WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

 

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

Тюмень - 2012

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: доктор технических наук, профессор

Грачев Сергей Иванович

Официальные оппоненты: - Валеев Марат Давлетович, доктор технических

наук, профессор, ООО «ОЗНА-Менеджмент», советник генерального директора;

  - Сахабутдинов Рифхат Зиннурович

доктор технических наук, профессор, Институт "ТатНИПИнефть" ОАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина, заведующий отделом исследования и промысловой подготовки нефти, газа и воды;

- Силин Михаил Александрович

доктор химических наук, профессор, НИУ РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, первый проректор по стратегическому развитию

Ведущая     организация:     Открытое    акционерное   общество

«РН УфаНИПИнефть»

Защита состоится ___ декабря 2012 г. в _____ 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

Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор                                Г.П. Зозуля

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 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.

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 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 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 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 Р.М. Галикеев, О.В. Фоминых);

- «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 (мультидисциплинарного) 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.), ХIII 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 ____ страницах машинописного текста, содержит ___ таблицы, ___ рисунков. Состоит из введения, шести разделов, 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, Н.Н. Андреева, В.Н. Антипьев, В.С. Арутюнов, Ю.Е Батурин, Т.М. Бекиров, А.М. 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,  Н.Н. Константинов, Е.С. Коршуков, Г.А. Ланчаков, А.М. Лобков, Г.С. Лутошкин, Р.И. Медведский, В.П. Метельков, Н.Н. Непримеров, Ю.Н. Савватеев, Р.З. Сахабутдинов, В.А. Сахаров, В.П. Тронов, К.М. Федоров, А.М. 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 % масс. 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 n фаз и k компонентов, А.Ю. Намиотом сформулировано следующим образом

                                               (1)

                                               (2)

                                        (3)

Условия: (1) – равенство температур (Тn) во всех фазах; (2) – равенство давлений (Pn) во всех фазах; (3) – равенство химических потенциалов (k). 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 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)

где – критическое давление на кривой критических точек самого легкого компонента данной многокомпонентной смеси и компонента i, Па;

– весовая доля компонента i, 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 и средневесовое критическое давление гипотетического компонента

;  ,                             (5)

где xi – массовая доля компонента, д.ед; Mi – молекулярная масса компонента; Tk – критическая температура компонента, 0С.

По найденным значениям и 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 0С и давления схождения от 4 до 70 МПа можно определить по номограммам  Нейра.

Можно вычислить константы используется выражение

,                                        (6)

где К0 находится при заданных значениях давления и давления схождения. Величина коэффициента S 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 Рсх, практически совпадают.

Значительно снижается точность расчета парожидкостного равновесия по константам, определенным по давлению схождения, когда в смеси присутствуют такие неуглеродные компоненты, как CO2 и H2S. Объясняется это фазовым поведением легких парафиновых углеводородов, критическая кривая которых имеет куполообразный вид. Однако даже у некоторых бинарных смесей, содержащих CO2 и H2S, форма критической кривой имеет S-образную форму.

Известны также номограммы Сарданашвили – Львова, позволяющие определять константы фазового равновесия углеводородов парафинового ряда в довольно широком интервале температур от – 70 до 200С и давлениях 0,150 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

,                                         (7)

где Р – давление, Па; Т – температура, 0С; V – удельный мольный объем, м3/моль, R – универсальная газовая постоянная, Дж/мольК; a и b – коэффициенты уравнения.

Здесь

,                                (8)

.                                 (9)

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

(10)

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

,        (11)

где d – молекулярная плотность, равная отношению плотности к молекулярному весу.

Здесь

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

,                                        (13)

где        P – давление, МПа; V – объем, м3; n – количество молей; M – молекулярная масса; R – универсальная газовая постоянная; T – температура, K; Z – коэффициент сверхсжимаемости, определяется из кубической формулы:

,                                (14)

где

;                                        (15)

;                        (16)

.                                (17)

Коэффициенты A и B рассчитывают по формулам

,                                (18)

.                                        (19)

Коэффициенты m1 и m2 выбираются в зависимости от используемого уравнения состояния. Для уравнения Пенга – Робинсона: , .

При решении кубического уравнения (14) могут быть получены значения Z 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

  ,       (20)

где

;                                        (21)

,                                (22)

где        kjk – коэффициент взаимодействия, в основном, между молекулами углеводородов и неуглеводородов; xi, yi – 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

-

CO2

41

-

57,66

-

CH4

 

175

308,54

243,82

C2H6

 

26

33,36

34,13

C3H8

6,5

7,6

8,403

6,41

i-C4H10

2,5

3

3,187

3,01

C4H10

1,7

2,1

1,949

2,05

i-C5H12

0,7

0,8

0,7612

0,77

C5H12

0,55

0,6

0,573

0,57

C6+

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 К – константа фазового равновесия; n –коэффициент, зависящий от температуры и молекулярной массы. Очевидно, что n должен иметь размерность давления. Для определения значения коэффициента n в уравнении (23) применено совместное решение уравнений Рауля и Дальтона, которое имеет вид

,                                (24)

где Рс – давление в системе, Па; – парциальное давление i - того компонента, Па.

