Физико-химические основы применения композиционных составов для интенсификации нефтедобычи на поздней стадии разработки месторождений

Для проведения работ на объектах нефтедобычи для каждой присадки были разработаны: технические условия; технологическая карта на выпуск опытной партии удалителя АСПО; временный технологический регламент на выпуск опытной партии удалителя АСПО; инструкция по технологии удаления АСПО из призабойной зоны скважины и нефтепромыслового оборудования.

С 1999 по 2001 г в ЦДНГ-3 НГДУ “Азнакаевскнефть” проводились профилактические обработки добывающих скважин раствором РК-1 и ПД с целью удаления АСПО из НКТ. Результаты показали, что применение РК-1, начиная с 1999 года, позволило не только сократить число ПРС из-за запарафинивания скважинного оборудования, но и общее число ПРС с 38 (1997 год) до 13 (2001 год) (рис.25).

Одновременно с сокращением ПРС наблюдается уменьшение количества профилактических обработок скважин. До применения раствора РК-1 наблюдается устойчивый рост числа обработок чистым дистиллятом (с 1996 по 1998). С начала использования раствора РК-1 (с 1999 года) число обработок сократилось (рис. 26).

Кроме профилактических обработок в ЦДНГ-3 проводилась реанимация скважин с применением раствора РК-1. Использование технологии по реанимации скважин на основе раствора РК-1 в 2001 году позволило запустить в работу 9 из 19 скважин без проведения ПРС. Среднестатистическая успешность по реанимации скважин раствором РК-1 составила 46 % (табл.5).

Таблица 5-ПРС из-за парафинизации насоса по ЦДНГ-3 НГДУ “Азнакаевскнефть” в 2001 году (на оборудовании установлены центраторы)

№	№ скважины	Установка центраторов	Дата ПРС
1.	13092	10.10.00	11.09.01
2.	7015	30.12.00	30.06.01
3.	8362	30.06.00	30.06.01
4.	8450	02.03.01	03.06.01
5.	7187	21.11.00	21.06.01
6.	29399	25.06.00	16.09.01
7.	13036	15.05.01	26.09.01
8.	13126	03.09.00	03.06.01
9.	13269	14.09.00	14.05.01
10.	4798	12.02.99	09.05.01

Одновременно с сокращением количества скважин, находящихся в ОПРС и ПРС наблюдается увеличение межремонтного периода (МРП) скважин. В 1999 году МРП в среднем составлял 573 дня, а уже в 2001 году увеличился до 652 суток. На основании приведенных материалов можно сделать вывод, что с увеличением числа обработок скважин при ПРС раствором РК-1 и ПД существенно сокращается фонд простаивающих в ОПРС и ПРС скважин и возрастает их МРП.

Дополнительно при вымыве раствора РК-1 из скважинного оборудования в линию, одновременно происходит удаление АСПО из нефтепроводов. Кроме ПРС реагент РК-1 также применялся для проведения ОПЗ на 42 скважинах ЦДНГ-3 в 1999-2001 годах (в том числе разовые обработки). Успешность составила 80-85 %. Годовой экономический эффект за 2000 г от внедрения раствора РК-1 в НГДУ «Азнакаевскнефть» составил (с учетом отчислений на прибыль) 1065800 рублей.

Анализ эффективности применения растворителя РСК-2а, основанный на присадки РСК-2 представлен в таблице 6.

Таблица 6-Анализ эффективности применения растворителя РСК-2а

Объект обработки	Объекты	Кол-во скв.	Время провед.	Результаты проведенных мероприятий
1. Обработка призабойной зоны добывающих скважин	НГДУ «ЛН», «ЗН», «ЯН», «АН», «НН»	23 скв.	1998-2000	Успешность -91 %, текущая эффективность одной обработки - 777 тонн дополнительной нефти
2. Обработка призабойной зоны нагнетательных скважин	Скв. 19525 и 19531 НГДУ «АзН», «НН»	7 скв.	1998-2000	Увеличение приемистости по скв. 19525 с 0 м3/сут до 320 м3/сут; скв. 19531 с 159 м3/сут до 504 м3/сут и снижение давления закачи на 14 % (НГДУ «НН»)
3. Удаление АСПО с глубинного оборудования	Скв. 1514а НГДУ «ЗН»	1 скв.	1998	Текущий межремонтный период составил 682 суток
4.Обработка нефтпромысловых коммуникаций	НГДУ «ЗН»	1 скв.	1999	Снижение давления в нефтепроводе до нормального

В результате использования в ОАО «Татнефтепром-Зюзеевнефть» реагента «Инта-2002» на 1 ноября 2002 года дополнительно добыто 2352 тонн нефти. Экономическая эффективность от применения данного реагента составила 1.8 млн. рублей. За 2003-2005 годы обработка 14 скважин 5 мас. % раствором ИНТА-2002 в прямогонных дистиллятах дала возможность добыть дополнительно 16500 тонн нефти, что позволило получить прибыль в размере 12, 5 млн. рублей. Высокая эффективность разработанных присадок подтверждена актами опытно-промысловых испытаний.

Четвертая глава посвящена: -исследованию кинетики процесса образования отложений сложного состава на теплопередающей поверхности из водно-нефтяной эмульсии; -разработке композиционных реагентов на основе ПАВ и вторичных продуктов нефтехимии, предназначенных для ингибирования нефтяных отложений, образующихся на поздней стадии разработки нефтяных отложений.

Предложено достаточно много механизмов образования отложений, в которых заложена концепция максимальной интенсивности образования отложений в безводный период. Соответственно эта концепция закладывается в технологические схемы и проекты разработки месторождений при определении предполагаемых эксплуатационных затрат. Однако на практике изменения интенсивности отложений в подъёмниках не подчиняются указанной закономерности. С ростом объводненности, снижением температуры потока и утяжелением состава нефти (увеличения содержания АСВ) интенсивность образования отложений, как правило, увеличивается. В то же время отсутствует системный подход к выявлению механизма образования таких отложений из водно-нефтяного потока, не изучена динамика и способы снижения скорости роста. В результате применяемые реагенты для восстановления производительности нефтедобывающих установок недостаточно эффективны.

Для изучения кинетики образования и ингибирования отложений из водонефтяной эмульсии разработана методика и экспериментальная установка. В качестве оценки интенсивности образования отложений использовалась плотность отложений, представляющее собой количество отложений, выраженных в единицах массы, отнесенное к единице поверхности (г/см²). Это более универсальная величина, так как на разных участках поверхности интенсивность отложений различная.



В доступной литературе в основном рассматривается кинетика кристаллизации минеральных отложений из водных растворов солей. Моделирование процесса образования органических отложений на теплопередающей поверхности из водонефтяной эмульсии с учетом основных факторов, проявляющихся максимально на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, позволило вывести обобщающее уравнение кинетики роста органических отложений на теплопередающей поверхности.

(1)

(2)

, (3)

где т - плотность отложений; с, с₀ - текущая и начальная концентрации адсорбирующихся веществ в объеме среды; V - объем среды; S - поверхность отложений; t - время протекания процесса; n - эмпирический показатель степени; k - коэффициент скорости отложений; k₀ - кинетическая константа; - функция от параметров: Т_V, T_X - температуры среды и хладагента; N_V - число оборотов в минуту перемешивающего устройства, отражающее гидродинамику в аппарате.

Решая уравнение (1) относительно концентрации примеси в объеме среды можно получить зависимость роста отложений по времени протекания процесса, которая при n=1 имеет следующий вид.

, (4)

где т^* - равновесная плотность отложений (г/см²).

Установлено влияние температурного режима на интенсивность и плотность образования отложений (рис.27 и рис.28).

Анализ влияния температурного режима на интенсивность и плотность образования отложений позволил вывести следующую формулу учета влияния поверхностной температуры на скорость роста.

, (5)

где Т* - температура начала кристаллизации вещества отложений, ⁰С, b₁ - эмпирический коэффициент.

Через поверхностную температуру на процесс роста отложений оказывают свое влияние толщина отложений и параметры процесса теплопередачи. Температура среды Т_V оказывает на скорость образования отложений двоякое воздействие. С одной стороны, ее рост отрицательно воздействует на процесс через поверхностную температуру отложений, а с другой стороны, оказывает положительное воздействие на массоперенос дисперсных частиц отложений к поверхности. Влияние температуры на массоперенос предлагается учитывать с помощью следующей формулы.

, (6)

где b₂ - эмпирический коэффициент.

Суммарное влияние температуры среды, отражаемое формулами (5 и 6), имеет экстремальный характер. В результате идентификации параметров установлены значения эмпирических констант b₁=0.021, b₂=0.033.

Изучено влияние гидродинамического режима на интенсивность образования отложений (рис.29). Имеющийся экстремум можно объяснить тем, что при умеренном перемешивании (ламинарном и переходном режиме течения) скорость массопереноса частиц к поверхности увеличивается, а при интенсивном перемешивании турбулентные вихри препятствуют адгезии частиц на поверхности. Влияние гидродинамического режима на интенсивность образования отложений учитывается следующей зависимостью:

, (7)

где а₁, а₂ - эмпирические коэффициенты; N_V - число оборотов мешалки в секунду. В результате обработки эксперимента они получены равными а₁=0.2, а₂=0.01.

На основании анализа экспериментальных кинетических кривых получена кинетическая модель, учитывающая влияние температур и гидродинамики вблизи теплопередающей поверхности. Установлены отличия в механизме и кинетики роста органических и минеральных отложений, а так же влияние хлористых солей в составе водонефтяной эмульсии на кинетику образования отложений сложного состава. Выявлено, что органические отложения чувствительны как к температурам поверхности, так и к температурам водонефтяной эмульсии. Присутствие солей в составе водонефтяной эмульсии снижает интенсивность образования отложений на теплопередающей поверхности, не изменяя характера кинетики роста отложений (рис.30). Предложен механизм послойного формирования отложений из водно-нефтяной эмульсии сложного состава из чередующихся слоев неорганической и органической части (табл. 7).

Таблица 7Содержание АСВ и NaCl в слоях отложений

«Пристеночный» к металлу слой	«Средний», на равном расстоянии к поверхностям слой	«Внешний» к эмульсии слой
Содержание АСВ в составе отложений, мас. %
53	32	17
Содержание NaCl в составе отложений, мас. %
0.5	3.3	5.2



Установлены синергетические эффекты ингибирующего действия композиционных составов НПАВ и вторичных продуктов нефтехимии (рис.31). Максимальный прирост эффективности от действия композиционных составов при ингибировании отложений из водонефтяной эмульсий с повышенным содержанием в углеводородной части «парафинов» наблюдается при концентрации реагентов 100 мг/л и соотношении 1:1, а смолисто-асфальтеновых ве-ществ при соотношении 4:6 и концентрации до 200 мг/л НПАВ и ВПН нафтено-ароматического характера.



