Ресурсосберегающие технологии в системах сбора скважинной продукции нефтяных месторождений

Леонтьев, Сергей Александрович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Ресурсосберегающие технологии в системах сбора скважинной продукции нефтяных месторождений
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Ресурсосберегающие технологии в системах сбора скважинной продукции нефтяных месторождений"

На правах рукописи

ЛЕОНТЬЕВ СЕРГЕЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ

РЕСУРСОСБЕРЕГАЮЩИЕ ТЕХНОЛОГИИ В СИСТЕМАХ СБОРА СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (НАУЧНОЕ ОБОБЩЕНИЕ, РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ И ВНЕДРЕНИЯ)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

2 О ДЕК 2012

Тюмень - 2012

005047590

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Министерства образования и науки РФ на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Научный консультант - Грачев Сергей Иванович, доктор технических наук, профессор

Официальные оппоненты:

Валеев Марат Давлетович - доктор технических наук, профессор, ООО «ОЗНА-Менеджмент», советник;

Сахабутдинов Рифхат Зиннурович - доктор технических наук, профессор, ОАО «Татнефть», Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти, начальник отдела;

Силин Михаил Александрович - доктор химических наук, профессор, Российский государственный университет им. И.М. Губкина, первый проректор

Ведущая организация - Общество с ограниченной ответственностью «Роснефть - УфаНИПИнефть» (ООО «РН - УфаНИПИнефть»)

Защита состоится декабря 2012 года в 9.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38., ауд. 225

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32. Автореферат разослан 20 ноября 2012 года

И.о. ученый секретарь

диссертационного совета, доктор технических наук, профессор - В.Г. Кузнецов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы.

Известно, что формирование притока углеводородного флюида в скважину связано с гидромеханическими явлениями многофазной фильтрации. В системе добычи протекают массообменные процессы (сепарация нефти от газа, стабилизация нефти, осушка нефтяного попутного и природного газа, образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и солеотложений), теплообменные и гидромеханические процессы (отстаивание нефти от воды и механических примесей, транспортировка одно-, двух- и трехфазных потоков во внутрепромысловых коллекторах). В этой связи при разработке нефтяных и газовых месторождений требуются решение сложных оптимизационных задач и поэтому состояние систем обустройства месторождений может не соответствует требованиям «Энергетической стратегии России на период до 2030 года», целью которой является максимально эффективное использование природных энергетических ресурсов. Например, выделившийся на последних ступенях сепарации скважинной продукции газ, содержащий значительное количество тяжелых углеводородов (в основном пропан-бутановые и пентановые фракции), имеет низкое давление, в связи с этим он не поступает на дальнейшую переработку и по Тюменской области теряется 6-10 млрд. м3 газа в год.

В процессе добычи нефти и газа переход углеводородных систем из однофазного состояния в двухфазное сопровождается выделением новой фазы и непрерывным изменением компонентного состава газовой и жидкой фазы, что сказывается на их физико-химических свойствах. Фазовые превращения изучаются на специальных установках высокого давления, которые позволяют получить сведения по фазовому равновесию, а для изучения физико-химических свойств проводятся дополнительные эксперименты.

сбора и подготовки обрабатывается скважинная продукция, обогащенная высокоплавкими парафиновыми углеводородами и асфальто-смолистыми веществами, с их содержанием до 8 %. При образовании кристаллов парафина в углеводородном флюиде происходит изменение реологических свойств добываемой скважинной продукции, что существенно влияет на режим работы скважин и внутрипромысловых трубопроводов. Размеры парафиновых отложений могут варьироваться от совсем небольших (до 0,5 мм) до таких размеров, которые повышают затраты на эксплуатацию и ремонт скважин, одновременно понижая их производительность. При толщине отложений 1 см, перепад давления в нефтесборном коллекторе увеличивается от 0,3 до 1,0 МПа в зависимости от его длины.

Обосновывая технологических параметров работы объектов систем сбора и подготовки скважинной продукции можно оптимизировать структуру фазового равновесия и использовать попутный нефтяной газ (ПНГ) в соответствии с требованиями государственных органов. С помощью уравнений, полученных на основании исследования реологии флюидов от температуры и различных скоростей сдвига, можно усовершенствовать методики подбора ингибиторов и растворителей АСПО и технологию подачи этих химических реагентов, что значительно снизит затраты на транспортировку подготовленной нефти по внутрипромысловым трубопроводам.

Решение оптимизационных задач (варианты разработки нефтяных месторождений, режимы сепарации) с применением аналитических методов исследования фазовых превращений позволят достичь цели, поставленные в «Энергетической стратегии России на период до 2030 года».

Цель работы

Повышение качества и количества добываемой углеводородного сырья, путем снижения технологических потерь за счет оптимизации массообменных процессов, протекающих в элементах и узлах систем сбора и подготовки нефти.

Основные задачи исследований

1. Анализ основных причин возникновения технологических потерь нефти.

2. Обобщить известные методы расчета фазовых равновесий углеводородов и разработать методику определения констант фазового равновесия в интервале низких давлений, характерных для технологических процессов систем сбора и подготовки скважинной продукции.

3. На основе констант фазового равновесия разработать методики: расчета максимально возможных потерь нефти от испарения; оптимизации режимов работы нефтегазосепараторов с целью увеличения выхода товарной нефти.

4. Исследование зависимости изменения реологических свойств нефти от температуры и различных скоростей сдвига для: определения условий образования асфальтосмолопарафиновых отложений; выявления зависимостей, характеризующих состояние добываемого флюида.

5. Разработать комплексную методику подбора ингибиторов и растворителей для удаления АСПО в скважинном и наземном оборудовании.

6. Обоснование оптимального технологического режима подготовки товарной нефти для условий месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».

7. Разработка и внедрение технологических регламентов на основе данных, полученных по результатам исследований на нефтепромыслах ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».

Методы решения поставленных задач

Физическое моделирование изучаемых процессов, методы математической статистики, лабораторные и графоаналитические исследования.

В качестве объекта исследования выбрана система сбора скважинной продукции.

Предметом исследования являются фазовые равновесия углеводородной системы при расчете технологических процессов подготовки нефти, процессы и закономерности образования АСПО.

Научная новизна выполненной работы

1. Предложено модифицированное уравнение расчета констант фазового равновесия при давлениях до 1,0 МПа.

2. Разработана методика расчета максимально возможных потерь нефти от испарения из резервуаров, основанная на компонентном составе нефти.

3. Доказано, что оптимизацией термобарических условий сепарации нефти от газа можно увеличить выход нефти до 6 %.

4. Экспериментально установлена связь между температурой начала кристаллизации и структурообразования парафиносодержащей нефти и её реологическими свойствами.

5. Установлена нелинейная зависимость температуры насыщения нефти парафином от массового содержания в ней парафинов, смол, асфальтенов, а также температуры плавления выделенного парафина и вязкости нефти.

Основные защищаемые положения

1. Метод расчета констант фазового равновесия углеводородов при давлениях не более 1,0 МПа, основанный на совместном решении уравнений Рауля и Дальтона.

2. Метод расчета истинного молярного газосодержания углеводородной смеси при различных термобарических условиях.

3. Методика расчета потерь нефти от испарения из резервуаров, методика подготовки нефти за один цикл изменения термобарических условий.

4. Методика оптимизации режимов работы нефтегазосепараторов, направленная на повышение качества подготовки нефти и сохранение в ней ценных фракций легких углеводородов.

5. Результаты лабораторных экспериментов для выбора' технологии предупреждения и удаления АСПО Средне - Итурского и Умсейского месторождений.

6. Для снижения интенсивности проявления асфальтосмолопарафиновых отложений в системе добычи и сбора жидкостей из класса неньютоновских, содержащих большое количество парафинов, смол и асфальтенов, необходимо определение области вероятного образования отложений путем расчета температуры насыщения нефти парафином и температуры начала структурирования основных компонентов - парафинов, смол и асфальтенов.

7. Комплексный метод оценки растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений для их удаления в условиях Средне -Итурского, Умсейского, Холмистого и Чатылькинского месторождений.

Практическая ценность и реализация

1. Предложенная модифицированная методика расчета констант фазового равновесия используется при расчетах процессов фазовых переходов при проектировании технологических установок подготовки нефти в ОАО «Гипротюменнефтегаз».

2. Разработанная методика расчета максимально возможных потерь нефти от испарения используется ОАО «НижневартовскНИПИнефть» при проектировании товарных парков в системе сбора и подготовки скважинной продукции и при экспертной оценке нормативов технологических потерь нефти при ее подготовке.

3. Внедрена в ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз» методика оптимизации режимов работы нефтегазосепараторов, при установлении оптимальных технологических режимов их работы. Увеличение выхода товарной нефти достигает 6 %.

4. В ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз» применяется технология компаундирования разнотипных нефтей с различной плотностью как эффективный метод снижения давления насыщенных паров нефти, обеспечивающая увеличение выхода товарной нефти, а также сокращение затрат на дополнительный ее нагрев.

5. Технологическая схема утилизации попутного нефтяного газа низкого давления с применением жидкостно-газового эжектора, в котором активной

средой является подтоварная вода высокого давления системы поддержания пластового давления, обеспечила высокую эффективность и практически полную утилизацию газа на ДНС-13 Поточного нефтяного месторождения.

6. Способ совместного определения температуры насыщения нефти парафином и температурного распределения вдоль нефтесборного коллектора, позволил Управлению по подготовке и сдачи нефти и газа ОАО «Газпромнефть

- Ноябрьскнефтегаза» прогнозировать вероятные проявления отложений в нефтесборных коллекторах при изменении содержания парафинов, смол и асфальтенов в нефтях. На основе этих расчетов разработаны технологические регламенты для эффективных растворителей АСПО в сборных коллекторах, применяемые на объектах ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».

7. Комплексный, усовершенствованный метод оценки растворителей, учитывающий шероховатость поверхности образца и позволяющий определить эффективный растворитель АСПО для исследуемой нефти используется при выполнении НИОКР специалистами ТюмГНГУ.

8. Разработанные технологические решения и методики расчетов положены в основу учебных пособий с грифом УМО для подготовки специалистов по направлению 130500 «Нефтегазовое дело»:

- «Расчеты технологических установок систем сбора и подготовки скважиной продукции» (соавторы P.M. Галикеев, О.В. Фоминых);

- «Основы ресурсо- и энергосберегающих технологий углеводородного сырья» (соавтор О.В. Фоминых).

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

четыре: «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов».

Апробация результатов исследований

Результаты работы докладывались на: Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТюмГНГУ, «Нефть и газ Западной Сибири», «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе» (г. Тюмень, 2003 г.); Международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (г. Тюмень, 2005г.); 2-ой научно - практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности» (г. Уфа, 2006г.); Международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (г. Тюмень, 2007г.); Международной научно - практической конференции, посвященной 40-летию кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, 2008 г.); XIII Международном симпозиуме студентов и молодых ученых им. академика М.А.Усова, посвященного 110-летию со дня рождения профессора, Лауреата Государственной премии СССР К.В. Радугина «Проблемы геологии и освоения недр» (г. Томск, 2009г.); Всероссийской научно - технической конференции, посвященной 45-летию Тюменского топливно-энергитического комплекса и 80-летию В. И. Грайфера «Нефть и газ Западной Сибири» (г. Тюмень, 2009 г.); Международной научно - практической конференции, посвященной 10-летию института нефти и газа «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, 2010 г.); Международном семинаре «Неньютоновские системы в нефтегазовой отрасли» памяти профессора, д.т.н. А.Х. Мирзаджанзаде (г. Ухта, 2011г.); научно-технических

семинарах и заседаниях кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» ТюмГНГУ (2005 - 2012 гг.).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 31 печатной работе, в том числе одиннадцать статей в изданиях, рекомендованных ВАК РФ, двух монографиях и двух учебных пособиях с грифом УМО для подготовки специалистов по направлению 130500 «Нефтегазовое дело».

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 299 страницах машинописного текста, содержит 59 таблицы, 71 рисунков. Состоит из введения, шести разделов, трех приложений, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 187 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность выбранной темы диссертационной работы, сформулированы цели и задачи исследований, научная новизна и практическая ценность.

В первом разделе приводится анализ проблем и перспектив утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ), источников технологических потерь нефти на месторождениях Западной Сибири.

Технологические потери нефти на месторождениях происходят в основном из - за сжигания попутного нефтяного газа и капельной жидкости на факелах, закачки нефтепромысловых сточных вод, содержащих нефтепродукты, для поддержания пластового давления, потерь через сальниковые уплотнения в нефтепромысловом оборудовании, а также при испарении нефти в резервуарах. Исследования в этой области проводили: И.М. Амерханов, H.H. Андреева, В.Н. Антипьев, B.C. Арутюнов, Ю.Е Батурин, Т.М. Бекиров, A.M. Берлин, Н.Д. Грицев, А.И. Гриценко, В.Г. Гореченкова, В.И. Горояна, А.И. Гужов, И.И. Дунюшкин, С.Г. Едингаров, Ф.А. Закиев, H.H. Константинов, Е.С. Коршуков, Г.А. Ланчаков, A.M. Лобков, Г.С. Лутошкин, Р.И. Медведский, В.П. Метельков, H.H. Непримеров,

Ю.Н. Савватеев, Р.З. Сахабутдинов, В.А. Сахаров, В.П. Тронов, K.M. Федоров, A.M. Чуракаева и др.

Технологические установки системы сбора и подготовки нефти на месторождениях Западной Сибири эксплуатируются без герметизации газового пространства резервуаров. Технологические потери нефти достигают 0,3 % -0,6 % „асе- добываемой нефти, (около 1,5 млн. тонн в год). В ОАО «ТНК-Нижневартовск» (таблице 1) в 2008 году суммарные потери составили 0,38%масс.- Наибольшими являются потери из резервуаров в результате испарения нефти при больших и малообъемных «дыханиях» (более 95% от общих технологических потерь).

Таблица 1 - Фактические технологические потери нефти по

месторождениям ОАО «ТНК-Нижневартовск» за 2008 год

Наименование объекта, месторождения Виды технологических потерь нефти, % масс. Итого потери, %масс.

