Содержание к диссертации
Введение
1 Литературный обзор 9
1.1 Состав асфальтено-смоло-парафиновых отложений 9
1.2 Механизм образования и накопления АСПО 13
1.3 Способы и реагенты, применяемые для удаления АСПО 17
1.4 Механизм удаления АСПО с применением углеводородных растворителей 27
2 Экспериментальная часть 30
2.1 Определение состава асфальтено-смоло-парафиновых отложений 30
2.1.1 Определение содержания неуглеводородной части 30
2.1.2 Определение содержания асфальтенов 31
2.1.3 Определение содержания смол, углеводородов и твердых парафинов 32
2.1.4 Подготовка силикагеля 34
2.2 Состав и основные физико-химические характеристики базовых растворителей АСПО 36
2.3 Оценка эффективности действия углеводородных растворителей АСПО 39
2.3.1 Экспериментальные данные по разрушению и растворению АСПО различного группового состава 41
2.4 Коллоидно-химические свойства углеводородных растворителей АСПО 65
2.4.1 Определение поверхностного и межфазного натяжения углеводородных растворов 65
2.4.2 Определение смачивающей способности углеводородных растворов. .73
3 Обсуждение результатов 79
3.1 Факторы, влияющие на эффективность действия углеводородных растворителей АСПО 79
3.2 Свойства и эффективность действия прямогонных нефтяных фракций 81
3.3 Состав АСПО и его влияние на эффективность действия углеводородных композитов с индивидуальными присадками 87
3.4 Эффективность действия углеводородных составов с композиционными присадками 99
3.5 Коллоидно-химические свойства углеводородных растворов .111
3.5.1 Изотермы межфазного и поверхностного натяжения 113
3.5.2 Смачивающая способность углеводородных растворов 121
3.6 Приготовление раствора РК-1 129
3.6.1 Приготовление присадки РК-1 129
3.6.2 Приготовление технологического раствора РК-1 133
3.6.2.1 Приготовление раствора РК-1 в стационарных условиях 134
3.6.2.2 Приготовление раствора РК-1 в автоцистерне 136
3.7 Лабораторные и опытно-промысловые испытания раствора РК-1 в НГДУ "Азнакаевскнефть" 138
3.7.1 Профилактическая обработка скважин раствором РК-1 в НГДУ "Азнакаевскнефть" 139
3.7.2 Обработка скважин раствором РК-1 при подземном ремонте скважин в НГДУ «Азнакаевскнефть» 149
3.7.3 Проведение ОПЗ нагнетательных скважин раствором РК-1вНГДУ"Азнакаевскнефть" 154
3.8 Расчет экономического эффекта от применения присадки РК-1 в НГДУ "Азнакаевскнефть" за 2000 год 157
3.9 Заключение по результатам опытно-промысловых испытаний раствора РК-1 162
Выводы 163
Список литературы 165
Список сокращении 174
Приложения 176
- Механизм образования и накопления АСПО
- Состав и основные физико-химические характеристики базовых растворителей АСПО
- Свойства и эффективность действия прямогонных нефтяных фракций
- Приготовление раствора РК-1
Введение к работе
Актуальность проблемы. В процессе эксплуатации нефтедобывающих скважин при понижении температуры и давления, сопровождающихся разгазированием нефти, происходит резкое снижение растворимости в нефти парафинов и асфальтено-смолистых веществ (АСПО). Это приводит к осаждению АСПО в призабойной зоне пласта (ПЗ), на поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ) и другом нефтепромысловом оборудовании, что ухудшает фильтрационные характеристики ПЗ пласта, снижает приток нефти к забою и приводит к резкому повышению гидравлических сопротивлений при прохождении нефти по нефтепромысловому оборудованию.
Негативные последствия образования отложений, а также трудности, возникающие при их удалении, связаны со структурно-механическими, химическими и коллоидно-химическими свойствами АСПО. Эти трудности усугубляются широким разнообразием состава и свойств отложений.
Применяемые в настоящее время в нефтепромысловой практике механические, тепловые, химические и другие методы удаления АСПО имеют свои преимущества и недостатки.