Таким образом, значения коэффициента n 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 

,                                         (25)

где А, B, C – коэффициенты, характерные для каждого углеводорода в определенных пределах температуры, t – температура, 0С.

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

.                                        (26)

С применением результатов экспериментальных исследований проб пластовых нефтей месторождений Западной Сибири (Саннинское, Приразломное, Западно - Сургутское и др.) определены экспериментальные значения (Kiэксп) и по формуле (26) Кiрасч . Результаты представлены в таблице 3.

Таблица  3 – Расчетные значения констант фазового равновесия

Компонент

Кiэксп

Ki расче

CH4

259,82

232,8

C2H6

34,50

37,21

C3H8

8,33

8,33

i-C4H10

2,77

3,94

n-C4H10

1,89

2,79

i-C5H12

0,68

0,756

n-C5H12

0,50

0,558

C6+

0,01

0,16

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.

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 – мольная доля i-го компонента в пластовой нефти; – мольная доля отгона газа из объема нефти.

Поскольку , то уравнение (27) можно записать в виде

(28)

Отсюда уравнение (28) можно использовать для определения мольной доли отгона методом итерации при заданном составе исходной смеси , 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 , при которых выполнится условие

  (29)

       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.

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 С3 и выше). Для нескольких месторождений Ноябрьского региона получены следующие результаты (таблица 5).

Таблица 4 – Результаты расчета газосодержания нефти

Компонент

Состав газа, молярная концентрация уi, %

Саннинское м-ние, АС11

Каменное м-ние

Расчет

Эксперимент

Расчет

Эксперимент

CO2

0,34

0,35

0,63

1,11

N2

0,81

0,88

0,48

0,58

CH4

43,61

47,3

55,78

38,4

С2Н6

13,32

14,68

10,55

13,18

С3Н8

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-С5Н12

1,54

1,45

1,19

3,27

н-С5Н12

1,94

1,85

1,54

4,25

С6Н14+

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

Таблица 5 – Результаты оптимизации процесса сепарации

Компоненты

Состав газа, молярная концентрация уi, доли

Новогоднее
(1 ступень 200C, 0,6 МПа)

Вынгапуровское
(1 ступень 200C, 0,6 МПа)

СО2

0,00232

0,0064622

N2

0,00021

0,0008063

CH4

0,61894

0,6190495

C2H6

0,18810

0,1390187

C3H8

0,12209

0,1478338

и - C4H10

0,01142

0,0253429

н - C4H10

0,03050

0,0354158

и – C5H12

0,00345

0,0046892

н – C5H12

0,00410

0,0037773

С6+

0,01878

0,017564

С3 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 0С позволило сократить потери ценных фракции (С3 – С6) 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 оС

0,05 МПа, 15 оС

N2 (Азот)

0,0082

0,0003

CO2 (Двуокись углерода)

0,0009

0,0001

CH4 (Метан)

0,6519

0,0564

С2Н6 (Этан)

0,1326

0,0722

С3Н8(Пропан)

0,1323

0,3028

i-С4Н10(i-бутан)

0,0220

0,0925

n-С4Н10(n-бутан)

0,0308

0,1670

i-С5Н12(i-пентан)

0,0039

0,0425

n-С5Н12(n-пентан)

0,0033

0,0398

Остаток

0,0146

0,2270

Итого:

1,0005

1,0005

Массовая доля отгона  газа Rсмг

0,1907

0,2371

C4+

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 оС, при этом не изменялось давление и температура на второй ступении сепарации (Р = 0,05 МПа, Т = 15оС). На втором этапе давление Р = 0,6 МПа и температура первой ступени сепарации 15оС оставались постоянными, а давление второй ступени сепарации уменьшалось от 0,5 МПа до 0,33 МПа при температуре 15 оС. Результаты расчетов представлены на рисунках 3 и 4.

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

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

,                                        (30)

где – мольная доля i - го компонента в нефти до испарения; – мольная доля отгона (подбирается методом итерации).

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

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.

Кi

Мольная доля компонента в нефти после испарения, д. ед.

Разница в мольных составах жидкостей до и после испарения

1

CH4

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-С4Н10

0,012169404

3,94

0,012165112

0,0000042919

5

н-С4Н10

0,026718416

2,79

0,026712678

0,0000057379

6

изо-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-С6Н14

0,013242703

0,226

0,013243934

– 0,0000012301

10

цикло-С6Н14

0,015418672

0,325

0,015419921

– 0,0000012490

11

н-С6Н14

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-С7Н16

0,01290416

0,047

0,012905636

– 0,0000014759

15

С8Н18

0,038560615

0,014

0,038565178

– 0,0000045630

16

остаток

0,763323333

0

0,763414943

– 0,0000916098

1

-

1,0000

-

В результате расчета получено значение мольной доли отгона e’ = 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 С1– 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.