испарение нефти унос капельной нефти газом унос остаточной нефти сточными водами

Самотлорское 0,324 0,002 0,031 0,357

Лор-Еганское 0,341 0,004 0,021 0,367

Тюменское 0,538 0,004 0,018 0,561

Новомолодежное 0,538 0,016 0,017 0,572

Гун-Еганское 0,538 0,016 0,017 0,572

Никольское 0,538 0,016 0,017 0,572

В среднем по ОАО «ТНК-Нижневартовск» 0,349 0,003 0,029 0,381

Создание оптимальных условий разгазирования добываемой нефти (количество ступеней, давление, температура сепарации) можно добиться уменьшения потерь в процессе сепарации (увеличение выхода нефти), улучшить качество нефти, за счет сохранения в сепарируемой нефти наиболее ценных - бензиновых фракций. Для реализации данной проблемы необходимо наличие уравнения фазового состояния, что основано на определении констант фазового равновесия.

Во втором разделе представлен анализ закономерностей расчета фазовых равновесий и результатов исследования закономерностей изменения констант фазового равновесия от технологических параметров.

Выявлено, что на распределение компонентов между паровой и жидкой фазами в условиях их равновесия значительное влияние оказывают температура и давление в системе. Наиболее общее условие равновесия систем, состоящих из п фаз и к компонентов, А.Ю. Намиотом сформулировано следующим образом

Условия: (1) - равенство температур (7") во всех фазах; (2) - равенство давлений (Рп) во всех фазах; (3) - равенство химических потенциалов (рк). Если принять, что в системе отсутствуют химические реакции, то число компонентов системы совпадает с числом индивидуальных веществ.

В результате критического анализа существующих решений установлено, что введение в систему расчета различных коэффициентов, например, летучести и активности, приводит лишь к отклонению свойств рассматриваемой системы от идеальной и не вносит принципиальных отличий в совместное решение уравнений Рауля и Дальтона. Выявлено, что при давлениях до 1,0 МПа, что характерно для процессов подготовки нефти, нефть и её пары подчиняются свойствам идеальных систем. Поэтому в области низких давлений с высокой достоверностью можно использовать уравнение Рауля - Дальтона для расчета констант фазового равновесия углеводородов.

Одним из распространенных методов является определение констант фазового равновесия по давлению схождения, в основе которого лежит предположение о равенстве величин констант сравниваемых углеводородных смесей при равенстве давлений, температур и давлений схождения этих смесей. Это предположение было проверено Хенсом и Брауном экспериментальными исследованиями парожидкостного состояния различных углеводородных смесей различного состава при постоянной температуре. Однако значение констант равновесия многокомпонентных смесей сходятся к единице при критическом давлении только при критической температуре смеси. В

х' = т" = = Г("'

(1) (2)

А =а=-=м"";

Мг =ц"2 =

(3)

противном случае давление, при котором константы фазового равновесия сходятся к единице, не является реальным, так как многокомпонентная смесь переходит из двухфазного парожидкостного состояния в однофазное. Очевидно, что константы фазового равновесия имеют действительные физические значения лишь до давления перехода из двухфазного состояния в однофазное. Поэтому давление, при котором константы фазового равновесия многокомпонентной смеси сходятся к единице при температуре, отличной от критической температуры смеси, называется кажущимся давлением схождения. Из сказанного выше следует, что давление схождения есть функция компонентного состава обеих равновесно сосуществующих фаз. Для упрощения принимается, что давление схождения зависит либо от состава газовой фазы при давлении перехода из двухфазного состояния в однофазное (то есть состава исходной смеси), либо от состава жидкой фазы при данном давлении. На этом основаны все методы определения давления схождения.

При определении давления схождения по составу исходной смеси по методу Г.С. Степановой предполагается, что величина давления схождения при изменении давления или температуры системы в процессе ее разделения на пар и жидкость остается неизменной. Определение давления схождения по составу жидкой фазы лишено этого ограничения.

Ф. Уинном (Winn F.W.) было предложено по критическим кривым бинарных смесей при заданной температуре находить критическое давление смеси самого легкого компонента со следующим более тяжелым компонентом смеси. Давление схождения многокомпонентной системы определяется как средневесовое значение найденных значений критических давлений

-. (4)

f-2

где - критическое давление на кривой критических точек самого легкого компонента данной многокомпонентной смеси и компонента /, Па; g, - весовая доля компонента /, д.ед.

Ф. Уинном (Winn F.W.) были построены две номограммы: основная номограмма для определения констант фазового равновесия при давлении схождения 35 МПа и вспомогательная номограмма для определения уточненного давления при давлениях схождения, отличных от 35 МПа.

Наибольшую известность также получил метод Хеддена, применяемый для смесей, содержащих метан в качестве наилегчайшего компонента. Предложено такие углеводородные смеси считать псевдобинарными, состоящими из метана и гипотетического тяжелого компонента. Тогда для определения давления схождения этой псевдобинарной смеси можно воспользоваться критическими кривыми бинарных смесей метана с другими углеводородами. Зная состав гипотетического тяжелого компонента, рассчитывают средневесовую критическую температуру Г„ и средневесовое критическое давление Рк гипотетического компонента

Т = —-• Р = —-

1 к N , к N , lyj

2>л 1>л,

1=2 /=2

где Xi - массовая доля компонента, д.ед; М/ - молекулярная масса компонента; Тк - критическая температура компонента, °С.

По найденным значениям тк и Р„ на графике критических кривых метана с различными углеводородами находят значение критического давления псевдобинарной системы (приведенное давление смеси). Затем для определения давления схождения используют итерационный цикл, так как состав жидкой фазы до решения уравнения фазовых концентраций неизвестен.

Константы фазового равновесия парафиновых и олефиновых углеводородов от метана до n-декана в пределах изменения давления от 0,07 до 70 МПа, температуры от - 73,5 до 260 °С и давления схождения от 4 до 70 МПа можно определить по номограммам Нейра.

Можно вычислить константы используется выражение

16л:,=1ел:0--, (6)

где К0 находится при заданных значениях давления и давления схождения. Величина коэффициента 5 определяется при заданных значениях давления, температуры и давления схождения.

Анализ результатов применения вышеизложенных методов определения констант фазового равновесия по давлению схождения показывает, что при значениях, больших 0,7 Рсх , погрешность расчета парожидкостного равновесия более 7 %. При низких давлениях константы равновесия, определенные при различных Рт практически совпадают.

Значительно снижается точность расчета парожидкостного равновесия по константам, определенным по давлению схождения, когда в смеси присутствуют такие неуглеродные компоненты, как С02 и НгБ. Объясняется это фазовым поведением легких парафиновых углеводородов, критическая кривая которых имеет куполообразный вид. Однако даже у некоторых бинарных смесей, содержащих С02 и Н23, форма критической кривой имеет 5-образную форму.

Известны также номограммы Сарданашвили - Львова, позволяющие определять константы фазового равновесия углеводородов парафинового ряда в довольно широком интервале температур от - 70 до 20°С и давлениях 0,1 +50 МПа. Существенным их недостатком является отсутствие данных по неуглеродным компонентам, а их влияние, как было показано выше, необходимо учитывать при расчетах парожидкостного равновесия.

Кроме того у всех номограмм, предназначенных для определения констант фазового равновесия, имеется общий недостаток - графическое представление данных, что при проведении инженерных расчетов вносит дополнительные погрешности в определение значений констант.

Другим методом определения констант фазового равновесия является использование различных уравнений состояния, которых насчитывается более 150.Наиболее часто используются:

- уравнение Редлиха - Квонга, представляющее собой одну из модификаций двухпараметрического уравнения состояния Ван-дер-Ваальса, которая имеет следующий вид

Р = Ж___2__П)

У-Ь Т°'5У(У+Ь)' 1 '

где Р — давление, Па; Г-температура, °С; К-удельный мольный объем, м3/моль, Я - универсальная газовая постоянная, Дж/моль-К; а и Ъ-коэффициенты уравнения. Здесь

<8)

2"3-1ЛГ,= 0086б4Д^ (9)

3 Рк Рк

При вычислении констант фазового равновесия с использованием уравнения Редлиха - Квонга их записывают как отношение коэффициентов летучести компонента

Ъи/, =1п-+-■--1п---4 ' 1п-— + , "* ',. 1п---(10)

Г-Ьс ЯТ Ь^Т05 V Ь^ЯТК5{ V У + Ь^)

Анализ показывает, что в области давлений, близких к критическому, погрешность расчетов термодинамических и физических свойств чистых веществ возрастает. Значительные ошибки наблюдаются при использовании уравнения (7) для смеси углеводородов, когда коэффициенты этого уравнения вычисляются по правилу аддитивности, а компоненты смеси состоят из молекул различного строения.

- восьмипараметрическое уравнение Бенедикта, Вебба, Рубина (БВР), первоначально предложенное для расчета парожидкостного равновесия легких парафиновых и олефиновых углеводородов и их смесей с относительно низким молекулярным весом, является одним из наиболее точных

= + + {ЪЯТ-аУ + (11)

где (1 - молекулярная плотность, равная отношению плотности к молекулярному весу.

я. =2>А,-; Л = 2>,45 ;с0 = 2>(сГ ;6= 2>А'

Здесь

(12)

Сравнение констант фазового равновесия, рассчитанных по методу БВР, с экспериментальными данными показало, что среднее отклонение составляет 3,4 % для всех углеводородов, кроме пентанов, для которых отклонение достигает 8 %. Это подтвердило возможность использования уравнения (12) для расчета парожидкостного равновесия природных углеводородных веществ. В настоящее время разработано множество модификаций метода БВР. Модификации уравнения и границы их применимости подробно описаны в работах Р.Рида и Т. Шервуда, однако, для расчета констант фазового равновесия метод широко не применяется, что связано со сложностью вычислений.

- Уравнение Пенга - Робинсона основанное на модификации уравнения

состояния для реального газа, которое записывается в виде

P-V = п- М ■ R-T-Z, (13)

где Р - давление, МПа; V - объем, м3; п - количество молей; М -

молекулярная масса; R - универсальная газовая постоянная; Т- температура, К;

Z- коэффициент сверхсжимаемости, определяется из кубической формулы:

Z3 + £2-Z2 +Е,-Z + E0 =0, (14)

где

Е2 =(m, +m2-1)В-1; (15)

= А-(2-(т, +от2)-1) В2 -(от, +т2) В; (16)

E0=-[AB + mt-m2B2-(В +1)]. (17)

Коэффициенты А и В рассчитывают по формулам

j=) *=1

B = ±xrBr (19)

j-i

Коэффициенты тi и т2 выбираются в зависимости от используемого уравнения состояния. Для уравнения Пенга - Робинсона: от, = 1 + 42, тя, = 1 - л/2 .

При решении кубического уравнения (14) могут быть получены значения 2 для жидкой и газовой фаз. Обычно получается три значения. В качестве значения Z для жидкой фазы выбирается наименьший положительный корень уравнения, для газовой — наибольший.

Коэффициенты летучести рассчитываются, используя уравнение

/V (щ-щув\А в) \г+щ-в) в

где

(21)

Ал =(\-к1к)-(А,-Лк)\ (22)

где - коэффициент взаимодействия, в основном, между молекулами

углеводородов и неуглеводородов; у1 - доли компонентов, соответственно, в

жидкой и паровой фазах.

Результаты расчета констант фазового равновесия по приведенным

методикам приведены в таблице 2.

Таблица 2- Результаты расчета констант фазового равновесия

Компонент Константы

Уина Сарданашвили-Львова Пенга-Робинсона Редлиха-Квонга

N2 700 - 820,62 -

со2 41 - 57,66 -

СН4 175 308,54 243,82

С2Н6 26 33,36 34,13

с,н8 6,5 7,6 8,403 6,41

1-С4Н10 2,5 3 3,187 3,01

С4Ню 1,7 2,1 1,949 2,05

1-С5Н|, 0,7 0,8 0,7612 0,77

С5Н12 0,55 0,6 0,573 0,57

Сб+ 0,13 0,18 0,1815 -

Расхождение результатов составляют порядка 10 %, которое может привести к проектированию нерациональных технологических процессов и, соответственно, к потерям нефти. В этой связи проведён сравнительный анализ зависимостей констант фазового равновесия от давления, рассчитанных по различным методикам. На рисунках 1 и 2 приведены данная зависимость при различных температурах для гексана.

Рисунок 1 - Зависимость константы фазового равновесия гексана от давления при различных температурах (по уравнению Пенга - Робинсона)

Рисунок 2 - Зависимость константы фазового равновесия гексана от

давления при различных температурах (Шервуд, Рид) Их анализ показывает, что значения констант фазового равновесия, рассчитанные по различным методикам, подчиняются единой зависимости, которую можно представить в виде

(23)

где Л"-константа фазового равновесия; п -коэффициент, зависящий от температуры и молекулярной массы. Очевидно, что и должен иметь

размерность давления. Для определения значения коэффициента и в уравнении (23) применено совместное решение уравнений Рауля и Дальтона, которое имеет вид

л (24)

где Рс - давление в системе, Па; Р,{т) - парциальное давление г - того компонента, Па.

Таким образом, значения коэффициента п равно давлению насыщенного пара компонента при данной температуре. Следовательно, рассчитать константу фазового равновесия при давлениях, не превышающих 1 МПа, возможно, зная величину давления насыщенного пара данного компонента при заданной температуре. Следует отметить, что для расчета давления насыщенного пара компонентов, которое невозможно определить экспериментально, существует ряд методик. Наиболее достоверная из них - на основе уравнения Антуана с параметрами, приведенными в справочнике Т. Шервуда и Р. Рида

1п Р = А—— ,„,ч

С+г (25)

где А, В, С - коэффициенты, характерные для каждого углеводорода в определенных пределах температуры, г - температура, "С.

Таким образом, выражение (24) для расчета константы фазового равновесия примет вид

л-В-- с«

К = -

Р (26)

С применением результатов экспериментальных исследований проб

пластовых нефтей месторождений Западной Сибири (Саннинское,

Приразломное, Западно - Сургутское и др.) определены экспериментальные

значения (КЬксп) и по формуле (26) Кфасч. Результаты представлены в таблице 3.

Для всего гомологического ряда наблюдается большое схождение

экспериментальных и расчетных величин констант фазового равновесия при

значениях давления и температуры, характерных для технологических

процессов подготовки нефти, когда смесь углеводородных компонентов подчиняется законам идеальных газов и идеальных растворов.

Таблица 3 - Расчетные значения констант фазового равновесия

Компонент К/ЭКСП К-/ расмс

СН4 259,82 232,8

С2Н6 34,50 37,21

с3н8 8,33 8,33

г-С4Ню 2,77 3,94

/2-С4Н10 1,89 2,79

¿-С5Н,2 0,68 0,756

Л-С5Н12 0,50 0,558

с/ 0,01 0,16

Полученные результаты можно использовать при проектировании технологических установок подготовки скважинной продукции.

В третьем разделе представлены результаты повышения качества и количества подготовленной к транспорту нефти за счет совершенствования технологических процессов разработки и эксплуатации месторождений углеводородного сырья на основании предложенных констант фазового равновесия.

Разработана аналитическая методика расчета газосодержания, позволяющая определить истинное молярное газосодержание. Для определения покомпонентного состава образовавшейся газовой (паровой) фазы используется уравнение

= (27)

где г,— мольная доля 1-го компонента в пластовой нефти; Л1' - мольная доля отгона газа из объема нефти.

Поскольку ^у] = 1, то уравнение (27) можно записать в виде

У . . =1. (28)

м 1 + (К, -

Отсюда уравнение (28) можно использовать для определения мольной доли отгона У методом итерации при заданном составе исходной смеси г], давлении и температуре сепарации. Составляются уравнения мольных

концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти, и путём итерации определяются величины И', при которых выполнится условие

2»1. (29)

У-1

Расчетом определяются массовые и мольные балансы, а также мольная доля отгона, которая и является расчетной величиной истинного молярного газосодержания. Экспериментальную величину газосодержания определяли как отношение молекулярной массы выделившегося газа к молекулярной массе пластовой нефти. Расчеты по нескольким месторождениям показали следующие результаты (таблица 4), из которых следует, что результаты расчетов газосодержания по предложенной методике достоверны (погрешность расчета не превысила 6 %). Аналогичные расчеты были проведены для нефтей Орехово - Ермаковского, Западно - Сургутского, Угутского и Красноленинского месторождений.

Таблица 4 - Результаты расчета газосодержания нефти

Компонент Состав газа, молярная концентрация у„ %

Саннинское м-ние, АСИ Каменное м-ние

Расчет Эксперимент Расчет Эксперимент

С02 0,34 0,35 0,63 1,11

0,81 0,88 0,48 0,58

сн4 43,61 47,3 55,78 38,4

С,н„ 13,32 14,68 10,55 13,18

СзН8 18,83 20,6 12,25 22,27

изо-С4Н10 2,58 2,33 2,60 5,36

Н-С4Н10 8,22 7,23 5,93 11,58

изо-С5Н,2 1,54 1,45 1,19 3,27

н-С5Н,2 1,94 1,85 1,54 4,25

СбНм+ 8,81 3,33 9,09 0

Молекуляр. масса газа 35,99 32,01 32,6 26,46

Газосодержание,% 18,4 21,2 15,6 16,46

Погрешность определения газосодержания, % 4,09 5,76

Различие составов нефтей по месторождениям не учитывается при

подборе термобарических режимов сепарации, что приводит к увеличению

потерь ценных фракций углеводородного сырья. Уменьшить содержание ценных компонентов в попутном нефтяном газе низкого давления возможно путем оптимизации режимов работы нефтегазосепараторов, минимизацией доли отгона с газом легких фракций углеводородов с учетом компонентного состава продукции (минимум £ Сз и выше). Для нескольких месторождений Ноябрьского региона получены следующие результаты (таблица 5).

Таблица 5 - Результаты оптимизации процесса сепарации

Компоненты Состав газа, молярная концентрация у» доли

Новогоднее (1 ступень 20°С, 0,6 МПа) Вынгапуровское (1 ступень 20°С, 0,6 МПа)

С02 0,00232 0,0064622

N2 0,00021 0,0008063

СН4 0,61894 0,6190495

С2Н6 0,18810 0,1390187

С3Н8 0,12209 0,1478338

И - С4Н10 0,01142 0,0253429

Н - С4Н10 0,03050 0,0354158

и-С5Н,2 0,00345 0,0046892

н - С5Н,2 0,00410 0,0037773

Сб+ 0,01878 0,017564

X Сз и выше 0,19033 0,23462

% снижения 4,55 4,73

Таким образом, оптимизация работы сепараторов путем снижения температуры первой ступени сепарации всего на 5 °С позволило сократить потери ценных фракции (Сз - Сб) почти на 5 %.

При изучении принципиальной схемы работу ДНС-1(УПСВ) Вынгапурского месторождения исследовались компонентные составы, выделившегося растворенного нефтяного газа на первой и второй ступенях сепарации. С применением программного продукта «Газ-сепаратор», разработанный на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ, в основу которого положены вышеизложенные методики расчета процессов подготовки скважинной продукции. Расчет компонентных составов

необходим для оценки количества ШФЛУ, выделяющихся в процессе сепарации. Результаты расчетов при реальных термобарических условиях представлены в таблице 6, из которой следует вывод, что существующие термобарические условия сепарации не отвечают критерию оптимальности, то есть не обеспечивают минимизацию содержания ШФЛУ в отгоняемом газе.

Таблица 6 - Результаты расчета процесса сепарации

Компонент смеси Первая ступень Вторая ступень

0,6 МПа, 15 °С 0,05 МПа, 15 °С

N2 (Азот) 0,0082 0,0003

СОг (Двуокись углерода) 0,0009 0,0001

СН4 (Метан) 0,6519 0,0564

С2Н6 (Этан) 0,1326 0,0722

СзН8(Пропан) 0,1323 0,3028

¡-С4Н|оО-бутан) 0,0220 0,0925

П-С4НI о(п-бутан) 0,0308 0,1670

¡-СзН^О-пентан) 0,0039 0,0425

п-С5Нп(п-пентан) 0,0033 0,0398

Остаток 0,0146 0,2270

Итого: 1,0005 1,0005

Массовая доля отгона газа 0,1907 0,2371

1С4+ 0,0746 0,5687

С целью разработки рекомендаций по обоснованию рациональных режимов работы аппаратов подготовки скважинной продукции, проведена оптимизация процесса в рамках заданной вариации термобарических условий. На первом этапе проведено уменьшение рабочего давления на первой ступени сепарации (от 0,6 МПа до 0,4 МПа) при температуре 15°С, при этом не изменялось давление и температура на второй ступении сепарации (Р = 0,05 МПа, Т = 15°С). На втором этапе давление Р = 0,6 МПа и температура первой ступени сепарации 15°С оставались постоянными, а давление второй ступени сепарации уменьшалось от 0,5 МПа до 0,33 МПа при температуре 15 °С. Результаты расчетов представлены на рисунках 3 и 4.

■0,5---------

~0,4-----—---

■0.3---------

S 0,2--------------

o,i f-♦ » -----г » -

0,4 0.'5 0,5 0,55 0,6 0,65

Давпемм первом ступени сепарацпн, МПа

« Пере» стугень стран* в В края ступень сепарации д Сумма по двум оупекям

Рисунок 3 - Зависимость содержания ШФЛУ в отгоняем газе при изменении давления на первой ступени сепарации

0,4 0,45 0,5 0.55 0.6

Да впеки* второй ступени с« п а рации, К Па

«Первая ступень сепарации ■ Вторая ступень сепарашт Д Сумма по двум ступеням

Рисунок 4 - Зависимость содержания ШФЛУ в отгоняем газе при

изменении давления на второй ступени сепарации Выявлено, что потери ШФЛУ обусловлены существующими термобарическими условиями сепарации скважинной продукции на ДНС с УПСВ Вынгапуровского месторождения, которые не соответствуют критериям оптимальности. Снижение давления на первой ступени сепарации при постоянной температуре не приводит к сокращению потерь ШФЛУ. Таким образом, существующая технологическая схема сепарации на двух ступенях не обеспечивает качественную подготовку нефти в связи с резким снижением

давления на второй ступени. Поэтому необходим ввод в работу третьей ступени сепарации.

Увеличение давления на второй ступени сепарации позволяет значительно снизить содержание ШФЛУ в отгоняем газе, при наиболее благоприятных условиях содержание компонентов от С4 и высшие уменьшается в 4 раза по сравнению с базовым вариантом.

Для количественной оценки потерь нефти по ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазу» были проведены расчеты сепарации пластовых нефтей основных месторождений (рисунок 5).

На основе расчета оптимальных условий подготовки скважинной продукции предложен метод компаундирования товарных нефтей различной плотности, обеспечивающих увеличение их выхода в соответствии с требованиям ГОСТ Р 5185 8-2002. Метод внедрен в ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» путем смешения подготовленных легких нефтей со средними нефтями с последующей сдачей в систему магистрального транспорта через единый коммерческий узел учета нефти.

В процессе подготовки скважинной продукции, при использовании негерметичной системы, нефть проходит стадию отстаивания в вертикальных резервуарах (РВС). Предлагается методика определения потерь нефти РВС, основанная на методике расчета процессов однократного испарения (А.И. Скобло и д.р.). Выполняется оценка изменения концентрации углеводородов в нефти при однократном испарении. При этом принимается, что процесс испарения однократный, образовавшаяся газовая и жидкая фазы не разделяются до окончания процесса, а при достижении фазового равновесия они разделяются однократно, влияние воздуха не учитывается ввиду его слабой растворимости в нефти. Поэтому достаточно выполнение условия

Ê-^-ч = ]. (30)

где х'цг - мольная доля i - го компонента в нефти до испарения; е - мольная доля отгона (подбирается методом итерации).

Увеличение температуры, С

5 Н

а> х го Ч о

X л

ш ф

а> X ш

—•—Вынгапурское -«—Вынгаяхинское Суторминское

V- Сугмутское -*— Слорышевское —«—Новогоднее

-+— Холмогорское ---Карамановское--Крайнее

Муравленковское

Рисунок 5 - Результаты расчетов потери разгазированной нефти от увеличения температуры технологического процесса

Данное выражение (30) аналогично зависимости методики, описанной в РД 153-39-019-97. Вместо используется выражение чт0 не

влияет на порядок и результаты расчетов, но незначительно их упрощает.

В результате расчета получено значение мольной доли отгона е'= 0,00012. Максимально испарится из резервуара при заданных условиях 0,012% от общего количества углеводородов за один цикл. Из таблицы 6 следует, что концентрация компонентов от С5+ увеличивается и происходит перераспределение компонентов между паровой и жидкой фазой за счет испарения более легких фракции. Сделан вывод, что испарение компонентов С]- С4 происходит намного интенсивнее, чем компонентов С5+ Результаты исследований позволили использовать разработанный метод определения потерь нефти от испарения на основе расчета констант фазового равновесия для решения прикладных задач проектирования систем сбора и подготовки углеводородного сырья при разработке и эксплуатации месторождений.

О 5 10 15 20 25 30

Исходными данными для расчета послужил компонентный состав нефти до РВС Холмогорского месторождения ОАО «Газпромнефть Ноябрьскнефтегаз», состав представлен в таблице 7.

Таблица 7 - Расчет испарения из РВС

№ п/п Компонент смеси Мольная доля компонента в нефти до испарения, д. ед. К; Мольная доля компонента в нефти после испарения, д. ед. Разница в мольных составах жидкостей до и после испарения

1 СН4 0,000779039 232,8 0,000757955 0,0000210833

2 С2Н6 0,000887135 37,21 0,000883297 0,0000038381

3 С3Н8 0,026477063 8,33 0,026453795 0,0000232688

4 изо-СдНю 0,012169404 3,94 0,012165112 0,0000042919

5 Н-С4Н10 0,026718416 2,79 0,026712678 0,0000057379

6 ИЗ0-С5Н12 0,014865358 0,756 0,014865793 - 0,0000004353

7 цикло-С5Н12 0,003622318 0,377 0,003622588 - 0,0000002708

8 Н-С5Н12 0,024485284 0,558 0,024486582 -0,0000012988

9 изо-СбНм 0,013242703 0,226 0,013243934 -0,0000012301

10 цикло-СбНн 0,015418672 0,325 0,015419921 - 0,0000012490

11 Н-С«Н,4 0,015939302 0,16 0,015940909 -0,0000016068

12 ИЗО-С7Н16 0,017416024 0,068 0,017417972 -0,0000019480

13 цикло-С7Н16 0,013191174 0,253 0,013192357 -0,0000011826

14 н-С7Н,6 0,01290416 0,047 0,012905636 -0,0000014759

15 С8Н,8 0,038560615 0,014 0,038565178 -0,0000045630

16 остаток 0,763323333 0 0,763414943 -0,0000916098

1 - 1,0000 -

Технологическая схема утилизации попутного нефтяного газа низкого

давления с применением жидкостно-газового эжектора, в котором активной средой является подтоварная вода высокого давления системы поддержания пластового давления, обеспечила высокую эффективность и практически полную утилизацию газа на ДНС-13 Поточного нефтяного месторождения. В качестве рабочей (активной) среды при этом используется подтоварная вода с установки предварительного сброса воды, которая с выкида насосов системы поддержания пластового давления с давлением до 2,4 МПа подается на вход жидкостно-газового эжектора. Газ со II ступени сепарации с давлением до 0,2 МПа подается на эжектор. С эжектора газожидкостная смесь с давлением до 0,55 МПа поступает на вход установки сброса воды ДНС, т.е. в сепаратор 1-ой

ступени сепарации. Установка ЖГЭ рассчитывалась на расход газа 1,5 тыс.м3/час и воды - 300 м3/час.

В четвертом разделе рассмотрены основные факторы, влияющие на интенсивность процесса парафинизации нефтесборных коллекторов и насосно-комперссорных труб. Проанализированы механизмы образования органических отложений при добыче и сборе нефти, рассмотрены способы предотвращения образования и удаления АСПО, подробно изучены химические способы удаления АСПО, в частности, применение органических растворителей.

Исследованиями в данной области занимались: В.Г. Агаев, М.Д. Валеев, В.Н. Глущенко, С.Н. Головко, М.В. Голубев, С.А. Горошко, K.M. Гумеров, Данияров С.Н., М.Ю. Доломатов, В.Ф. Евтихин, Ю.В. Зейгман, Г.В. Кострюков, Р.Я. Кучумов, С.Ф. Люшин, Б.Н. Мастобаев, Б.А. Мазепа, И.Т. Мищенко, Н.М. Нагимов, H.H. Непримеров, Л.М. Оленев, В.В. Рагулин, М.К. Рогачев, М.Н. Рахимов, Ю.А. Савиных, Р.З. Сафиева, В.В. Сизая, К.В. Стрижев, М.Ю. Тарасов, В.П. Тронов, Р.Г. Шакирзянов, A.B. Шарифулин, Ю.В. Шамрай, Н.М. Шерстнев, Leontaritis K.J., Pfeiffer J.P., Speight J.G., Yen T.F.

Определены следующие эмпирические зависимости, позволяющие наиболее точно и с наименьшим расхождением от экспериментальных данных предсказать динамическую вязкость нефти:

1. Beal.

(„„„ 1,8 xlO7 Y 360 Y

здесь 0 = lg(°'43 + ^|:)-

2. Modified Kartoatmodjo (Medium Oils).

ц = 220,15 x 109 x T(-3-5i60}M°API)] .('««мйгмот

3. Petrosky & Farshad.

ц = 2,3511 x 107 x T~2''0255 x (lg0/lP/).'4-59J88'nsr'-22'82792) Здесь Ц - вязкость дегазированной нефти (мПа-с); API - плотность в

градусах API; Т - температура, °F.

(31)

(32)

(33)

Проведены лабораторные испытания образцов нефтей при различных температурных режимах на ротационном вискозиметре РЕОТЕСТ 2.0 по стандартной методике

Определение динамической вязкости проводилось в диапозоне температур от 0°С до 40°С часто встречаемых в системе сбора и подготовки нефти.

Установлено, что при температурах, соответствующих реальным промысловым условиям для предварительного прогноза коэффициента динамической вязкости целесообразно применять формулу (31). При расчетах показала наименьшее отклонение от экспериментальных данных исследуемых нефтей (Дцсредн = 2,58 мПа-с, для Приразломного месторождения, АцсредН= 2,86 и АЦсредн.= 3,46 мПа-с - Родниковое и Крайнее месторождения соответственно).

Применение рассмотренных эмпирических зависимостей в условиях промысла и непрерывного процесса добычи и сбора скважинной продукции позволяет оперативно определять значения динамического коэффициента вязкости.

В пятом разделе исследован процесс начала кристаллообразования парафинов в нефти при изучении влияния состава нефти и реологических параметров на температуру насыщения нефти парафином и температуру структурообразования.

Динамическую вязкость определяли на ротационном вискозиметре РЕОТЕСТ 2.0 при различных температурах и скорости сдвига. Для исследования были взяты образцы со следующих месторождений: Восточно-Пякутинское, Северо-Сарембойское, Иусское, Суторминское и Русское. Результаты полученных экспериментальных данных на примере Восточно-Пякутинского месторождения представлены на рисунке бив таблице 8.

Лабораторными исследованиями выявлено, что значение динамической вязкости с определенной величины температуры начинает резко возрастать. Было сделано предположение, что в объеме нефти начинают образовываться зародыши кристаллов, которые в свою очередь способствуют увеличению упругости нефти.

Таблица 8 - Зависимость плотности и динамической вязкости нефти Восточно-Пякутинского месторождения от температуры

Обводненность, % об. Температура, °С Плотность, кг/м3 Динамическая вязкость, мПа*с

- 10 886,0 92,7

-5 882,6 53,7

0 879,1 36,7

5 875,7 26,4

0,0 10 872,3 19,9

20 865,4 13,1

30 858,5 9,3

40 851,7 7,3

50 844,8 5,5

При температуре ниже 15°С наблюдается начало изменений показателя динамической вязкости для различных скоростей сдвига. В процессе коагуляции кристаллов парафина происходит образование пространственной структурной сетки из частиц фазы, изменяются свойства и увеличивается прочность системы.

Применение построенной графической реологической кривой зависимости коэффициента динамической вязкости от температуры, не позволяет определить значение температуры начала структурирования однозначно. В этой связи проведена линеаризация данной зависимости методом двойного логарифмирования показателей динамической вязкости нефтей, что позволило воспользоваться результатами эксперимента для исследования изменения вязкостно-температурных свойств нефти.

С помощью графической обработки данных при разных скоростях сдвига и температуры (рисунок 7), выявлена точка пересечения двух прямых, позволяющая определить температуру начала структурирования парафина в нефти. В данной области свойства нефти обусловлены содержанием парафина, смол и асфальтенов, образующих подвижную пространственную сетку или структуру коагуляционного типа (по классификации академика П.А. Ребиндера). Подобную структуру нельзя рассматривать как жесткий пространственный каркас, более правильно говорить о мгновенно

возникающих и разрушающихся структурах, прочность которых зависит от силы приложенной к ним в системе. 1150 1100 1050 1000 950 900 850 800 750

£ 700

В 650

1 600

1 550

I 500

450 400 350 300 250 200 150 100 50 0

-10 -5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 Температура, "С

Рисунок 6 - Зависимость динамической вязкости нефти Восточно-Пякутинского месторождения от температуры и скорости сдвига

—*—3 (1/с) —•—5,4 (1/с) --*- 9 (1/с) -«-16,2 (1/с) —ж—27 (1/с) —•—48,6 (1/с) —I—81 (1/с) — 145,8 (1/с)

----243 (1/с)

—*— 437,4 (1/с) —■—729 (1/с) 1312 (1/с)

При дальнейшем снижении температуры новообразующиеся комплексы обладают более прочной структурой (проявление тиксотропных свойств), что приводит к увеличению динамической вязкости нефти.

Результаты исследований нефтей различных месторождений и графической обработки представлены в таблице 9. Стоит отметить, что при всех исследованниях проб нефтей наблюдалась неньютоновская область. Графический метод определения температуры начала структурирования парафина в нефти дает возможность оперативно определять интервал неблагоприятных температур в процессе добычи скважинной продукции и своевременно принимать необходимые меры по профилактике и предотвращению образования АСПО.

---1.60-,

-0.40

-10 -5 О 5 10 15 20 25 30 35 40 45

Температура, °С

Рисунок 7 - Графическое определение температуры насыщения нефти парафином Восточно-Пякутинского месторождения

Таблица 9 - Сравнение экспериментальных и графических данных

Месторождение Плотность, кг/м3 Температура, "С Погрешность, %

экспериментально графически

Восточно-Пякутинское 865,4 15 14 6

Северо -Сарбойское 872 24 23 4,1

Иусское 885 14,5 13,5 6,8

Суторминское 852,7 -5 -4 2

Русское 934 25 23 8

Под температурой насыщения нефти парафином в работе принимается значение температуры, ниже которой в процессе её охлаждения осуществляется переход из однофазного состояния в двухфазное (нефть + твердая фаза) при термодинамическом равновесии. Для ее определения В.Н. Глущенко «ВНИИнефть»:предпагает использовать формулу

1о = 11,398 + 34,08Ф1§СП, (34)

где - температура насыщения нефти парафином в поверхностных условиях, °С; С„ - концентрация содержания парафина в нефти, масс.%.

Однако Ф.А. Каменщиковвм для нефтей Удмуртии эмпирическая зависимость температуры насыщения от содержания парафинов описывается другим уравнением:

10= 19,457-1пС„-0,8117. (35)

Для нефтяных месторождений Пермского Прикамья в ООО «ПермНИПИнефть» использует эмпирическую формулу следующего вида:

10= 70,5-е (3'68б/Сп). (36)

Для анализа применимости данных формул к нефтям месторождений Западной Сибири (Ноябрьский регион) был произведен расчет 10, результаты которого сравнивались с экспериментальными значениями (рисунок 8). Оказалось, что погрешность эмпирическим зависимостям различных авторов составляет от 9 до 50% от экспериментальных показателей.

При обработке экспериментальных данных была получена эмпирическая зависимость, позволяющая учесть различные факторы, влияющие на температуру насыщения V-

'„=[4

К ■ + — • Ь

(37)

К Ъо

где [5] - поправочный коэффициент (°С/%); г|20 - кинематическая вязкость при 20°С (мм/с2); т|5о - кинематическая вязкость при 50°С (мм/с2), К -суммарное содержание парафина, смол и асфальтенов (%); Тпл - температура плавления выделенного парафина (°С); 10 - переводной коэффициент равный 1°С, Ь - переводной коэффициент равный 1%.

50,00 45,00 40,00 35,00

ей

а.

& 30,00 &

V 25.00

20,00 15.00 10,00

2,00 3,00 4.00 5.00 6,00 7,00 8,00

Содержание парафина, %масс.

1 - расчетные данные по формуле (4), 2 - расчетные данные по формуле (5), 3 -расчетные данные по формуле (6), 4 - экспериментальные данные. Рисунок 8 - Сравнение полученных значений эмпирических зависимостей с экспериментальными данными

Учет содержания парафинов и смол, которые в значительной степени влияют на температуру насыщения нефти, характеризуется поправочными коэффициентами [5], найденных с помощью методов математической статистики и представленными в таблице 10.

Таблица 10 - Поправочные коэффициенты [8], (°С/%)

Наименование Содержание парафинов, масс. %

от 2 до 3 от 3 до 4 от 4 до 5 от 5 до 6 от 6 до 7

Содержание смол, масс. % 1 0,77 0,69 0,95 - 0,86

2 0,57 0,68 - 0,775 -

3 0,58 - 0,72 0,69 0,71

4 0,53 0,54 0,64 0,62 0,68

5 0,42 0,43 0,49 0,51 -

6 0,31 0,41 - - -

7 0,32 - - - -

9 0,33 - - - -

Предлагаемую зависимость (37) позволит прогнозировать интервал температур вероятного появления АСПО следующим образом:

1. Проводится расчет температуры насыщения (^исследуемой нефти по полученной эмпирической зависимости на основе экспериментальных данных.

2. Определяется тепловое распределение температуры по длине нефтесборного коллектора.

3. Совместным построением температуры насыщения и теплового распределения температуры на графике определяется длина, с которой начинается процесс формирования АСПО.

Для определения области вероятного формирования АСПО для нефтей Чатылькинского и Холмистого месторождений был проведен расчет теплового распределения температуры по формуле В.Г. Шухова и температуры насыщения нефти парафином по зависимости (37) (таблица 11).

Полученное тепловое распределение температуры потока по длине нефтесборного коллектора и определенные температуры насыщения нефтей парафином приведены на рисунках 9 и 10.

Таблица 11 - Данные для расчета температуры насыщения

Месторождения Кинематическая вязкость, мм2/с Массовое содержание, % о О Температура насыщения, °С

20°С 50°С Асфаль-тенов Смол Парафинов § н

Чатылькинское 4,02 2,21 0,5 2,34 5,21 0,775 52 26,09

Холмистое 6,57 3,34 0,3 3,6 2,98 0,53 53 15,52

Начальные температуры нефтей Чатылькинского и Холмистого месторождений различны и составляют 18 и 30°С соответственно, а также имеют различные характеристики. Как видно из приведенных диаграмм на рисунках 9 и 10 температура насыщения нефти парафином происходит уже на расстоянии около 5 км от начала нефтесборных коллекторов независимо от начальных свойств нефтей, что подтверждено в промысловых условиях.

18,00 16,00

14,00

£ 12,00

н 10,00

6.00 6,00

О 2500 5000 7500 10000 12500 15000 17500 20000

Протяженность, м

1 - тепловое распределение температуры по формуле В.Г. Шухова;

2 - температура насыщения нефти парафином.

Рисунок 9 - Падение температуры вдоль нефтесборного коллектора от ДНС с УПСВ Чатылькинского месторождения до ДНС с УПСВ Холмистого месторождения

30,0 «SC*----------

28,0--——--------------------

26,0---^^---——-—-;-

24.0----^ч. —----¡г" ---

„■ 22,0---^^--^ ^^----

| 20,0---1------------------- — --------

| 18,0----------------

16,0-----------

14,0------------

12,0---------

10,0 --------

О 2500 5000 7500 10000 12500 15000 17500 20000

Протяженность, м

Рисунок 10 - Падение температуры вдоль нефтесборного коллектора от ДНС с УПСВ Холмистого месторождения до ДНС-1 с УПСВ Ярайнерского месторождения В шестой разделе представлены результаты решения по предотвращению и удалению АСПО.

В соответствии с целями и задачами научной школы ТюмГНГУ (А.Н.Халин, Т.В. Юрецкая, P.M. Галикеев и др.) проводились исследования эффективности ингибиторов АСПО, депрессорных присадок и их композиций в модельной среде - авиакеросине и в пробах нефти из скважин Южно-

1 -------- 2

1 ""

Харампурского, Приобского, Урненского и Усть-Тегусского месторождений, расчеты сверхадцитивного эффекта взаимодействия реагентов в созданных композициях, испытания эффективности и изучения механизма явления синергизма в трехкомпонентных смесях, различающихся порядком смешения реагентов, а также совершенствование методик подбора растворителей АСПО.

Оценку явления взаимного усиления эффективности ингибирования реагентов, при их совместном применении наряду с использованием правила аддитивности, определяли по разработанной нами методике количественной оценки синергетического эффекта.

Для количественной оценки сверхаддитивного эффекта взаимодействия реагентов в смесях ингибиторов АСПО используется соотношение

где Эсм - эффективность ингибиторной защиты смесей, величина, определенная по методу «Холодного стержня» (РД 39-3-1273-85, п.2.8), % масс.; Эа - аддитивная эффективность смеси, величина расчетная, % масс.

Если Эсм/Эа>1, то проявляется синергетический эффект, а если Эсм/Эа<1, то эффект антагонистический.

Данный способ численного расчёта эффекта синергизма позволяет целенаправленно планировать эксперимент и создавать наиболее оптимальные по составу и по максимальному эффекту композиции ингибиторов АСПО. Проведена обработка экспериментальных данных методом интерполяции с помощью программного обеспечения Hydraulic Symulator лаборатории разработки ПО SunEXe. Установлено, композиции из ингибиторов и депрессорных присадок обладают сверхадцитивным эффектом взаимодействия исходных реагентов в смесях и являются достаточно эффективными по сравнению с самым активным исходным компонентом. Наибольшую активность из рассмотренных двухкомпонентных композиций проявляют смеси при соотношении реагентов 50:50 % масс., из рассмотренных трехкомпонентных - в соотношении 80 % двухкомпонентной смеси и 20 % ингибитора АСПО. Исследования, проведенные в модельной среде - авиакеросине, подтверждены

исследованиями в пробах нефти из скважин Южно-Харампурского, Приобского, Урненского и Усть-Тегусского месторождений.

Исследование механизма образования многокомпонентных ингибиторов АСПО проводили путем регистрации спектров на спектрометре ИК-Фурье AVATAR 330 FT-IR 'Thermo Nicolet' в волновой области 400 - 4000 см"1.

Результаты этих исследований позволили установить, что эффект увеличения ингибиторной защиты от АСПО проявляется в смесях, компоненты которых имеют разную химическую природу. При этом для смесей, обладающих этим эффектом в области малых концентраций, наблюдается снижение эффективности с повышением общей концентрации. Для антагонистических смесей, наоборот, возможно появление эффекта с ростом концентрации смеси.

Эффективность смесей зависит как от состава смесей, так и от концентрации. При оптимальном выборе соотношений компонентов и концентрации смеси достигается повышение эффективности ингибирования в 1,2 - 8,2 раза по сравнению с эффективностью исходных ингибиторов АСПО.

Эффективность смеси за счет большого синергизма при низких концентрациях возрастает настолько, что становится сравнима с эффективностью смеси при больших концентрациях, но небольшом синергизме. Этот эффект обеспечивает снижение расхода ингибитора при заданной величине эффективности защиты.

Проведены исследования по подбору эффективных ингибиторов АСПО, с применением метода фирмы «Петролайт Корпорэйшн» (США), в котором определяется совместимость реагента с пластовой водой, диспергирование парафиновых отложений, налипы и замазывание стенок конической колбы. Окончательный результат рассчитывается как среднее значение для всех параметров и переводом в проценты эффективности исследуемого реагента.

Установлено (рисунок 11), что наиболее эффективно предотвращают процесс образования АСПО реагенты СНПХ-7920 и ФЛЭК ИП-106 (эффективность от 75% и выше), что позволяет предположить о значительном увеличении межочистного периода выкидных линий. Данные реагенты

удовлетворяют требованиям предлагаемой методики и могут быть рекомендованы для опытно-промышленных испытаний.

Спорышввкое Карамоаское Потраничное Холмогорское Умсейское 490. Умсейское 580, Памэльяхэ Средне-Ипрское

ска. 551 ска. 990

Месторождение

ИХПП-004(КГ) ■ ХПГИ)04(150) в СНПХ - 7920 «ФЛЭКИП-Юб El ФЛЭК ИГ1-102 0 ФЛЭК ИП-101

Рисунок 11 - Результаты исследования эффективности ингибиторов АСПО

На основе существующей методики подбора растворителей АСПО ОАО «Гипротюменнефтегаз» предложена усовершенствованная методика, с учетом шероховатости внутренней поверхности нефтесборных коллекторов и скважинного оборудования. Результаты исследования влияния шероховатости на сцепляемость отложений нефти Средне-Итурского месторождения с поверхностью нефтепромыслового оборудования представлены на рисунке 12, из которых видно, что с ростом шероховатости обрабатываемой поверхности время отслоения парафина значительно увеличивается от 40 минут на самой гладкой поверхности до 290 минут на самой грубой. С учетом установленного времени были предложены эффективные реагенты фирмы ООО «ФЛЭК».

Для выбора наиболее эффективного растворителя из линейки реагентов ФЛЭК - Р - 017, ФЛЭК - Р - 018, ФЛЭК - Р - 020 и ФЛЭК - Р - 021 проведеноя исследование по методике ОАО «Гипротюменнефтегаз» на диспергирование (разрушение) образцов АСПО и их растворимость в растворителях при низких температурах, соответствующих реальным температурам в нефтепроводе в зимнее время.

Время, минуты

Рисунок 12 - Зависимость отслоения АСПО Средне-Итурского месторождения от времени воздействия растворителем 1 -13,3 мкм, 2 - 25,2 мкм, 3 - 26,5 мкм, 4 - 27,1 мкм, 5 - 28,6 мкм.

Эффективность отмывания АСПО рассчитывается по формуле:

Э„ = т1 ~т? -100%, (39)

где mi - масса АСПО, помещённого в металлический контейнер, кг; т2 - масса АСПО, оставшегося в контейнере после промывки, кг.

Результаты исследования представлены в таблицах 11 и 12. Эффективность растворения АСПО рассчитывается по формуле:

э ™3-"V100%; (40)

где m3 = mi - т2 - масса АСПО, перешедшего в растворитель из металлического контейнера, кг; пц - масса АСПО, отфильтрованного на фильтре, кг.

Наибольшей эффективностью растворения АСПО обладают растворители ФЛЭК-Р-017 и ФЛЭК-Р-020. Установлено, что время контакта растворителя с отложениями на стенках нефтепровода должно составлять от 0,5 часа до 1 часа.

Таблица 11 - Эффективность отмывания АСПО

N п\п Наименование растворителя Масса АСПО, кг Ш] Масса АСПО после промывки, кг П12 Эффективность отмывания, % Э0

1 ФЛЭК Р-017 9,58- 10"3 7,83-103 18,3

2 ФЛЭК Р-018 9,1310"3 8,4310"J 7,7

3 ФЛЭК Р-020 9,27-10"3 8,12-103 12,4

Примечание: объём растворителя 120 мл.

Таблица 12 — Эффективность растворения АСПО

N п/п Наименование растворителя Масса АСПО, перешедших в растворитель, кг т3 Профильтрованные АСПО (без учёта веса фильтра), кг пх4 Эффективность растворения, % Эр

1 ФЛЭК Р-017 1,75-Ю-3 0,86-10"3 50,9

2 ФЛЭК Р-018 0,7-10"3 0,54-10"3 22,9

3 ФЛЭК Р-020 1,15-10"3 0,71-Ю"3 38,3

Примечание: объём растворителя 120 мл.

Это позволило разработать регламенты по удалению и предотвращению АСПО в нефтесборных коллекторах на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». Их применение позволило увеличить пропускную способность нефтесборного коллектора с 2148м3/сут. до 2243 м3/сут., что позволило обеспечить дополнительное перекачку подготовленной нефти в объеме 35 тыс. м3/год.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Доказано, что при давлениях, не превышающих 1,0 МПа, углеводородная смесь, даже содержащая неуглеводородные компоненты, подчиняется законам идеального раствора. В этой связи для определения констант фазового равновесия при низких давлениях рекомендуется применение совместного решения уравнений Рауля - Дальтона с расчетом давления насыщенных паров компонентов по уравнению Антуана. Погрешность при его применение не превышает 3%.

2. Применение разработанной методики расчета констант фазового равновесия обеспечило при оптимизации термобарических условий работы

нефтегазосепараторов увеличение до 6 % выхода товарной нефти и повышение её качества за счет сохранения в ней легких фракций углеводородов.

3. Разработана методика расчета максимально возможных потерь нефти от испарения из вертикальных резервуаров, с целью проектирования товарных парков и экспертной оценки нормативов технологических потерь нефти.

4. Установлено, что компаундирование легких и средних нефтей при их подготовке является одним из эффективных способов снижения давления насыщенных паров нефти, обеспечивающих увеличение выхода товарной нефти.

5. Разработана технология утилизации нефтяного газа низкого давления с помощью жидкостно-газового эжектора с использованием в качестве активной среды высоконапорной воды системы поддержания пластового давления, которая реализована в условиях эксплуатации ДНС-13 Поточного нефтяного месторождения.

7. Предложен метод прогнозирования отложений АСПО, основанный на определении температуры начала кристаллизации и структурообразования парафина по реологической характеристике добываемой нефти.

8. Для нефтей Ноябрьского региона Западной Сибири выявлена эмпирическая зависимость температуры насыщения нефти парафином от содержания в ней АСПО, вязкости и температуры плавления выделенного из АСПО парафина.

9. Усовершенствована методика подбора растворителя путем учета состояния поверхности скважинного оборудования при воздействии отложения АСПО на металлические образцы на растворителем, которая применялась при разработке технологических регламентов по удалению отложений АСПО в системе нефтесбора с применением подобранных растворителей ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах.

Статьи в изданиях, рекомендованных ВАК

1. Леонтьев С.А. Определение констант фазового равновесия по данным исследования глубинных проб нефти (статья) / С.А. Леонтьев, О.В. Фоминых // Известия вузов. Нефть и газ. - 2009. - № 4. - С. 84-87.

2. Леонтьев С.А. Методика расчета потерь углеводородов от испарения в резервуарах (статья) / С.А. Леонтьев, Л.Н. Духневич, О.В. Фоминых // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 3. - С. 25-27.

3. Леонтьев С.А. Исследование методов расчета фазовых равновесий углеводородов (статья) / С.А. Леонтьев, О.В. Фоминых // Территория НЕФТЕГАЗ. - 2010. - № 3. - С. 78-79.

4. Леонтьев С.А. Исследование методов расчета констант фазового равновесия (статья) / С.А. Леонтьев, М.С. Яковлева, О.В.Фоминых, С.К. Грачева И Нефтепромысловое дело. - 2010. - № 8. - С. 25-28.

5. Леонтьев С.А. Расчет температуры насыщения нефти парафином (статья) / С.А. Леонтьев, P.M. Галикеев // Территория НЕФТЕГАЗ. - 2010. - № 6.-С. 14-16.

6. Леонтьев С.А. Лабораторное исследование реологических свойств нефти и графическое определение температуры точки перехода (статья) / С.А. Леонтьев, P.M. Галикеев, М.Ю. Тарасов, Е.В. Портнягина // Территория НЕФТЕГАЗ. - 2010. - № 8. - С. 14-17.

7. Леонтьев С.А. Методика исследования химических реагентов для предупреждения и растворения парафиновых отложений нефтей ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз» (статья) / С.А. Леонтьев, P.M. Галикеев, В.В. Мисник // Нефтепромысловое дело. - 2010. - № 9. - С. 36-39.

8. Леонтьев С.А. Определение оптимальных условий сепарации при подготовке попутного нефтяного газа (статья) / С.А. Леонтьев, М.В. Умеренков, М.Л. Кочетков // Известия вузов. Нефть и газ. 2012. - № 2. - С. 57-59.

9. Леонтьев С.А. Обоснование рациональных технологических параметров подготовки скважинной продукции Вынгапуровского месторождения (статья) / С.А. Леонтьев, А.Н. Марченко, О.В. Фоминых // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". - 2012. №3. С. 211-220.

Ю.Леонтьев С.А. Мониторинг образования солеотложений в системе подготовки подтоварной воды (статья) // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 6. -С. 82-83

И.Леонтьев С.А Подготовка низконапорного попутного нефтяного газа (статья) / А.В.Иванов, О.В. Фоминых, С.А. Леонтьев // Территория НЕФТЕГАЗ. -2012,-№8. -С. 16-20

Монографии

12.Леонтьев С.А. Расчет констант фазового равновесия (монография) / С.А. Леонтьев, О.В. Фоминых, P.M. Галикеев - СПб. : ООО «Недра», 2010. -112 с.

13. Леонтьев С.А. Ресурсосберегающие технологии нефтяной промышленности / С.А. Леонтьев, О.В. Фоминых, И.А. Фоминых - СПб. : ООО «Недра», 2011.-208 с.

Тезисы выступлений на международных научно-технических конференциях

14. Леонтьев С.А. Анализ метода компаундирования разнотипных нефтей ОАО «СИБНЕФТЬ - НОЯБРЬСКНЕФТЕГАЗ» (тезисы) / С.А. Леонтьев, Н.И. Магомедшерифов // Материалы международ, науч. - техн. конф. «Нефть и газ Зап. Сиб». 2007 - 319 с. - С. 138-139.

15.Леонтьев С.А. Разработка методики расчета массы углеводородов, сохраненных в нефти за счет технологии улавливания легких фракций / Леонтьев С.А, Духневич Л.Н. // Материалы межд. Науч.-прак. Конф. «Разработка и эксплуатация нефт. и газ. месторождений». Выпуск 3 2008 г..-417 с., 74-79 е..

16.Леонтьев С.А. Исследование фактического газового фактора на площадках сепарации ДНС -13 ЦППН Поточного месторождения / С.А. Леонтьев, Д.В.Долгов // Там же. - 417 е.. 295-299 с.

17. Леонтьев С.А. Технология утилизации газа низкого давления с использованием эжектора на ДНС -13 ЦППН Поточного месторождения (тезисы) / С.А. Леонтьев, Д.В. Долгов // Там же. - 417 с. 299-302с.

18.Леонтьев С.А. Результаты исследований эффективности ингибиторов АСПО на парафинах Ноябрьских месторождений (тезисы) / С.А. Леонтьев, P.M. Галикеев // «Проблемы геологии и освоения недр»: Сб. науч. тр. - XIII Международный симпозиум студентов и молодых ученых им. академика М.А.Усова, посвященного 110-летию со дня рождения профессора, Лауреата Государственной премии СССР К.В. Радушна. - Томск: ТПУ, 2009. - С. 431— 433.

19.Леонтьев С.А. Анализ расчетных методов определения температуры насыщения нефти парафином (тезисы) / С.А. Леонтьев, P.M. Галикеев // Материалы международ, науч.- прак. конф. «Разработка и эксплуатация нефт. и газ. месторождений». Выпуск 4,2010 - 435 с. - С. 312-316.

20.Леонтьев С.А. Особенности реологических свойств нефти и определение температуры начало структурирования парафина (тезисы) / С.А. Леонтьев, P.M. Галикеев // Материалы международ. семинара «Неньютоновские системы в нефтегазовой отрасли», памяти профессора, д.т.н. Мирзаджанзаде А.Х. Ухта, 2011.

Прочие статьи и конференции

21. Леонтьев С.А. Определение минимальной скорости уноса капель конденсата в газовой скважине / С.А. Леонтьев, Е.В. Немыкин, Н.С. Минигазимов // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности. Сб. докладов 2-й науч. - практич. конф. - Уфа: Изд-во «Монография», 2006. - Доп. Т.2. - С. 12-14.

22.Леонтьев С.А. Методика определения глубины возможного гидратообразования в газовых скважинах) / С.А. Леонтьев, Е.В. Немыкин, Н.С.

Минигазимов // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности. Сб. докладов 2-й науч. - практич. конф. - Уфа: Изд-во «Монография», 2006. - Доп. Т.2. - С. 14-15.

23.Леонтьев С.А. Обзор состояния технологических потерь нефти на месторождениях Западной Сибири / С.А. Леонтьев, Л.Н. Духневич, О.В. Фоминых // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири: Сб. науч. тр., Тюмень: ЗапСибНИИГГ. - 2009. -С. 451-453.

24. Леонтьев С.А. Применение эмпирических формул для определения коэффициента динамической вязкости расчетным методом (тезисы) / С.А. Леонтьев, М.Ю. Тарасов, P.M. Галикеев, А.Г. Мозырев // Нефть и газ Западной Сибири: Сб. науч. тр. Т. 1. - Тюмень, ТюмГНГУ, 2009. - С. 93-95.

25. Леонтьев С.А. Применение попутного нефтяного газа для собственных нужд на Хохряковском месторождении (статья) / С.А. Леонтьев, P.M. Галикеев, М.В. Умеренков // Наука и ТЭК. - 2011. - № 3 - С. 37-43.

Учебные пособия

31. Леонтьев С.А. «Расчеты технологических установок систем сбора и подготовки скважиной продукции» / С.А. Леонтьев, P.M. Галикеев, О.В. Фоминых. - Тюмень : ТюмГНГУ, 2010.

32. Леонтьев С.А. «Основы ресурсо- и энергосберегающих технологий углеводородного сырья» / С.А. Леонтьев, О.В. Фоминых // Тюмень: ТюмГНГУ,

2011.

Соискатель

С.А. Леонтьев

Издательство «Вектор Бук» Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.99 г. Подписано в печать 15.11.2012 г. Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso. Усл. печ. л. 2,44. Тираж 100 экз. Заказ № 277. Отпечатано с готового набора в типографии издательства «Вектор Бук». Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г. 625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04,46-90-03.

Содержание диссертации, доктора технических наук, Леонтьев, Сергей Александрович

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ РЕСУРСОСБЕРЕГАЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИИИСТОЧНИКОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ-ПО-Т-ЕРЬ В СИСТЕМАХ

СБОРА И ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ.!.

1.1. Проблемы и перспективы использования нефтяного газа в России.

1.1.1 Объемы сжигания попутного газа в России.

1.1.2. Экологические и климатические последствия масштабного сжигания попутного газа.

1.1.3. Финансовые последствия масштабного сжигания попутного газа.

1.1.4. Причины масштабного сжигания ПНГ в России.

1.1.5 Существующий порядок сбора статистической информации по добыче и использованию ПНГ.

1.2 Статистические данные по добыче и использованию ПНГ.

1.2.1 Статистические данные по добыче и использованию ПНГ компаниями-недропользователями

1.2.2 Статистические данные по добыче и использованию ПНГ в субъектах РФ и федеральных округах.

1.3. Основные источники технологических потерь нефти на месторождениях.

ВЫВОД ПО РАЗДЕЛУ 1.

ГЛАВА 2. ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ И ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАСЧЕТА ФАЗОВЫХ

РАВНОВЕСИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ.

2.1 Общие условия фазового равновесия.

2.2 Основные элементы теории расчета фазовых равновесий.

2.3. Фазовые равновесия в реальных углеводородных системах.

2.4. Растворимость различных газов в углеводородных жидкостях при низких давлениях

2.5. Исследования фазового поведения пластовых нефтей.

2.6. Необходимость учета влияния специфических условий нефтяных пластов на фазовые равновесия.

2.7. Исследование методов расчета констант фазового равновесия.

2.7.1. Определение константы фазового равновесия по давлению схождения.

2.7.2. Определение констант фазового равновесия по методу Редлиха - Квонга.

2.7.3. Определение констант фазового равновесия по методу Бенедикта, Вебба, Рубина

2.7.4 Расчет констант фазового равновесия по уравнению Пенга - Робинсона.

2.7.5. Сравнительный анализ наиболее часто применяемых методов.

2.8 Анализ общих закономерностей изменения констант фазового равновесия от давления

2.8.1. Определение констант фазового равновесия по экспериментальным данным.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.

3. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ РАСЧЕТОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕ КОНСТАНТ ФАЗОВОГО РАВНОВЕСИЯ.

3.1 Методика расчета газосодержания.

3.2. Оптимизация режимов работы нефтегазосепараторов.

3.3. Разработка метода компаундирования разнотипных нефтей ОАО «Газпромнефть -Ноябрьскнефтегаз».

3.4. Анализ режимов сепарации и расчет потерь нефти за счет дополнительного нагрева по месторождениям ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».

3.4. Методика расчета потерь углеводородов от испарения в резервуарах.

3.5. Технология утилизации газа низкого давления с использованием эжектора.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3.

4. АНАЛИЗ МЕХАНИЗМОВ ОБРАЗОВАНИЯ ОРГАНИЧЕСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ПРИ ДОБЫЧЕ И СБОРЕ НЕФТИ, РАССМОТРЕНЫ СПОСОБЫ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ И УДАЛЕНИЯ АСПО.

4.1. Состав и структура АСПО.

4.2. Методы предотвращения АСПО.

4.2.1. Применение гладких покрытий.

4.2.2. Физические методы.

4.2.3. Химический метод.

4.3. Методы удаления парафиновых отложений.

4.3.1. Механическое удаление отложений.

4.3.2. Термическое удаление отложений.

4.3.3. Обработка парафина химреагентами.

4.3.4. Микробиологические методы удаления.

4.4. Факторы, влияющие на процесс образования парафиноотложения при сборе и транспортировке скважинной продукции.

4.5. Анализ известных эмпирических формул для определения коэффициента динамической вязкости расчетным методом.

ГЛАВА 5. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ АСФАЛЬТО-СМОЛО-ПАРАФИНОВЫХ АССОЦИАТОВ НА РЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА СКВАЖИННОЙ

ПРОДУКЦИИ.

5.1. Лабораторное исследование реологических свойств нефти и графическое определение температуры начала структурирования парафина.

5.2. Разработка эмпирической зависимости температуры насыщения нефти парафином от состава нефти и реологических параметров.

5.3. Определение области вероятного образования парафиновых отложений в нефтесборных коллекторах ОАО «Газпромнефть-ННГ».

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 5:.

ГЛАВА 6. ИССЛЕДОВАНИЕ ХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ И

УДАЛЕНИЯ АСПО.

6.1. Исследование влияния температурного режима на процесс образования парафина в нефти и разработка многокомпонентных ингибиторов парафиноотложений.

6.2 Методика создания высокоэффективных смесей ингибиторов АСПО.

6.3 Совершенствование методики исследования химических реагентов для растворения АСПО.

6.4. Исследование влияния толщины образования асфальтосмолопарафиновых отложений на потери напора внутрипромысловых трубопроводах ОАО «Газпромнефть-ННГ» и обоснование использования растворителей АСПО.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Ресурсосберегающие технологии в системах сбора скважинной продукции нефтяных месторождений"

Актуальность проблемы

Известно, что формирование притока углеводородного флюида в скважину связано с гидромеханическими явлениями многофазной фильтрации. В системе добьии протекают массообменные процессы (сепарация нефти от газа, стабилизация нефти, осушка нефтяного попутного и природного газа, образование асфальтосмолопарафиновых отложений и солеотложений), теплообменные и гидромеханические процессы (отстаивание нефти от воды и механических примесей, транспортировка одно-, двух- и трехфазных потоков во внутрепромысловых коллекторах). В этой связи при разработке нефтяных и газовых месторождений требуются решение сложных оптимизационных задач и поэтому состояние систем обустройства месторождений может не соответствовать требованиям «Энергетической стратегии России на период до 2030 года», целью которой является максимально эффективное использование природных энергетических ресурсов. Например, выделившийся на последних ступенях сепарации скважинной продукции газ, содержащий значительное количество тяжелых углеводородов (в основном пропан-бутановые и пентановые фракции), имеет низкое давление, в связи с этим он не поступает на дальнейшую переработку и по Тюменской области теряется 6-10 млрд. м газа в год.

В процессе добычи нефти и газа переход углеводородных систем из однофазного состояния в двухфазное сопровождается выделением новой фазы и непрерывным изменением компонентного состава газовой и жидкой фазы, что сказывается на их физико-химических свойствах фаз. Фазовые превращения изучаются на специальных установках высокого давления, которые позволяют получить сведения по фазовому равновесию, а для изучения физико-химических свойств проводятся дополнительные эксперименты.

По объективным причинам вводятся в эксплуатацию месторождения, нефти которых характеризуются повышенными значениями температуры застывания, вязкости и обладающих тиксотропными свойствами. В системах сбора и подготовки обрабатывается скважинная продукция, обогащенная вы с о к о пл а в к и ми парафиновыми углеводородами и асфальто-смолистыми веществами, с их содержанием до 8 %. При образовании кристаллов парафина в углеводородном флюиде происходит изменение реологических свойств добываемой скважинной продукции, что существенно влияет на режим работы скважин и внутрипромысловых трубопроводов. Размеры парафиновых отложений могут варьироваться от совсем небольших (до 0,5 мм) до таких размеров, которые повышают затраты на эксплуатацию и ремонт скважин, одновременно понижая их производительность. При толщине отложений 1 см, перепад давления в нефтесборном коллекторе увеличивается от 0,3 до 1 МПа в зависимости от его длины.

Цель работы

Основные задачи исследований

1. Анализ основных причин возникновения технологических потерь нефти.

3.На основе констант фазового равновесия разработать методики: расчета максимально возможных потерь нефти от испарения; оптимизации режимов работы нефтегазосепараторов с целью увеличения выхода товарной нефти.

Методы решения поставленных задач

В качестве объекта исследования выбрана система сбора скважинной продукции.

Научная новизна выполненной работы

1. Предложено модифицированное уравнение расчета констант фазового равновесия при давлениях до 1 МПа.

Основные защищаемые положения

5. Результаты лабораторных экспериментов для выбора технологии предупреждения и удаления АСГТО Средне - Итурского й Умсейского месторождений. —

Практическая ценность и реализация

5. Технологическая схема утилизации попутного нефтяного газа низкого давления с применением жидкостно-газового эжектора, в котором активной средой является подтоварная вода высокого давления системы поддержания пластового давления, обеспечила высокую эффективность и практически полную утилизацию газа на ДНС-13 Поточного нефтяного месторождения.

- «Основы ресурсо- и энергосберегающих технологий углеводородного сырья» (соавтор О.В. Фоминых).

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Указанная область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, а именно пункту три: «Научные аспекты и средства обеспечения системного комплексного (мультидйсцишганарного) проектирования и мониторинга процессов разработки месторождений углеводородов, эксплуатации подземных хранилищ газа, создаваемых в истощенных месторождениях и водонасыщенных пластах с целью рационального недропользования» и пункту четыре: «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов».

Апробация результатов исследований

Результаты работы докладывались на Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТюмГНГУ, «Нефть и газ Западной Сибири», «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе» (г. Тюмень, 2003 г.), Международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (г. Тюмень, 2005г.), 2-ой научно - практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности» (г. Уфа, 2006г.), Международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (г. Тюмень, 2007г.), Международной научно - практической конференции, посвященной 40-летию кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, 2008 г.), XIII Международном симпозиуме студентов и молодых ученых им. академика М.А.Усова, посвященного 110-летию со дня рождения профессора, Лауреата Государственной премии СССР К.В. Радугина

Проблемы геологии и освоения недр» (г. Томск, 2009г.), Всероссийской научно - технической конференции, посвященной 45-летию Тюменского топливно-энергитического комплекса и 80-летию В. И. Грайфера «Нефть и газ Западной Сибири» (г. Тюмень, 2009 г.), Международной научно - практической конференции, посвященной 10-летию института нефти и газа «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, 2010 г.), Международном семинаре «Неньютоновские системы в нефтегазовой отрасли» памяти профессора, д.т.н. А.Х. Мирзаджанзаде (г. Ухта, 2011г.), научно-технических семинарах и заседаниях кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» ТюмГНГУ (2005 - 2012 гг.).

Публикации

Объем и структура работы

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Леонтьев, Сергей Александрович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Доказано, что при давлениях, не превышающих 1,0 МПа, углеводородная смесь, даже содержащая неуглеводородные компоненты, подчиняется законам идеального раствора. В этой связи для- определения констант фазового равновесия при низких давлениях рекомендуется применение совместного решения уравнений Рауля - Дальтона с расчетом давления насыщенных паров компонентов по уравнению Антуана. Погрешность при его применение не превышает 3%.

2. Применение разработанной методики расчета констант фазового равновесия обеспечило при оптимизации термобарических условий работы нефтегазосепараторов увеличение до 6 % выхода товарной нефти и повышение её качества за счет сохранения в ней легких фракций углеводородов.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Леонтьев, Сергей Александрович, Тюмень

1. Ресурсосберегающие технологии нефтяной промышленности / С.А. Леонтьев, О.В. Фоминых, H.A. Фоминых СПб. : ООО «Недра», 2011. -208 с.

2. Соловьянов A.A., Андреева H.H., Крюков В.А., Лятс К.Г. Стратегия использования попутного нефтяного газа в Российской Федерации. М : ЗАО «Редакция газеты «Кворум», 2008 г., - 320 с.

3. Закон Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. N 2395-1 "О недрах"(с изменениями и дополнениями)

4. Федеральный закон от 31 марта 1999 г. N 69-ФЗ "О газоснабжении в Российской Федерации" (с изменениями и дополнениями)

5. Закон РСФСР от 22 марта 1991 г. N 948-1 "О конкуренции и ограничении монополистической деятельности на товарных рынках" (с изменениями и дополнениями)

6. Закон РСФСР от 19 декабря 1991 г. N 2060-1 "Об охране окружающей природной среды" (с изм. и доп. от 21 февраля 1992 г. и 2 июня 1993 г.)

7. Федеральный закон от 4 мая 1999 г. N 96-ФЗ "Об охране атмосферного воздуха" (с изменениями и дополнениями)

8. ПОСТАНОВЛЕНИЕ Правительства РФ от 06.09.2002 N 663 (ред. от 10.03.2009) "О ФОРМИРОВАНИИ И ИСПОЛЬЗОВАНИИ ГОСУДАРСТВЕННЫХ ИНФОРМАЦИОННЫХ РЕСУРСОВ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

9. Ю.Духневич JI.H. Разработка и исследование методов снижения технологических потерь при подготовке нефти к транспорту -диссертация на соискание степени кандидата технических наук -Тюмень: ТюмГНГУ, 2009., 113 с.

10. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М., Недра, 1977.

11. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти//Казань: Фэн, 2000. 416 с.

12. Тронов В.П. и др. Эксплуатация систем улавливания паров нефти на промыслах. «Нефтяное хозяйство». 1996. - с. 50-54.

13. Фаттахов Р.Б., Сахабутдинов Р.З., Тронов В.П., Гарифуллин P.M., Васильев А.И. Установка нейтрализации сероводородсодержащих выбросов из резервуаров. A.c. СССР, № 2022625, БИ, № 21, 1994.

14. Фаттахов Р.Б., Сахабутдинов Р.З., Тронов В.П., Гарифуллин P.M., Васильев А.И. Способ улавливания сероводородсодержащих паров из резервуаров. A.c. СССР, № 2040463, БИ, №21, 1995.

15. Тронов ВН., Метельков В П., Савельев A.B., Сахабутдинов Р.З., Метельков A.B., Савельева И.В. Способ улавливания легких фракций из резервуаров с углеводородной жидкостью и система для его осуществления. A.c. СССР, № 2027651, БИ, № 3, 1995.

16. Метельков В.П., Тронов В.П., Сахабутдинов Р.З., Савельев A.B., Метельков А.В, Хохлов ДБ., Фаттахов Р.Б. Способ подготовки продукции скважин. A.c. СССР по заявке № 5040743, реш. 01.06.94 г.

17. Метельков В.П., Тронов В.П, Рахимов И.В., Ибрагимов И.Г., Вишникин A.B. Способ улавливания легких фракций. A.c. СССР, № 2649520, БИ, № 34, 1995.

18. Сахабутдинов Р.З., Фаттахов Р.Б., Тронов В.П., Гафаров H.H. Установка улавливания углеводородных паров. A.c. СССР, № 2050170, БИ, № 35, 1995.

19. Гафаров H.H., Тронов В.П., Сахабутдинов Р.З., Махмудов Р.Х., Шаталов А.Н. Установка улавливания паров нефтепродуктов. A.c. СССР, № 2106903, БИ,№ 8, 1998.

20. Сахабутдинов Р.З., Фаттахов Р.Б., Тронов В.П. Установка улавливания легких фракций нефти из резервуаров. Пат. РФ№ 2082479, БИ, № 18,1997.

21. Шаталов АН., Тронов В.П., Махмудов Р.Х., Сахабутдинов Р.З., Тронов A.B. Способ сепарации газоводонефтяной смеси. Пат. РФ №2090239, БИ, №26,1997.

22. Тронов В.П, Фаттахов Р.Б., Сахабутдинов Р.З. Способ хранения нефти в резервуарах. Пат. РФ№ 2077463, БИ, № 11,1997.

23. Сахабутдинов Р.З., Тронов В.П., Гафаров H.H., Ф а тт а х о в Р.Б., Икра мов Р.Д. Махмудов Р.Х. Установка утилизации углеводородных паров. Пат. РФ, №2080159, БИ, № 12, 1997.

24. Фаттахов Р.Б., Сахабутдинов Р.З., Тронов В.П. Установка улавливания сероводородсодержащих паров. Патент РФ № 2077931, БИ, № 12, 1997.

25. Тронов В.П., Сахабутдинов Р.З., Тронов A.B., Савельева И В., Ширеев

26. A.И. Способ хранения нефти и ее продуктов. Пат. РФ, № 2093442, БИ, № 29, 1997.

27. Сахабутдинов Р.З., Савельев A.B., Шаталов АН., Тронов A.B., Тронов

28. B.П., Ширеев А.И., Савельева ИВ Установка улавливания лег ких фракций нефти и нефтепродуктов. Пат. РФ № 2157717, БИ, № 29, 2000.

29. Тронов В.П., Сахабутдинов Р.З., Савельева И.В., Тронов A.B., Ширеев А.И., Шаталов АН Установка улавливания легких фракций нефти и нефтепродуктов. Пат. РФ № 2157718, БИ, № 29,2000.

30. Тронов В.П., Ш и рее в А.И., Сахабутдинов Р.З., Тронов А В., Савельев A.B. Способ хранения нефти и нефтепродуктов в резервуаре. Пат. РФ № 2130415, БИ,№ 14, 1999.

31. Сахабутдинов Р.З., Фаттахов Р.Б., Тронов В.П., Вишникин A.B., Метельков В.П. Способ улавливания углеводородных паров из резервуаров при хранении нефтепродуктов в сырьевых и товарных резервуарах. Паз. РФ № 2087394, БИ, № 23, 1997.

32. Сахабутдинов Р 3, Фаттахов Р.Б., Тронов В.П. Способ утилизации паров бензина. Пат. РФ№ 2155631, БИ, № 25, 2000.

33. Фаттахов Р.Б, Сахабутдинов Р.З., Тронов В.П. Махмудов Р.Х., Тахаутдинов Ш.Ф. Система хранения нефтепродуктов. Пат. РФ № 2128614, БИ, № 10, 1999.

34. Тронов В.П., Муртазин A.M., Кривоножки н A.B. и др. Способ транспортирования газоводонефгяной смеси. A.c. № 1093874, БИ, № 19, 1984.

35. Тронов В.П., Кривоножкин A.B., Метельков B.II. и др. Система улавливания паров углеводородов и предварительной подготовки нефти. A.c. № 1194787, БИ, № 44, 1985.

36. Тронов В.П., Моргаев В.П., Метельков В.П., Тронов A.B. и др. Установка улавливания легких фракций. A.c. № 1404090, БИ, № 23, 1988.

37. Тронов A.B. Аппараты предварительного сброса пластовых вод и их использование в условиях дожимных насосных станций М, Нефтепромысловое дело и транспорт нефти, № 1, 1985.

38. Тронов В.П., Сучков Б.М., Корабликов Н.С. и др. Способ . транспортирования газоводонефтяной смеси. A.c. № 503036, БИ, № 6,1976.

39. Ибрагимов М.Г., Салахутдинов Р.Ш., Шакирзянов Р.Г. и др. Интенсификация процесса стабилизации нефти на УКПН. М.; Нефгяное хозяйство, № 2, с. 74-76, 1986.

40. Тронов В.П. и др. Расслоение потока на нефть, газ и воду в концевых участках трубопровода. М.; Недра, Нефтяное хозяйство, № 1, 1980.

41. Тронов В.П., Гревцов В.М., Махмудов Р.Х. Определение диаметра и режимов работы концевого делителя фаз М.; Нефтяное хозяйство, № 11, 1983.

42. Тронов В.П , Амерханов ИМ., Шаймарданов Р.К. и др. Нефтегазовый сепаратор A.c. № 1215207.

43. Тронов В.П., Сахабутдинов Р.З., Ширеев А.И., Ли А.Д. и др. Способ подготовки сероводородсодержащей нефти к трубопроводному транспорту. А с. № 1236244, БИ, № 21, 1986.

44. Сахабутдинов Р.З., Тронов В.П., Тарифуллин P.M. и др. Очистка газов от сероводорода окислением до элементарной серы. 2-я Международная выставка- ярмарка 19-23.09.95 Научно-техническая конференция России, Белгород, 1995.

45. Тронов В.П., Сахабутдинов Р.З., Ширеев А.И., Ли А.Д. Технологические схемы нейтрализации сероводорода в продукции скважин угленосных горизонтов Тезисы докладов VII научно-технической конференции молодых ученых и специалистов, Бугульма, 1981

46. Тронов В.П., Ли А.Д., Орлинская В.П. Механизм образования смесей угленосных и девонских эмульсий. Труды ТатНИПИнефть, вып. XXIX, Казань, 1974.з

47. Тронов В.П., Сахабутдннов Р.З., Ширеев А.И , Ли А.Д. Исследование степени нейтрализации сероводорода в газе угленосного горизонта девонской водой. Сб. докладов VII научно-технической конференции молодых ученых и специалистов, Бугульма, 1981.

48. Тронов В.П., Сахабутдннов Р.З., Шавалеев ИИ. Влияние температуры на скорость окисления комплекса Fe(II) с ЭДТА кислородом воздуха. М.; Прикладная химия АН СССР, № 11, 1985.

49. Тронов В.П., Ширеев А.И., Сахабутдннов Р.З. и др. Способ транспортирования нефти. A.c. № 1038692, БИ, № 32, 1983.

50. Сахабутдннов Р.З., Тронов В.П., Гарифуллин P.M. и др. Установка для очистки газа от сероводорода. A.c. № 201663, БИ, № 14, 1994.

51. Тронов ВН., Метельков ВН., Нургалиев Ф.Н., Моргаев В.П. Технологические процессы, направленные на сокращение потерь нефти и газа на промыслах. М.; Нефтяное хозяйство, № 6, 1985.

52. Тронов В.П., Кривоножкин A.B., Метельков В.П., Калинина J1.M., Тахауов М А. Технология промысловой подготовки нефтяного газа к транспорту. М. Э.И. Нефтяное дело, № 8, 1987.

53. Тронов В.П., Фаттахов Р.Б. К вопросу об устойчивости режима сепарации нефти с рециркуляцией газа. РНТО. М.; ВНИИОЭНГ, Нефтепромысловое дело, № 5, 1989.

54. Тронов В.П., Кривоножкин A.B., Калинина Л.М., Катеева Х.Х. Влияние рециркуляции газа на потери углеводородов нефти из резервуаров. М.; Недра, Нефтяное хозяйство, № 9, 1989.

55. РД 39-0148070-389-87-Р. Руководство по применению технологии сепарации нефти с легким углеводородным составом на концевой ступени, Тюмень, СибНИИНП, 1987. - 18 с.

56. Тронов A.B., JIh А.Д. Теоретические предпосылки и перспективы применения технологии очистки сточных вод с использованием процессов автофлотации и поверхностных эффектов. Сборник научных трудов БашНИПИНЕФТЬ (вып. 80), УФА. 1989. - с. 113-120.

57. А"м^рханов HiM., Шаймарданов P.A., Тронов В.П. Основные факторы влияющие на процесс сепарации высокопенистых нефтей. М.; ВНИИОЭНГ", Нефтепромысловое дело, № 3, 1984.

58. Амерханов И.М., Тронов В.П. Особенности исследования пенистых нефтей при проектировании объектов сепарации. М.; Нефтяное хозяйство, № 4, 1990.

59. Амерханов И.М., Тронов В.П., Шаймарданов P.A. Как повысить производительность сепараторов при обработке высокопенистых нефтей. М.; Нефтяное хозяйство, № 8, 1988.

60. Амерханов И.М., Тронов В П. Влияние предварительной подготовки нефтегазовой смеси на производительность сепараторов, М.; Нефтяное хозяйство, № 4, 1989.

61. Тронов В.П., Амерханов И.М., Толстое В.А., Крюков В.А. Испытание опытной сепарационной установки СУ-82. М.; ВНИИОЭНГ, Э.И. серия «Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений», № 5, 1988.

62. Тронов В.П., Амерханов И.М., Толстое В.А. Испытание блочной сепарационной установки БСУ-84 М.; ВНИИОЭНГ, Э.И. серия «Техника и технология добычи нефти и обусгройсгво нефтяных месторождений», № 3, 1988.

63. Тронов В,П., Амерханов И.М., Гревцов В.М. Газосепаратор. Ас. № 1329793, БИ,№ 30, 1987.

64. ГОСТ Р 51858-2002, ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ, НЕФТЬ, ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ, ГОССТАНДАРТ РОССИИ, Москва

65. Магомедшерифов Н.И. Исследование и разработка методов обезвоживания скважинной продукции нефтяных месторождений -диссертация на соискание степени кандидата технических наук -Тюмень: ТюмГНГУ, 2009., 132 с.

66. РД 153-39-019-97 Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации

67. Процессы и аппараты нефтегазопереработки и нефтехимии /Скобло А.И., Молоканов Ю.К., Владимиров А.И., Щелкунов В.А./ -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000, 667с.

68. Рабинович Г.Г. Расчет основных процессов и аппаратов нефтепереработки / Г.Г. Рабинович, П.М. Рябых, П.А. Хохряков и др // М.: Химия, 1979.-568 с.

69. Александров И.А. Перегонка и ректификация в нефтепереработке. М. Химия, 1981 -352 с.7 5. Чеботарев В.В. Расчеты основных показателей технологических процессов при сборе и подготовке скважиной продукции: учебное пособие Уфа: изд-во УГНГУ, 2007 - 408 с.

70. Намиот А.Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти // М.: Недра, 1976. -183 с.

71. Кричевский И.Р. Понятия и основа термодинамики, «Химия», 1970. 439 с.

72. Леонтьев С.А. Определение констант фазового равновесия по данным исследования глубинных проб нефти / С.А. Леонтьев, О.В. Фоминых // Известия вузов. Нефть и газ. 2009. - № 4. - С. 84-87.

73. Кричевский И.Р. Фазовые равновесия в растворах при высоких давлениях. М.: Госхимиздат, 1952. 166 с.

74. Расчет констант фазового равновесия (монография) / С.А. Леонтьев, О.В. Фоминых, P.M. Галикеев СПб. : ООО «Недра», 2010. - 112 с.

75. Гуревич Г.А., Ширковский А.И. Аналитические методы исследования парожидкостного состояния природных углеводородных газов (Обзор зарубежной литературы). М.: ВНИИОЭНГ, 1975.- 132 с.

76. Жузе Т.П., Ушакова Г.С., Юшкевич Т.Н. Влияние высоких давлений и температур на содержание и свойства конденсата в газовой фазе нефтяных месторождений. Геохимия, 1962. № 8. - с. 689-697.

77. Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. Перевод с англ. М., Гостоптеиздат, 1962. 572 с.

78. Лыков А.В. Теория сушки. М.: Энергия, 1968. 143 с.

79. Redlich О., Kwong J. N.S. On the thermodynamics of solutions: V: an equation of state. Fugacities of gaseous solutions. Chem. Fundamen., 9, 287-290(1970)/

80. Benedict M., Webb G.B., Rubin L.C. An empirical equation for thermodynamic properties of light hydrocarbons and their mixtures: J. Chem. Physics, 8, 334-345 (1940); 10, 747-758 (1942).

81. Starling K.E., Powers G.E. Enthalpy of mixtures by modified BWR equation. Ing. Eng. Chem. Fundamentals 1970, 9, № 4, p. 531-537.

82. Winn F.W. Chem. Eng. Progr. Sympos Ser., 1952, v. 48, p. 121

83. Winn F.W. Petrol. Ref., 1955, v. 33, p. 132

84. Катц Д. Руководство по добыче, транспорту и переработке газа. М., Недра, 1965.-676 с.

85. Haddeb S.T., Grayson H.G. Petrol. Ref., 1958, v. 37, p. 173

86. Сарданашвили А. Г, Львова A. H «Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа». М., «Химия», 1973, с. 237

87. Леонтьев С.А. Исследование методов расчета фазовых равновесий углеводородов (статья) / С.А. Леонтьев, О.В. Фоминых // Территория НЕФТЕГАЗ. 2010. - № 3. - С. 78-79.

88. Рид Р., Шервуд Т. Свойства жидкостей и газов. Определение и корреляция. Пер. с англ. Л.: Химия, 1966.

89. Дунюшкин И.И. Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды / И.И. Дунюшкин, И.Т. Мищенко, Е.И. Елисеева // Учебное пособие для вузов- М.: ФГУП Из-во «Нефть ит газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. 448 с.

90. Долгов Д.В. Исследование и разработка технологии рационального использования нефтяного газа низкого давления // Дисс. канд. техн. наук. Тюмень: ТюмГНУ, 2009. - 96 с.з

91. Леонтьев С.А. Определение констант фазового равновесия по данным исследования глубинных проб нефти (статья) / С.А. Леонтьев, О.В. Фоминых // Известия вузов. Нефть и газ. 2009. - № 4. - С. 84-87.

92. Обоснование нормативов технологических потерь нефти на 2009 год по месторождениям ООО «Заполярнефть», Ноябрьск, 2008 г.

93. Фоминых О.В. Исследование фазовых равновесий углеводородов и обоснование метода их расчета для снижения потерь нефти при разработке месторождений // Автореф. дисс. канд. техн. наук, Тюмень: ТюмГНГУ, 2011.24 с.

94. Магомедшерифов Н.И. Промысловые исследования глубокого обезвоживания нефти в трехфазных аппаратах / М.Ю. Тарасов, В.Е. Панов, А.Б. Зырянов, A.A. Бакланов // Нефтяное хозяйство. 2006. - № 11.- С.96-98.

95. Магомедшерифов Н.И. Подготовка товарной нефти на месторождениях ОАО «Сибнефть Ноябрьскнефтегаз». М.: Монография, 2005.-С. 86.

96. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 653с.: ил.

97. Леонтьев С.А. Исследование фактического газового фактора на площадках сепарации ДНС -13 ЦППН Поточного месторождения / С.А. Леонтьев, Д.В.Долгов // Там же. С. 295-299.

98. Леонтьев С.А. Исследование фактического газового фактора на площадках сепарации ДНС -13 ЦППН Поточного месторождения (тезисы) / С.А. Леонтьев, Д.В. Долгов // Там же. С. 299-302.

99. Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти: Справочник рабочего. М.: Недра, 1986. 240с.

100. Сулейманов P.C. Сбор, подготовка и хранение нефти и газа / Хафизов А.Р., Шайдаков В.В., Чеботарев В.В., Ставицкий В.А., Кабанов О.П., Пестренцов Н.В. Уфа: «Нефтегазовое дело», 2007. - 450с.

101. Доломатов М.Ю., Телин А.Г. и др. Физико-химические основы направленного подбора растворителей асфальто-смолистых веществ / Отчет центрального научно-исследовательского института ЦНИИТЭнефтехим, 1990г. 35с.

102. Алиев P.A., Блейхер Э.М. Трубопроводный транспорт высокозастывающих нефтей с жидкими углеводородными разбавителями. М.: ВНИИОЭНГ, 1970. - №7. - 88с.

103. Каменщиков Ф.А. Тепловая депарафинизация скважин. М.Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», 2005. - 254с.

104. Сизая В.В., Новиков В.Г., Лезов О.Ф. и др. Применение реагентов-удалителей отложений парафина на Киенгопско-Чутырском месторождении//Тр.Ин-та по проектированию и исследов. Работам в нефтян. Промышленности «Гипровостокнефть.- 1975.- вып.7. -С.101-107.

105. Пустогов В.И., Рудакова Н.Я., Тимошина A.B. и др. Физико-химические свойства парафинистых отложений и нефтей прикарпатских нефтяных месторождений//Нефтепереработка и нефтехимия. Республиканский межведом, сб. 1972. - вып. 7. - С.4-10.

106. Мухаметзянов Р.Н., Каюмов Л.Х., Сафин С.Г. К изучению проблемы асфальтосмолистопарафиновых отложений вовнутрискважинном оборудовании//Нефтепромысловое дело 1992. -№ 1. - С 13-15.

107. Мастобаев Б.Н. Химические средства и технологии в трубопроводном транспорте нефти / A.M. Шаммазов, Э.М. Мовсумзаде. М.: Химия, 2002. - 296с.

108. Мазепа Б.А. Борьба с парафиновыми отложениями при добыче нефти за рубежом. М.: Гостоптехиздат, 1961 г. - 89 с.

109. Кучумов Р.Я. Анализ и моделирование эффективности эксплуатации скважин, осложненных парафиноотложениями / Р.Я. Кучумов, М. Ф. Пустовалов, P.P. Кучумов. М.: ВНИИОНГ, 2005 - 186 с.

110. Мурсалова М.А., Эфендиев Н.Г., Кязимова H.H. Разработка и применение способов борьбы с парафиноотложениями на нефтегазовых месторождениях. М.: ВНИИЭгазпром, 1986. - Вып. 12. - 48с.

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

112. Кузнецов О.Л. Применение ультразвука в нефтяной промышленности Текст. / С.А. Ефимова. М.: Недра, 1993. - 192с.

113. Савиных Ю.А. Инновационная техника и технология бурения и добычи нефти Текст.: учеб. пособие / Х.Н. Музипов. Тюмень: ТюмГНГУ, 2009. - 268с.

114. Борсуцкий З.Р. Исследование механизма магнитной обработки нефтей на основе результатов лабораторных и промысловых испытаний / Борсуцкий З.Р., Ильясов С.Е.// Нефтепромысловое дело: НТЖ. -М.:ВНИИОЭНГ. 2002. - № 8 - С. 28 - 37.

115. Тронов В.П. Механизм образования смолопарафиновых отложений и борьба с ними. М.: Недра, 1969. - 192 с.

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

117. Голонский П.П. Борьба с парафином при добычи нефти. М.: Гостоптехиздат, 1960. - 88с.

118. Сизая В.В. Химические методы борьбы с отложениями парафина. Обзор зарубежной литературы. -М.: ВНИИОЭНГ, 1977 40с.

119. Волков Л.Ф. Добыча и промысловый сбор парафинистых нефтей / Волков Л.Ф., Каган Я. М., Латыпыпов В.Х. и др. М.: Недра ,1970, 185 с.

120. Использование гелевых композиций в трубопроводном транспорте / М.Силин, Л. Магадова, Р. Магадов, М. поборцев // Научно-технический вестник ЮКОС. 2003. - №8. - С. 13-15.

121. Очистка нефтепроводов и методы предупреждения накопления парафиновых отложений / Л.А. Мацкин, Е.З. Рабинович, М.Э. Шварц, П.Б. Кузнецов // ТНТО. М.: ВНИИОЭНГ, 1968. 130с.

122. New system stop paraffin buildup / B.J. Eastlund, K.J. Schmitt, D.L. Meek and others // Petrol. Eng. Int. 1989. - No. 1. - P. 46, 48, 51.

123. Лобков A.M. Сбор и подготовка нефти и газа на промысле. М.: Недра, 1968.-285с.

124. Минеев Б.П. Два вида парафина, выпадающего на подземном оборудовании скважин в процессе добычи нефти / Минеев Б.П., Болигатова О.В. // Нефтепромысловое дело, 2004. №.12 - с. 41 - 43.

125. Нагимов Н.М. Коллоидно-химические свойства углеводородных растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений / Нагимов Н.М., Шарифуллин A.B., Козин В.Г. // Нефтяное хозяйство, 2002. №.11 - с. 79 -81.

126. Гарейшина А.З., Шестерина Н.В. Перспективы применения микробиологической технологии очистки скважин отасфальтосмолопарафиновых отложений // Нефтяное хозяйство. 1998. -№2.-С. 19-20с.

127. Bacteria prey on wellbore paraffin // Southwest Oil World. 1990. - X - XI. - Vol. 37. - No. 4. - P. 18-20.144. Ё.П. Тронов. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними // М., Недра. 1970. 420 с.

128. Б. А. Мазепа. Защита нефтепромыслового оборудования от парафиновых отложений // М., Недра. 1972. 115 с.

129. В.А. Рагулин. Исследования особенностей изменения температуры насыщения нефти парафином и разработка мероприятий по предупреждению его отложения // Авто-реф. дис. канд. техн. наук // Уфа, 1989.18 с.

130. Б. Д. Елеманов. Основные проблемы разработки нефтяных месторождений, осложненных коррозией, отложениями парафина и солей // Автореф. дис. канд. техн. наук. ОАО ВНИИнефть // М., 2003. 41 с.

131. Шамрай Ю.В. и др. Предотвращение отложений парафина и асфальтосмолистых веществ в добыче нефти. М.: ВНИИОЭНГ, 1987. -57с.

132. A.B. Сорокин, А.Я. Хавкин Особенности физико-химического механизма образования АСПО в скважинах // Бурение и нефть. 2007. -№10.-С. 30-31.

133. Reistle СЕ. Paraffin Production Problems // Production Practice AIME. 1942.

134. Ю.Г. Фролов. Курс коллоидной химии //М., Химия. 1982. 305 с.

135. Биккулов А.З., Шаммазов A.M. К механизму формирования нефтяных отложений в трубах//Тез. докл. III Международ, конф. по химии нефти. Томск, 1997. - Т. 2. - С.43-45.

136. Малышев А.Г., Хорошилов В.А. Особенности пробкообразования в фонтанных скважинах Северо-Варьеганского месторождения //Экспрессинформ. /ВНИИОЭНГ. Сер. "Нефтепромысловое дело". —1986. —№ 1.1. С. 8.

137. Оленев JI.M. Новые отечественные ингибиторы парафиноотложений. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - 51 с.

138. Пути улучшения использования фонда скважин на месторождениях Западной Сибири / Шумилов В.А., Сельцова H.A. и др. — М., 1989. — 42 с. — (Обзор, информ. /ВНИИОЭНГ. "Нефтепромысловое дело").

139. Бык С.Ш., Макогон Ю.Ф., Фомина В.И. Газовые гидраты. — М: Химия, 1980.— 296 с.

140. Макогон Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использования. — М.: Недра, 1985. — 232 с.

141. Пономарев Г.В. Условия образования гидратов природных и попутных газов. // Тр. /КуйбышевНИИНП. —1960. — Вып. 2. — С. 97— 106.

142. Мазепа Б. А. Парафинизация нефтяных систем и промыслового оборудования. М.: Наука, 1966. 165 с.

143. A.B. Сорокин, JT.C. Табакаева Влияние газосодержания нефти на формирование АСПО в подъемнике скважины // Бурение и нефть. 2009.- №2. С. 25-26.

144. Фатыхов М.А., Багаутдинов Н.Я., Валеев A.M. Определение глубины образования гидратопарафиновых пробок в НКТ добывающих скважин Когалымской группы месторождений // Нефтепромысловое дело. 2007. - № 2. - С. 30 - 34.

145. Биккулов А.З., Шаммазов A.M. Механизм парафиноотложения в гидродинамических условиях//Известия вузов. Нефть и газ. 1998. - №5 -С.100-105.

146. Биккулов А.З., Попов В.И. Интенсивность парафиноотложений в гидродинамических условиях//Тез. докл. Всероссийск. науч. конф.

147. Теория и практика массообменных процессов химической технологии". -Уфа, 1996. С. 173-175.

148. Мастобаев Б.Н., Арменский Е.А. Определение количества парафина, отлагающегося на стенках трубопроводов//Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1979. №5. - С. 6-9.

149. Мастобаев Б.Н., Хайбуллин Р.Я., Арменский Е.А. Влияние асфальтосмолистых веществ на процесс парафинизации нефтепроводов//Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1981. №8. С. 9-10.

150. Trevor Bennison "Prediction of heavy oil viscosity" Present at the IBC Heavy Oil Field Development Conference, London, 2-4 December 1998;

151. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах. -М: Недра, 1987. 144с.

152. Д.Н. Левченко, Н.В. Бергштейн, А.Д. Худякова, Н.М. Николаева Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения М.: Издательство «Химия», 1967г. 200с.

153. P.M. Галикеев Применение эмпирических формул для определения коэффициента динамической вязкости расчетным методом / Тарасов М.Ю., Мозырев А.Г., Леонтьев С.А. // Нефть и газ Западной Сибири: Сб. научн. тр. Т.1. Тюмень, ТюмГНГУ, 2009. - 288с.

154. Тарасов М.Ю Предварительная оценка технологических параметров подготовки нефти на основе классификации нефтей по эмульсионности / А.Б. Зырянов // Нефтяное хозяйство, 2008. №9 - С. 105-107.

155. М.К. Рогачев Исследование вязкоупругих и тиксотропных свойств нефти Усинского месторождения // нефтегазовое дело, 2009. Т.7. - №1. -С. 37-42.

156. Е.А. Филатова, Н.Я. Яковлева, К.Н. Семененко Калориметрическое исследование взаимодействия интерметаллического соединенияз

157. Сиротина P.A., Савченкова А.П., Бурнашева В.В., Беляева И.Ф., Семененко К.Н. // ЖОХ. 1988. 58. С. 25-26.

158. YakovFeva N.Ä., Ganich Е.А., Rumyantseva T.N., Semenenko K.N.// J. Alloys Compounds. 1996. 241. P. 112.

159. P.M. Галикеев Методика исследования химических реагентов для предупреждения и растворения парафиновых отложений нефтей ОАО «Газпромнефть Ноябрьскнефтегаз» / С.А. Леонтьев, В.В. Мисник // Нефтепромысловое дело. - 2010- №9. - С. 36-39.

160. Н.Г. Ибрагимов Осложнения в нефтедобыче / А.Р. Хафизов, В.В. Шайдаков и др.; Под ред. Н.Г. Ибрагимова, Е.И. Ишемгужина.-Уфа: ООО «Издательство научно-технической литературы «Монография»», 2003.-302с.

161. Глущенко В.Н. Нефтепромысловая химия: Осложнения в системе пласт-скважина-УППН / Силин М.А., Пташко O.A., Денисова A.B. // учебное пособие М.: МАКС Пресс, 2008. - 328с.

162. P.M. Галикеев Анализ расчетных методов определения температуры насыщения нефти парафином / С.А. Леонтьев // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: сб. научн.тр.; под ред. С.И. Грачева. Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - С. 312-316.

163. P.M. Галикеев Расчет температуры насыщения нефти парафином / С.А. Леонтьев // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2010. - № 6. - С. 14-16.

164. Юрецкая Т.В. Разработка и исследование многокомпонентных ингибиторов асфальтосмолопарафиновых отложений // Автореф. дисс. канд. техн. наук, Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. 24 с.

165. Галикеев Р. М. Исследование закономерности структурообразования парафиносодержащих нефтей в системе добычи и нефтесбора // Автореф. дисс. канд. техн. наук, Тюмень: ТюмГНГУ, 2011.24 с.

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

167. Каменщиков Ф.А., Смирнов Я.Л., Ходырева Г.Б. Исследование возможности применения реагента №1 для удаления и предупреждения отложений парафина в скважинах месторождений Удмуртии // Нефтепромысловое дело: РНТС. М.: ВНИИОЭНГ. - 1980. - №5. - С.38-39.

Информация о работе

Леонтьев, Сергей Александрович
доктора технических наук
Тюмень, 2012
ВАК 25.00.17

Диссертация

Ресурсосберегающие технологии в системах сбора скважинной продукции нефтяных месторождений - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы