Продукция добывающих скважин Русского месторождения характеризуется аномально высокими плотностью и вязкостью. Для ее сбора и безаварийного межпромыслового транспорта необходимо применение специальных методов, обеспечивающих снижение вязкость. Трубопроводный транспорт нафтеновой нефти Русского месторождения осложняется также климатическими условиями (низкие температуры), особенно при надземной прокладке трубопроводов. При снижении температуры транспорта вязкой нефти до температур начала кристаллизации парафина в перекачиваемой жидкости начинает появляться твердая фаза – кристаллы парафиноподобных конгломератов, прилипающих к внутренней поверхности нефтепровода. На нефтепроводах, перекачивающих реологически сложные нефти, традиционно применяются специальные технологии перекачки. Для снижения вязкости и температуры застывания нефтей используют присадки различного типа или их смешивание с легкими нефтями и/или газоконденсатами, добываемыми в близлежащих регионах.
В статье рассмотрены вязкостно-температурные особенности нефтегазоконденсатных смесей продукции скважин Русского месторождения. Регулирование фазовых переходов осуществляется введением в нефтяную систему газового конденсата, добываемого на Русском месторождении в больших объемах. Исследование реологических характеристик исходных нефти и газоконденсата и их смесей позволило определить оптимальное соотношение перекачиваемых жидкостей для безопасного трубопроводного транспорта скважинной продукции. Результаты изучения дифференциального давления при динамическом режиме моделирования перекачки нефти и ее смесей с газоконденсатом в условиях последовательного снижения температуры подтвердило данные реологического определения температуры начала кристаллизации парафинов в смеси с нафтеново-масляной фракцией. Эффективность ингибирования образования асфальтосмолопарафиновых отложений в потоке перекачиваемой жидкости также подтверждено методом Cold finger test.
Список литературы
1. Биомаркеры и адамантаны в нефтях из сеноманских отложений Западной Сибири / В.А. Каширцев, И.И. Нестеров, В.Н. Меленевский [и др.] // Геология и геофизика. – 2013. – Т. 54. – № 8. – С. 1227–1235.
2. Выделение адамантановых углеводородов из нефти сеноманских отложений Русского месторождения / О.Н. Бакланова, А.В. Лавренов, В.А. Каширцев [и др.] // Нефтехимия. – 2016. – Т. 56. – № 2. – С. 115–119. – https://doi.org/10.7868/S0028242116020039
3. Углеводородный состав и структурные характеристики смол и асфальтенов нафтеновых нефтей севера Западной Сибири / Г.С. Певнева, Е.А. Фурсенко, Н.Г. Воронецкая [и др.] // Геология и геофизика. – 2017. – Т. 58. – № 3–4. – С. 522–532. – https://doi.org/10.15372/GiG20170315
4. Применение депрессорных присадок при транспорте высокопарафинистой нефти / Е.А. Шафикова, Н.Г. Беленкова, И.М. Арсланова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 10. – С. 90–93. – https://doi.org/10.24887/ 0028-2448-2020-10-90-93
5. Физико-химические свойства нефтяных дисперсных систем и нефтегазовые технологии. Под ред. Р.З. Сафиевой, Р.З. Сюняева - М.: Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2007. – 580 с.
6. Петров Ал.А. Углеводороды нефти. – М.: Наука, 1984. – 260 с.
7. Фукс Г.И. Вязкость и пластичность нефтепродуктов. – М.: Институт компьютерных исследований, 2003. – 328 с.
8. Изучение осаждающего влияния н-гексана на асфальтены нефти Западно-Салымского месторождения / О.С. Кузьменко, М.Г. Кульков, Ю.В. Коржов, С.В. Нехорошев // Вестник Югорского гос. университета. – 2016. – Вып. 3 (42). – С. 26–34.
9. Евдокимов И.Н. Проблемы несовместимости нефтей при их смешении. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2008. – 93 с.