Выявленные синергетические эффекты объяснены с позиции образования новой ассоциативной структуры при концентрациях компонентов выше ККМ. Данный механизм подтверждается результатами послойного анализа состава отложений и согласуется с теорией Косселя « О послойном росте кристаллов». При концентрации выше ~300 мг/л ингибирующий эффект в основном формируется за счет действия мицеллярного раствора НПАВ и сольватного действия компонентов ВПН.

Для учета вклада синергетических эффектов в повышение эффективности действия композиционных ингибиторов предложено использование коэффициента синергизма, который представляет собой отношение коэффициента К_СМ (коэффициента эффективности смеси ингибиторов в реальном процессе) к К_А (коэффициенту эффективности смеси ингибиторов, рассчитанному по правилу аддитивности).

, (8)

Где коэффициент эффективности действия ингибиторов в общем виде может быть представлен экспоненциальной функцией:

K_Х = k^* (1 - exp(-б x)), (9)

где x =c/c_К; с-концентрация реагента в эмульсии, мг/л;

c_К -предельная концентрация, выбранная из экономической целесообразности (c_К = 500 мг/л);

k^*-коэффициент эффективности ингибирования при концентрации с_К;

б - эмпирический коэффициент ингибирующего действия реагента.

Для двухкомпонентной меси, при условии x₁ + x₂ = (c₁ + c₂)/c_K:

K_А = [k^*₁ (1 - exp(-б₁ x₁)) + k^*₂ (1 - exp(-б ₂ x₂))], (10)

Для смеси ПАБС и Д-157 получены эмпирические коэффициенты: б = 3, 24 и 3, 8 при ингибировании отложений из «парафинистой» водонефтяной эмульсии; б = 4, 04; 4, 01 и 4, 22 при ингибировании отложений из «смолисто-асфальтеновой» водонефтяной эмульсии.

Если (К_СМ/К_А)>1, то имеет место положительное отклонение от аддитивной величины, то есть имеет место синергетический эффект; (К_СМ/ К_А)=1 зависимость подчиняется правилу аддитивности; (К_СМ/ К_А)<1 имеет место отрицательное отклонение от правила аддитивности (антагонистический эффект).

Таким образом, видно (рис. 32), что снижение эффективности ингибирования от действия композиции Д-157-ПАБС при увеличении концентрации вызвано, прежде всего, снижением синергетического эффекта.



В результате обработки экспериментальных результатов и идентификации предложенной математической модели получена зависимость коэффициента синергизма от состава и концентрации компонентов композиционной смеси (эмульсий) и основных условий применения оценивается функцией синергизма:

;(11)

Изученные синергетические эффекты были положены в основу разработки высокоэффективных композиционных ингибиторов нефтяных отложений на основе НПАВ и ВПН для водонефтяных эмульсий различного группового состава (табл. 8).

Таблица 8. Результаты исследования эффективности ингибиторов.

Ингибитор	Вид отложения	Эффективность ингибирования при концентрации, мг/л
		100	300	500
Парафлоу	П	38	41	46
	А	33	37	45
Синтетические жирные кислоты	П	28	45	56
	А	35	56	72
СНПХ 7212М	П	67	76	44
	А	63	67	56
СНПХ 7215	П	41	45	36
	А	27	29	23
СЭВА-28	П	20	35	53
	А	34	46	58
Виско-5351	П	49	67	85
	А	57	71	82
Д-157	П	21	48	53
	А	21	25	33
ПАБС	П	27	48	54
	А	29	38	50
Д-157 - ПАБС (1:1)	П	71	75	77
	А	65	70	71

На основании изучения кинетики были разработаны технология и режимы применения композиционных ингибиторов.

Пятая глава посвящена изучению закономерностей процесса вытеснения остаточных нефтей (после заводнения) с высокой вязкостью и повышенным содержанием САВ углеводородными и полимерными композиционными составами на основе НПАВ и вторичных продуктов нефтехимии, и анализу возникающих при этом синергетических эффектов.

В современных условиях для интенсификации нефтевытеснения методом заводнения чаще всего применяются полимеры двух типов - на основе акриламида (ПАА) и полиэтиленоксида (ПЭО). Однако, как показывают практические результаты, водные растворы полимеров обладают низкой эффективностью, особенно при вытеснении остаточных нефтей с повышенным содержанием САВ из фобизированных пород. Кроме того, эти полимеры подвержены различным видам деструкции: механической, термоокислительной, химической и микробиологической. Для исключения этих недостатков предлагается вводить в состав полимерных растворов НПАВ и КНАУ-вторичные продукты нефтехимии (СПТ, ПГС). Ставилась задача разработки модифицированных полимерных составов на основе ПЭО, используемых как в качестве оторочки, так и в качестве проталкивающего агента углеводородных композиционных составов, разработанных на базе изученных синергетических эффектов, для повышения нефтеотдачи пласта на поздней стадии разработки месторождений. Совместное применение полимерных и углеводородных составов позволяет снизить расход агентов за счёт их более равномерного распределения по пропласткам, что и приводит к интенсификации добычи нефти. На рис.33-34 БРП-базовый 1.2 мас. % раствор Полиокса (ММ=2.4 млн.) в дистиллированной воде; КПР - композиционный полимерный раствор, представляющий собой 20 мас. % раствор ПГС в БРП (водный раствор, содержащий 16.67 мас. % ПГС и 1 мас. % Полиокса).