Наиболее перспективным считается использование углеводородных растворителей. В настоящее время для удаления АСПО предложено большое количество растворителей. Однако, чаще всего используют углеводородные растворители с высоким содержанием индивидуальных ароматических углеводородов. Существенным недостатком этих растворителей является высокая стоимость. Кроме того, неизбежно образуются транспортные расходы, связанные с доставкой этих растворителей от предприятий производителей до нефтепромыслов.
Экономически более выгодным для удаления АСПО является использование прямогонных нефтяных фракций, которые могут быть получены на установках комплексной подготовки нефти (УКПН). Эти продукты вырабатываются в местах потребления, что делает их применение экономически выгодным. Указанные растворители в основном состоят из предельных углеводородов C5-Q, что делает их использование по удалению компонентов АСПО не всегда эффективным. Поэтому для повышения степени разрушения и отмыва АСПО в эти растворители предлагается вводить присадки. Однако, еще не найдена универсальная присадка, обладающая комплексным моющим и разрушающим действием по отношению к АСПО различного группового состава.
Таким образом, поиск новых эффективных присадок к прямогонным нефтяным фракциям, производимым на УКПН, остается актуальной задачей, осложненной многообразием и сложностью факторов, влияющих на процесс удаления АСПО с поверхностей ПЗ пласта и нефтепромыслового оборудования.
Цель работы Разработка композиционных растворителей на основе прямогонных дистиллятов с целью повышения их эффективности при удалении АСПО из ПЗ пласта, с поверхности НКТ и другого нефтепромыслового оборудования.
Научная новизна. Определены коллоидно-химические характеристики и закономерности изменения раствряющей и диспергирующей способностей композиционных растворителей на основе ПД УКПН в зависимости от состава и концентрации присадок по отношению к АСПО широкого группового состава. Установлено, что присадки, состоящие из концентратов ароматических углеводородов и неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ), обладают положительным синергетическим эффектом, который проявляется в поверхностно-активных свойствах - снижении поверхностного (межфазного) натяжения, увеличении смачивающей и моющей способности, что приводит к повышению эффективности удаления АСПО Практическая ценность. Разработана присадка РК-1 и I технологический раствор РК-1 на базе прямогонного дистиллята УКПН НГДУ «Азнакаевскнефть». Реагент РК-1 использовался в следующих технологиях: - профилактическая обработка действующих нефтяных скважин; - реанимация простаивающих скважин; - подземный ремонт скважин; - обработка призабойной зоны нагнетательных скважин; - обработка призабойной зоны добывающих скважин. Во всех случаях присадка РК-1 показала высокую эффективность. Годовой экономический эффект от применения технологического раствора РК-1 в НГДУ «Азнакаевскнефть» за 2000 год при обработке ПЗ нагнетательных и добывающих скважин, а также по удалению АСПО из нефтепромыслового оборудования и НКТ составил 1065800 рублей
Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы были доложены на научной конференции в г. Альметьевске в 2001 году; на техническом совещании главных инженеров ОАО «Татнефть» в 2002 году; на отчетных научно-технических конференциях КГТУ в 1998-2002 годах.
Публикация работы. По материалам диссертационной работы опубликовано 5 статей в центральной и местной печати, 1 тезис доклада, 2 патента Российской Федерации.
Работа выполнена в соотвествии с научным направлением -«Создание научных основ и разработка новых высокоэффективных технологий в химии и нефтехимии» по теме «Изучение природы синергизма межмолекулярных взаимодействий в растворах органических соединений». На период 1995-2000 г., код темы по ГАСНТИ 61.51.17.61.51.37.