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, К.М. 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, Н.Н. 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, А.В. 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.

,                                       (31)

здесь                                .

2. Modified Kartoatmodjo (Medium Oils).

(32)

3. Petrosky & Farshad.

  (33)

Обозначения:

µ – вязкость дегазированной нефти (мПа·с); API – плотность в градусах API; Т – температура, оF.

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

Определение динамической вязкости проводилось в диапозоне температур от 0оС до 40оС 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 (µсредн.= 2,58 мПас, для Приразломного месторождения, µсредн.= 2,86 и µсредн.= 3,46 мПас – 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 6 и в таблице 8.

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

Обводненность,

% об.

Температура,

Плотность, кг/м3

Динамическая вязкость, мПа*с

0,0

– 10

886,0

92,7

-5

882,6

53,7

0

879,1

36,7

5

875,7

26,4

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

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.

При температуре ниже 15оС 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.

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

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. 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.

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

Таблица 9 – Сравнение экспериментальных и графических данных

Месторождение

Плотность, кг/м3

Температура, оС

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»:предлагает использовать формулу

tо = 11,398 + 34,084lgСп,                                                        (34)

где tо – температура насыщения нефти парафином в поверхностных условиях, оС; Сп – концентрация содержания парафина в нефти, масс.%.

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

tо = 19,457lnСп – 0,8117.                                                        (35)

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

to = 70,5е-(3,686/Сп).                                                                        (36)

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

Рисунок 8 – Сравнение полученных значений эмпирических зависимостей с экспериментальными данными

1 – расчетные данные по формуле (4), 2 – расчетные данные по формуле (5), 3 – расчетные данные по формуле (6), 4 – экспериментальные данные.

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

,                                        (37)

где [] – поправочный коэффициент (оС/%); 20 – кинематическая вязкость при 20оС (мм/с2); 50 – кинематическая вязкость при 50оС (мм/с2), К – суммарное содержание парафина, смол и асфальтенов (%); Тпл – температура плавления выделенного парафина (оС); tо – переводной коэффициент равный 1оС, b - переводной коэффициент равный 1%.

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

Таблица 10 – Поправочные коэффициенты [], (оС/%)

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 (to)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, %

[], (оС/%)

Тпл., оС

Температура насыщения, оС

20оС

50оС

Асфаль-

тенов

Смол

Пара-

финов

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

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

Начальные температуры нефтей Чатылькинского и Холмистого месторождений различны и составляют 18 и 30оС 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.

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, Р.М. Галикеев и др.) проводились исследования эффективности ингибиторов АСПО, депрессорных присадок и их композиций в модельной среде – авиакеросине и в пробах нефти из скважин Южно-Харампурского, Приобского, Урненского и Усть-Тегусского месторождений, расчеты сверхаддитивного 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

                                                       (38)

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 сверхаддитивным 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.

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».

Рисунок 11 – Результаты исследования эффективности ингибиторов АСПО

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.

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.

Эффективность отмывания АСПО рассчитывается по формуле:

       ,                                               (39)

где m1 – масса АСПО, помещённого в металлический контейнер, кг;

m2 – масса АСПО, оставшегося в контейнере после промывки, кг.

Результаты исследования представлены в таблицах 11 и 12.

Таблица 11 – Эффективность отмывания АСПО

N

п\п

Наименование

растворителя

Масса АСПО,

кг

m1

Масса АСПО после промывки,

кг

m2

Эффективность

отмывания,

%

ЭО

1

ФЛЭК Р-017

9,58·10-3

7,83·10-3

18,3

2

ФЛЭК Р-018

9,13·10-3

8,43·10-3

7,7

3

ФЛЭК Р-020

9,27·10-3

8,12·10-3

12,4

Примечание: объём растворителя 120 мл.

Эффективность растворения АСПО рассчитывается по формуле:

,                                        (40)

где m3 = m1 – m2  – масса АСПО, перешедшего в растворитель из металлического контейнера, кг; m4 – 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 12 – Эффективность растворения АСПО

N

п/п

Наименование

растворителя

Масса АСПО, перешедших в растворитель, кг

m3

Профильтрованные АСПО (без учёта веса фильтра), кг

m4

Эффективность

растворения,

%

ЭР

1

ФЛЭК Р-017

1,75·10-3

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

0,71·10-3

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 2148 м3/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 // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 8. – С. 25–28.
  5. Леонтьев С.А. Расчет температуры насыщения нефти парафином (статья) / С.А. Леонтьев, Р.М. 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, Р.М. 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, Р.М. 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.
  10. Леонтьев С.А. Мониторинг образования солеотложений в системе подготовки подтоварной воды (статья) // Нефтяное хозяйство. – 2012. - № 6. – С. 82-83
  11. 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

  1. Леонтьев С.А. Расчет констант фазового равновесия (монография) / С.А. Леонтьев, О.В. Фоминых, Р.М. Галикеев – СПб. : ООО «Недра», 2010. – 112 с.
  2. 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

  1. Леонтьев С.А. Результаты экспериментальных исследований гидродинамики аппарата ИТПН (тезисы) / С.А. Леонтьев, А.П. Леонтьев // Материалы международ. науч.- техн. конф. «Нефть и газ Зап.Сиб». Т.1., Тюмень 2005. – 268 с. – С. 199.
  2. 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.
  3. Леонтьев С.А. Исследование метода гравитационного разделения нефти и воды (холодного отстоя) на месторождениях ОАО «СИБНЕФТЬ – НОЯБРЬСКНЕФТЕГАЗ» / С.А. Леонтьев, Н.И. Магомедшерифов // Материалы международ. науч. - техн. конф. «Нефть и газ Зап. Сиб». 2007 – 319 с. – С. 142–143.
  4. Леонтьев С.А. Испытания, эффективность и подбор деэмульгаторов и применяемых реагентов в ОАО «ТНК-Нягань» / С.А. Леонтьев, М.М. Занкиеев, В.Г Канн // Материалы международ. науч.- прак. конф. «Разработка и эксплуатация нефт. и газ. месторождений». Выпуск 3, 2008 – 417 с. – С. 74–79.
  5. Леонтьев С.А. Разработка методики расчета массы углеводородов, сохраненных в нефти за счет технологии улавливания легких фракций / Леонтьев С.А, Духневич Л.Н. // Там же. – С. 293–295.
  6. 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.
  7. 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.
  8. Леонтьев С.А. Результаты исследований эффективности ингибиторов АСПО на парафинах Ноябрьских месторождений (тезисы) / С.А. Леонтьев, Р.М. Галикеев // «Проблемы геологии и освоения недр»: Сб. науч. тр. – ХIII Международный симпозиум студентов и молодых ученых им. академика М.А.Усова, посвященного 110-летию со дня рождения профессора, Лауреата Государственной премии СССР К.В. Радугина. – Томск: ТПУ, 2009. – С. 431–433.
  9. Леонтьев С.А. Анализ  расчетных методов определения температуры насыщения нефти парафином (тезисы) / С.А. Леонтьев, Р.М. Галикеев // Материалы международ. науч.- прак. конф. «Разработка и эксплуатация нефт. и газ. месторождений». Выпуск 4, 2010 – 435 с. – С. 312–316.
  10. Леонтьев С.А. Особенности реологических свойств нефти и определение температуры начало структурирования парафина (тезисы) / С.А. Леонтьев, Р.М. Галикеев // Материалы международ. семинара «Неньютоновские системы в нефтегазовой отрасли», памяти профессора, д.т.н. Мирзаджанзаде А.Х. Ухта, 2011.

Прочие статьи и конференции

  1. Леонтьев С.А. Результаты экспериментальных исследований процесса пылеулавливания в вихревом пылеуловителе / С.А. Леонтьев, А.П. Леонтьев // Библиогр. указатель «Депонированная научная работа», 2005. – № 2 (с. 110 № 2046 – В2004).
  2. 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.
  3. 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.
  4. 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.
  5. Леонтьев С.А. Применение эмпирических формул для определения коэффициента динамической вязкости расчетным методом (тезисы) / С.А. Леонтьев, М.Ю. Тарасов, Р.М. Галикеев, А.Г.  Мозырев // Нефть и газ Западной Сибири: Сб. науч. тр. Т.1. – Тюмень, ТюмГНГУ, 2009. – С. 93–95.
  6. Леонтьев С.А. Применение попутного нефтяного газа для собственных нужд на Хохряковском месторождении (статья) / С.А. Леонтьев, Р.М. Галикеев, М.В. Умеренков // Наука и ТЭК. – 2011. – № 3 – С. 37–43.
  7. Леонтьев С.А. Порядок проведения и лабораторного сопровождения опытно–промышленного испытания ингибиторов солеотложений (статья) // Наука и ТЭК. – 2012. - №1 – с.47-48
  8. Леонтьев С.А. Методика расчета образования солеотложений в системе подготовки подтоварной воды (статья) // Наука и ТЭК. – 2012. - №3 – с.50-52

Учебные пособия

31. Леонтьев С.А. «Расчеты технологических установок систем сбора и подготовки скважиной продукции» / С.А.  Леонтьев, Р.М. 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 12.09.2012 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.

 



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.