Установлено, что введение высокомолекулярных спиртов (ПГС) и НПАВ (Д-157) в водный раствор ПЭО с ММ-2.4 млн. повышает его вязкость, устойчивость к солям и поверхностно-активные свойства, что существенно повышает нефтевытесняющую способность полимерного раствора по сравнению с растворами ПАА (рис. 33-34). Изучалась эффективность водных растворов на основе как отечественных, так и импортных полимеров: полиалкриламид (ПАА) марки Accotrol S622, производимый в Японии фирмой Mitsui Cutec LTD с ММ 15, 7 млн; 8%-ный раствор (гель) ПАА (г. Дзержинск) по ТУ 6-02-00209912-61-97; полиэтиленоксиды (ПЭО) с ММ от 120 тыс. (ПЭО) до 2.4 млн. (Полиоксы).

Нефтевытеснение сопровождается длительным процессом продвижения различного вида оторочек по пласту от одного до четырех месяцев. Поэтому к реагентам, применяемым для МУН, кроме устойчивости к солям, предъявляются требования неизменности и стабильности растворов во времени (сохранения заданного уровня вязкости с течением времени). Установлено, что введение ПГС и НПАВ в водный раствор ПЭО с ММ-2.4 млн. повышает стабильность полимерного раствора во времени до уровня промышленно применяемых импортных ПАА, а в некоторых случаях и превышает его (рис. 35).



Установлено, что увеличение устойчивости водного раствора Полиокса к солям и во времени при добавлении в него ВС связано, прежде всего, с поверхностной активностью ВС (ПГС) (рис. 34, 36) и, по всей видимости, образованием спиралей молекул ПГС в растворе (при концентрации выше 5 мас. %). Эти спирали стабилизируют раствор Полиокса, занимая пространство между макромолекулами полимера и обволакивая их, что повышает устойчивость к солям, так как затрудняется непосредственный контакт активных функциональных групп макромолекул полимера с ионами солей и с кислородом воздуха. Кроме того, свободные НПАВ и ВС концентрируясь на границе раздела фаз взаимодействуют с кислородом воздуха, препятствуя проникновению в глубь раствора. Схожий эффект наблюдается при добавлении в оборотный водяной цикл НПАВ для обезкислороживания среды. Водные растворы Полиокса и ПАА проявляют слабые поверхностно-активные свойства. Так же найдено, что добавление ПГС в БРП в количестве 5-20 % повышает капиллярное впитывание и смачиваемость полимерного раствора, как в гидрофилизированной, так и в гидрофобизированной пористой среды. Данное явление повышает не только нефтевытесняющую способность полимерного раствора, но и охват пласта за счёт проникновения, как в водо-, так и в нефтенасыщенные участки пласта.

Изучение процессов нефтевытеснения является достаточно сложной задачей вследствие многообразия факторов, влияющих на процессы вытеснения остаточных высоковязких нефтей, а так же трудностью моделирования процесса нефтевытеснения, так как не существует унифицированных методик оценки эффективности. В связи с этим была разработана методика оценки эффективности действия углеводородных и полимерных составов при вытеснении остаточной после заводнения нефти с высоким содержанием АСВ из различных типов коллекторов.

Определение эффективности растворов при вытеснении нефти проводилось по методу вторичного нефтевытеснения на карбонатных и кварцевых моделях пласта. В качестве объекта исследований использовались: средневязкие угленосные нефти Елгинского месторождения; высоковязкие, с повышенным содержанием САВ, нефти Степноозерского месторождения.

Исследования показали, что растворы Полиокса с добавлением высокомолекулярных спиртов (ВС) и НПАВ, обладающие поверхностной активностью имеют значительно большую нефтевытесняющую способность по сравнению с базовыми полимерными растворами -БРП и 0, 1% мас. ПАА. При этом больший эффект наблюдается при вытеснении высоковязких нефтей с повышенным содержанием САВ из карбонатной модели пласта (рис.37). Кроме того, эти растворы по сравнению с базовыми растворами ПАА обладают так же большей фазовой проницаемостью по воде (этот показатель косвенно характеризует приёмистость скважин), что увеличивает эффект от действия проталкивающего агента-воды. Введение НПАВ в полимерный раствор ПЭО и ВС (ПГС) приводит к росту нефтевытесняющей способности на 3-5% при вытеснении Степноозёрской нефти и на 25-42% при вытеснении угленосной Елгинской нефти на обоих моделях пласта.



Применение в процессах нефтевытеснения углеводородных растворителей позволяет создать в пласте наиболее эффективный процесс - смешивающегося вытеснения, когда между нефтью и растворителем за счёт отсутствия межфазного натяжения возникает зона полной смешиваемости. В результате чего устраняется отрицательное влияние на нефтеотдачу адсорбционных и молекулярно-поверхностных сил.

По результатам проведенных исследований было установлено, что оторочки ПНФ с присадками, состоящими из вторичных продуктов нефтехимии и смеси высокомолекулярных спиртов, а также НПАВ обладают высокой эффективностью при вытеснении остаточной нефти с повышенным содержанием САВ из различных типов коллекторов. Высокая эффективность ПНФ с данными присадками определяется положительным синергетическим эффектом, выраженным в снижении поверхностного (межфазного) натяжения, увеличением смачивающей способности и усилением отмывающей способности (рис.38), благодаря чему происходит разрушение граничных слоёв и пленок нефти, переход их в подвижное состояние и вовлечение в процесс вытеснения.

Данные эффекты проявляются особенно заметно в условиях максимальной адсорбции САВ на фобизированных породах (известняк, доломит, глинизированные породы), а также в нефтяных залежах, содержащих нефть с высоким содержанием САВ. Таким образом, при разрушении структуры и отмыве пленочной нефти проявляются те же закономерности, что и при разрушении и растворении АСПО широкого группового состава композиционными составами, проявляющие синергетические эффекты.

Оценка эмульгирующих свойств углеводородных и полимерных составов показала, что взаимодействие УР с водными растворами полимеров и высокомолекулярных спиртов (КПР) приводит к образованию эмульсий, характеризующихся более высокими вязкостными свойствами и устойчивостью во времени и термостабильностью. Поэтому предполагаемое образование непосредственно в нефтяном пласте эмульсий при контакте заднего фронта ОУР с проталкивающим его агентом (КПР), приведёт к увеличению КИН: во-первых, за счёт снижения потерь УР в порах пласта; во-вторых, за счёт выравнивая фронта, более равномерного продвижения ОУР и увеличения степени охвата пласта воздействием нефтевытесняющих агентов вследствие снижения их подвижности в условиях пласта. Кроме того, использование чередующихся оторочек, в условиях высокой разработанности и обводненности нефтяной залежи, будет способствовать увеличению КИН за счёт увеличения степени охвата пласта. Вода, закачиваемая после композиционных оторочек ОУР и полимера, будет поступать, в основном, в неохваченную (обойдённую) воздействием агентов часть пласта, так как отмытая от нефти и гидрофобизированная ОУР часть пласта будут препятствовать фильтрации воды.

Таблица 9-Характеристики участка и параметры технологии "ТатНО-99-01"

Заказчик	ОАО «Татнефть», НГДУ"Альметьевнефть"
Производитель	ОАО «Татнефтеотдача»
Месторождение	Ромашкинское
Площадь	Северо-Альметьевская, девон
Горизонт	кыновский+пашийский
Нагнетательная скважина, подвергнутая технологии, №	14781
Растворитель для реагента «ТатНО-99»	ПНФ производства НГДУ «Иркеннефть»
Блокирующий агент	водный раствор силиката натрия
Дата обработки нагнетательной скважины	03.12.02
Добывающие скважины, гидродинамически связанные с обработанной нагнетательной, №	5668	5669	5689	5690	14782

На основе проведенного синергетического анализа и лабораторных исследований разработаны промышленные композиционные полимерные (на основе ПЭО) и углеводородные (на основе ПНФ) растворы, а также технология их совместного применения «ТатНО-99-01» по повышению нефтеотдачи высокообводнённых пластов, находящихся на поздней стадии разработки. На основании разработанной технологии в декабре 2002 г. на Ромашкинском месторождении НГДУ «Альметьевскнефть» ОАО «Татнефтеотдача» были проведены опытно-промысловые испытания. Основные параметры технологии и характеристики обрабатываемого участка представлены в таблице 9. Промысловые данные работы 5-ти добывающих скважин, гидродинамически связанных нагнетательной 14781 (обработанная по данной технологии), в течение 14 месяцев после её обработки по технологии «ТатНО-99-01» представлены на рисунке 39. Результаты, полученные из АСУ ОАО «Татнефть» показывают, что дополнительная добыча нефти на 1 скважино-операцию составила 868 т, а продолжительность эффекта 11 месяцев.

Высокая эффективность применения технологии «ТатНО-99-01» для повышения нефтеотдачи высокообводнённых пластов» подтверждена актом о проведении опытно-промысловых испытаний.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Определены особенности формирования структуры и состава АСПО в системах добычи, транспортировки и хранения нефти. Исследована кинетика образования и удаления отложений широкого группового состава, синергетические эффекты в процессах интенсификации нефтедобычи на поздней стадии разработки месторождений с применением композиционных составов.

2.С использованием избыточной термодинамической функции смешения-коэффициента активности на базе хроматографического метода анализа равновесного пара, установлены закономерности процесса растворения компонентов АСПО в растворителях различной полярности.

3.Разработана методология формирования и установлен компонентный состав композиционных составов, обладающих синергетическими эффектами, в целях удаления, ингибирования отложений, а так же повышения нефтевытеснения остаточных нефтей на поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

4.Определены закономерности и предложен механизм действия прямогонных нефтяных фракций при разрушении АСПО широкого группового состава.

5.Доказана целесообразность и эффективность применения композиционных составов на основе прямогонных нефтяных фракций с добавлением комплекса присадок для удаления АСПО широкого группового состава различных месторождений Республики Татарстан и нефтевытеснения остаточной после заводнения нефти с высоким содержанием САВ из различных видов коллекторов.

6.Установлен вклад НПАВ, концентратов нафтено-ароматических углеводородов и смеси высокомолекулярных спиртов в проявлении синергетических эффектов, усиливающих эффективность действия ПНФ при разрушении АСПО сложного состава и вытеснении остаточных нефтей повышенной вязкости с высоким содержанием САВ.

7.На основе предложенной методики разработаны промышленные композиционные составы и технологии их применения, которые прошли испытания и внедрены в промысловую практику в ОАО «Татнефть».

ЛИТЕРАТУРА

1.Шарифуллин, А.В. Термодинамические характеристики углеводородов в морфолине [Текст] / А.В. Шарифуллин, В.Г. Козин// Интенсификация химических процессов в переработке нефтяных компонентов: межвузовский сборник научных трудов. Казань: КГТУ. 1994. С.71-74.

2.Шарифуллин, А.В. Термодинамические характеристики углеводородов в смешанных растворителях [Текст] / А.В. Шарифуллин, В.Г. Козин// Нефтехимия. 1995. Т.35. № 6. С.483-487.

3.Патент № 2064954 Российская Федерация, МПК⁷ С 09 К 3/00, Е21В 27/00. Состав для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений [Текст] / Козин В.Г., Шарифуллин А.В., Байрес С.В., Газизов А.Ш., Газизов А.А., Маврин В.Ю., Талипов Р.С.; заявитель и патентообладатель товарищество с ограниченной отвественностью «Иджат». - № 94199412/04; заявл. 02.03.94; опубл. 23.07.95; Бюлл. изобр.№ 22-22с.

4.Шарифуллин, А.В. Изучение термодинамических характеристик водных растворов морфолина [Текст] / А.В. Шарифуллин, В.Г. Козин// Интенсификация химических процессов в переработке нефтяных компонентов: межвузовский сборник научных трудов. Казань: КГТУ. 1995. С.78-80.

5.Шарифуллин, А.В. Исследование термодинамических характеристик углеводородов в смешанном растворителе методом симплексных решеток [Текст] / А.В. Шарифуллин, В.Г Козин, Е.А.Харитонов// Интенсификация химических процессов в переработке нефтяных компонентов: межвузовский сборник научных трудов. Казань: КГТУ. 1995. С.80-82.

6.Шарифуллин, А.В., Козин В.Г. Исследование экстракционных свойств смешанного растворителя морфолин-диметилформамид [Текст] / А.В. Шарифуллин, В.Г. Козин// Нефтехимия. 1996. Т.36. № 5. С.464-467.

7.Патент № 2088625 Российская Федерация, МПК⁷ С 09 К 3/00, Е 21 В 27/00. Состав для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений [Текст] / Козин В.Г., Шарифуллин А.В., Байрес С.В., Газизов А.Ш., Газизов А.А., Маврин В.Ю.; заявитель и патентообладатель товарищество с ограниченной отвественностью «Иджат». - № 9509135/04; заявл. 06.06.95; опубл. 27.08.97; Бюлл. изобр.№ 24-24с.

8.Шарифуллин, А.В. Экстракционные свойства смешанных растворителей [Текст] / А.В. Шарифуллин, В.Г. Козин// Химия и технология топлив и масел. 1997. № 2. С.33-34.

9.Патент № 2099382 Российская Федерация, МПК⁷ С 09 К 3/00, Е 21В 37/06. Состав для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений [Текст] / Козин В.Г., Шарифуллин А.В., Залятов М.М., Газизов А.Ш., Газизов А.А., Маврин В.Ю.; заявитель и патентообладатель товарищество с ограниченной отвественностью «Иджат»; - № 96122234/04; заявл. 06.08.96; опубл. 12.12.97, Бюлл. изобр.№ 26-22с.

10.Шарифуллин, А.В. Коэффициенты активности бензола в полярных растворителях [Текст] / А.В. Шарифуллин, В.Г. Козин, А.А. Мухамадиев// Нефтехимия. 1997. Т.37. №5. С.486-471.

11.Шарифуллин, А.В. Селективные и растворяющие свойства смешанных растворителей [Текст] / А.В. Шарифуллин, В.Г. Козин, Е.А. Харитонов, А.В Косолапов// Интенсификация химических процессов в переработке нефтяных компонентов: межвузовский сборник научных трудов. Казань: КГТУ. 1997. С.66-69.

12.Шарифуллин, А.В. Исследование азеотропии в трехкомпонентных системах углеводород-морфолин-вода [Текст] / А.В Шарифуллин, В.Г. Козин// Интенсификация химических процессов в переработке нефтяных компонентов: межвузовский сборник научных трудов. Казань: КГТУ. 1997. С.70-75.

13.Шарифуллин, А.В. Исследование термодинамических характеристик углеводородов в смешанных растворителях методом симплексных решеток [Текст] / А.В. Шарифуллин, В.Г Козин, Е.А.Харитонов// Известия ВУЗов: серия Химия и химическая технология. Иваново: ИХТУ. 1998. Т.40.Вып.3-4. С.33-36.

14.Шарифуллин, А.В., Коэффициенты активности бензола в морфолине и его водных растворах [Текст] / А.В. Шарифуллин, В.Г. Козин, А.А. Мухамадиев// Известия ВУЗов: серия Химия и химическая технология. Иваново: ИХТУ 1999. Т.48. Вып.5. С.120-123.

15.Шарифуллин, А.В. Коэффициенты активности бензола в водных растворах морфолина [Текст] / А.В. Шарифуллин, В.Г. Козин, А.А. Мухамадиев// Прикладная химия. 1999. Т.72. Вып.2. С.323-325.

16.Шарифуллин, А.В. Коэффициенты активности бензола в смешанных раствори-телях на основе триэтиленгликоля [Текст] / А.В. Шарифуллин, В.Г. Козин, А.А. Мухамадиев//// В материалах ХII Российской конференции «Современные проблемы химии и технологии экстракции». Москва: из-во НПИО ИОН РАН. 1999. Т.2. С. 131-132.

17.Патент № 2163916 Российская Федерация, МПК⁷ Е 21 В 37/06. Состав для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений [Текст] / Козин В.Г., Шарифуллин А.В., Ишкаев Р.К., Файзуллин Р.Н., Нагимов Н.М., Гусев В.Ю., Хусаинов В.М., Башкирцева Н.Ю., Рахматуллин Р.Р.; заявитель и патентообладатель Шарифуллин А.В., Козин В.Г. - № 99111605/13; заявл. 01.06.1999; опубл. 10.03.2001; Бюлл. изобр.№ 7-24с.

18.Патент № 2172817 Российская Федерация, МПК⁷ Е 21 В 37/06. Состав для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений [Текст] / Козин В.Г., Шарифуллин А.В., Ишкаев Р.К., Файзуллин Р.Н., Нагимов Н.М., Гусев В.Ю., Хусаинов В.М., Башкирцева Н.Ю., Рахматуллин Р.Р., Аюпов А.Г.; заявитель Рахматуллин Р.Р.; патентообладатель научно-производственный центр «Инвента». - № 2000117208/03; заявл. 27.06.2000; опубл. 27.08.2001; Бюлл. изобр.№ 24-18с.

19.Патент № 2160757 Российская Федерация, МПК⁷ С 09 К 3/00, Е 21 В 37/06. Состав для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений [Текст] / Козин В.Г., Шарифуллин А.В., Шакиров А. Н., Муслимов Р.Х., Жеглов М.А., Башкирцева Н. Ю., Гусев В.Ю., Рахматуллин Р.Р. ; заявители и патентообладатели Козин В.Г., Шарифуллин А.В., Шакиров А. Н., Муслимов Р.Х., Жеглов М.А., Башкирцева Н. Ю., Гусев В.Ю., Рахматуллин Р.Р. - № 2000107054/04; заявл. 23.05.2000; опубл. 20.12.2001; Бюлл. изобр. № 35-24с.

20.Патент № 2157426 Российская Федерация, МПК⁷ С 09 К 3/00, Е 21 В 37/06. Состав для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений [Текст] / Козин В.Г., Шарифуллин А.В., Шакиров А. Н., Сунгатуллин М.С. Жеглов М.А. ; заявители и патентообладатели Козин В.Г., Шарифуллин А.В., Шакиров А. Н., Жеглов М.А., Сунгатуллин М.С. - № 99111113/13; заявл. 23.01.2000; опубл. 10.03.2000; Бюлл. изобр.№ 28.-22с.

21.Патент № 2172763 Российская Федерация, МПК⁷ С 10 С 1/7. Способ ступенчатого охлаждения и очистки пирогаза закалочным маслом [Текст] / Шарифуллин В.Н., Еремин А.А., Файзрахманов Н.Н., Куклин О.А., Закиров Ш.И., Зиятдинов Н.Н., Шарифуллин А.В.; заявитель и патентообладатель Казанское открытое акционерное общество «Органический синтез». - № 200119632/04; заявл. 21.07.2000; опубл. 27.08.2001; Бюлл. изобр. № 24-12с.

22.Шарифуллин, А.В. Эффективность действия прямогонных нефтяных фракций по удалению асфальтосмолопарафиновых отложений [Текст] / А.В. Шарифуллин, В.Г. Козин, А.Г. Аюпов// Нефтяное хозяйство. 2001. №4. С. 46-47.

23.Шарифуллин, А.В. Изучение эффективных композитов на основе прямогонных нефтяных фракций при удалении АСПО [Текст] / А.В. Шарифуллин, В.Г. Козин, Н.М. Нагимов// Нефтепромысловое дело. 2001. -№ 9. С. 25-29.

24.Шарифуллин, А.В. Эффективность действия на асфальтосмолопарафиновые отложения различных углеводородных композитов [Текст] / А.В. Шарифуллин, В.Г. Козин, Р.К. Ишкаев, Н.М. Нагимов// Нефтяное хозяйство. 2002. № 2, С. 68-71.

25.Шарифуллин, А.В. Углеводородные композиты для удаления асфальтено-смолопарафиновых отложений [Текст] / А.В. Шарифуллин, В.Г. Козин, Н.М. Нагимов// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2002. № 1. С. 51-57.

26.Шарифуллин, А.В. Коллоидно-химические свойства углеводородных растворителей АСПО [Текст] / А.В. Шарифуллин, В.Г. Козин, Н.М. Нагимов// Нефтяное хозяйство. 2002. № 11. С.79-81.

27.Шарифуллин, А. В. Композиционные полимерные составы для повышения нефтеотдачи пластов с высокой степенью обводнённости [Текст] / А.В. Шарифуллин, В.Г. Козин, А.Г. Аюпов// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2003. № 1. С. 41-45.

28.Шарифуллин, А. В. Полимерные и углеводородные составы для повышения нефтеотдачи высокообводненных пластов [Текст] / А.В. Шарифуллин, В.Г. Козин, А.Г. Аюпов// Нефтяное хозяйство. 2003. № 6. С. 48-51.

29.Шарифуллин А.В. Углеводородные составы для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений [Текст] / А.В. Шарифуллин, В.Г. Козин, Ш.Г. Ягудин// Технологии нефти и газа. 2004. № 4. С. 20-24.

30.Патент № 2196800 Российская Федерация, МПК⁷ С 10 С 1/7. Способ обработки и утилизации тяжелой пиролизной смолы [Текст] / Шарифуллин В.Н., Кудряшев В.Н., Файзрахманов Н.Н., Шарифуллин А.В.; заявитель и патентообладатель Казанское открытое акционерное общество «Органический синтез». - № 2001122749; заявл. 13.08.2001; опубл. 20.01.2003; Бюлл. изобр. № 5-14с.

31.Патент № 2223299 Российская Федерация, МПК⁷ С 10 С 1/7. Способ подготовки и утилизации тяжелой пиролизной смолы [Текст] / Шарифуллин В.Н., Кудряшев В.Н., Файзрахманов Н.Н., Шарифуллин А.В. ; заявитель и патентообладатель Казанское открытое акционерное общество «Органический синтез». - № 2002104722; заявл. 21.02.2002; опубл. 10.02.2004; Бюлл. изобр. № 4-26с.

32.Шарифуллин, А.В. Очистка бензина от смол и воды [Текст] / А.В. Шарифуллин, Т.Н. Синеглазова Т.Н// Электронный журнал "Исследовано в России", 5, 10-14, 2004. http://zhurnal.ape.relarn ru/articles /2004/005.pdf/

33.Патент № 2250988 Российская Федерация, МПК⁷ Е 21 В 43/22. Способ разработки нефтяной залежи [Текст] / Аюпов Г.Х., Козин В.Г., Шарифуллин А.В., Аюпов А.Г.; заявитель и патентообладатель Аюпов Г.Х. -№ 2003138034/03; заявл. 29.12.2003; опубл. 27.04.2005; Бюлл. изобр. № 12-24с.

34.Шарифуллин А. В., Козин В. Г., Аюпов А.Г., Хамидуллин Р.Ф. Использование вторичных продуктов нефтехимии для повышения эффективности удалителей АСПО // Технологии нефти и газа. - 2004. - № 5. - С. 22-27.

35.Шарифуллин, А. В. Разработка и применение реагента ТатНО-99 для интенсификации нефтедобычи [Текст] / А.В. Шарифуллин, В.Г. Козин, Р.Ф. Хамидуллин, А.Г. Аюпов// Нефтепереработка и нефтехимия. 2004. № 9. С. 10-17.

36.Шарифуллин, А.В. Исследование структуры компонентов АСПО методом ИК-спектроскопии [Текст] / А.В. Шарифуллин, Р.Ф. Хамидуллин, Л.Р. Байбекова// Электронный журнал "Исследовано в России", 6, 22-24, 2005. http://zhurnal.ape.relarn ru/articles 2005/006.pdf/

37.Шарифуллин, А.В. Особенности состава и строения нефтяных отложений [Текст] / А.В. Шарифуллин, Р.Ф. Хамидуллин, Л.Р. Байбекова, А.Т. Сулейманов, В.Н. Шарифуллин// Химическая технология топлив и масел. 2005. № 3. С.12-16.

38.Патент № 2261893 Российская Федерация, МПК⁷ С 10 С 1/7. Способ проведения процесса пиролиза с рецеркуляцией отработанного конденсата пара разбавления [Текст] / Шарифуллин В.Н., Фофанов Г.П., Файзрахманов Н.Н., Шарифуллин А.В., Зарипов В.А., Окружнов В.А. ; заявитель и патентообладатель Казанское открытое акционерное общество «Органический синтез». - № 2003122319; заявл. 17.07.2003; опубл. 10.10.2005; Бюлл. изобр. № 28-4с.

39.Шарифуллин, А.В. Особенности структурно-группового состава асфальто-смоло-парафиновых отложений [Текст] / А.В. Шарифуллин, Р.Ф. Хамидуллин, Л.Р. Байбекова, Л.Ф. Фаррахова// Вестник Каз. Технол. Ун-та. Казань: КГТУ. 2006. №1. С.190-198.

40.Шарифуллин, А.В. Особенности состава и строения нефтяных отложений [Текст] / А.В. Шарифуллин, Р.Ф. Хамидуллин, Л.Р. Байбекова, А.Т. Сулейманов, В.Н. Шарифуллин// Технологии нефти и газа. 2006. №6. С.241-246.

41.Шарифуллин, А.В. Теплота растворения асфальтено-смоло-парафиновых отложений в прямогонных нефтяных фракциях [Текст] / А.В. Шарифуллин, Р.Ф. Хамидуллин, Л.Р. Байбекова, А.Т. Сулейманов, В.Н. Шарифуллин// Химическая технология топлив и масел. 2006. № 1. С.14-16.

42.Шарифуллин, А.В. Исследование процесса образования органических отложений на теплопередающей поверхности [Текст] / А.В. Шарифуллин, А.Т. Сулейманов, В.Н. Шарифуллин// Химическая технология. 2006. № 6. С.67-69.

43.Шарифуллин, А.В. Особенности состава и строения нефтяных отложений [Текст] / А.В. Шарифуллин, Л.Р. Байбекова, Р.Ф. Хамидуллин// В материалах Международной конференции по химии «Advanced science in Organic Chemistry». Судак: из-во МГТУ. 2006. С.23-24.

44.Шарифуллин, А.В. Теплота растворения асфальтено-смоло-парафиновых отложений в прямогонных нефтяных фракциях [Текст] / А.В. Шарифуллин, Р.Ф. Хамидуллин, Л.Р. Байбекова, Л.Ф. Фаррахова, А.Т. Сулейманов// Нефтехимия. 2007. Т.47. № 2. С.1-5.

45.Шарифуллин, А.В. Подбор композиционных ингибиторов нефтяных отложений на основе синергетического анализа [Текст] / А.В. Шарифуллин, В.Н. Шарифуллин, Л.Р. Байбекова, А.Т. Сулейманов// Технологии нефти и газа. 2007. №1. С.32-36.

46.Шарифуллин, А.В. Расчет функции синергизма при использовании композиционных ингибиторов [Текст] / А.В. Шарифуллин, В.Н. Шарифуллин, Л.Р. Байбекова, А.Т. Сулейманов// Вестник Каз. Технол. Ун-та. Казань: КГТУ. 2008, № 2, С.45-47.

47.Шарифуллин, А.В. Механизм удаления нефтяных отложений с применением композиционных составов [Текст] // Технологии нефти и газа. 2007. №4. С.148-152.

48.Патент № 2331459 Российская Федерация, МПК⁷ B 01 D 53/00. Способ очистки абгазов процесса окисления изопропилбензола [Текст] / Шарифуллин В.Н., Кручинин А.С., Шарифуллин А.В. ; заявитель-патентообладатель ООО «Синтезхиминвест». - № 2006116667; заявл. 15.05.2006; опубл. 20.08.2008; Бюлл. изобр. № 23-6с.

Размещено на Allbest.ru

...