Работа выполнена на кафедре химической технологии переработки нефти и газа Казанского Государственного технологического университета и в Нефтегазобобывающем управлении «Азнакаевскнефть»
Механизм образования и накопления АСПО
Под механизмом образования АСПО понимают комплекс процессов, обуславливающих накопление твердой фазы на поверхности коллектора ПЗ пласта и скважинного оборудования при добыче и транспортировке нефти Процесс образования и накопления АСПО на поверхности коллектора ПЗ пласта и нефтепромыслового оборудования происходит за счет возникновения и роста кристаллов непосредственно на поверхности оборудования или в результате сцепления с поверхностью уже готовых, образовавшихся в потоке частиц АСПО. Возможно, что действуют два этих фактора одновременно. предпринята счет резкого Первая попытка объяснения механизма образования АСПО была Рестли /10/. Он считал, что накопление парафина идет за разгазирования и снижения температуры в пристеночном слое. Кристаллы парафина, взвешенные в объеме нефти, будут прилипать к поверхности только в том случае, если толщина стекающей по трубам пленки окажется малой, а скорость незначительна и тогда поток не сможет нести кристаллы во взвешенном состоянии. За счет этого начинают образовываться кристаллы парафина. Кристаллизация парафинов обусловлена их большой молекулярной массой. Благодаря термодиффузии пристеночный прилипший слой обогащается высокомолекулярными веществами. Его структура близка к аморфной или сильно измельченной поликристаллической структуре, поэтому прилипший слой обладает высокой вязкостью и большой адгезионной прочностью. Здесь имеются и масляные фракции нефти, что свидетельствует о процессе захвата этих фракций при формировании прилипшего слоя парафина. Толщина этого слоя незначительна, но роль его велика. Решающую роль в формировании пристеночного слоя играют поверхностно-активные компоненты нефти - смолы, органические кислоты, асфальтены, которые адсорбируются на поверхности труб и образуют первичный прилипший слой, на котором и происходит адгезия парафина. После формирования пристеночного прилипшего слоя АСПО адгезия осуществляется уже не к поверхности трубы, а к сформированному слою.
Она зависит от липкости первичного слоя, обусловленной наличием маслянистых примесей, аутогезионного взаимодействия асфальтено-смоло-парафиновых компонентов нефти между собой, а также от теплопроводности первичного слоя/18, 19/. Кроме температурного фактора, существенную роль на осаждение АСПО играет и ряд других факторов, таких как флотация кристаллов АСПО пузырьками газа /61/, адсорбция, шероховатость поверхности труб. Возможен рост АСПО и за счет парафина, находящегося в потоке нефти во взвешенном состоянии. С момента появления твердой фазы в потоке нефти система характеризуется всеми свойствами дисперсной системы, осложненной присутствием воды и газа. Суспензия АСПО в нефти, как и любая другая грубодисперсная система, характеризуется агрегативной и кинетической устойчивостью. Под кинетической устойчивостью понимают способность системы сохранять равновесие. Под агрегативной устойчивостью понимают способность суспензии сохранять степень дисперсности взвешенных в жидкой фазе частиц во времени /20/. По мере подъема нефти по стволу скважины происходит процесс разгазирования, за счет этого повышается агрегативная и кинетическая устойчивость, что приводит к снижению поверхностной активности на границе раздела " нефть - кристалл " и частичной нейтрализации сил, обуславливающих прилипание частиц АСПО друг к другу и к стенкам труб. При этом образуются непрочные комплексы, которые в свою очередь разрушаются потоком нефти. Важно отметить, что вода влияет на адгезию АСПО двояко. На гидрофильной поверхности она образует сплошной слой, а нефть непосредственно примыкает к стенкам труб только в виде капель. В этих условиях с увеличением содержания воды в нефти адгезия парафина к стенкам замедляется. На гидрофобных поверхностях наблюдается обратная картина. Присутствие воды в нефти вызывает интенсивное отложение парафина /19, 21/. Механические примеси стимулируют рост агрегатов АСПО и увеличивают скорость адгезионного процесса. Адгезия АСПО также зависит от физико-химических свойств металла, его теплопроводности, шероховатости и некоторых других причин. При рассмотрении зависимости адгезионной прочности прилипшего слоя АСПО от полярности субстрата следует различать два случая /22/: - первый, когда основу АСПО составляют неполярные вещества, к которым относится большинство составляющих сырой нефти, кроме ор ганических кислот] смол, асфальтенов. Адгезия таких веществ уменьшается с увеличением диэлектрической проницаемости материала, т.е. с возрастанием его полярности; - второй случай - когда основу АСПО составляют полярные компоненты, адгезия которых увеличивается с ростом полярности субстрата. При совместной адгезии полярных и неполярных компонентов АСПО механизм образования прилипшего слоя более сложен. Здесь возможна селективная сорбция полярных веществ на полярных субстратах и парафинов - на субстратах с низкой диэлектрической проницаемостью.
Полярные и неполярные вещества взаимно усиливают прочность АСПО, образуя сложные агрегаты и структуры. На адгезию АСПО оказывает влияние шероховатость внутренних поверхностей трубопроводов. При относительно небольших скоростях потока нефти увеличение высоты выступов шероховатости не приводит к росту адгезии АСПО. С увеличением скорости потока это влияние значительно усиливается, адгезия АСПО сначала возрастает, а затем, достигнув максимума, начинает снижаться. Скорость, при которой наблюдается наибольшая адгезия, прямо пропорциональна адгезионной прочности и диаметру трубопровода и обратно пропорциональна вязкости нефти /23/. Таким образом, можно сделать вывод, что отложения АСПО фор-мируются непосредственно на поверхности, контактирующей с нефтью, с одновременным ростом и образованием частиц АСПО. Сила сцепления частиц АСПО образовавшихся на поверхности примерно, на три порядка выше по сравнению с частицами АСПО, образовавшимися в потоке нефти. В итоге можно сделать заключение, что необходимыми условиями образования плотных АСПО на поверхности нефтепромыслового оборудования являются /6, 10, 24/:
Состав и основные физико-химические характеристики базовых растворителей АСПО
В качестве основы композиционных растворителей АСПО изучались прямогонные нефтяные фракции, получаемые на установках комплексной подготовки нефти АО «Татнефть». Они представляют собой нестабильные бензины или широкую фракцию легких углеводородов. Эффективность действия этих растворителей в качестве I удалителей АСПО существенным образом зависит от их физико-химических характеристик и содержания основных групповых компонентов. Состав этих растворителей меняется с течением времени и зависит от состава и физико-химических характеристик перерабатываемой нефти и режима работы установок подготовки и стабилизации нефти (УКПН). Изучались: нестабильные бензины (НБ): НГДУ "Альметьевскнефть" Р-1, Р-2 и Р-5; прямогонные дистилляты НГДУ «Азнакаевскнефть» Р-3, Р-4, Р-6, отличающиеся временем отбора; дистиллят Р-7, являющийся продуктом установки производства растворителя парафина (УПРП) НГДУ «Нурлатнефть»; дистиллят под товарным названием «Нефрас», вырабатываемый на Горкинской УКПН, НГДУ "Лениногорскнефть. Основные физико-химическике характеристики этих растворителей приведены в таблице 2.3. Таблица 2.3 - Физико-химические свойства растворителей Для дистиллятов Р-2, Р-4 и Нефраса, согласно их фракционному составу и условиям получения (прямогонные бензиновые фракции), методом анилиновых точек /1, 4/, а для Р-7 комбинированным методом /1,4/ были определены групповые составы.
Результаты представлены в таблице 2.4. Оценка эффективности растворителей и диспергаторов АСПО в большинстве случаев осуществляется с использованием гравиметрического метода. Известен метод оценки эффективности по количеству АСПО налипшему на металлических пластинах /11, 69/ в результате действия растворителя, разработанному ОАО «НИИнефтепромхим». Однако такой метод не нашел широкого распостранения пр оценке эффективности действия растворителей, так как он не учитывает особенности при растворении и разрушении АСПО. Нами была усовершенствована методика оценки эффективности действия углеводородных растворителей, в соотвествии с которой эффективность можно оценить по трем показателям: моющей, диспергирующей и растворяющей способности. Образец АСПО нагревался до температуры размягчения и тщательно перемешивался. Подготовленный образец АСПО набивался в цилиндрическую форму высотой 16 мм и диаметром 10 мм, охлаждался в течение 2 часов и затем выдавливался в заранее взвешенную корзиночку из латунной (стальной) сетки с размером ячейки 1,5x1,5 мм. Размер корзиночки 70x15x15 мм. Корзиночка с образцом АСПО вновь взвешивалась и находилась масса навески АСПО с точностью 0+0.005. Корзиночка с навеской АСПО помещалась в стеклянную герметичную ячейку, объемом 100 мл, в которой была налита навеска растворителя. Время растворения (контакта) 3-3.5 часа, температура эксперимента поддерживалась термостатом с точностью +0.5 С. По истечение 3-х часов корзиночка вынималась и помещалась в эксикатор, соединенный с водоструйным насосом. Сушка корзиночки с остатком АСПО продолжалась до постоянного веса. Содержание ячейки фильтровалось на ваккум-фильтре. Фильтр с остатком сушился до постоянного веса в эксикаторе под ваккумом. Остаточное давление в эксикаторе 60 мм рт. ст., t=25 С. Масса остатка на фильтре рассчитывалась по разности весов фильтра и фильтра с остатком с точностью до третьего знака после запятой. Масса фильтрата (растворителя и растворенная часть АСПО) находится по разности: (2.5) фильтрата v acno раствУЧ ост.на фильтр, ост.в кор./
Масса АСПО растворенная в растворителе (Gacno в раСт.) рассчитывается с точностью третьего знака после запятой по разности: аспо в раств- аспоЧ ост.на фильтр ост.в кор.) \А&) Находилось количество остатка образца АСПО в корзиночке по отношению к взятому на анализ АСПО и количеству остатка образца АСПО на фильтре, выраженному в процентах (% мае). Количество АСПО перешедшего в раствор, % мае. находится по формуле: СПреш = 100 - (Снафилт + Св кор), % мае. (3.3) Согласно вышеописанной методике оценку эффективности растворителя следует производить комплексно по трем показателям: - способности растворителя разрушать АСПО на более мелкие фрагменты. Это диспергирующая способность растворителя. Оценивается по количеству АСПО, оставшемуся на фильтре, выраженному в процентах. - способности растворителя образовывать с компонентами АСПО истинный раствор. Это растворяющая способность растворителя. Оценивается по количеству АСПО перешедшему в раствор, выраженному в процентах способности растворителя растворять и разрушать компоненты АСПО. Это моющая способность растворителя. Оценивается по разности количеств взятого на анализ АСПО и по количеству АСПО оставшемуся в корзиночке после эксперимента, выраженному в процентах. Это показатель можно считать универсальным. Чем выше эта величина, тем выше эффективность растворителя.
Свойства и эффективность действия прямогонных нефтяных фракций
Анализ физико-химических характеристик показывает, что прямогонные нефтяные дистилляты, полученные на УКПН, представляют собой фракции с низкой температурой начала кипения, состоящие в основном из парафиновых углеводородов (см. табл. 2.3, 2.4). По своим основным свойствам эти дистилляты отличаются друг от друга, если они получены в разное время на одной установки подготовке нефти (см. табл. 2.3). Это оказывает влияние на эффективность разрушения и удаления АСПО. Дистиллят «Нефрас» Горкинской УКПН НГДУ «Лениногорскнефть» по своим физико-химическим характеристикам в большей степени, соответствует прямогонному бензину с несколько большим содержанием ароматических углеводородов по сравнению с дистиллятами Р-Іч-Р-6. Растворитель парафина Р-7 Нурлатской УПРП представляет собой бензино-газойлевую фракцию. Он имеет темную окраску, что связано с технологией его получения. Дистиллят Р-7 получают методом постепенного испарения нефти кубах-кипятильниках.
По всей видимости, из-за несовершенства технологии в дистиллят Р-7 попадают тяжелые компоненты нефти и в первую очередь асфальтено-смолистые вещества (адсорбционным методом с использованием силикагеля марки АСК из дистиллята были выделены смолы силикагелевые и определено их содержание - 6.1 % мае). Наличие в Р-7 повышенного содержания ароматических углеводородов до 18.31 % мае. свидетельствует о том, что этот растворитель должен обладать хорошей моющей способностью при разрушении и растворении АСПО. Как уже отмечалось ранее, эффективность действия прямогонных нефтяных фракций существенным образом зависит от температуры, времени контакта и состава АСПО. Поэтому, в начале были установлены зависимости изменения моющей способности от времени контакта и температуры на АСПО широкого группового состава. В качестве изучаемых были выбраны трудноразрушаемые АСПО: АСПО-1 и АОПО-20с с максимальным содержанием асфальтено-смолистых веществ; АСПО-5, с максимальным содержанием углеводородов и твердых парафинов (см. табл. 2.]). Графическая интерпретация полученных результатов приведена на рисунках 3.1-1-3.4. При фиксированном времени контакта для всех исследованных растворителей наблюдаются схожие зависимости. С ростом температуры наблюдается рост моющей способности (см. рис. 3.1-3.2). При этом на АСПО-1 с максимальным содержанием твердых парафиновых углеводородов (см. табл. 2.1) максимальной эффективностью обладают растворители с низким содержанием ароматических углеводородов Р-1 и Р-6 (см. табл. 2.3-2.4). Увеличение в составе растворителя ароматических углеводородов не приводит к росту эффективности Р-7 и Нефраса (см. табл. 2.3-2.4). При изучении моющей способности прямогонных нефтяных фракций АСПО-20с с максимальным содержанием асфальтено-смолистых веществ (см. табл. 2.1) наблюдается обратная зависимость. Большей моющей способностью с увеличением температуры (см. рис. 3.2) обладают дистилляты с большим содержанием ароматических углеводородов. Однако дистиллят Р-7 обладает меньшей эффективностью по сравнению с Нефрасом.
По всей видимости это связано с наличием в составе Р-7 высокомолекулярных сконденсированных полициклических структур, которые, обладая более высокой сорбционной активностью образуют на поверхности АСПО адсорбционный слой, препятствующий проникновению к поверхности отложений низкомолекулярных углеводородов с большей моющей способностью. Хотя максимальная моющая способность наблюдается при температуре 40-;-500С, нагревать дистилляты выше 304-40С не следует, так как выше 40 С резко возрастает летучесть легкой части прямогонных нефтяных фракций (см. табл. 2.3). Оптимальной можно считать температуру нагрева дистиллятов до 30- 35 С. Как видно из рисунков 3.3 и 3.4 максимальная скорость разрушения и растворения АСПО наблюдается при времени контакта до 5 часов. Далее скорость растворения и разрушения обоих АСПО падает. Таким образом, оптимальными условиями проведения лабораторных исследований является температура 30-35С при времени контакта 3-5 часов. Однако максимальная эффективность которую не более 50 % мае. Поэтому к прямогонным дистиллятам следует добавлять различные присадки, которые бы усиливали три основные функции базового растворителя: - растворяющую способность; эту функцию могут усиливать компоненты, обладающие высокой растворимостью по отношению к смолам и твердым парафинам. - детергентно-диспергирующую функцию; для усиления этой функции в базовый растворитель необходимо добавлять компоненты, которые бы разрушали конгломераты асфальтенов и парафинов на более мелкие частицы. - сольватирующую функцию; для усиления этой функции необходимо добавлять компоненты, которые бы создавали вокруг мелко-диспергированных частиц асфальтенов сольватные оболочки, препятствующие их объединению в исходные конгломераты.
Приготовление раствора РК-1
Полученные закономерности изменения моющих и коллоидно-химических свойств углеводородных составов были положены в основу разработки промышленных реагентов на основе нестабильных бензинов с добавками ПАБСа и Д-157, предназначенных для удаления АСПО из нефтепромыслового оборудования и призабойной зоны нефтяного пласта. Анализ эффективности проведения очистных профилактических работ в НГДУ "Азнакаевскнефть" показывает, что чистые дистилляты обладают низкой моющей способностью. Поэтому, для усиления эффективности их действия была разработана присадка, получившая торговое название РК-1 /93, 94/. Низкая эффективность действия чистых дистиллятов, полученных на УКПН, связана с тем, что в составе органических отложений преобладают АСВ1 Результаты показывают, что для обработки таких нефтяных скважин большей моющей способностью обладает композиционная присадка ПАБС+Д-157 (1:1) с общей концентрацией 0.5-5-1 % мае. Присадка РК-1 (см. приложение ) представляет собой смесь Д-157 и ПАБСа в соотношении 1:1. Приготовление присадки РК-1 осуществляется в цехе 0352-0353 ОАО "Казаньоргсинтез". Присадка РК-1 выпускается по ТУ 248343-012-27845613-98 и имеет следующие физико-химические показатели (см. таблицу 3.1).
Присадка РК-1 приготавливается простым смешением ПАБСа с Д-157 при температуре 20-н40 С. Принципиальная технологическая схема получения присадки РК-1 приведена на рисунке 3.25. Установка состоит из следующих аппаратов: Р-1 - реактор с мешалкой; Е-1, Е-2 и Е-3 -емкости для хранения Д-157, ПАБСа и присадки РК-1; М-1 и М-2 -мерники для подачи Д-157 и ПАБСа; Н-1, Н-2 насосы для подачи Д-157 и ПАБСа; Н-3 - насос для откачки из реактора присадка РК-1. Процесс смешения проводится в реакторе Р-1, снабженным "рубашкой" для подачи пара и охлаждающей воды. Технические характеристики аппаратов, участвующих в процессе приготовления РК-1 приведены в таблице 3.2. Приготовление присадки РК-1 осуществляется следующим образом. В аппарат Р-1 с помощью насоса Н-1 из емкости Е-1 подают Д-157. Контроль количества загрузки осуществляется с помощью мерника М-1. Затем в Р-1 с помощью Н-2 из Е-2 подают ПАБС. Контроль количества загрузки с помощью мерника М-2. Смесь перемешивают в течение 2-3 часов при температуре 60-70 С до ее полного смешения. После получения однородной массы (однородность определяется визуально) отбирается проба из реактора Р-1, которая подвергается анализу на соответствие требованиям ТУ 248343-012-27845613-98. Готовый продукт (присадка РК-1) из реактора Р-1 с помощью насоса Н-3 і і перекачивается в приемную емкость Е-3, откуда затем производится ее і разлив в тару (бочки, железнодорожные или автоцистерны). Перед разливом производится перемешивание готовой присадки РК-1 в емкости Е-3 циркуляцией жидкости через насос Н-3. Каждая партия присадки РК-1 сопровождается паспортом качества. Нормы расхода сырья и материалов и энергоресурсов, при приготовлении присадки РК-1 приведены в таблице 3.3. Раствор РК-1 представляет собой 0.5 мае. % присадки РК-1 (ТУ 248343-020-27845613-00) в прямогонном дистилляте (ТУ 0272-020-00151638-98), производимом на установке комплексной подготовки нефти. Получение раствора РК-1 осуществляется в цехе комплексной подготовки и перегонки нефти НГДУ «Азнакаевскнефть».
Раствор РК-1 применяется для удаления АСПО из нефтепромыслового оборудования и насосно-компрессорных труб (НКТ), для проведения обработки призабойной зоны (ОПЗ) добывающих и нагнетательных скважин, для удаления АСПО из выкидных линий при транспортировке нефти и нефтепродуктов. По своим основным физико-химическим свойствам раствор РК-1 соответствует требованиям, представленным в таблице 3.4. Расход присадки РК-1 на 1 м3 прямогонного дистиллята (с плотностью 0.68 г/см ) составляет 3.4 кг или 3.6 л (при плотности присадки 0.94 г/см ). Предлагается два варианта приготовления технологического раствора на основе присадки РК-1: - приготовление раствора в стационарных условиях (технологическая установка); - приготовление раствора в автоцистерне;
Похожие диссертации на Растворители для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений
