А s 73 ,S9 1S.36 74.31 17.90 17.35 11.24
2S 569.71 12.95 132.2^ 22.17 2S.2S 11.S4
239S.4S 13.11 271.55 22.19 47.55 ii.se
Si 2734.27 13.75 55S.6S 2-.09 SI.01 12.04
371S.60 14.51 13.64 2S5." 12.2 S
ss 37.19 -S3.09 - - 5.74 -2S.19
В работе определялась эффективность для 6 различных деэмульгаторов. На основании полученные результатов, приведенных в таблице 5, можно отметить, что наиболее эффективным химическим реагентов для рассматриваемых проб нефти является деэмульгатор Р 2603 А, однако при этом эффективность данной технологии не превышает 24%.
Исследования по определению эффективности ингибиторов АСПО выполнялись при помощи лабораторной установки «Холодного стержня». В работе исследовалось три различных реагента - ингибитора: ФЛЭК-ИП-106, ЭФРИЛ-ИПО417М марка БР, СНПХ-7909. Эффективность применения реагентов-ингибиторов вычислялась по выражению (1):
где: К - коэффициент ингибирования АСПО в %;
С1 - количество АСПО в граммах на стержне после ввода ингибитора АСПО; С2 - количество АСПО в граммах на стержне до ввода ингибитора АСПО.
В таблице 6 приведены результаты определения эффективности применения ингибиторов АСПО.
Таблица б
Объект Ингибитор АСПО Эффективное ть: %
0211-1495 ФЛЭК-ИП-106 -13.35
ЭФРИЛ-ИП0417М марка ЭР 20.60
СНПХ-7ЁЮ9 -16.04
0211-1496 ФЛЭК-ИП-106 33.63
ЭФРИЛ-ИП0417М марка ЭР 0
СНПХ-7909 9,55
0211-1467 ФЛЭК-ИП-106 31,53
ЭФРИЛ-ИП0417М марка ЭР .4.07
СНПХ-7909 46.27
На основании результатов, приведенных в таблице 6, можно сделать вывод, что для нефти, отобранной с объекта 02И-1495, наиболее эффективным ингибитором АСПО является реагент ЭФРИЛ-ИПО417М марка БР (эффективность составила 20,60%). Для нефти, отобранной с объекта 02И-1496, наиболее эффективным реагентом является ФЛЭК-ИП-106 (эффективность составила 33,63%), а для нефти, отобранной с объекта 02И-1467, наиболее эффективным реагентом является ЭФРИЛ-ИПО417М марка БР (эффективность составила 54,07%).
Для определения технологической эффективности проведения промывок трубопроводов растворителями АСПО с целью удаления уже сформировавшихся отложений, в лаборатории НОЦ ГиРНГМ проводились исследования на установке «Холодного стержня». В работе исследовалось три различных растворителя АСПО: ЭФРИЛ-270, ФЛЭК Р-016, РТС-1. Исследование эффективности растворителей АСПО проводилось на образцах АСПО путем опускания «холодного стержня» в свободный объем растворителя. Исследования проводилось в статическом режиме. Время проведения исследования составляло 60, 120 и 150 секунд. Эффективность растворяющей способности растворителя оценивалась по выражению (2):
С, с,------------(1)
Лг =
11 * 100%,
где: N - коэффициент растворяющей способности в %;
С1 - количество АСПО в граммах на стержне после обработки;
С2 - количество АСПО в граммах на стержне до обработки.
В таблице 7 приведены результаты определения эффективности растворяющей способности растворителей АСПО.
Таблица 7
Результаты определения эффективности растворяющей способности __растворителей АСПО__
Ооъект Название исследования Растворитель АСПО Время растЕорення, с Эффективноеть: %
оги-1495 СШ-1495-Р1 ЭФРИЛ-270 60 63.89
СШ-1495-Р2 120 76.31
ОШ-1495-РЗ 150 90Л5
0211-1495-Р4 ФЛЭК-Р016 60 77.19
СШ-1495-Р5 120 82:?3
СШ-1495-Р6 150 86.32
Оги-1495-Р7 РТС-1 60 67:31
СШ-1495-Р8 120 93.46
СШ-1495-Р9 150 96:56
ОХи-1496 СШ-1496-Р1 ЭФРИЛ-270 60 71=33
02С-1496-Р2 120 74.13
С2С-1496-РЗ 150 76.330
02и-1496-Р4 ФЛЭК-Р016 60 54.536
02С-1496-Р5 120 86:26
СШ-149б-Р6 150 92.36
СШ-149б-Р7 РТС-1 60 79=50
02и-1496-Р8 120 85.17
02С-149б-Р9 150 38:462
оги-14б7 GZU-1467.pi ЭФРИЛ-270 60 93.85
СШ-1467-Р2 120 94:02
С2и-1467-РЗ 150 94.47
СШ-1467-Р4 ФЛЭК-Р016 60 9б:55
СШ-14б7-Р5 120 96.99
Оги-1467-Р6 150 97:61
ОШ-1467-Р7 РТС-1 60 90.44
СШ-1467-Р8 120 9348
СШ-1467-Р9 150 95,73
Анализируя данные таблицы 7, можно сделать следующие выводы:
- Для пробы нефти, отобранной с объекта 02И-1495, наиболее эффективным растворителем АСПО в течении времени реакции 150 секунд является реагент РТС-1 (эффективность составила 96,56 %).
- Для пробы нефти, отобранной с объекта 02И-1496, наиболее эффективным растворителем АСПО в течении времени реакции 150 секунд также является реагент РТС-1 (эффективность составила 88,462 %).
- Для пробы нефти, отобранной с объекта 02И-1467, наиболее эффективным растворителем АСПО в течении времени реакции 150 секунд является реагент ФЛЭК-Р016 (эффективность составила 97,61 %).
В целом, можно отметить, что технология проведения промывок растворителями АСПО является эффективной с технологической точки зрения.
4. Оценка изменения накопленных затрат по рассматриваемым технологиям предупреждения и борьбы с комплексными осложнениями
В работе рассматриваются изменения накопленных затрат на внедрение трех различных технологий:
1. технология путевого подогрева перекачиваемой продукции;
2. технология применения химических реагентов с целью предотвращения появления осложнений;
3. технология проведения промывок нефтепроводов растворителями АСПО с целью удаления уже образовавшихся отложений.
При оценке накопленных затрат по внедрению технологии путевого подогрева перекачиваемой продукции учитываются капитальные затраты, связанные с приобретением, монтажом и пуско-наладочными работами путевых подогревателей, и операционные затраты на электрическую энергию. Также при оценке накопленных затрат учитываются затраты на техническое обслуживание оборудования и амортизационные отчисления.
При оценке накопленных затрат по внедрению технологии применения химических реагентов с целью предотвращения появления осложнений учитывались капитальные затраты, связанные с приобретением, монтажом и пуско-наладочными работами блоков подачи реагентов, а также операционные затраты, связанные с приобретением, доставкой и заправкой химических реагентов. Также при оценке накопленных затрат учитываются затраты на техническое обслуживание оборудования и амортизационные отчисления.
При оценке накопленных затрат по внедрению технологии проведения промывок нефтепроводов растворителями АСПО с целью удаления уже образовавшихся отложений учитывались операционные затраты, связанные с приобретением, доставкой и закачкой углеводородного растворителя в нефтепровод. На рисунке 2 приведен график изменения накопленных затрат по рассматриваемым технологиям предупреждения и борьбы с комплексными осложнениями. Оценка величины затрат на внедрение рассматриваемых технологий проведена на 10 лет с учетом прогнозируемого изменения добычи продукции скважин, а также изменения стоимости услуг и реагентов.
180000 160000 % к 140000 £ Г 120000 Ц юоооо я и воооо I 60000 I 40000 20000 *
0
0 - 12 5 4^6; Год ■ Теянилпгжя 1 ■ Техъвопогня 2 ■ Т ЕЕШШОГШ 5 9 1 :3
Рисунок 2 - График изменения накопленных затрат по рассматриваемым
технологиям
Анализируя графики, приведенные на рисунке 2, можно отметить, что с учетом изменения объемов добываемой нефти, а также с учетом изменения стоимостей услуг и реагентов для борьбы с комплексными осложнениями системы сбора Стретенского нефтяного месторождения наиболее эффективной технологией с экономической точки зрения является технология проведения промывок нефтепроводов растворителями АСПО. 5. Заключение
На основании результатов проведенных лабораторных исследований по изучению изменения реологических свойств перекачиваемых водонефтяных эмульсий в зависимости от степени нагрева, а также лабораторных исследований по оценке эффективности применения ингибиторов АСПО и растворителей АСПО на установке «Холодного стержня» определено, что наиболее эффективными технологиями борьбы с асфальтеносмолопарафиновыми отложениями являются технология путевого подогрева перекачиваемой продукции и технология промывки нефтепроводов растворителями АСПО. Как показали результаты лабораторных исследований, применение химических реагентов-деэмульгаторов является неэффективным решением для системы сбора Стретенского месторождения.
Система сбора Стретенского нефтяного месторождения осложнена как высоковязкими эмульсиями, так и наличием АСПО. В связи с этим, учитывая предполагаемые накопленные затраты на внедрение рассматриваемых технологий предлагается для борьбы с высоковязкими эмульсиями применять технологию подачи
химических реагентов - деэмульгаторов, а для борьбы с АСПО проводить промывки нефтепроводов растворителями АСПО.
Список литературы
1. Устькачкинцев Е.Н., Мелехин С.В. Определение эффективности методов предупреждения асфальтеносмолопарафиновых отложений //Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология, нефтегазовое и горное дело. - 2016. - Т. 15. - №. 18.
2. Акрамов Т.Ф., Яркеева Н.Р. Борьба с отложениями парафиновых, асфальтосмолистых компонентов нефти // Нефтегазовое дело.-2017.-№4.-с.67-72.
3. Ляпина А.Ю., Астахова А.В., Михалёва Ю.П. Исследование температуры кристаллизации парафинов в нефти с целью уменьшения образования асфальтосмолопарафиновых отложений // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. -2017.-№7.-с.28-35.
4. Абдуллина В.А., Фатыхов М.А. Электромагнитный способ плавления парафина в трубе //Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. -2012.-№7.-с.25-28.
5. Аксёнов А.В. Анализ методов борьбы с асфальто-смолисто-парафиновыми отложениями (АСПО) на стенках НКТ и оборудования // Проблемы геологии и освоения недр. -с.819-821
6. Коробов Г.Ю., Рогачев М.К. Предупреждение образования асфальтосмолопарафиноых отложений в системе «пласт - скважина» // Успехи современного естествознания. - 2016.
7. Майер А.В., Магомедшерифов Н.И., Валеев М.Д. Технология снижения вязкости обводненной нефти в промысловых трубопроводах //Известия Высших учебных заведений «Нефть и газ». - 2017. - №. 3. - С. 49-53.
8. Шакирова Л. Н. и др. Исследование процесса термической обработки сверхвязкой нефти для снижения ее вязкости //Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. - 2015. - С. 263-267.
9. Мустафина А.Н., Хаярова Д.Р. Лабораторные исследования и сравнительная оценка технологической эффективности деэмульгаторов для предотвращения образования водонефтяных эмульсий // БУЛАТОВСКИЕ ЧТЕНИЯ. - 2018. - №2-2. - С. 42-45.
10. Матиев К.И., Агазаде А.Д., Алсафарова М.Э., Акберова А.Ф. Подбор эффективного деэмульгатора для разрушения водонефтяной эмульсии и исследования по определению
совместимости с базовым деэмульгатором // НАУЧНЫЕ ТРУДЫ НИПИ НЕФТЕГАЗ ГНКАР. - 2018. - №1. - С. 75-82.
11. Васильев Н. И. и др. Повышение эффективности разделения водонефтяной эмульсии акустическим воздействием //Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. -2016. - №. 2. - С. 47-49.
12. Лоскутова Ю. В., Юдина Н. В. Влияние магнитного поля на структурно-реологические свойства нефтей //Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2006. - Т. 309. - №. 4.
