Б. Н. Мастобаев, А. М. Шаммазов,
Э. М. Мовсумзаде

50-петию кафедры
"Транспорт и хранение
нефти и газа" УГНТУ
посвящается

ХИМИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА

И ТЕХНОЛОГИИ
В ТРУБОПРОВОДНОМ
ТРАНСПОРТЕ НЕФТИ

МОСКВА
«ХИМИЯ»
2002
УДК 622.692.4

ББК 39.7

М31

Рецензенты: директор ИПТЭР, д-р техн, наук,
профессор А. Г. Гумеров

заведующий кафедрой общей химии УГНТУ,
профессор А. М. Сыркин

Мастобаев Б. Н. и др.

М31 Химические средства и технологии в трубопроводном транс-
порте нефти / Б. Н. Мастобаев, А. М. Шаммазов, Э. М. Мов-
сумзаде,— М.: Химия, 2002.	296 с.

ISBN 5-7245-1204-1

Приведены основные этапы развития трубопроводного транспор-
та России и рассмотрены проблемы применения химических реаген-
тов и композиций в трубопроводном транспорте на разных этапах его
развития. Использование последних позволяет подготовить нефть
к транспортировке; предотвратить образование и удалить образовав-
шиеся асфальто-смоло-парафиновые отложения; транспортировать
высоковязкие и высокопарафинистые нефти; снизить гидравлическое
сопротивление и повысить производительность нефтепроводов;
решить экологические проблемы в районах прокладки нефтепроводов.

Для научных работников и специалистов, занимающихся вопро-
сами эффективной эксплуатации нефтепроводов.

Табл. 39. Ил. 30. Библиогр. 194 назв.

2503010500 - 018
050 (01)-01

Без объявл.

ISBN 5-7245-1204-1

© Б. Н. Мастобаев, А. М. Шаммазов,
Э. М. Мовсумзаде, 2002
Оглавление

Введение ............................................. 5

Глава 1. Развитие трубопроводного транспорта в России ... 7

Глава 2. Исторические аспекты создания и применения
химических реагентов в трубопроводном транспорте 37

2.1.	Предпосылки использования химических реагентов
в трубопроводном транспорте.......................37

2.2.	История создания и производства реагентов для трубо-
проводного транспорта.............................54

2.2.1.	История создания поверхностно-активных
веществ.......................................54

2.2.2.	История развития производства присадок на
основе полиакриламида.........................57

Глава 3. Применение химических реагентов при подготовке
нефти................................................ 68

Глава 4. Применение химических реагентов для транспорта
вязких нефтей и нефтепродуктов........................86

4.1.	Транспорт высоковязких и высокозастывающих неф-
тей и нефтепродуктов с водными растворами ПАВ . . 88

4.2.	Полимерные депрессорные присадки............126

Глава 5. Борьба с асфальто-смоло-парафиновыми отложени-
ями при эксплуатации нефтепроводов...................153

5.1.	Очистка полости нефтепроводов с помощью химиче-
ских реагентов...................................154

5.2.	Химические реагенты для предотвращения парафино-
смолистых отложений в трубопроводах..............193

Глава 6. Противотурбулентные присадки для снижения
сопротивления течению................................205
Глава 7. Применение химических реагентов для решения
экологических проблем на объектах трубопровод-
ного транспорта...................................222

7.1.	Утилизация нефтешлама, извлеченного из ПШН . . . 224

7.2.	Очистка нефтесодержащей воды, сбрасываемой
из ПШН...........................................237

7.3.	Методы очистки земли, загрязненной нефтью....243

Глава 8. Химические реагенты и их композиции, используе-
мые для трубопроводного транспорта (характерис-
тика и свойства) ................................ 251

8.1.	Химические реагенты для подготовки нефти.....251

8.2.	Химические реагенты для транспорта высоковязких
и высокозастывающих нефтей, предотвращения, об-
разования и удаления АСПО,снижения гидравличе-
ского сопротивления .............................. 262

Список литературы.....................................285
Введение

Система магистральных нефтепроводов ОАО "АК Транс-
нефть" в настоящее время является основой российского нефтеобес-
печения, которое в соответствии со статьей 71 Конституции России
рассматривается как одна из федеральных энергетических систем,
относимых к ведению Российской Федерации.

ОАО "АК Транснефть" обеспечивает транспортировку 96% до-
бываемой в стране нефти на нефтеперерабатывающие заводы Рос-
сии, в страны дальнего и ближнего зарубежья, а также транзит
нефтей Казахстана и Азербайджана через территорию России.
В повышении эффективности эксплуатации нефтепроводов боль-
шая роль отводится внедрению новых современных методов, поз-
воляющих обеспечить надежную, безаварийную работу нефтепро-
водной сети при выполнении всех обязательств по прокачке
нефти. Одним из перспективных направлений для достижения
указанных целей является широкое использование химических ве-
ществ и их композиций.

Современное состояние химической и нефтехимической про-
мышленности характеризуется широким ассортиментом и необхо-
димыми объемами химической продукции для использования ее
в технологических процессах добычи и транспорта нефти.

Сведения о физико-химических свойствах реагентов, об их
композициях, назначении и особенностях применения имеются
в многочисленных и часто труднодоступных источниках, что суще-
ственно затрудняет исследовательские и прикладные работы в этой
области и часто приводит к повторению известных результатов.

В настоящей книге впервые авторы составили хронологию раз-
вития химических методов и реагентов и их применения в трубо-
проводном транспорте; привели физико-химические характеристи-
ки и другие сведения о веществах, реагентах и композициях, уже
нашедших, либо предложенных к внедрению на практике; обоб-
щили и представили большое количество наименований индивиду-
альных и многокомпонентных систем, использование которых поз-
воляет интенсифицировать основные процессы трубопроводного
транспорта.

Авторы надеются, что обобщенный и систематизированный ма-
териал по физико-химическим свойствам и областям применения
реагентов и композиций окажется полезным исследователям и спе-
циалистам, работающим над созданием новых высокоэффектив-
ных средств и методов для применения их в трубопроводном
транспорте. Полагаем также, что настоящая книга окажет помощь
инженерно-техническим работникам, занимающимся непосред-
ственно использованием химических реагентов на конкретных
нефтепроводах.

Авторы благодарны сотрудникам кафедры "Общая химия"
и кафедры "Транспорт и хранение нефти и газа" Уфимского госу-
дарственного нефтяного технического университета за ценные
предложения, которые были учтены при подготовке книги.

Особую благодарность авторы выражают сотрудникам кафед-
ры "Транспорт и хранение нефти и газа" к. т. н. Т. В. Дмитриевой
и С. Р. Зориной, принимавшим самое активное участие при подго-
товке и написании данной книги.

Авторы будут благодарны за замечания, советы и пожелания,
которые постараются учесть в последующих работах.
Глава 1

Развитие: трубопроводного транспорта
в России

Российский трубопроводный транспорт имеет более чем веко-
вую историю. Его появление связано с промышленным освоением
нефтяных месторождений Баку и Грозного. Д. И. Менделеев, сто-
явший у истоков создания трубопроводного транспорта, считал,
что только строительство трубопроводов позволит обеспечить
надежную основу развития нефтяной промышленности и вывести
российскую нефть на мировой рынок.

Большой вклад в развитие нефтепроводного транспорта внес-
ли В. Г. Шухов, С. Г. Войслав, К. И. Лисенко, Л. С. Лейбензон,
М. И. Лазарев, И. П. Илимов и многие другие русские ученые,
инженеры и изобретатели.

В 60-е годы 19-го столетия вокруг бакинской нефти поднялся
бум. Бакинские районы Балаханы, Сабучаны, Раманы собрали
тысячи людей, пытавшихся разбогатеть на добыче и переработке
нефти.

Наиболее известным районом нефтедобычи считался Шайтан-
Базар, где на территории около 150 десятин было заложено
120 скважин и работало более 110 фирм. Все там было цвета нефти,
даже птицы. Хаос, огромное количество людей, грязь, пыль — та-
кая картина открывалась человеку, оказавшемуся в этих краях.
М. Горький, много лет спустя побывавший на бакинских нефте-
промыслах, писал: "Нефтяные промыслы остались в памяти моей
гениально сделанной картиной мрачного ада. Эта картина подав-
ляла все знакомые мне фантастические выдумки устрашенного ра-
зума..." Известный в то время промышленник В. И. Рагозин, ка-
саясь бакинских промыслов, отмечал, что все, происходившее там,
происходило "без счета и расчета".

Одновременно с добычей нефти осуществлялось строительство
и нефтеперегонных заводов по выработке керосина, принцип дей-
ствия и технологическая схема которых были аналогичными
с теми, на основе которых действовал завод братьев Дубининых.
В 1869 г. в Баку их уже насчитывалось двадцать три, еще два —
в Сураханах. Кроме нефтеперегонных заводов много нефтепере-
гонных установок было размещено и в жилых домах. Постоянные
пожары, загрязнение жилых кварталов копотью и сажей застави-
ли местные власти сосредоточить переработку нефти в отдалении
от города в так называемом Черном Городе. От промыслов к заво-
дам Черного Города доставку нефти осуществляли в бочках и бур-
дюках на арбах более 10 тысяч возчиков. Бурдюки с 1870-х гг.
были вытеснены деревянными бочками емкостью 20-25 пудов.
Этот способ доставки был чрезвычайно дорогим, так в 1877 г. пуд
нефти на промыслах стоил три копейки, а доставка пуда нефти из
Балаханов в Черный Город составляла двадцать копеек. Еще
в 1863 г. Д. И. Менделеев при посещении Баку рекомендовал по-
строить трубопровод для перекачки нефти с промыслов на завод,
что, по его мнению, позволило бы существенно сократить затраты
на перевозку. Тогда предложение Д. И. Менделеева не было при-
нято.

В 1877 г. в Баку открылось отделение "Строительной конторы
инженера А. В. Бари", главное подразделение которой находилось
в Москве. Основателем и хозяином этой конторы являлся предпри-
имчивый организатор технического производства Александр Вени-
аминович Бари, который, открывая отделение конторы в Баку,
преследовал основную цель — поставить на местный нефтяной ры-
нок технические услуги. Главным инженером конторы становится
Владимир Григорьевич Шухов, перспективный молодой инженер,
работавший до этого назначения в Чертежном бюро Управления
Варшавско-Венской железной дороги. Со своими многочисленны-
ми идеями по применению новых технических средств и техноло-
гий А. В. Бари и В. Г. Шухов знакомят главу нефтепромышлен-
ного предприятия "Товарищество братьев Нобель” Людвига Нобе-
ля, очень и очень активно действовавшего на нефтяном рынке
Баку. Состоявшиеся переговоры выявили наиглавнейшую пробле-
му компании — транспорт нефти от промыслов к заводу
в Черном городе. Вскоре контора А. В. Бари получила подряд на
строительство трубопровода от Балаханских промыслов к заводу
Л. Нобеля в Черном Городе пропускной способностью 80 тыс. пу-
дов нефти в сутки. После подписания контракта 25-летний
В. Г. Шухов получил полную свободу действий по проектирова-
нию и строительству этого трубопровода. Ему предстояло впервые
в России спроектировать полный комплекс сооружений трубопро-
вода и воплотить свой проект в жизнь. Поездка В. Г. Шухова
в Америку, накануне прибытия в Баку, безусловно, оказала влия-
ние на эту работу. Ведь американцы практически осуществили
идею Д. И. Менделеева, считавшего, что «необходимо, и даже
крайне, проложить трубы и по ним вести сырую нефть до морских
судов или до заводов, расположенных на море». Несколько позже
Д. И. Менделеев писал по этому поводу: "Американцы будто под-
слушали: и трубы завели, и заводы учредили не подле колодцев,
а там, где и рынки, и сбыт, и торговые пути".

В. Г. Шухов активно приступает к организационным работам по
подготовке к прокладке трубопровода. Трубы для нефтепровода
были выписаны из Америки, поскольку по качеству, низкой цене,
быстроте поставок они были вне конкуренции. По проекту длина
нефтепровода составляла около 10 км, диаметр труб 76 мм. Строи-
тельство трубопровода сопровождалось постоянным противодей-
ствием со стороны противников строительства — владельцев бон-
дарных предприятий, контор по перевозке нефти и самих возчи-
ков. Поджог строительного склада в Балаханах, нарушение
целостности труб, множество других помех при строительстве за-
ставили Л. Нобеля прибегнуть к экстренным мерам, среди кото-
рых: охрана трассы, перекупка возчиков, выплата высоких зара-
ботков рабочим. Правда, несколько позже сам Л. Нобель не брез-
говал никакими способами для противодействия строительству желез-
ной дороги Балаханы—Баку, пущенной в эксплуатацию в 1879 г.

Трудности не сломили В. Г. Шухова, трубопровод был по-
строен, и 1878 г. вошел в историю как год строительства первого
промыслового нефтепровода в России, а трубопровод явился родо-
начальником гигантской сети магистральных трубопроводов, эксп-
луатирующихся в настоящее время.

"Товарищество братьев Нобель" охотно принимало нефть для
перекачки и у других промышленников, взимая с них по пятаку
с пуда. Все это предполагало сверхбыструю окупаемость трубо-
провода. Преимущество нефтепровода быстро было оценено кон-
курентами Л. Нобеля, и контора Бари получила заказы на строи-
тельство новых нефтепроводов. Уже в 1879 г. был введен в эксплу-
атацию второй нефтепровод Балаханы-Черный Город протяжен-
ностью 12,9 км, диаметром 70 мм, а затем и еще три:
Балаханы-Сураханский завод, Сураханский завод-Зыхская Коса
и Балаханы-Черный Город. Проектировал и строил эти нефтепро-
воды В. Г. Шухов. В 1879 г. он возглавил проектный отдел Мос-
ковской технической конторы А. В. Бари.

В 1881 г. В. Г. Шухов опубликовал свою работу "Трубопрово-
ды и применение их в нефтяной промышленности", которая на
многие десятилетия стала основным руководством по проектирова-
нию трубопроводов. В этой работе В. Г. Шухов установил зависи-
мость между расходом жидкости и ее вязкостью, предложил фор-
мулу для расчета падения напора в зависимости от режима течения
жидкости, дал методику определения наиболее выгодного диамет-
ра трубопровода, скорости движения жидкости, толщины стенок
труб. Разработанный им графоаналитический метод расположения
промежуточных насосных станций применяется и в настоящее время.

Контора Бари наряду с проектированием и строительством неф-
тепроводов построила к 1881 г. более 130 стальных резервуаров по
проектам В. Г. Шухова. Работая в проектном отделе, В. Г. Шухов
разработал научную теорию сооружения и эксплуатации трубо-
проводов. Результатами долгой и кропотливой работы явилась статья
"Нефтепроводы", опубликованная в книге "Вестник промышленно-
сти" за 1884 г. В этой и последующих своих работах В. Г. Шухов
первым исследовал с научной точки зрения вопросы о движении
нефти и подогретого мазута по трубам и положил основание
нефтяной гидравлике. К 1883 г. общая длина нефтепроводов в Ба-
кинском районе составила 96 км с общей пропускной способностью
свыше 200 тыс. пудов нефти в сутки. Трубопроводы практически
вытеснили все другие виды перевозок нефти.

В Грозненском нефтяном районе и в 1894 г. перевозку нефти
со Старых промыслов осуществляли с помощью конной тяги.
В день перевозилось до 15 тыс. пудов и задействовано было более
300 подвод. Только в сентябре 1895 г. вступил в эксплуатацию пя-
тидюймовый нефтепровод, длиной 12 верст, соединивший Старые
промыслы с нефтеперегонными заводами г. Грозного. Строитель-
ство и проектирование этого трубопровода осуществляла уже зна-
комая нам контора А. В. Бари. В проект трубопровода были заложе-
ны проверенные и отработанные на практике идеи В. Г. Шухова.

Грозненский нефтяной район интенсивно развивался, наряду
с добычей нефти увеличивался и объем ее переработки, появлялись
новые нефтеперегонные заводы. Так, в 1896 г. близ Грозного были
построены три крупных по тем временам нефтеперегонных завода.
Нормальную их работу сдерживало отсутствие надежного транс-
порта, в связи с чем в 1896-1898 гг. осуществлялось интенсивное
строительство нефтепроводов от Старых промыслов к нефтепере-
гонным заводам. Были проложены пять нефтепроводов, принадле-
жавших различным нефтяным компаниям. В 1898 г. пропускная
способность промысловых нефтепроводов в Грозненском районе
составляла 190 млн. пудов. К 1899 г. в этом районе добывали более
25 млн. пудов нефти, и это был не предел. Добычу можно было су-
щественно расширять так же, как и переработку. Однако отсут-
ствие необходимых транспортных возможностей по доставке гроз-
ненской нефти и нефтепродуктов к берегам Каспийского и Черно-
го морей становилось серьезным препятствием на пути реализации
этой возможности.

Одновременно со, строительством промысловых трубопроводов
обсуждался вопрос о дальнем транспорте нефти и нефтепродуктов
по трубопроводам, поскольку с увеличением нефтедобычи в Баку
все чаще и чаще возникали проблемы с отправкой нефти и кероси-
на в другие районы России. Зимой вся надежда была только на
Закавказскую железную дорогу. Идея трубопровода постоянно
обсуждалась среди наиболее прогрессивных ученых и политиков.
Острой проблемой стал транспорт кавказской нефти и нефтепро-
дуктов к портам Черного моря для вывоза их на мировой рынок.
На заседании Технического общества в Москве изобретатель про-
цесса глубокого разложения нефти Александр Александрович Лет-
ний выступил с докладом "О мерах к развитию и удешевлению пе-
ревозки кавказской нефти к южным портам России по Закавказ-
ской железной дороге". Детальными расчетами он доказывал, что
выгоднее перевозить бакинскую нефть к Черному морю по Закав-
казской железной дороге, чем окружным путем по южнорусским
дорогам. Выход бакинской нефти к портам Черного моря он рас-
ценивал как основное условие успешной ее конкуренции с амери-
канской нефтью. А. А. Летний считал, что только успешное реше-
ние проблемы транспорта нефти и нефтепродуктов позволит вытес-
нить недоброкачественный американский керосин,..наводнивший
тогда мировой рынок.

В развитии совершенной транспортной схемы нефти и нефте-
продуктов А. А. Летний и Д. И. Менделеев были последователь-
ными сторонниками и, понимая препятствия, сдерживавшие разви-
тие транспорта, ясно видели пути их устранения.

Попытки выйти через Черное море и далее на международный
рынок сбыта нефти и нефтепродуктов все более ясно подтвержда-
ли необходимость строительства трубопроводов.

Для воплощения идеи транскавказского трубопровода в жизнь
американец Г. Тведдл намеревался получить концессию на строи-
тельство Каспийско-Черноморского нефтепровода. За предлагае-
мый проект нефтепровода была запрошена почти половина кавказ-
ской территории. Такое требование посчитали чрезмерным, и про-
ект был отклонен.

Появились новые предприниматели — охотники за концессией
на нефтепровод, среди которых московский заводчик Г. Лист, от-
ставной капитан-лейтенант А. П. Ханыков и др. Пытался полу-
чить концессию и дом Ротшильдов под вывеской "Каспийско-Чер-
номорское нефтепромышленное и торговое общество". Только при-
влечение авторитетных ученых и специалистов позволило вовремя
отклонить чрезвычайно невыгодные для России условия. Активное
участие в отклонении практически всех проектов приняли бакин-
ские нефтезаводчики. Созданию перегонных заводов в таких более
выгодных портах, как Батуми и Поти, с точки зрения наличия
транспортных путей в центральные районы страны и за рубеж ме-
шали их монополии на производство керосина. В то время как
в Баку преимущество строительства нефтепроводов, связывавших
промыслы с заводами, не вызывало никаких сомнений, на заседа-
нии Русского технического общества в 1879 г. профессор Конон
Иванович Лисенко вопреки очевидным фактам отдает предпочте-
ние железной дороге, полностью оправдывая миссию, возложен-
ную на него бакинскими промышленниками, консультантом кото-
рых он являлся. После этого заседания рассмотрение вопроса со-
оружения дальнего нефтепровода было отложено. Несколькими
годами позже К. И. Лисенко признал ошибочность своей позиции
в этом вопросе и согласился с Д. И. Менделеевым, что проведение
нефтепровода Баку—Батуми и размещение части нефтеперегонных
заводов на Черноморском побережье создало бы более благоприят-
ную экономическую обстановку для развития русской нефтяной
промышленности.

Рост нефтедобычи в Бакинском районе продолжался, железная
дорога не справлялась со своевременной доставкой керосина,
и идея нефтепровода вновь встала со всей остротой. В борьбу за
12
концессию включилось "Общество Каспийско-Черноморского неф-
тепровода", образованное горным инженером И. П. Климовым
и отставным генерал-майором А. С. Лавровым. Почетный член
Русского физико-химического общества И. П. Климов в своих ра-
ботах выступал за необходимость строительства нефтепровода.
Д. К. Менделеев считал К. П. Климова своим единомышленни-
ком в этом вопросе и в своей работе "По нефтяным делам" в 1885 г.
поддерживал высказывания К. П. Климова, особенно касавшихся
интересов внешней торговли России. В это время контора
А. В. Бари (если быть точнее, ее главный инженер В. Г. Шухов)
разрабатывает научно обоснованную схему и смету нефтепровода
Баку-Батуми. Кнформация о проекте и его основные выкладки
были опубликованы в октябрьском "Вестнике промышленности" за
1884 г. В этом же номере напечатана статья "Меры, предлагаемые
Министерством государственных имуществ для развития нефтяной
промышленности России" под псевдонимом "К". Статья была пере-
печатана в "Бакинских известиях" (1894 г., № 57-59), но уже
с полной фамилией автора — Архипов.

Кван Павлович Архипов — действительный статский совет-
ник, доктор технологии, состоявший в то время в Министерстве
государственных имуществ. В своей работе он отмечал: "Вся бу-
дущность нашего экспорта нефти зависит главным образом от уде-
шевления ее транспорта настолько, чтобы... никакое понижение
цены американского керосина не могло вытеснить продукты нашей
нефти с заграничных рынков". Единственным путем для достиже-
ния этой цели он считал сооружение нефтепровода Баку-Батуми.
В статье Архипов привел данные о стоимости сооружения и эксп-
луатации, давшие представление о сооружаемом объекте. Общая
стоимость трубопровода длиной 820 верст с 16 перекачивающими
станциями по проекту составляла 15 миллионов 700 тыс. рублей.
Эксплуатация должна была стоить около 300 тыс. рублей в год.
К еще один важный вопрос, затронутый К. П. Архиповым в рабо-
те: что выгоднее — перерабатывать нефть в Баку и транспортиро-
вать продукты ее переработки по железной дороге в Батуми или
транспортировать нефть в Батуми и там ее перерабатывать. На ос-
новании расчетов И. П. Архипов доказал, что второй вариант позво-
лит ежегодно экономить от 7 до 10 млн. рублей.

Вопрос о строительстве трубопровода был вынесен на 1-й съезд
нефтепромышленников, проходивший в Баку. С докладом "О зна-
чении для закавказской нефтяной промышленности нефтепровода
от Баку до одного из портов Черного моря" выступил К. А. Ирец-
кий — управляющий Волжско-Каспийским пароходным товари-
ществом "Дружина", одновременно он являлся членом комиссии по
рассмотрению этого вопроса, что, несомненно, отразилось на его
выводе от имени комиссии: «Сооружение трубопровода является
преждевременным и излишним впредь до исчерпывания всей про-
пускной способности Закавказской железной дороги». Съезд за-
кончился, строительство нефтепровода было отложено на неопре-
деленное время.

В защиту идеи строительства нефтепровода выступил Д. И. Мен-
делеев. Он утверждал, что нормальному развитию нефтяной про-
мышленности мешает монополизм некоторых предпринимателей,
сосредоточивших в своих руках все стадии производства керосина.
При поддержке Д. И. Менделеева была образована компания во
главе с И. П. Илимовым, добивавшаяся концессии на строитель-
ство нефтепровода.

Почти десятилетие длились споры, и к декабрю 1887 г. Коми-
тет Министров принял решение о передаче концессии И. П. Или-
мову и об образовании Акционерного общества Каспийско-Черно-
морского нефтепровода. Перед И. П. Илимовым была поставлена
задача внести в казну 40 % стоимости всех акций и залог в милли-
он рублей. Он находит деньги в Лондоне, но условия, на которых
они выдавались, в Петербурге сочли неприемлемыми, и в 1891 г. Ко-
митет Министров отложил строительство нефтепровода как прежде-
временное.

Для сторонников нефтепровода наступает новый этап борьбы
за свое детище, на котором необходимо было учесть многое, в том
числе правильно оценить своего главного оппонента Л. Нобеля
и его влияние в правительственных кругах: пожелания этого пред-
принимателя принимались во внимание даже при смещении и на-
значении бакинских градоначальников. Именно могущество
Л. Нобеля определяло судьбу нефтепровода. Тем не менее контора
Бари выполнила свою работу — проект нефтепровода как конеч-
ный продукт был представлен Министерству государственных
имуществ. На концессию А. В. Бари не претендовал, поскольку
она требовала крупных и срочных капиталовложений.

И все же в 1896 г. началось строительство керосинопровода
Баку-Бату ми на участке от Батуми до Хашури, и лишь в 1906 г.
строительство было завершено по всей длине, равной 835 км. Диа-
метр трубопровода в основном составлял 8, на небольших участ-
ках — 10 и 12 дюймов. По трассе керосинопровода было располо-
жено 16 насосных станций. Строительно-монтажные работы вели
вручную, трубы соединялись между собой на резьбовых муфтах,
их покрывали антикоррозионной изоляцией — свинцовым сури-
ком на олифе и обматывали джутовой тканью с последующей
окраской суриком. Вдоль трассы была сооружена телефонная
связь. Все сооружения трубопровода были выполнены для того
времени на высоком техническом уровне, а сам трубопровод яв-
лялся одним из наиболее мощных в мире. Трубопровод построили
вдоль железной дороги, практически не отступая от нее, при длине
воздушной линии между этими пунктами в 725 км и протяжении
железной дороги в 900 км. Отклонение от воздушной линии дости-
гало 15,2 %. При переходе через реку Куру трубопровод был под-
вешен к железнодорожному мосту. Еще одна особенность проклад-
ки — размещение трубопровода в четырехкилометровом Сурам-
ском туннеле, против чего категорически возражало правление За-
кавказской железной дороги. При прокладке трубопровода
Баку—Батуми пришлось столкнуться с такими районами, где про-
изводство работ возможно было только в зимнее время (окрест-
ность Евлаха), поскольку работы в летнее время были сопряжены
с большими затруднениями из-за малярии. Пропускная способ-
ность трубопровода была 900 тыс. тонн в год. Насосные станции
были оснащены плунжерными насосами с паровым и дизельным
приводами. С 1931 г. по трубопроводу начали перекачивать сы-
рую нефть для батумского завода.

Так началась эра магистральных нефте- и нефтепродуктопро-
водов России. В 1910-1911 гг. сооружается трубопровод Туха
(Майкоп)-Краснодар, диаметром 8 дюймов (90,4 км), 10 дюймов
(11,8 км), пропускной способностью 900 тыс. тонн в год.

В конце прошлого века остро обсуждался вопрос и о выходе
грозненской нефти к Черному и Каспийскому морям. В 1896 г.
Военное министерство приняло решение об отводе земли инженеру
Е. В. Глушкову под устройство нефтепровода от Грозного к Поти
или Сухуми. Получив концессию, Е. В. Глушков вел поиск капи-
тала как в России, так и за рубежом, но до 1899 г. так и не смог
начать строительство. Решение военного ведомства было пересмот-
рено, и строительство трубопровода отложено. Только в 1913 г.
решение вопроса о строительстве нефтепровода перешло в практи-
ческое русло. Фирма "А. Ахвердов и К0" приступила к строитель-
ству собственного нефтепровода Грозный-Петровск (Махачкала).
Строительство нефтепровода было завершено к августу 1914 г.
Стоимость нефтепровода составила 4,5 млн. рублей, его длина —
162 км, диаметр — 200 мм, пропускная способность — 700 тыс. тонн
в год при рабочем давлении в 50 атмосфер. Трубопровод был раз-
бит на четыре перегона, перекачивающие станции располагались
в Грозном, Гудермесе, Хасав-Юрте и Темиргое. В порту Петровск
(Махачкала) были построены нефтеперегонный завод, нефтена-
ливная эстакада и морской причал. В связи с изменившейся конъ-
юнктурой насосная станция была сооружена в Махачкале, и нефть
стали перекачивать в обратном направлении.

В 1910-1911 гг. были построены нефтепроводы Доссор-Ракуша
(диаметр 6 дюймов, длина 120 км, пропускная способность
275 тыс. тонн в год) и Ракуша—Море (диаметр также 6 дюймов,
длина 34 км, та же пропускная способность). В 1913 г. строится тру-
бопровод Калужская-Афипская (диаметр 5 дюймов, длина 25,5 км).

К концу 1914 г. общая протяженность нефте- и нефтепродук-
топроводов в России составляла 1278,7 км. Для сравнения: в США
общая протяженность трубопроводов составила 14000 км, из них
магистральные — 7000 км. По уровню развития трубопроводного
транспорта Россия явно отставала, хотя уровень технической осна-
щенности был примерно одинаков.

События, последовавшие после 1914 г., не были созидательны-
ми. Война, революция, вновь война, но уже гражданская, не спо-
собствовали строительству не только трубопроводов. За эти годы
нефтяная промышленность была отброшена на много лет назад. Так,
если в 1913 г. добыча нефти составляла 10,3 млн. тонн, в 1917 г. —
8,8 млн. тонн, то в 1920/21 операционном г.— всего 3,8 млн. тонн.

Разбушевавшийся на грозненских промыслах в ноябре 1917 г.
пожар продлился более года. Он не только нанес ущерб промыс-
лам, повредив оборудование, но привел в нерабочее состояние
нефтепровод Грозный—Махачкала, разрушил промежуточные
станции и линейную часть. Восстановление нефтепровода с целью
увеличить поток нефти через Астрахань в центральную часть Рос-
сии стало одной из главных задач. К работам были привлечены
бойцы Кавказской трудовой армии, и уже 15 июня 1920 г. коман-
дующий армией И. В. Косиор доложил Совету Труда и Обороны
о том, что нефтепровод Грозный-Махачкала дает Махачкале
80 тыс. пудов нефти в сутки, восстанавливается Хасавюртовская
насосная станция, в результате чего должна была увеличиться про-
пускная способность нефтепровода. Однако нефтепровод был вос-
становлен полностью только к концу 1923 г., когда заработала пе-
рекачивающая станция в Гудермесе.

В 1918 г. Декретом Совнаркома РСФСР вся нефтяная промыш-
ленность была национализирована. Советская республика в граж-
данскую войну оказалась отрезанной от основных нефтяных райо-
нов. В начале 1920 г. большевикам удалось отвоевать Эмбинский
нефтяной район, где скопились большие запасы нефти от 10 до
14 млн. пудов. На первом плане оказалась проблема транспорта
нефти, и 17 марта 1920 г. Совет Рабоче-Крестьянской Обороны
принял Декрет "О сооружении нефтепровода от Эмбинского неф-
теносного района до города Саратова", который подписал
В. И. Ленин. Он считал, что необходимо немедленно приступить
к прокладке железнодорожной ветки от Александрова Гая до
Эмбы, чтобы в последующем осуществить выход на магистраль
Оренбург—Ташкент. Одновременно предлагалось проложить шес-
тидюймовый нефтепровод с Эмбинских нефтяных промыслов
к проектируемой железной дороге и далее вдоль нее выйти к Волге
вблизи Саратова. Нефтепровод наметили построить в два этапа:
первый — от Эмбы до реки Урал, а второй — от берегов Урала до
Саратова. Для строительства нефтепровода, признаного работой
государственного значения чрезвычайной важности, было выделе-
но 300 млн. рублей.

В строительстве нефтепровода принимали участие местные жи-
тели и бойцы 4-й Туркестанской армии, переведенной на положе-
ние трудовой. Общее руководство осуществляли главный инженер
А. В. Будасси и комиссар Н. В. Захаров. Строительство нефте-
провода получило сокращенное название "Алгемба".

Большие проблемы возникли из-за нехватки труб. Для быст-
рейшего сооружения "Алгембы" В. И. Ленин предложил разобрать
и перебросить на Эмбу около 90 км бездействующего нефтепровода
Майкоп—Туапсе. Но это не спасло стройку, труб не хватало,
а в 1921 г. выпуск их вообще прекратился. Ставится вопрос о сверты-
вании работ из-за постоянных трудностей, связанных с обеспечением
материалами, оборудованием, продовольствием. В апреле 1921 г.
дважды собирался Совет Труда и Обороны, который принял по-
становление об остановке стройки "Алгембы". К тому времени си-
туация с топливом в стране улучшилась, так как стали поступать
нефть из Баку и уголь из Донбасса. Позже для транспортировки
нефти с Эмбинских месторождений был построен нефтепровод
Гурьев-Орск.

В марте 1921 г. начал действовать трубопровод Баку-Батуми
до Тифлиса, а 20 мая 1921 г. первая партия керосина поступила
в Батуми. По этому поводу В. И. Ленин писал А. П. Серебровско-
му: "Теперь, когда есть Батум, надо изо всех сил налечь на быст-
рейший обмен нефти и керосина за границей на оборудование".

В июне того же года В. И. Ленин ознакомился с проектом
нефтепровода Грозный-Армавир-Тихорецкая с ответвлениями на
Царицын и Туапсе. Положительный отзыв специалистов повлиял
на ход событий — строительство нефтепровода началось. Но для
завершения этой стройки необходимо было привлечь иностранный
капитал. Переговоры с американской строительной компанией
о сооружении парафиноотделительного завода и нефтепровода
были начаты в октябре 1921 г.

Руководитель делегации направил телеграмму, утвержденную
Политбюро ЦК РКП(б): "Считаем гигантски важным привлечь
американский капитал на постройку парафиноотделительного за-
вода и нефтепровода в Грозном. Просим двинуть это дело с макси-
мальной быстротой и энергией". Но переговоры затянулись,
и строительство продолжили собственными силами. Первый этап
строительства нефтепровода Грозный—Тепловодная был завершен
к концу 1921 г.

Но далее работы останавливались на длительное время, поэто-
му основное строительство началось только в 1926 г., а полностью
трубопровод был введен в строй в 1928 г. Техническое руководство
строительством нефтепровода осуществляла компетентная комис-
сия под руководством В. Г. Шухова. Отсутствие стальных труб
мешало строительству. Академик И. М. Губкин вспоминал, что по
распоряжению В. И. Ленина была создана комиссия, которая об-
суждала вопрос о возможности перекачки нефти даже по деревян-
ным трубам.

В те годы рассматривался вопрос и о сооружении нефтепере-
гонного завода в Донбассе. Сырую нефть (бакинскую) для него
можно было доставлять нефтепроводом из Сталинграда или Гроз-
ного. Таким образом пытались улучшить снабжение Украины
18
и центральной части России нефтепродуктами. Готовились техни-
ко-экономические обоснования для строительства нефтепроводов
Грозный-Штеровка и Сталинград-Штеровка. Многочисленные
дискуссии в печати сводились к перспективности этого направле-
ния, пытались выбрать оптимальный вариант. Предполагаемые
трубопроводы должны были бы перекачивать 40 млн. пудов
нефти в год, а протяженность их была следующая: около 950
верст — Грозный-Штеровка и около 450 верст — Сталинград-
Штеровка. Но эти проекты также остались неосуществленными.

Следует отметить, что с 1917 по 1926 гг. магистральные нефте-
проводы не строились. За этот период было пущено в эксплуата-
цию около 600 км нефтепроводов технологического назначения
(внутрипромысловые, сборные, заводские). К 1926 г. возникла на-
пряженность с перевозками нефти по железной дороге, особенно на
кавказском направлении. Тем не менее в 1926—1927 гг. капиталь-
ные затраты на развитие нефтяной промышленности снизились
с 200 до 150 млн. рублей. Но при этом необходимо было не сокра-
щать добычу нефти, а добытую перерабатывать с максимально
возможным выходом светлых продуктов и осуществлять ее макси-
мальный экспорт. Эти условия не позволили сократить затраты,
в данном случае — на строительство нефтепроводов.

В связи с этим Совет нефтяной промышленности подготовил
Докладную записку для Нефтяной секции СВОК. В ней говори-
лось о недопустимости снижения затрат на строительство нефте-
проводов и прежде всего нефтепроводов Грозный—Туапсе и Баку-
Батуми, были даны подробные расчеты. Основная мысль заключа-
лась в следующем: "Совет не считает нужным останавливаться на
доказательстве необходимости сооружения нефтепровода Гроз-
ный-Туапсе, так как вопрос этот прошел чрезмерно длинный
и тернистый путь обсуждения во всевозможных комиссиях и на со-
вещаниях и разрешен в положительном смысле высшими прави-
тельственными учреждениями. К его сооружению уже приступи-
ли, сделаны и делаются заказы".

О нефтепроводе Баку-Батуми в Записке сказано, что если его
не будет к 1930 г., то необходимо будет увеличить пропускную
способность Закавказской железной дороги. Это означало, что со-
кращение затрат на строительство нефтепровода могло привести
к перерасходу их по Наркомату путей сообщения, и в целом вмес-
то дешевой и выгодной перекачки нефти по трубам будет иметь
место дорогая и убыточная перевозка нефтепродуктов по железной
дороге.

Докладная записка оказалась так своевременна и значительна,
что строительство трубопроводов не было остановлено.

Как отмечалось выше, нефтепровод Грозный—Туапсе зарабо-
тал в 1928 г., в год первой советской пятилетки. Он предназначал-
ся для перекачки смеси сырой парафиновой нефти (60-70 %) с ди-
стиллятами керосина и бензина (30-40%). Трубопровод был пол-
ностью сооружен из отечественных материалов и оснащен отече-
ственным оборудованием. Годовая пропускная способность
нефтепровода с семью перекачивающими станциями составляла
1,5 млн. тонн, диаметр трубопровода — 250 мм, протяженность —
618,4 км. Здесь использовались десятидюймовые трубы, как свар-
ные, так и цельнотянутые. Первые 175 км трубы соединяли резь-
бой, остальные — сваркой. В 1938 г. началась добыча нефти
в Краснодарском крае. Головной участок нефтепровода был ис-
пользован как продуктопровод, а по конечному его участку транс-
портировалась нефть от краснодарских промыслов в Туапсе.

Одновременно с нефтепроводом Грозный—Туапсе началось
строительство нового — Баку—Батуми — протяженностью 834,3 км
с тринадцатью перекачивающими станциями. Трубы были закуп-
лены за границей. Оборудование перекачивающих станций, за ис-
ключением трех, было изготовлено в СССР. При дальнейшей эксп-
луатации трубопровода было выявлено, что он не справляется с пе-
рекачкой всей предназначенной для Батуми нефти, требовалось
увеличение пропускной способности на 750 тыс. тонн. Это свиде-
тельствовало о неверности исходной информации и задачах, стояв-
ших перед нефтяной промышленностью. В 1943 г. он был демонтиро-
ван, а его трубы использовали для трубопровода Астрахань—Саратов.

В 1931 г. началось строительство самого крупного нефтепро-
дуктопровода Армавир-Трудовая диаметром 12 дюймов, протя-
женностью 454,7 км с двумя перекачивающими станциями и с го-
довой пропускной способностью 1,5 млн. тонн. Трубы при строи-
тельстве соединяли газовой и электродуговой сваркой. В качестве
изоляции использовали каменноугольный пек и битум. Предпола-
галось удлинить его до Днепропетровска и Лозовой, а для сквоз-
ной перекачки соединить с Грозным. Трубопровод ввели в дей-
ствие в 1932 г. Поскольку по нему осуществлялась переменная пе-
рекачка бензина и керосина, то в значительной степени была раз-
20
гружена Северокавказская железная дорога от транспорта светлых
нефтепродуктов. С вводом этого трубопровода улучшилось обеспе-
чение нефтепродуктами восточных районов Украины и Дона.
В этом же году в районе Конаково его соединили с нефтепроводом
Грозный-Туапсе, переведенным под перекачку керосина. К концу
первой пятилетки были введены в строй магистральные трубопро-
воды протяженностью 1907,4 км.

В 1932 г. началось строительство другого трубопровода — Гу-
рьев-Орск — диаметром 12 дюймов и протяженностью 708,7 км
с годовой пропускной способностью 1,2 млн. тонн нефти. На нем
предполагалось построить семь перекачивающих станций. В 1936 г.
нефтепровод заработал, нефть эмбинских промыслов получила
выход на нефтеперерабатывающие заводы Урала и Центра. Неф-
тепровод сооружали в сложных природных и климатических усло-
виях, вручную рыли траншеи, очищали и изолировали трубы.
Этот нефтепровод, в то время самый мощный в Европе, был полно-
стью построен из отечественных труб, оснащен отечественным обо-
рудованием, на многих участках имел усиленную защиту от кор-
розии.

В 1936 г. был построен еще один кавказский трубопровод —
Махачкала—Грозный (диаметр 12 дюймов, длина 155 км, пропус-
кная способность 1,5 млн. тонн в год). Предназначался он для пе-
рекачки бакинской нефти, в будущем предполагалось продлить
его до Воронежа.

В 1932 г. в Башкирии открыли Ишимбайское нефтяное место-
рождение, которое положило начало разработке крупнейших мес-
торождений между Волгой и Уралом, получивших название "Вто-
рое Баку". В 1934 г. была построена ширококолейная! железная до-
рога Ишимбай—Уфа протяженностью 171 км, предназначавшаяся
для доставки нефти из Ишимбая на нефтеперерабатывающий за-
вод в Уфу. Уже к 1936 г. добыча нефти была увеличена, железная
дорога и водный транспорт уже не справлялись с необходимым
объемом перевозки нефти. В связи с этим построили и ввели в экс-
плуатацию нефтепровод Ишимбай—Уфа диаметром 12 дюймов,
протяженностью 168 км с одной перекачивающей насосной станци-
ей. Несколько раз этот нефтепровод менял направление перекач-
ки. Во второй пятилетке (1933—1937 гг.) трубопроводная сеть
СССР увеличилась еще на 1150,9 км.

Немногим более трех лет оставалось до Великой Отечественной
войны. За это время были построены трубопроводы малой протя-
женности, чуть более 570 км. Можно выделить Малгобек-Грозный
диаметром 8 дюймов и протяженностью 100 км, пущенный в 1940 г.,
и Гора-Горская — диаметром 8 дюймов и протяженностью 56 км.
В промышленной эксплуатации к 1941 г. находилось около 4100 км
магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов с суммарной про-
пускной способностью около 8 млн. тонн.

С 1941 г. нефтяная промышленность страны была перестроена
на военный лад. Фронт и тыл надо было обеспечить горючим, для
этого следовало: во-первых, всемерно увеличить добычу нефти
в старых нефтяных районах; во-вторых, резко повысить добычу
нефти в новых нефтяных районах и прежде всего между Волгой
и Уралом, а также на востоке.

Сахалинскую нефть доставляли на материк морским транс-
портом и далее — к нефтеперерабатывающим заводам — по же-
лезной дороге. Уже в начале войны приняли решение о строитель-
стве нефтепровода Оха—Софийск диаметром 325 мм и длиной
368 км, причем 9 км — по дну Татарского пролива. Впоследствии,
в 1946 г., этот трубопровод был продлен до Комсомольска-на-Аму-
ре, в результате общая протяженность его составила 655 км. При
прокладке нефтепровода через пролив был применен способ сво-
бодного погружения со льда заполненного водой трубопровода.

Фашистские войска, наступавшие на кавказском направлении,
причинили огромный ущерб советскому нефтяному хозяйству на
юге страны. В 1942 г. были полностью выведены из строя нефтя-
ные промыслы в Краснодарском крае, вдвое снизилась добыча
нефти в Грозненском районе. В особенно тяжелом положении ока-
зались южные нефтяные районы. Разрушив железнодорожную ма-
гистраль, соединявшую Баку с центральными районами страны,
фашисты блокировали Волгу и захватили трубопровод Армавир—
Трудовая. Зимой 1942—1943 гг. нефтепродукты с Кавказа в цент-
ральные и восточные районы страны доставляли дальним путем —
через Среднюю Азию и Казахстан. Транспорт не справлялся
с вывозом нефтепродуктов, которых в лощинах гор хранилось
несколько миллионов тонн, перекачанных из нефтехранилищ
Баку. Позже эти запасы были использованы для нужд фронта
и тыла. Немаловажную роль играли керосинопровод Астрахань—
Урбах-Саратов и железная дорога Кизляр-Астрахань, построен-
ные в 1943 г. Строительство трубопровода по распоряжению Госу-
22
дарственного Комитета Обороны началось в апреле 1941 г. Работы
вели под постоянными налетами авиации противника. Из-за
нехватки труб, арматуры, оборудования пришлось демонтировать
нефтепровод Баку-Батуми-2, часть нефтепровода Грозный-Туап-
се и 60-километровый участок Кош-Армавир. В срочном порядке
трубы, оборудование перебрасывали к месту строительства. Почти
все работы выполняли вручную. Большинство стыков труб было
выполнено ручной дуговой сваркой. Общая протяженность вод-
ных переходов составила 11,2 км. Керосинопровод протяженно-
стью 655 км, с восемью насосными станциями построили в рекорд-
но короткие сроки: с апреля по ноябрь 1943 г. Сооружение желез-
ной дороги Кизляр-Астрахань и керосинопровода Астрахань-Ур-
бах-Саратов позволило осуществлять на астраханских нефтебазах
новые перевалочные операции, связанные с другими видами транс-
порта.

Особое место в истории трубопроводного транспорта занимает
прокладка бензопровода по дну Ладожского озера. Этот трубопро-
вод помог ленинградцам выдержать блокаду. Государственный
Комитет Обороны принял решение о строительстве бензопровода
в апреле 1942 г. Работы вели ОСМЧ-104 Наркомстроя и ЭПРОН
Балтийского флота. Трубы для строительства брали из запасов
Ижорского завода. Проект был подготовлен в сжатые сроки, по-
этому многие узлы и элементы строили по эскизам.

Бензопровод диаметром 102 мм и протяженностью 29 км про-
кладывали по дну озера на глубине до 35 м. Он был сооружен за
43 дня — с 5 мая по 16 июня 1942 г. На восточном берегу озера по-
строили две насосные станции, а на западном — резервуарные ем-
кости и наливную эстакаду. Ежедневно трубопровод подавал 400-
600 тонн топлива в Ленинград. В общей сложности было доставле-
но 47,4 тыс. тонн горючего, из них 32,7 тыс. тонн — в 1942 г.,
14,7 тыс. тонн — в 1943 г. Бензопровод проработал без аварий бо-
лее двадцати месяцев, а после снятия блокады был отключен.

Успешно применялись в годы войны сборно-разборные поле-
вые трубопроводы, которые позволяли не только снабжать войска
горючим, но и форсировать водные преграды. Так, весной 1942 г.
на Оке развернули металлический сборно-разборный трубопровод
диаметром 75 мм, с помощью которого обеспечивали горючим час-
ти 61-й армии Брянского фронта. На одном из участков Ленин-
градского фронта проложили через реку Волхов такой же, 75-мил-
лиметровый. В марте 1943 г. через Дон был проложен 100-милли-
метровый трубопровод, который эксплуатировали как составную
часть железнодорожного моста, так как сам мост был разрушен.
Каждые сутки по нему с одного берега на другой перекачивали до
700 тонн горючего. По тому же принципу использовали и трубо-
провод, протяженностью 2,72 км, проложенный весной 1944 г. в
районе Лоц-Каменского железнодорожного моста через Днепр. В но-
ябре 1944 г. сборно-разборные трубопроводы прокладывали через
Дунай, зимой 1945 г,— через Вислу. К магистральным можно от-
нести проложенный в январе 1945 г. сборно-разборный трубопро-
вод протяженностью 225 км, диаметром 100 мм и пропускной спо-
собностью 40 м3/ч. Он подавал горючее из района Плоешти (Ру-
мыния) на перевалочную нефтебазу в Рени (СССР). Горючее пе-
регружали в железнодорожные цистерны и отправляли на фронт.
Трубопровод обслуживали специальные подразделения.

Во время войны сборно-разборные трубопроводы применялись
в самых разных ситуациях. Благодаря их использованию успешно
проводились крупные фронтовые операции.

Нефтепровод Зольный-Яблоневый-Сызрань протяженностью
134 км начал работать тоже в войну.

В общей сложности с 1941 по 1945 г. в СССР было построено
магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов протяженностью
1264 км. Однако назвать общую цифру протяженности сети магист-
ральных трубопроводов в тот период не представляется возможным,
так как трубопровод Баку—Батуми был полностью демонтирован.

Анализируя работу трубопроводного транспорта с 1917 по 1945 г.,
следует отметить, что пропускная способность отдельных магист-
ральных нефтепроводов использовалась недостаточно. Безуслов-
но, за годы войны произошло ухудшение работы некоторых нефте-
проводов (табл. 1), например кавказских. Другие, как Оха—Со-
фийское, оказались в начальной стадии эксплуатации, не в луч-
шем положении были и ранее построенные. Так, сооруженный
в. 1934 г. нефтепровод Гурьев-Орск с первых дней эксплуатации
был загружен на одну треть, а к 1945 г. его загрузка составляла
только 27 %. Причинами сложившегося положения было медлен-
ное освоение Эмбинского месторождения и существенное отстава-
ние в развитии нефтеперерабатывающих мощностей в Орске.

Показательна и история нефтепровода Махачкала-Грозный.
Построенный в 1936 г., он с первых лет эксплуатации работал
24
Таблица 1.1

Загрузка магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов

Годы	Проектная пропускная способность, млн. т	Реальная загрузка, млн. т	% к проектной пропускной способности
1940, всего	9,3	7,1	76
в т. ч. нефтепроводы	8,0	6,0	75
1941, всего	9,9	6,4	64
в т. ч. нефтепроводы	8,6	5,6	65
1942, всего	9,4	3,7	39
в т. ч. нефтепроводы	8,6	3,5	41
1943, всего	8,1	2,9	39
в т. ч. нефтепроводы	6,8	2,5	37
1944, всего	10,2	4,2	41
в т. ч. нефтепроводы	7,7	2,6	34
1945, всего	11,0	4,7	42
в т. ч. нефтепроводы	8,5	3,1	36

с недогрузкой — не обеспечивал поток односортной нефти. В годы
войны его эксплуатация была приостановлена, возвращение в ра-
бочее положение затянулось, и к 1945 г. его загрузка составляла
лишь 20 %. В то же время железная дорога на участке Махачкала-
Грозный была чрезмерно перегружена.

Такое положение отрасли сложилось из-за недостаточно хоро-
шо проработанного комплексного плана развития нефтяных райо-
нов, из-за необоснованных темпов и масштабов развития месторож-
дений, недостатка перерабатывающих мощностей, как в случае
с нефтепроводом Баку-Батуми, а также из-за недооценки исполь-
зования трубопроводного транспорта, особенно в военные годы.
Выражалось это в медленном восстановлении разрушенных трубо-
проводов. Плохая техническая оснащенность и неподготовленность
к организации последовательной перекачки разносортных нефтей
и нефтепродуктов по одному трубопроводу негативно сказались
и на загрузке трубопроводов. Использование железной дороги для
перевозки нефти считалось приоритетным.

В четвертой пятилетке перед нефтяниками была поставлена за-
дача быстрейшего восстановления отрасли. Необходимо было раз-
вивать нефтедобычу и нефтепереработку, ликвидировать разрыв
между производством и потреблением. И в то же время развивать
важнейшую отрасль — трубопроводный транспорт нефти и нефте-
продуктов.

После войны интенсивный рост объемов нефтедобычи в районе
между Волгой и Уралом и в новых районах требовал быстрейшего
развития транспортных коммуникаций. Уже в четвертой пятилетке
были построены первые нефтепроводы. Одним из них стал магист-
ральный нефтепровод Туймазы-Уфа (Нарышево-Уфимский кре-
кинг-завод). Совет Народных Комиссаров СССР 7 января 1946 г.
принял решение о строительстве. Институт "Центрспецпроект"
в 1946 г. спроектировал нефтепровод протяженностью 182,8 км,
диаметром 350 мм, пропускной способностью 2 млн. тонн в год,
с возможностью ее увеличения до 3 млн. тонн в год. Строительство
было возложено на ГУАС НКВД СССР, позже реорганизованное
в Главнефтегазстрой при Совете Министров СССР.

Подготовка трассы нефтепровода началась 10 апреля 1946 г.
у деревни Субханкулово. Строительные работы выполнял трест
"Востокнефтепроводстрой", монтажные — СМУ-74 треста № 7
Главнефтегазстрой, переходы через водные преграды — Управле-
ние подводных работ (ЭПРОН).

Эта стройка была важнейшей в тот период. Более 20 тысяч че-
ловек работало на строительстве. За два летних месяца 1946 г.
была вырыта траншея длиной 137 км, это три четверти всей протя-
женности трассы. Почти вся линейная часть нефтепровода выпол-
нялась вручную: земляные работы, сварка труб, нанесение анти-
коррозийной битумной изоляции. Трубы укладывали с помощью
кранов и треног, но чаще скатывали на дно траншеи деревянными
вагами (рычагами). Одновременно строили нефтеперекачивающие
станции и жилье в деревнях Нарышево, Субханкулово. Первый
котлован вырыли 6 июля 1946 г. около деревни Субханкулово
и там же 23 августа 1946 г. заложили фундаменты под дизельную
насосную и жилой комплекс.

Заполнять отдельные участки водой и опрессовывать их нача-
ли в мае 1947 г., а опрессовку всего трубопровода закончили в ав-
густе, когда заработала нефтеперекачивающая станция "Нарыше-
во", оборудованная поршневыми насосами НГ-30/320 с приводом
от электродвигателей мощностью 260 кВт.
В процессе опрессовки было обнаружено 44 разрыва трубы,
так как Челябинский трубопрокатный завод поставил трубы низ-
кого качества. Закачивая нефть в трубопровод, постепенно вытес-
няли опрессовочную воду.

Первую партию туймазинской девонской нефти поставили на
Уфимский крекинг-завод 3 сентября 1947 г., и с того времени на-
чалась ее регулярная поставка. Этот день считается днем рождения
системы Урало-Сибирских магистральных нефте- и продуктопро-
водов.

В 1949 г. проложили нефтепровод Туймазы-Бугуруслан про-
тяженностью 133 км, диаметром 300 мм. Были построены нефте-
проводы небольшой протяженности: Ассаке-Ваковская, Майли-
Ассаке, Кумдаг-Вышка в Средней Азии, Войвож-Ухта на севере;
а также в Саратовской и Куйбышевской областях. Добыча турк-
менской нефти увеличивалась, железная дорога не справлялась
с ее перевозками. Необходимо было продлить нефтепровод Кум-
даг-Вышка до Красноводска, и в 1947-1949 гг. построили нефте-
провод Вышка-Красноводск протяженностью около 180 км.

В начале 1950-х гг. нефтедобыча на Ромашкинском месторож-
дении превысила предположения геологоразведчиков. Нефтяники-
промысловики еле успевали обустраивать промыслы, сооружать
мерники и нефтесборные пункты, прокладывать внутрипромысло-
вые транспортные коммуникации. Нефтяной поток буквально за-
хлестнул междуречье Шешмы и Степного Зая. Существующие
нефтепроводы не успевали перекачивать добытую нефть. Поэтому
встал вопрос о сооружении вторых ниток нефтепроводов Альметь-
евск-Карабаш, Карабаш-Ромашкино, Карабаш-Бавлы и Ромаш-
кино-Шугуры-Клявлино. Кроме того, решили проложить допол-
нительный нефтепровод Альметьевск-Миннибаево-Ромашкино
с промежуточной перекачивающей станцией в Миннибаево. Одна-
ко временная схема транспортировки нефти "промысел—нефтепро-
вод—железная дорога (или река)—потребитель" уже не решала
проблемы. С возросшими объемами добываемой нефти не справились
бы ни железнодорожный транспорт, ни речной танкерный флот.

Надо было изменить принцип транспортировки: перейти к со-
оружению магистральных нефтепроводов, которые соединили бы
промыслы с потребителями нефти — нефтеперерабатывающими
заводами или нефтехимическими комбинатами.

Приказом министра нефтяной промышленности СССР в марте
1953 г. в Бугульме была создана Дирекция магистральных нефте-
проводов, строившихся на территории Татарии. Она была подчи-
нена Главному товарно-транспортному управлению министерства,
что позволило резко поднять темпы сооружения новых подземных
магистралей.

В 1946-1950 гг. был подготовлен фундамент для создания тру-
бопроводной системы СССР, которая соединила бы главные пунк-
ты нефтедобычи и нефтепереработки с основными районами по-
требления. К 1950 г. общая протяженность трубопроводов состави-
ла около 5400, а к концу 1955 г. она увеличилась вдвое и достигла
более 10000 км. За пять лет ввели в эксплуатацию столько трубо-
проводов, сколько их построили с 1878 по 1950 гг. В пятой пяти-
летке сооружены самый крупный нефтепровод Туймазы-Омск
протяженностью 1332 км, диаметром 530 мм (трубы такого диамет-
ра использовались впервые) и нефтепродуктопровод Уфа-Омск
протяженностью 1180 км, диаметром 350 мм.

Согласно постановлению Совета Министров СССР от 25 мая
1949 г. и приказу министра нефтяной промышленности от 31 мая
1949 г., Государственный союзный трест "Центрспецстройпроект"
разработал проект второго нефтепровода Туймазы—Уфа. Строи-
тельство нефтепровода осуществлялось в несколько очередей.
Предполагалось сначала продлить нефтепровод диаметром 350 мм
и довести пропускную способность двух нефтепроводов до
4 млн. тонн, потом построить промежуточную станцию перекачки
нефти в Языково, увеличив пропускную способность нефтепрово-
да до 5 млн. тонн, затем, используя промежуточную станцию для
двух нефтепроводов, довести ее до 6 млн. тонн в год.

Генподрядчиком строительства второго нефтепровода Туйма-
зы-Уфа был трест "Востокнефтепроводстрой". Строительные
и монтажные работы механизировали: земляные работы выполня-
ли экскаваторами и бульдозерами; сварку — газопрессовыми ма-
шинами; от ржавчины и загрязнителей трубы очищали механиче-
ским способом, антикоррозийную изоляцию наносили изоляцион-
ными машинами. Второй нефтепровод прокладывали по трассе
первого, что позволило вводить нефтепровод в эксплуатацию от-
дельными участками в качестве лупингов к первому.

В промышленную эксплуатацию нефтепровод Туймазы-
Уфа-2 был введен в конце сентября 1950 г.

На первом этапе перекачка по нефтепроводу Туймазы-Уфа
28
производилась дизельнасосной нефтеперекачивающей станцией
"Субханкулово". В 1951 г. ввели в эксплуатацию электронасос-
ную, оснащенную тремя насосами АЯП-150. Позже установили
еще два насоса АЯП. Полной пропускной способности удалось до-
стичь после пуска в 1954 г. насосной на промежуточной станции
"Языково", оборудованной четырьмя поршневыми насосами НТ-45
с приводом от дизелей "Шкода” 6S-350.

Постановлениями Совета Министров СССР от 30 июня 1947 г.
и 25 февраля 1948 г. разрешалось строительство магистрального
продуктопровода Уфа-Омск диаметром 350 мм.

В 1949 г. в Главнефтесбыте Миннефтепрома было создано Уп-
равление по строительству бензопровода. Строительство продук-
топровода осуществляли тресты "Востокнефтепроводстрой", ”Неф-
тепроводмонтаж" (Уфа) и "Бензинопроводстрой" (Челябинск).
Участок Уфа—Челябинск сооружали преимущественно вручную,
так как строительная техника того времени не была приспособлена
для работы в горных условиях.

В августе 1951 г. ввели в эксплуатацию временную перекачи-
вающую станцию в Уфе; участок продуктопровода от Уфы до
Бердяуша (Челябинская область); наливную станцию "Бердяуш"
с эстакадой для одновременного налива восьми четырехосных цис-
терн, с четырьмя резервуарами РВС-2000 и наливной насосной
с двумя насосами 5НДВ; в декабре 1951 г,— головную станцию
в Уфе с насосной, оснащенной перекачивающими агрегатами
8МБ9х2 и подпорными — ЗВ200х2, с товарным парком из
четырнадцати резервуаров РВС-4600, изготовленных из "кипящей"
стали. Тогда же сдали в эксплуатацию участок Бердяуш—Синегла-
зово и станцию "Синеглазово" с наливной эстакадой, насосной
с тремя агрегатами 8НДВ и двенадцатью резервуарами РВС-4600,
изготовленными из "кипящей" стали.

Участок продуктопровода до города Петропавловска был вве-
ден в эксплуатацию в 1953 г. В том же году была сдана в эксплу-
атацию промежуточная станция "Кропачево” и наливная станция
"Петропавловск" с эстакадой галерейного типа, насосной с двумя
агрегатами 8НДВ и резервуарным парком из шести резервуаров
РВС-3200 и РВС-2000.

Строительство линейной части продуктопровода (1176 км)
было полностью закончено в 1954 г.

Промежуточную перекачивающую станцию "Петропавловск",
оборудованную пятью насосами типа НТ-45 с приводом от дизелей
"Шкода" 6S-350, ввели в эксплуатацию в 1956 г. Пропускная способ-
ность продуктопровода достигла проектной величины — 2 млн. тонн.

По решению Правительства СССР предполагалось увеличить
пропускную способность продуктопровода до 3,9 млн. тонн в год
на участке Уфа—Челябинск и до 3,5 млн. тонн в год — на участке
Челябинск-Омск. Для этого были построены перекачивающие
станции: в 1957 г,— "Аша", "Травники"; в 1959 г.— "Хохлы" и
"Суслове"; в 1960 г.— "Исиль-Куль”. С вводом в эксплуатацию
этих станций был завершен весь предусмотренный проектами ком-
плекс сооружений первого продуктопровода Уфа-Омск.

В конце 1940-начале 1950-х гг. было открыто и частично разведа-
но несколько месторождений типа Туймазинского и Ишимбайского.

В связи с этим было принято решение о строительстве нефте-
провода Туймазы-Омск, его проект утвержден постановлением
Совета Министров СССР от 28 марта 1951 г. Трасса шла парал-
лельно первому нефтепроводу Туймазы—Уфа и продуктопроводу
Уфа—Омск.

Строительство нефтепровода начали в феврале 1952 г. В зимний
период производили лишь сварку труб на стационарных установках,
а с мая на трассе развернули земляные и изоляционные работы.

30 декабря 1952 г. были приняты в эксплуатацию участок На-
рышево—Субханкулово (127 км) и экспериментальная насосная на
узле № 1 головных сооружений в Субханкулово. Здесь испытыва-
лись вновь созданные насосы 8НД10х5. Участок был подключен в ка-
честве лупинга к первому и второму нефтепроводам Туймазы-Уфа.

В ноябре 1954 г. комиссия приняла участок нефтепровода Туйма-
зы—Омск (127—261 км), нефтеперекачивающую станцию "Черкассы"
и перемычку диаметром 350 мм от головной нефтеперекачивающей
станции (г. Уфа) до нефтеперекачивающей станции "Черкассы".

В те же годы были построены трубопроводы небольшой протя-
женности: Шкапово-Ишимбай; Альметьевск-Куйбышев; Бавлы-
Куйбышев; Карабаш-Бавлы; Куйбышев-Саратов; Вышка-Крас-
новодск (вторая нитка); Покровское-Сызрань; Миннибаево-Бав-
лы; Ромашкино-Клявлино; Бугуруслан-Куйбышев; Озек-Суат-
Грозный и др. Нефтепровод Озек-Суат-Грозный протяженностью
144 км введен в эксплуатацию в 1955 г. Это первый советский "го-
рячий" нефтепровод (для перекачки высоковязкой нефти с подо-
гревом) .
На 1 января 1957 г. (год сорокалетия Октябрьской револю-
ции) в эксплуатации находилось 11500 км магистральных трубо-
проводов со 101 перекачивающей станцией.

В 1957 г. началось строительство транссибирской магистрали
Туймазы—Иркутск протяженностью 3662 км, диаметром 720 мм.
Трубопровод строили поэтапно: Туймазы-Омск (1332 км); Омск-
Новосибирск-Иркутск (1639 км). Первые два участка нефтепро-
вода ввели в эксплуатацию в 1959 г. В том же году завершили
строительные работы на втором нефтепродуктопроводе Уфа-Омск
протяженностью 1083 км, диаметром 530 мм. В 1956 г. сооружен
нефтепровод Альметьевск-Азнакаево-Субханкулово протяженно-
стью 110 км, диаметром 530 мм. По нему альметьевская нефть по-
ступала в Субханкулово и далее в магистраль Туймазы-Омск-
Новосибирск. До окончания строительства нефтепровода Альметь-
евск-Горький (протяженность 579 км, диаметр 530 мм) нефть пе-
рекачивали по первому участку до Чистопольской пристани на
реке Каме. Потом ее грузили на танкеры и доставляли на заводы
Горького и Ярославля. С пуском всего трубопровода водные пере-
возки значительно сократились.

В шестой пятилетке построили нефтепроводы: Альметьевск—
Пермь (протяженность 446 км, диаметр 350 мм) и небольшие по
протяженности — Муханово-Куйбышев; Серные Воды-Кротов-
ка; Чекмагуш-Уфа (в будущем часть продуктопровода Уфа-
Камбарка); Калтасы-Уфа; Альметьевск-Субханкулово-Орск;
Жирное-Волгоград; Кротовка-Куйбышев; Шкапово-Субханку-
лово; Челекен—Белек; Белек—Красноводск и др.

Новую жизнь в шестой пятилетке получил уже известный про-
дуктопровод Астрахань—Урбах—Саратов. Он перешел в разряд
нефтепроводов и изменил направление перекачки. С развитием
нефтеперерабатывающей промышленности в восточных районах
отпала потребность поставки нефтепродуктов в эти районы, поэто-
му загрузка трубопровода снизилась до 30 %. После ввода в экс-
плуатацию нефтепровода Куйбышев-Саратов от него до насосной
станции "Урбах" построили ответвление протяженностью 49 км
и стали перекачивать нефть из восточных нефтяных районов на за-
воды юга. Дальнейшая эксплуатация нефтепровода показала вы-
сокую надежность его работы. Железнодорожный транспорт был
значительно разгружен. А участок Урбах-Саратов (протяженно-
сть 65 км) стали использовать для перекачки нефти Степановского
месторождения.

В 1959 г. Совет Экономической Взаимопомощи принял реше-
ние о строительстве магистрального нефтепровода из СССР
в Польшу, Чехословакию, ГДР и Венгрию. Равных этому нефте-
проводу в мире не было. Общая протяженность нефтепровода со
всеми ответвлениями превышала 6000 км. Он начинался в Куйбы-
шевской области (НПС "Лопатино") и около города Мозырь
(Белоруссия) был разделен на две части. Северная часть его (про-
тяженностью 700 км) проходила через Польшу в ГДР, южная
(400 км) — через Чехословакию в Венгрию.

Предполагали построить еще одно ответвление до порта Вентс-
пилс. Каждая страна должна была поставить необходимые для
строительства нефтепровода материалы, машины и оборудование.
Все строительные работы вели механизированным способом. Было
уложено более 730 тыс. тонн труб диаметром 530, 630, 720, 820
и 1020 мм. Для обеспечения нормальной работы нефтепровода по-
строили 31 насосную станцию с полностью автоматизированным
управлением.

В 1962 г. нефть по нефтепроводу поступила в Чехословакию;
в 1963 г.: в сентябре — в Венгрию; в ноябре — в Польшу; в декаб-
рю — в ГДР. Полностью нефтепровод был введен в действие в ок-
тябре 1964 г. Трасса нефтепровода пересекала горные массивы
и судоходные реки Волгу, Днепр, Дунай и Тиссу. Сначала по
нефтепроводу перекачивали нефть с месторождений Татарии
и Куйбышевской области.

В седьмой пятилетке, в 1964 г., был сдан в эксплуатацию по-
следний участок нефтепровода Туймазы—Иркутск. Завершено
строительство продуктопровода Пенза—Брянск протяженностью
750 км, диаметром 530 мм. С 1961 по 1965 гг. было завершено стро-
ительство небольших по протяженности нефтепроводов: Горький—
Рязань; Озек-Суат-Грозный (вторая нитка); Каменный Лог-
Пермь; Альметьевск-Куйбышев; Рязань-Москва и др.

К концу седьмой пятилетки началась разработка месторожде-
ний Западной Сибири. В 1965 г. там было добыто около
1 млн. тонн нефти. Отсутствие транспортных путей доставки
нефти на нефтеперерабатывающие заводы было самой большой
проблемой в освоении этого региона. Единственный путь — по ре-
кам Обь и Иртыш, навигационный период которых длится менее
шести месяцев. Поэтому наряду с увеличением нефтедобычи пла-
32
нировалось и строительство трубопроводов как наиболее эконо-
мичных и технически совершенных способов доставки нефти. Уже
в конце 1965 г. был завершен первый сибирский нефтепровод
Шаим-Тюмень протяженностью 410 км, диаметром 530-720 мм.

С 1961 г. растет добыча нефти в Казахстане. К 1965 г. в про-
мышленную эксплуатацию вступили месторождения Узень и Же-
тыбай. В этом же году началось строительство нефтепровода
Узень-Шевченко протяженностью 142 км, который был сдан
в эксплуатацию в апреле 1966 г. Далее на Гурьевский нефтепере-
рабатывающий завод нефть доставляли по железной дороге. Всего
за 1961—1965 гг. построили около 11000 км, и к концу 1965 г. об-
щая протяженность трубопроводов составила 28,5 тыс. км.

В восьмой пятилетке началось строительство нефтепровода
Узень-Гурьев-Куйбышев для перекачки высоковязкой нефти мес-
торождений Казахстана. Мангышлакскую высокопарафинистую
нефть (температура застывания 30-32 °C) перекачивали по трубо-
проводу диаметром 1020 мм с подогревом. Для подогрева было по-
строено восемнадцать станций. Своевременный пуск в эксплуата-
цию этого нефтепровода позволил значительно увеличить добычу
нефти более чем в 10 раз и к 1975 г. довести ее до 20 млн. тонн.

В 1970 г. закончили строительство третьей нитки нефтепровода
Альметьевск-Горький диаметром 820 мм и протяженностью
580 км. От Горького проложили трубопровод до Ярославля
и дальше — в Кириши.

В эти годы протяженность нефтепровода "Дружба" увеличи-
лась еще на 2000 км, основной диаметр труб 1020 мм. Его общая
протяженность приблизилась к 8000 км за счет ввода параллель-
ных ниток. К концу 1970 г. по нефтепроводу "Дружба" перекачи-
вали нефть Татарии, Башкирии, Удмуртии, Мангышлака, Куй-
бышевской области и Западной Сибири. В Западной Сибири тоже
появились два новых нефтепровода. Нефтепровод Усть-Балык-
Омск протяженностью более 950 км, диаметром 1020 мм приняли
в эксплуатацию в 1967 г. Через Обь и Иртыш были проложены
водные переходы. Из-за отсутствия дорог трубы на стройку подво-
зили транспортной авиацией. Нефтепровод Нижневартовск-Усть-
Балык (протяженность 250 км, диаметр 720 мм) по условиям про-
кладки не уступал первому. Трасса этого нефтепровода проходила
через болота, большие и малые реки, ручьи и овраги. Сложным
был переход протяженностью 1,8 км через реку Обь.

33
2 - 136
Три построенных сибирских нефтепровода обеспечили к концу
1970 г. перекачку более 30 млн. тонн нефти к основным трассам
и нефтеперерабатывающим заводам. Общая же протяженность трубо-
проводов к концу 1970 г. с учетом трубопроводов, построенных
в восьмой пятилетке, длиной 10000 км, составила 38,5 тыс. км.

В 1971—1975 гг. строительство нефтепроводов продолжалось
с еще большей интенсивностью. В эти годы построили около
19000 км трубопроводов. Это наибольший показатель за все пяти-
летки. Наиболее заметным было строительство нефтепровода Усть-
Балык-Курган-Уфа-Альметьевск протяженностью 2100 км, диа-
метром 1020—1220 мм, введенного в эксплуатацию в мае 1973 г.
Строительство его продолжалось восемнадцать месяцев. Впервые
использовали поточный метод ведения работ, впоследствии став-
ший обязательным. Именно по этому трубопроводу тюменская
нефть пришла в европейскую часть страны и далее в Новороссий-
ский порт по введенному в эксплуатацию в эти же годы нефтепро-
воду Куйбышев-Тихорецкая-Новороссийск протяженностью око-
ло 1550 км, диаметром 1020-1220 мм.

В 1973 г. Западная Сибирь вышла на первое место по объему
добычи нефти в СССР, но добычу продолжали наращивать. По-
этому в 1974 г. началось строительство еще одного сибирского неф-
тепровода Нижневартовск-Куйбышев протяженностью 2150 км,
диаметром 1220 мм. Участок протяженностью 1180 км завершили
уже к концу 1975 г. и соединили перемычкой с нефтепроводом
У сть-Балык-Альметьевск.

В Сибири построили трубопровод Александровское-Анжеро-
Судженск протяженностью 817 км, диаметром 1220 мм, продлив
его до Иркутска.

В августе 1973 г. на севере СССР был введен в эксплуатацию
нефтепровод Уса-Ухта диаметром 377 мм. В 1975 г. этот нефте-
провод продолжили до Ярославля и Москвы, и общая его протя-
женность составила 1850 км. Продолжал развиваться и нефтепро-
вод "Дружба". С пуском второй очереди его протяженность соста-
вила почти 10000 км.

В 1976—1980 гг. задача увеличения сети магистральных нефте-
проводов была одной из главных. Только строительство новых
нефтепроводов и расширение старых помогло бы освоить много-
численные нефтяные месторождения.

В 1976 г. завершилось строительство нефтепровода Нижневар-
товск-Куйбышев. Тогда же построен нефтепровод Сургут-По-
лоцк, проходивший по так называемому северному коридору, про-
тяженностью 3250 км, диаметром 1020 мм. Строительство вели по-
этапно, с 1977 по 1981 гг. Были возведены 32 перекачивающие
станции, выполнено около 1450 переходов через естественные и ис-
кусственные препятствия, преодолено более 400 км болот. В июне
1976 г. ввели в эксплуатацию нефтепровод Холмогоры—Сургут ди-
аметром 820 мм и протяженностью 250 км. Нефть с удаленных
холмогорских промыслов по этому нефтепроводу была введена
в общую нефтепроводную систему.

В 1980-1985 гг. трубопроводная сеть страны увеличилась на
10,6 тыс. км нефтепроводов и 5,8 тыс. км продуктопроводов.
В 1983 г. сданы в эксплуатацию нефтепровод Павлодар-Чимкент
протяженностью 1600 км, диаметром 820 мм и нефтепровод Гроз-
ный-Баку протяженностью 600 км и диаметром 720 мм; участок
нового нефтепровода Холмогоры—Клин протяженностью 519 км
и диаметром 1220 мм.

Начавшаяся 12-я пятилетка практически оказалась неокончен-
ной, не были выполнены и планы строительства нефтепроводов.
С 1985 по 1990 гг. лишь достраивали введенные в эксплуатацию
в предыдущей пятилетке нефтепроводы, прежде всего насосные
станции. К 1987 г. в СССР были построены и введены в действие
94 тыс. км магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов. Руко-
водство ими осуществляло Главное управление по транспорту и по-
ставкам нефти (Главтранснефть). В него входило шестнадцать уп-
равлений, которые к 1990 г. обслуживали свыше 70 тыс. км маги-
стральных нефтепроводов. Кроме того, в Главтранснефть входили
Управление пусконаладочных работ, Дирекция по строительству
нефтепроводов, отряд подводных работ и другие подразделения.
Главтранснефть осуществляла также поставки нефти за рубеж.

К 1991 г. изменившаяся политическая жизнь и экономические
перемены привели к остановке строительства новых магистралей.

В конце 1991 г. с политической карты мира исчез СССР. Пят-
надцать новых государств разделили общее имущество, в том чис-
ле и нефтепроводы. Единая нефтепроводная система осталась
только в России. В нескольких странах — лишь часть магистраль-
ных нефтепроводов. Другие страны стали осуществлять транзит
российской нефти. Произошла полная реорганизация нефтяной
промышленности и в России.
1992 год считается началом эпохи трубопроводного транспорта
новой России. Управление ’Тлавтранснефть" было преобразовано
в ОАО "АК Транснефть", которая эксплуатировала 49,6 тыс. км
магистральных нефтепроводов диаметром 400-1220 мм, 404 насосные
станции, 934 резервуара общей вместимостью 13,2 млн. м3. Эксп-
луатацию системы нефтепроводов осуществляли одиннадцать ак-
ционерных обществ магистральных нефтепроводов. С 1992 г. ком-
пания оказывает услуги по транспорту нефти согласно тарифам,
устанавливаемым федеральными органами исполнительной влас-
ти. Введение тарифов позволило обеспечить стабильную работу в
меняющихся экономических условиях. При этом все производите-
ли нефти имеют равные права на транспорт своей нефти по магис-
тральным нефтепроводам. Однако загрузка магистральных нефте-
проводов ОАО "АК Транснефть" составляла 45 % от проектной.

Закончился XX, начался новый XXI век, в который страна
вступала в тяжелейшей постоянно меняющейся политической
и экономической ситуации. Но и в этих условиях система нефте-
проводов ОАО ”АК Транснефть" обеспечивает стабильную перекачку
нефти в необходимых для народного хозяйства России объемах.

В 2002 г. протяженность системы магистральных нефтепрово-
дов составила 48364 км. Находятся в работе 322 нефтеперекачива-
ющие станции и 855 резервуаров суммарной вместимостью
12,6 млн. м3. В 2001 г. производительность системы составила
342,8 млн. тонн нефти. Технологический потенциал превышает
600 млн. тонн в год. За последние три года (1999-2002) ОАО
"АК Транснефть" реализовано несколько проектов, способствую-
щих повышению надежности, эффективности и производительнос-
ти системы, среди которых можно выделить:

—	строительство нефтепровода протяженностью 312 км в об-
ход территории Чеченской Республики;

—	увеличение до 15 млн. тонн нефти в год производительно-
сти нефтепровода Атырау-Самара;

—	строительство нефтепровода Суходольная-Родионовская
(262 км) в обход территории Украины;

—	создание первой очереди Балтийской трубопроводной сис-
темы (БТС), включающей в себя нефтеналивной порт на Балтике
(Приморск) и трубопровод Кириши-Приморск (протяженность
452 км, производительность 12 млн. тонн нефти в год).

Реализация этих проектов позволила значительно укрепить
экономическую независимость России.
Глава 2

Исторические аспекты создания

и применения химических реагентов

в трубопроводном транспорте

2.1.	Предпосылки использования химических
реагентов в трубопроводном транспорте

Одними из приоритетных положений в области технической
политики нефтепроводной отрасли в настоящее время являются:

—	поддержание объемов перекачки в меняющихся сообразно
современным экономическим условиям режимах;

—	повышение эксплуатационной надежности магистральных
трубопроводных систем, переживающих стадию старения.

В АК "Транснефть" разработана концепция безопасной экс-
плуатации и продления срока службы нефтепроводов России, реа-
лизуемая в ходе выполнения таких крупномасштабных мероприя-
тий, как:

—	применение современных технологий по повышению эф-
фективности работы магистральных нефтепроводов (подготовка
нефти, транспорт высоковязких и высокозастывающих нефтей,
очистка трубопроводов от асфальто-смоло-парафиновых отложе-
ний, гашение турбулентности в потоке нефти, решение экологиче-
ских проблем);

—	мониторинг технического состояния магистральных нефте-
проводов на основе периодического диагностирования;

—	проведение ремонтных работ с целью увеличения срока
службы нефтепроводов на основе данных мониторинга;

—	разработка и внедрение эффективных технологий проведе-
ния работ по устранению опасных дефектов без ограничения поста-
вок нефти потребителям.

В настоящее время около 45 % всей нефти добывают в обвод-
ненном состоянии. При добыче из скважин и при транспортировке
по трубопроводам происходит смешение нефти и пластовой воды,
т. е. образуется эмульсия — механическая смесь двух нерастворимых
жидкостей, одна из которых распределяется в объеме другой в виде
частиц, различных размеров.

Присутствие воды в нефти приводит, во-первых, к повышению
себестоимости перекачки из-за транспортировки значительного
объема балласта; во-вторых, к увеличению вязкости последней.
Водные растворы минеральных солей способствуют повышенному
износу оборудования НПС и линейной части. Кроме того, имею-
щаяся в нефти вода вызывает нарушение технологических процес-
сов на нефтеперерабатывающих заводах и приводит к подорожа-
нию переработки нефти.

Наличие в нефти минеральных растворов как в виде кристал-
лов, так и в виде водных растворов способствует образованию ус-
тойчивых эмульсий, приводит к усилению процессов коррозии
и ухудшению переработки нефти.

Так, при наличии хлористого магния и хлористого кальция, при-
сутствующих в пластовой воде, может образоваться соляная кислота.
При разложении сернистых солей образуется сероводород, приводя-
щий совместно с водой к интенсивному процессу коррозии.

Для обеспечения нормального протекания процессов транспорта
в перекачиваемой нефти содержание солей не должно превышать
40 мг/л, а содержание воды 0,1 %. Обеспечить подобные концентра-
ции солей и воды возможно только при проведении обессоливания
и обезвоживания нефти на сборных пунктах нефтепромыслов, пе-
ред закачкой нефти в магистральный трубопровод. Значительно
усложняется процесс обезвоживания при образовании стойких
нефтяных эмульсий, которые в нефтеносных пластах не образуют-
ся. Их образование происходит при движении нефти к устью сква-
жины, а также в сборных промысловых трубопроводах. Образова-
нию эмульсий способствует перемешивание нефти и воды в процес-
се движения.

Необходимо отметить, что на интенсивность образования
эмульсий влияет и способ добычи нефти. Так, при насосной добы-
че эмульсии образуются в центробежных колесах или клапанных
коробках и клапанах. Различают два типа эмульсий — "нефть
в воде" и "вода в нефти". Тип образовавшейся эмульсии зависит от
соотношения объемов двух фаз. На практике наиболее часто (90—
95 %) встречаются эмульсии типа "вода в нефти". Стойкость
эмульсий (разделение на составные компоненты не происходит
в течение определенного промежутка времени) — один из важных
показателей водно-нефтяных эмульсий. Чем такая стойкость боль-
ше, тем сложнее процесс деэмульсации. При рассмотрении устой-
чивости эмульсий необходимо учитывать такие факторы, как: тем-
пература эмульсии; характеристика воды, образующей эмульсии;
наличие на глобулах дисперсной фазы электрических зарядов;
физико-химические свойства деэмульгаторов. Обессоливание
и обезвоживание нефти проводят на сборных пунктах нефтепро-
мыслов, так как свежие эмульсии легче поддаются разрушению.
Проведение этих процессов необходимо с целью:

—	снижения транспортных расходов (себестоимости перекачки);

—	недопущения образования водно-нефтяных эмульсий;

—	предохранения магистральных трубопроводов от внутрен-
ней коррозии;

—	выполнения всех технологических процессов на НПЗ;

—	использования отделенной воды для закачки в пласт.

Существует целый ряд технологических процессов обезвожива-
ния нефти. Применение каждого конкретного метода обезвожива-
ния нефти зависит от количества воды, а также от состояния, в ко-
тором она находится. Вода, содержащаяся в нефти, в свободном
виде может выделяться из нефти путем осаждения. Если же вода
находится в виде эмульсии, необходимо определить разновидность
эмульсии, которая может быть нестабилизированная и стабилизи-
рованная поверхностно-активными веществами (ПАВ).

Метод обезвоживания. подбирается исходя из разновидности
эмульсии. Из нестабилизированных эмульсий воду отделяют пу-
тем отстаивания, для ускорения процесса эмульсию подогревают.
Отделение воды из стабилизированных эмульсий осуществляют на
основе таких сложных методов, как химическая обработка, термо-
обработка, электрическая обработка и сочетание этих методов. Пе-
ред проведением обезвоживания и обессоливания проводят лабора-
торные исследования для определения содержания воды, имею-
щихся примесей, а также состояния, в котором вода находится
в нефти. Процессы обезвоживания и обессоливания аналогичны, так
как вода удаляется из нефти вместе с растворенными в ней минераль-
ными солями. Для более полного обессоливания в нефть подают до-
полнительно пресную воду, растворяющую минеральные соли.

Среди механических способов обезвоживания можно назвать от-
стаивание, центрифугирование и фильтрацию.
Выявление основных факторов, влияющих на эффективность
разделения эмульсий, позволит наметить технические приемы повы-
шения эффективности разделения эмульсий. Принципиальными ос-
новами этих приемов являются:

—	повышение температуры эмульсий, что приводит к сниже-
нию вязкости жидкостей, составляющих эмульсию, и к уменьше-
нию поверхностного натяжения на границе раздела фаз (принцип
термических методов обезвоживания нефти);

—	увеличение размеров частиц выделяемой диспергированной
жидкости за счет различных приемов деэмульсации при помощи
химических реагентов и электрического поля (принцип химиче-
ских и электрических методов обезвоживания нефти);

—	увеличение скорости движения частиц дисперсной фазы пу-
тем замены естественной силы тяжести более мощной центробежной
силой. Метод центрифугирования малопроизводителен, имеет
большую стоимость, сложен в эксплуатации и широкого примене-
ния не нашел;

—	увеличение полезной площади отстаивания без увеличения
общей площади отстойника.

Необходимо отметить некоторые особенности процесса разделе-
ния эмульсий. Не поддаются очистке механическими методами
стойкие стабилизированные мелкодисперсные эмульсии. Отрица-
тельное влияние на разделение эмульсий оказывают неблагоприят-
ные гидравлические условия отстаивания (турбулентность, кон-
векция, перемешивание). Повысить эффективность разделения
нефтяных эмульсий можно за счет комбинированного использования
гравитационного отстаивания в сочетании с термическими, химиче-
скими и электрическими методами. Из отмеченных выше методов
широкое применение нашли химические методы обезвоживания
и обессоливания нефти.

Для разрушения нефтяных эмульсий применяют деэмульгаторы
различного типа. Деэмульгаторы — это ПАВ, имеющие большую ак-
тивность, чем эмульгаторы. Естественные ПАВ: для нефти — смо-
лы, нафтены, асфальтены, парафин, механические примеси; для во-
ды — соли, кислоты и т. д. В процессе разрушения нефтяных
эмульсий деэмульгаторы вытесняют эмульгаторы с поверхностного
слоя капель воды. Вытеснив с поверхностного слоя воды природ-
ные эмульгирующие вещества, деэмульгатор образует гидрофиль-
ный адсорбционный слой, в результате чего капельки воды при
столкновении сливаются в более крупные капли и оседают. Чем
эффективнее деэмульгатор, тем больше он снижает прочность
"бронированного" слоя и тем интенсивнее разрушается эмульсия.
Под эффективностью деэмульгаторов понимают их деэмульгаци-
онную способность, которая характеризуется их расходом, каче-
ством подготовленной нефти (содержанием в ней остаточных хло-
ристых солей, воды и механических примесей), а также мини-
мальной температурой и продолжительностью отстоя нефти.

Деэмульгаторы должны удовлетворять следующим основным
требованиям:

—	хорошо растворяться в одной из фаз эмульсии (в нефти или
в воде);

—	иметь достаточную поверхностную активность, чтобы вытес-
нить с границы раздела "нефть-вода" естественные эмульгаторы,
образующие защитную пленку на капельках воды;

—	обеспечивать максимальное снижение межфазового натяже-
ния на границе фаз "нефть-вода" при малых расходах реагента;

—	не коагулировать в пластовых водах;

—	быть инертными по отношению к металлам;

—	быть дешевыми и транспортабельными;

—	сохранять свои свойства при изменении температуры;

—	не ухудшать качества нефти после обработки и обладать оп-
ределенной универсальностью (разрушать эмульсии различных
нефтей и вод).

На практике обессоливание и обезвоживание проводят при
температуре 20-80 °C.

На снижение защитного действия поверхностных слоев на гло-
булах воды существенно влияет присутствие деэмульгаторов. По
воздействию на нефтяные эмульсии все существующие деэмульгато-
ры подразделяют на электролиты, неэлектролиты и коллоиды. Элек-
тролитами могут быть органические и минеральные кислоты (сер-
ная, соляная, уксусная), щелочи и соли (поваренная соль, хлор-
ное железо и т. д.). Электролиты могут образовывать нераствори-
мые осадки с солями эмульсии, снижать стабильность бронирую-
щей оболочки. Но ввиду их особой коррозионной активности элек-
тролиты как деэмульгаторы применяют ограниченно.

К неэлектролитам относятся неорганические вещества, способ-
ные растворять бронирующую оболочку эмульгатора и снижать
вязкость нефти, что ускоряет осаждение капель воды. К деэмуль-
гаторам этого типа можно отнести бензин, ацетон, спирт, бензол,
фенол и др. Однако данный тип деэмульгаторов практически не при-
меняется, так как имеет высокую стоимость.

Деэмульгаторы-коллоиды — это ПАВ, которые в эмульсии раз-
рушают защитную оболочку капли и могут преобразовывать ис-
ходную эмульсию "вода в нефти" в эмульсию "нефть в воде". Для
разрушения эмульсий типа "вода в нефти" применяют деэмульгато-
ры двух типов — ионогенные и неионогенные.

Неионогенные деэмульгаторы имеют ряд преимуществ перед
ионогенными, которые заключаются в следующем: незначитель-
ный удельный расход; хорошее растворение в воде и в нефти, не
взаимодействуют с солями и кислотами, содержащимися в пласто-
вой воде и нефти. К этой группе относятся оксиэтилированные ал-
килфенолы (деэмульгаторы ОП-4, ОП-7, ОП-10), оксиэтилиро-
ванные органические вещества с подвижным атомом водорода
(дипроксамин-15,7, проксамин-385, проксанол-305 др.). Эффек-
тивны деэмульгаторы, полученные присоединением окисей этилена
и примесей к органическим веществам. Изменением числа молекул
окиси этилена, вступивших в реакцию, можно регулировать
деэмульгирующую способность таких деэмульгаторов. Кроме того,
при необходимости можно придать этим веществам гидрофобные
свойства путем присоединения окиси пропилена, т. е. можно со-
здать деэмульгаторы с любыми необходимыми свойствами.

Чем быстрее добытая нефть поступает на подготовку, т. е.
чем раньше деэмульгатор вводят в смесь воды и нефти, тем легче
происходит разделение эмульсии. Наряду с введением деэмульгатора
для обеспечения его полного контакта с эмульсией необходимо созда-
вать их интенсивную турбулизацию и подогрев.

Различный состав добываемых нефтей, а также условия транс-
портировки уже с первых лет эксплуатации поставили перед
нефтяниками задачу поиска наиболее оптимального решения та-
ких проблем, как очистка полости трубопроводов, улучшение
транспорта высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефте-
продуктов, снижение затрат на перекачку.

В результате было разработано и внедрено большое количество
различных способов повышения эффективности работы трубопро-
водов. К ним следует отнести ряд механических способов, предназ-
наченных для очистки полости трубопроводов,— с помощью
скребков и разделительных шаров, и тепловых методов — для
42
улучшения транспорта высоковязких и высокозастывающих неф-
тей с повышенным содержанием парафина и другие. Однако ни
один из них зачастую не обеспечивал требуемых результатов.

Так, использование механических средств очистки ограничено
в трубопроводах переменного диаметра и связано с риском их за-
стревания в процессе очистки, а использование методов "горячей"
перекачки требует больших энергетических затрат и связано с про-
блемами перекачки в случае недогруженных нефтепроводов.

В связи с этим для совершенствования процессов транспорта
нефти и нефтепродуктов предложено было использовать химиче-
ские вещества (присадки и реагенты), существенно улучшающие ре-
ологические свойства перекачиваемых нефтей и нефтепродуктов,
обеспечивающие более полную очистку полости труб, снижающие
энергозатраты на перекачку.

Первым шагом к использованию химических веществ в трубо-
проводах стало применение продуктов нефтепереработки: кероси-
новых и бензиновых дистиллятов для отмывки трубопроводов
с одновременным пропуском большого количества скребков.
Таким способом еще в 1927 г. был удален весь рыхлый слой цере-
зина со стенок трубопровода Грозный-Махачкала, построенного
в 1913 г. и транспортирующего парафинистую нефть и мазут. Ле-
том 1932 г. для выяснения возможности перевода нефтепровода
с перекачки нефти на перекачку светлых продуктов была успешно
осуществлена промывка керосиновыми и бензиновыми дистиллята-
ми перегона Грозный-Калаус. В 1956 г. путем промывки пиролиз-
ным сырьем была решена проблема с отложениями парафина на
стенках нефтепровода Туймазы—Омск.

Эффективное совместное, использование механических и хими-
ческих средств в дальнейшем дало толчок целому направлению
использования химических веществ — для очистки полости трубо-
проводов.

Начало разработки месторождений высоковязких нефтей
Узень и Жетыбай и необходимость решения проблемы их транс-
портировки стали следующим этапом теоретических и практиче-
ских исследований применения химических реагентов в трубопро-
водном транспорте. В результате проведенных экспериментов
в 1964 г. был предложен способ перекачки мангышлакских нефтей
совместно с водными растворами ПАВ. К концу 1960-х годов наи-
большее распространение получает "горячая” перекачка, связанная
со значительными энергозатратами, в связи с чем продолжался
поиск более экономичных способов транспортировки высоковязких
и высокозастывающих нефтей.

Развитие же химической промышленности и научные разработ-
ки в этой области способствовали созданию депрессорных присадок,
которые существенно изменяли реологические свойства перекачи-
ваемых нефтей с повышенным содержанием парафина. Де-
прессорные присадки были успешно использованы при пуске неф-
тепроводов Шевченко-Гурьев и Гурьев-Куйбышев и на нефте-
проводе У са-Ухта-Я рославль.

Созданные полимерные вещества нашли широкое применение
в совершенствовании процессов очистки полости трубопроводов.
С помощью водорастворимых полимеров стало возможным удале-
ние парафино-смолистых отложений, механических примесей
и водных скоплений из трубопроводов, в которых использование
механических средств очистки недостаточно эффективно или
невозможно.

В 1977 г. в результате первой экспериментальной очистки с по-
мощью полимеров из полости трубопровода на участке Жетыбай-
Шевченко "горячего" нефтепровода Узень—Шевченко было вынесе-
но свыше 30 т механических примесей и воды. В том же 1977 г.
была осуществлена очистка от АСПО нефтепровода Мичуринск—
Кременчуг, в 1978 г,— нефтепровода Шаим-Тюмень.

Применение высоковязких полимеров на магистральных неф-
тепроводах Западной Сибири, сооружаемых, как правило, в боло-
тистых условиях и в зимнее время, позволило решить проблему
удаления жидких скоплений и механических примесей, так как
монтажные выступы, вмятины, сужения и строительные детали
не позволяли очистить трубопровод механическими разъедините-
лями. В 1978 г. из нефтепровода Нижневартовск—Усть-Балык
было вынесено более 800 т жидких скоплений вместе с полиакрил-
амидными и механическими примесями. С помощью водных ра-
створов полимеров были освобождены от жидких скоплений и ме-
ханических примесей параллельные и резервные нитки нефтепро-
вода Александровское-Анжеро-Судженск.

В период роста цен на электроэнергию и в условиях ее дефи-
цита актуальными стали разработки в области сокращения энерго-
затрат на перекачку. Одним из перспективных способов решения
данной проблемы является использование полимерных противотур-
44
булентных присадок, промышленные испытания которых были
проведены на нефтепроводах Лисичанск-Тихорецк — в 1985 г., Алек-
сандровское-Анжеро-Судженск — в 1991 г., Тихорецк-Новорос-
сийск — в 1993 г.

Одним из приоритетных направлений деятельности
ОАО "АК Транснефть" является проведение мероприятий по
предупреждению чрезвычайных ситуаций и развитие системы быс-
трого реагирования на чрезвычайные ситуации, внедрение
природоохранной техники и технологий. Данное направление име-
ет многочисленные варианты реализации, суть которых отражена
в табл. 2.1.

Таблица 2.1

Основные направления деятельности в области защиты
окружающей среды
Существенное внимание нефтепроводные предприятия уделя-
ют технологиям снижения вредного воздействия на компоненты
окружающей среды в процессе повседневной деятельности, не свя-
занной с чрезвычайными ситуациями.

Основными так называемыми стационарными источниками
загрязнения окружающей среды на объектах магистральных неф-
тепроводов являются нефтеперекачивающие станции и резервуар-
ные парки, а также входящие в их состав сооружения, среди кото-
рых можно выделить: котельные, пгламонакопители, пруды-от-
стойники, очистные сооружения. От объемов выбросов в атмосфе-
ру, качества сброса сточных вод после очистных сооружений,
технологии утилизации промышленных отходов зависят состояние
и разнообразие природной среды, здоровье и качество жизни населе-
ния в окрестностях объектов магистральных нефтепроводов, а также
пожарная безопасность окружающих лесов и населенных пунктов.

В Законе Российской Федерации "Об охране окружающей
среды" (статья 58) указано, что под понятием "экологическая безо-
пасность" следует понимать выполнение мероприятий, которые по-
зволяют юридическому лицу в результате его хозяйственной дея-
тельности предотвратить "устойчивые отрицательные изменения
в окружающей среде, угрожающие здоровью населения, состоя-
нию естественных экологических систем, генетических фондов, ра-
стений и животных". С этих позиций обеспечение промышленной
безопасности, которая в соответствии с "Порядком разработки Дек-
ларации безопасности промышленного объекта Российской Феде-
рации" сводится к оценке степени риска аварий и к выполнению
мероприятий по их предотвращению и является составной частью
экологической безопасности магистральных нефтепроводов. Масш-
табы нефтепроводной системы ОАО "АК Транснефть" велики, ма-
гистральные нефтепроводы пересекают почти все географические
зоны — от тундры на севере до степей на юге — с разными элемен-
тами ландшафта: оврагами, равнинами, ручьями, малыми, сред-
ними и большими реками и водохранилищами, болотами, горными
и холмистыми участками. В каждом конкретном случае размеще-
ние объектов, влияющих на экологическую обстановку района
должно быть выполнено с учетом всех норм и правил. Основным
документом в управлении природопользованием стало постановле-
ние Правительства РФ от 03.08.92 г. № 545 "Об утверждении по-
рядка и разработки экологических нормативов выбросов и сбросов
загрязняющих веществ в окружающую среду, лимитов использо-
вания природных ресурсов, размещения отходов". Это постановле-
ние, с одной стороны, способствовало исключению контролирую-
щими органами субъективизма в оценках, а с другой — позволило
нефтепроводным управлениям планировать природоохранные ме-
роприятия с учетом экономической эффективности. Так, в 1997 г.
нефтепроводные предприятия ОАО "АК Транснефть" уменьшили
выбросы в атмосферу по сравнению с 1996 г. на 6 %.

Динамика выбросов загрязняющих веществ в атмосферу в про-
центах к 1992 г. приведена на рис. 2.1.

Безусловно, снижение выбросов в атмосферу может быть свя-
зано с уменьшением объемов перекачки, но значительное снижение
можно объяснить и реальными делами, среди которых только за
1997 г. возросли объемы рекультивации земель с передачей их зем-
лепользователям и составили 3,4 тыс. га. Рекультивировано за этот
же период 17 нефтешламовых амбаров и 4 пруда-отстойника. Наи-
более существенного (до 20 %) снижения выбросов в атмосферу
в этом году по сравнению с 1996 г. добились ОАО "Транссиб
нефтепровод", ОАО "Приволжскнефтепровод", ОАО "Уралсиб-
нефтепровод".
Ниже представлены данные о величине суммарных выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу отраслями ТЭК по итогам
1996 г., отнесенных к соответствующему объему добытой перерабо-
танной и перекачанной нефти отраслями ТЭК за 1992-1997 гг.
(табл. 2.2); изменение сброса сточных вод отрасли ТЭК за 1992-
1997 гг. представлено на рис. 2.2.

Таблица 2.2.

Объемы суммарных выбросов загрязняющих веществ
в атмосферу отраслями ТЭК (1996 г.)

Отрасль ТЭК	Удельная величина выбросов

Нефтедобывающая	4,3 тыс. т на 1 млн т добытой нефти

Нефтеперерабатывающая	4,8 тыс. т на 1 млн т переработанной нефти

Трубопроводный транспорт нефти 0,5 тыс.т на 1 млн т перекачанной нефти

Годы

Рис. 2.2. Динамика сброса недостаточно очищенных сточных вод отрасля-
ми ТЭК: 1 - нефтеперерабатывающая промышленность; 2 - нефтедобываю-
щая промышленность; 3 — трубопроводный транспорт нефти
В настоящее время практически на всех перекачивающих стан-
циях ОАО "АК Транснефть" в технологическую цепь производ-
ственных процессов включены пруды-шламонакопители и амбары
для сброса нефти с очистных сооружений, аварийных разливов,
удаленных из резервуаров осадков и нефти из камер пуска-при-
ема скребка со всеми включениями, выносимыми скребками. При-
сутствуют такие объекты и на предприятиях нефтедобычи и нефте-
переработки. Так, к концу 1997 г. на предприятиях нефтедобычи
и транспорта нефти Башкортостана и Татарстана в прудах-шламо-
накопителях, отстойниках и разного рода амбарах находилось
около 2 млн. т загрязненной нефти, что составляет практически го-
довой уровень добычи таких стран, как Венгрия, Австрия.

Подобные пруды и амбары находятся в зоне расположения ос-
новных объектов насосных станций и жилых поселков, что может
повлечь за собой непредвиденные ситуации, опасные для человека.

Совершенствование производственных процессов, внедрение
новых технологий работы позволят в значительной степени сокра-
тить их количество, а в некоторых случаях — полностью исклю-
чить из эксплуатации. Комплексный подход к решению этих про-
блем, направленный на сохранение природных ресурсов и сниже-
ние уровня загрязнения, является одной из главных задач
ОАО "АК Транснефть" и ее подразделений. Выбор в каждом кон-
кретном случае технологии их очистки и последующей рекульти-
вации земель, очистки сточных вод обеспечит экологическую безо-
пасность трубопроводного транспорта. Решение этих задач невоз-
можно представить без использования химических реагентов на
всех этапах удаления нефтяных загрязнений.

Таким образом, применение химических присадок и реагентов,
как известно из истории развития трубопроводного транспорта,
способствовало совершенствованию процессов трубопроводного
транспорта и сыграло значительную роль в решении практических
задач нефтепроводной отрасли. Исследование и применение хими-
ческих реагентов в процессе развития трубопроводного транспорта
представлено на рис. 2.3 и 2.4.

Проведенный обзор отечественной и зарубежной литературы за
последнее столетие позволил выделить основные группы химиче-
ских реагентов, способствующих совершенствованию процессов
трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов (рис. 2.5),
и показать области их применения на объектах трубопроводного
транспорта для решения различных задач (рис. 2.6).
О

Исследуемые и применяемые присадки и реагенты

Открытие
"Второго
Баку"

Освоение жторождений
Тимано-Печорской
нефтегазовой провинции,
строительство
нефтепровода Уса—Ухта-
Ярославь-Москва

Открытие Шаимского
нефтяного
месторождения,
начало строитель-
ства трубопроводов
Западной Сибири

Создание
ОАО
ПАК Транснефть1

Получе-

Созда-

Строительство
нефтепровода
Ишимбай-Уфа

Создание
отечественных

Строительство
трубопровода
Грозный-Махачкала

Освоение
месторожде-
ний ‘на

1900-1909) 1910-1919| 1920-1929]1930-193э| 1940-1949 11950-195э| 1960-196911970-197э| 1980-198э| 1990-2000

Создание
отечественной
противотурбулентной
присадки ВИОЛ

Строительство
трубопровода
Баку-Батуми

Годы

Рис. 2.3. Применение реагентов в процессе развития трубопроводного транспорта, химической
и нефтехимической промышленности:	светлые нефтепродукты; ▲ — поверхностно-активные

вещества; ★ - полимерные депрессорные присадки; — противотурбулентные присадки; ф —
водорастворимые полимеры
Рис- 2.4- ТрУбоПров°Ды ОАО АК Транснефть” и применяемые на них реагенты
Си

NJ

ХИМИЧЕСКИЕ РЕАГЕНТЫ

ПОЛИМЕРЫ

Анионные

сульфонол НП-1
( алкил бе нзолсуль-
фонэт), соли синте-
тических жирных
кислот (Сю-Сц)
в смесях с алкилбен-
золсульфатом,
тринатр ийфосфатом
ит. д., сульфонал
НП-3 — разновид-
ность алкилбензол-
су лъфонатов,
синтезированных
на основе
a-олефиновой
фракции крекинга
парафин08 > ДС-РАС
и ДР-

Катионные

ДИАБАХ -
диметил алкил-
бензнламмоннй-
хлорид

Неионогенные
оксиэтнлиро ванные
жирные кислоты,
оксиэтил иро ванные
спирты и алкилфенолы,
блок-сополимеры окиси
этилена и окиси пропи-
лена, блон-сололимеры
на основе диамина и др.:
ОК 17-20-17,
ксилиталь С-15,
проксаяол-186, препарат
ОС-20 марки ”Б”
и дисолвая-4411,
оксиэтилированные
алкилфенолы ОП-7,
ОП-Ю в др.

Депрессорные
присадки
присадки на основе
пропилен-этиленовых
полимеров группы
’’Paramins'’:
Paradyne-70
ЕСА-4242
ЕСА-5217
ЕСА-5234;

ДН-1 — сополимер
на основе высших
спиртов из СЖК;
ВЭС-503 - 20 %-й
раствор термополи-
мера этилена с винил-
ацетатом (37 %)

в малеиновым
ангвдрцдом (0,5%)
в дизельном топливе;
сополимеры на
основе высших эфиров
малеиновой и
акриловой кислот

И др.

Пропио турбулентные
присадки

CDR-1Q2 — раствор высокомолеку-
ляряэго угжводорода в сгЕЦваль-
вом растворе;

"Виол" — 10 %-й раствор в гепгаж
сополимера а-ожфинов

ДРУГИЕ ПРОДУКТЫ
НЕФТЕХИМИИ
И ХИМИЧЕСКИХ
ПРОИЗВОДСТВ

Водорастворимые
полимеры
полиакриламид
(ПАА, АМФ, пушер, сепарая);
полиэтиленоксид (ПОЭ, полиокс);
поливиянлпный спирт (ПВС);
полиакрилонитрил (ПАН);
карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ)
и др.

Рис. 2.5. Основные группы химических реагентов для трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов
СО

Рис. 2.6. Схема химизации трубопроводного транспорта нефти
2.2.	История создания и производства реагентов
для трубопроводного транспорта

В настоящее время в трубопроводном транспорте нашло приме-
нение в силу своей технико-экономической эффективности боль-
шое количество синтетических и химических веществ. История со-
здания каждой группы этих реагентов очень индивидуальна, но
тесно и неразрывно связана с историей развития химической про-
мышленности.

Анализ литературных источников, архивных материалов
и производственно-технических документов показал, что наиболее
часто используемыми в трубопроводном транспорте являются неио-
ногенные ПАВ, а также полиакриламид и его производные. В связи
с этим представляет интерес история создания и производства этих
веществ.

2.2.1.	История создания
поверхностно-активных веществ

Первыми реагентами, которые использовались для гидротран-
спорта высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепро-
дуктов и очистки трубопроводов и емкостей, стали ПАВ.

Широкое применение полиакриламидов было обусловлено,
с одной стороны, успехами современной синтетической химии,
а с другой — технико-экономической эффективностью этих
веществ.

Методы синтеза ПАВ в большинстве случаев основаны на по-
следовательном проведении общеизвестных реакций органической
химии. Выбор методов синтеза обусловлен не только простотой
проведения реакции, но и возможностью получения более чистых
продуктов.

Появление новых реакций и новых веществ обусловлено в ос-
новном экономическими причинами и легкостью проведения про-
цесса их получения. При этом стараются исключить процессы,
протекающие при высоком давлении.

Современная классификация ПАВ основана Шварцем и Перри
на терминологии, которая была принята на III Международном
54
конгрессе по ПАВ в г. Кельне и рекомендована Международной
организацией по стандартизации (ISO) в 1960 г. Основу ее состав-
ляет химическая структура соединений, которая позволяет выде-
лить четыре основных класса ПАВ: анионоактивные, катионоак-
тивные, неионогенные и амфотерные. Представители каждого из
этих классов различаются не только химическим строением, но
и основными коллоидно-химическими свойствами, а также сани-
тарно-гигиенической характеристикой.

Первые сведения о ПАВ анионного типа относятся еще к
VIII в., когда началось производство солей карбоновых кислот из
растительных и животных жиров, известных под названием мыла.
На Руси этот процесс начался по меньшей мере с X в.

Катионные ПАВ приобрели промышленное значение начиная
с 1935 г., когда были открыты их бактерицидные свойства.

История же создания неионогенных ПАВ связана с необходимо-
стью практического использования сырья или полупродукта, став-
ших избыточным в своем производстве. На их основе сделаны но-
вые изобретения, получившие широкое применение в различных
областях народного хозяйства.

Например, после первой мировой войны на заводах фирмы
BASF в Людвигсгафе отпала необходимость в этиленхлоргидрине
вследствие видоизменения метода получения индиго по методу
Хойманна и встал вопрос о новых областях применения этого про-
дукта. В 1923 г. специалисты фирмы BASF стали использовать
этиленхлоргидрин для получения окиси этилена, производные ко-
торой сразу нашли свое применение в текстильной промышленно-
сти. Так, триэтаноламин оказался пригодным при крашении и пе-
чатании красителями.

В результате полимеризации окиси этилена при 120 °C в при-
сутствии едкого кали в качестве катализатора были получены пер-
вые продукты с длинной полигликолевой цепью — так называе-
мые карбоваксы.

Аналогичные продукты стали производить также и в США.
В 1925 г. фирма Union Carbide and Carbon Corp, смонтировала
в Южном Чарльстоне мощную установку по производству окиси
этилена через этиленхлоргидрин. Вначале из окиси этилена произ-
водили этиленгликоль, затем гликолевые эфиры, этаноламины
и карбовакс различных марок.
В Германии вслед за получением гликолей, карбовакса и эта-
ноламинов начали выпускать продукты присоединения окиси эти-
лена к таким низкомолекулярным соединениям, как глицерин,
фенолы, сорбит и др. Оксиэтилированные эфиры сорбита и ман-
нита под торговым названием "твин" нашли широкое применение
в 1960-х гг. в качестве эмульгаторов.

В патенте I. G. Farbenindustrie 1930 г., авторами которого яв-
лялись Гентрих, Кепплер, описан метод получения оксиалкилами-
нов с использованием окиси этилена, и уже в этом патенте есть
упоминание о поверхностно-активных свойствах оксиэтилирован-
ных продуктов. Однако впервые исследование механизма прида-
ния такого свойства, как растворимость, гидрофобным веществам
в результате присоединения к ним окиси этилена было проведено
Шеллером. Именно он занимался подробным исследованием этого
нового класса поверхностно-активных неионогенных веществ.

Полученные в сентябре 1930 г. Шеллером продукты присоеди-
нения окиси этилена к олеиновой кислоте уже обладали очень хо-
рошими смачивающими и моющими свойствами. Дальнейшие ис-
следования проводили ускоренными темпами.

В октябре 1930 г. Шеллер предложил получать оксиэтилиро-
ванные соединения с более длинными полиэтиленгликолевыми це-
пями. Совместно с Витвером в заводской лаборатории BASF было
начато получение оксиэтилированных соединений.

В 1934 г. фирма Rohm a. Haas (Филадельфия) получила ок-
сиэтилированные алкилфенолы, в настоящее время являющиеся
важнейшими представителями неионогенных ПАВ, которые нашли
свое применение и в нефтяной промышленности.

С тех пор как в 1930 г. был открыт новый класс поверхностно-
активных соединений (оксиэтилированные вещества), привлекший
к себе внимание многих исследователей, он непрерывно пополнял-
ся новыми типами соединений.

В связи с увеличивающимся спросом на эти соединения непре-
рывно возрастало их производство. В нашей стране уже в 1959 г.
производились неионогенные ПАВ, среди которых особенно хоро-
шо известны оксиэтилированные алкилфенолы, выпускаемые под
марками ОП-7, ОП-10 и др.

Вначале основным потребителем оксиэтилированных веществ
являлась текстильная промышленность. К 1960 г. появились новые
потребители, в т. ч. нефтяная промышленность.
2.2.2.	История развития производства присадок
на основе полиакриламида

Высокие темпы развития химической промышленности обеспе-
чивают расширение производства новых прогрессивных видов по-
лимерных материалов и их внедрение в различные отрасли народ-
ного хозяйства. К числу таких полимерных материалов относятся
полиакриламид и его производные.

Исходным сырьем для производства полиакриламида является
ацетилен. При расчете эффективности использования различных
видов сырья для синтеза полиакриламида следует принимать во
внимание показатели его производства на базе ацетилена, получае-
мого наиболее экономичным методом в условиях различных райо-
нов. При этом необходимо учитывать три типа районов:

—	с большими ресурсами углеводородного сырья и со средней
себестоимостью энергетических средств;

—	с ограниченными ресурсами углеводородного сырья, осо-
бенно природного газа, и с низкой себестоимостью энергетических
средств;

—	располагающие ресурсами природного газа и дешевыми
энергетическими средствами.

В условиях районов первого и второго типов наиболее эконо-
мичным методом получения ацетилена является высокотемператур-
ный пиролиз бензина, в условиях районов третьего типа — терми-
ческий пиролиз и электрокрекинг метана природного газа. Следу-
ет учитывать также стоимость требуемых для получения акрилами-
да серной кислоты, извести и аммиака, а для получения
производных полиакриламида — дополнительно формальдегида,
сульфита, аминов и других продуктов.

В 1945 г. опубликованы данные о промышленных методах полу-
чения акриламида и акриловой кислоты (патент США, 1945 г.) —
промежуточных продуктов в процессе получения полиакрилами-
да. Акриламид вместе с акриловой кислотой получали омылением
акрилонитрила серной кислотой при температуре 80-100 °C.
Выход акриловой кислоты зависел от длительности процесса омы-
ления и концентрации серной кислоты. Чем слабее концентрация
кислоты и длиннее процесс омыления, тем выше выход акриловой
кислоты.

В СССР промышленный способ получения кристаллического
акриламида освоен в 1961 г.

Начальная стадия получения полиакриламида в производ-
ственных условиях сводится к омылению акрилонитрила серной
кислотой. Промышленные способы очистки полученного акрил-
амида различны.

Согласно некоторым патентам, акриламид не выделяется из
реакционной массы. Всю массу подвергают полимеризации в при-
сутствии инициаторов перекисного типа. Такой способ описан
в швейцарском патенте.

В зависимости от вида нейтрализующего агента на разных
предприятиях получают ПАА, загрязненный теми или иными при-
месями. Как правило, полимеризацию А А проводят в таре, от-
правляемой потребителю, при этом получается водный гелеобраз-
ный 6-8 % раствор ПАА (ТУ 6-01-1049-76). Плотность 8 %-го вод-
ного раствора 1020-1030 кг/м3, температура кипения — 100,5 °C,
температура застывания минус 1 °C; молекулярная масса ПАА —
до 5-106.

Получение полиакриламида в ФРГ и США описывается в па-
тентах ФРГ (1956 г., 1965 г.); США (1958 г.); Швейцарии (1954 г.).

Этот полиакриламид нашел свое применение в основном в тек-
стильной промышленности в качестве клея.

Растворимый полиакриламид с высоким молекулярным весом
получают также полимеризацией акриламида в смеси растворите-
лей, состоящей из ацетона и воды, содержание которой в смеси
должно быть не более 10 %. Концентрация мономера в смеси ра-
створителей составляет 10-25 %. Полимеризацию проводят в при-
сутствии перекиси циклогексанона или гидроперекиси кумола.
Например, в автоклаве емкостью 1000 л в смеси, состоящей из
510 кг ацетона и 30 кг воды, растворяют 60 кг акриламида и при
температуре 30 °C под давлением азота 1-2 ат вводят 120 мл
50 %-го раствора циклогексана в циклогексаноне и 2,4 л 10 %-го
кислого сернокислого натрия. Добавление инициатора повторяют
ежечасно. После четырехчасового индукционного периода начина-
ется полимеризация, которая заканчивается через 4 ч. Во время по-
лимеризации температуру поддерживают равной 40 °C. Полимер
выпадает в виде мелких зерен и полностью растворяется в воде.

В СССР в производственных условиях полиакриламид впер-
вые был получен в 1958 г. на установке Ясиновской углеобогати-
тельной фабрики. Технология этого нового производства была со-
здана Институтами галургии и высокомолекулярных соединений
АН СССР. По этому способу процесс получения полиакриламида
проходит в три стадии:

1)	омыление акрилонитрила серной кислотой;

2)	нейтрализация сульфата акриламида известью и выделение
акриламида в свободном состоянии в виде водного раствора;

3)	полимеризация акриламида в присутствии окислительно-
восстановительной системы.

Начальной стадией процесса является образование акрилами-
да. Реакцию омыления проводят в реакторе, снабженном обрат-
ным холодильником для конденсации паров акрилонитрила. Гер-
метически закрывающийся реактор выполняют из кислотоупорно-
го материала. Перед подачей акрилонитрила серную кислоту
в реакторе разбавляют до концентрации 85 %. Температуру подни-
мают до 50-55 °C. Акрилонитрил из мерника малыми порциями
подают в реактор каждые 6 мин. Реакция омыления протекает
с выделением большого количества тепла. Температуру поддержи-
вают равной 85—95 °C. В случае подъема температуры выше 100 °C
в рубашку реактора подают холодную воду (около 18 °C). Конеч-
ная стадия омыления акрилонитрила протекает при температуре
100-105 °C. Нагревание происходит за счет тепла реакции, причем
в конце реакции подачу холодной воды в рубашку реактора прекра-
щают. На этой стадии завершается омыление акрилонитрила.

Охлажденный до 20 °C раствор самотеком поступает в реактор
для нейтрализации. Нейтрализацию проводят известковым моло-
ком небольшими порциями во избежание выброса. Температура,
при которой идет нейтрализация, не должна превышать 45 °C.
Нейтрализацию заканчивают, когда pH = 9. Полученная после
нейтрализации масса поступает на нутч-фильтр. После фильтра-
ции раствор акриламида должен быть прозрачным. Присутствие
взвеси не допускается. Фильтрат разбавляют до содержания
в нем 8 % акриламида из расчета на сухой акриламид.

Для быстрого определения содержания акриламида в растворе
измеряют показатель преломления. Перекристаллизованный из
бензола акриламид высушивают до постоянного веса при 45 °C. Из
такого акриламида с температурой плавления 85 °C приготовляют
водные растворы следующих концентраций: 3, 5, 6, 7, 8, 9, 10,
12 %. Показатели преломления полученных растворов измеряют на
рефрактометре ИРФ-22 при температуре 20 °C. На основании по-
лученных измерений строят график зависимости показателя пре-
ломления от концентрации акриламида.

Определив показатель преломления испытуемого раствора ак-
риламида, находят по калибровочной кривой процентное содержа-
ние акриламида.

Полимеризацию водного раствора акриламида проводят
в окислительно-восстановительной системе в присутствии ускори-
теля триэтаноламина. Сначала добавляют 0,25 % триэтаноламина
в 8-9 %-й раствор акриламида, а затем после перемешивания до-
бавляют смесь инициаторов — 0,5 % персульфата калия и 0,14 %
гидросульфита натрия. Температуру во время полимеризации под-
держивают в пределах 28—30 °C. Полимеризация проходит за 24 ч.
Выход полимера практически равен 100%.

Полученный полимер представляет собой вязкий раствор. При
употреблении его разбавляют водой до 0,25-0,5 %-го содержания
полиакриламида. При отправке потребителям его не разбавляют,
а заливают обычно в бидоны или в другие сосуды емкостью 50 л.

Необходимо отметить, что работа с акрилонитрилом требует
особой осторожности и строгого выполнения правил по технике бе-
зопасности, так как акрилонитрил легко летуч, имеет температуру
вспышки 0-2 °C и ядовит. Попадание на кожу вызывает сильные,
долго не заживающие ожоги. Разгрузку из цистерн необходимо
производить вихревым насосом, акрилонитрил хранить в емко-
стях, зарытых в землю. Акрилонитрил быстро полимеризуется,
и поэтому к нему добавляют ингибитор полимеризации.

Согласно технологической схеме получения полиакриламидов
(рис. 27), аппараты расположены таким образом, что осуществля-
ется самотек. Три насоса предназначены для подачи акрилонитри-
ла и серной кислоты в напорные баки и для откачивания отфильт-
рованного раствора акриламида в сборник. Установка оснащена
контрольно-измерительными приборами как по замеру количества
сырья, поступающего в технологический процесс, так и по регист-
рации температуры на всех стадиях процесса. В аппаратах не дол-
жно быть медных деталей, так как медь является сильным ингиби-
тором полимеризации.

: По вышеописанной технологии ПАА получали на Брянском
Рис. 2.7. Технологическая схема получения полиакриламида: / — мерник
для акрилонитрила; 2 — мерник для кислоты; 3 — конденсатор для паров
акрилонитрила; 4 — дозатор для воды; 5 — мешалка для известкового молока;
6 — реактор полимеризации; 7 центрифуга; 8 — сборник для фильтрата;
9 — центробежный насос; 10 вакуумный насос; 11 — нутч-фильтр; 12 —
реактор для нейтрализации; 13 — реактор для омыления; 14 — мерник для
воды
фосфоритовом, Березниковском анилинокрасочном, Кадиевском
и Ясиновском коксохимических заводах, Калужском калийном
и Усть-Каменогорском свинцово-цинковом комбинатах. Получен-
ные на этих заводах продукты являлись высокомолекулярными
соединениями с молекулярным весом (4,5-5,5) • 106.

Отечественный полиакриламид выпускали также под маркой
АМФ. Отличие технологического процесса получения такого по-
лиакриламида от технологического процесса получения вышеопи-
санного полиакриламида заключается в том, что акриламид не
выделяется из реакционной массы и сразу после нейтрализации
сульфата акриламида поступает на полимеризацию.

Технологическая схема получения АМФ представлена на
рис. 2.8. В реактор заливают 84,5 %-ю серную кислоту из расчета
один моль кислоты на моль воды й моль акрилонитрила. В каче-
стве ингибитора полимеризации применяют порошкообразную
серу или раствор метиленового синего. Смесь нагревают до темпе-
ратуры 90-100 °C, затем в реактор медленно и равномерно при ра-
ботающей мешалке вводят акрилонитрил. Вследствие экзотерми-
ческой реакции температура смеси поднимается выше 100 °C.
Охлаждение реактора для предотвращения дальнейшего повыше-
ния температуры производят пропусканием холодной воды (17—
18 °C) через рубашку реактора.

Добавление акрилонитрила проводят в течение 1 ч с выдерж-
кой при этой температуре в течение 45 мин. Реакционную массу
после охлаждения разбавляют водой и нейтрализуют аммиаком.

Нейтрализацию проводят при 30 °C до pH = 3,5-4. Получен-
ный раствор охлаждают до 20-30 °C и разбавляют водой до кон-
центрации 6-7 %. Раствор акриламида полимеризуют без выделе-
ния его из смеси вместе с сульфатом аммония. В качестве инициа-
тора полимеризации применяют надсернокислый аммоний, акти-
вированный сернистокислым натрием. Инициаторы добавляют
в виде 10 %-х растворов. Полимеризация заканчивается в течение
3—6 ч. Образующийся полимер представляет собой вязкую массу.
После высыхания на воздухе полимер образует легкий хрупкий
материал. Флокуляционная способность полученного полимера
АМФ аналогична флокуляционной способности сепарана-2610
(американский продукт).

В 1969 г. основными потребителями полиакриламида являлйсь
Рис. 2.8. Технологическая схема получения АМФ: / — обратный холодиль-
ник; 2 - расходный бак для серной кислоты; 3 — расходный бак для акри-
лонитрила; 4 - реакционный сосуд; 5 — расходный бак для сульфата аммо-
ния; 6 — расходный бак: для аммиачной воды; 7 — реактор; 8 — вакуумный
фильтр; 9 — емкости для полимеризации
такие отрасли народного хозяйства, как горнорудная, угольная,
бумажная, текстильная, сахарная.

Кроме того, полиакриламид использовался в производстве
строительных материалов, в дорожном строительстве, в содовом
производстве, в процессах очистки воды, улучшения структуры
почвы и в производстве гранулированных удобрений.

Однако спустя 10 лет, к 1979 г., одним из значительных потреби-
телей этого высокополимера стала нефтяная отрасль. Полиакриламид
стали эффективно применять в нефтедобывающей промышленно-
сти, а затем и в области трубопроводного транспорта.

В 1979 г. выпускали различные марки полимеров и сополиме-
ров акриламидов, различающиеся как молекулярной массой, так
и содержанием дополнительных к амидным функциональных
групп:

в СССР — полиакриламид, АМФ, ПАНГ;

в США - сепаран NP-10, NP-20, АР-30, АР-273, 2610, маг-
нафлок 905N, 837А, РАМ, цианамер Р-250, полихолл-27, 295,
ЕТ-597, эирфлок-3000, 3171, суперфлок-16;

в ФРГ - ДТ-120;

в Канаде — ретенна-423 и др.

В ряде случаев научные разработки химических составов обес-
печивают не только повышение эффективности и снижение стоимо-
сти реагентов, но и позволяют утилизировать отходы различных
химических и пищевых производств.

Нефтегазодобывающим управлением "Долинанефтегаэ" и Цен-
тральной научно-исследовательской лабораторией производствен-
ного объединения "Укрнефть" разработан состав для борьбы с ас-
фальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО) и парафино-
выми пробками в трубах; резервуарах, при добыче, транспорти-
ровке и хранении нефти, в качестве компонентов которого
используются вторичные ресурсы — отходы химической и масло-
жировой отраслей промышленности. Так, в жиросодержащем
эмульгаторе содержится отход рафинации масел и жиров, обрабо-
танный хлористым кальцием, а в качестве щелочесодержащего
компонента применяют отход производства полиэтиленполиамина
со стадии выпаривания аминов (ОПЭПА) после обработки NaOH.

Использование состава позволяет повысить эффективность де-
парафинизации и удаления парафиновых пробок. При этом со-
64
кращаются затраты времени на депарафинизацию. Содержащиеся
в концентрате кальциевые мыла выполняют функцию эмульгато-
ра. Содержащийся в ОПЭПА гидроксид натрия омыляет оставши-
еся в концентрате свободные жирные кислоты с образованием на-
триевых мыл, которые также выполняют функцию эмульгатора.
Следовательно, в состав не требуется вводить целевые гидроксиды
щелочных и щелочноземельных металлов для получения эмульгато-
ров мыл.

Таким образом, состав для борьбы с АСПО имеет высокую
эффективность удаления отложений при одновременном снижении
стоимости состава.

Башкирским государственным научно-исследовательским
и проектным институтом нефтяной промышленности разработан
состав для удаления АСПО, включающий керосиновую фракцию
и кислородсодержащие соединения, в качестве которых использу-
ется безводный слой отхода производства бутиловых спиртов со
стадии ректификации.

Отходы ("головка") являются попутным продуктом и выделя-
ются при ректификации бутиловых спиртов. Утилизируют их
в смеси с другими легкокипящими углеводородами путем дозиро-
вания в бензиновые фракции.

В составе не содержатся компоненты, которые могли бы ока-
зать отрицательное влияние на подготовку, транспорт и переработ-
ку нефти.

Волго-Уральским научно-исследовательским и проектным ин-
ститутом по добыче и переработке сероводородсодержащих газов
и Всесоюзным институтом по подготовке к транспортировке и пе-
реработке природного газа разработан состав для предотвращения
отложения парафина в промысловом оборудовании, который может
быть использован при добыче, подготовке и транспортировке сырья.

Состав содержит кубовый остаток производства алкиларил-
сульфонатов на основе парафиновых углеводородов С8-С20 (50-
80 мае. %) и диалкилнафталин (остальное).

Кубовый остаток является отходом производства алкиларил-
сульфонатов. Сведений по использованию ранее кубового остатка
в литературе не обнаружено.

Предлагаемый состав, по сравнению с известным, обеспечивает
повышение эффективности предотвращения парафиноотложения
на 40 и уменьшение вязкости углеводородного конденсата на 31 %,
что позволяет сократить затраты на очистку газопромыслового
оборудования и трубопроводов от отложения парафина, а также
сократить энергетические расходы при перекачке углеводородного
конденсата. Кроме того, улучшается технологичность применения со-
става, так как снижается температура его застывания на 59-66 °C.

Всесоюзным научно-исследовательским и проектным институ-
том по нефтепромысловой химии разработан состав для удаления
АСПО, содержащий легкую пиролизную смолу и бутилбензоль-
ную фракцию, которая является побочным продуктом производ-
ства изопропилбензола. Может использоваться в системах добычи,
транспорта и хранения нефти.

Сибирским научно-исследовательским институтом нефтяной
промышленности разработан состав для борьбы со смоло-парафи-
новыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании, содер-
жащий кубовые остатки, которые являются вторичным сырьем
производства бутиловых спиртов методом оксосинтеза на химиче-
ских заводах.

Являясь поверхностно-активными веществами, компоненты кубо-
вых остатков бутиловых спиртов характеризуются высоким проника-
ющим действием в АСПО, ослабляют структурно-механические связи
в отложениях парафина и, как следствие, в сочетании с углеводород-
ным растворителем, каким является гексановая фракция, способству-
ют более интенсивному их растворению. Кроме того, кубовые остатки
являются хорошим диспергатором, образуют устойчивую дисперсию
парафина в нефти и препятствуют вторичному осаждению его из ра-
створа при изменении термодинамических условий.

Изобретение может быть использовано в системах добычи,
транспорта и хранения нефти.

Московским институтом нефти и газа им. И. М. Губкина раз-
работан способ предотвращения парафиноотложения из парафини-
стого газоконденсата в нефтепромысловом оборудовании и трубо-
проводах. В газоконденсат вводят ингибитор, в качестве которого
используют остаток вакуумной перегонки мазута — гудрон в ко-
личестве 0,01-1,00 мае. %. Ингибитор можно вводить непосред-
ственно в сырьевой поток без предварительного растворения.

Центральной научно-исследовательской лабораторией произ-
водственного объединения "Оренбургнефть" разработан состав для
удаления АСПО, содержащий в качестве добавки водонераствори-
мый продукт, плотность которого меньше единицы, самотеком сли-
вается периодически в емкость для хранения полимеров — отход
производства изопропилового спирта (ОПИС) со стадии гидролиза
изопропилового экстракта (продукта взаимодействия пропилена
с серной кислотой).
Глава 3

Применение химических реагентов

ПРИ ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ

В результате отсутствия или недостаточности деэмульсации до-
бываемых нефтей на промыслах значительная часть нефти попада-
ла на нефтеперегонные заводы с эмульсией, что вызывало ряд ос-
ложнений в переработке. Наличие воды в перерабатываемой
эмульсионной нефти вызывало значительный непроизводственный
перерасход топлива на установках, увеличение давления в аппа-
ратуре, что приводило к износу оборудования, образованию течей
в соединениях.

Наиболее серьезной проблемой при переработке эмульсионных
нефтей являлось наличие в них солей, отлагавшихся в аппаратуре,
забивавших ее и вызывавших коррозию. Наибольшие отложения
вызывали стойкие эмульсии, в которых соль находилась во взве-
шенном состоянии и не отделялась в отстойных резервуарах, грязе-
отделителях. При соприкосновении с горячими поверхностями теп-
лообменников, труб, кубов эмульсия разрушалась с выделением
солей и других механических примесей. Отложения были настоль-
ко значительны, что теплообменники, нагревательные трубы и кубы
забивались солью уже через несколько дней. После этого печь прихо-
дилось останавливать и промывать горячей водой. Таким способом
удавалось достаточно быстро и полностью удалять соль из труб.

В зависимости от содержания воды, хлористых солей и меха-
нических примесей товарные нефти разделены на три группы
(табл. 3.1).

Подбор реагента-деэмульгатора проводили в зависимости от
эмульсионности нефти (табл. 3.2).

Коррозия нефтеперегонной аппаратуры при перегонке зольни-
стых эмульсионных нефтей вызывалась наличием хлористых солей
MgCl2, CaCl2, NaCl, всегда входящих в состав золы эмульсий.
Подвергаясь гидролизу в присутствии воды при повышенных тем-
пературах, эти соли образовывали соляную кислоту, разъедаю-
щую нагревательные трубы, колонны, конденсаторы. Возникла
Таблица 3.1

Физико-химические свойства товарной нефти

Показатель	Норма для группы		
	1	2	3
Содержание воды, %, не более	0,5	1,0	1,0
Содержание хлористых солей, мг/л, не более	100	300	1800
Содержание механических примесей, %, не более Давление насыщенного пара при температуре	0,05	0,05	0,05
в пункте сдачи нефти, КПа, не более	66,66	66,66	66,66

Таблица 3.2

Классификация нефтей по эмульсионности

Группы	Эмульсионность	Физико-химическая характеристика нефтей			
		Плапюсгь, кг/м3	Кинематике- ская вязкость, 10"6 м2/с	Содержание, %	
				СМОЛ	асфальте- нов
1	Высокоэмульсионные	860-890	Выше 15	8-20	2,0-4,0
2	Среднеэмульсионные	840-860	7-12	5-8	0,6-1,5
3	Низкоэмульсионные	700-840	4-8	до 5	0,7-1,0

необходимость обеспечения нефтеперегонных заводов обезвожен-
ными, обеззоленными нефтями, что позволило бы предотвратить
быстрый износ оборудования, увеличить производительность заво-
дов, позволить выработку товарной и качественной продукции.
Несмотря на актуальность отмеченных обстоятельств, проблеме де-
эмульсации уделялось недостаточно внимания.

На промыслах предпочитали сжигать эмульсии в прудах, не-
жели заниматься их разложением. В 1930-х гг. большую часть
эмульсий не подвергали разложению, а спускали в амбары для от-
стоя или же откачивали в нефть, загрязняя ее. Проведение иссле-
дований по деэмульсации, проработка некоторых методов и вне-
дрение их происходили большей частью кустарно, неорганизован-
но, без достаточного изучения имеющихся литературных данных,
американского опыта. В качестве примера можно привести способ
Раюка, применявшийся на грозненских промыслах и являвшийся
дорогостоящим, малопроизводительным и совершенно устаревшим.
Несмотря на это, установка Раюка являлась в течение длительного
времени единственным методом деэмульсации, применявшимся
в Грозном.

Вторым примером нерационального метода деэмульсации счи-
тался способ Буха, заключавшийся в обработке эмульсии регене-
рированной серной кислотой. Поскольку этот реагент вызывал
усиление коррозийных свойств нефти, операции деэмульсации
с последующей промывкой водой приходилось производить в от-
крытых амбарах. Связанные с этим методом операции были слож-
ны, громоздки, необходимость хранения нефти в ямах была сопря-
жена со значительными потерями бензиновых фракций. Несмотря
на все эти отрицательные моменты, способ Буха применяли в про-
мышленном масштабе для деэмульсации калинской нефти.

Между тем в американской практике было известно о приме-
нении ряда значительно более рациональных методов — электри-
ческих, химических и др. Разрешение вопросов деэмульсации
в, значительной степени задерживалось также и тем, что промысло-
вики не считали необходимым заниматься этим вопросом, полагая,
что деэмульсацию должны производить переработчики.

Простейшим методом разложения или отстоя эмульсий являлся
отстой и отогрев. Этот метод, не требующий никаких хлопот и
специального оборудования, наиболее охотно применяли на про-
мыслах и заводах.

Увеличение добычи эмульсий сопровождалось также повыше-
нием их стойкости, а целый ряд эмульсий совершенно не подда-
вался отстою в резервуарах. Многие нефти при отстое—отогреве
только отделяли эмульсию с содержанием 50-60 % воды, но разло-
жение ее при этом не происходило. Поэтому применение отстоя для
деэмульсации было ограничено, тем более что длительный отстой
требовал дополнительной емкости, а усиление подогрева деэмуль-
сированной нефти, которое ускоряло деэмульсацию, исключалось
вследствие значительных потерь легкокипящих фракций нефти
и большого расхода топлива.

Дальнейшим усовершенствованием теплового метода деэмуль-
сации являлось применение огневых и паровых подогревателей
для нагрева эмульсии до 100 % и выше. Такое повышение темпера-
туры увеличивало скорость и полноту разложения эмульсии, но
вызывало и ряд отрицательных моментов: дороговизну, сложность
оборудования, нерациональный расход топлива на нагрев, так как
70
в большинстве случаев деэмульсированную нефть во избежание
потерь бензина приходилось охлаждать. Кроме того, тепловой ме-
тод в большинстве случаев не давал удовлетворительных результа-
тов, это было подтверждено результатами исследований деэмуль-
сации ишимбаевской, небитдагской, калинской нефтей.

Электрические способы деэмульсации, если они не требовали
значительных расходов электроэнергии, были более рациональны,
чем предыдущие. Наилучший результат давал способ Кэйджо,
требовавший совершенно незначительного расхода электроэнергии.
Однако испытания этого метода применительно к эмульсиям арте-
мовской и калинской нефтей, произведенные в 1934 г. ГИНИ
и АзНИИ, показали, что разложение эмульсии при этом происхо-
дит далеко не полное. Помимо этого существенным минусом элект-
родеэмульсационных установок являлась их несомненная опас-
ность для обслуживающего персонала (установка работала при на-
пряжениях до 100 тыс. В), а также опасность в отношении пожа-
ров и взрывов. Возможность применения электрических методов
деэмульсации была еще совершенно не проработана.

Сущность химических методов заключалась в добавлении
к эмульсии или к нефти тех или иных реагентов-деэмульсаторов
и в последующем отстое от воды и грязи. Все необходимое обору-
дование для этого: небольшой бачок для реагентов с подводкой
в него растворителя, в качестве которого иногда использовали ту
же нефть; устройство для перемешивания раствора в бачке; паро-
вой нагревательный змеевик, подкаченный насос и трубопровод.
Раствор реагента подкачивали непрерывно в трубопровод, по кото-
рому нефть или эмульсию подавали в отстойный резервуар.
В целях ускорения отстоя деэмульсированное сырье подогревали
до 45—60 °C. В случаях, когда нефть выходила достаточно нагре-
той непосредственно из скважины, необходимость подогрева ис-
ключалась. Применение реагентов крайне упрощало задачу де-
эмульсации и могло практиковаться на промыслах и заводах. Су-
щественным преимуществом этого способа перед тепловым и элект-
рическим было то, что при нем не нужно было производить
какие-либо специальные операции с деэмульсируемым сырьем: на-
грев до высоких температур, перекачку и пр. Это позволило при-
менять химический способ для деэмульсации нефтей, содержащих
относительно небольшие количества воды и грязи (1—2 %), что
было чрезвычайно громоздко и дорого для других способов.
Химический метод деэмульсации применяли не только на спе-
циальных промысловых установках, но и непосредственно на неф-
теперегонных заводах. Для этой цели в нефть, поступавшую в ре-
зервуар или предварительно подогретую в регенераторах перед
входом ее в грязеотделитель, подкачивали раствор реагента. Поми-
мо того, химические методы позволяли наиболее полно отделить из
эмульсии не только воду, но и механические примеси, что явля-
лось важным преимуществом перед другими методами. В качестве
реагентов для химической деэмульсации применялись довольно
разнообразные вещества.

Как наиболее оправдавшие себя на практике реагенты-де-
эмульгаторы были отмечены нафтеновые кислоты, натровые соли,
их контакт, натровые соли контакта и кислые гудроны. Нафтено-
вые кислоты применялись для разбавления масляных эмульсий
и предотвращения эмульгирования масел при очистке и нефтей
при защелачивании. Деэмульгирующий эффект их был невелик
даже при относительно высоких расходах (1-1,5%), и поэтому
применение этого реагента не имело перспектив. Натровые соли
нафтеновых кислот (мылонафт) применяли с некоторым успехом
в Грозном для отстоя разложения в кубовой батарее относительно
нестойкой эмульсии. В лаборатории Бакинского завода им. Андре-
ева было установлено, что добавление высоленного мылонафта
в калинскую эмульсию в количестве 0,5-1,5 % разрушает ее в тече-
ние одного часа отстоя. Вследствие невысокой эффективности
и значительных затрат этот реагент не мог претендовать на приме-
нение в больших масштабах.

Контакт для некоторых эмульсий давал вполне благоприятные
результаты. Так, по данным Буха при затратах 0,1 и даже 0,08 %
этого реагента происходило достаточно эффективное обезвожива-
ние калинской эмульсии. В случае добавления в количестве 0,7 %
контакта, содержащего 29 % сульфокислот, к небитдагской нефти
при последующем отстое в течение 24 ч отделилось воды 40, а сни-
жение зольности было достигнуто только на 60 %. Контакт при на-
личии его в достаточных количествах и небольших расходах мож-
но было применять для обезвоживания малостойких эмульсий.

Кислые гудроны и свободная серная кислота представлялись
более эффективными реагентами в отношении обезвоживания неф-
тей и мазутов. В случае применения их на деэмульсационной установ-
ке "Азизбековнефть" достигалось полное обезвоживание эмульсий.
На промыслах трестов "Бугурусланнефть" и "Кинельнефть"
был применен комбинированный способ деэмульсации нефти — тер-
мохимический, при котором эмульсированную нефть нагревали
и обрабатывали химическим реагентом деэмульгатора НЧК (нейт-
рализованный черный контакт). Характеристика НЧК: уд. вес
1,05-1,08; воды по Дину и Старку 84-85; сульфокислот 14-15;
минеральных масел до 1,5%. Многочисленные лабораторные опы-
ты с бугурусланскими эмульсиями показали, что во всех случаях
увеличение дозировки НЧК сверх потребного для полной деэмуль-
сации нефти не давало отрицательного эффекта и ускоряло про-
цесс деэмульсации. Повышение температуры от 20 до 40 °C не ока-
зало существенного влияния на процесс деэмульсации, и отстой
при 20, 30 и 40 °C был одинаков. НЧК смешивали в коллекторе
с эмульсированной нефтью, смесь их поступала в теплообменник,
где ее подогревали и направляли дальше в резервуары для отстоя.
Отстоявшуюся нефть по магистральным нефтепроводам перекачи-
вали в резервуары товарного парка. Опыт применения термохими-
ческого способа деэмульсации с добавкой НЧК на промыслах тре-
ста "Бугурусланнефть" полностью себя оправдал. При существую-
щем технологическом режиме процесса обезвоживания нефть сда-
вали с содержанием воды 1—1,2 %. К числу основных недостатков
термохимического способа деэмульсации нефти относили потерю
легких фракций, использование которых в общем цикле деэмуль-
сации не предусматривалось.

В 1950-е гг. электрический метод получил широкое примене-
ние на действующих электрообезвоживающих и обессоливающих
установках. Метод электрической подготовки нефти обычно сопро-
вождался промывкой ее водой и применением деэмульгатора.
В качестве отстойников использовали горизонтальные цилиндри-
ческие аппараты, в которых времени для отстоя требовалось значи-
тельно меньше, и, следовательно, объем отстойников также был
меньший. Преимущество комбинированной электрообессоливаю-
щей установки, наряду с повышенной производительностью, за-
ключалось в том, что на ней можно было вести подготовку высоко-
вязких нефтей с большим содержанием воды и солей путем подачи
в нефть деэмульгатора и повышения температуры отстоя до 120—
140 °C, не понижая производительность.

Широкое применение на практике получили способы разруше-
ния нефтяных эмульсий, основанные на использовании отстаива-
ния, центрифугирования, термообработки, промывки в водном
слое, обработки в электрическом поле, фильтрации в пористых
средах, импульсных воздействий, вымораживания, выпаривания.
Все эти способы можно разделить:

—	по принципу естественного расслоения эмульсии на нефть
и воду в поле сил гравитации;

—	по методам интенсификации:

а)	разрушение бронирующих оболочек на глобулах воды
и снижение вязкости нефти (нагрев, деэмульгаторы, промывка
в водном слое, вымораживание);

б)	коалесценция и укрепление капель (коалесцирующие
фильтры, электрическое поле, гидродинамические коалесценторы,
ультразвук).

Все эти способы являются комплексными. Существует большое
разнообразие технологических схем разрушения нефтяных эмульсий.

Технологические схемы первой группы основаны на технологии
использования естественного различия в плотностях воды и нефти,
на использовании эффекта сближения и слияния капель друг
с. другом и слоем дренажной воды в гравитационном поле.

Технологические схемы второй группы основаны на использова-
нии эффекта теплового воздействия на бронирующие оболочки ка-
пель, приводящего к снижению их прочности, интенсификации
деэмульсации при снижении вязкости нефти и обеспечивающего
более быстрое осаждение капель. Составные элементы схемы: от-
стойные аппараты, нагревательные элементы для прямого нагрева
или теплообменные аппараты (рис. 3.’1).

Эмульсионную нефть из резервуара 1 насосом 2 подавали
в теплообменник 3 для подогрева горячей эмульсионной нефтью,
откуда она поступала в трубчатую печь 4, в которой ее дополни-
тельно подогревали до температуры 30-70 °C. Деэмульгатор из емко-
сти 6 с помощью дозировочного насоса 7 подавали в голову потока.

Перемешивание эмульсионной нефти с деэмульгатором происхо-
дило в насосе 2. При указанных температурах и применении высоко-
эффективных деэмульгаторов парафины, адсорбированные на бро-
нирующей оболочке капель воды, расплавлялись, происходило ос-
лабление их прочности. Вязкость нефти снижалась до 5 • 10-6 м2/с и яв-
лялась наиболее оптимальной для обезвоживания нефтяной эмульсии.

Недостатком применения трубчатых печей являлась повышен-
ная пожароопасность.
4

Рис. 3.1. Схема обезвоживания нефтяной эмульсии тепловым способом

В показанную на рис. 3.1 технологическую схему теплового
способа обезвоживания нефтяной эмульсии мог быть введен допол-
нительно паровой теплообменник. Недостатком данной схемы яв-
лялись потери легких фракций нефти, вызванные ее подогревом.
При подготовке нефтяных эмульсий на промысле по этой причине
потери составляли 0,7 % от веса исходной эмульсионной нефти.

Для снижения потерь нефти от испарения применяли систему
охлаждения и улавливания продуктов испарения (газовые обвяз-
ки), а процесс обезвоживания осуществляли под давлением, соот-
ветствующим температуре подогрева и ее углеводородному соста-
ву. Рекомендовали использование тепла воды, удаляемой из от-
стойника, для подогрева эмульсионной нефти и разрушения
эмульсии.

Технологические схемы третьей группы основаны на возмож-
ности интенсифицировать деэмульсацию нефти путем предвари-
тельной коалесценции капель воды в более крупные перед направ-
лением эмульсии на отстой после разрушения бронирующих обо-
лочек на глобулах воды.

Одним из деэмульгаторов, наиболее широко применяемых на
деэмульсационных установках, являлся НЧК, получаемый из от-
ходов производства керосинового или газойлевого контакта. Выра-
батывали и применяли также сульфонафтнейтрализованный кис-
лый гудрон от очистки масел олеумом. Оказалось возможным ис-
пользовать для производства деэмульгаторов кислые гудроны от
очистки трансформаторных масел, также содержащие высокомоле-
кулярные сульфокислоты.

НЧК и сульфонафты как деэмульгаторы имели существенные
недостатки, одними из которых являлись большой расход и высо-
кая их стоимость, несмотря на сравнительно низкую цену их при
изготовлении из отбросных продуктов — кислых гудронов.
Объяснялось это двумя причинами: 1) низкой концентрацией де-
эмульгирующих веществ в реагенте и 2) значительным расходом
щелочи на нейтрализацию кислых гудронов.

Деэмульсация нефтей весьма сильно зависела от характера
эмульсионных вод. В случае кислых эмульсионных вод рекомен-
довалось применение щелочных деэмульгаторов, в случае щелоч-
ных вод — кислых. Деэмульсационная активность НЧК сильно
зависела от pH его раствора, который устанавливали в зависимо-
сти от характера эмульсионных вод нефти.

Были найдены активные щелочные добавки для подщелачива-
ния НЧК в виде едкого натра, кальцинированной соды, извести
и щелочных отходов очистки. Щелочные отходы являлись наибо-
лее активной добавкой к НЧК в случае кислых эмульсионных вод
и позволяли обессоливать нефть до 30—40 мг хлоридов в литре при
полном отсутствии воды.

Добыча эмульсионных нефтей непрерывно возрастала. На
промыслах Башкирии количество эмульсионных нефтей в 1956 г.
составляло 54 % от добычи и в 1957 г. возросло до 60%. Значи-
тельно повысилась и стойкость многих эмульсий. Так, ромашкин-
ская нефть на заводских установках обессоливалась только до
100-120 мг/л, а на некоторых заводах — до 250-350 мг/л
и выше. Значительно легче эта нефть обезвоживалась на промыс-
лах с применением НЧК, но остаточное содержание в ней воды со-
ставляло около 2 %, вследствие чего на заводы нефть поступала
с содержанием солей 2500-3000 мг/л.

Электроустановки на промыслах и заводах не обеспечивали
разложения эмульсий, для чего было необходимо значительное ко-
личество НЧК. В целях удовлетворения этой потребности органи-
зовали производство НЧК сульфинированием газойля серной кис-
лотой. В связи с недостатком НЧК промыслы и заводы получали
его в количествах ниже требуемого. Необходимо было осуществ-
лять деэмульсацию и обессоливание нефти на промыслах так, что-
бы исключить необходимость вторичного обессоливания ее на заво-
76
дах. В связи с этим во ВНИИНП проводились работы по улучше-
нию качества НЧК и получению более эффективных нефтераство-
римых деэмульгаторов.

Аммиачные НЧК (полученные нейтрализацией кислого гудро-
на аммиаком) обладали более высокой поверхностной активно-
стью, чем натровые. На промысловых установках было подтверж-
дено, что аммиачный уфимский НЧК при расходе в 1,5 раза мень-
шем давал лучшие результаты обезвоживания нефти, чем натровые
НЧК.

За 1959-1960 гг. на промыслах и нефтеперерабатывающих за-
водах были проведены промышленные испытания неионогенных
ПАВ — КАУФЭ14, УФЭ8, ОП-7 и ОП-Ю — в качестве деэмульга-
торов нефтей при их обезвоживании и обессоливании. Деэмульга-
тор КАУФЭ14 являлся оксиэтилированным алкилфенолом со сте-
пенью оксиэтилирования 12—14, т. е. в этом реагенте на одну молеку-
лу алкилфенолов присоединяются 12-14 молекул окиси этилена.

Сырьем для его получения служил каменноугольный фенол,
алкилированный фракцией крекинг-керосина с пределами кипе-
ния 120-135°. Деэмульгатор УФЭ8 изготавливали также на базе
каменноугольного фенола, но подвергали его только оксиэтилиро-
ванию (без алкилирования) 7-8 молями оксиэтилена. Деэмульга-
торы ОП-7 и ОП-Ю являлись продуктами реакции моно- и диал-
килфенолов, получаемых на основе синтетического фенола
с окисью этилена. Степень оксиэтилирования равнялась 6—7 и 9—
10 соответственно. Деэмульгатор ОП-Ю был испытан в промыш-
ленных масштабах при обезвоживании зольненской, жигулевской
и калиновской нефтей. При этих испытаниях была получена кон-
диционная нефть при следующих расходах ОП-Ю (г/т): зольнен-
ская нефть — 100; жигулевская — 150; калиновская — 80. Расход
деэмульгатора НЧК при обезвоживании указанных нефтей состав-
лял 3-5 кг/т.

Проведенные промышленные испытания неионогенных ПАВ
УФЭ8, КАУФЭ14, ОП-7 и ОП-Ю подтвердили, что эти реагенты
являлись высокоэффективными деэмульгаторами по сравнению
с широко применявшимися НЧК и давали вполне удовлетвори-
тельные результаты по содержанию в товарной нефти воды и со-
лей. Применение их в качестве деэмульгаторов нефтей позволяло
снизить затраты на деэмульгаторы в 2—2,5 раза и в десятки раз со-
кратить расходы на их транспортирование.
В июне-ноябре 1962 г. на Московском нефтеперерабатываю-
щем заводе были проведены промышленные испытания новых по-
верхностно-активных деэмульгаторов 4411, 4422 и отечественного
поверхностно-активного деэмульгатора ОС.

Деэмульгаторы нефтяных эмульсий 4411, 4422 представляли со-
бой органические неионогенные поверхностно-активные вещества
типа полиалкиленгликолей с молекулярным весом 2500-3500. По-
лиалкиленгликоли этих деэмульгаторов содержали 68-69 % оксиэ-
тильных групп. 98 %-й раствор деэмульгаторов в метиловом спир-
те — подвижная жидкость, хорошо растворимая в воде с образова-
нием прозрачных растворов.

Деэмульгатор ОС — оксиэтилированные вторичные спирты.
Он представлял собой мазеобразное вещество, растворимое в горя-
чей воде при температуре 60-70 °C с образованием прозрачных ра-
створов. В результате промышленных испытаний указанных де-
эмульгаторов оказалось: что испытанные на промышленной ЭЛОУ
неионогенные деэмульгаторы при расходе 20-30 г/т (4411 и 4422)
и 35—40 г/т (ОС) давали вполне удовлетворительные результаты
по обезвоживанию и обессоливанию смеси татарских нефтей, рас-
ход деэмульгаторов 4411 и 4422 в 20—30 раз ниже расхода НЧК
при тех же качественных показателях обессоливания и обезвожи-
вания.

Нефть, добываемая на промыслах, всегда содержала некото-
рое количество эмульгированной пластовой воды с растворенными
в ней хлористыми солями натрия, магния и кальция. Хлористые
соли, содержащиеся в нефти, при перегонке нефти и крекинге гид-
ролизовались с выделением хлористого водорода, сильно корроди-
рующего аппаратуру и оборудование нефтеперерабатывающих за-
водов. Кроме того, соли отлагались в трубах теплообменников
и подогревателей нефти, снижая срок их службы. В пластовой
воде, соответствующей нефтям восточных месторождений, содержа-
ние хлористых солей было самое высокое и колебалось от 16 до 26 %.

В 1962 г. был установлен ГОСТ 9965 на нефть, поставляемую
с промыслов на нефтеперерабатывающие заводы, где предусматри-
валась такая подготовка нефти на промыслах, при которой содер-
жание воды в ней не должно превышать 0,1 % и солей 40 мг
на 1 л.

В дальнейшем для деэмульгирования нефтей стали использо-
ваться не одиночные ПАВ, а и их смеси. При этом преследовали
78
две цели. Во-первых, смесь нескольких ПАВ обладала более высо-
кой деэмульгирующей способностью, чем каждое отдельно взятое
вещество, т. е. наблюдался синергетический эффект. Во-вторых,
очевидна была целесообразность замены более дефицитного, доро-
гостоящего реагента другим.

В 1970 г. были проведены испытания в лабораторных и про-
мышленных условиях деэмульгирующего действия смеси катионо-
активного реагента АНП-2, представляющего хлористоводородную
соль первичного алкиламина (реагент вырабатывался Днепродзер-
жинским химическим комбинатом), и неионогенных деэмульгато-
ров — проксамин-385 и дисолван-4411 (фирма Hoechst, ФРГ).
Лабораторными и промысловыми испытаниями было показано, что
при обработке эмульсий нефтей смесью реагента АНП-2 и неионо-
генных деэмульгаторов типа блок-сополимеров наблюдался синер-
гетический эффект деэмульгирующего действия. В результате си-
нергетического эффекта суммарный расход АНП-2 и дисолвана
в промышленных условиях снижался на 5—20%.

При промысловой подготовке нефти замена чистого дисолвана
на смесь АНП-2 и дисолвана позволяла сократить расход дефицит-
ного импортного деэмульгатора в 2,2-2,5 раза.

Обезвоживание и обессоливание нефтей Арланского месторож-
дения имело ряд специфических особенностей, связанных с физи-
ко-химическими свойствами нефтей и пластовых вод. Нефти этого
месторождения относились к группе тяжелых смолистых с высо-
ким содержанием серы. В результате проведенных продолжитель-
ных испытаний была показана возможность применения реагента
АНП-2 для обезвоживания и обессоливания тяжелых высокосерни-
стых нефтей.

Все большее внимание уделялось вопросам внедрения в прак-
тику промысловой подготовки нефти маслорастворимых реагентов-
деэмульгаторов. Использование их для обезвоживания и обессоли-
вания нефтей по сравнению с водорастворимыми эффективно,
а ввод их менее трудоемок, так как присущие им физико-химиче-
ские свойства (низкая температура застывания, невысокая вяз-
кость) позволяли применять их в неразбавленном виде.

В НГДУ "Арланнефть" на Шушнурском УКПН для обессолива-
ния нефти применяли маслорастворимый деэмульгатор МБ С-48,
представляющий собой блок-сополимер окисей алкиленов. Резуль-
таты испытаний, полученные при обработке эмульсии нефти Арлан-
ского месторождения, показали, что применение маслорастворимого
реагента более эффективно, чем использование водорастворимого де-
эмульгатора — дисолвана-4411. Так, если расход дисолвана-4411
равен 183 г/т, то расход маслорастворимого деэмульгатора при
применении его в виде водной суспензии колеблется в пределах
125-157 г/т, в чистом виде — 70-80 г/т.

Были разработаны и предложены отечественные деэмульгато-
ры типа блок-сополимеров окисей этилена и пропилена — прокса-
нол-186, проксанол-305, проксамин-385, представляющие собой
неподвижные пастообразные вещества от желтого до светло-корич-
невого цвета с температурой плавления 31—37 °C. Пастообразная
консистенция создавала трудности при использовании их в про-
мысловых условиях (особенно в зимнее время года). Для извлече-
ния реагентов из бочек их необходимо было нагревать до 50—55 °C
в специальных плавильных печах, что увеличивало затраты на при-
готовление раствора реагента и делало процесс более трудоемким.
К тому же повышалась опасность при работе с деэмульгаторами.
С целью получения легкоподвижного продукта с температурой засты-
вания не выше минус 30 °C в Гипровостокнефти были проведены ра-
боты по улучшению товарных качеств реагентов-деэмульгаторов.

Поставленная задача решалась путем подбора соответствующе-
го растворителя, небольшое количество которого улучшало физи-
ческие свойства продукта; при этом деэмульгирующая способность
не ухудшалась.

Сложность химического состава отложений солей на нефтепро-
мысловом оборудовании месторождений Мангышлака, большое
содержание в них сульфатов кальция и бария предопределили
выбор методов борьбы с ними. Предотвращение отложений с помо-
щью химических реагентов-ингибиторов наиболее приемлемо. Но
подбирали их большей частью опытным путем в лабораторных
и промысловых условиях без раскрытия механизма ингибирования.

БашНИПИнефтью в лабораторных условиях была предвари-
тельно исследована эффективность некоторых ингибиторов отло-
жений солей на синтетических водах, близких по составу к пласто-
вым водам месторождений Мангышлака.

Из большого числа ингибиторов для условий Мангышлака
были рекомендованы триполифосфат натрия (ТПФН),ОЭДФ,
НТФ, ПАФ-13 — отечественного производства, а также Р-1, Р-2,
Р-3 и Р-4 — импортные.
На установках подготовки нефти НГДУ "Арланнефть", "Акса-
ковнефть", "Октябрьскнефть" и других внедрены новые техноло-
гические процессы подготовки нефти с применением более деше-
вых и технологичных реагентов-композиций на основе порошко-
вых полиэлектролитов. Сотрудники ВНИИСПТнефти совместно
с коллективом объединения "Башнефть" провели большую работу по
внедрению в производство разработанного институтом ГОСТ 9965-76
"Нефть. Степень подготовки нефти для нефтеперерабатывающих
предприятий. Технические условия".

На месторождениях Советского Союза при подготовке нефти
применяли большое количество отечественных и зарубежных де-
эмульгаторов. В результате достижений в области химии этих реа-
гентов значительно изменились технологии обезвоживания и обес-
соливания нефти.

Выбор деэмульгатора, обеспечивающего выполнение техноло-
гической функции на конкретном участке движения водно-нефтя-
ной эмульсии, представлял собой одну из важнейших задач техно-
логии. Другой важной проблемой являлась полнота использования
свойств деэмульгатора на последующих участках движения нефтя-
ной эмульсии. Если указанным задачам уделялось недостаточно
внимания, то перспектива получения требуемого качества нефти
оказывалась под вопросом.

При выборе деэмульгатора в Советском Союзе была утверж-
дена многостадийная структура исследований: от лабораторных
к опытно-промышленным. Однако применяемые методики были
настолько разнообразны, что при большом числе нефтяных место-
рождений и деэмульгаторов, а также при различной их технологи-
ческой функции не всегда можно было сделать достаточно обосно-
ванные обобщения. Кроме того, в методиках не всегда учитывалась
необходимость применения технологических приемов, которые от-
ражали особенности физического состояния, коллоидно-химиче-
ские характеристики деэмульгатора и климатические условия регио-
на. Наблюдались определенные затруднения при организации работ
по переводу отрасли на внедрение отечественных деэмульгаторов.

Выходом из сложившейся ситуации являлось принятие единой
методологии при подборе деэмульгаторов. Деэмульгатор выби-
рали с определения внешнего вида, температуры застывания
(ГОСТ 20287-74) и реологических свойств. Реагент должен быть
однородной жидкостью без взвешенных и оседающих частиц, по
температуре застывания и реологическим свойствам — соответство-
вать климатическим условиям нефтяного региона.

Оценка деэмульгирующей способности включала проведение
теплохимических опытов, после которых деэмульгатор с учетом его
молекулярно-массового распределения в нефти или пластовой воде
исследовали в процессах сброса воды на дожимных насосных стан-
циях и ступенях предварительного сброса воды или в процессах
глубокого обезвоживания на установке подготовки нефти. После
изучения условий разрушения конкретной нефтяной эмульсии, до-
стижения заданной технологической функции, получения удель-
ных расходов, расчета точки ввода и выбора технологических пара-
метров деэмульгатор проходил опытно-промышленные испытания.

Приведенная методика выбора деэмульгатора увеличивала ве-
роятность наиболее точного подбора реагента под условия опреде-
ленной установки подготовки нефти. Задача заключалась в дове-
дении методики испытаний по подбору деэмульгатора до уровня
ГОСТ или отраслевого стандарта.

Одной из важнейших задач нефтяной промышленности
в 12-й пятилетке являлся перевод объектов сбора и подготовки про-
дукции скважин на применение реагентов-деэмульгаторов отече-
ственного производства вместо дорогостоящих импортных.

В Казанском производственном объединении "Оргсинтез" был
намечен выпуск отечественных деэмульгаторов групп проксанола
и: проксамина. Товарная их форма представляла собой раствор ак-
тивной основы в метаноле (например, дипроксамин—157-65 М)
или в водно-метанольной смеси (например, проксамин—385-65,
проксамин-385-50, проксанол-305-65).

В НПО "Союзнефтепромхим" в 1982-1983 гг. разработали
безметанольную товарную форму реагента дипроксамина-157, полу-
чившего название СНПХ-44. Этот деэмульгатор представляет собой
50 %-й раствор дипроксамина-157 в смеси с кубовыми остатками про-
изводства бутанола, оксосинтезом и ароматическим растворителем.

Результаты испытаний показали достаточно хорошую деэмуль-
гирующую способность реагента-деэмульгатора СНПХ-44Н. На
основе полученных данных было принято решение о широком при-
менении деэмульгатора СНПХ-44Н в системе сбора и подготовки
девонских нефтей объединения "Татнефть". С февраля 1986 г.
в НГДУ "Азнакаевскнефть" начали его внедрение.

Увеличение обводненности добываемой нефти, использование
методов внутрискважинной и внутритрубной деэмульсации вызва-
ли необходимость разработки реагентов комплексного действия,
обладающих наряду с деэмульгирующими свойствами способно-
стью ингибировать коррозионные процессы.

Однако при выборе деэмульгатора для промысловой подготов-
ки нефти необходимо учитывать наличие сульфатвосстанавливаю-
щих бактерий (СВБ) в нефтепромысловых средах, поскольку
было выявлено, что некоторые используемые в практике химиче-
ские реагенты стимулируют развитие СВБ.

В результате научно-исследовательских работ в ОАО "НИИ-
нефтепромхим" был разработан реагент комплексного действия
СНПХ-4601 с необходимыми технологическими и эксплуатацион-
ными свойствами. Реагент предназначен для промысловой подго-
товки нефти и позволяет одновременно подавлять развитие СВБ,
защищать поверхность оборудования от агрессивного действия
нефтепромысловых сред.

В последние годы в отрасли проведена большая работа по со-
вершенствованию процессов подготовки нефти и воды на промыс-
лах. В связи с пересмотром ГОСТ 9965-76 "Нефть для нефтепере-
рабатывающих предприятий. Технические условия" изменился
подход к управлению качеством нефти.

Если раньше предусматривалось только достижение высокой
степени подготовки нефти (по содержанию воды, солей, механи-
ческих примесей, ДНП), то теперь дополнительно стали учитывать
физико-химические свойства нефтей: содержание серы, плотность
и другие потребительские характеристики.

Впервые разделены нормативно-технические документы на
нефть, сдаваемую с промыслов и транспортируемую потребителям
(ТУ 39-1435-89), на нефть для нефтеперерабатывающих заводов
(ГОСТ 9965-76) и на нефть для экспорта (ТУ 39-01-07-622-80).
Для рационального использования деэмульгаторов большое значение
имеет установление научно обоснованных норм их расхода. Для об-
легчения этих работ ВНИИСПТнефтью совместно с ВНИИОЭНГом
разработаны "Методические рекомендации по расчету норм расхо-
да деэмульгаторов на подготовку нефти".

Необходимым условием успешного обезвоживания и обессоли-
вания нефти при ее подготовке является применение высокоэффек-
тивных деэмульгаторов с использованием оптимальной технологии
обработки эмульсии, поскольку только они обеспечивали необра-
тимое разрушение защитных слоев на каплях эмульгированной
воды.

В Гипровостокнефти впервые в отрасли сформировано направ-
ление и создана методика разработки высокоэффективных де-
эмульгаторов. Она заключалась в детальном изучении влияния
строения молекул ПАВ определенного класса органических соеди-
нений на их деэмульгирующую способность.

Полученные закономерности позволили выявить наиболее эф-
фективную группу веществ, относящихся к данному классу соеди-
нений, и на основе их строения подобрать для производства этих
веществ необходимое сырье и разработать технологию получения.
Этот подход обеспечил возможность получения деэмульгаторов
с высокой деэмульгирующей способностью применительно к раз-
личным технологическим процессам подготовки нефтей с разнооб-
разными физико-химическими свойствами.

Используя описанную методику, сотрудники Гипровостокнеф-
ти, НПО "Полимерсинтез" и МНПО НИОПиК разработали
серию высокоэффективных деэмульгаторов на базе неионогенных
ПАВ (реапон-1, реапон-2, реапон-3, реапон-4в, реапон-101,
проксамин НР-71, проксанол-186-50, проксамин-385-50). Товар-
ные деэмульгаторы были представлены блок-сополимерами окисей
алкиленов, их производными и композициями на их основе.

В ОАО "НИИнефтепромхим" была разработана серия де-
эмульгаторов с торговой маркой СНПХ с различными характери-
стиками и областью применения.

На начальной стадии обезвоживания большую эффективность
проявляли маслорастворимые реагенты СНПХ-4705А, СНПХ-4204,
СНПХ-4880, но они не обеспечивали достаточной глубины обезво-
живания, что ограничило их использование. Анализ полученных
результатов позволил выделить наиболее эффективный реагент
СНПХ-4810, который относится к водо-маслорастворимым де-
эмульгаторам.

Были проведены лабораторные, стендовые и опытно-промыш-
ленные испытания реагента комплексного действия СНПХ-7963,
разработанного в ОАО "НИИнефтепромхим", на различных неф-
тедобывающих предприятиях.

Реагент СНПХ-7963 представлял собой композицию ПАВ
в смеси ароматических растворителей и алифатических спиртов.
Испытания реагента СНПХ-7963 показали, что он способен выпол-
нять одновременно несколько функций: осуществлять комплекс-
ную защиту нефтепромыслового оборудования от АСПО, улуч-
шать реологические характеристики при транспорте нефти, защи-
щать от коррозии оборудование систем нефтесбора и поддержания
пластового давления, обеспечивать внутритрубную деэмульсацию.

В ОАО "НИИнефтепромхим" за последние годы были разра-
ботаны и производятся более 15 марок высокоэффективных де-
эмульгаторов, обладающих различными свойствами и отличаю-
щихся условиями применения. После серии проведенных испыта-
ний были определены эффективные деэмульгаторы СНПХ-4315,
СНПХ-4705А-1, СНПХ-4870А, СНПХ-4705ТД-1, СНПХ-4810А.

С учетом высокой стоимости зарубежных деэмульгаторов и на-
копленного положительного опыта работы на Южно-Сургутском
ЦППН-2 посчитали целесообразным проводить предварительную
подготовку нефти с использованием отечественных деэмульгаторов
марки СНПХ (СНПХ-4315, СНПХ-4705А-1, СНПХ-4870А,
СНПХ-4705ТД-1, СНПХ-4810А) меньшей стоимости на 70-80%,
а импортные деэмульгаторы применять только при нарушении
режима или повышенной устойчивости эмульсий, что приводит
к значительному экономическому эффекту.
Глава 4

Применение химических реагентов

ДЛЯ ТРАНСПОРТА ВЯЗКИХ НЕФТЕЙ

И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Вопросы транспортировки высоковязких и высокозастываю-
щих нефтей стали особенно актуальными в связи со значительным
увеличением их доли в общем объеме нефтедобычи.

Основные проблемы, возникающие при перекачке высоковяз-
ких и высокозастывающих нефтей, связаны с их малой подвижно-
стью, высокой температурой застывания, а если высокая вязкость
обусловлена большим содержанием в нефти парафина, то с отло-
жениями парафина на стенках трубопровода.

В мировой практике известны следующие способы перекачки
высоковязких нефтей'.

—	с предварительным подогревом ("горячая” перекачка);

—	с попутным подогревом (в том числе с применением скин-
эффекта) ;

—	после термообработки;

—	с маловязкими разбавителями;

—	газонасыщенных нефтепродуктов;

—	с водными растворами поверхностно-активных веществ
(ПАВ);

—	с депрессорными присадками.

Выбор способа перекачки делают на основании технико-эконо-
мического расчета. Экономичность того или иного способа перекач-
ки зависит от состава нефти, диаметра и длины трубопровода,
объема перекачки, характера местности и других конкретных дан-
ных. Например, перекачка с маловязкими разбавителями эффек-
тивна, если рядом с нефтепроводом имеется поставщик такого раз-
бавителя. Однако и в этом случае необходимо учитывать возмож-
ность смешения нефтей, чтобы не ухудшить их качество.

Перекачка нефти с подогревом является наиболее исследован-
ным способом, как с теоретической, так и с практической стороны.
Основными проблемами при применении этого способа являются
86
большой расход тепла на подогрев нефти, теплопотери в окружаю-
щую среду и значительный перепад температур в начале и в конце
участка перекачки, что вызывает отложение парафина на внутрен-
них стенках трубопровода. Основной путь повышения эффектив-
ности перекачки с подогревом — это применение высококачествен-
ной теплоизоляции, которая предназначена для снижения теплопо-
терь, уменьшения перепада температур в начале и в конце участка
перекачки и для предотвращения размораживания вечной мерзло-
ты в северных районах.

Наряду с разработкой высокоэффективной теплоизоляции со-
вершенствуются способы подогрева нефти. Общая тенденция за-
ключается в переходе от подогрева на промежуточных станциях
к попутному подогреву нефти, что приводит к повышению изотер-
мичности перекачки и уменьшению запарафинивания трубопровода.

В последние годы получило развитие применение скин-эффек-
та, заключающегося в том, что при пропускании электрического
тока по трубе (или при индуцировании в ней тока под влиянием
близко расположенного обратного провода) электрический ток
концентрируется на поверхности трубопровода, обращенной к об-
ратному проводу. В результате возрастает электросопротивление
токопроводящего участка, что приводит к его нагреву и, как след-
ствие, к нагреву трубопровода по всему сечению.

При термообработке нефтей их нагрев до температуры 90 °C
способствует растворению содержащихся в них твердых парафи-
нов. Дальнейшее охлаждение нефти с заданным темпом приводит
к построению крупнокристаллической, не связанной простран-
ственной сеткой структуры, а в результате понижения температу-
ры застывания нефти и к снижению ее вязкости при определенных
температурах. Однако использование этого метода связано с до-
полнительными затратами на пункты термообработки, значительной
выдержкой времени при охлаждении нефти, а также с тем, что не все
нефти поддаются термообработке (смолистые нефти).

Применение депрессорных присадок представляется наиболее
перспективным способом улучшения реологических свойств неф-
тей, высокая вязкость которых обусловлена большим содержанием
парафина. Основным препятствием к широкому применению при-
садок является их высокая стоимость, а также неэффективность
в нефтях с небольшим содержанием парафина, вязкость которых
обусловлена большим содержанием асфальто-смолистых веществ.
Таким образом, сделать заключение об эффективности того
или иного способа перекачки высоковязких нефтей можно только
по отношению к конкретному нефтепроводу после предпроектной
проработки.

В настоящий момент выделяются два основных направления
в области перекачки высоковязких нефтей. Это традиционные ме-
тоды перекачки нефти с подогревом и перспективные методы, ос-
нованные на применении ПАВ и депрессаторов для улучшения ре-
ологических свойств нефти.

4.1.	Транспорт высоковязких и высокозастывающих
нефтей и нефтепродуктов с водными растворами ПАВ

Для изыскания методов сокращения энергозатрат при перекач-
ке высоковязких нефтей и нефтепродуктов на магистральных тру-
бопроводах в конце 1950-х-начале 1960-х гг. были проведены ис-
следования по снижению гидравлических потерь, предусматривав-
шие совместную перекачку воды и нефти в виде эмульсий или пе-
рекачку нефти в пристенном водяном слое. Метод снижения
гидравлических потерь основан на эффекте пристенного скольжения.
В результате лучшего смачивания внутренних стенок трубопрово-
да водой между движущимся ядром потока нефти и стенкой обра-
зуется кольцевой слой воды, который является как бы смазкой
и обеспечивает скольжение нефти.

Теоретические основы эффекта скольжения одной жидкости по
поверхности другой были разработаны в СССР еще в 1948 г.
Но такой метод перекачки не нашел своего применения из-за стойко-
сти эмульсий, образуемых нефтью или нефтепродуктом с водой,
а также из-за трудности создания водяного кольца в трубопроводе
при совместной перекачке высоковязкой нефти с водой в связи
с прилипанием нефти к внутренним стенкам трубопровода, что сво-
дило эффект пристенного скольжения к нулю. Решением данной про-
блемы стало использование не чистой воды, а водных растворов ПАВ.

Развитие химической промышленности в 1930—1940-е гг. спо-
собствовало созданию разнообразных групп ПАВ анионного, кати-
онного и неиногенного типов, которые в дальнейшем нашли свое
применение в системе трубопроводного транспорта высоковязких
нефтей и нефтепродуктов.
Сущность метода перекачки нефтей с водным раствором ПАВ
заключается в том, что создается устойчивая в динамических усло-
виях эмульсия прямого типа "масло в воде" и стенкам трубопрово-
да придаются гидрофильные свойства. В результате этого эффек-
тивная вязкость смеси становится в несколько десятков раз меньше
вязкости исходной нефти, стенки трубопровода оказываются смо-
ченными водяным слоем, что способствует значительному сниже-
нию расхода на перекачку.

В результате введения водного раствора ПАВ в водно-нефтя-
ную смесь снижаются в десятки раз вязкость исходной нефти,
а также расход мощностей на перекачку, появляется возможность
транспорта высоковязких высокопарафинистых нефтей при низ-
ких температурах на большие расстояния. С увеличением вязкости
исходной нефти эффективность применения этого способа повыша-
ется. Таким образом, наиболее перспективным способом перекачки
оказался способ гидротранспорта нефти, который прежде из-за об-
разования вязких эмульсий типа "вода в нефти" и повышенных пуско-
вых давлений считался неосуществимым.

Маловязкие прямые эмульсии нефти с водой образуются при
соотношении фаз нефть —вода не ниже 70 : 30 и при температуре
ввода ПАВ в нефть выше точки ее застывания. При транспорте
высоковязкой нефти по трубопроводу, когда в качестве водной
фазы используется минерализованная вода, предпочтительнее
применение неионогенных ПАВ.

ПАВ резко изменяют соотношение поверхностных сил на гра-
ницах нефть-вода-металл. При этом образуется либо адсорбцион-
ный слой на поверхности раздела твердое тело-жидкость, либо
особое поверхностное соединение с неопределенным стехиометри-
ческим соотношением, либо реагент концентрируется в трехмерном
объеме вблизи поверхности раздела. Применяя то или иное ПАВ,
можно выбрать наиболее рациональный вариант смачивания внут-
ренней поверхности трубопровода в условиях двухфазной среды
нефть —вода. Это очень важно, так как стенки трубы преимуще-
ственно смачиваются водной фазой, что облегчает образование ма-
ловязкой прямой эмульсии.

Значительными преимуществами совместной перекачки с ПАВ
по сравнению с горячей являются: экономичность; возможность по-
степенно увеличивать загрузку трубопровода; снижение опасности
застывания перекачиваемого продукта в трубе при остановках.
С точки зрения технологии транспорта высоковязких нефтей
и нефтепродуктов по трубопроводу эмульгатор должен придавать
максимальную устойчивость эмульсии при низких температурах
и минимальную — при повышенных с тем, чтобы в дальнейшем
обеспечить легкое и достаточно полное отделение воды от нефти.
Кроме того, используемые для перекачки высоковязких нефтей
ПАВ должны отвечать следующим основным требованиям:

—	хорошо эмульгировать и стабилизировать прямую эмульсию;

—	создавать оболочку на поверхности глобул нефти, механи-
чески достаточно прочную и способную легко восстанавливаться
при ее прорывах;

—	быть нетоксичными;

—	не вызывать коррозии стенок трубопровода и резервуаров.

Проведенные физико-химические исследования как в нашей
стране, так и за рубежом показали принципиальную возможность
перекачки высоковязких и застывающих нефтей и нефтепродуктов
в смеси с водными растворами ПАВ. Начиная с 1950-х годов гид-
ротранспорт высоковязких и высокозастывающих нефтей стано-
вится приоритетным направлением исследований отечественных
и зарубежных ученых.

В нашей стране активными разработками в этой области зани-
мались сотрудники НИИтранснефти Г. В. Рудаков, В. Н. Степа-
нюгин, О. И. Целиковский, Л. С. Абрамзон, В. Е. Губин,
Л. С. Маслов, И. X. Хизгилов и другие.

В связи со стремительным развитием энергетической промыш-
ленности СССР в 1960-х гг. встал вопрос о применении в качестве
топливного сырья для крупных электростанций дешевых жидких
нефтепродуктов (мазутов), обладающих высокой теплотворной
способностью, что в свою очередь привело к необходимости транс-
портирования больших масс мазутов на значительные расстояния.
В связи с этим возникла необходимость изыскания рационального
способа их транспортировки по трубопроводам. Как показал опыт,
перекачка с подогревом на значительные расстояния оказалась
невыгодной из-за больших энергозатрат. Это обстоятельство заста-
вило обратить внимание на способы улучшения реологических ха-
рактеристик мазутов.

В нашей стране активные разработки в этой области велись
в НИИтранснефти. В 1962 г. в институте были проведены опыты по
улучшению транспорта мазута с помощью присадки ВНИИНП-102
90
отечественного производства и импортной присадки брексол, кото-
рая, по данным ВНИИНП, содержала до 20 % непредельных уг-
леводородов типа терпенов. В связи с тем что мазуты представляют
собой сложные коллоидные системы, действие большинства приса-
док, снижающих вязкость мазутов, основано на повышении дес-
персности коллоидов, разрушении сольватных оболочек и пептиза-
ции асфальто-смолистых веществ. Механизм их действия объясня-
ется образованием защитных слоев на поверхности коллоидных
частиц или микрокристаллов парафина под влиянием избиратель-
ного смачивания гидрофильных участков, в ходе которого актив-
ные компоненты присадки, адсорбируясь, предохраняют коллоид-
ные частицы или микрокристаллы парафина от агрегирования.

В результате проведенных исследований были построены кривые
зависимостей статического напряжения сдвига мазута марки 100
от температуры и содержания присадки, а также кривые измене-
нгш вязкости мазута при различных добавках присадок и разных
температурах (рис. 4.1). Наличие максимумов при низких темпе-
ратурах имело следующее объяснение. Химическое строение неко-
торых понизителей вязкости и их физико-химические свойства
дают основание рассматривать их как структурообразующие веще-
ства, т. е. вещества, которые сами могут в определенных условиях
образовывать структуру в углеводородных растворах. Поэтому
с ростом содержания присадки в мазуте в условиях низких темпе-
ратур возрастает статическое напряжение сдвига. Практически на-
блюдаемое отсутствие депрессии может быть обусловлено не только
специфическими свойствами присадки, но также и слабой ее ра-
створимостью в углеводородной среде при низкой температуре.
В случае дальнейшего увеличения содержания присадки в мазуте
в условиях низких температур статическое напряжение сдвига сни-
жается за счет возрастания количества присадки в растворенном
состоянии.

Минимум статического напряжения сдвига при повышенных
температурах можно объяснить тем, что при небольших концентра-
циях присадки молекулы ее, сцепляясь в углеводородной поляр-
ной среде своими полярными кольцами, образуют мицеллы, угле-
водородные цепочки которых направлены наружу.

Такие мицеллы связывают в сольватные оболочки большие ко-
личества углеводородов среды, что и снижает статическое напря-
жение сдвига с увеличением содержания присадки. Дальнейшее
Вязкость, Пз

Вязкость, Пз

Flic. 4.1. Вязкость ненарушенной структуры мазута марки 100 с присадками:
а) ВНИИНП-102 и б) брексол: / без присадки; 2 — с содержанием присад-
ки 0,5 %; 3 — с содержанием присадки 2 %; 4 — с содержанием присадки 5 %

же повышение концентрации присадки приводит к образованию
сетки структуры с участием звездчатых мицелл как активных уз-
лов структуры, т. е. к большему структурообразованию.

Что же касается вязкости, то было отмечено, что на вязкость
мазута сильно влияет температура и незначительно — сама при-
садка. Очевидно, что в условиях высоких вязкостей, обусловлен-
ных большим содержанием парафина и асфальто-смолистых ком-
понентов, действие такого рода присадок без подогрева мазута не
оказывает желаемого эффекта.

Тем не менее, полученный графический материал при его сопо-
ставлении с рекомендуемыми нормами мог служить указанием на
возможность проведения в отдельных случаях рациональных перека-
чек высоковязких нефтепродуктов типа топочного мазута марки 100.

Проведенные тогда опыты показали, что в условиях высоких
вязкостей, обусловленных большим содержанием парафина и ас-
фальто-смолистых компонентов, действие такого рода присадок
без подогрева мазута не оказывает желаемого эффекта. Однако,
учитывая, что затраты на подогрев перекачиваемых высоковязких
нефтепродуктов по трубопроводам, согласно расчетам, проведен-
ным в НИИтранснефти, в то время составляли около 50 % от об-
щих затрат на перекачку, был сделан вывод, что комбинированное
воздействие подогрева и ПАВ позволит снизить начальную темпе-
ратуру подогрева и соответственно затраты на перекачку.

Применение для мазутов присадок, понижающих вязкость,
приобретало особый интерес в связи с успешным синтезом нефтера-
створимых ПАВ типа амина С1 в Московском филиале ВНИИЖа.

В ходе дальнейших экспериментов сотрудниками НИИтранс-
нефти были разработаны методики исследования эффективности
действия ПАВ анионного типа как эмульгаторов мазута и методи-
ки оценки пристенного скольжения при различных концентрациях
водной фазы в эмульсии.

Опыты проводили при 20 °C с мазутом марки 20 и 1 %-м ра-
створом натрия пальмитата. В табл. 4.1 приведены полученные
в указанных экспериментах данные по снижению кажущейся вяз-
кости и энергозатрат при перекачке эмульсии мазут—раствор на-
трия пальмитата в зависимости от процентного содержания водной
фазы. Эмульсии показали достаточную стабильность в условиях

Таблица 4.1

Снижение вязкости и энергозатрат
при перекачке эмульсии мазут—раствор натрия пальмитата

Содержание 1 %-го раствора натрия пальмитата в эмульсии, %	Во сколько раз уменьши- лась вязкость	Энергозатраты на пере- качку при ламинарном режиме, %*
10	4,3	30
20	8,1	18
40	55,0	4

* За 100 % был принят безводный мазут.
проводимого опыта.

В качестве эмульгаторов исследовались и другие анионные
ПАВ: сульфонол НП-1 (алкилбензолсульфонат); румынский
сульфоноловый препарат "Деро" (детергент румынский); препа-
рат "Снежинка", имеющий в своем составе мыло, силикатный
клей, кальцинированную соду и тринатрийфосфат.

Были также испытаны их смеси. При содержании 40 %-й вод-
ной фазы, состоявшей из равных количеств 1 %-го раствора натрия
пальмитата и 1 %-го раствора сульфонола НП-1, вязкость эмуль-
сии мазут-вода составляла 0,02 % вязкости безводного мазута мар-
ки 20.

В ходе проведенных исследований было установлено, что
в качестве анионных ПАВ для снижения гидравлических потерь
при перекачке мазутов могут быть использованы моющие средства
с гидрофильно-липофильным балансом 13—15 и эмульгаторы с ба-
лансом 8—18. Как наиболее дешевые представляли интерес соли
синтетических жирных кислот (С10— С18) в смесях с алкилбензол-
сульфатом, тринатрийфосфатом и т. д.

На основании предварительных исследований был сделан вы-
вод, что в сочетании с другими способами снижения вязкости
и гидравлических потерь, например температурным, применение
ПАВ будет рациональным даже при перекачке высоковязких мазутов.

Незначительная стоимость ПАВ по сравнению с другими при-
садками делала метод совместной перекачки мазута с водой весьма
перспективным.

Опытами также было подтверждено, что при перекачке эмуль-
сий типа мазут—вода, полученных на базе эмульгаторов, образует-
ся пристенный водяной слой, который создает эффект скольжения.
Учитывая актуальность рассматриваемого вопроса, работы по при-
менению ПАВ для повышения транспортабельности мазутов
в; НИИтранснефти решено было продолжать.

В 1965 г. сотрудниками НИИтранснефти были проведены ис-
следования по кинетике солюбилизации (коллоидной растворимо-
сти) мазута марки 100 в 0,2 %-м водном растворе сульфо-
нола НП-1, а также изучалось влияние температуры, интенсивно-
сти перемешивания и соотношения фаз мазута-100, мангышлак-
ской нефти и 0,2 %-го водного раствора сульфонола НП-1 на усло-
вия образования системы типа "м/в" в систему типа "в/м".

В результате было установлено, что на скорость прохождения
солюбилизации (коллоидной растворимости) влияют температура,
степень диспергирования и соотношение фаз мазута-100 и водного
раствора сульфонола НП-1.

Опыты при температурах 25 и 65 °C показали, что повышение
температуры гидросмесей вызывает увеличение времени наступле-
ния максимальной мицеллярной растворимости мазута в растворе
сульфонола, при этом солюбилизация увеличивается.

Возрастание солюбилизации при увеличении интенсивности
перемешивания гидромазутных смесей объясняется, по-видимому,
увеличением площади межфазового контакта вследствие повыше-
ния степени дисперсности глобул мазута.

В результате проведенных экспериментов был сделан вывод,
что перекачка гидросмесей по трубопроводам на начальном участ-
ке, где идет процесс солюбилизации, должна проводиться при оп-
ределенной скорости и температуре, чтобы избежать инверсии фаз.

Скорость гидросмеси, допускаемая для процесса солюбилиза-
ции, оказывается более низкой, чем скорость, определяемая опти-
мальными параметрами перекачки. Поэтому диаметр начального
участка трубопровода должен быть больше диаметра магистрали,
а средняя температура смеси должна соответствовать температуре
солюбилизации.

Процесс солюбилизации характеризуется не только критиче-
ской скоростью и температурой, но и временем, которое определя-
ет длину начального участка трубопровода. Выбор температуры
для проведения процесса солюбилизации должен определяться
технико-экономическими соображениями.

Таким образом, основной особенностью гидроперекачки явля-
ется наличие начального участка трубопровода, диаметр и длина
которого могут выбираться после их экспериментальной проверки
на. модели трубопровода.

Начало разработки месторождений высоковязких мангышлак-
ских нефтей и необходимость решения проблемы их транспорти-
ровки стали следующим этапом теоретических и практических ис-
следований применения ПАВ в трубопроводном транспорте.

В 1964 г. сотрудники НИИтранснефть В. Н. Степанюгин,
О. И. Целиковский, Л. С. Абрамзон в предварительных опытах
показали применимость анионного ПАВ, сульфонола НП-1, для
перекачки мангышлакской нефти. Транспорт этих нефтей связан
со значительными трудностями в связи с высоким содержанием
в них парафина (до 30 %), что приводит к образованию сплошных
парафиновых структур уже при температурах 25-27 °C. Без до-
полнительных мероприятий по снижению вязкости нефти перека-
чивать такую нефть по трубопроводам при температурах ниже
температуры застывания невозможно.

Для проведения экспериментов в качестве водной фазы ис-
пользовали пресную водопроводную воду с сульфонолом НП-1,
активной частью которого является смесь натриевых солей алкил-
бензолсульфокислот, синтезированных на основе тетрамера пропи-
лена. Этот препарат выпускался промышленностью и получил
большое распространение.

Исследования, проведенные в НИИтранснефти, показали, что
перекачка мангышлакской нефти с водным раствором ПАВ по ма-
гистральным трубопроводам на значительное расстояние экономи-
чески оправдана, несмотря на то что содержание воды в эмульсии
достигает 30-35 %.

К основным факторам, влияющим на образование и стабили-
зацию гидронефтяных эмульсий- относятся начальная концентра-
ция ПАВ в воде и начальная те.«пература создаваемой системы.
Было установлено, что оптимальная концентрация эмульгатора
в воде составляет не более 0,2 %, а оптимальная температура стаби-
лизации прямых эмульсий с сульфонолом равна 45 °C.

При смешении нефти с водным раствором ПАВ нефть диспер-
гируется в воде и ПАВ адсорбируется на поверхности капелек
нефти, образуя глобулы, агрегативная устойчивость которых со-
храняется в течение всего периода перекачки. Этот процесс колло-
идного растворения нефти протекает в начальном участке трубо-
провода. При последующем уменьшении температуры агрегатив-
ная устойчивость глобул повышается, что обеспечивает гарантиро-
ванную перекачку по трубопроводу и при низких положительных
температурах. Примечательно, что при значительном снижении
температуры потока не наблюдается сильного увеличения градиен-
та давления, так как влияние более вязкого центрального ядра, где
градиенты скоростей незначительны, сказывается мало.

Опыты на металлических трубах показали, что при температу-
ре перекачки 15-30 °C гидросмесь является вполне транспорта-
бельной. В то же время перекачка чистой мангышлакской нефти
в интервале температур 15-25 °C практически не осуществима
в виду повышенной вязкости нефти.
Адсорбционное равновесие на границе раздела узеньская
нефть-раствор сульфонола НП-1 наступает через 5-15 мин с мо-
мента приведения системы в движение.

Вместе с тем такой вид транспортирования нефти предъявляет
ряд специфических требований к технологии перекачки смеси.

Успешная перекачка высоковязких и высокозастывающих
нефтей по трубопроводам совместно с водными растворами ПАВ
в виде прямых эмульсий бывает лишь при определенной концент-
рации ПАВ, которая должна быть не ниже некоторой предельной
величины, обеспечивающей эффективную стабилизацию прямых
эмульсий. По Ребиндеру для ионогенных ПАВ эта концентрация
должна быть не ниже ККМ (критическая концентрация мицелло-
образования). Для неионогенных ПАВ это не является необходи-
мым условием.

Эксперименты на лабораторном стенде и опытно-промышлен-
ном трубопроводе длиной 3500 м позволили установить, что при
всех режимах перекачки (пробковом, послойном и эмульсионном)
нефть не смачивает стенки трубы, за исключением тех участков
труб, по которым предварительно .±е прокачивали раствор сульфо-
нола с целью гидрофилизации стенок. Это говорит о том, что за-
качку гидроэмульсии необходимо проводить в трубопровод, пред-
варительно заполненный раствором сульфонола.

В случае применения ПАВ типа сульфонола НП-1 для гидро-
перекачки мангышлакской нефти возникает необходимость очи-
стки значительных объемов сточных вод, вредных для водоемов.

Исследования по отстою водного раствора сульфонола от ман-
гышлакской нефти показали, что наибольший эффект был полу-
чен при отстаивании в закрытых цилиндрах в течение 40—48 ч
и температуре 90 °C. В этом случае в верхнем слое нефти присут-
ствуют только следы воды, а в средних и нижних слоях обводнен-
ность составляет от 2,5 до 7,5 %.

Весьма эффективным оказалось применение деэмульгатора
д.чсолван-4411. Добавление его в водный раствор сульфонола до
концентрации 0,01 % привело к быстрому отделению водной фазы
из смеси. Без подогрева эмульсия полностью расслаивается в тече-
ние 30 мин. В связи с тем что известные способы очистки сточных
вод (биологический, пенная сепарация, коагуляция солями алю-
миния и железа, адсорбция на твердых и жидких адсорбентах)
являются в техническом отношении довольно громоздкими и тру-

4 - 136
доемкими, для очистки сточных вод от нефти был рекомендован
метод применения постоянного электрического тока. В основу этого
метода положены электрохимические процессы, протекающие на
металлических электродах. Последнее было использовано сотруд-
никами НИИтранснефти для очистки сточных вод от сульфоно-
ла НП-1. Исследования показали, что содержание ПАВ в растворе
при таком способе очистки можно довести до 0-0,009 %.

Данный способ прост в осуществлении и позволяет произво-
дить регулирование процесса очистки. Для удешевления способа
имеется возможность использования железного лома и стружки.

Возможные технологические схемы трубопроводов для перека-
чек изображены на рис. 4.2. Первый вариант без возврата водного
раствора сульфонола, второй — с возвратом.

Водный раствор сульфонола и нефть из резервуаров отдель-
ными насосами подают в начальный участок трубопровода, диа-
метр и длину которого выбирают на основе опытов по кинетике со-
любилизации нефти в водном растворе ПАВ. Критическая интен-
сивность перемешивания (скорость перекачки) определяет диаметр
начального участка, а время наступления максимальной адсорб-
ции — его длину.

На начальном участке происходит процесс адсорбции, устой-
чивость эмульсии возрастает, что позволяет в последующем не со-
блюдать строгие требования по ограничению скорости перекачки
и температуры смеси.

На конечном пункте предусматривается отстой нефти от воды:
сначала предварительный при температуре 20-30 °C в течение
нескольких минут со сбросом основной массы водного раствора
сульфонола, а затем окончательный при температуре 70-80 °C
со сбросом оставшейся части водного раствора сульфонола.

Кроме того, на конечном пункте предусмотрена установка по
доведению концентрации сульфонола в сбрасываемой воде с 0,15
до санитарной нормы 0,07 %.

Второй вариант технологической схемы отличается отсутствием
пункта очистки сбрасываемой воды и наличием обратного водово-
да, по которому отстоявшийся водный раствор сульфонола откачи-
вают на головную станцию, где доводят его концентрацию до
необходимых 0,2 % и закачивают в трубу. Диаметр обратного во-
довода выбирают из условия совмещения насосных станций магис-
трали и обратного водовода.
Рис. 4.2. Технологическая схема перекачки: а) без возврата водного раствора
и б) с возвратом водного раствора; 1 — емкость для нефти; 2 — емкость для
воды; 3 — промежуточная насосная станция; 4 — перекачивающие насосы;
5 — начальный участок; 6 — емкость первичного отстоя; 7 — пункт регенера-
цги; 8 - линия возврата ПАВ; 9 — дозировка ПАВ

Вопрос о выборе той или иной технологической схемы гидро-
перекачки решается на основе технико-экономического анализа
с помощью гидравлического расчета.

В Индонезии с 1962 г. успешно эксплуатируется нефтепровод
диаметром 508 мм и протяженностью 138 км, по которому перека-
чивают в виде эмульсии около 6,4 тыс. м3 нефти в сутки.

Вследствие острого недостатка пресной воды на Мангышлаке
возник вопрос о возможности использования для гидроперекачки
мангышлакских нефтей минерализованных вод Каспийского моря
и пластовых вод нефтяного месторождения.

В связи с тем что анионные ПАВ типа сульфонола (додецил-
бензолсульфат натрия) в морской воде высаливались и теряли ста-
билизирующие свойства, в НИИтранснефти была проведена серия
испытаний по применению ПАВ для стабилизации эмульсий, отно-
сящихся к классу катионных. В результате в 1965 г. сотрудниками
НИИтранснефти А. С. Целиковским и О. И. Кравченко было син-
тезировано катионное ПАВ — диметилалкилбензоламмонийхло-
рид (ДМАБАХ), которое обладало хорошей стабилизирующей
способностью, было хорошо растворимо в морской воде при темпе-
ратуре от 5 до 75 °C, не токсично в разбавленных растворах,
не опасно в коррозионном отношении.

При концентрации ПАВ ниже ККМ водные растворы могут
приобретать гидрофобизирующие свойства.

Имея в виду, что для ионогенных ПАВ характерно максималь-
ное проявление гидрофилизирующих свойств при концентрациях
в воде не ниже ККМ, а также учитывая неизбежность потери ПАВ
в процессе перекачки смеси по трубопроводам, начальную концен-
трацию ДМАБАХ в воде принимали равной 0,1 %, что несколько
выше ККМ (0,05-0,07 %).

Опыты по определению изменения устойчивости эмульсии сис-
темы "узеньская нефть —0,1 %-й водный (на морской воде) ра-
створ ДМАБАХ" для различных температур показали, что по
сравнению с оптимальной температурой адсорбции сульфонола
НП-1 из пресной воды на поверхности мангышлакской нефти про-
исходит некоторый сдвиг в зону повышенных температур (около
60 °C). Это, очевидно, объясняется тем, что несколько большие,
чем у сульфонола, размеры молекул данного катионного ПАВ
обусловливают меньший коэффициент диффузии молекул ПАВ
к границе раздела "жидкость-жидкость", что приводит к лучшему
гелеобразованию на поверхности глобул нефти при более высокой
температуре. При повышении же температуры системы свыше
60 °C следует ожидать уменьшения устойчивости эмульсии. Таким
образом, оптимальная температура стабилизации эмульсий ман-
гышлакской нефти в водных растворах ДМАБАХ (в минерализо-
ванных водах) составляла 60 °C.

Наиболее приемлемое содержание водной фазы в эмульсии — 30 %.

Пластовые воды продуктивных горизонтов нефтяных место-
рождений Мангышлака являются высокоминерализованными.
Суммарный солевой остаток доходит до 15,5 %. Поэтому важно
было выяснить влияние такой высокой степени минерализации,
а также ионного состава воды на стабилизирующие свойства ПАВ.
Исследования показали, что ДМАБАХ, будучи растворенным
100
в такой воде, не теряет своих стабилизирующих свойств. Поэтому
повышение общей минерализации водной фазы за счет содержания
в нефти пластовых вод принципиально не влияет на возможность
гидроперекачки мангышлакских нефтей по трубопроводам. К су-
щественным достоинствам гидроперекачки высоковязких и высоко-
застывающих нефтей Мангышлака следует отнести и то обстоя-
тельство, что добавка к сырой обводненной нефти водных раство-
ров катионных ПАВ, приготовляемых на солоноватых и пресных
водах, позволяет значительно снизить минерализацию водной
фазы, исключить трудоемкие и дорогостоящие работы на промыс-
лах по удалению в добываемой нефти высокоминерализованной
воды и облегчить работы по удалению водной фазы из нефти
в дегидраторах.

Значительное содержание балластной воды в эмульсии, на
первый взгляд, делало способ перекачки высоковязких нефтей
в виде эмульсий малоэффективным. Однако экономические расче-
ты показали, что снижение эффективной вязкости мангышлак-
ских нефтей при этом способе перекачки вполне оправдывает при-
сутствие такого балласта. Эффективность способа возрастает с уве-
лречением дальности транспортировки.

Что касается отделения раствора ПАВ от нефти и очистки от
него сточных вод, то этот вопрос легко решается за счет подогрева
эмульсий и фильтрации водного раствора через пористые адсор-
бенты. Уже через 24 ч теплового отстоя при 90 °C в нефти в сред-
нем оставалось 0,9 % воды, причем обводненность нефти по высоте
слоя оказывалась примерно одинаковой.

Успешно проведенная опытная гидроперекачка мангышлак-
ских нефтей по трубопроводам и достоинства данного метода ука-
зывали на перспективность перекачки мангышлакских нефтей
в смеси с водными растворами ПАВ по магистральным трубопро-
водам.

Следующим этапом использования ПАВ в трубопроводном
транспорте стало исследование группы неионогенных ПАВ. Сотруд-
никами НИИтранснефти в 1969 г. были проведены эксперименты
по изучению смачивающей способности различных видов неионо-
генных ПАВ — оксиэтилированных жирных кислот, оксиэтилиро-
ванных спиртов и алкилфенолов, блок-сополимеров окиси этилена
и окиси пропилена, а также блок-сополимеров на основе диамина
и Других.
Испытанию подвергались следующие ПАВ:

Оксиэтилированные кислоты:	Оксиэтилированные алкилфенолы:
ОК 7-9-8  ОК 7-9-10  ОК 7-9-12  ОК 7-9-14  ОК 10-16-6,5  ОК 10-16-8  ОК 10-16-12  ОК 17-20-8  ОК 17-20-10  ОК 17-20-11	ОП-4  ОП-Ю  Блок-сополимеры окиси этилена и окиси пропилена:  Проксанол-146  Проксанол-186  Проксанол-305
Олеокс-Ю  Пальмитокс-15  Пальмитокс-20  Стеарокс-20  Лаурокс-10  Лаурокс-15  Нафтенокс-10  Нафтенокс-16  Нафтенокс-20  Оксиэтилированные спирты:	Блок-сополимеры на основе диаминов:  Проксамин-204  Проксамин-382  Проксамин-385  Дипроксамин-157  Специальные:  Дисолван-4411
Синтанол ДС-10  Препарат ОС-20 «Б»	Ксилиталь С-15  Смачиватель СВ-104  Смачиватель ДБ

Из 35 испытанных образцов только четыре (ОК 7-9-14, ОК 10-
16-8, ОК 17-20-8 и нафтенокс-10) избирательно смачивали металл.

М. А. Ахметшин и К. Р. Леонова, изучая смачиваемость ме-
талла водой в среде керосиновых растворов стеарокса-6, ОП-4, ди-
солвана-4411, катионата 2-Б, препарата ОС-20, сульфонола НП-1,
диспергатора НФ, четвертичных аммониевых солей стеариновой
кислоты, катапина К, катапина А и диамин-диолеата, показали,
что "поверхность металла может быть превращена из гидрофобной
в гидрофильную под действием наиболее активных гидрофилиза-
торов стеарокса-6 и ОП-4”.

Сотрудниками же НИИтранснефти были испытаны следую-
щие ПАВ: ОК 10-16-8, ОК 17-20-8, лаурокс-10, лаурокс-15, наф-
тенокс-10, синтанол ДС-10, смачиватель СВ-104, олеокс-10, прок-
самин-382 и др. и для сравнения — стеарокс-6 и ОП-4.

Полученные результаты показали, что большинство испытанных
ПАВ существенно гидрофилизирует металлическую поверхность.

По уменьшению смачивающей способности наиболее активные
ПАВ располагаются в ряды:

водорастворимые — ОК 10-16-8, ОК 17-20-8, нафтенокс-10,
ОК 7-9-14;

маслорастворимые — стеарокс-6, синтанол ДС-10, ОП-4, оле-
окс-10, ОК 10-16-10.

Для дальнейшего испытания из водорастворимых ПАВ был
рекомендован нафтенокс-10.

Смачивающая способность выбранных маслорастворимых
ПАВ была практически равнозначна. Поэтому при выборе масло-
растворимых ПАВ основываться, по-видимому, следует только на
их стоимости и доступности.

Смачивающее действие ПАВ проявляется тем труднее, чем
выше вязкость масла.

С целью улучшения гидрофилизирующих и стабилизирую-
щих свойств разработанные препараты в дальнейшем совершен-
ствовали путем введения в них различных добавок, а также созда-
вали новые ПАВ, обеспечивающие улучшение трубопроводного
транспорта высоковязких нефтепродуктов.

Для повышения смачивающего действия сульфонола НП-1
в двухфазной среде нефть-вода сотрудники НИИтранснефти по-
шли по пути введения в сульфонольный раствор щелочных компо-
нентов: соды и силиката.

В результате была найдена щелочная анионная композиция,
обладающая хорошими смачивающими свойствами. Композиция
состояла из следующих компонентов (%):

сульфонол НП-1
силикат
сода

13-9

33-31

46-60

и применялась в виде 0,35-0,50 % раствора в пресной воде. Было
выяснено, что металл в двухфазной среде мангышлакская нефть-
раствор композиции даже при низких температурах 1—5 °C не сма-
чивается нефтью.

В ходе экспериментов было установлено, что с вводом добавки
силиката натрия в мицеллярный раствор технических алкиларил-
сульфонатов понижается поверхностное натяжение водного раство-
ра. Можно предполагать, что силикат взаимодействует с мицеллой
алкиларилсульфоната, в результате возрастают ее размеры, т. е.
изменяется коллоидность раствора. Было выяснено, что наилучшее
смачивающее действие проявляют композиции со сравнительно
низким и сравнительно высоким содержанием силиката. Это обсто-
ятельство следует учитывать при выборе концентрации силиката
как активной добавки. Кроме того, добавка соды нейтрализует
кислые компоненты загрязнителей и способствует более полному
использованию ПАВ.

Было также установлено, что добавка силиката в водную сре-
ду способствует повышению адсорбции додецилбензолсульфоната
(сульфонол НП) на металле. Был сделан вывод о полимолекуляр-
ной адсорбции молекул додецилбензолсульфоната с ориентацией
гидрофильных групп в наружном слое в сторону водной фазы.
Такая ориентация и приводит к несмачиванию металла нефтью,
т. е. к гидрофилизации поверхности.

Природа такого влияния силиката еще не выяснена. Можно
предполагать, что увеличение адсорбции ПАВ, очевидно, связано
с образованием в поверхностном слое силикатосульфонольных
комплексов. Последние обеспечивают ориентационный эффект мо-
лекул ПАВ и гидрофильность поверхности. Несомненно, что до-
бавка силиката препятствует вытеснению додецилбензолсульфона-
та из адсорбционного слоя при контакте с углеводородной средой
(мангышлакская нефть) в отличие от сульфонольных растворов
без добавок силиката и соды.

Таким образом, доказано, что применение силиката в щелоч-
ной композиции анионного ПАВ обеспечивает избирательное сма-
чивание в двухфазной среде нефть-вода.

При сохранении тонкого водяного слоя анионного ПАВ при
перекачке мангышлакской нефти по трубопроводам всегда суще-
ствуют условия для возникновения местной коррозии стенок тру-
бы. Для снижения опасности местной коррозии и снижения общей
скорости коррозии в сульфонольных растворах были испытаны
различного рода неорганические и органические добавки. В этой
связи добавка силиката, приводящая к улучшению смачиваемости
металла водой в двухфазной среде раствор сульфонола — мангыш-
лакская нефть как ингибитора коррозии, представляла особый
интерес.

В ходе проведенных экспериментов было установлено, что си-
ликат натрия при концентрации более 1 г/л сильно тормозит
анодную реакцию ионизации железа.

При концентрации 3 г/л силиката на металле отсутствуют
следы коррозии. Общее замедление составляет 91,54%. Дальней-
шее увеличение концентрации добавки до 5 г/л приводит к умень-
шению коррозии на 5%, тогда как концентрация возросла
в 1. ,66 раза. Поверхность металла при добавке силиката свыше 3 г/л
остается чистой и блестящей.

Такое ингибирование раствора объясняется тем, что силикат,
изменяя степень коллоидности раствора ПАВ, принимает участие
в формировании адсорбционных слоев. Силикат внедряется в ад-
сорбционные слои додецилбензолульфоната и образует силикато-
сульфонольные слои, надежно перекрывающие поверхность ме-
талла от действия электролита.

Следовательно, с применением силиката натрия решается воп-
рос образования градиентного слоя и предупреждается разрушение
металла от действия коррозии в тонких слоях (табл. 4.2).

Изучение влияния добавки силиката на устойчивость системы
высоковязкая мангышлакская нефть —водный раствор анионного
ПАВ показало, что в присутствии силиката "время жизни" глобул
нефти в зависимости от концентрации добавки возрастает от 8 до
16 раз по сравнению с чистым раствором сульфонола НП-1 и дос-
тигает порядка 7 мин. Примечательно, что ни сульфонол, ни сили-
ка" каждый в отдельности не дает величину времени жизни выше
25 с. Синергетическое действие этих компонентов можно объяснить
следующим образом: при адсорбции из чисто сульфонольного ра-
створа молекулы додецилбензолсульфоната заметно адсорбируют-
ся на глобуле нефти. Добавка силиката в сульфонольный раствор

Таблица 4.2

Скорость коррозии стали 3 в сульфонольном растворе
с добавками силиката

Концентрация, г/л	Коррозия, мм/год	Снижение коррозии, %	Характер коррозии
0,0	0,0556	—	местная
1,0	0,0305	45,14	местная
3,0	0,0047	91,54	отсутствие
5,0	0,0019	96,40	отсутствие
приводит к изменению коллоидности электролита, вследствие об-
разования смешанных мицелл и повышения олеофильности систе-
мы. Это новое свойство приводит к усилению адсорбции ПАВ на
глобуле нефти и к повышению прочности образующейся протек-
торной оболочки.

При этом максимальные стабилизирующие свойства наблюда-
лись при концентрации силиката в 0,2 %-м растворе сульфонола.
Исследования также показали, что при температуре выше 30 °C
(выше температуры застывания нефти) сольватные оболочки раз-
рываются и глобулы способны коалесцировать друг с другом.

Таким образом, эффект добавки силиката к сульфонольному
раствору может найти применение при отмыве стальных поверхно-
стей от высоковязкой нефти, либо при перекачке мангышлакской
нефти и низких температурах в виде суспензии.

В 1970 г. сотрудниками НИИтранснефти были синтезированы
неионогенные ПАВ на базе синтетических жирных кислот (СЖК)
фракций C10-i6> С17_2о с ГЛБ 10, 12, 14 и 17 и на базе кислот кубо-
вого остатка с ГЛБ 8, 10 и И. Эти образцы были испытаны на
эмульгирующую способность мангышлакской нефти в морской
воде. При этом наилучшим эмульгатором оказался продукт, полу-
ченный на основе оксиэтилированных СЖК фракций С17-С20 пу-
тем обработки их окисью этилена при температуре 150—190 °C
в присутствии катализатора К2СО3 с ГЛБ 17 — ОК 17-20-17. Этот
препарат обладал легкой биологической окисляемостью и химиче-
ской устойчивостью в кислой и щелочной среде.

Успешные испытания данного неионогенного ПАВ в качестве
эмульгатора высоковязкой мангышлакской нефти в морской воде
дали толчок к исследованию применимости ряда других неионо-
генных ПАВ, которые уже к этому времени выпускались промыш-
ленностью или планировались к производству (ксилиталь С-15,
проксанол-186, препарат ОС-20 марки "Б", дисолван-4411).

Результаты испытаний показали, что способность к образова-
нию прямой эмульсии, т. е. эмульсии типа "масло в воде", у про-
ксанола-186 и ксилиталя С-15 проявляется значительно слабее, чем
у препарата ОС-20 и дисолвана-4411. Поэтому проксанол-186
и ксилиталь С-15 как малоактивные эмульгаторы в дальнейшем
не рассматривались.

Наиболее устойчивой оказалась эмульсия, стабилизированная
синтезированным ранее ОК 17-20-17, затем следует эмульсия
106
с препаратом ОС-20 и дисолваном-4411.

С понижением температуры, а также с уменьшением соотноше-
ния масляной и водной фаз устойчивость эмульсии во всех случаях
возрастает.

По классификации Гриффина ПАВ с ГЛБ выше 15 рассматри-
ваются как солюбилизаторы.

Большая солюбилизирующая способность эмульгатора нежела-
тельна, так как при этом имеет место значительная потеря кол-
лоидно-растворенной нефти. В связи с этим сотрудниками
НИИтранснефти была поставлена задача установить, насколько
сильно выражена солюбилизирующая способность рассмотренных
эмульгаторов.

Испытания проводились с 1 %-м раствором ПАВ в морской
воде при температуре 60 ± 5 °C и интенсивном перемешивании их
с мангышлакской нефтью в течение 35-45 ч. Опыты показали, что
сырая нефть ни в одном из исследуемых нами растворов ПАВ
не солюбилизируется.

Оксиэтилированные жирные кислоты характеризуются нали-
чием в них сложноэфирной связи, которая обусловливает склон-
ность этих соединений к гидролизу как в кислой, так и в щелочной
среде. Поэтому, несмотря на практически нейтральную реакцию
морской воды, необходимо было установить, насколько сильно вы-
ражена эта тенденция у синтезированного ОК 17-20-17.

Результаты испытаний показали, что исследуемый продукт
в кислой среде гидролизуется на 4-7, в щелочной — на 20-25%.
Если учесть, что условия испытания образца гораздо жестче усло-
вий его эксплуатации, то полученные результаты по химической
устойчивости следует рассматривать как достаточно удовлетвори-
тельные.

Дальнейшее совершенствование ПАВ, используемых в гидро-
филизирующих композициях, продолжалось в направлении их
би ораз лагаемости.

Применение биологически неразлагаемого препарата НП-1
в гидротранспорте высокопарафинистой нефти требовало предус-
мотреть строительство дорогостоящего комплекса очистных соору-
жений для извлечения активной основы этого препарата или поло-
жить специальный трубопровод для возврата отработанного ра-
створа НП-1. В то же время наша промышленность выпустила
другую разновидность алкилбензолсульфонатов, которые были
синтезированы на основе а-олефиновой фракции крекинга пара-
финов (сульфонол НП-3). Это был уже биоразлагаемый продукт,
причем стоимость его не превышала стоимости сульфонола НП-1.

В ходе проведенных исследований было отмечено более резкое,
чем у препарата НП-1, усиление смачивающей способности раство-
ра НП-3. Это обстоятельство указало на принципиальную возмож-
ность замены биологически неразлагаемого препарата НП-1 на
НП-3.

Некоторое различие в поверхностной активности у исследуе-
мых образцов препаратов объясняется, очевидно, неодинаковым
содержанием в них активной основы и различным соотношением
входящих в состав препаратов сульфатов натрия, несульфирован-
ных соединений и воды.

Применение сульфонола НП-3 вместо НП-1 для модификации
металлической поверхности трубопровода имело существенное пре-
имущество в связи с возможностью сброса отстоявшейся от нефти
воды и последующего ее биоразложения, что позволило бы избе-
жать капитальных затрат на строительство возвратных трубопрово-
дов в процессе осуществления гидротранспорта высоковязкой нефти.

Изучение смачивающей способности состава НП-3 показало,
что при концентрации выше 0,25 % он обладает значительной по-
верхностной активностью. С ростом концентрации раствора его
гидролизующие свойства возрастают, а раствор приобретает спо-
собность избирательно смачивать стальную поверхность в двух-
фазной среде: углеводород (нефть) —вода. Проведенные экспери-
менты с новым ПАВ показали, что путем применения таких актив-
ных добавок, как силикат натрия и сода, может быть достигнуто
усиление смачивающих свойств сульфонола НП-3. При этом гид-
рофобная поверхность металла под действием компонентов смачи-
вающего состава модифицируется и превращается в гидрофиль-
ную. При этом смачиваемость металла водной фазой в значитель-
ной степени зависит от порядка смачивания, что указывает на не-
обходимость осуществления предварительной операции гидрофи-
лизации поверхности стенок трубопровода путем закачки раствора
с концентрацией не ниже 0,3 %. В результате поверхность металла,
находящаяся в контакте с раствором композиции, приобретает гид-
рофильные свойства и уже не смачивается ни обычной маловязкой
нефтью, ни высоковязкой, высокопарафинистой нефтью в широ-
ком интервале для гидронефтепровода.
В ходе экспериментов было также установлено, что состав, со-
держащий препарат НП-3, соду и силикат при общей концентра-
ции 0,3 % и выше, может оказаться полезным и при вынужденной
остановке перекачки водно-нефтяной смеси, т. е. в период, когда
ссздаются условия для протекания инверсии смачивания стенок
трубы нефтью. Даже в случае образования такой нефтяной пленки
на металле этот состав обладает способностью разрывать ее и вы-
теснять с твердой поверхности.

В 1971 г. сотрудниками ВНИИСПТнефти были проведены ис-
следования группы биоразлагаемых ПАВ, выпускаемых рядом
отечественных производств, общая характеристика которых приве-
дена в табл. 4.3.

Опыты показали, что большинство растворов при концентрации
препарата выше 0,2 % хорошо смачивает гидрофобную поверхность
угольного порошка. При этом видна прямая связь между измерения-
ми поверхностных натяжений и временем смачивания: чем меньше
в]>емя смачивания, тем меньше поверхностное натяжение растворов.
Это дает право использовать для композиций те препараты, которые
значительно снижают поверхностное натяжение воды.

Однако значительное понижение поверхностного натяжения не
является однозначным критерием смачивающих свойств препара-
тов, так как налицо явное распределение во времени кинетики сма-
чивания гидрофобной поверхности растворами рассматриваемых
препаратов. Последнее объясняется неодинаковой активностью
препаратов, проявляющейся в различной скорости образования ад-
сорбционного слоя.

Поверхностная активность вещества определяется его химиче-
ским строением и его агрегативным состоянием в растворе. Так, на-
пример, известно, что ПАВ, у которых углеводородные радикалы
имеют разветвленное строение, являются лучшими смачивателями.
По из-за тех же причин большинство из них относится к биологически
не разлагаемым ПАВ, представителем которых является алкиларил-
сульфонат на основе тетрамера пропилена (сульфонол НП-1).

Сульфонол НП-1 значительно снижает поверхностное натяже-
ние воды, т. е. проявляет хорошую способность к адсорбции на
границах раздела фаз и в соответствии с изотермой смачивания об-
ладает большой скоростью адсорбции. Однако вследствие его био-
логической жесткости дальнейшее расширение его производства
не планировалось.
Общая характеристика биоразлагаемых ПАВ
отечественного производства

Препарат	Внешний вид	Характеристика
Сульфонол НП-1	Порошок	Содержание алкиларилсульфона- та 45 %
Сульфонол НП-3	Жидкость	37 %-й водный раствор смеси натриевых солей алкилбензол- сульфокислот, полученных на ос- нове а-олефиновой фракции кре- кинга парафинов.  Содержание, %: несульфированных углеводоро- дов не более 5 воды — до 50 сульфата натрия — 3
Паста на основе сульфами- новой кислоты (очищен- ная)	Жидкость	Изготовлена путем сульфирования вторичных спиртов сульфамино- вой кислоты.  Состав, %:  алкилсульфаты — 50  сульфат натрия — 4,56  несульфированные вещества — 1  вода до	— 45
Паста из вторичных спиртов (неочищенная)	Жидкость	Содержание алкилсульфата — 32 %
Паста обычная, экстрагиро- ванная из вторичных спир- тов	Жидкость	Содержание алкилсульфата — 20 %
Паста на основе первичных спиртов С17-С21	Жидкость	Содержание, %: алкилсульфат — 15 сульфат натрия — 15-20
Паста ВМС	Жидкость	Содержание, %: алкилсульфат — 10 несульфированные углеводо- роды — 10 сульфат натрия — 20
ДНС	Порошок	—
Препарат	Внешний вид	Характеристика
П1ста после скруббера	Жидкость	Содержание алкилсульфата — 6 %
Алкил сульфаты на основе срнтетических жирных спиртов из каталотового жира	Кашеобраз- ная масса	Содержание алкилсульфата — 45 %
А юлят А2	Порошок	Состав, %:  активное вещество	—	52  сульфат натрия	-	17  несульфированные вещества 1,3  вода	—	29,7
АНЧК	Жидкость	Содержание, %: сульфокислота — 19,05 масла	—	4,5  сульфат	—	2,75

Хорошие поверхностно-активные свойства показали препараты
НП-3 и алкилсульфатные пасты, которые содержат 20-30 % ак-
тивного вещества. ДНС и паста, полученные от переработки каша-
лотового жира, показали результаты несколько худшие, и совсем
непригодными оказались аммиачные соли препарата АНЧК.

Результаты изучения поведения препаратов на другой фазовой
границе, а именно на парафиновой поверхности, показали,
что группа алкилсульфатных паст, подобно сульфонолу НП-3
и НП-1, обладает хорошими смачивающими способностями на па-
рафиновой поверхности. Алкилсульфаты от переработки кашало-
тэвого жира снова показали худшие смачивающие свойства.

На основании проведенных экспериментов было показано, что
сульфонол НП-3 и алкилсульфатные пасты, содержащие 20 и 32 %
активного вещества, имеют почти одинаковые с препаратом суль-
фонол НП-1 поверхностно-активные свойства, отличаясь лишь
биоразлагаемостью. Они были рекомендованы для разработки
гидрофилизирующих составов вместо НП-1 в гидротранспорте вы-
соковязких и высокозастывающих нефтей по трубопроводам.

В целом к 1971 г. в качестве ПАВ для гидротранспорта были
предложены соединения типа сульфоно лов, аммиак, оксиэтилиро-
ванные жирные кислоты, а также смеси на основе анионных ПАВ
с неорганическими добавками. Малоисследованными оставались
биоразлагаемые неионогенные соединения типа синтанолов, ис-
пользуемые в ряде отраслей. К ним относится выпускаемый нашей
промышленностью оксиэтилированный жирный спирт — препарат
ОС-20:

R-O-(CH2CH2O)n-H

где R — гидрофобный радикал с числом углеводородных атомов
С16-С18)

п = 20 (число молей окиси этилена).

По Гриффину олеофильно-гидрофильный баланс (ГЛБ) тако-
го соединения равен:

Е
ГЛБ = -у-  14,

где Е — процент окиси этилена в молекуле спирта.

Исходя из показателя ГЛБ, препарат ОС-20 можно отнести
к эффективным эмульгаторам прямых эмульсий, что является цен-
ным в гидроперекачке. Вместе с тем ОС-20 не может обладать до-
статочными смачивающими свойствами, которые зависят, как изве-
стно, от прочности закрепления молекул ПАВ на твердой поверх-
ности. Это обстоятельство делает неосуществимым одно из основ-
ных требований гидротранспорта нефти: гидрофилизацию стенок
трубы. Однако практика создания сложных составов показала,
что они могут обеспечить решение всего комплекса вопросов,
которые встают в связи с использованием ПАВ при гидроперекач-
ке. Учитывая это и ряд ценных свойств, которыми обладает препа-
рат ОС-20, сотрудниками ВНИИСПТнефти была сделана попыт-
ка исследовать его в композиции, пригодной для гидротранспорта
высоковязкой мангышлакской нефти.

Использование неионогенного препарата позволило применить
соленую воду, а в качестве активных добавок для усиления смачи-
вающего действия синтанола (ОС-20) были использованы гексаме-
тафосфат натрия и карбоксиметилцеллюлоза (ГМФН и КМЦ со-
ответственно).
Изучение смачивающих свойств показало, что водный раствор
ОС-20 не смачивает металл в керосине. ГМФН, напротив, хорошо
адсорбируется на металле, а смеси ГМФН, КМЦ и ОС-20 облада-
ют синергизмом смачивающего действия. Наибольшим смачивани-
ем отличаются растворы с объемным содержанием ОС-20 в смеси
от 25 до 50 %. Исходя из этого был рассчитан следующий состав
смачивающей композиции, %:

ОС-20 - 8,0; ГМФН - 60,0; КМЦ - 32,0.

Оптимальная расчетная концентрация этого состава в соленой
воде составляла 0,312 %.

Действие избирательного смачивания ГМФН и КМЦ следует от-
нести за счет адсорбции этих компонентов на металле и образования
гидрофильного гелеобразного слоя. Последний экранирует стальную
поверхность от углеводородов и предотвращает их прилипание.

Исследования смачивающих свойств раствора при погружении
стальной пластинки в мангышлакскую нефть показали, что поверх-
ность металла при обработке раствором композиции во всех случа-
ях остается чистой. Отсутствие нефти на поверхности металла на-
блюдается как выше, так и ниже областей температур застывания
мангышлакской нефти, которые свойственны грунтовым условиям
трассы трубопровода (измерения проводили при температуре
до 5 °C). Образующийся гидрофильный слой, предотвращая при-
липание нефти к поверхности металла, в значительной степени
снижает трение нефти о стенку трубы (табл. 4.4).

Таблица 4.4

Зависимость предельного напряжения сдвига мангышлакской нефти
от вида обработки внутренней поверхности трубы

Вид обработки	Предельное напряжение сдвига, Н/м2 • 102

Не обработанная раствором	81,60

поверхность трубы

Обработанная раствором	8,06

композиции 0,312 % концентрации

Исследования на устойчивость эмульсий мангышлакской
нефти, стабилизированной композицией на основе ОС-20, раство-
ренной в морской воде, показали, что для мангышлакской нефти
в присутствии смеси целесообразно ввести двухступенчатое обезво-
живание с ограничением времени отстоя на первой ступени поряд-
ка 3 ч. Введение деэмульгаторов при этом не требуется. Примене-
ние композиции способствует получению высококонцентрирован-
ных эмульсий. При этом обезвоживание не ухудшается. Проведен-
ные исследования показали, что при кратности эмульсий, равной
5 -5- 2,3 : 1, последние расслаиваются легко.

Сотрудниками института исследовалась кинетика коррозии
стали вследствие применения соленой морской воды в качестве од-
ной из фаз. Эксперименты показали, что скорость коррозии пони-
жается в 2,9 раза. Такое снижение коррозии следует отнести
за счет адсорбции на металле ГМФН и КМЦ, так как ОС-20 как
неионогенное ПАВ не адсорбируется на твердой поверхности.

Такое снижение скорости коррозии невелико и обеспечивает
сохранение первоначальных свойств металлической поверхности,
так как появление продуктов коррозии приводит к увеличению
шероховатости поверхности и тем самым к ухудшению ее гидрав-
лической характеристики.

Весьма важное свойство состава этой композиции заключается
и в способности обессоливать высоковязкие нефти в процессе пере-
качки их по трубопроводам.

Предварительные эксперименты показали, что следует ожи-
дать снижения солесодержания хлористых солей в нефти в 2-5 раз
в зависимости от солесодержания исходной нефти.

Проведенные в 1976 г. сотрудниками ВНИИСПТнефти иссле-
дования показали, что ПАВ, обычно рекомендуемые в качестве
эмульгаторов и стабилизаторов маловязких нефтяных эмульсий,
не обеспечивают гидрофильность металлической поверхности.
Причинами этого являются мономолекулярный характер адсорб-
ции ионогенных ПАВ с ориентацией молекул углеводородными
концами в наружную сторону от металла и отсутствие адсорбции
неионогенных ПАВ. Поэтому указанные ионогенные ПАВ реко-
мендуется применять в трубопроводном транспорте нефти с водой
только с добавками, улучшающими избирательное смачивание
внутренней поверхности трубы со стороны водной фазы (типа сили-
ката натрия, жидкого стекла, гексаметафосфата и триполифосфата
натрия, полиакриламида, солей карбоксилметилцеллюлозы и др.).

Изменяя содержание компонентов в смеси, можно получать
композиции с различными смачивающими свойствами. В таких со-
114
ставах содержание ПАВ обычно не превышает 30 %. Оптимальная
концентрация рабочего раствора соответствует области критиче-
ской концентрации мицеллообразования ПАВ в этом растворе.
При этих условиях облегчается разрыв углеводородных пленок на
поверхности металла.

Усиливающее действие поли- и электролитных добавок к ПАВ
основано на их совместном участии в адсорбционных процессах.
На твердых поверхностях такие композиции образуют коллоиди-
ро ванные адсорбционные слои с толстыми гидратными оболочка-
ми, которые обладают свойствами упруговязких веществ. Эти
свойства обеспечивают большую устойчивость при контакте с дви-
жущейся по трубопроводу высоковязкой нефтью. Гидрофильность
внутренней поверхности трубопровода под действием композиции
ПАВ с активными добавками приводит к ослаблению силы моле-
кулярного взаимодействия между твердой поверхностью и высоко-
вязкой нефтью, к затруднению прилипания нефти к поверхности
трубы. В результате резко снижаются предельное напряжение
сдвига нефти (в 10 раз) и коэффициент гидравлического сопро-
тивления при ее движении по трубопроводу.

Данные о влиянии обработки растворами ПАВ и их компози-
ций на напряжение сдвига застывшей мангышлакской нефти
в трубе (t3acT = 28 °C) приведены в табл. 4.5.

Таблица 4.5

Влияние обработки растворами ПАВ и их композиций на напряжение
сдвига застывшей мангышлакской нефти

Вид обработки внутренней пэверхности трубы	Напряжение сдвига, Н/м2	Состояние поверхности трубы
Необработанная	1880  Сульфонол	916  Сэстав на основе:  aj сульфонола	188  б, оксизгилированного спирта	186		Покрыта нефтью То же Чистая То же

При введении в растворы ПАВ активных добавок поли-
и электролитов снижаются поверхностное натяжение и показатель
преломления растворов ПАВ. Мицеллы в водных растворах ком-
позиций образуются при концентрации основного ПАВ, в 1,5-
2,0 раза меньшей, что имеет большое значение, так как позволяет
уменьшить их расход.

Образование адсорбционных слоев повышенной прочности на
границах раздела необходимо для транспорта высоковязкой
нефти, так как при этом образуются агрегативно и кинетически ус-
тойчивые на время транспортирования нефтяные эмульсии, легко
разрушаемые на конечных Пунктах доставки нефти, например пу-
тем дополнительного подогрева до температур выше точки засты-
вания нефти.

Обработка металлической поверхности водными растворами ком-
позиций на основе ПАВ и активных добавок и вызванная ею гидро-
фильность не приводят к опасности коррозии, так как смачивающие
составы содержат замедлители коррозии (силикаты, полифосфаты).

При контактировании нефти и водных растворов композиций,
обеспечивающих смачиваемость внутренней поверхности трубы,
возможен процесс массопереноса хлористых солей из нефти в вод-
ную фазу. Это позволяет рассматривать трубопровод как техноло-
гическое оборудование по подготовке нефти. Распаду на конечных
пунктах доставки смеси образующейся эмульсии кроме повышения
температуры способствует некоторый рост плотности водной фазы
при переходе солей из нефти.

С целью улучшения гидрофи лизирующей способности раство-
ров ПАВ и закрепления водного слоя на металлической поверхно-
сти трубопровода В. Е. Губиным и А. А. Емковым был предложен
способ, в основу которого положена зависимость смачиваемости ме-
таллических поверхностей от электрического состояния (поляриза-
ции). Для этих целей ПАВ (алкилсудьфаты вторичных спиртов,
алкилбензолсульфонаты, оксиэтилированные спирты и т. д.)
предложено было использовать в комбинации с активными добав-
ками электролитов и полиэлектролитов, в результате чего увеличи-
вается заряд стальной поверхности и изменяется строение двойного
электрического слоя, происходит рост эффективной толщины гид-
рофильного слоя, растекание водной фазы и эффективное сколь-
жение нефти на стенке трубопровода. Рецептуры составов смачива-
ющих композиций приведены в табл. 4.6.

Гидрофилизация стенок трубопровода на практике может быть
осуществлена путем прокачки пробки водного раствора смачиваю-
щей композиции по всей длине трубопровода.
Таблица 4.6

Составы для гидрофилизацни трубопроводов

Номеэ состава	Содержание компонента, %												
	Суль- фонол НП-1	Суль- фонол нп-з	Алкил- сульфо- наты	Окси- этилиро- ваннътй спирт (ОС-20)	Алки- нат натрия	Жидкое  ZVT’OV ТТГЧ А к>А^АМ	Сода	Гексаме- тафос- фат	Карбок- симетил-  ТТО 7Т тгтг»-  лоза	Поли- акрил- амид	Дисол- иан-4411	дс- РАС	Рабочая концент- рация, г/л
1	13					43	44						3,5
2		12			66		22						3,5
3			17		66		17						5,0
4		20				60					20		10,0
5						92				8			32,5
6		14				64				22			10,0
7				8				60	32				3,2
МЛ-2	3				31			60				6	10,0
В целом после проведенных исследований способ гидроперекачки
совместно с растворами ПАВ был предложен для мангышлакских
(узеньской и жетыбайской), пермских (гожанской и биркинской),
туркменских нефтей и нефтей месторождений Прикарпатья.

В дальнейшем ПАВ чаще всего использовались не как индиви-
дуальные продукты, а в композициях. Объясняется это рядом при-
чин как экономического, так и физико-химического характера.
Часто некоторые дефицитные и дорогостоящие ПАВ можно заме-
нить более дешевыми композициями. В других случаях добавляют
к ПАВ минеральные и органические продукты, что усиливает их
действие. Так, в процессе удаления нефти с поверхности океанов
ПАВ выступают в роли пленкообразователя и диспергатора для
сбора пленки в большие капли и превращения в тонущие эмуль-
сии. Для этой цели в ряде случаев применяются композиции из
высших жирных кислот и оксиэтилированных групп. Такая ком-
позиция обладает большим коэффициентом растекания и лучшими
диспергирующими свойствами. В каждом случае применения ПАВ
механизм действия может быть свой, что необходимо учитывать
при выборе реагента.

На выбор ПАВ и их комбинаций решающее значение оказыва-
ют экономические, производственные (сырьевая база, технология,
энергетические ресурсы) факторы.

Значительное распространение способ перекачки с применени-
ем ПАВ, обеспечивающих стабильность эмульсии типа "нефть
в воде", получил за рубежом.

Еще в 1951 г. американская фирма "Сокони-Вакуум" предло-
жила для предотвращения образования чересчур стойких эмульсий
при транспортировании высоковязких нефтей добавлять к перека-
чиваемой нефти воду, содержащую небольшое количество водора-
створимого тринатрийфосфата.

В Индонезии с 1962 г. успешно эксплуатируется нефтепровод
диаметром 508 мм и протяженностью 238 км, по которому перека-
чивается в виде эмульсии около 6,4 тыс. м3 нефти в сутки.

В 1971 г. в США был запатентован метод перекачки высоко-
вязких нефтей в виде эмульсии типа "масло в воде", который осо-
бенно эффективен при перекачке асфальтовых нефтей. Эмульсия
содержит по объему от 50 до 70 % нефти и от 30 до 50 % воды. Если
к нефти асфальтового основания добавляется водный раствор ед-
кого натра, который реагирует с омыляющимися компонентами
118
сырой нефти, то вязкость получаемой эмульсии уменьшается
в 100-1000 раз по сравнению с вязкостью исходной нефти. В зави-
симости от сорта нефти содержание едкого натра в водном раство-
ре может колебаться в пределах от 0,05 до 1,4%. Кроме едкого
натра в качестве эмульгатора могут использоваться гидроокись ка-
лия, гидроокись лития или гидроокись аммония. Могут также
применяться триэтиленамин, этиламин или прониламин, которые,
реагируя с кислотой, содержащейся в асфальтовой нефти, образу-
ют мыльную эмульсию.

При перекачке высоковязких парафиновых нефтей, содержа-
щих лишь незначительное количество омыляющих компонентов
или вообще не имеющих их, необходимую эмульсию получают
путем смешения предварительно подготовленного эмульгатора с
щелочным раствором и сырой нефтью. Этот эмульгатор получают
э кстракцией из некоторых легких асфальтовых нефтей.

Разные сорта нефти обладают различной способностью к обра-
ззванию эмульсии, поэтому при перекачке необходимо подбирать
оптимальные концентрации всех компонентов эмульсии. Чем боль-
ше кислотное число нефти, тем легче образуется эмульсия. Кроме
того, приготовление эмульсии облегчается в случае использования
свежей воды с небольшим содержанием солей.

После перекачки эмульсии по нефтепроводу производится от-
деление воды от нефти. Эмульсия нагревается в теплообменнике до
105 °C и смешивается в отношении 1:3с предварительно подогре-
тым соляным раствором, например с морской водой. Полученная
смесь поступает в сепаратор, в котором при температуре 120-135 °C
I давлении 3,5—5,6 кг/см2 происходит отделение воды от нефти.

В 1970-х гг. в США запатентован метод перекачки добывае-
мых на Аляске нефтей в виде эмульсии, полученной путем добав-
ки к нефти соляного раствора 0,1-5 % по весу обычных поверхно-
стно-активных веществ неионогенного типа. К таким ПАВ относят-
ся растворимые в нефти одноатомные синтетические двухатомные
спирты и другие аналогичные продукты. Эксперименты показали,
что такая эмульсия, содержащая от 40 до 70 % нефти по объему,
имеет сравнительно небольшую вязкость при температурах от 0 до
9,5 °C и потому легко перекачивается при низких температурах.

К 1976 г. в США были предложены способы, предусматривав-
шие смешение водных растворов щелочей с нефтью в присутствии
эмульгатора, в результате чего образуется эмульсия, применяемая
для перекачки по трубопроводу. Например, созданы неио но ген-
ные ПАВ, применяемые для приготовления водно-нефтяных
эмульсий. Эти ПАВ достаточно растворить в пресной или морской
воде в количестве 0,05—0,2 % от объема растворителя. Содержание
воды в перекачиваемой эмульсии составляет 10-15 %. На конце
трубопровода эмульсия разрушается нагревом до температуры
90 °C, и вода отделяется от нефти в сепараторе.

Американский изобретатель П. Титус отметил, что недостатком
метода перекачки высоковязких нефтей по трубопроводам с добав-
лением ПАВ является их сравнительно короткий срок эффектив-
ной службы, и предложил метод транспортирования парафини-
стых нефтей в виде пульпы в потоке воды, рассола и т. и. Парафи-
нистая нефть смешивается с растворимым в нефти ПАВ типа поли-
эфирного спирта, включающего в себя этиленовые соединения типа
"Triton Х-5", добавляемого в количестве 0,2—0,5 % от общего объе-
ма смеси. После этого нефть, в которой парафин находится в жид-
ком или охлажденном до полутвердого состояния, смешивается
с потоком воды и в виде пульпы, содержащей 20-40 % воды, пере-
качивается по трубопроводу. Отработанная вода после ее отделе-
ния в конечном пункте перекачки от нефти используется вновь,
так как ПАВ полиэфирного типа не растворяется в воде. В каче-
стве ПАВ рекомендуется использовать полимеры. Одна из идей
заключается в растворении от 10 до 1000 частей полимеров в 1 млн.
частей воды и затем в составлении водно-нефтяной смеси с содер-
жанием воды от 10 до 50 % веса смеси.

В результате применения растворенных в воде полимеров обес-
печивается контакт воды со стенками трубопровода. В качестве
ПАВ могут использоваться также и многочисленные гомополимеры
и сополимеры (полиакриламиды, полимеры и сополимеры окис-
ленного алкилена, сополимеры акриламида и эфира акриловой
кислоты, сополимеры акриламида и эфира метакриловой кисло-
ты). Вместо полимеров можно использовать также натуральные
материалы (полисахарид). Введение полимерных присадок (вод-
ные растворы метиламина полиакриловой кислоты или растворы
полиакриламида и формальдегида в щелочной среде с концентра-
цией от 0,01 до 10%) оказывается эффективным и для предотвра-
щения образования парафинистых отложений в трубопроводах.
Присадки могут содержать добавки глицерина, диэтиленгликоля
или диметилформамида.
Гидротранспорт нефтей и нефтепродуктов может осуществ-
ляться также другим принципиально отличающимся способом, при
котором в трубопровод одновременно закачивают воду и вязкий
нефтепродукт так, чтобы последний двигался внутри водяного
кольца. Для предотвращения всплытия нефти, находящейся
в кольце, потоку придают вращение, используя, например, спи-
ральные трубы. Такие трубы на внутренней поверхности имеют
винтообразную нарезку заводского изготовления или приваренные
металлические полосы (проволоку) необходимых размеров и с за-
данным шагом. Направляющие спиральной формы вызывают вра-
щение движущегося потока, в результате чего возникают центро-
бежные силы, отбрасывающие более тяжелую, чем нефть, воду
к стенкам трубы. Так как вода имеет малую по сравнению с нефтью
и нефтепродуктом вязкость, суммарные потери на трение невели-
ки, и при заданном давлении на насосных станциях можно полу-
чить большой расход жидкостей. Данным способом могут перека-
чиваться нефти и нефтепродукты, имеющие меньшую, чем вода,
плотность. На конечном пункте производится разделение нефти
и воды любым из известных и ранее рассмотренных способов.
В результате теоретических расчетов было показано, что произво-
дительность трубопровода по нефти может увеличиться в 14—
16 раз по сравнению с перекачкой одной холодной нефти. Однако
широкого распространения этот способ не получил из-за сложности
изготовления винтовых нарезок на внутренней поверхности труб.

Способ создания водяного кольца, не связанный с отмеченными
выше трудностями, в 1967 г. был запатентован в США (рис. 4.3).

Образующая пристенный слой вода непрерывно вводится
в трубопровод через патрубок 1, расположенный на инжекторе 2.
Давление в инжекторе незначительно превышает давление в трубо-
проводе. Внутри корпуса инжектора имеется пористая прокладка 3,
образующая кольцо, внутренний диаметр которого близок к внут-
реннему диаметру трубопровода. Прокладку изготовляют из нера-
створимого в воде и нефтепродуктах материала, имеющего микро-
поры размером от 0,12 до 0,25 мм (например, порошковая сталь
или бронза, пористые керамические материалы). Толщина про-
кладки зависит от проницаемости материала и рабочего давления
в трубопроводе. Перепад давления между внутренней и наружной
стороной прокладки должен быть больше, чем разность между
давлениями в нижней и верхней точках сечения трубы. Интервал
Рис. 4.3. Устройство для создания водяного кольца в трубопроводе: 1 —
патрубок для ввода воды; 2 — инжектор; 3 - пористая прокладка из нераство-
римого материала

между инжекторами определяется исходя из условия несмешения
перекачиваемого продукта и смазывающего слоя за счет поверхно-
стного натяжения пленки. Авторы считают предпочтительным со-
здавать на трубопроводе инжектируемые участки, расположенные
на расстоянии примерно 15 км друг от друга, и на каждом участке
размещать несколько инжекторов с интервалом 0,3—0,5 км. В ре-
зультате инжекторами перекрываются от 0,1 до 0,3 % суммарной
внутренней поверхности трубопровода. При этом условии обеспе-
чивается наличие пленки на всем протяжении трубопровода. Дан-
ный метод применим также для перекачки вязких нефтей и нефте-
продуктов по трубопроводам большой протяженности.

Аналогичный способ был внедрен американской компанией
"Shell Oil", что позволило исключить подогрев нефти и тем самым
снизить себестоимость ее транспортирования. При этом способе пе-
рекачиваемая по трубопроводу нефть движется внутри водяной
"рубашки" и не имеет контакта с внутренней стенкой трубопрово-
да. На такой режим перекачки переведен нефтепровод длиной
38,5 км в штате Калифорния. На головной перекачивающей стан-
ции нефть впрыскивают в трубопровод с помощью специально
сконструированного инжектора. По другому инжектору кольцевой
формы нагнетают воду, образующую кольцевую рубашку по пе-
риферии нефтяного ядра. Благодаря такому расположению ин-
жекторов нефть и вода движутся с примерно одинаковой скоро-
стью, и на всем протяжении сохраняется заданное взаимное распо-
ложение ядра нефти и водяного кольца. Нефть и вода закачивают-
ся в соотношении 7 : 3 при скорости не менее 0,9 м/с.

Для создания пристенного слоя при трубопроводном транспор-
те вязких продуктов необходимо обеспечить специальные меры,
предотвращающие контакт высоковязкой жидкости со стенками
трубопровода при прекращении перекачки. В связи с этим в Анг-
лии был предложен метод, предусматривавший замену воды, ис-
пользуемой для создания кольцевой прослойки, маловязкой сре-
дой, состоявшей из жидкости и отдельных включений, которые под-
вергались в этой жидкости упругопластическим деформациям.

Оригинальный метод перекачки высоковязких пластичных
жидкостей с пристенным слоем из маловязкой жидкости предло-
жен советскими исследователями. Некоторые авторы предлагают
создавать пристенный слой из растворов полимеров, что обеспечи-
вает некоторое гашение кинетической энергии движущихся частиц
нефти и предотвращает непосредственное контактирование (смачи-
вание) нефти со стенками трубопровода. Рекомендуется использо-
вать полимеры окиси этилена, добавляемые в воду в количестве от
10 до 10 тыс. частей на 1 млн. частей воды, или же полимеры и со-
полимеры винилового спирта при содержании их в количестве от
1000 до 20000 частей на 1 млн. частей воды. Могут также приме-
ниться растворы полимеров и сополимеров акриламида в сочета-
нии с низшими алкилакрилатами или метакрилатами при концен-
трации от 10 до 10 тыс. частей на 1 млн. частей воды. Испытания
водного раствора полимера окиси полиэтилена показали, что при
перекачке нефти с вязкостью 3000 сПз напор, необходимый для
пе рекачки, при скорости потока 1,12 м/с уменьшается на 18 % по
сравнению с перекачкой той же самой нефти в том же трубопрово-
де: при кольцевой прослойке чистой воды. Увеличение скорости по-
тека до 1,66 м/с приводит к уменьшению напора — на 28 %.

На конференции 1988 г. Канадской нефтяной ассоциации
в Калгари компанией "Кэнэдиэн Оксидентал Петролеум" были по-
казаны преимущества транспортирования тяжелых нефтей и биту-
мов в виде водной эмульсии по сравнению со способом транспорти-
рования, предусматривающим использование углеводородных
разбавителей для уменьшения вязкости перекачиваемых сред.

Технология транспортирования тяжелых нефтей и битумов
в виде эмульсии, в которой дисперсионнной фазой является вода,
разрабатывалась с 1985 г. совместно компаниями "Кэнэдиэн Окси-
дентал Петролеум" и "Оксидентал ЮЭсЭй". Испытания техноло-
гии проводились дважды в лабораторных условиях и один раз на
экспериментальной установке в Талсе.

Исследования предусматривали разработку ПАВ, предназна-
ченного для подготовки стабильной эмульсии с водной дисперси-
онной фазой, оценку свойств получаемой эмульсии, выбор опти-
мальных условий для подготовки и сохранения эмульсии, прове-
дение лабораторной оценки стабильности эмульсии в трубопрово-
де. Была построена также экспериментальная установка для
проведения исследований и испытаний, выполнены два промысло-
вых испытания для крупномасштабной демонстрации технологии.

Разработанный ПАВ испытали с тяжелыми углеводородами более
чем 15 типов, в том числе с битумами комплексов "Синкруд", "Сан-
кор" и "ПиСиИДжи", а также необычно тяжелых нефтей месторожде-
ний Примроуз, Линдберг, Воль-Лейк, Форт-Кент и Коулд-Лейк.

Технология состоит из следующих основных стадий: образова-
ния эмульсии, ее перекачки, получения и разрушения (рис. 4.4).

Система образования эмульсии относительно проста, в нее
прежде всего входят резервуары для добытой нефти или битума,
а также для воды. В пресную или пластовую воду вводят и пере-
мешивают с ней эмульсифицирующие ПАВ. Подогретую и про-
мысловую воды в заранее определенной пропорции закачивают
в устройство эмульсификации. Температуры обычно поддержива-
ют в пределах 49—88 °C. Полученная эмульсия может быть откача-
на в хранилище либо непосредственно в трубопровод.

В трубопроводной системе эмульсию перекачивают таким же об-
разом, как и обычная нефть. Во время испытаний она не разруша-
лась в высокооборотных центробежных насосах, при проходе через
разгрузочные клапаны и другое оборудование. Периодически
необходимо определять характеристики эмульсий с целью выявле-
ния возможной деградации входящих в их состав ПАВ.

В пункте приема эмульсия поступает в резервуар и на установ-
ки для ее разрушения, в результате которого получают первона-
чальные углеводороды, которые необходимо было перекачивать.
Разделение эмульсии можно производить с использованием обыч-
ных нефтезаводских водоотделителей и обессоливающих устано-
вок. Нефть можно подвергать осушке путем подогрева до темпера-
тур 128-138 °C, при этом содержание воды в нефти снижается до
уровней, обусловленных нефтезаводскими стандартами. Извлечен-
124
Pi [с. 4.4. Система подготовки и транспортирования эмульсии, включая
фракционирование: I - легкая фракция; II — тяжелая нефть; III — ПАВ;
IV — тяжелая фракция; V — эмульсифицированная тяжелая фракция; 1 —
фракционирующая колонна; 2 — эмульсия; 3 — вода; 4 - трубопровод

ная вода перед сбросом должна быть обработана.

Технология перекачки тяжелых нефтей в виде водной эмуль-
сии позволит экономично транспортировать их. Схема может обес-
печить фракционирование тяжелых углеводородов на легкие и тя-
желые углеводороды с температурой кипения фракций 526-570°С.

Технология перекачки тяжелых нефтей и битумов с фракцио-
нированием имеет следующие преимущества.

Для транспортирования требуется меньше воды, чем при обыч-
ном способе. В результате по трубопроводу приходится перекачи-
вать меньше жидкости и соответственно уменьшаются затраты на
перекачку, а также расходы на разделение эмульсии и удаление
воды. Если тяжелая фракция используется в качестве котельного
топлива, то расходы на разделение и удаление воды могут быть
устранены полностью.

Схема характеризуется большей гибкостью по сравнению
с обычной схемой. Тяжелую фракцию можно сжигать непосред-
ственно в котельных установках без предварительного разделения.
В тяжелой фракции остаются сера и металлы, входящие в состав
битума. Разрабатывается техника включения в состав эмульсий
специальных добавок, захватывающих эти компоненты при сгора-
нии тяжелых фракций.

Легкую фракцию можно далее перекачивать по трубопроводу
без разбавления, как обычную нефть. В результате увеличения
теплосодержания перекачиваемого потока компенсируются затра-
ты на фракционирование.

При использовании трубопровода протяженностью 800 км
и соотношении нефти и воды в потоке 70 : 30 единичные затраты
на транспортирование оцениваются в 2,45 долл., в то время как
в случае применения разбавителей они колеблются в пределах
3,75-5,75 долл., в зависимости от степени потери их на всем пути от
начальной до конечной точек трубопровода. Предполагаемая нехват-
ка разбавителей в Канаде может быть причиной роста их стоимости.

Таким образом, все три типа ПАВ, выпускаемых химической
промышленностью как в нашей стране, так и за рубежом, были
задействованы в решении проблемы улучшения транспортабельно-
сти высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов
и нашли на этом этапе разработок достаточное применение.

Дальнейшее же развитие химической промышленности и ис-
следования в области трубопроводного транспорта высоковязких
и высокозастывающих нефтей способствовали созданию и исполь-
зованию принципиально новой группы химических веществ — по-
лимеров, которые пришли на смену поверхностно-активным веще-
ствам в области трубопроводного транспорта нефти, однако и се-
годня использование ПАВ в ряде случаев остается актуальным
и необходимым.

4.2.	Полимерные депрессорные присадки

Транспорт высокопарафинистых нефтей и тяжелых нефтепро-
дуктов по трубопроводам вызвал необходимость изыскания наиболее
126
рационального и эффективного способа перекачки таких нефтей.

Исследования, проведенные в этой области как в нашей стра-
не, так и за рубежом, выявили возможность использования для
улучшения транспорта высокопарафинистых нефтей и тяжелых
нефтепродуктов веществ—стимуляторов потока, так называемых
депрессорных присадок. Этот способ не требует больших дополни-
тельных капитальных затрат и при достаточно широком освоении
производства присадок может быть экономически более выгодным
по сравнению с другими способами перекачки.

Применение депрессорных присадок способствует увеличению
производительности нефтепроводов, гарантирует надежность пус-
ка нефтепровода после длительных остановок, улучшает работу
скзажин и сборных трубопроводов на промыслах нефти, а также
со<ращает отложение парафина на стенках трубопровода и в ре-

зервуарах и т. д.

Депрессорные присадки к нефтям и тяжелым нефтепродуктам —
это нефтерастворимые синтетические полимерные продукты, кото-
рые при введении в небольших количествах в мазут или нефть
с повышенным содержанием парафина способны изменять ее рео-
логические свойства, особенно вязкость и напряжение сдвига. Вве-

дение присадки приводит к существенному изменению процесса
кристаллизации в парафинистых нефтях. Это выражается в по-

выш|ении степени дисперсности, изменении формы и уменьшении
слигаемости парафиновых кристаллов. В случае отсутствия при-
садки тонкие пластинчатые или игольчатые кристаллы слипаются
и образуют рыхлую гелеобразную структуру, придающую жидко-
сти теньютоновские свойства. При введении депрессорных приса-

док предотвращается или замедляется это слипание, при этом изме-

няется поведение кристаллов, их размеры и межкристаллическое
взаимодействие, соответственно снижается температура, при кото-
рой образуется гелеобразная структура во время остывания обрабо-
танной присадкой нефти.

Использование стимуляторов потока в общем случае эффек-
тивно вблизи точки застывания, так как парафины не начинают
слипаться до этого момента. Эксперименты показали, что присад-
ки помогают предотвратить слипание кристаллов парафина при

температурах выше точки застывания.

Особенно серьезные проблемы возникают при пуске трубопро-
вода после длительного его простоя.
Этот способ не требует больших дополнительных капитальных
затрат и при достаточно широком освоении производства присадок
может быть экономически более выгодным по сравнению с други-
ми способами перекачки. Хотя горячая перекачка наиболее распро-
страненный способ транспортирования парафинистых нефтей по
трубам, однако применение присадок-стимуляторов чаще всего
предпочтительнее (малые расходы при очень высоких температу-
рах застывания нефти); при большой протяженности трубопрово-
да изоляция трубопровода слишком дорогостоящая и возникает не-
обходимость сооружать несколько тепловых станций; длинные
морские трубопроводы.

Если учесть и то, что применение присадок способствует
уменьшению отложений парафина на стенках магистрального тру-
бопровода и в резервуарах, улучшению работы скважин и сбор-
ных трубопроводов на промыслах нефти, то становится вполне оче-
видной необходимость и перспективность решения данной проблемы.

Применение присадок позволит не только снизить энергозатра-
ты на перекачку, но и уменьшить число насосных и тепловых стан-
ций на вновь проектируемых нефтепроводах. В некоторых случа-
ях можно ожидать перевод "горячего" нефтепровода на эксплуата-
цию лишь с одним пунктом подогрева на головном сооружении.

Первым толчком к идее использовать депрессорные присадки
для улучшения транспорта высокопарафинистых нефтей в нашей
стране стали положительные результаты применения присадок
депрессорного действия (АзНИИ, ВНИИНП, АзНИИ-ЦИАТИМ,
сантопур, парафлоу) к смазочным маслам. Однако вследствие бо-
лее высокого содержания парафина в нефтях по сравнению с мас-
лами парафинового основания добавление их к высокопарафини-
стым нефтям не привело к желаемым результатам.

Дальнейшие исследования, проведенные в конце 1960-х годов
с такими присадками, как Азербайджан-2, полиизобутилен, поли-
метакрилат, алкилфенолят кальция, показали, что, несмотря на
улучшение реологических свойств высокопарафинистой нефти, их
практическое использование будет ограничено недостаточной эф-
фективностью и высокой стоимостью. Однако проведенные экспе-
рименты дали основание полагать, что с помощью присадок можно
улучшить реологические свойства высокопарафинистых нефтей.

Первыми присадками, которые успешно прошли лаборатор-
ные, а затем и промышленные испытания в 1969—1970 гг., были за-
рубежные стимуляторы потока группы "Paramins" фирмы "Эссо
рисерч”. Основные физические характеристики наиболее эффек-
тивных присадок группы "Paramins" на основе пропилен-этилено-
вых полимеров приведены в табл. 4.7.

Таблица 4.7

Физические характеристики присадок группы "Paramins”

Присадка	Плотность, кг/м!	Вязкость, мм2/с		Т„ °C	Температура вспышки, °C
		100°С	50°С		
Paradyne-70	900	250	750	+27	54
ЕСА-4242	940	30	70	+36	77
ЕСА-5217	900	15	45	+39	80
ЕСА-5234	900	И	30	+42	80

Оптимальный диапазон концентраций присадки в нефтях со-
ставляет 0,02-0,15% (вес). При введении 0,02-0,03% присадки
уменьшается в основном парафинизация труб и оборудования.

При температуре 20 °C это воскообразные вещества, хорошо
растворимые в углеводородных растворителях и в самой нефти.
Для выполнения технологических операций присадки разогревают
до 55-60 °C. Перед введением присадок нефть также должна быть
нагрета до 55—60 °C для того, чтобы процесс кристаллизации пара-
фина происходил в присутствии присадки.

Эти присадки были использованы западноевропейскими фир-
мами для транспорта высокопарафинистых нефтей на таких неф-
тепроводах как Роттердам — Рейн (L = 236 км), Иль-де-Франс
(L = 150 км), Финнарт —Грейнджмут (L = 92 км).

1.	Трубопровод Роттердам—Рейн. Нефтяная смесь "амна-са-
рир-алжир" в соотношении 80 : 8 : 12 была обработана присадкой
"Paradyne-70" фирмы "Esso" и прокачана по трубопроводу Роттер-
дам-Рейн (диаметр 400 и 900 мм и протяженность 236 км)
без каких-либо осложнений. Обычно по трубопроводу смесь
африканской и ближневосточной нефтей перекачивали в соотноше-
нии 40 : 60, а необработанную смесь в соотношении 80 : 8 : 12 перека-
чивать было невозможно.

2.	Трубопровод "Иль-де-Франс". Испытание проводили на
чистой нефти месторождения Амна, обработанной присадкой

5 - 136
"Paradyne-70" и перекачиваемой по трубопроводу диаметром 500 мм
и протяженностью 150 км. Температура застывания нефти после
обработки снизилась от 24 до 0 °C. Свойства текучести нефти оста-
вались неизменными даже через 25 дней хранения нефти в резер-
вуарах.

3.	Трубопровод Финнарт—Грейнджмут. По данному трубо-
проводу протяженностью 92 км транспортировалась смесь афри-
канской и ближневосточной нефтей в соотношении 80 : 20, обрабо-
танной присадкой ЕСА-5217. Эксплуатация трубопровода была
приостановлена на две недели и после ее возобновления, оказалось
возможным без каких-либо осложнений прокачать всю нефть.

Добавление присадок в указанные нефти или смеси нефтей
в количестве 0,12 и 0,15 % от веса нефти снизило величину пласти-
ческой вязкости ц и предельного напряжения сдвига т0 по сравне-
нию с т| и т0 исходных нефтей соответственно в 2-4 и 50-70 раз
при температуре испытаний 10 и 4 °C. Применение присадок по-
зволило повысить производительность перекачки высокопарафи-
нистых нефтей без дополнительных затрат на насосное оборудова-
ние и теплоизоляцию. После транспортировки нефти по трубопро-
воду Иль-де-Франс свойства текучести оставались неизменными
даже через 25 дней хранения нефти в резервуарах. Испытания же
по пуску нефтепровода Финнарт—Грейнджмут после остановки
на 13 суток показали, что пуск нефтепровода, заполненного
нефтью с присадкой, не представляет трудностей, и нефтепровод
довольно быстро выходит на расчетную производительность.

В нашей стране активными исследованиями присадок
группы "Paramins" в начале 1970-х годов занимались сотрудни-
ки НИИСПТнефти — Ю. В. Скрипников, Ю. А. Сковородников,
О. В. Сазонов, Т. В. Антонова, А. А. Емков и др. Лабораторные
исследования, проведенные в НИИСПТнефти и в МИНХ и ГП
им. И. М. Губкина на высокопарафинистой мангышлакской
нефти, показали, что все упомянутые выше присадки группы
"Paramins" улучшают реологические свойства нефти, наиболее же
эффективной была признана присадка ЕСА-4242.

Результаты исследований показали, что наиболее эффектив-
ным температурным интервалом введения присадки в нефть явля-
ется 55-65 °C. Этому интервалу соответствуют наилучшие парамет-
ры обработанной нефти после охлаждения.

Применение присадки в большей степени обеспечивает умень-
шение динамического и статического напряжения сдвига, чем
уменьшение пластической вязкости.

Температура застывания мангышлакской нефти понижается
с 32 до 21 °C при концентрации присадки ЕСА-4242 0,1 % и до
+18 °C — при концентрации 0,2 %.

Физические свойства нефти определяются в большей степени
размером и формой кристаллов парафина, чем абсолютным его
количеством в нефти при данной температуре. С введением при-
садки существенно изменяется процесс кристаллизации в парафи-
нистых нефтях. Это выражается в повышении степени дисперсно-
сти, изменении формы, уменьшении слипаемости парафиновых
кристаллов. Вместе с тем присадки не действуют как растворитель
кристаллического парафина, не понижают температуру кристаллиза-
ции и не уменьшают количество кристаллического парафина в нефти.

В 1973 г. были проведены первые промышленные испытания
депрессорной присадки ЕСА-4242 при пуске нефтепровода Гурь-
ев-Куйбышев, которые подтвердили результаты лабораторных ис-
следований об эффективности действия данной присадки. Опыт-
но-промышленные испытания показали, что при введении присад-
ки значительно облегчается пуск нефтепровода даже в неблагопри-
ятный период года.

При обобщении полученных результатов также отмечалось, что
пр именение присадки ЕСА-4242 на горячем нефтепрюводе Узень*Ту-
ргев-Куйбышев не обеспечит перевод нефтепровода на работу без
пр юмежу точных подогревательных пунктов, а позволит лишь умень-
шить их число или значительно уменьшить давление насосов, что мо-
жет быть оценено на основании технико-экономических расчетов.

Нефть является многокомпонентной системой, поэтому в про-
цессе кристаллизации парафинов в углеводородной среде прини-
мают участие различные ее компоненты, в том числе и естественные
ПАВ. В этой связи были проведены исследования взаимодействия
присадки с парафинистыми компонентами нефти, в частности
с ПАВ как природными, так и вводимыми в нефть в процессе ее
подготовки.

Чем выше межмолекулярное взаимодействие присадки с угле-
водородами нефти, тем больше ее влияние на напряжение сдвига
и пластическую вязкость нефти. Увеличение межфазного поверх-
ностного натяжения на границе с водой следует объяснить связыва-
нием естественных ПАВ нефти (асфальтены, смолы и др.) молеку-
лами присадки и обеднением ими поверхности раздела нефть—
Еюда.

При исследовании отложений парафина из нефти на металле
наблюдалось образование комплекса природных ПАВ нефти
с присадкой ЕСА-4242. Полученные результаты показали значитель-
ное увеличение концентрации асфальто-смолистых веществ в отложе-
ниях парафина в присутствии присадки ЕСА-4242. Взаимодействие
между присадкой и природными ПАВ нефти сказывается на механиз-
ме кристаллизации парафиновых углеводородов в нефти, который,
по нашему мнению, будет отличаться от простой сокристаллизации.

Значительный интерес представляли и исследования взаимо-
действия присадок с ПАВ, присутствующими в нефти в результате
применения ряда реагентов в процессе добычи и подготовки нефти.
В качестве таких добавок были использованы растворимые в нефти
неионогенные ПАВ ОП-4 и S-22.

Результаты исследований показали, что при введении нефте-
растворимых ПАВ (0,1 %), во-первых, понижается поверхностное
натяжение на границе нефть—вода, во-вторых, сгущается нефть.
По-видимому, происходит образование комплексных соединений
присадки и ПАВ, снижающих депрессорное действие присадки.

В ходе проведенных экспериментов были сделаны выводы, что
депрессорные присадки типа "Paramins" обладают стабилизирую-
щим действием в отношении кристаллов парафина, инактивны на
границе раздела фаз: углеводород —воздух; углеводород— дис-
тиллированная вода. Инактивность присадки может служить
характеристикой ее депрессорного действия, а депрессорные при-
садки типа "Paramins" способны образовывать определенные комп-
лексные соединения с ПАВ, в результате чего активность присадки
как депрессатора понижается.

В 1975 г. во ВНИИСПТнефти были проведены эксперименталь-
ные исследования, цель которых заключалась в определении степени:

—	улучшения реологических свойств мангышлакской нефти;

—	уменьшения гидравлического сопротивления трубопровода
при перекачке мангышлакской нефти;

—	уменьшения пускового давления нефтепровода после оста-
новок его на различное время.

Опытно-промышленные испытания на трубопроводном стенде
проводили с целью выявления эффективности действия присадки
на нефть в стендовых условиях, приближавшихся к условиям
132
транспортирования нефти по магистральным трубопроводам. Ис-
пытания проводили на нефти с оптимальной концентрацией при-
садки — 0,15% вес.

Лабораторные исследования показали, что действие присадки
нгиболее эффективно при введении ее в мангышлакскую нефть,
негретую до 60-65 °C. На основании этого при проведении опыт-
но-промышленных испытаний была принята следующая техноло-
гия введения присадки: нефть и присадку, взятые в весовом соот-
ношении 1:1, нагревали приблизительно до 60 °C и затем смеши-
вали; после тщательного перемешивания смесь заливали в резерву-
ар с основной массой мангышлакской нефти, нагретой приблизи-
тельно до 60 °C. Во время залива смеси и после, примерно в течение
12 ч, мангышлакскую нефть интенсивно перемешивали путем цир-
куляции ее по схеме резервуар-насос-резервуар.

Эксперименты показали, что с повышением температуры нефти
эффективность действия присадки уменьшается и при температу-
рах 40°С и выше практически не наблюдается. При температуре
нефти, обработанной присадкой, ниже 20 °C перепады давления
резко возрастают, т. е. перекачка нефти, обработанной присадкой,
при температуре ниже 20 °C технически нецелесообразна.

Следовательно, область наиболее эффективного действия при-
садки находится в интервале 20-40 °C.

В результате проведенных исследований и экспериментов было
установлено, что добавление присадки ЕСА-4242 в мангышлак-
скую нефть в количестве 0,15% вес. приводит к снижению:

—	эффективной вязкости нефти и гидравлического сопротив-
ления трубопровода при ламинарном режиме течения и температу-
ре нефти 20-30 °C примерно в 3~4 раза;

—	пускового давления трубопровода в 10—40 раз в зависимо^
с"и от времени остановки перекачки и температуры нефти.

Применение присадки позволяет снизить температуру перека-
чиваемой нефти на 10-15 °C, что существенно уменьшает расход
топлива на подогрев нефти. Кроме того, снижение температуры
пэдогрева нефти способствует значительному повышению надеж-
ности работы нефтепровода.

К недостаткам депрессорных присадок были отнесены ее высо-
кая стоимость и недостаточная эффективность при температурах
перекачки ниже 20 °C.

При этом также было отмечено, что вопросы добавления приса-
док к высокопарафинистым нефтям не получили еще достаточно
широкого освещения в нашей стране. Поэтому для решения про-
блемы планировалась широкая работа в направлении изыскания
и разработки эффективных и дешевых присадок, изучения меха-
низма их действия на парафинистые нефти.

Так как депрессорные присадки являются довольно дорогосто-
ящими химическими реагентами, возникает задача определения
минимально допустимой концентрации присадки в нефти, которая
обеспечивала бы максимально возможный технический и технико-
экономический эффект. Теоретическими разработками данного
вопроса занимались сотрудники Управления Урало-Сибирскими
магистральными нефтепроводами и Уфимского нефтяного института
Ш. Н. Ахатов, Р. Г. Исхаков, Л. С. Абрамзон, П. И. Тугунов.

Исследования реологических свойств нефтей позволили опре-
делить параметры, при которых применение депрессорных приса-
док наиболее эффективно: температура нефти при введении при-
садок должна равняться 55-65 °C, концентрация депрессорной
присадки должна быть примерно 0,20 % веса нефти, скорость ох-
лаждения нефти с депрессорной присадкой 10-20 °С/ч, условия
охлаждения статические.

На основании проведенных исследований во ВНИИСПТнефти
было установлено, что вводить депрессорную присадку следует:

1)	в турбулентный поток нефти, нагретой до 55-65 °C, на го-
ловной насосной станции, в трубопровод после подогревательных
устройств;

2)	в виде "концентрата" в поток нефти с температурой 40—
50 °C на головной насосной станции, в трубопровод перед подпор-
ными насосами. Прохождение нефти через подпорные и магист-
ральные насосы обеспечивает равномерное распределение присад-
ки по всему объему нефти, а при последующем нагреве до 55-
65 °C повышается депрессорное действие присадки.

Применение концентрата, представляющего раствор присадки
в перекачиваемой нефти в отношении 1 : 1 или 1:2, также способ-
ствует более равномерному распределению присадки по всему
объему перекачиваемой нефти. Рекомендуемая технологическая
схема ввода концентрата представлена на рис. 4.5.

Высокопарафинистую нефть заливают в резервуары 1 или 3
в количестве, определяемом заданным соотношением присадка-
нефть. Нефть из трубопровода 5 желательно отбирать после места
134
Рис. 4.5. Технологическая схема дозировочной установки для введения
депрессорной присадки ЕСА-4242 в нефть (нефтепровод Узень-Гурьев-
Куйбышев, 1973 г.): 1,3 резервуары; 2, 4 - теплообменники; 5 — трубо-
провод; 6 — распыляющее устройство; 7, 8 — центробежные насосы; 9, 10 —
фильтры; 11, 12 — плунжерные насосы; 13, 14 — насосы; 15 -  сборный кол-
лектор; 16 — тепловые камеры

установки распыляющего устройства 6.

Депрессорную присадку, которая обычно поступает в бочках
объемом 200 л, нагревают в специальных тепловых камерах 16 до
температуры 55—65 °C. При этом присадка переходит в жидкое со-
стояние и сливается в сборный коллектор 15, из которого подается
насосом 13 (14) в резервуар с нефтью. Такая последовательность
способствует лучшему перемешиванию компонентов.
В резервуаре смесь тщательно перемешивают центробежными
насосами 7, 8. Для поддержания температуры концентрата в пре-
делах 55-65 °C резервуары 1, 3 необходимо оборудовать теплооб-
менниками 2, 4.

В трубопровод 5 концентрат подают дозировочным плунжер-
ным насосом // (/2), производительность которого зависит от за-
данного процентного содержания присадки в нефти, весового соот-
ношения компонентов в концентрате и производительности трубо-
провода.

Резервуары вводят в работу поочередно, например когда из
одного резервуара концентрат подают в трубопровод, в другом
в это время его перемешивают. При опорожнении резервуара сис-
тему переключают на другой. Циркуляционные центробежные на-
сосы для тщательного перемешивания компонентов должны рабо-
тать постоянно как при приготовлении концентрата, так и при за-
качке его в трубопровод.

Равномерное распределение концентрата по всему объему пе-
рекачиваемой нефти осуществляют с помощью распылительного
устройства 6, установленного на оси трубопровода 5. Для очистки
концентрата от возможных механических примесей, которые могут
засорить распыляющее устройство, применяются фильтры 9, 10.

Если распыляющее устройство установить затруднительно, то
концентрат вводят в трубопровод через обыкновенный штуцер, по-
скольку прохождение нефти с присадкой через подпорные и маги-
стральные насосы, как показала практика, обеспечивает ее доста-
точно хорошее распределение по всему объему нефти.

Для исключения застывания присадки, концентрата, а также
высокопарафинистой нефти в трубопроводах дозировочной уста-
новки их необходимо оборудовать пароспутниками и покрыть теп-
лоизоляцией.

При введении присадки в трубопровод в чистом виде техноло-
гическая схема дозировочной установки несколько упрощается,
так как не нужны линии для подвода высокопарафинистой нефти
в резервуары.

При обработке нефти депрессорной присадкой по данной тех-
нологии скорость охлаждения значительно меньше оптимальной
и нефть охлаждается в динамических условиях. Однако это суще-
ственно не влияет на реологические свойства нефти, поэтому реа-
лизация оптимальных условий охлаждения нецелесообразна из-за
136
больших дополнительных материальных затрат.

Данная технология была успешно применена на нефтепроводе
У зень-Гурьев-Куйбышев при введении депрессорной присадки
ЕСА-4242 в высокопарафинистую мангышлакскую нефть.

Присадка может поступать и в железнодорожных цистернах
с паровыми рубашками. Перед сливом ее нагревают до 55-60 °C.
Затем шестеренчатыми или винтовыми насосами присадку перека-
чивают в резервуары для хранения по теплоизолированным трубо-
проводам, снабженным пароспутниками.

В 1974 г. были проведены исследования по улучшению реоло-
гических параметров усинской и смеси южных (пашнинская,
джьерская, тэбукская) нефтей Коми АССР с помощью термообра-
ботки и с использованием депрессаторов.

Исследования были проведены на пробах товарных нефтей,
отобранных на конечных участках из соответствующих магист-
ральных трубопроводов в мае 1974 г.

В связи с тем что термообработка усинской нефти оказалась
недостаточно эффективной, была исследована возможность улуч-
шения реологических свойств нефти при введении в нее депрессор-
ных присадок ЕСА-4242 и "Paradyne-70".

Исследования показали, что при введении присадок ЕСА-4242
незначительно улучшаются реологические параметры усинской нефти.

Существенные улучшения реологических свойств усинской
нефти получены с применением присадки "Paradyne-70"..

При оптимальных условиях (Тв = 70 °C, концентрация 0,15 %)
добавление присадки "Paradyne-70" в усинскую нефть значительно
влияет на процесс кристаллизации парафина. Введение присадки
приводит к уменьшению температуры застывания (до минус 20°C),
к устранению структурообразования (отсутствие статического и дина-
мического напряжения сдвига, уменьшение вязкости). При 5 °C вяз-
кость снижается в 1,5 раза по сравнению с исходной нефтью.

Сотрудниками ВНИИНП, МИНХ и ГП была исследована
группа полимеров этилена отечественного производства, которые
использовались в качестве депрессорных присадок к парафини-
стым нефтям Туркмении.

При планировании эксперимента за параметр оптимизации
был принят предел прочности на сдвиг кристаллической структу-
ры высокопарафинистой нефти при температуре ниже температу-
ры ее застывания (в данном случае при минус 5 °C).
Предел прочности на сдвиг определяли на специальной уста-
новке, позволяющей автоматически регистрировать процесс разру-
шения геля парафина в высокозастывающих нефтях.

По результатам дисперсионного и факторного анализа были
сделаны выводы, что физико-химический состав нефти оказывает
существенное влияние на структурно-механические свойства,
и между средними для них существует значимая разность, поэтому
необходимо рассматривать действия присадок конкретно для каж-
дой нефти.

Между средними значениями предела прочности структур, обра-
ботанных двойными полимерами Д, и "Paradyne-70", тройным.поли-
мером этилена С и присадкой ЕСА-4242, существенной разницы нет.

Также отмечалось, что действие на низкотемпературные свой-
ства всех исследуемых нефтей присадки ЕСА-4242 универсально
и ее необходимо рекомендовать для нефтей месторождений Кум-
Даг и Окарема;

—	из двойных полимеров этилена наиболее эффективна при-
садка "Paradyne-70";

—	из исследуемых тройных полимеров этилена наиболее перс-
пективным оказался полимер С. Так, эта присадка снизила темпе-
ратуру застывания котуртепинской нефти на 11 °C.

Тройные полимеры этилена могут быть использованы в каче-
стве стимуляторов потока для высокозастывающих нефтей с содер-
жанием парафина до 6~10% вес.

Дальнейшие исследования и проведенные эксперименты пока-
зали, что для улучшения трубопроводного транспорта высокопара-
финистых нефтей наиболее экономично применение не одного спо-
соба улучшения реологических свойств нефтей, а их комбинации,
например введение депрессорной присадки в высокопарафини-
стую нефть с последующим добавлением ее в смеси маловязких
нефтей.

В связи с этим были исследованы реологические свойства:

—	смеси маловязких нефтей (содержание парафина — 4,76,
асфальто-смолистых веществ — 14,03 %) и мангышлакской нефти
(содержание парафина — 18,1, асфальто-смолистых веществ —
17,52%);

—	ромашкинской (содержание парафина — 4,97, асфальто-
смолистых веществ — 15,76 %) и мангышлакской нефти.

Введение даже небольшого количества высокопарафинистой
нефти в смеси маловязких нефтей резко ухудшало их реологиче-
ские свойства, особенно при низких температурах.

Перекачка таких смесей без подогрева затруднена, так как из-
за высокой вязкости нефти) снижается производительность трубо-
провода, а резкое возрастание давления может превысить допусти-
мое давление в трубопроводе. В связи с этим были проведены ис-
следования влияния некоторых отечественных и зарубежных деп-
рессорных присадок на реологические свойства смесей высоко-
парафинистой мангышлакской нефти с маловязкими нефтями.
Наиболее эффективной оказалась присадка ЕСА-4242 группы
"Paramins" (фирма Эссо Кемикал). Поэтому дальнейшие работы
выполнялись с ее применением.

Целью исследований было определение реологических пара-
метров смесей после добавления присадки, оптимальной концент-
рации присадки в смесях d различным содержанием высокопара-
финистой нефти и устойчивости реологических свойств смесей, об-
работанных присадкой.

Смеси приготавливали следующим образом. Мангышлакскую
нефть нагревали до 60 °C, обрабатывали присадкой, затем охлаж-
дали до 40 °C и смешивали с маловязкой нефтью, имеющей темпе-
ргтуру 20 °C.

Анализ опытных данных показал улучшение реологических
свойств смесей: вязкость уменьшается в 1,5—2 раза, динамическое
напряжение сдвига в 2,5-10 раз. Смеси нефтей, содержащих до
40 % мангышлакской нефти, обработанной присадкой, при 20 °C
обладают свойствами ньютоновских жидкостей. Статическое напря-
жение сдвига — такой смеси равно нулю, а смеси с содержанием 40 %
необработанной мангышлакской нефти составляют 610 дин/см2.

Реологические свойства нефтяных смесей резко улучшались
при содержании в них пбисадки 0,03—0,05 %. При дальнейшем
увеличении содержания присадки темпы снижения реологических
параметров смесей уменьшались. Значения реологических пара-
метров смесей снижались при введении присадки до некоторой
предельной концентрации, являющейся оптимальной (табл. 4.8).

С увеличением содержания высокопарафинистых нефтей
в смесях эффективность обработки их присадкой повышается. Рео-
логические параметры смеси с содержанием 10% мангышлакской
г.ефти изменяются несущественно.

Опыты также показали, что свойства смеси остаются без изме-
Таблица 4.8

Оптимальная концентрация присадки ЕСА-4242 для смеси
ромашкинской и мангышлакской нефтей

Содержание мангышлакской нефти, %	Оптимальная концентрация присадки ЕСА-4242, %
20	0,03
30	0,05
40	0,07
60	0,1
80	0,15

нения в течение времени, превышающего длительность возможных
остановок трубопровода.

Таким образом, введение небольших количеств присадки
в нефтяные смеси приводит к существенному улучшению их реоло-
гических свойств, а также позволяет увеличить количество высоко-
парафинистой мангышлакской нефти в них. Смеси маловязких
нефтей при содержании в них до 40 % мангышлакской нефти, об-
работанной присадкой, можно транспортировать без путевого по-
догрева.

Первый отечественный полимерный депрессатор ДН-1, реко-
мендованный к производству, был создан НИОХ СО АН СССР
совместно с ВНИИСПТнефтью. Данная присадка представляла
собой сополимер, изготовленный на основе сложных эфиров акри-
ловой и метакриловой кислот и высших насыщенных спиртов.
В 1976 г. успешно прошли приемочные испытания его опытной
партии, изготовленной на основе высших спиртов, полученных из
синтетических жирных кислот (СЖК). По предварительным рас-
четам ВНИИПАВ, себестоимость депрессатора ДН-1 на основе
высших спиртов из СЖК составляла 800 руб/т.

Испытания присадки ДН-1 были проведены на высокопара-
финистых мангышлакской и возейской нефтях. Концентрация
присадки в нефти составляла 0,15 % вес.

Депрессорное действие присадки заметно проявляется при тем-
пературах ниже 40 и 25 °C соответственно для мангышлакской
и возейской нефтей, и возрастает с понижением температуры. Раз-
ница в указанных температурах объясняется различным химиче-
ским составом нефтей. По эффективности депрессорного действия
140
д.1Я мангышлакской нефти присадка ДН-1 близка к лучшей зару-
бежной присадке ЕСА-4242.

Цель испытаний присадки ДН-1 на трубопроводе — проверка
ее эффективности при перекачке мангышлакской нефти. Испыта-
ния присадки проводили на опытном трубопроводе диаметром
100 мм и протяженностью 615 м.

Результаты испытаний показали, что с помощью присадки
ДН-1 в интервале температур 20—35 °C возможно существенно сни-
зить потери напора, пусковое давление трубопровода в 7-8 раз.
Депрессорное действие присадки, так же, как и при испытаниях
на вискозиметрах, начинает заметно проявляться при температу-
рах ниже 34—35 °C, увеличиваясь с ее понижением.

Проведенные испытания показали, что депрессорное действие
пэисадки на нефть не зависит от продолжительности перекачки,
а также от времени хранения нефти в резервуарах, оставаясь ста-
бильным в течение времени, достаточного для поставки нефти
с промыслов на нефтеперерабатывающие заводы.

Депрессорная полимерная присадка ДН-1 существенно влияет
на улучшение реологических свойств мангышлакской и возейской
нэфтей.

Применение присадки ДН-1 в нефтепроводном транспорте по-
з золяет вести перекачку высокопарафинистых нефтей при более
низких температурах и значительно повышает надежность пуска
нефтепровода после длительных остановок перекачки.

Присадка ДН-1 соответствует уровню лучших образцов зару-
бежных депрессорных присадок.	)

В 1976 г. сотрудниками ВНИИСПТнефти А. А. Емковым,
Ю. А. Сковородниковым, М. М. Шагибековым, А. А. Комлевой,
II. С. Подузовой была проведена работа по изучению механизма
воздействия полимерной депрессорной присадки на кристаллиза-
цию парафина в высоковязкой нефти. В работе использовались из-
вестные методы исследования процесса кристаллизации парафина,
выделенного из фракций мангышлакской нефти с температурой
к ипения 350-400 °C и 400-450 °C, а полимерной депрессорной
присадкой служила присадка ДН-1.

Проведенные исследования показали, что введение полимер-
ной присадки в систему приводит к росту дисперсности микро-
кристаллов парафина, ромбическая форма кристаллов при этом
сохраняется. Минимальная концентрация полимерной присадки,
при которой наблюдалось наибольшее ее влияние на кристаллиза-
цию парафина, составляла 0,1 % от веса парафина. Размеры пара-
финовых кристаллов при концентрации присадки 1 % уменьша-
лись для фракции 400—500 °C в 8—9, а для фракции 350—400 °C —
в 4-5 раз (табл. 4.9).

Таблица 4.9

Влияние присадки на дисперсность кристаллов

Размеры кристаллов, (мк)

Парафиновые углеводороды, °C	до введения присадки	при введении присадки		
		0,1 %	0,5%	1,0%
400-500	30-90	20-40	10-20	5-10
350-400	5-50	5-20	5-10	4-8

Действие присадки объяснялось тем, что при растворении
в углеводороде молекулы полимерной присадки вследствие значи-
тельных межмолекулярных взаимодействий друг с другом, а так-
же обнаруженной инактивности на границе углеводород—вода,
распределяются в объеме нефти и создают некоторые образования
плотности при понижении температуры. Последние выступают
в роли зародышеобразователей для кристаллов парафина.
При дальнейшем понижении температуры наблюдается быстрая
сокристаллизация парафиновых углеводородов с присадкой. Воз-
никновение больших кристаллов либо сплошной парафиновой сет-
ки предупреждается тем, что образование кристалла происходит
в пределах, ограниченных собственным размером макромолекулы
присадки, включая длинные боковые алкильные цепи. Кроме
того, возникающий кристалл стабилизируется избыточным количе-
ством полимерной присадки.

Эффективность действия присадки возрастает с увеличением
молекулярного веса парафинового углеводорода, т. е. температу-
ры кипения фракции. Полученные результаты также подтвержда-
ют, что полимерная депрессорная присадка более эффективна на
нефтях, насыщенных высокотемпературными парафиновыми угле-
водородами.

В результате был сделан вывод, что добавка депрессорных
присадок к парафинам, выделенным из различных фракций ман-
гышлакской нефти, приводит к усреднению размеров образую-
щихся кристаллов.

Кроме того, были проведены исследования по влиянию при-
садки на структуры парафинов нормального строения и изопара-
финов, которые показали, что при введении присадки ДН-1
уменьшается вязкость нормального парафинового углеводорода
и она не оказывает влияния на пластическую вязкость раствора
с изопарафином. Вязкостные характеристики, полученные для ра-
створов нормального строения и изопарафина в вазелиновом мас-
ле, приведены в табл. 4.10.

Таблица 4.10

Зависимость эффективности действия присадки
от строения парафинового углеводорода

Парафиновые углеводороды	Пластическая вязкость парафиновых углеводородов (10 %) в вазелиновом масле при 20 °C (ц)	
	до введения присадки	при введении присадки
нормального стро- ения	3,5	2,5
изопарафины	1.6	1,6

Добавка полимерной присадки уменьшает размер кристалла
нормального парафина и приводит к перестройке структуры крис-
таллов из неправильной формы многогранников в кристаллы
овальной формы. Структура же кристаллов изопарафинов имеет
вид удлиненных пластинок. Добавка присадки к изопарафиновым
углеводородам не меняет общей картины, размеры кристаллов
практически не изменяются.

Микрофотографии полученных кристаллов парафинов в при-
сутствии полимерной присадки показывают, что с увеличением
длины алкильной цепи присадки кристаллы парафина приобрета-
ют все более определенную форму. Так, при длине алкильной
цепи присадки с числом углеводородных атомов С18 на микрофо-
тографиях наблюдается нагромождение бесформенных кристал-
лов. Увеличение числа углеводородных атомов в боковой алкильной
цепи до С2о приводит к образованию кристаллов парафина в виде не-
правильной формы четырехгранников, и лишь при числе углеводо-
родных атомов в цепи С22 получаем кристаллы ромбической формы.

Таким образом, была установлена связь между химическим
строением сложноэфирной присадки и ее способностью к улучшению
реологических свойств растворов парафиновых углеводородов.

Согласно данным, приведенным в табл. 4.11, с увеличением
числа углеводородных атомов в алкильной цепи полимерной при-
садки усиливается эффективность действия на парафиновую
структуру узеньской нефти.

Таблица 4.11

Зависимость эффективности действия полимерной присадки
от ее химического строения

Длина алкильной цепи	Реологические свойства узеньской нефти с образцами присадки при 20 °C		Форма кристаллов парафина из фр. 400-450 °C
	т дин/см2	Ппл. Пз	
С18	100	4,07	неопределенная  С20	35	3,45	неправильные четы-  рехугольники  С^2	20	2,31	ромбическая  Узеньская	350	5,50	-  нефть			

Наилучшими депрессорными свойствами обладали образцы
присадки, имеющие ответвления в полимерной цепи с числом угле-
водородных атомов не ниже С22.

Добавка природных ПАВ (смол) также меняет картину крис-
таллизации парафиновых углеводородов. 1% смол, взятый относи-
тельно содержания парафина в среде, оказывается достаточным
для полного блокирования поверхности всех возникающих крис-
таллов.

В отличие от присадки как зародыша кристаллизации пара-
фина смолы блокируют растущие ребра кристаллов, что приводит
к уменьшению размеров кристаллов парафиновых углеводородов
и к изменению их формы.

Повысить экономическую эффективность применения депрес-
саторов на трубопроводном транспорте высокопарафинистых неф-
тей можно уменьшением стоимости депрессатора и его расхода.

ВНИИПАВ проводил работы в первом направлении. В перс-
пективе возможно производство депрессатора на базе спиртов из
продуктов окисления парафина. В этом случае его себестоимость
может быть снижена до 520-530 руб./т (цены 1970 г.). При такой
себестоимости экономически целесообразно сезонное применение
депрессатора на некоторых нефтепроводах, перекачивающих вы-
сокопарафинистые нефти, например на нефтепроводе Уса-Ухта-
Ярославль.

Для уменьшения расхода депрессатора предложена новая тех-
нология его применения: введение депрессатора только в кольце-
вс й нагретый слой нефти.

Основное количество нефти при этом не нагревается и течет
при ламинарном режиме. Для создания устойчивого пристенного
слоя и ликвидации возможности оттеснения его к центру трубы
периодически прокачивают пробки нефти, обработанные депресса-
тсром по всему объему. Так как его добавляют в наиболее сильно
деформируемую часть потока, то удается при практически неиз-
менных гидравлических характеристиках нефтепровода значи-
тельно снизить расход реагента.

При добавлении присадки в пристенный слой на затраты су-
щественно влияет его толщина. При увеличении ее до определенно-
гс> предела снижается гидравлическое сопротивление, но повыша-
ются расход депрессатора и затраты на подогрев нефти.

Результаты расчетов показали, что оптимальная толщина при-
стенного слоя нефти с присадкой изменяется в пределах от 0,01 до
0 034 м.

Кольцевой пристенный слой, обработанный присадкой, сохра-
няется только на перегонах между насосными станциями, так как
после прохождения насосов присадка распределяется по всему се-
чению трубы. Отделение кольцевого слоя нефти с присадкой до
насосов и последующее введение ее после насосов технически воз-
можны, но конструктивно нами не проработаны. Рассмотрен был
только случай введения новой присадки после каждой промежу-
точной станции.

Расчеты показали, что на первой промежуточной станции сле-
дует дополнительно ввести присадку в количестве 0,14 % расхода
в кольцевом пристенном слое (270 м3/ч), на второй — 0,13%
и т. д. На нефтепроводе с пятью перекачивающими станциями рас-
ход депрессатора при применении предлагаемой технологии соста-
вит — 32,5 % по сравнению с обычной технологией перекачки
нефти с депрессатором.

МИНХ и ГП им. И. М. Губкина совместно с ВНИИНП синте-
зировали другую депрессорную присадку, представляющую собой
20 %-й раствор термополимера этилена с винилацетатом (37 %)
и малеиновым ангидридом (0,5 %) в дизельном топливе под назва-
нием ВЭС-503.

С помощью этой присадки исследовалась возможность улуч-
шения текучести нефтей Коми АССР.

Для исследований отбиралась высокопарафинистая нефть из
нефтепровода Уса—Ухта. По сравнению с исходной нефтью при ее
нагреве до 50-60 °C происходило максимальное снижение реологи-
ческих параметров в результате добавления присадки. Некоторое
увеличение тд и ц нефти с депрессатором при повышении темпера-
туры выше 60 °C можно объяснить разрушением при нагреве есте-
ственных ПАВ, роль которых в отличие от молекул депрессорных
присадок, взаимодействующих с парафинами в период зарождения
дисперсной фазы, сводится к адсорбционной блокировке растущих
кристаллов.

Затем исследовали влияние концентрации присадки на реоло-
гические параметры изучаемой нефти.

Анализ полученных результатов показал, что текучесть нефти
с присадкой улучшается с повышением температуры и увеличени-
ем концентрации депрессатора от 0 до 0,2 %. Однако характер те-
чения нефти, обработанной присадкой, оставался неньютоновским.
Наиболее эффективными являлись первые доли депрессатора.

Максимальное снижение реологических параметров соответ-
ствовало введению 0,2 % (масс.) присадки. При этой концентра-
ции наблюдается уменьшение динамического напряжения сдвига
в 13,0 раз при минус 3°С и в 10,7 раза — при 10 °C. Пластическая
вязкость уменьшается в 2,3 и 1,5 раза соответственно. Температура
застывания нефти при введении 0,2 % (масс.) присадки снизилась
с 5 до минус 19 °C. Увеличение концентрации депрессанта свыше
0,2 % (масс.) не приводило к дальнейшему улучшению текучести
высокопарафинистой нефти.

Таким образом, была доказана возможность применения депрес-
сорных присадок для улучшения свойств нефтей Коми АССР и пред-
ложены зависимости для определения реологических параметров этих
нефтей при различных температурах и концентрациях присадок.

Испытания данной присадки были проведены на нефтепрово-
де Уса-Ухта-Ярославль, транспортирующем нефти Тимано-Пе-
чоэской газонефтеносной провинции.

В результате было установлено, что напряжение сдвига нефти
с присадкой снизилось в 10-15 раз, вязкость — в 2-3 раза. Полу-
чено повышение производительности нефтепровода на участке
Уса-Ухта в 1,23, на участке Ухта-Ярославль — в 1,3 раза. Эту
присадку было рекомендовано применять при содержании пара-
финовых углеводородов в нефти до 10 %.

Специалистами АО СМИ и ГАНГ им. И. М. Губкина была
разработана технология приготовления и введения депрессатора на
основе сополимеров этилена с винилацетатом в поток высокозасты-
вающей нефти для транспортирования по трубопроводу Уса-
Ухта-Ярославль .

Полученные результаты убедительно показали, что по эффек-
тивности действия присадки ВЭС-503 и ДН-1 не уступают лучшим
мировым образцам.

Результаты процесса первичной перегонки нефтяной смеси, об-
работанной присадкой ВЭС-503, показали, что введение присадки
не ухудшает показатели выхода светлых фракций. Более того, на-
блюдается некоторое повышение выхода фракции 120-180 °C.

Затем был произведен анализ влияния депрессатора на основ-
ные показатели дизельных фракций, полученных из смеси нефтей,
обработанной депрессорной присадкой. Полученные значения вы-
шеперечисленных характеристик показали незначительное их из-
менение при перегонке. Таким образом, введение в перекачивае-
мую нефть депрессорной присадки практически не влияет на ре-
зультаты перегонки.

Использование депрессаторов позволяет снизить энергозатраты
на перекачку на 25~30 % без изменения конструкции нефтепрово-
да. Обработка депрессорной присадкой смеси нефтей, транспорти-
руемых по трубопроводу Уса—Ухта—Ярославль, дает возможность
решать также проблему ее перекачки по трубопроводу Ярославль—
Кириши.

Для присадок ДН-1 и ВЭС-503 разработана техническая доку-
ментация, и начато их опытно-промышленное производство.

Во ВНИИСПТнефти исследовано полимерное соединение
в качестве добавки к парафинистым нефтям для улучшения их
прокачиваемости, которое представляет собой сополимер смеси го-
мологов алкилвиниловых эфиров монокарбоновых кислот С7—С30
(64,5-88,3%) и алкилвиниловых эфиров карбоновых кислот С7-
С30. При добавлении присадки к высокопарафинистым нефтям
в количестве 0,05—0,5 % эффективная вязкость снижается в 2—
4 раза, статическое напряжение сдвига — в 2—30 раз, температура
застывания — на 10-20 °C.

Группа полимеров этилена отечественного производства была
использована в качестве депрессорных присадок к парафинистым
нефтям Туркмении.

Результаты исследования по улучшению текучести нефтей
Коми АССР с помощью присадки, представляющей 20 %-й раствор
высокомолекулярного сополимера этилена в дизельном топливе,
показали возможность применения депрессорных присадок с це-
лью улучшения свойств нефтей Коми АССР. Для исследований
отбирали высокопарафинистую нефть из нефтепровода Уса—Ухта.

Для высокопарафинистых нефтей Харьягинского и Кыртаель-
ского месторождений ПО "Коминефть" в качестве реагентов-де-
прессаторов были апробированы сополимеры различного состава,
синтезированные методом радикальной полимеризации в растворе:

—	высших эфиров малеиновой кислоты и стирола;

—	высших эфиров акриловой и малеиновой кислот;

—	высших эфиров малеиновой кислоты и винилацетата;

—	алкилакрилатов и метакрилатов;

—	тройные сополимеры высших эфиров акриловой и малеино-
вой кислот с винилацетатом.

Исследования подтвердили необходимость выбора присадки
конкретно для каждой нефти, поскольку физико-химический со-
став нефтей существенно влияет на их структурно-механические
свойства. Перспективными были признаны реагенты-депрессаторы
сополимеров на основе высших эфиров малеиновой и акриловой
кислот.

Для улучшения текучести парафинистых нефтей уже не один
десяток лет применяют депрессорные присадки (модификаторы
кристаллов парафина). Широкому распространению на трубопро-
водах присадок — модификаторов кристаллов парафина — меша-
ют отсутствие универсальной присадки и их высокая стоимость.
Из-за отсутствия теоретической основы, позволяющей подбирать
определенный реагент для данной нефти, применение депрессор-
ных присадок затруднено. Пока нет возможности выбрать одно ве-
щество для использования его со всеми видами парафинистых неф-
148
тей, поэтому эти присадки применяют индивидуально только пос-
ле тщательных лабораторных и промышленных испытаний.

При введении некоторых присадок в состав нефти ухудшаются
ее потребительские свойства, так как сера, азот и некоторые другие
элементы, входящие в состав присадок, являются нежелательными
компонентами в составе товарных нефтепродуктов, и при удале-
нии этих вредных компонентов предприятие — переработчик
нефти — несет дополнительные материальные затраты.

Сотрудниками ВНИИСПТнефти был предложен еще один
способ трубопроводного транспорта высокопарафинистых нефтей.

Для осуществления способа депрессорную присадку ДН-1
растворяют в газоконденсате и полученную композицию вводят
в трубопровод в поток нефти непосредственно на приеме перекачи-
вающего насоса.

Предпочтительнее композицию вводить в нефть в количестве 1,025—
3,35 % при соотношении компонентов в композиции 1 : 20-1 : 40.

Способ реализуется при относительно небольшом расходе де-
прессорной присадки, не требует предварительного подогрева
нефти и ее перемешивания.

Кроме того, за счет применения указанной композиции пуско-
все давление после остановки трубопровода значительно снижается.

В целом используемые средства для решения проблем трубо-
проводного транспорта парафинистых застывающих нефтей хоро-
ша известны и достаточно апробированы. К ним относятся допол-
нительные капитальные вложения, энерго- и ресурсозатраты,
большие эксплуатационные расходы в условиях малых объемов
перекачки. В связи с этим пополнение арсенала используемых
средств депрессорными присадками должно представить опреде-
ленный практический интерес, поскольку их применение факти-
чески не требует капитальных вложений.

Работы по использованию депрессорных присадок продолжа-
лись и за рубежом. Фирмой "Шелл рисерч БВ" были разработаны
сг имулятОры потока марки "Swim", которые также прошли лабо-
раторные и промышленные испытания. По данным фирмы "Shell",
для перекачки парафинистой нефти и мазутов весьма эффективны
присадки "Swim” (для нефти — "Swim-П", для мазутов —
"Swim-5”). Присадки "Swim" изменяют кристаллическую структу-
ру парафиновых углеводородов. По трубопроводу Роттердам-
Рейн была прокачана высокопарафинистая нефть Ливии (темпера-
тура застывания 21 °C), обработанная присадкой "Swim-И" фир-
мы "Shell". При поступлении на конечный пункт перекачки (Го-
дорф) температура нефти равнялась 14 °C. Сырая нефть в стати-
ческих условиях охлаждалась с 12,5 до 6 °C. При напряжении
сдвига, равном 4Н/м2, перекачка нефти легко возобновилась.

В 1978 г. фирма "Shell" совместно с фирмой "ONGC" (Индия)
успешно провела лабораторные и промышленные испытания мор-
ского трубопровода Бомбей-Хай-Юран диаметром 750 мм и про-
тяженностью 203 км для перекачки нефти, обработанной присад-
ками "Swim". При включении насосов после остановки трубопро-
вода на 10 дней оказался возможным быстрый пуск трубопровода
в работу. При этом наблюдалось существенное снижение точки за-
стывания, пластической вязкости и предела текучести нефти после
обработки. Для перекачки мазутов рекомендовалось использовать
присадку "Swim-5". Проведенные эксперименты показали, что раз-
ные нефти имеют разные парафины, поэтому для каждой необхо-
димо подбирать свою присадку. Стоимость обработки нефти при-
садками составляла около 1,25-1,6 долл./м3.

В 1994 г. на месторождении Белый Тигр (шельф на юге СРВ)
была использована технология улучшения реологических свойств
добываемой парафинистой нефти с помощью депрессорной при-
садки "Sepaflux Es-3266". Температура застывания нефтей выше
минимальной температуры морской воды, поэтому нефти относят-
ся к высокозастывающим. Все трубопроводы строятся без тепловой
изоляции, заглубления и имеют только внешнее гидроизоляцион-
ное покрытие.

На тепловой режим нетеплоизолированных подводных трубо-
проводов значительно влияют температура окружающей воды
и скорость подводных течений. В центральной части потока сред-
няя температура перекачиваемой нефти выше, а на стенке трубы
незначительно отличается от температуры морской воды.

В таких условиях на внутренней поверхности трубопровода
образуются асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО).

Обнаруженные АСПО отличаются от перекачиваемой нефти
повышенным содержанием парафинов с высокой температурой
плавления. Толщина АСПО достигает 408 мм.

Была разработана технология улучшения реологических
свойств нефти "RP-1" при подготовке ее к транспорту: в нефть, нагре-
тую до температуры 80 °C, вводили депрессатор "Sepaflux-3266",
150
что позволило резко улучшить параметры перекачиваемой нефти,
особенно в области низких температур. Например, пластическая
вязкость снизилась более чем в 7, динамическое напряжение сдви-
га — более чем в 20 раз.

Работы по совершенствованию технологии продолжались
в 1995 г. Проведены промысловые испытания по перекачке нефти
с использованием нового депрессатора А-4115, который обладает
высокой эффективностью при относительно низкой температуре
обработки, что позволяет отказаться от дополнительного нагрева
нефти.

В Африке для транспортирования по трубопроводам сырой
парафинистой нефти применяют присадки, представляющие собой
полимер мономера типа стирола, акрилата или метакрилата фор-
мулы

R-C=CH2

I

R2

В трубопровод с густой малосернистой сырой нефтью вводят
смесь, содержащую 70-90 % по объему жидкой малосернистой па-
рафинистой нефти и 10-30 % по объему низкопарафинистой гус-
той сырой нефти вместе с увеличивающим текучесть депрессатором
в виде растворяющего в нефти этилен-винилового жирнокислотно-
го сложного эфирного сополимера. В изложенном способе наблюда-
ется сочетание двух направлений: применение жидких углеводород-
ных разбавителей и использование полимеров в виде чистых добавок.

Таким образом, применение полимерных депрессорных приса-
док позволит решить многие практические задачи трубопроводного
транспорта:

—	снизить энергозатраты на перекачку и расход топлива на
подогрев нефти или тяжелых нефтепродуктов;

—	уменьшить капитальные вложения в линейную часть и пунк-
ты подогрева;

—	увеличить производительность и пропускную способность
нефтепроводов;

—	повысить эффективность и надежность эксплуатации неф-
тепроводов в сложных природно-климатических условиях.

Особо актуальным может стать использование присадок на
"горячих" нефтепроводах с малой загрузкой, где в результате
ухудшения температурного режима возможно охлаждение нефти
до температуры ее застывания. Из-за быстрого образования пара-
финовых структур в нефти становятся опасными даже непродол-
жительные остановки перекачки. Возобновление же перекачки тре-
бует создания предельного разрешенного давления, что увеличива-
ет вероятность порыва нефтепровода и потери нефти вследствие
большого "возраста" нефтепроводов и их неудовлетворительного
технического состояния.

Кроме того, применение депрессорных присадок может стать
альтернативой повсеместному использованию подогрева парафи-
нистых нефтей на нефтепроводах Крайнего Севера. Это позволило
бы строить подземные нефтепроводы и перекачивать нефть без по-
догрева — при температуре грунта, окружающего трубопровод.

Из-за высокой стоимости депрессатора его применение ограни-
чивается:

—	пуском "горячего" нефтепровода в эксплуатацию после
строительства;

—	плановыми остановками горячего нефтепровода;

—	эксплуатацией "горячего" нефтепровода в начальный или
конечный период времени на пониженной производительности;

—	обеспечением необходимой пропускной способности нефте-
провода при ухудшении реологических свойств нефти (например,
при перекачке с морских судов на трубопроводный транспорт неф-
тей различных свойств);

—	при последовательной перекачке маловязких и высокопара-
финистых нефтей.

Таким образом, в целом использование депрессорных приса-
док в ряде случаев может оказаться наиболее технически и эконо-
мически обоснованным или единственно возможным вариантом
пуска и эксплуатации нефтетрубопровода.

Разработка v. применение новых, более эффективных и деше-
вых присадок может в значительной степени способствовать техни-
ческому прогрессу трубопроводного транспорта высокопарафини-
стых нефтей и тяжелых нефтепродуктов.
Глава 5

Борьба с асфальто-смоло-парафиновыми

ОТЛОЖЕНИЯМИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕПРОВОДОВ

В процессе эксплуатации нефтепроводов происходит постоян-
ное загрязнение его внутренней поверхности, что приводит к сни-
жению производительности и повышению давления. Особенно ин-
тенсивно этот процесс происходит в сборных коллекторах нефте-
промыслов, транспортирующих неочищенную продукцию сква-
жин, а также в трубопроводах, транспортирующих высоко-
парафинистую нефть.

Состав образующихся пристенных отложений и внутренних
скоплений отличается в зависимости от особенностей и сроков рабо-
ты нефтепровода.

Обычно в состав отложений на внутренних стенках нефтепро-
вода входят: парафино-смолистые вещества, масла, механические
примеси (частицы глины и песка, мел, продукты коррозии и др.).
В меньших количествах в отложениях содержатся естественные
ПАВ (низкомолекулярные смолы, нафтенаты и другие полярные
соединения) и ПАВ-деэмульгаторы, перешедшие в нефтяную фазу
при подготовке нефти, которые вызывают (при наличии воды)
эмульгирование внешнего слоя отложений.

В давно эксплуатирующихся трубопроводах накапливаются
частицы грязи, окалина и застывший металл (в результате прове-
дения сварочных работ) и т. д.

Кроме того, в трубопроводах происходит накопление воды,
которая служит средой для развития бактерий и способствует кор-
розии. Продуктами жизнедеятельности бактерий являются серово-
дород, активизирующий коррозионные процессы, а также слизь
и твердые частицы, образующие основу трубопроводных пробок.

Таким образом, выделяются следующие вредные факторы
влияния отложений на процесс эксплуатации действующего нефте-
провода:

1)	уменьшается сечение полости трубопровода, что приводит
к снижению пропускной способности,
2)	быстро выходят из строя фильтры,

3)	ухудшается качество перекачиваемой жидкости;

4)	развивается внутренняя очаговая коррозия стенок.

Для очистки трубопроводов обычно используются механические
средства (резиновые шары или манжетные скребки). Однако, как
показал производственный опыт, пропуск по трубопроводу рези-
нового шара приводит к "размазыванию” и незначительному уда-
лению парафиновых отложений (например, пластичных парафи-
новых отложений шаимской нефти). Применение же механических
скребков при их высокой очищающей способности ограничено
опасностью их остановки, разрушения или закупорки нефтепрово-
да выносимыми парафиновыми скоплениями. Кроме того, частые
пропуски по нефтепроводу механических разделителей приводят
к спрессовыванию парафинистых отложений, которые в последую-
щем невозможно полностью удалить известными способами, а так-
же к снижению надежности насосных агрегатов.

Одним из направлений предотвращения парафинообразования
и удаления уже образовавшихся отложений является использова-
ние химических реагентов.

5.1. Очистка полости нефтепроводов
с помощью химических реагентов

Процесс использования химических веществ и реагентов для
очистки полости от АСПО берет свое начало практически с первых
лет эксплуатации нефтепроводов. В первую очередь, это было свя-
зано с решением проблемы очистки трубопроводов от парафино-
вых отложений, образующихся при перекачке высокопарафини-
стых нефтей бакинских месторождений.

Систематические наблюдения с сентября 1924 г. за перекачкой
нефтепровода Грозный—Махачкала, транспортирующего парафи-
нистую нефть, а затем и вскрытие нефтепровода показали, что по-
верхность трубы покрыта гладким и очень плотным слоем отложе-
ний, который имел одинаковую толщину (2—3 мм) как в верхней,
так и в нижней части трубы, что существенно уменьшало произво-
дительность трубопровода.

Химический анализ снятых с трубы осадков показал, что слой,
осевший на внутренней поверхности трубы, является своего рода
154
озокеритом с весьма большим содержанием высокоплавких пара-
финов или церезинов. Они оказались пластичными, черного цвета
и плавились при температуре выше 40 °C.

В целом наблюдения ца махачкалинском нефтепроводе при
перекачке парафинистой нефти и мазута привели к важному прак-
тическому выводу, что транспорт парафинистых продуктов сопро-
вождается выделением весьма плотных отложений на внутренней
поверхности труб, вследствие чего происходит сокращение диамет-
ра. Отложения подобного рода должны удаляться с помощью ме-
ханических приспособлений. Таким приспособлением является
американский скребок.

В результате анализа зарубежной печати (1927-1932 гг.) по
вопросу борьбы с парафином в трубопроводах были выявлены сле-
дующие тенденции. "По отношению к нефтепроводу применяются
как предупредительные меры: подогрев нефти и отдельных участ-
ков линии или закапывание ее в землю. Для чистки же труб от па-
рафина пользуются "чертом", представляющим собой специально-
го устройства скребок, проходящий внутри нефтепровода под дав-
лением накачиваемой насосом нефти". Однако констатировалось,
что "до 1933 г. в Баку не найден еще способ удаления парафина,
полностью удовлетворяющий условиям экономичности и техниче-
ского совершенства, и в этом отношении разрешение вопроса долж-
но быть поставлено перед широкой изобретательской мыслью" [74].

В связи с этим уже в 1920-1930-е годы наряду с одновремен-
ным пропуском большого количества скребков для отмывки трубо-
проводов стали использовать светлые нефтепродукты, а именно ке-
росиновые и бензиновые дистилляты.

Перекачка (1927 г.) по одному из участков трубопровода газо-
лина в течение 10 дней туда и обратно способствовала тому, что
весь рыхлый слой церезина был удален со стенок труб.

Летом же 1932 г. была успешно осуществлена промывка керо-
синовыми и бензиновыми дистиллятами нефтепровода Грозный—
Калаус с целью возможности его перевода с перекачки нефти на
светлые продукты. Вырезка трубы после промывки показала, что
труба полностью была очищена от церезина и представляла собой
чистую гладкую поверхность.

Обнаружение больших количеств церезиновой грязи в резер-
вуарах побудило трест "Грознефтезаводы" использовать эту грязь
для получения церезина. Первая кустарная установка по выпарке
церезиновой гряз и была пущена в эксплуатацию в сентябре 1932 г.
на станции Водораздел; вторая — в ноябре 1933 г. на станции Пав-
лодольская. В 1936 г. такая установка была построена на станции
Ту ха для переработки церезиновой грязи со станции Кош, откуда
она подвозилась в автокарах.

Проблема с отложениями парафина на стенках трубопровода
возникла и на нефтепроводе Туймазы-Омск. В 1956 г. попытка
очистить трубопровод с помощью пропуска скребка оказалась
неудачной. К тому же из-за сложности контроля за его продвиже-
нием была ограничена длина участка, подвергнутого очистке, до
25 км.

Тогда решили промыть трубопровод пиролизным сырьем. Про-
качку подогретой нефти и пиролизного сырья производили при
обычном режиме работы нефтепровода — со скоростью 1-1,2 м/с.
Пиролизное сырье продвигалось по нефтепроводу пробкой длиной
36 км при общей длине обрабатываемого участка 165 км. Так
сырье перекачивали до промежуточной перекачивающей станции,
расположенной примерно на середине трассы нефтепровода, где
оно было принято в один из резервуаров этой станции.

При отстое пиролизного сырья из него на днище резервуара
выпало кусками и виде жижи около 1000 тонн парафиновых отло-
жений.

Отстоявшееся пиролизное сырье было перекачано по следую-
щему участку нефтепровода от промежуточной станции до конеч-
ного пункта без изменения режима перекачки.

Проверка нефтепровода через специально устроенные в нем
окна показала, что внутренняя поверхность его стенок после про-
мывки стала совершенно чистой. Производительность нефтепрово-
да была полностью восстановлена до проектной.

Исследования, проведенные в Научно-исследовательском инсти-
туте по транспорту и хранению нефти и нефтепродуктов в 1962 г.,
показали, что в тех случаях, когда отложения парафина в трубо-
проводах незначительны, может оказаться целесообразным уда-
лять их периодической промывкой трубопровода с применением мо-
ющих препаратов.

Препараты моющего действия адсорбируются на загрязненной
поверхности в большей степени, чем частицы парафина и грязи,
и вытесняют с поверхности эти частицы, становясь на их место.

Также предполагали, что парафиновые отложения можно уда-
лять, применяя моющие присадки — смеси высокомолекулярных
сульфонатов кальция с низкомолекулярными (имеются ввиду низ-
комолекулярные сульфонаты кальция) в соотношениях, устанав-
ливаемых опытным путем.

В практике эксплуатации нефтепроводов нередко встречаются
случаи перевода их на перекачку светлых нефтепродуктов, что
предусматривает полную очистку внутренних стенок трубопровода
от отложений, скопившихся за время перекачки по трубопроводу.

При этом в состав отложений входят'.

—	парафины (основная часть отложений многих нефтепрово-
дов), смолы, высокомолекулярные углеводороды, песок, вода, ме-
ханические примеси, продукты коррозии металла, различные
сульфиды железа, поверхностная пленка нефти, асфальтены.

Основными же мероприятиями при переводе магистральных неф-
тепроводов на перекачку светлых нефтепродуктов являются:

—	предварительная очистка линейной части нефтепровода ме-
ханическими средствами в целях уменьшения толщины отложений
до возможного минимума;

—	смыв оставшихся отложений с внутренней поверхности ма-
гистрального нефтепровода растворителем;

—	циркуляционная промывка приемно-выкидных трубопро-
водов перекачивающих станций.

При этом технологические трубопроводы из-за особенностей
конструктивного исполнения не могут быть предварительно очище-
ны от основной массы отложений механическими средствами. По-
этому промывка таких трубопроводов осуществляется различного
рода растворителями и химическими реагентами, что обеспечивает
высокую степень очистки.

С помощью растворителей в 1969 г. в Южном Иране были очи-
щены от остатков нефти три нефтепровода диаметром 300 мм
и длиной 112 км каждый. В целом процесс очистки состоял из сле-
дующих этапов.

Промывка растворителями. С целью растворения в трубах ос-
новной части парафиновых отложений по каждому трубопроводу
прокачивали 720 м3 керосина или дизельного топлива. При этом
через каждые 80 м3 растворителя в нефтепровод запускали специ-
альный скребок с металлическими щетками.

Окончательная зачистка. На этом этапе очистки производили
полное удаление парафина и повторную промывку нефтепроводов.
Для этого по каждому нефтепроводу прокачивали по 320 м3
5%-го раствора натриевой соли метакремниевой кислоты и через
каждую прокачку 80 м3 растворителя в нефтепровод запускали
скребок.

Кислотная очистка. Этот вид очистки проводили для растворе-
ния и удаления тонкого твердого слоя отложений. По каждому
нефтепроводу прокачивали 150 м3 15 %-го раствора соляной кисло-
ты. При этом твердый слой отложений толщиной 0,8 мм полностью
удалялся.

Кислотная промывка. Для удаления из нефтепроводов нера-
створимых солей железа, образовавшихся после кислотной очистки
и предотвращения образования гидроокиси железа, при после-
дующей нейтрализации сразу же после кислотной очистки через
нефтепроводы прокачивали 320 м3 0,1 %-го раствора лимонной
кислоты.

Нейтрализация. Для нейтрализации внутренней поверхности
труб через каждый нефтепровод прокачивали по 160 м3 2 %-го ра-
створа кальцинированной соды, содержащего также 0,5 % нитрата
натрия.

Пассивация. После нейтрализации через каждый нефтепровод
прокачивали воду, содержащую нитрат натрия и каустическую соду.

Проведенный визуальный осмотр стенок трубы подтвердил
высокое качество очистки.

Из-за необходимости достаточного времени контакта раствора
со стенкой трубы, избежания применения больших объемов раство-
ра и обеспечения турбулентного режима потока, при котором про-
исходит лучшая очистка, скорость прокачки растворов при очистке
нефтепроводов была принята 1,6 км/ч. Проверка показала, что
в результате выбранной технологии были также удалены отложе-
ния из зазора между трубой и подкладными кольцами.

Полная очистка одного нефтепровода была произведена за
семь дней.

В 1971 г. компания "Continental Pipe Line Со" с целью перево-
да нефтепровода на светлые продукты предложила производить
его очистку, поэтапно удаляя:

—	маслянистые вещества,

—	парафин,

—	ржавчину, окалину и сульфиды металла, находящиеся
в порах труб.
Для удаления маслянистых веществ компания рекомендовала
5 %-й раствор метасиликата натрия с добавкой 0,25 % промышлен-
ного смачивающего агента.

В качестве наиболее эффективного растворителя парафинов
было рекомендовано дизельное топливо. Для удаления 45 т пара-
фина его требовалось 179,7 м3.

Проведенные лабораторные исследования показали, что
15 %-й раствор соляной кислоты за 30 мин полностью удаляет
ржавчину, окалину и сульфиды железа со стенок вырезанных ка-
тушек. Чтобы снизить разрушающее действие кислоты на металл
трубы, в кислоту добавляли ингибитор.

Технология очистки состоит из десяти этапов:

1.	Закачка 31,8 м3 5 %-го раствора метасиликата натрия
в количестве 1575 кг с добавкой 0,25 % промышленного смачиваю-
щего агента — варкосола 60-Т — в количестве 75,7 кг. Через каж-
дые закачанные в трубопровод 15,9 м3 раствора в линию вводили
механические средства очистки — скребки.

2.	Закачка 318 м3 дизельного топлива для удаления парафи-
на. Через каждые закачанные в трубопровод 31,8 м3 дизельного топ-
лива вводили скребки. В этой операции участвовало 10 скребков.

3.	Повторение первого этапа для удаления оставшейся после
прокачки дизельного топлива маслянистой пленки.

4.	Закачка 3,5 м3 воды с одновременным пропуском скребка.
Водяная пробка необходима для промывки трубы и для создания
буфера между раствором метасиликата натрия и кислотой.

5.	Закачка 31,8 м3 15 %-го раствора ингибированной соляной
кислоты одновременно с пропуском трех скребков, вводимых через
каждые 10,6 м3 закачиваемого раствора.

6.	Закачка 31,8 м3 воды с пропуском скребка.

7.	Повторение пятого этапа.

8.	Повторение шестого этапа.

9.	Закачка 31,8 м3 раствора кальцинированной соды в количе-
стве 720 кг для нейтрализации остатков кислоты в трубе.

10.	Заполнение трубопровода раствором, содержащим 3150 кг
нитрата натрия и 22,5 кг едкого натра (pH раствора равен 11).
Этот раствор предотвращал коррозию стенок трубопровода и нахо-
дился там до момента начала закачки светлого нефтепродукта.

Скребки при очистке выполняли также роль поршневых раз-
делителей между различными партиями реагентов, закачиваемых
в трубопровод. Детали скребков, которые прокачивались в потоке
кислоты, были изготовлены из специальных марок стали.

На конечном пункте был вырыт котлован для сброса химиче-
ских реагентов. Для нейтрализации кислоты в котлован засыпали
5 т известняка.

При подсчете требуемого количества химических реагентов
для удаления отложений должны быть учтены:

—	время контактирования реагентов с отложениями на стенках
трубопровода;

—	производительность трубопровода, которая определяет ко-
личество удаляемых отложений химическими реагентами, прока-
чиваемыми по трубопроводу;

—	скорость движения скребков, от чего зависит количество
удаляемых отложений и качество механической очистки трубопро-
вода.

Американские компании "Gulf Refining Со", "Gulf Oil Cor",
"Dowell Incorporated" предлагали аналогичную технологию пере-
вода нефтепроводов диаметром 200 и 250 мм и длиной 71,2 км на
перекачку светлых продуктов.

Порядок проведения работ:

1.	Закачка 159 м3 щелочного раствора, содержащего моющее
средство (скорость 132,3 л/мин). Цель этой операции — удаление
маслянистых веществ.

2.	Закачка 159 м3 воды.

3.	Закачка 79,5 м3 раствора для удаления окалины и ржавчи-
ны соляной кислотой с добавкой ингибитора и смачивающего веще-
ства.

4.	Закачка 159 м3 воды.

5.	Повторение третьей операции.

6.	Повторение четвертой операции.

7.	Закачка 79,5 м3 нейтрализующего раствора.

Затем трубопровод заполняют ингибированной пассивирую-
щей водой до момента закачки светлого продукта, что должно
предотвратить коррозию внутренних стенок трубопровода. Скреб-
ки вводят через каждые 15,9 м3 закачиваемых реагентов и на гра-
нице раздела каждой закачиваемой партии.

Все химические реагенты сбрасывают в вырытые котлованы.
Общее время очистки составляло около 27 дней.

Практический интерес в то время представляло определение
оптимальной потребности в растворителе, при которой суммарные
издержки, слагающиеся из затрат на приобретение растворителя,
энергозатрат на его перекачку по трубопроводам перекачивающей
станции и ущерба от простоя всего нефтепровода, были бы мини-
мальными.

Изучением этого вопроса занимались в 1973 г. в Уфимском неф-
тяном институте Е. И. Дизенко, В. Ф. Новоселов, П. И. Тугунов.

С. А. Бобровский и В. И. Марон (МИНХ и ГП им. И. М. Губ-
кина) в 1974 г. получили формулы для определения времени от-
мывки трубопровода и объема партии растворителя.

Промывка труб моющими композициями может занимать мно-
го времени и требует в зимних условиях утепленного узла для хра-
нения и дозировки водного раствора моющей композиции.

С момента создания в 1960-1970-х гг. нового класса химиче-

ских веществ — высокомолекулярных водорастворимых полиме-
ров — появилась возможность усовершенствовать процесс очистки
полости трубопроводов и сделать его более эффективным.

Как правило, использование механических средств для очист-
ки трубопроводов ограничено:

—	если трубопровод не оборудован камерами для запуска и
приема;

—	если трубопроводы имеют переменный диаметр;

—	на участках с большим количеством местных сопротивле-
ний,

—	при очистке трубопровода с пониженной прочностью стенки
вследствие коррозии (например, в условиях "горячей" перекачки
мангышлакской нефти);

—	при прохождении мест, где установлены датчики или дру-
гие приборы;

—	при наличии в трубопроводах монтажных выступов, вмя-
тин, сужений и строительных деталей (в основном в новых трубо-
проводах);

—	при очистке старых нефтепроводов, из-за наличия в них
металлических клиньев (пробок), вбитых и заваренных при лик-
видации свищей.

В этих условиях наиболее доступным и безопасным способом
очистки может быть использование высоковязких желе- и студне-
образных водорастворимых полимеров, образующих высоковязкие
гелеобразные эластичные "пробки" при малых концентрациях

б - 136
в воде, а также их водных растворов.

Помимо вышеперечисленных случаев необходимость подачи
текучих водорастворимых полимеров в нефтепровод может воз-
никнуть:

—	если снижение оптимальной производительности нефтепро-
вода составляет более 2—3 %;

—	при очистке коммуникаций НПС и резервуарных парков;

—	для сокращения сверхнормативных потерь давления;

—	в целях предотвращения закупорки и остановки скребка
(шара);

—	при недостаточном удалении парафино-смолистых и иных
отложений путем пропуска очистных устройств;

—	для разрыхления и выноса парафиновых отложений, спрес-
сованных вследствие многократного пропуска очистных устройств;

—	при необходимости временного увеличения производитель-
ности нефтепровода или снижения рабочего давления.

В качестве таких полимеров, выпускаемых отечественной про-
мышленностью, наиболее перспективными являются водные ра-
створы полиакриламида аммиачного (АМФ) и известкового
(ПАА) способа производства. Предложенные гидрофильные высо-
кополимеры растворимы в воде, наиболее доступном растворителе,
не переходят в нефть и отделяются от нее при обычном отстое;
не ухудшают качество пищевого парафина и специальных топлив.

Возможность использования 2-3 %-х растворов ПАА в мини-
мальном соотношении (1 : 2000) с обрабатываемой дисперсной сис-
темой нефти является их важным преимуществом по сравнению
с дисолваном, проксамином, ОЖК и другими моющими ПАВ-де-
эмульгаторами, требующими больших объемов дозировок в нефти
в виде разбавленных водных растворов. Еще одним преимуще-
ством использования полимеров типа ПАА является и то, что в от-
личие от ПАВ гидрофильные полимеры ПАА, АМФ и полиакри-
ловая кислота практически необратимо адсорбируются на поверх-
ностях различной гидрофильности из хороших (вода, диметил-
формамид) и плохих (углеводороды, спирты) растворителей.
Широко применяемые эмульгаторы — неионогенные ПАВ адсор-
бируются на твердых поверхностях обратимо, а их гидрофи лизи-
рующая способность значительно меньше таковой полимерных
водных растворов [15].

Кроме того, применение ПАА сокращает расход большого ко-
личества горячих теплоносителей или дефицитных растворителей
(мономеры каучука, пипириленовая фракция).

Данный комплекс ценных свойств ПАА и заметная сорбирую-
щая способность макромолекул ПАА на гидрофобных поверхно-
стях различной природы послужили исходным моментом при вы-
боре новых доступных реагентов для депарафинизации нефтяных
скважин и полости нефтепроводов.

Высоковязкие и водные растворы полимеров акриламида об-
ладают разрыхляющим, собирательным и вытесняющим действием
на твердые отложения в трубопроводах и дают возможность произ-
водить безопасную послойную очистку их полости.

Механизм обработки трубопроводов вязкими водорастворимы-
ми полимерами заключается в повышенной адсорбции макромоле-
кул полимера на твердых частицах отложений и стенках трубопро-
вода за счет уменьшения сил междучастичного взаимодействия.

После перекачки пробки из вязких растворов ПАА длиной
не менее 15-20 диаметров трубопровода часть пристенных наибо-
лее рыхлых отложений смачивается, разрыхляется и срывается по-
лимерным раствором.

Поскольку внешней фазой сорванных твердых частиц в при-
сутствии полимеров являются эластичные полимерные межфазные
слои, то вокруг полимерного ядра наклеиваются парафиновые от-
ложения с образованием сложных фигур. Данный подвижный
комплекс непрерывно растет в объеме в потоке отрываемых отло-
жений в виде легкоподвижной (парафино-полимерной) вязкой
грязевой пробки, которая изменяет свою форму при прохождении
через внутренние устройства трубопровода и частично наслаивает-
ся на твердые поверхности отложений. Прочность этих образова-
ний в начальный период незначительна, и они легко разрушаются
до мелких частиц на решетках фильтров и в насосных агрегатах.
Наличие микромолекул полимера на кристаллах парафинов пре-
дупреждает их повторное осаждение в виде отложений.

Высокая очищающая способность полимеров предопределяется
особым строением их полимерных цепей, которые в водном раство-
ре принимают форму рыхлого клубка. Полиионы ПАА, непрерыв-
но растягиваясь и сжимаясь в результате изменения температуры,
скорости движения и pH среды, открывают все новые свободные
функциональные группы для более прочного закрепления на по-
верхности трубопроводов с отложениями. Таким путем достигается
не только склеивание твердых частиц нефти и ее неразрушенной
эмульсии, но и переход их в объем раствора ПАА.

При наблюдении в микроскоп отмечено активное стремление
глобул раствора ПАА к восстановлению разорванных связей как
с твердой поверхностью, так и с близко находящимися эмульгиро-
ванными каплями с последующей их абсорбцией макрокаплями
раствора полимера.

Более высокую активность и адгезию к металлической поверх-
ности трубопровода проявляли высоковязкие образцы ПАА с более
высоким молекулярным весом и эластичностью. Чем больше растя-
гивался образец ПАА и чем медленнее происходило сворачивание,
тем большее количество эмульгированных частиц и воды он абсор-
бировал и прочнее сцеплялся с металлом.

Такие свойства вязких растворов акриламида (ПАА, АМФ,
сепаран, пушер), как повышенное трение о пристенные отложения
парафинов и высокая сцепляемость с металлической поверхностью
высоковязких (К)3-106 Пз) водных растворов полимеров типа по-
лиакриламида, являются отличительным признаком данной груп-
пы реагентов.

Лабораторные исследования образцов полиакриламидов пока-
зали, что способность к смачиванию парафина и поверхности ме-
талла, покрытой нефтью, можно регулировать изменением кон-
центрации ПАА и добавлением незначительных количеств ПАВ
(дисолвана) и электролитов, изменяя тем самым их защитные
и очищающие свойства в зависимости от типа нефти и степени за-
грязненности внутренней полости нефтепровода.

Большая стягивающая, проникающая и сорбционная способ-
ность макромолекул полимера позволяет почти на два порядка
уменьшить когезию парафинов, тем самым ослабляя сцепление па-
рафино-смолистых отложений с поверхностью трубопровода.

Адгезионные свойства растворов полимеров обеспечивают при
движении их по трубопроводу преобразование касательных напря-
жений полимерного раствора в нормальные, что приводит к появ-
лению отрывающего усилия.

В целом регулирование очистки или покрытия внутренней
поверхности трубопровода осуществляется с помощью соотношения
сил адгезии и когезии к металлической стенке нефтепровода вы-
браннных составов. Например, в товарном 8 %-м геле полиакрил-
амида с вязкостью 4000 Пз силы когезии значительно превышают
164
силы адгезии, поэтому полимеры с такой высокой вязкостью дви-
жутся по нефтепроводу в виде очистного поршня.

В зависимости от концентрации полимера в воде проявляется
и различная направленность действия полимеров. Так, флокулиру-
ющее свойство, выражающееся в снижении содержания механичес-
ких (твердых) примесей в нефти и в осветлении воды
и нефтепродуктов, проявляется при расходах полимера в пределах
0,01-1 г на кг твердых включений.

При содержании полимеров больше 0,1 % в водных растворах
все больше проявляется стабилизирующее и моющее влияние на
твердые частицы нефти, воды и пристенных отложений с перево-
дом их в текучие суспензии.

Водорастворимые полимеры акриламида при их малых кон-
центрациях в воде начиная с 0,0001-0,1 % вес. до 5-10% вес. все
больше стабилизируют в виде подвижной неосаждающейся суспен-
зии окислы железа, глины, песка.

Способность ПАА загущать воду при концентрациях свыше
0,03-0,1 % позволяет предупредить скопление воды в пониженных
участках микрорельефа трубопровода.

Эти свойства водорастворимых полимеров позволяют произво-
дить тонкую очистку внутренней поверхности трубопроводов
и транспортируемой при этом нефти при наименьших материаль-
ных затратах и незначительных расходах реагентов.

Исследования показали, что для обработки дисперсий отложе-
ний и нефти предпочтительны 0,07-6 %-е водные растворы ПАА,
большее содержание ПАА в рабочих растворах незначительно вли-
яет на очистку.

Данные лабораторных опытов подтверждают наличие таких
стадий эмульсионно-абсорбционного механизма очистного дей-
ствия водорастворимых полимеров, как:

—	быстрая стадия необратимой адсорбции полимеров типа
ПАА на твердых частицах пристенных отложений.

— эмульгирование парафино-смолистых отложений в водных
растворах полимеров с переводом их в текучие неосаждающиеся
дисперсии.

—	сохранение очистного действия при меньшем содержании
полимера вследствие повышения количества твердой фазы по мере
продвижения вязкого полимера по трубопроводу и его разбавле-
ния водными скоплениями.	i
Водные растворы полимеров акриламида, оксиметилцеллюло-
зы, этиленоксида и других мономеров при дозировке или последо-
вательной перекалке по трубопроводу образуют пристенные гидро-
фильные слои, временно устойчивые динамическому потоку
нефти, и могут предупреждать парафинизацию, т. е. закрепление
кристаллов парафина на внутренней поверхности полости нефте-
провода.

Процесс увеличения пропускной способности трубопроводов
в результате подг.чи водных растворов АМФ, ПАА, МПАА в неф-
тепровод состоит из таких стадий, как:

—	очистка пристенной поверхности путем экстрагирования из
пристенной поверхности трубопровода и из объема нефти водных
капель и частичек ржавчины, глины, песка и последующего "скле-
ивания" их полимером в подвижные агломераты до таких разме-
ров, при которых они выносятся потоком нефти на последующие
участки;

—	набухание агломератов в воде за счет ее поглощения и за-
хватывание новых частиц механических примесей в количествах
до 40 объемов на один объем ПАА, МПАА (по основному веще-
ству);

—	полное или частичное смачивание полимером металлической
поверхности и твердых пристенных отложений;

—	образование пристенных адсорбционных покрытий водны-
ми растворами полимера;

—	обеспечение водными растворами полимера минимального
пристенного трения нефти и воды и предотвращение образования
пристенных кристаллических отложений в течение определенного
периода (10-100 сут), разрыхление пристенных отложений и об-
легчение их последующего отрыва полимерным поршнем.

Таким образом, научно обоснованным методом использования
водорастворимых полимеров на трубопроводном транспорте нефти
следует считать применение их эластичных высоковязких (900-
9000 Пз) и текучих, менее вязких (10-100 Пз) водных растворов,
сочетающих механическое (поршневое) и коллоидно-химическое
действие на металлическую и загрязненную внутреннюю поверх-
ность подземных магистралей.

В целом процесс воздействия специально подобранных конден-
сированных полимеров или активированной смеси водных раство-
ров других полимеров независимо от химического состава нефти,
166
воды и отложений в трубах характеризуется такими взаимосвязан-
ными стадиями, как:

—	легкое продвижение полимеров в потоке любой вязкости
вследствие сольватации транспортируемой средой (нефтью, газом,
водой);

—	раскрытие внутренних функциональных групп интенсив-
ным потоком, а также "раскручивание" ассоциатов макромолеку-
лярных клубков вдоль потока, перевод их в активное состояние
(вначале быстрый процесс физической адсорбции и в последую-
щем — химическое взаимодействие);

—	образование текучих металлополимерных агломератов отло-
жений, набухающих в воде, нерастворимых в нефти и легко пере-
качиваемых насосами;

—	проникновение звеньев макромолекул в межпакетное про-
странство кристаллов и экстрагирование частиц отложений и солей
из нефти;

—	дезинтеграция, саморегулируемый отрыв, перевод во взве-
шенное состояние и вовлечение в поток все большего числа частиц
пристенных отложений на всем протяжении потока; этот процесс
усиливается с увеличением объема и содержания полимера и меха-
нических примесей (песка, глины, окислов железа) до перехода
в поршнеобразное движение;

—	обратимая деформация — полное восстановление геометри-
ческой формы высоковязких или наполненных отложениями час-
тей полимера при прохождении через местные сопротивления, те-
чение полимеров с разрывом молекулярных связей в насосах при
линейной скорости более 3—40 м/с и незначительная необратимая
деструкция частично "сшитых" макромолекул ингибированных по-
лимеров;

—	разделение потока и поршневое вытеснение газовых и жид-
ких скоплений, заполнение и опорожнение трубопроводов любого
сечения, предупреждение смешения нефти с водой, образования
эмульсий, формирование подвижной очистной полимерно-грязе-
вой пробки, увеличивающейся в объеме по мере продвижения
вдоль потока;

—	гашение интенсивности мелкомасштабной части турбулент-
ных вихрей, снижение адгезии парафино-смолистых отложений,
предупреждение закупорки и перекристаллизации выносимых
скоплений. Физико-химическое взаимодействие активированных
полимеров с любой твердой поверхностью посредством молекуляр-
но-поляризационной, водородной, затем ионной или ковалентной
связей с образованием сплошных межфазных полислоев и гидро-
фильных мозаичных ингибирующих покрытий с минимальным
трением.

Установленный механизм комплексного действия полученных
полимеров частично приемлем в любых динамических условиях
при скорости более 0,01-10 м/с для вязких водных растворов
и других водорастворимых технических полимеров (для КМЦ,
гипана, ПАА, полиокса, К-4, метаса, сульфированного полистиро-
ла и др.).

Проведенные эксперименты показали, что для получения по-
лимерных эластичных разделителей и пристенных гидрофильных
покрытий на внутренней поверхности нефтепровода оптимальные
параметры следующие:

кинематическая вязкость в пределах 1-104 Пз;

плотность — 1,01-1,08 г/см3;

поверхностное натяжение 30-68 дин/см;

набухаемость в пределах 150-800%;

адгезионное давление 10-103 г/см2.

Проведенные сравнительные опыты по определению вышеука-
занных свойств технических водорастворимых полимеров: поливи-
нилового спирта (ПВС); полиакрилонитрила (ПАН); карбокси-
метилцеллюлозы (КМЦ); полиакриламида (ПАА, АМФ, пушер,
сепаран); полиэтиленоксида (ПОЭ, полиокс) — позволили обна-
ружить наибольшие величины параметров двух последних, обеспе-
чивающих образование пристенных адгезионных полимерных сло-
ев, не смываемых трубопроводным потоком нефти.

Наиболее заметным эффектом влияния растворов полимеров
на гидравлическую характеристику является обработка внутрен-
ней поверхности новостроящихся нефтепроводов перед заполнени-
ем их нефтью. Положительное влияние полимеров в этом случае не
только не вызывает сомнения, но и сказывается на успешном пуске
нитки нефтепровода и последующей продолжительности его экс-
плуатации при минимальных гидравлических потерях. Однако та-
кие случаи производственной необходимости увеличения пропускной
способности новостроящихся ниток трубопроводов не так часты.

Потому наиболее актуальной задачей является изыскание тако-
го полимерного гидрофильного состава, который позволил бы про-
168
водить одновременную очистку трубопровода от рыхлых пристен-
ных отложений и покрытие внутренней металлической поверхно-
сти и частиц отложений водными растворами полимера с достаточ-
ным сцеплением с ними, обеспечивающим устойчивость потоку
нефти при больших скоростях и числах Рейнольдса реальных по-
токов нефти в магистральных нефтепроводах.

Способность растворов водорастворимых полимеров обеспечи-
вать безопасную очистку полости загрязненных нефтепроводов,
в которых происходит непрерывное образование парафино-смоли-
стых и других отложений, подтвердилась многолетними испытани-
ями в различных межсезонных производственных условиях.

В 1977 г. на участке Жетыбай-Шевченко "горячего” нефтепро-
вода Узень-Шевченко были проведены промышленные испытания
применения водорастворимых полимеров акриламида и соответ-
ствующих адгезионных добавок для очистки трубопровода.

С целью приготовления вязких водных растворов модифици-
рованного полимера акриламида (МПАА) в квадратные емкости
агрегата ЦА-320 заливали 4 м3 теплой воды (42-45 °C). При вклю-
ченном агрегате в емкость загружали 600 кг товарного полиакрил-
амида в виде 8 %-го геля. По истечении 10-15 мин перемешивания
был получен однородный 1,0-1,1 %-й водный раствор полиакрил-
амида. При непрерывной циркуляции к водному раствору ПАА
были добавлены адгезионные компоненты. Общая продолжитель-
ность перемешивания составляла 25 мин. Затем в растворе полиме-
ра началась реакция конденсации. Процесс образования желеоб-
разных полимерных продуктов полностью прошел в течение суток
без добавок инициатора и активатора. Теплый желеобразный
раствор после увеличения вязкости с 1-10 до 50-80 Пз был откачан
в отключенный участок нефтепровода на выходе из беспламенной
печи "Унифлюкс". За 10 мин закачки вязкость желеобразных
продуктов конденсации увеличилась с 50 до 600—800 Пз, произво-
дительность насосного агрегата снизилась.

Формирование вязкой студнеобразной пробки на основе моди-
фицированной полиакриламидной системы, как показали конт-
рольные лабораторные опыты, обеспечивается выдержкой ее в за-
крытом объеме в течение двух суток и на открытом воздухе в тече-
ние суток при температуре 15—25 °C.

Эксперименты показали, что эластичность и вязкость полимер-
ной пробки сохраняются в течение 30 сут при условии хранения
полимера в герметичной емкости при температуре 5—25 °C.

Формирование полимерного разделителя с описанными свой-
ствами происходило в отключенном участке нефтепровода диамет-
ром 529 мм, на НПС и в пункте подогрева "Жетыбай".

В результате первой экспериментальной очистки из полости
трубопровода было вынесено свыше 30 т механических примесей.
На решетках камеры и в ее полости обнаружена смесь комков геля
полимера с окалиной (окислы железа), песком и смоло-парафинами.

Однократный пропуск полимерной пробки по участку Жеты-
бай-Шевченко нефтепровода Узень-Шевченко позволил полно-
стью очистить пслость среднего участка и увеличить производи-
тельность всего нефтепровода на 3-7 % в течение 30 сут эксплуата-
ции и на 2—3 % — в течение 8 мес. последующей бесперебойной
работы.

В 1977 г. экспериментальное исследование влияния добавок
полимеров на ингенсивность парафинизации оборудования было
проведено на действующем нефтепроводе диаметром 100 мм, дли-
ной 2 км, подающем нефть от группы скважин II участка (РИТС-1
НГДУ "Долинанефтегаз").

Ввод реагента осуществляли как непрерывно, так и периодически.

Результаты трассовых измерений свидетельствовали об умень-
шении интенсивности парафинизации с 0,5-1 до 0,1-0,2 мм/сут
и прочности отложений с 0,2-1 до 0,1 кгс/см2 в результате непре-
рывной добавки 1-5 %-х водных растворов ПАА с расходом 2-
10 г/т в пересчете на сухое вещество. При этом полной очистки
добивались путем одноразового пропуска 8-12 л технического
(8 %-го раствора ! ПАА.

Работы по практическому использованию вязких водных ра-
створов полиакриламида с активирующими добавками на промыс-
ловых и магистральных нефтепроводах Украины, Башкортостана
и Мангышлакской области показали техническую возможность од-
новременного послойного удаления скоплений механических при-
месей и рыхлых парафино-смолистых отложений и предотвраще-
ния последующего их образования в течение 30—40 сут после дву-
кратной дозировки в объеме 600—3500 л в зависимости от произво-
дительности скважины и нефтепровода.

Интенсивно!; образование парафино-смолистых отложений
(0,2—0,5 мм/сут) в полости нефтепровода Шаим—Тюмень и несо-
вершенство механических средств очистки поставили перед нефтя-
170
никами задачу изыскания более эффективного и безопасного спо-
соба удаления этих отложений. В результате было решено исследо-
вать возможность использования для очистки полости трубопрово-
да и временного предупреждения образования парафино-смоли-
стых отложений растворов водорастворимых полимеров. В 1978 г.
на нефтепроводе Шаим—Тюмень были проведены промышленные
испытания с использованием полимеров разработчиками метода
И. Н. Порайко, С. К. Василенко, М. П. Савельевым.

Планом испытаний предусматривалось применение как высо-
ковязких гелей водорастворимых полимеров — для послойного
удаления парафиновых отложений, так и водных растворов поли-
меров средней вязкости (1—2 Пз) — для ингибирования процесса
образования парафиновых отложений.

Депарафинизация нефтепровода включала выполнение следую-
щих технологических приемов:

—	подачу в камеру запуска скребка товарного высоковязкого
геля ПАА;

—	удаление рыхлых пристенных отложений парафина путем
пропуска геля ПАА;

—	регистрацию давлений и расходов до, во время и после до-
зировки полимеров в нефтепровод;

—	приготовление водного раствора ПАА с добавлением акти-
вирующих и смачивающих компонентов;

—	пропуск по нефтепроводу щеточного скребка с целью более
полного удаления парафиновых отложений;

—	дозировку рабочего раствора полимера в нефтепровод с це-
лью создания гидрофильной полимерной пленки, замедляющей
повторное образование парафино-смолистых отложений.

Камера запуска разделителя (скребка) имела уклон в сторону
торцевого фланца, т. е. в сторону, противоположную движению
разделителя и нефти.

Полимер заливали вручную при установке с торцевой стороны
секторного ограничителя вытекания полимера. Поскольку камера
имела уклон в сторону, противоположную секущей задвижке,
весь объем полимера занял половину объема камеры в виде усечен-
ного цилиндра (рис. 5.1).

Запуск товарного полимера (8 %-й ПАА) осуществляли по об-
щепринятой схеме проталкивания скребка при закрытых фланцах
и задвижках и включения потока нефти через задвижку 2
ПАА

Рис. 5.1. Схема подачи товарного полиакриламида (8 % ПАА) на нефтепро-
воде Шаим-Тюмень: (I) в камеру скребка: 1 — торцевой фланец камеры; 2 —
задвижка потока нефти через камеру; 3 — товарный ПАА в камере после окон-
чания его загрузки; 4 — секущая задвижка; 5 — начальный участок нефтепро-
вода; (II) непрерывной дозировки 1,5 %-го водного раствора ПАА с адгезион-
ными добавками на прием подпорного насоса: 1 — передвижная цистерна
(3 м3); 2 — бочки с ПАА; 3 — дозировочный насос РЗ-2; 4 — подпорный насос
НПС; 5 — основной насос НПС

и открытия секущей задвижки 4. При включении потока нефти то-
варный полимер в форме усеченного растянутого цилиндра прохо-
дил секущую задвижку, гася при этом шум потока нефти.

Динамическая пластическая вязкость загущенного геля состав-
ляла т]п = 3,5-104 Пз. При большей величине динамического напря-
жения сдвига тд = (6-7)-104 дин/см2 происходит формирование
поршнеобразной пробки из любого первоначального объема через
непродолжительное время движения по нефтепроводу при средней
скорости нефти выше 0,7-1,0 м/с.

Высокая эластичность товарного геля ПАА (500-3000 %)
и низкое статическое напряжение сдвига (1-10 дин/см2) обеспечи-
ли легкое скольжение полимерной "пробки" через местные сопро-
тивления нефтепровода.

Очистное влияние высоковязкого полимера и формирование
парафино-полимерной пробки начало проявляться при проходе им
зоны парафинизации (40-50 км). Наибольшее снижение потерь
давления зафиксировано через 15 ч движения полимера на протя-
жении 30-75 км трассы, что аналогично очистному действию резино-
вого шара.

В результате однократного пропуска 350 л 8 % полиакрилами-
да было снижено давление на выкиде станции с 48,8-49,5 до 47,fl-
47,5 ати и увеличена часовая производительность с 600-605 до 610-
615 м3/ч, что сравнимо с изменением этих величин после пропуска
резинового шара.

По плану через трое суток после прохождения полимера в виде
пробки длиной, равной 4 диаметрам зоны парафинизации участка
0—170 км трассы, был запущен по нефтепроводу щеточный скребок
ВНИИСПТнефти, с помощью которого было подтверждено, что
полость нефтепровода очищена от парафиновых отложений в дос-
таточной степени с помощью высоковязких гелей ПАА и предыду-
щими пропусками скребка.

Дальнейшая цель экспериментов с полиакриламидными со-
ставами на нефтепроводе Шаим-Тюмень состояла в непрерывной
дозировке водных растворов полимеров с минимальным количе-
ством электролитов и полиакриламидов с целью ингибирования про-
цесса повторного образования парафино-смолистых отложений.

Дозировку полиакриламидного состава проводили непосред-
ственно за пропуском скребка путем подачи рабочего раствора
на прием подпорного насоса. В течение 40 мин насосом РЗ-2 в при-
емную линию подпорного насоса было подано 3 м3 1,5 %-го водно-
го раствора полиакриламида в смеси с 0,1 %-м хлористым натрием
и 0,05 %-м пенообразователем (ДС-РАС), стабилизированным аль-
бумином бычьей крови.

Передвижная циркуляционная насосная установка была смон-
тирована на шасси автомобильного прицепа и позволяла механизи-
рованным способом подать товарный полимер из бочек в цистерну,
смешивать полиакриламид с водой, электролитом и ПАВ и дозиро-
вать рабочие растворы полимеров на прием подпорного и магист-
рального насосов.

Предварительные опыты по смачиванию показали, что водный
раствор полиакриламидного состава с динамической вязкостью
ц1Г = 1,3—1,5 Пз оставляет при дозировке или последовательной пе-
рекачке по трубопроводу пограничный мозаичный гидрофильный
слой толщиной 0,5—0,8 мм. Согласно расчету, приготовленный со-
став в объеме 3 л мог образовать пристенную полимерную пленку
на внутренней поверхности начального участка нефтепровода дли-
ной около 50-60 км. Образовавшаяся в результате естественного
налипания благодаря наличию ПАВ и электролитов пристенная
пленка в виде растянутых капель водного раствора полиакрилами-
да удерживалась за счет его адгезибнных свойств в течение про-
должительного времени (до 6 месяцев) последующей эксплуата-
ции нефтепровода при пониженных потерях давления
и замедлении роста парафиновых отложений.

Удовлетворительная продолжительная эксплуатация данного
нефтепровода (6 месяцев) позволила обойтись без выполнения ка-
ких-либо работ по борьбе с отложениями парафина на ингибиро-
ванном участке (0—100 км). Кроме того, текучие полиакриламид-
ные препараты исключают опасность закупорки нефтепровода вы-
носимыми скоплениями и отложениями, а также возможность оста-
новки скребка.

При пропуске щеточного скребка с последующей дозировкой
полимерных растворов ПАА наблюдалось постоянство режима
нефтепровода с незначительным постепенным снижением потерь
давления. Опасности остановки скребка не было, так как происхо-
дило легкое скольжение скребка по внутренней поверхности неф-
тепровода, которое возникало за счет поданного полимерного со-
става и предупреждавшего образование парафиновой пробки.

В другом эксперименте, проведенном на трассе нефтепровода
длиной 200—400 км с целью более полного удаления парафиновых
отложений, был произведен запуск щеточного скребка вместе с вы-
соковязким гелем полимера (8 % полиакриламида). В данном слу-
чае использованье высоковязких гелей полимеров без их разбав-
ленных растворов привело к росту давления, остановке скребка и
прекращению перекачки нефти.

В результате проведенных экспериментов было установлено:

1)	что научно обоснованным и безопасным методом депарафи-
низации нефтепроводов любой конструкции может быть поочеред-
ная подача текучих полимерных составов и высоковязких гелей
высокополимеров в сочетании с механическим действием раздели-
телей (скребков);

2)	водорастворимые полимеры в зависимости от концентрации
и добавок могут обеспечивать не только удаление основного слоя
отложений, но и бесперебойную (без отложения парафинов) эксп-
луатацию в течение продолжительного времени (30-150 сут);
3)	промышленными экспериментами доказана возможность бе-
зопасного послойного удаления рыхлых парафино-смолистых от-
ложений с помощью небольших объемов {четыре диаметра трубо-
провода') высоковязких водных растворов полимеров акриламида,
сравнимого по механизму и степени очистки с действием механи-
ческого разделителя (шара);

4)	текучие водные растворы полимеров с адгезионными добав-
ками образуют пристенные гидрофильные слои путем непрерыв-
ной дозировки в транспортируемую нефть в течение одного часа,
что позволяет временно (30—60 сут) ингибировать повторное обра-
зование парафиновых отложений;

5)	водные растворы полимеров предупреждают закупорку
нефтепровода выносимыми скоплениями и остановку механиче-
ских устройств (скребков); подача полимерных растворов во всех
случаях обеспечивает безопасность и нормальный режим эксплуа-
тации и очистки загрязненных нефтепроводов, подвергнутых
непрерывному образованию парафино-смолистых отложений.

Для ликвидации скоплений воды и оставшегося после соору-
жения трубопровода мусора на магистральном нефтепроводе Ниж-
невартовск-Усть-Балык в 1978 г. были применены высоковязкие
полимеры, которые, как показали результаты исследований, ока-
зывают очистное и антифрикционное действие при малых концент-
рациях в потоках воды и нефти.

В качестве полимера использовали технический полиакрил-
амид, с помощью которого впервые в широких промышленных
масштабах предусматривалось уменьшить гидравлические потери
за счет связывания, удаления макромолекулами полимера внут-
ренних скоплений, гашения турбулентностей и пристенного сколь-
жения нефти.

Водорастворимые полимеры применяли на нефтепроводах
Нижневартовского РНПУ в два этапа, концентрация водных
растворов и гелей полиакриламида составляла 0,8 и 8 %. Основ-
ные физико-химические свойства используемых растворов ПАА
(табл. 5.1) позволяли регулировать их прочностно-деформативные
и реологические параметры разбавлением водой и технологически-
ми приемами растворения.

На первом этапе проведенных промышленных опытов в нефте-
провод непрерывно подавали 0,8 %-й водный раствор ПАА.
С целью растворения в воде товарного ПАА (8 %) была смонтиро-
Физико-химические свойства растворов ПАА

Показатели	0,8 %-й полиакриламид	8 %-й полиакриламид
Плотность, кг/м3	1030	1120
Молекулярная масса	4-5 млн.	3,5—4,5 млн.
Степень полимеризации	77-80	7750
Динамическая вязкость, Пз	0,65-0,77	3100-3500
Адгезионное давление к Ст.	3,	
гс/см2	5-15	210-280
Динамическое напряжение		
сдвига, дин/см2	60-75	(6-8) 104
Статическое напряжение сдвига		
к Ст. 3, гс/см2:		
ЧИСТОЙ	10-15	150-350
смоченной нефтью	30-80	1600-2800
Эластичность, %	0,0-0,01	12-20

вана циркуляционная насосная установка, состоявшая из напорной
емкости (2 м3) и шестеренчатого насоса РЗ-З. Установка позволяла
перекачивать 8 %-й полиакриламид и после 5-10 мин смешения его
с водой получать однородный 0,8 %-й водный раствор полимера.
Водный раствор полиакриламида (0,8 %) эмульгировался с нефтью
в подпорном и основных насосах 16НД10 х 1 и поступал в подземную
магистраль.

На втором (основном) этапе промышленного использования
полиакриламида применяли высоковязкие гели 8 %-го полиакрил-
амида для механического безопасного удаления жидких скоплений
и пристенных отложений механических примесей из трубопрово-
дов переменного диаметра с большим числом местных сопротивле-
ний на ограниченных участках, где механические разделители
(скребки) не могли использоваться успешно.

Высоковязкие гели полиакриламида подавали в нефтепровод
в открытую и опорожненную от нефти камеру пуска скребка
(рис. 5.2) с помощью деревянного лотка 2, установленного на-
клонно к камере 3 с упором в отбортовку грузового автомобиля 1
и фланца камеры. Для облегчения перемещения реагента поверх-
ности лотка и камеры периодически смачивали водой.

Высоковязкий полимер загружали до заполнения нижнего го-
ризонтального участка камеры в количестве 3,5 т (35 бочек). Затем
176
Рис. 5.2. Схема загрузки высоковязкого геля ПАА в камеру пуска скребка
(нефтепровод Нижневартовск—Усть-Балык, 1974 г.): 1 — грузовая машина
с бочками товарного ПАА; 2 — наклонный деревянный лоток; 3 — камера;
4, 5, 6,7 — регулирующие задвижки; 8 - начальный участок нефтепровода

торцовый фланец камеры 3 и задвижки 4, 5, 7 закрыли. Сплош-
ную полиакриламидную пробку формировали в камере скребка
при температуре 3—5 °C и в отсутствие большого количества нефти,
уменьшающей когезию и однородность полимера. В отдельных ча-
стях пробка имела различную прочность.

Высоковязкий полиакриламид начинал двигаться в нефтепро-
воде 8 при переключении потока нефти через камеру пуска скреб-
ка и секущую задвижку 5. Сохранение сплошности и цилиндри-
ческой формы пробки обеспечивалось предварительным открытием
задвижек 4, 5, 6 и плавным прикрытием задвижки 7. Пробка вы-
соковязкого полиакриламида была сдвинута под влиянием незна-
чительного перепада давления, создаваемого задвижкой 7. Пробка
миновала неотклонившийся указатель-сигнализатор прохождения
скребка и вначале двигалась бесшумно, так как полимер гасил
звуковые волны. После прохождения полимером секущей задвиж-
ки 5 появился нарастающий шум потока нефти и высоковязкий
полиакриламид начал двигаться по нефтепроводу при постоянных
начальном давлении и параметрах режима.

Сдвигающее усилие для запуска 8 %-го полиакриламида опре-
делялось зависимостью
Р = тснс • lOndl,

где тснс —статическое напряжение сдвига;

d — внутренний диаметр нефтепровода;

1 — длина пробки полимера цилиндрической формы.

Движение высоковязкого полиакриламида в объеме, равном
девяти диаметрам трубопровода, вначале проходило при постоян-
ных потерях давления по длине нефтепровода.

Выносимые скопления вместе с гелем и раствором полиакрил-
амида прошли через фильтры двух промежуточных НПС и посту-
пили в резервуары. Аналогично был организован пропуск 3 т геля
8 %-го полиакриламида по резервным ниткам нефтепровода (5-25
и 45~76 км). При прохождении полимеров через участок подклю-
чения резервных ниток наблюдался кратковременный рост давле-
ния. На 48-м км из нефтепровода были извлечены пробы геля по-
лиакриламида, впитавшего в себя механические примеси и приняв-
шего коричневый цвет вследствие связывания продуктов коррозии.

Дальнейшие работы по удалению жидких и твердых скопле-
ний проводили на параллельной нитке нефтепровода, для очистки
которой большие объемы товарного полиакриламида были сокра-
щены до объема 4—5 диаметров нефтепровода. При этом камера
пуска скребка заполнилась на 3/4 своего объема и пробка полиак-
риламида 10 оказалась несплошной. Естественно, в данных усло-
виях нельзя было удалить внутренние скопления из нитки нефте-
провода. Пропуск манжетного скребка позволил лишь частично
очистить нефтепровод от скоплений. Совместный пропуск геля
8 %-го полиакриламида и манжетного скребка дал возможность
более полно очистить полость нефтепровода.

В результате четырехкратного пропуска высоковязкого геля
полиакриламида по основным и резервным ниткам нефтепровода
в конечные резервуары поступило более 800 т жидких скоплений
вместе с полиакриламидом и механическими примесями в виде те-
кущей суспензии, а на решетках фильтров НПС задержалось
большое число мелких предметов.

Последняя серия экспериментов по первому применению поли-
акриламида в промышленных масштабах заключалась в перекачке
текучей суспензии скоплений и полиакриламида, полученных ес-
тественным образом в конечном резервуаре, насосными агрегатами
НПС "Сургут" до НПС "Усть-Балык" и далее до Омского НПС.
178
При этом в течение 2 сут перекачки нефти с пробкой суспензии из
0,1-0,5 % ПАА в объеме 100 м3 потери давления на данном участ-
ке снизились с 48-49 до 32-34 кгс/см2 при незначительном изме-
нении расхода нефти.

Во всех опытах при удалении скоплений с помощью высоко-
вязкого полиакриламида во время его движения временно (в тече-
ние 2-3 сут) происходили минимальные гидравлические потери
или максимальная производительность, которые через несколько
суток восстанавливались до проектных.

В результате проведенных экспериментов были сделаны следу-
ющие выводы:

—	своевременный пропуск механических разделителей (скреб-
ков) с одновременным использованием гелей и растворов ПАА по-
зволит решить проблему удаления непрерывно образующихся
жидких скоплений при транспортировке обводненной нефти по
нефтепроводам Тюменской области;

—	дальнейшие вопросы совершенствования технологии удале-
ния жидких скоплений из начальных участков магистральных
нефтепроводов Западной Сибири следует решать на основе ис-
пользования новых полимерных материалов, способных конденси-
роваться в виде сплошных цилиндрических пробок из маловязких
водных растворов с регулируемой однородной прочностью и высо-
кой эластичностью, и манжетных скребков, оказывающих механи-
ческое действие.

Промышленные эксперименты с водорастворимыми полимера-
ми — продуктами конденсации ПАА с альдегидами — были про-
ведены и на участке 0—208 км магистрального нефтепровода Ми-
чуринск—Кременчуг диаметром 729 мм, по которому перекачивали
смесь тюменской, ромашкинской и мангышлакской нефтей.

Испытания вели в ноябре—декабре 1977 г., когда параф иниза-
ция полости нефтепровода наиболее интенсивна.

Растворение в воде и смешение компонентов исходного поли-
мерного раствора производили в квадратной емкости (8 м3), уста-
новленной на полуприцепе, с помощью погружного центробежного
насоса 3-ф ("Гномик"). Из высоковязкого 8 %-го товарного геля
полиакриламида (АМФ) в течение 40 мин перемешивания с теп-
лой водой (25—30 °C) было приготовлено 6 м3 1,5 %-го однородно-
го водного раствора АМФ. Раствор полимера в течение 10 мин пе-
ремешивали с адгезийными компонентами, в течение 20 мин был
подан полимерный раствор в объеме 5 м3 в камеру скребка на ну-
левом километре участка. В течение 60 ч последующей выдержки
происходило образование эластичной тягучей пробки полимеров
в виде усеченного цилиндра длиной 11-12 м. Контрольные пробы
закачанного полимерного раствора загустевали в течение 2 сут при
25 °C и в течение 6 сут — при 10-12 °C до текучего высоковязкого
эластичного желеобразного состояния. По истечении 62 ч после сме-
шения компонентов и закачки в камеру пуска скребка полимерный
желеобразный разделитель был пущен по нефтепроводу.

Реологические свойства водных растворов полимеров, подан-
ных в нефтепровод, обеспечивали его легкую прокачиваемость,
низкое статическое и высокое динамическое напряжение сдвига
при наличии достаточного давления прилипания к парафину (5-
20 гс/см2). В процессе движения полимера внутренняя поверх-
ность трубопровода смачивалась пристенным слоем полимера. При
этом текучесть полимера сохранялась, а прочностно-деформатив-
ные свойства изменялись.

Отличительными свойствами полимеров, впервые использо-
ванных на нефтепроводе, явились не только их малая текучесть
при сохранении достаточного давления прилипания к парафини-
стым отложениям, но и отсутствие коагулирующего влияния и ка-
кого-то сродства к парафину, углеводородам нефти и смолистым
веществам.

По мере продвижения по нефтепроводу объем пробки увели-
чился со 138 до 1000 м3.

Вскрытие камеры пуска скребка, узла фильтра-грязеуловите-
ля подводящих линий показало, что там находится большое коли-
чество (190-200 шт.) обнаруженных впервые, спрессованных па-
рафино-смолистых дисков, шаров и эллипсоидов больших разме-
ров весом 6-15 кг. Парафино-смолистые отложения в виде шаров,
цилиндров, эллипсоидов обнаружены также на фильтрах следую-
щей по ходу движения нефти НПС. В полости камеры приема
скребка обнаружены отдельные спрессованные парафиновые дис-
ки диаметром до 800 мм.

Пропущенные по всей трассе нефтепровода резиновые шары
спустя 15 сут после перекачки полимеров были приняты в камеры
скребков без парафино-смолистых отложений, а режим нефтепро-
вода был высокопроизводительным в течение 80 сут наблюдений.
Таким образом, впервые было доказано высокое очищающее и ин-
180
гибирующее действие конденсирующихся водорастворимых поли-
меров на парафино-смолистые отложения в нефтепроводах боль-
шого диаметра (729-1020 мм).

Лабораторный анализ вынесенных парафиновых тел показал,
что их групповой состав по сечению различен. При почти одинако-
вом содержании смол, парафинов и масел содержание воды
и АМФ в центральной части парафино-полимерных тел в 2, а со-
держание механических примесей — в 5 раз больше, чем в перифе-
рийных частях. В вынесенных парафиновых шарах твердый оса-
док, нерастворимый в горячем бензине и бензоле, составлял 21 %
веса. Этот осадок содержал твердые частицы песка, глины, окис-
лов железа (продукты коррозии, окалины), кокса, частицы метал-
ла, сажи и др. Форма вынесенных тел-агломератов и их проч-
ность были различны.

Выносимые при движении полимерного раствора парафино-
вые твердые образования имели большие линейные размеры —
(10-25) Х(15~35) X (20-78) см — и часто были полыми. В плос-
кости поперечного сечения вынесенных парафиновых тел наблюда-
лись отдельные толстые слои (1—2 см) парафиновых отложений
и накатанные на центральное полимерное клейкое ядро суспензии
смол, полимера и механических примесей.

Крупные твердые образования парафино-смолистых отложе-
ний и водно-грязевые скопления двигались по нефтепроводу при
минимальных гидравлических потерях, и их можно было отделить
от потока нефти при скорости потока менее 0,6—0,7 м/с и диамет-
ре линии, большей или равной 700 мм.

В 1982 г. была осуществлена очистка нефтепровода Раевка-
Чегодаево ПО "Башнефть" с целью восстановления производитель-
ности промысловых нефтепроводов. Для этого был использован
комбинированный механо-химический метод по восстановлению
производительности промысловых нефтепроводов, заключающий-
ся в использовании моющего раствора на основе акриловых поли-
меров и последующем вытеснении разрыхленных отложений вяз-
ко-упругими поршнями.

Очистку нефтепровода проводили без его остановки в течение
6 сут путем ежедневной закачки в поток перекачиваемой нефтяной
эмульсии по 10 м3 заранее приготовленного моющего раствора
(табл. 5.2).

Рабочий раствор моющей композиции готовили в емкости на
Состав и скорость закачки моющей композиции

Показатель	Дни закачки по порядку					
	1	2	3	4	5	6
Массовая доля, % :  седипура АФ-200	0,3	0,4	0,5	0,6	0,8	0,8  дисолвана-4411	2,0	2,0	1,0	1,0	1,0	1,0  Скорость закачки  раствора, м^/ч	3,0	6,0	6,0	10,0	10,0	10,0						

автоприцепе. В емкость заливали 9,7 м3 пресной воды, которую
в зимних условиях нагревали паром от агрегата ППУ до темпера-
туры 30-40 °C. Затем осуществляли циркуляцию воды с помощью
агрегата ЦА-320, отводили ее из нижнего патрубка и заливали
в люк емкости.

Для лучшего растворения и предотвращения комкования поро-
шок акрилового полимера, — седипур АФ-200 — ссыпали через кла-
пан упаковочного мешка в воду, струя которой направлена
в люк емкости. После растворения необходимого количества по-
рошка в раствор добавляли дисолван-4411. Приготовленную ком-
позицию перемешивали в емкости циркуляцией в течение 15 мин
и закачивали в трубопровод насосом "Азинмаш".

Моющий раствор седипура и дисолвана после закачки в тру-
бопровод за корсткое время образовывал в нем пробку. При дви-
жении по трубопроводу пробка контактировала с загрязненной по-
верхностью, адсорбировалась на отложившихся частицах, разма-
чивала и разрыхляла осадки, которые затем выносились последу-
ющими более вязкими пробками. Нефтяная эмульсия с отмытыми
частицами поступала в специально отведенный в Чегодаевском
нефтепарке резервуар, где замеряли ее объем и осуществляли
отстой.

Наблюдения за выносом механических примесей показали, что
в течение первых 3 сут содержание их в эмульсии, отобранной
в Чегодаево, постепенно увеличилось с 0,03 до 0,1 %, а на 4-е сут
достигло 1,16%.

К концу промывки содержание механических примесей стало
равным первоначальному.
Пропускная способность нефтепровода через первые 3 сут про-
мывки возросла более чем в 2, через 4 сут — в 4 раза и после про-
мывки приблизилась к проектной.

Описанным способом очищали также промысловые нефтепро-
воды Хомутовка-Сатаево и Сатаево-Чегодаево длиной 73 км
и Сулли-Бишинды длиной 48 км.

Зимой в течение одного месяца движения по всей длине нефте-
провода Александровское-Анжеро-Судженск переменного диамет-
ра (1220-1020 мм) 1,1 %-го водного раствора МПАА в объеме
6 м3 сохранялось поршневое вытеснение жидких скоплений и меха-
нических примесей из параллельных и резервных ниток перемен-
ного сечения, ранее неочищаемых известными способами; сокраще-
ны потери давления на 0,2 МПа; повышена пропускная способ-
ность всего нефтепровода без отключения нефтеперекачивающих
станций. По истечении наработки насосами нормативного времени
(3 года) отобраны пробы пропущенного полномера, показавшие
прежние реологические свойства без изменения режима эксплуата-
ции насосов.

За счет саморегулирования выведен на проектный режим без
камер скребков нефтепровод Сургут-Полоцк (участки 562-2077
и 2448—3249 км) с пропуском оптимального количества (4—12 м3)
высоковязких гидрофильных полимеров.

Непрерывная и периодическая дозировка гидрофильных ак-
риловых полимеров в малых количествах (3—50 г/т) позволила
сократить в 1,3-2 раза расход реагентов-деэмульгаторов, увели-
чить производительность установок по подготовке нефти и пропуск-
ную способность промысловых трубопроводов в НГДУ "Бавлы-
нефть" объединения "Татнефть".

Однократная подача и последовательное перемещение потоком
исходных водных растворов этих же полимеров через насосы НПС
позволили устранить внутристанционное дросселирование давле-
ния на НПС "Раскино" и "Кобрин". Газовые и водные скопления
вместе с продуктами коррозии вынесены из рельефного продук-
топровода на участке Грозный—Армавир, свыше 110 м3 смоло-па-
рафинов удалено из коммуникаций Лисичанского НПЗ без ухуд-
шения качества нефти и получаемых нефтепродуктов.

В результате проведенных научных исследований и глубокого
изучения сорбционных и африкционных процессов действия гид-
рофильных полимеров большой молекулярной массы И. Н. Порай-
ко (ДРН ПУ нефтепровода "Дружба") и Д. Н. Порайко (ЦНИЛ
"Укрнефти") были даны рекомендации по использованию нового
научно обоснованного метода применения полимеров для увеличе-
ния производительности протяженных нефтепроводов любой кон-
струкции.

С целью исключения трудоемких и ручных операций было
предложено осуществлять доставку товарных полимеров в цистер-
нах или прямоугольных емкостях с нижним сливом, а выгрузку —
с помощью насоса РЗ или самотеком в отдельную емкость, обвя-
занную в нижней ее точке центробежным насосом типа 4К(ЗФ),
линией для подачи воды или водяного пара (конденсата) и соеди-
ненную с выкидной линией насосных агрегатов высокого давления
(у машинного зала НПС).

Грану лированные и гелеобразные полимеры следует раство-
рять с помощью центробежных насосов ЗРЗ, ЗШРЗ или 4К (6К)
со скоростью 0,2—1 кг/с и хранить под слоем нефти (нефтепро-
дукта) высотой свыше 5 см с добавлением ингибиторов деструкции
(восстановителей, сшивателей) с массовой долей 0,2—0,5%. В ка-
честве ингибиторов могут быть использованы формальдегид
и гидросульфит натрия.

После смешения с активатором раствор полимера закачивают
в отключенный участок нефтепровода, предпочтительно до запол-
нения всего объема и естественного всплытия и перетока нефти.
В качестве участка формирования полимерной пробки из маловяз-
ких исходных растворов можно использовать камеру скребка, ре-
зервные нитки небольшой длины (50-500 диаметров), байпасные
линии и другие отключенные участки, диаметр которых равен
диаметру нефтепровода или больше его диаметра.

Формирование эластичной желе- и студнеобразной пробки
происходит путем выдержки на протяжении 4-240 ч и протекания
реакции с постепенным загустеванием непосредственно в трубопро-
воде. Тип полимера и активатора выбирают исходя из минимума
затрат на реагенты, максимальной вязкости и других реологиче-
ских параметров.

После перемещения потоком полимера выносимых скоплений
в конечный пункт их следует разделять отстаиванием в расширите-
лях или резервуарах малой вместимости. Водный раствор полиме-
ра с твердыми включениями абсорбированных отложений повтор-
но и многократно используют в течение 5—8 лет до их разбавления
184
водой в количестве 2—5 г/т, считая на сухой полимер.

Эффективна периодическая дозировка вязких водных раство-
ров полимеров в отдаленные нефтяные скважины и начальные уча-
стки промысловых и магистральных нефтепроводов диаметром d для
повышения их производительности при наличии пристенных отло-
жений толщиной S в оптимальном объеме:

Vo = Jidtnd2 + 5/).	(19)

Полиакриламид (ПАА, АМФ), его модификация (МПАА),
карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), полиакрилонитрил (гипан)
и поливиниловый спирт (ПВС) при малых концентрациях (0,001-
0,2 %) флокулируют частицы отложений и по мере повышения
концентрации увеличивают очистное действие в динамических ус-
ловиях при перекачке по трубопроводам и циркуляции в резерву-
арах, располагаясь в ряд активности: МПАА > АМФ = ПАА >
ГИПАН > КМЦ » ПВС.

Метакриловый сополимер с ПАА (МАК + ПАА) по очистной
активности сравним с МПАА, однако при содержании его в ра-
створе более 2% при температуре ниже 12-15 °C образуется
хлопьевидный студень пониженной вязкости.

Наиболее доступна технология формирования полимерной
"пробки" при использовании 1,2-1,8 %-го МПАА с сохранением
текучести в течение 3-4 сут после добавления к ПАА активатора и
очистных свойств на протяжении 20 и 772 сут для АМФ и ПАА
соответственно. Образование полимерной "пробки" на основе 1,5—
7,5 %-го МПАА идет при любой положительной температуре
в нефти при наличии твердых осадков в присутствии доступных
наполнителей (глины, песка, керамзита, пемзы, древесных опи-
лок).

Продолжительность формирования нерастекаемой "пробки"
при использовании 4-7,5 %-го МПАА сокращается с трех суток до
4—6 ч, при нагреве 1,2 и 1,8 %-го МПАА до 45—65 °C — соответ-
ственно до 2 ч и 35-55 мин. Нагрев смеси МПАА во всех случаях
приводил к повышению эксплуатационных свойств МПАА-пробки
и к сокращению расхода полимера.

Через любое удобное с точки зрения эксплуатации трубопрово-
да время (от 2 ч до 300 сут) после начала подачи полимеров в уча-
сток формирования пробки полученный разделитель вытесняют
нефтяным потоком. Вытеснение производят со скоростью не менее
0,2 м/с по схеме запуска скребка при постоянном режиме работы
нефтепровода.

Основным принципом применения предлагаемых водораство-
римых полимеров (ВП) является их последовательная перекачка
по всей трассе протяженного нефтепровода без существенного изме-
нения режима его эксплуатации, минуя фильтры-грязеуловители
и первые по ходу нефти промежуточные НПС, преимущественно
через насосные агрегаты конечной НПС с приемом выносимых
скоплений в отдельный резервуар в конечном пункте нефтепрово-
да или на нефтеперерабатывающем заводе.

Визуально вынос жидких скоплений с помощью ВП можно на-
блюдать в дренажных точках и отстойных зонах с нижним сбро-
сом, если их время движения через данную точку больше продол-
жительности течения по дренажной линии.

Время прохождения ВП и водных скоплений можно зафикси-
ровать по изменению электропроводности нефти непосредственно
в нефтепроводе или путем отбора проб.

При движении студней ВП и "пробки" выносимых твердых
скоплений с повышенной прочностью (более 0,1-0,2 кгс/см2) мо-
гут отклоняться существующие сигнализаторы прохождения разде-
лителя.

После прохождения "пробки" с твердыми включениями
и скоплениями повышенной плотности и вязкости мимо пункта на-
блюдения шум и вибрация затухают.

Гелевые поршни за рубежом нашли широкое применение.
В последние годы гелеобразные составы все чаще используются
при введении трубопроводов в эксплуатацию в качестве разделите-
лей в трубопроводах различных сортов нефти или нефтепродук-
тов, для очистки полости трубопроводов от загрязнителей, распре-
деления в них ингибиторов коррозии, вытеснения скопившегося
конденсата или застрявших скребков.

Эксплуатационники признали, что гелеобразные поршни мо-
гут выполнять большинство функций обычных твердых скребков
или разделителей. При этом они отличаются также способностью
к некоторым химическим реакциям, могут быть закачаны в по-
лость трубопровода через кран с проходным отверстием диаметром
всего лишь 51 мм и, что еще более важно, они не выходят из строя
в процессе их прогона, как механические скребки.
Гели, используемые за рубежом при трубопроводных работах,
подразделяются на четыре типа:

—	углеводородные;

—	осушающие;

—	гели-разделители партий нефтепродуктов;

—	гелеобразные поршни для выноса мусора из полости трубо-
провода.

Гели в трубопроводном транспорте используются для:

—	разделения перекачиваемых продуктов,

—	удаления мусора из полости трубопровода;

—	удаления конденсата из газопроводов;

—	прокачки ингибиторов коррозии и биоцидов;

—	проведения специальной химической обработки;

—	удаления застрявших в трубопроводах механических скреб-
ков, а также при заполнении и гидравлических испытаниях трубо-
проводов, при освобождении полости трубопровода от воды
и с целью ее осушки;

При прогнозировании поведения гелеобразных пробок в тру-
бопроводе учитываются такие факторы, как характеристики тру-
бопровода и перекачиваемой жидкости, совместимость гелей с пе-
рекачиваемой жидкостью и т. д.

Большинство применяемых в трубопроводах гелей — на вод-
ной основе, но можно получить в гелеобразной форме ряд химре-
агентов, растворителей и даже кислот.

Некоторые химреагенты могут быть получены в гелеобразной
форме без добавок, другие растворяются в жидкости-носителе.
Так, гелеобразное дизельное топливо (впервые запатентованное
для использования в трубопроводном деле в 1973 г.) все в большей
степени применяют в качестве носителя ингибиторов коррозии
в газопроводах.

Гели с жидкой углеводородной средой, или органогели, с ис-
пользованием в качестве дисперсионной среды дизельного топлива
или керосина характеризуются высокой степенью обеспечения гер-
метичности при использовании их в качестве разделителей. Орга-
ногели весьма эффективны и с точки зрения удаления накопив-
шейся воды или мусора из нефтепроводов, а также конденсата из
газопроводов. В гелях такого рода массовая доля ингибиторов кор-
розии может быть доведена до 20 %, поэтому они могут выполнять
две функции одновременно, что доказано на газопроводных сиСте-
мах ФЛАГС и "Статпайп". Проталкивание их может проводиться
жидкостями, механическими разделителями или свабами (с про-
талкиванием последних газом).

Гелевые разделительные поршни высокоэффективны для удале-
ния механических разделителей, застрявших в трубопроводах
вследствие износа уплотнительных манжет или накопления впере-
ди них мусора.

В первом случае при прокачке гелевого разделителя к застряв-
шему механическому разделителю восстанавливается герметич-
ность уплотнения последнего и уменьшается трение его о стенки
трубопровода. Высокая эффективность выталкивания связана
с особенностями реологии геля. В начале движения механический
разделитель становится одним целым с гелевым поршнем и в ре-
зультате выталкивается из трубопровода.

При прокачке; гелевого поршня к механическому разделителю,
застрявшему вследствие накопления впереди него мусора, гель
вначале проникает через зазор между стенками и манжетами и воз-
действует на некоторую часть мусора, проталкивая его вперед.
Затем восстанавливается герметичность уплотнения, и освобожден-
ный механический разделитель в результате может быть вытолк-
нут из трубопровода. Так как мусор распределяется по некоторой
длине трубопровода, вероятность повторного застревания механи-
ческого разделителя до выхода его из линии невелика.

Гелеобразные разделители получают путем добавки в пресную
или морскую воду гуаровой смолы, характеризующейся попереч-
ными связями молекул с одновременным непрерывным или перио-
дическим перемешиванием. Концентрация геля подбирается
в зависимости ог условий его применения. Гели, применяемые
в качестве разделителей, отличаются псевдопластичностью, вязко-
упругостью, когезионностью, способностью к самовосстановлению
формы и уменьшению напряжений сдвига.

Такого рода гели обтекают препятствия или проходят через
сужение, восстанавливая затем свою форму и свойства до первона-
чальных. Разделительные гели обеспечивают высокую степень гер-
метичности, полностью предотвращая перетоки разделяемых жид-
костей.

В случае необходимости сброса геля, например в море, его
можно легко диспергировать, особенно целесообразно при этом
производить перемешивание. Если требуется, для разрушения вяз-
коупругой структуры геля после выхода его из трубопровода мож-
но использовать химические реагенты. Разложившийся гель можно
легко собрать и откачать для дальнейшей обработки.

При выбросе очистного геля вместе с загрязняющим материа-
лом в море происходит быстрое диспергирование геля. Полимер
полностью биодеградирует и не оказывает какого-либо отрица-
тельного влияния на окружающую среду. Во время очистки трубо-
проводов на суше загрязнители вместе с гелем необходимо сбрасы-
вать на заранее утвержденных участках.

Уже при слабом воздействии окружающей среды гели разлага-
ются так же, как полисахариды. Разрешен сброс деградированных
гелей в британский и норвежский секторы Северного моря.

Длина гелевых разделительных поршней колеблется в преде-
лах от 60 до 600 м, в зависимости от протяженности и диаметра
трубопровода. В трубопроводе с большим содержанием влаги гель
течет, сохраняя ламинарность центральной части потока. Давление
вытеснения аналогично давлению, при котором производится за-
полнение трубопровода. Однако при расчете процесса вытеснения
необходимо всегда принимать большое давление, требуемое для
сдвига вязкоупругого геля с поверхности сухой стенки.

Для очистки трубопровода от мусора могут быть использованы
с разной степенью эффективности гели всех типов. Состав геля
специально для выталкивания мусора из полости трубопровода
был запатентован компанией "Shell Divelopment" и разработан
совместно с компаниями "Shell Exspro" и "Dowell Schumberger
Industrail". В 1978 г. были начаты интенсивные исследования с це-
лью подготовки к очистке гелем газопроводной системы ФЛАГС
протяженностью 450 км в Северном море.

Гели для очистки полости трубопроводов от мусора получают
путем ввода в морскую воду ксантанового полимера. При этом доля
последнего в растворе должна составлять 1 %. Образующийся гель
с поперечными связями характеризуется высокой вязкостью и адге-
зионностью, он представляет собой бингамовскую среду с высоким
значением предела текучести, что обеспечивает поддержание час-
тиц мусора в геле во взвешенном состоянии, даже если гель непо-
движен в течение долгого периода времени. Как вязкость, так
и предел текучести такого геля возрастают по мере увеличения
в его массе доли загрязняющего материала.

За гелевым поршнем для удаления мусора из трубопровода
следует механический поршень. Скорость движения должна под-
держиваться в пределах 0,3-0,9 м/с, что обеспечит пробковое те-
чение геля по трубопроводу. При таком режиме движения цент-
ральная часть гелевого поршня имеет полутвердую структуру,
в отличие от кольцевой зоны у стенки трубопровода. При передви-
жении гель кольцевой зоны перемещается механическим поршнем
в направлении центральной зоны. Таким образом, движение геля
внешне напоминает перемещение гусениц трактора (рис. 5.3)

Гель отличается весьма высокой адгезионной способностью по
отношению к загрязняющим материалам. Эти материалы захваты-
ваются и переносятся в центральную часть гелевого поршня по тра-
екториям, показанным на рис. 5.3. стрелками. Таким образом,
загрязняющий материал не может накапливаться перед гелевым
поршнем, и поэтому опасность застревания последнего минималь-
на. Загрязняющие материалы распределяются по всей длине геле-
вого поршня. В очистной цепочке расстояние между механически-
ми скребками должно быть минимум 150 мм, так что не составляет
труда поддерживать требуемый режим движения.

Если в качестве проталкивающей жидкости используется вода,
гелевые поршни должны быть спереди и сзади изолированы геле-
выми разделительными поршнями, чтобы избежать диспергирова-
ния геля водой.

Рассматриваемые гелевые поршни — для удаления мусора
и разделительный — имеют весьма различные характеристики, по-
этому они не смешиваются в трубопроводе и в очистной цепочке
допускается непосредственный контакт между "хвостом" переднего
разделительного гелевого поршня и "головой" гелевого поршня-

Рис. S.3. Механизм переноса загрязняющего материала в очистном поршне
из геля
очистителя. Однако хвост поршня-очистителя должен быть отделен
от головы второго разделительного поршня, чтобы избежать пере-
мешивания вследствие проявления вышеупомянутого "эффекта
тракторной гусеницы".

Проектные параметры очистной цепочки могут изменяться
в весьма значительных пределах. Очистной поршень удерживает
определенное количество загрязняющего материала даже при неко-
тором растворении его водой. При полном сохранении целостности
этого поршня его несущая способность возрастает в четыре раза при
практически том же самом давлении проталкивания.

С помощью гелевых поршней в американском штате Миссури
фирма "Missouri Pipeline" провела работы по очистке от загряз-
нителей полости нефтепровода, введенного в эксплуатацию еще
в 1928 г., а также лупинга диаметром 306 мм. С 1982 г. нефть по
трубопроводу не перекачивали.

В качестве консультанта была приглашена компания "Dowell
Schlumberger Industrial", имеющая опыт проведения очистных работ
по применению технологии Geliy Pig, разработанной в начале
1970-х гг.

Ранее полученный опыт показал, что целесообразно сочетать
одновременный пропуск по трубопроводу гелеобразных пробок,
пробок химических реагентов и механических скребков, что
и было выполнено в ходе очистных работ.’

Наряду с очисткой, технологией предусмотрены последующие
гидростатические испытания, вытеснение воды и осушка.

Перед проведением работ провели испытания возможности
очистки с использованием гелевых пробок на образце трубопрово-
да, вырезанном и доставленном в лабораторию. По результатам
этих лабораторных испытаний было оценено общее количество за-
грязнителей в трубопроводе и выбран наиболее эффективный ра-
створитель для нефтяных остатков.

Результаты очистки внутренней поверхности образца показа-
ли, что количество загрязнителей на внутренней поверхности тру-
бопровода составляет в среднем около 220 г/м. Ранее при очистке
одного из трубопроводов на Среднем Западе количество механи-
ческих загрязнителей колебалось в среднем от 150 до 450 г/м. При
расчетах приняли загрязненность равной 252 г/м , т. е. слегка
больше фактической, чтобы создать некоторый запас количества
геля, необходимого для захвата механических загрязнителей.
Из ряда исследованных растворителей — дизельных эмуль-
сий, керосина, ароматиков и др. — были выбраны щелочные ра-
створители М002, М008, М009 и F057. Кроме высокой эффектив-
ности растворения, эти реагенты характеризуются легкостью по-
следующего удаления и относительно недороги.

Использованный в процессе очистки щелочной растворитель
M289/F057 на водной основе состоял из четырех химических ре-
агентов, включая ПАВ. Всего для процесса было использовано
около 77 м3 растворителя. Этого количества оказалось достаточно
для обеспечения контакта растворителя со стенкой в течение 1 ч при
скорости перемещения потока 0,3 м/с. Размывающее и растворяющее
действие М289/7057 усиливается в результате создания турбулентно-
сти, предварительной очистки щеточными скребками, поддержания
взвешенного состояния частиц в объеме растворителя. Все это дает воз-
можность использовать растворитель в меньшем объеме.

Применяемый растворитель показал высокую эффективность,
причем степень удаления им остаточной нефти и растворимых загряз-
нителей оказалась выше установленной в лабораторных условиях.

Гелеобразный состав GP 3100 обеспечивал захват механических
загрязнителей массой до 1 фунта (0,453 кг) (объем геля 3,8 л). Одна-
ко на это значение может влиять в ту или иную сторону ряд факто-
ров:

—	скорость перемещения гелевой пробки по трубопроводу;

—	плотность механических загрязнителей;

—	их количество;

—	наличие механических скребков до или после гелевой проб-
ки и т. д.

Общее количество требуемого геля (в фунтах на галлон) вы-
числяется по формуле.

К

Ст - F . Н М 3
2 ВИ. ПОВ.	’

^3

где Gr — общее количество требуемого геля;

Рви. пов — суммарная внутренняя поверхность трубопровода;

Кн. м. з. — коэффициент наличии механических загрязнителей;

К3 — коэффициент захвата механических загрязнителей гелем.

Очистка трубопроводов была проведена закачкой двух гелевых
пробок, в каждой из которых объем геля составляет 5,8 и 2,9 м3. Вна-
чале предполагалось прокачать через трубопроводы гелевые проб-
ки-очистители дважды, впоследствии было решено пропустить за
один раз последовательную цепочку геля и других компонентов.

Используемые захватные гелевые пробки представляли собой
очень вязкий полимер с сильными адгезионными свойствами. Ме-
ханические загрязнители удерживались в этих пробках во взве-
шенном состоянии по мере перекатывания их по трубопроводу.

После удаления из полости трубопровода остаточной нефти
и механических загрязнителей добивались того, чтобы выпускае-
мая после гидростатических испытаний вода содержала загрязни-
телей не больше, чем это допускается нормами Агентства по защите
окружающей среды (100 или менее частей на 1 млн взвешенных
частиц и 20 частей на 1 млн т нефти и смазок).

После проведения очистных работ трубопроводы подвергли
гидростатическим испытаниям. Загрязненность выпускаемой после
этих испытаний воды оказалась в пределах допустимых норм.

5.2.	Химические реагенты для предотвращения
парафино-смолистых отложений в трубопроводах

Регулировать процесс отложения парафина на стенках трубо-
провода можно путем ввода в нефтяной поток специальных ве-
ществ — депарафинизирующих реагентов, которые бывают двух
типов: модификаторы кристаллов и диспергенты.

Действие модификаторов кристаллов основано на изменении
формы и поверхностной энергии кристаллов парафина. В резуль-
тате снижается склонность кристаллов к взаимному объединению
или присоединению к стенкам трубы. Кроме того, размеры крис-
таллов остаются настолько небольшими, что снижается вероятность
их осаждения и слипания. В случае же охлаждения нефти до тем-
пературы ниже температуры помутнения парафин осаждается
не в виде игольчатых кристаллов, приводящих впоследствии к рез-
кому росту вязкости нефти, а в виде небольших округленных час-
тиц. По этой причине модификаторы кристаллов известны под на-
званиями депрессантов потери текучести, или реологических при-
садок.

Диспергенты представляют собой поверхностно-активные веще-
ства (ПАВ), которые изменяют поверхностную энергию кристал-

7 — 136
лов парафина, что опять же уменьшает склонность последних
к присоединению к стенкам трубы и слипанию. Как модификато-
ры кристаллов, так и диспергенты замедляют отложение парафина
на стенках труб.

Обычно депарафинизаторы обоих типов применяются в не-
больших количествах, их доля составляет 100-200 млн-1.

Теоретически для регулирования количества парафиновых от-
ложений в трубопроводе вполне достаточно либо химической обра-
ботки депарафинизаторами, либо предупредительных мероприя-
тий, связанных с использованием поршней. Однако в реальных
условиях эксплуатации трубопроводов ни один из двух этих мето-
дов не дает полной гарантии предотвращения парафинизации по-
лости трубопровода.

В первую очередь, это относится к трубопроводам, по которым
с малой подачей транспортируются нефти с высоким содержанием
парафинов или асфальтенов и значением точки помутнения.

Скорость отложения парафинов может быть настолько велика,
что эффективная химическая обработка будет связана с необходи-
мостью реагентов в больших количествах и в силу этого окажется
экономически нецелесообразной. Кроме того, некоторые парафины
недостаточно по.хдаются химической обработке.

Такой же сложной и даже опасной может оказаться попытка пе-
ремещения парафина в значительных объемах с помощью поршней по
трубопроводам бэлыпой протяженности. Такая попытка вполне спо-
собна завершиться полной закупоркой трубопровода, для ликвида-
ции которой могут потребоваться чрезмерные рабочие давления.

Программа депарафинизации, разработанная корпорациями
"Knapp Polly Pig" и "Welchem", предусматривает совместное (ком-
плексное) использование поршней и химических реагентов, по-
скольку ни один из рассматриваемых методов не может самостоя-
тельно обеспечить те же преимущества, которыми обладает комп-
лексная программа.

Оптимизированная программа депарафинизации позволяет ре-
шить одновременно нескольких задач, к которым, в частности, от-
носятся:

—	поддержание чистоты внутренней полости трубопровода;

—	обеспечение возможности возобновления перекачки по тру-
бопроводу при низких температурах;

—	снижение опасности застревания поршня внутри трубопро-
вода, особенно, если это подводный трубопровод;

—	предотвращение снижения пропускной способности или
увеличения падения давления вдоль трубопровода;

—	сохранение работоспособности и незагрязненности линейно-
го контрольно-измерительного и пробоотборного оборудования;

—	экономия эксплуатационных затрат.

В результате проведенных исследований по депарафинизации
трубопроводов сотрудниками корпораций были сделаны следую-
щие выводы.

Как химическая, так и механическая (с помощью поршней)
обработка трубопроводов позволяют решать различные эксплуата-
ционные задачи. Однако ни один из этих методов не обладает пре-
имуществами совместной или комплексной обработки.

Химические реагенты наиболее эффективны, если используют-
ся в основном для обработки поверхностных загрязнений, включая
колонии бактерий и отложения парафина или продуктов коррозии.

Поршни более всего подходят для подготовки внутренней по-
верхности труб к химической обработке, для облегчения равномер-
ного распределения химических реагентов по всей площади внут-
ренней полости. Их применение снижает потребности в химиче-
ских реагентах благодаря предварительному удалению мощных
отложений и скоплений жидкости из трубопровода.

Если рационально совместить химическую обработку и приме-
нение поршней в комплексной программе предупредительных мер,
то можно максимально замедлить коррозионное разрушение, по-
высить эффективность эксплуатации трубопроводов и снизить рас-
ходы на приобретение химических реагентов.

При разработке подобной комплексной программы авторы со-
ветуют:

провести тщательный анализ рабочего состояния трубопро-
вода и выявить все возможные проблемы, связанные с коррозией,
накоплением отложений и появлением препятствий для потока
транспортируемого продукта;

—	определить наиболее подходящий в рассматриваемой ситу-
ации химический реагент, его дозировку и способ применения;

—	провести первоначальную очистку трубопровода с помо-
щью поршней соответствующей конструкции, включая удаление
нежелательных скоплений жидкости, ржавчины и парафиновых
отложений;
—	по возможности осуществить периодическую концентриро-
ванную подачу химических реагентов в трубопровод с помощью
разделительных поршней;

—	сделать между концентрированной подачей и пропуском
поршней обработку внутренней поверхности трубопровода путем
свободного впрыска химических реагентов низкой концентрации;

—	подобрать поршни наиболее подходящей для данного тру-
бопровода конструкции и предусмотреть техническое обслужива-
ние их изнашиваемых элементов.

Большим толчком к развитию использования химических реа-
гентов для предотвращения АСПО в нефтяной отрасли нашей'
страны послужила целевая программа, утвержденная Государ-
ственным комитетом Совета Министров СССР по науке и технике
от 12 января 1982 г. по разработке и освоению в опытно-промыш-
ленных условиях производства химических продуктов для предот-
вращения асфальто-смолистых и парафиновых отложений в неф-
тепромысловом оборудовании. В соответствии с этой программой
институтом СибНИИНП самостоятельно и совместно с Всесоюзным
научно-исследовательским институтом поверхностно-активных ве-
ществ (ВНИИПАВ) были разработаны 14 типов реагентов, относя-
щихся к классу полимерных ингибиторов, поверхностно-активных
веществ и кубовых остатков производства спиртов для борьбы с па-
рафинизацией нефтепромыслового оборудования.

Для внедрения в 1986 г. были выбраны наиболее перспектив-
ные реагенты, имеющие достаточную сырьевую базу и высокие
технологические показатели, в частности составы типа ИПС — ин-
гибиторы парафинотоложения сибирские. Данные реагенты пред-
ставляют собой кубовые остатки производства бутиловых спиртов
(ИПС-1к) и их композиции с поверхностно-активным веществом
(ПАВ) — ОП-1Э, блок-сополимером ГДПЭ-64 (ИПС-1), неионо-
генными ПАВ — превоцелами (ИПС-2).

В качестве базового отечественного реагента-ингибитора и уда-
лителя для Ссверо-Варьеганского месторождения был рекомендо-
ван реагент ОП-Ю. Позднее для Варьеганского и Северо-Варье-
ганского месторождений, исходя из результатов лабораторных ис-
пытаний, СибНИИНП были рекомендованы ингибиторы ИПС-1,
ИПС-2, типа СНПХ и полимерные ингибиторы на основе малеина-
тов и а лк ила кри латов. Кроме того, рекомендовано было провести
опытно-промышленные испытания ингибиторов и удалителей па-
рафина ХТ-48, МЛ-72, СНПХ-7214, ИПС с отработкой техноло-
гии их применения.

В 1985 г. на Самотлорском месторождении применялись ингиби-
торы ХТ-48, дипроксамин-157-65М, СНПХ-7212, СНПХ-7215М,
СНПХ-7401, на Варьеганском и Северо-Варьеганском месторожде-
нии — дипроксамин-157-65М, прогалит НМ 15/100, СНПХ-7214,
СНПХ-7214Р, СНПХ-7214ПБ, ХТ-48.

В 1986 г. СибНИИНП в соответствии с рабочими программами
осуществлял авторский надзор за внедрением ингибиторов пара-
финоотложения типа ИПС в производственных объединениях
"Нижневартовскнефтегаз" (НВНГ), "Сургутнефтегаз" (СНГ),
"Юганскнефтегаз" (ЮНГ).

Для проведения испытаний и внедрения реагентов на место-
рождениях были составлены программы, изучена эффективность
реагентов, выбраны способы и объем дозирования, условия приме-
нения и приготовления реагентов.

Реагент ИПС-1к (кубовые остатки производства бутиловых
спиртов, РПС-67) применяли на Мамонтовском и Федоровском
месторождениях, ИПС-2 — на Южно-Сургутском, Правдинском,
Самотлорском месторождениях.

На Южно-Сургутском месторождении решение об опытно-про-
мышленных испытаниях реагента ИПС-2 было принято в связи
с отсутствием какого-либо эффективного импортного или отече-
ственного реагента или другого современного способа защиты обо-
рудования, а также в силу необходимости более четко определить
критерии и границу применения реагентов ИПС.

В связи с тем что кубовые остатки обладают раздражающим
запахом, было рекомендовано с точки зрения гигиенических требо-
ваний и увеличения эффективности защиты оборудования расши-
рить применение реагентов ИПС наиболее экономичным способом —
непрерывной дозировкой.

В качестве ингибиторов парафиноотложений были испытаны об-
разцы четырех реагентов: СНПХ-7212, СНПХ-7214, СНПХ-7215,
СНПХ-7401. На основании полученных результатов для опытно-
промышленных испытаний на месторождении Жанажол был реко-
мендован ингибитор марки СНПХ-7212, который обеспечивал
в лабораторных опытах 100 %-й отмыв отложений и отсутствие нали-
пания. Ингибиторы СНПХ-7214, СНПХ-7215, СНПХ-7401 значи-
тельно уступали по эффективности ингибирования.
В 1987 г. особо остро встала проблема с отложениями смоло-
парафинов в системах сбора Казанского, Лоховского и Южно-Ор-
ловского месторождений НГДУ "Сергиевскнефть", добывающих
смолистые и парафинистые нефти. На этих месторождениях пара-
фин откладывался в выкидных линиях, коллекторах, на группо-
вых замерных установках, забивал фильтры и счетчики на голов-
ных сооружениях. В связи с этим были проведены исследования по
разработке более эффективных методов борьбы с АСПО, в частно-
сти с применением химических реагентов.

На Казанском, Лоховском и Южно-Орловском месторождени-
ях с целью снижения отложений АСПО выкидные линии и кол-
лектора пропаривали ППУ один раз в квартал в течение 10 часов,
проводили горячие промывки нефтью АДП. Ежемесячная обработ-
ка скважин ингибитором парафиноотложений серии СНПХ поло-
жительно сказалась и на системе сбора. На нескольких скважинах
Казанского месторождения были установлены дозирующие уст-
ройства, позволяющие непрерывно подавать ингибитор СНПХ
непосредственно на прием насоса.

В качестве ингибиторов парафиноотложений на Лоховском ме-
сторождении был и испытаны реагенты ВПО "Союзнефтепромхим"
серии СНПХ.

Было установлено, что из девяти испытанных реагентов восемь
снижали парафиноотлагающую способность нефти Лоховского ме-
сторождения (табл. 5.3). При введении 200 г реагента СНПХ на
1 т нефти парафиноотлагающая способность ее снижается от 26,8
до 53,7 %.

С целью снижения парафиноотлагающей способности нефти
Лоховского месторождения были рекомендованы следующие реа-
генты: СНПХ-7214 рм; СНПХ-7212; СНПХ-7215 и СНПХ-7212 (м).

Для оценки эффективности действия ингибиторов парафино-
отложения на Южно-Орловском месторождении были использова-
ны ингибиторы, разработанные в ПО "Союзнефтепромхим". Инги-
битор вводили в количестве 0,02 % мае. к нефти. По результатам
испытаний оказалось, что наиболее эффективно снижают парафино-
отлагающую способность ингибиторы СНПХ-7215 и СНПХ-7401
(табл. 5.4), которые в дальнейшем были рекомендованы для
использования на Южно-Орловском месторождении.

При подборе химических реагентов и их композиций для борь-
бы с парафиновыми отложениями в системе сбора нефти Казанско-
198
Оценка эффективности действия ингибиторов парафиноотложения

Реагент	Отложения парафина на единице поверхности, г/см2	Эффективность ингибитора, %
—	4,1 • 10"3	0
СНПХ-7214 (р)	4,4 • 10’3	минус 7,3
СНПХ-7215 (с)	3,0 • 10’3	плюс 26,8
СНПХ-7214р(с)	2,8  10’3	плюс 31,7
СНПХ-7215 м	2,7 • 10“3	плюс 34,1
СНПХ-7401	2,5  10"3	плюс 39,0
СНПХ-7212 (м)	2,3  10“3	плюс 43,9
СНПХ-7215	2,3  10“3	плюс 43,9
СНПХ-7212	2,2 • 10“3	плюс 46,3
СНПХ-7214 рм	1,9 • 10“3	плюс 53,7

Таблица 5.4

Оценка эффективности действия ингибиторов парафиноотложения

Реагент	Отложения парафина на единице поверхности, г/см2	Эффективность ингибитора, в %
—	4,70 • 10“3	0
СНПХ-7212 (м)	5,06 • 10“3	минус 7,6
СНПХ-7212 (с)	4,40  10-3	плюс 6,4
СНПХ-7215 (м)	4,40 • 10“3	плюс 6,4
СНПХ-7214 (р)	4,70 • 10“3	0
СНПХ-7214 р(с)	3,60 • 10“3	плюс 23,4
СНПХ-7212	3,60  10“3	плюс 23,4
СНПХ-7215 (с)	3,50  10“3	плюс 25,5
СНПХ-7214 р(м)	3,30  10"3	плюс 29,8
СНПХ-7401	2,70 • 10“3	плюс 42,6
СНПХ-7215	2,40 • 10“3	плюс 49,0

го месторождения использовались органические растворители, ан-
типенные присадки, деэмульгаторы, ингибиторы парафиноотло-
жений и их композиции. Реагенты вводили в количестве 0,02 % мае.
к нефти. В качестве ингибитора парафиноотложения использовали
СНПХ-7214 р(с), показавший лучшие результаты на нефти Ка-
занского месторождения. В результате испытаний установлено, что
такие растворители, как бутилбензольная фракция и пиролизная смо-
ла, а также антипенные присадки СКТН и серии ПМС не снижают
отложения парафина при данных концентрациях (табл. 5.5). Увели-
чение их концентраций будет экономически невыгодным, и поэтому
исследования с более'высокими концентрациями не проводились.

Из испытанных деэмульгаторов положительный эффект дали
реопан-1М, сепарол WF-41 и R-11. Они снизили парафиноотлагаю-
щую способность нефти на 23,9; 36,9 и 39,8 % соответственно,
в то время как ингибитор парафиноотложения СНПХ-7214 р(с) сни-
зил парафиноотлагающую способность нефти на 26,8 %.

Таким образом, для снижения парафиноотложений в системе
сбора нефти Казанского месторождения был рекомендован ингиби-
тор СНПХ-7214 р(с), деэмульгаторы WF-41 и R-11 или компози-
ции R-11 + СНПХ-7214 р(с), WF-41 + СНПХ-7214 р(с).

Для решения проблемы удаления и предотвращения АСПО
в насосно-компрессорных трубопроводах и выкидных линиях
скважин Копайского НГКМ в качестве ингибиторов парафиноот-
ложения были испытаны реагенты, хорошо зарекомендовавшие
себя на ряде нефтяных месторождений страны и имеющие
промышленное производство: реагенты классов СНПХ-7200
и СНПХ-7400, 14КБ, депрессатор АзНИИ, Азолят-7, ИКИПГ
и композиции некоторых из них.

Наиболее эффективными реагентами по предупреждению об-
разования АСПО из нефтей Среднекаменноугольной залежи были
признаны СНПХ-7213 и СНПХ-7401, из нефти Филипповской за-
лежи — СНПХ-7213, для нефти Копайского месторождения —
композиции депрессатор АзНИИ + ИКИПГ, депрессатор АзНИИ +
+ Азолят-7, Азолят-7 + ИКИПГ. Подачу реагентов следует произ-
водить путем непрерывной дозировки из расчета 0,05—0,1 %. Уточ-
нение способа подачи и корректировка расхода реагентов должна
быть произведена при предварительных испытаниях.

Организация-разработчик указанных реагентов — НПО "Со-
юзнефтепромхим".

Очистку НКТ, выкидных линий скважин и нефтесборных
коллекторов было рекомендовано производить путем закачки
в них смолы пиролиза, конденсата ОГКМ или их смесей в соотно-
шении 1:1.

Использование результатов НИР по выбору присадки для
транспорта парафиносодержащего углеводородного сырья в 1988 г.
Оценка эффективности действия химических реагентов
и их композиций на отложения АСПО

Реагент	Отложения АСПО на единицу поверхности, г/см2  10-3	Эффективность действия химических реагентов, %
—	37,7	0
Бутилбензольная фракция	39,8	минус 5,6
Пиролизная смола	32,3	плюс 14,3
СКТН	49,1	минус 30,2
ПМС-300	41,3	минус 9,5
Дисолван-4411	46,8	минус 24,1
Дисолван-4490	43,2	минус 14,6
Реапон 1М	28,7	плюс 23,9
•WF-41	23,8	плюс 36,9
•R-11	22,7	плюс 39,8
СНПХ-7214 р(с)	27,6	плюс 26,8
СНПХ-7214 р(с) + реапон 1М  СНПХ-7214 р(с) + бутилбензольная	31,0	плюс 17,8
фракция  СНПХ7214 р(с) + пиролизная	35,9	плюс 4,8
смола  СНПХ-7214р(с) + б^ггилбензолъная	32,6	плюс 13,5
фракция + пиролизная смола	36,8	плюс 2,4
СНПХ 7214р(с) + WF-41	24,9	плюс 34,0
СНПХ 7214 р(с) + R-11	23,9	плюс 36,6

позволило обеспечить бесперебойную работу конденсатопроводов
на Зайкинском месторождении.

Сложный химический состав, физико-химические свойства па-
рафиновых отложений требовали дифференциального подхода
к выбору присадки для предотвращения парафиноотложений уг-
леводородного конденсата Зайкинского ГКМ.

Углеводородный конденсат Зайкинского ГКМ значительно от-
личается от известных углеводородных конденсатов других место-
рождений высоким содержанием тугоплавких церезинов, широким
фракционным составом, высокой температурой помутнения и низ-
кой температурой застывания, отсутствием смол и асфальтенов.

Лабораторная оценка эффективности присадок была проведе-
на по распространенной методике оценки эффективности ингиби-
торов парафинооттюжений комплексного и депрессорного действия
по сокращению отложений парафина из нефти на "холодной" по-
верхности цилиндра методом "холодного стержня". Методика пре-
следует цель: обосновать эффективную дозировку присадки в па-
рафиносодержащее углеводородное сырье. Сущность метода за-
ключается в гравиметрическом определении массы отложений па-
рафина на холодной металлической поверхности, помещенной
в углеводородный конденсат без добавки присадки и в ее присут-
ствии.

Диалкилнафталин, депрессатор АзНИИ (аналог парафлоу),
представляет собой темное с красноватым оттенком вязкое масло,
напоминающее по внешнему виду обычное высоковязкое смазочное
масло, малотоксичен.

Диалкилнафталин является продуктом алкилирования нафта-
лина монохлорзамещенным высокомолекулярным парафином
(температура плавления парафина 52-54 °C) в присутствии хло-
ристого алюминия.

Депрессатор АзНИИ имеет следующие преимущества:

—	при испытаниях как в лабораторных условиях, так и в ус-
ловиях эксплуатации показал себя высокоэффективной присад-
кой, снижающей температуру застывания масел;

—	не влияет на коррозионные свойства и термическую ста-
бильность масел.

Метиловый спирт (метанол или карбонол) СНЗОН представляет
собой бесцветную жидкость со слабым характерным запахом, с водой
смешивается в любых соотношениях. Ядовит, при приеме внутрь вы-
зывает слепоту, а в больших дозах — смерть (ГОСТ 2222-78-Е).

В результате проведенных испытаний для предотвращения па-
рафиноотложения в конденсатопроводе Зайкинское месторожде-
ние-Нефтегорский промузел была подобрана присадка комплекс-
ного действия, состоящая из диалкилнафталина и метанола при
следующем соотношении, масс, доля, %:

диалкилнафталин
метанол

растворитель

0,10-0,15

0,10-0,20
99,80-99,65

В качестве растворителя рекомендовалось использовать угле-
водородный конденсат Зайкинского ГКМ.
Результаты исследований присадок для предотвращения
парафиноотложений

Присадка	Защитный эффект, %						Присадка 0,15% + метанол
	Присадки, %						
	0,01	0,02	0,05	0,1	0,15	0,3	
Парафлоу	38,0	17,0	46,2	53,4	79,0	1,2	82,0
Синтетические							
жирные кислоты			55,7	48,6	53,6		
Кубовый остаток							
изофарона			отрицаг.	отрицаг.		4,9	
ДДфенол							
оксиэтилированный		отрицат.		отрицат.			
Синтафат А 10			7,6		отрицаг.		
Синтафат Б 10			2,3		отрицаг.		
Изонопилфенол			23,5			5,5	
СНПХ7212			22,4	17,4			
7214 Рж			15,8 отрицат				
7214 Р		8,8	28,4 отрицат.				
7212 М		33,7	43,8	44,8			
7401		21,0	38,2	8,4			
7215			35,7	39,1			

Таблица 5- 7

Защитный эффект и температура застывания
модели углеводородного конденсата в присутствии присадок

Присадки	Защитный эффект при концентрации 0,15 масс, доля, %	Температура застывания, °C
Модель	—	-30
Парафлоу (диалкилнафталин)	71,4	-40
Парафлоу + спирт метиловый	82,0	-52
Азолят + спирт метиловый	63,0	-43
Азолят	53,4	-36

Присадку следует подавать в поток парафиносодержащего уг-
леводородного конденсата при температуре 60 °C, такую же темпе-
ратуру должен иметь и обрабатываемый парафиносодержащий уг-
леводородный конденсат в момент подачи присадки.
Присадку подавали через фильтры дозировочным насосом,
а также через распыляющее устройство, которое устанавливали на
оси конденсатопрэвода.

Присадка обеспечивала защитный эффект 60—82 %, депрессию
по температуре застывания 10—20 °C.

Лабораторные исследования на модели углеводородного кон-
денсата с массовой долей 3 % тугоплавких парафинов Зайкинского
ГКМ с температурой плавления 85 °C показали, что защитный эф-
фект присадки составил 71,4 % при массовой доле 0,15 % диалкил-
нафталина.

Присадка не вызывала вспенивания, а также не влияла на
коррозионные свойства и термическую стабильность углеводород-
ного конденсата. Сырьевая база: диалкилнафталин — "АзНИИ"
(аналог парафлоу), производство ПО "Химпром" им. М. Азизбе-
кова, г. Сумгаит.

Могут предотвращать образование на металлической поверх-
ности АСПО и такие реагенты, как глицерин и этиленгликоль за
счет образования на внутренней поверхности труб защитных пле-
нок. Но образующиеся пленки непрочны и в определенных усло-
виях быстро разрушаются.
Глава 6

Противотурбулентные присадки

ДЛЯ СНИЖЕНИЯ СОПРОТИВЛЕНИЯ ТЕЧЕНИЮ

В настоящий период в связи с ростом цен на электроэнергию
особо актуальным становится вопрос повышения эффективности
работы трубопроводов с целью снижения эксплуатационных за-
трат при перекачке нефти и нефтепродуктов.

Одним из способов решения данной проблемы является исполь-
зование в качестве добавки к перекачиваемым нефтям и нефтепро-
дуктам специальных полимерных присадок, снижающих гидравличе-
ское сопротивление за счет гашения турбулентности вдоль стенок
трубопровода. Закачка в трубопровод химических реагентов по-
зволяет избежать затрат на: установку новых насосов, строитель-
ство дополнительных насосных станций и лупингов.

Добавки, снижающие сопротивление течению, представляют
собой углеводородные полимеры высокой молекулярной массы.
Их вводят в трубопроводы в количестве всего несколько грамм на
тонну, при этом снижение коэффициента гидравлического сопро-
тивления потока происходит на 30-50 %.

Использование добавок такого рода обеспечивает эффектив-
ную и экономичную эксплуатацию в случаях:

1)	желательного увеличения пропускной способности без приме-
нения труб большого диаметра, что экономически не оправдывается;

2)	затруднения применения труб большего диаметра вслед-
ствие географических осложнений и других особенностей окружа-
ющей среды (примерами могут быть морские трубопроводы, а так-
же трубопроводы, прокладываемые в джунглях или арктических
районах);

3)	необходимости быстрого улучшения пропускной способно-
сти в ситуациях, когда применение труб большего сечения физиче-
ски неосуществимо-из-за недостатка времени;

4)	необходимости временного повышения пропускной способ-
ности, например на таких месторождениях, пиковая производи-
тельность которых продолжается всего 2—3 года, или в случаях,
когда потребность в дополнительной пропускной способности по-
является только в определенный сезон или вообще нерегулярно;

5)	невозможности выделения капитальных затрат на дополни-
тельное строительство;

6)	эксплуатации трубопроводных систем при максимальном
рабочем давлении. Применение добавок может способствовать
уменьшению капиталовложений, необходимых для проведения ра-
бот по повышению предела рабочего давления в трубопроводе
(рис. 6.1). Добавки позволяют эксплуатировать трубопровод с бо-
лее высоким расходом перекачиваемой жидкости и при неизмен-
ном давлении.

7)	ограничения по производительности перекачивающего обо-
рудования (например, насосного). Применение добавок позволяет
уменьшить затраты, которые понадобились бы для установки до-
полнительного насосного оборудования, т. е. трубопровод рабо-
тает с повышенным расходом на том же насосном оборудовании

Рис. 6.1. Добавка вещества, сни-
жающего сопротивление течению
в трубопроводе с о граничением по
давлению: 1 — давление, создавае-
мое с помощью насоса. Пропускная
способность трубопровода: 2 — до
добавки вещества; 3 — после добав-
ки вещества.

Рис. 6.2. Добавка вещества, снижа-
ющего сопротивление течению в
трубопроводе с ограничением по
производительности насосов*. 1 —
максимальное рабочее давление.
Пропускная способность трубопро-
вода: 2 — до добавки вещества; 3 —
после добавки вещества.
(рис. 6.2). Использование добавок позволяет снизить рабочее дав-
ление в трубопроводе при перекачке жидкости с заданным расходом,
а это — существенная экономия энергетических затрат.

Добавки, снижающие сопротивление течению, уменьшают уро-
вень турбулентности в трубопроводе, не реагируют с его внутренней
поверхностью, не меняют свойства перекачиваемого углеводорода.

Эффективное воздействие добавки оказывают, если не раство-
ряются в перекачиваемой жидкости и не разрушаются в турбулент-
ном потоке.

Впервые явление снижения сопротивления течению путем впрыс-
кивания полимера было открыто в 1946 г. английским химиком
Б. А. Томсом. Исследуя характеристики жидких растворов в турбу-
лентном потоке, Томс установил, что при введении небольших коли-
честв полимера в трубопровод с турбулентным движением потока, ра-
створ снижает сопротивление течению. В дальнейшем в мировой
практике это явление было использовано для повышения пропускной
способности трубопроводов или экономии электроэнергии.

Первые исследования по снижению коэффициента гидравли-
ческого сопротивления трубопроводов с помощью добавок высоко-
полимеров в нашей стране были проведены в 1964 г. на кафедре
гидравлики МИНХ и ГП им. И. М. Губкина. В качестве исследу-
емой добавки были выбраны растворы карбоксиметилцеллюлозы
(КМЦ), а в качестве перекачиваемой жидкости использовалась
вода. В результате проведенных экспериментов при различных
числах Рейнольдса было получено снижение коэффициента гид-
равлического сопротивления на 15—20%. Тогда же под руковод-
ством проф. И. А. Парного была разработана и первая методика
определения оптимального количества (в %) добавления полимера
в поток жидкости, которая, как показали опыты, вполне могла быть
применима и для нефтепродуктов. В связи с этим дальнейшие иссле-
дования по снижению гидравлических сопротивлений в трубопроводе
ученые МИНХ и ГП проводили уже на нефтепродуктах.

За период с 1965 по 1968 гг. в зарубежной и отечественной ли-
тературе появилось достаточно много работ, посвященных эффекту
снижения с помощью полимеров турбулентного трения при тече-
нии жидкости вдоль твердых стенок. Активными исследованиями
данного вопроса в нашей стране в это, время занимались
А. М. Полищук, В. Н. Калашников, Ю. Д. Райский, А. 3. Тем-
чин, Г. И. Баренблатт и др.
Эксперименты, проведенные в 1967-1969 гг. зарубежными
и отечественными исследователями, показали эффективность высо-
комолекулярного толиизобутилена (ПИБ) в качестве добавки для
снижения сопротивления при течении нефти и нефтепродуктов.
Изучение и сопоставление результатов использования при-
садок ПИБ отечественного (ПИБ марки П-200) и зарубежного
(ПИБ марки В-200) производства, проведенное в 1972 г. в ВТИ
им. Ф. Э. Дзержинского и МИНХ и ГП им. И. М. Губкина, пока-
зало более низкую эффективность первой из них и позволило сде-
лать вывод, что для увеличения эффективности полимерных доба-
вок к нефтепродуктам необходимо применять полимеры с молеку-
лярным весом М>2-106. Результаты экспериментов показали, что
при низкой концентрации полимера (0,01-0,05 % по весу) турбу-
лентное трение мсжет снизиться на 40—70 %.

На снижение гидравлического сопротивления влияют вид по-
лимера, его молекулярный вес М и концентрация в растворе С.
С увеличением М и С до определенной величины эффект растет.
Эффект снижения сопротивления трения проявляется только в обла-
сти турбулентного течения жидкости начиная с некоторого порого-
вого значения числа Рейнольдса Re, величина которого зависит
от вида полимера, его концентрации и диаметра трубопровода. При
увеличении диамечра трубопровода эффект проявляется при больших
значениях Re.

На эксплуатационные характеристики добавок, снижающих
сопротивление течению, могут влиять:

—	турбулентность (трубопровод должен работать в условиях
турбулентного потока, для того чтобы добавки были достаточно
эффективными; е ламинарных потоках они неэффективны);

—	вязкость (снижение вязкости перекачиваемой жидкости спо-
собствует повышению эффективности добавок);

—	температура (при увеличении температуры жидкости про-
исходит уменьшение ее вязкости, при этом возрастает раствори-
мость добавок);

—	диаметр (в трубопроводах меньшего диаметра выше уро-
вень турбулентности, и поэтому у них лучшая эксплуатационная
характеристика);

—	содержание парафина и воды. При высоком содержании па-
рафина или воды в жидкости снижается эффективность добавок.

В ИХН СО АН СССР и УМНЦС был выполнен большой
объем экспериментальных исследований по изучению сравнитель-
ной эффективности 40 различных присадок. При этом было уста-
новлено, что в диапазоне температур от 0 до 50 °C эффективность
присадки меняется примерно на 10 %. При этом отмечалось, что
полимерные присадки более эффективны в маловязких нефтях.
Тем не менее применение присадок эффективно и при перекачке
нефтей вязкостью до 20 мПа-с.

Впервые в промышленном масштабе противотурбулентные
присадки были испытаны фирмой "Trans Alaska Pipeline System"
(TAPS) в 1979 г. на Трансаляскинском магистральном нефтепро-
воде диаметром 1219 мм с целью увеличения пропускной способно-
сти трубопровода, по которому транспортировалась нефть.

В 1978 г. фирма "TAPS" провела весьма тщательное лабора-
торное изучение процесса получения полимеров с целью улучше-
ния их характеристик. В результате была разработана полимерная
добавка, которую назвали CDR-101 и начали использовать в тру-
бопроводах фирмы. В течение 1980 г. в процесс полимеризации
был внесен ряд изменений, что привело к созданию новой высоко-
эффективной полимерной добавки CDR-102. Эффективность этой
добавки первоначально исследовали в лабораторных условиях на
обводном трубопроводе диаметром 254 мм. Конструкция экспери-
ментальной установки позволяла измерять падение давления жид-
кости при варьировании таких факторов, как температура жидко-
сти, ее вязкость, расход и концентрация полимерной добавки.
В результате изучения влияния концентрации полимерных доба-
вок на величину относительного уменьшения гидравлического со-
противления установлено, что по мере увеличения концентрации
полимерной добавки прирост ее эффективности постепенно умень-
шается и приближается к нулю (рис. 6.3). Согласно этим данным,
концентрация новой полимерной добавки CDR-102, необходимая
для достижения определенного эффекта, оказывается примерно
в 3 раза ниже, чем требуемая для той же цели концентрация стан-
дартного полимера CDR-101.

Изучена зависимость от скорости течения эффективности поли-
мерной добавки CDR-102, т. е. вызываемого ею относитель-
ного уменьшения гидравлического сопротивления трубопровода
(рис. 6.4). Диапазон скоростей потока, при которых эффект вне-
сения полимерных добавок максимален, является функцией от ди-
аметра трубопровода. При диаметре трубопровода 254 мм эти ско-
Рис. 6.3. Относительное уменьшение гидравлического сопротивления тру-
бопровода диаметром 254 мм в зависимости от концентрации полимерных
добавок: / -- концентрация полимерных добавок в жидкости, части на млн;
2 — относительное уменьшение гидравлического сопротивления, %; 3 поли-
мерная добавка CDR-102; 4 — полимерная добавка CDR-101

Рис. 6.4. Влияние скорости течения на эффективность использования по-
лимерной добавки в трубопроводе диаметром 254 мм: 1 — скорость течения
жидкости, 0,305 м/2 — относительное уменьшение гидравлического сопро-
тивления, %; 3 - концентрация полимерной добавки CDR-102, 27 частей
на млн

рости находятся на уровне 1,5—2,1 м/с. Если же диаметр трубо-
провода 1220 мм, то, как показывают оценки, относительное
уменьшение гидравлического сопротивления наиболее велико при
скоростях 4,5—6 м/с.

Испытания новой полимерной добавки прошли не только в ла-
бораторных условиях, но и на промышленных трубопроводах.
В результате установили более высокую эффективность полимер-
ной добавки CDR-102 по сравнению с добавкой CDR-101. В част-
ности, эксперименты на всех трубопроводах показали, что для до-
стижения одного и того же относительного уменьшения гидравли-
ческого сопротивления требуется в 3-5 раз меньшее количество но-
вой полимерной добавки. Испытания на Трансаляскинском трубо-
проводе проводились при концентрациях присадки CDR-102, рав-
ных 93, 47, 23 и 4,7 частей на миллион (рис. 6.5).

На рисунке также изображены результаты экспериментов, вы-
полненных в 1979 г., со стандартной добавкой CDR-101. Штрихо-
вая кривая соответствует движению жидкости, содержащей поли-
мерную добавку CDR-101, с такой же скоростью 2,46 м/с, как
и в экспериментах с новой полимерной добавкой CDR-102. Из ри-
сунка видно, что для уменьшения гидравлического сопротивления
трубопровода на 25 % требуется 110 частей на миллион добавки
CDR-101 и всего 36 частей на миллион новой добавки CDR-102.

После завершения этой серии экспериментов полимерная до-
бавка CDR-102 начиная с первых месяцев 1982 г. стала использо-
ваться фирмой "TAPS" при промышленном транспортировании
нефтепродуктов.

За два года впрыскивания добавок CDR-102 фирмы "Conoco
Specialty Products Inc." пропускная способность трубопровода

Рис. 6.5. Результаты испытаний полимерной добавки CDR-102 на Транс-
аляскинском нефтепроводе: 1 - концентрация полимерной добавки, части
на млн; 2 — относительное уменьшение гидравлического сопротивления, %;
3 — эксперименты 1981 г. с полимерной добавкой CDR-102 при скорости те-
чения жидкости 2,46 м/с; 4 — скорость течения жидкости, содержащей поли-
мерную добавку CDR-101, 2,46 м/с; 5 — эксперименты 1979 г. с полимерной
добавкой CDR-101 при скорости течения жидкости 2,01 м/с.
была увеличена на 16-32 тыс. мЗ/сут.

Присадка Conoco CDR-102 представляет собой раствор высо-
комолекулярного углеводорода в специальном растворителе (жид-
кость типа керосина). Это очень густая вязкая неньютоновская жид-
кость, имеющая плотность 0,814 кг/м8, температуру вспышки не
ниже 61 °C. Несмотря на высокую вязкость, присадку легко транс-
портировать и вводить в трубопровод. Присадка полностью ра-
створима в сырой нефти.

Перед началом применения CDR в 1979 г. на Трансаляскин-
ском трубопроводе проводили исследования по определению воз-
действия присадки на качество нефти. Для доказательства обеспе-
чения технологических процессов переработки нефти без наруше-
ния после лабораторных работ сырую нефть с присадкой подвер-
гали обработке на разных опытных установках: нефтеобессоли-
вания, перегонных, жидкостных каталитических крекинг-установ-
ках, каталитических печах для риформинга и кокса. Результаты
работ доказали, что CDR не оказывает влияния ни на процессы,
ни на катализаторы, используемые на НПЗ. Введение CDR в про-
мышленных масштабах не повлияло на работу заводов, ни один из
которых не изменял свой процесс. С 1979 г. приблизительно 20 %
сырой нефти, перерабатываемой в США, содержало CDR.

Введение присадки осуществляется в текущий нефтепродукт
на нагнетательном трубопроводе и представляет собой простой ме-
ханический процесс. Впрыскивающие насосы должны быть осна-
щены приводом с переменной скоростью и точным расходомерным
устройством для контроля количества впрыскиваемой жидкости.

Основной эффект присадки заключается в снижении турбу-
лентности в потоке жидкости. При введении CDR снижается коли-
чество энергии, расходуемое на покрытие потерь в турбулентном
потоке, что приводит к увеличению производительности насосов.
Присадка может работать только в трубопроводах с турбулентным
режимом течения при числах Рейнольдса более 5000. Эффектив-
ность ее использования возрастает при транспорте легких сырых
нефтей вязкостью не выше 60 сСт. Рабочий раствор CDR целесооб-
разно использовать при скорости течения жидкости от 0,9 до
3,9 м/с, причем лучше будет работать CDR в трубопроводах
с меньшим диаметром из-за более высокой турбулентности.
Небольшой объем: присадки может значительно повысить произво-
дительность трубопровода. Использование присадки CDR в коли-
честве, меньшем 75 миллионных долей, может снизить потери на-
пора на трение от 30 до 50 %. Подобное снижение потерь напора на
трение при таких малых концентрациях подтверждает теорию, что
CDR прерывает цепную реакцию, при этом турбулентность снижа-
ется и может снизиться значительно, но не полностью. Лаборатор-
ные и производственные испытания показали, что можно снизить
потери напора на трение до 70 % (рис. 6.6).

Количество добавленной
присадки, частей на млн

Количество добавленной
присадки, частей на млн

Рис. 6.6. Улучшение течения в зависимости от концентрации пртивотурбу-
лентной присадки CDR-102 (течение со скоростью 2,44 м/с в трубопрово-
дах большого диаметра)

Полимер, входящий в CDR, действует на снижение сопротив-
ления трения по всей длине участка трубопровода. При прохожде-
нии через насос CDR разрушается и его вновь вводят после про-
хождения насосной станции, если это необходимо. Сопротивление
начинает снижаться сразу после введения присадки и снижается до
тех пор, пока вся транспортируемая жидкость не будет содержать
присадку. При постоянном количестве вводимой присадки умень-
шение сопротивления также остается постоянным. При прекраще-
нии поступления CDR сопротивление течению сразу же начинает
возрастать, и когда вся жидкость, содержащая присадку, выйдет
из трубопровода, в нем будут первоначальные условия течения.
Дальнейшее использование присадки CDR-102 позволило ком-
пании "Alaska Pipeline Service" отказаться от строительства двух
предусмотренных проектом насосных станций, обеспечить возмож-
ность дополнительного увеличения пропускной способности в 1988 г.
и законсервировать еще две насосные станции в 1996 г. в связи
с уменьшением объема добычи нефти на месторождениях Северно-
го склона Аляски. Присадка может быть успешно использована
в трубопроводах для транспортировки бензина, дизельного топли-
ва, сжиженного нефтяного и природного газа.

Необходимо также отметить такое свойство противотурбулент-
ных присадок, как разрушение их при перекачке через насосные
агрегаты и другие участки с большим сдвигающим усилием: на из-
гибах, в трубах малого диаметра, измерительных приборах. В свя-
зи с этим присадку следует вводить на нагнетательной линии каж-
дой насосной станции.

Особенно эффективно применение CDR на морских трубопро-
водах. Присадку CDR применяют на морских системах для увели-
чения производительности трубопроводов без их реконструкции.
Устройство для ввода и емкость для хранения CDR по размерам
и весу соответствуют требованиям, установленным для эксплуата-
ции морских платформ.

В дальнейших исследованиях изучали возможность использо-
вания CDR на магистральных нефтепродуктопроводах для пере-
качки бензинов г: дизельного топлива. Основой этого явилось то,
что присадка используется в незначительных количествах и явля-
ется углеводородом. Кроме того, присадка оказалась эффективной
для нефтепродуктов из-за их малой вязкости. Как показал опыт,
при добавлении присадки CDR-102 производительность перекачки
нефтепродуктов возрастает при том же рабочем давлении до 50 %,
т. е. наиболее вягкие сорта светлых нефтепродуктов перекачивают-
ся с той же производительностью, что и не обработанный присад-
кой бензин. Таким образом, используя присадку, можно обеспе-
чить постоянную производительность при последовательной пере-
качке нефтепродуктов (по максимуму для наименее вязкого про-
дукта).

Эксперименты по выявлению эффективности присадки произ-
водились на опытном трубопроводе диаметром 25 мм, по которому
перекачивалось дизельное топливо № 2, результаты представлены
на рис. 6.7.
Концентрация присадки, части на млн

Рис. 6.7. Результаты экспериментов по выявлению эффективности при-
садки

Следующим этапом исследований явилось использование при-
садки для повышения производительности последовательной пере-
качки бензина и дизельного топлива по действующему трубопро-
воду диаметром 200 мм на участке длиной 8 км.

Результаты добавления присадки в дизельное топливо № 2,
выраженные в процентном снижении коэффициента гидравличе-
ского сопротивления по сравнению с перекачкой необработанного
продукта, показаны в табл. 6.1.

В ходе испытаний, проводимых фирмой "Conoco", установле-
но, что при концентрации CDR до 200 частей на млн присадка не

Таблица 6.1

Влияние концентрации присадки на снижение гидравлического сопротивления

Концентрация присадки, части на млн	Производительность присадки, м3/ч	Скорость, м/с	Снижение гидравлического сопротивления, %
40	235	1,8	35,0
40	190	1,4	32,2
20	225	1,7	26,1
20	175	1,3	23,1
оказывает влияния на качество нефтепродукта и работу двигателя.

Тщательные лабораторные анализы проб нефтепродуктов, со-
держащих присадку CDR-102 в самой различной концентрации,
показали, что никаких сколько-нибудь значительных отклонений,
предусмотренных стандартами качественных характеристик иссле-
довавшихся продуктов (бензин, дизельное топливо), в этих про-
бах не наблюдалось. Лишь при доведении концентрации до
500 частей на млн содержание смол выходило за пределы нормы,
однако такая концентрация в практике эксплуатации трубопрово-
дов не применяется. Длительное использование CDR показало, что
присадка безопасна и не влияет на процесс переработки нефти.

Столь же эффективным оказалось применение данной присад-
ки для увеличения полноты сгорания топлива в бензиновых и ди-
зельных двигателях, как стационарных, так и транспортных.

Возможный срок хранения готового продукта CDR без измене-
ния качества не более двух лет.

Компании "Conoco" и "Агко" применяли в промышленном мас-
штабе добавки, снижающие сопротивление течению, в штатах
Аляска, Калифорния, Техас, Оклахома, Канзас, а также в Перу.

За последние годы были достигнуты значительные успехи
в повышении эффективности присадок. Выпускаемые в настоящее
время реагенты стоят столько же, сколько производившиеся всего
несколько лет назад, но их эффективность в несколько раз больше.

Легкость использования и получаемая экономическая выгода
являются весьма важными положительными качествами противо-
турбулентных присадок.

Обычно реагент, снижающий гидравлическое сопротивление,
можно закачивать в нефтепровод уже через несколько минут после
доставки на место работы насосного оборудования и противотурбу-
лентной присадки. Единственно, что необходимо иметь на трубо-
проводе — это средства для подключения нагнетательной установ-
ки. Как правило, закачку присадки производят на участке трубо-
провода после насосов, счетчиков и регулирующих устройств, что-
бы снизить вероятность его разрушения. Для впрыскивания
в трубопровод добавок требуется несложная механическая установ-
ка. Типовая схема установки для закачки реагента приведена
на рис. 6.8.

Для транспортирования и хранения добавок изготавливают
контейнеры различной емкости, для закачки их в трубопровод ис-
Рис. 6.8. Схема монтажа установки для закачки противотурбулентной при-
садки: / — манометры; 2 — резервуар с присадкой; 3 — баллоны с азотом;
4 — магистральный нефтепровод; 5 — разрывная мембрана; 6 — счетчик;
7 — насос для закачки присадки

пользуются шестеренчатые насосы с приводом от двигателей с ре-
гулируемым числом оборотов. Объем закачиваемых добавок изме-
ряют расходомерами объемного типа.

Компания "Chemlin Petroleum" для снижения гидравличе-
ского сопротивления использовала реагент "Flo pipe line buster"
на различных нефтепроводах в разных странах (табл. 6.2).

Относительное снижение гидравлического сопротивления оп-
ределяли по формуле

DR = (Дро - Дрь)/Дро • ЮО,	6.1

где DR — относительное снижение гидравлического сопротивления
в трубопроводе, %;

Ро — гидравлические потери в трубопроводе без присадки;

рь — гидравлические потери в трубопроводе с присадкой.
Таблица 6.2

Результаты: применения противотурбулентной присадки
"Flo Pipe Line Buster"

Номер трубо- провода	Перетачиваемый продукт	Массовая доля присадки, 10’4%	Относительное снижение гидравлического сопротивления, %
1	Бензин	5,8	40
2	Дизель? ое топливо № 2	4,2	44
3	Сырая нефть	3,8	40
4	То же	9,7	50
5		17,6	56
6		2,0	26
7		2,0	26
8		4,8	38
9		10,0	27
10		32,4	42

Проблема дополнительной перекачки нефти с нефтедобываю-
щей платформы фирмы "Shell Oil" (Мексиканский залив) в связи
с ростом добычи нефти была успешно решена с помощью использо-
вания синтетического полимера, который вводили в нефтепровод
в концентрациях от 15 до 30 мг/г в зависимости от количества пе-
рекачиваемой нефти.

Американская фирма "Phillips Pipe Line", эксплуатирующая
систему продукте проводов, на участке Лаверна—Уичито протяжен-
ностью 163 км в результате применения специальных присадок
CDR компании "Conoco" смогла отказаться от подкачивающей
станции в Хардтнере, которая обеспечивала поддержание требуе-
мого рабочего давления.

Согласно расчетам, экономический эффект от применения хи-
мических реагентов уже достигали при повышении производитель-
ности продуктопровода на 8,5%.

Малогабаритная инжекторная установка была смонтирована
на головной станции в Лаверне. Для точного измерения давления
в трубопроводе были использованы высокоточные датчики фирмы
Heist. Производительность перекачки контролировали с помощью
имеющихся на трубопроводе расходомеров. Тщательно измеряли
объем инжектируемых присадок. Для обхода станции Хардтнер
была смонтирована байпасная линия диаметром 150 мм. Требуемая
производительность перекачки была достигнута при расходе реа-
гента Conoco 38 мл на 1 м3 перекачиваемого продукта. При этом
трение в трубопроводе снизилось на 23%. Получив положитель-
ные результаты, фирма перешла к промышленной эксплуатации
участка трубопровода с использованием реагента. В связи с тем что
эффективность присадок значительно снижается при прохождении
их через препятствия в трубопроводе (измерительные станции, за-
движки), технологическая схема была изменена. Инжекционная
станция была перенесена из точки А в точку В (рис. 6.9). С той же
целью в Хардтнере диаметр лупинга был увеличен до 300 мм.

Рис. 6.9. Технологическая схема инжекционной станции: 1 — расходомер;
2 — участок диаметром 200 мм; 3 — участок диаметром 300 мм; 4 — участок
диаметром 400 мм; 5 — станция пуска скребка

Опытная эксплуатация после проведенных технологических
изменений показала, что желаемый эффект достигается уже при
расходе 20 мл реагента на 1 м3 перекачиваемого нефтепродукта.
Эксплуатационные расходы при этом снизились на 27,9 % с учетом
затрат на инжекцию реагента. Расходы же на эксплуатацию всей
продуктопроводной системы также снизились на 6,6%.

Чтобы частично компенсировать снижение пропускной способ-
ности и уменьшить простои при реализации программы гидроста-
тических испытаний, фирма "Lakehead Pipe Line" (LPL) использо-
вала присадку CDR — химический реагент, обеспечивающий
уменьшение гидравлических потерь на трение и временное увели-
чение пропускной способности трубопроводов. Специалисты фирм
"Interprovincial Pipe Line" (IPL) и LPL совместно с инженерами
фирмы "Conoko Specialty Products" без задержек уже в июне 1991 г.
провели испытания эффективности реагента CDR перед началом
гидростатических испытаний в июле.
В Пакистане использование стимулирующей присадки CDR
Flow Improver нг. нефтепроводе, соединяющем промыслы Дурнал
с нефтеперерабатывающим заводом, позволило настолько снизить
гидравлическое сопротивление при перекачке нефти, что расход
возрос примерно на 30 %. Одновременно с этим был разработан
оптимальный энергосберегающий режим периодического подклю-
чения и отключения резервного насоса, с тем чтобы насосная стан-
ция работала при переменном регулируемом расходе с максималь-
но возможным КПД.

В нашей стране были проведены три эксперимента с использо-
ванием полимерных противотурбулентных присадок. В 1985 г.
специалистами фирмы "Conoko" (США) вводилась добавка
CDR-102 на конечном пункте трубопровода Лисичанск—Тихорецк
диаметром 700 мм.

В 1991 г. сотрудниками ПО МНЦС и Томского политехниче-
ского института (ТПИ) на магистральном нефтепроводе Александ-
ровское—Анжеро-Судженск были проведены промышленные испы-
тания отечественной присадки "Виол" для снижения гидравличе-
ского сопротивления. Присадка "Виол" была получена по рецепту-
ре ТПИ в Томском нефтехимическом комбинате и представляет
собой 10 %-й раствор в гептане сополимера а-олефинов.

Присадку испытывали на одном из эксплуатационных участ-
ков нефтепроводе диаметром 1220 мм, протяженностью 424 км при
работе трех насогных станций. Узел ввода присадки размещался
на последнем перегоне на расстоянии 69 км от конечного пункта
нефтепровода.

Испытание присадки "Виол" на нефтепроводе Александров-
ское-Томск-Анжеро-Судженск показало, что сопротивление на
трубопроводе диаметром 1220 мм снизилось на 21 %. При этом со-
держание твердого полимера в потоке составляло около 40 г/т.

В 1993 г. на трубопроводе Тихорецк—Новороссийск была ис-
пытана та же присадка "Виол", но более высокого качества, полу-
ченная по усовершенствованной технологии. В этом случае сопро-
тивление снизилось на 22 % при концентрации твердого полимера
8 г/т. При этом эксперимент показал, что добавка присадки
"Виол" в технологическом плане практически не уступает зарубеж-
ным аналогам. Добавка, хранившаяся в полевых условиях более
года, имела ту же эффективность, что и свежая.

Российские нефтепроводы, как правило, загружены не на пол-
ную мощность, поэтому необходимость увеличения пропускной
способности возникает редко. Иначе обстоит дело с электроэнерги-
220
ей. Стоимость ее может изменяться в 8-10 раз в зависимости от ре-
гиона. Использование в таких условиях добавок может сократить
число работающих перекачивающих станций, и чем длиннее пере-
гон между станциями, тем больший экономический эффект дает
применение полимера.

При разработке новых месторождений и введении новых тру-
бопроводов применение добавок, снижающих гидравлическое со-
противление, позволило бы закладывать в проект меньшее число
насосных станций или меньший диаметр трубы, что может значи-
тельно сократить эксплуатационные затраты.

За критерий выбора той или иной присадки целесообразно
принимать такие эксплуатационные характеристики добавок, как
скорость растворения и их деструкцию в турбулентном потоке
нефтепродукта.

В 1996 г. сотрудниками ГАНГ им. И. М. Губкина совместно
с АО "NECTE" (Финляндия) были проведены эксперименты по
изучению противотурбулентных присадок: CDR-102 (Conoco),
FLO-1020 (Бейкер) и Necadd-547 (Несте). Результаты исследова-
ний показали, что изучаемые присадки имеют практически одина-
ковую максимальную эффективность, различаясь лишь сроком
"жизни" в трубопроводе (табл. 6.3).

Таблица 6.3

Сравнение времени "жизни" различных противотурбулентных присадок
в опытном трубопроводе, мин

Концентрация, % мае.	Присадки		
	CDR-102	FLO-1020	Necadd-547
0,0020	27,2	27,2	47,3
0,0045	29,5	28,8	51,5
0,0058	31,5	32,0	57,2
0,0070	33,3	34,5	63,1

Анализ полученных данных также показал, что чем меньше
показатель фазы растворения, тем присадка быстрее обеспечи-
вает максимальное снижение гидравлического сопротивления тур-
булентного потока.

Лучшие эксплуатационные свойства показала присадка
Necadd-547 АО "NECTE" (Финляндия).
Глава 7

Применение химических реагентов

ДЛЯ РЕШЕНИЯ ЭКОЛОГИЧЕСКИХ ПРОБЛЕМ

НА ОБЪЕКТАХ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА

В современных условиях рациональное использование природ-
ных ресурсов и защита окружающей среды приобретают исключи-
тельно важное значение. Это прежде всего относится к нефтедобы-
гающей, нефтеперерабатывающим отраслям, а также к объектам
транспорта и хранения нефти и нефтепродуктов. Нефтепроводы
перекачивают нефть на значительные расстояния, и нефтеперека-
чивающие станции, расположенные вдоль трассы и занимающие
большие площади являются существенными загрязнителями при-
родной среды. Аварийные выбросы нефти, загрязняющие водоемы
е грунты, пары нефтепродуктов из резервуарных парков, постоян-
но создают опасность экологической катастрофы.

В данной главе авторы несколько отходят от схемы изложения
материала по той причине, что рассматривать в историческом ас-
пекте применение химических реагентов в трубопроводном тран-
спорте для утилизации нефтяных остатков и очистки сточных вод
Еесьма затруднительно. Это связано, прежде всего, с тем, что дан-
ная проблема долгое время оставалась в тени, и работы в этом на-
правлении практически не проводились. В связи со старением тех-
нического парка объектов нефтяной промышленности, что привело
I. износу оборудования и увеличению вредных выбросов, участив-
шимися техногенными катастрофами, вызывающими разлив нефти
на поверхность земли и в водоемы, проблемы экологической безо-
пасности в начале 1990-х гг. остро встали перед нефтяниками
и газовиками. За это время появились многочисленные исследова-
ния и публикации в областях, затрагивающих проблемы:

—	природоохранной работы предприятий нефтяной и нефте-
химической промышленности;

—	возникновения аварийных ситуаций, повлекших за собой
выброс нефти на поверхность земли или в водоемы, по ликвида-
ЦИИ аварийных ситуаций, сбора, утилизации нефтяных выбросов с
поверхности земли и воды;

— эксплуатации объектов нефтеперекачивающих станций
и линейной части трубопроводов в ситуациях, когда при штатных
работах имеются выбросы на поверхность земли (очистка резерву-
аров, трубопроводов, ремонтные работы на трассе, замена обору-
дования и т. д.), а также эксплуатации очистных и технологиче-
ских объектов с открытым зеркалом нефтепродуктов (резервуары-
отстойники, нефтеловушки, пруды-шламонакопители (ПШН)
и аварийные амбары;

—	совершенствования очистных сооружений и исключения из
технологических цепей ПШН или их безопасной эксплуатации;

—	возвращения в оборот разлившейся нефти из ПШН, а также
утилизации нефтешламов;

—	выбросов в атмосферу на предприятиях нефтяной и нефте-
химической промышленности;

—	совершенствования систем очистки сточных вод на предпри-
ятиях нефтяной и газовой промышленности.

Поскольку проведенные авторами исследования позволили ре-
шить некоторые из вышеперечисленных проблем, мы считаем, что по-
лученные результаты по использованию химических реагентов в ука-
занной области будут полезны для практических действий. К основ-
ным итогам проведенных работ можно отнести следующие результаты.

Проведенные исследования физико-химических свойств нефте-
продуктов, находящихся в прудах-шламонакопителях, позволили
разработать и на конкретных ПШН внедрить технологии по очи-
стке открытых емкостей от нефтепродуктов. В результате внедре-
ния этих технологий:

—	возвращены в технологическую эксплуатационную схему
транспорта нефти четыре ПШН;

—	переработано 16000 м3 нефтешламов, возвращено около 9500
т вторичной нефти, при этом в пользование передано около 10000
м2 площадей сельскохозяйственных угодий;

—	внедрена технология переработки нефтесодержащих дон-
ных осадков на одном из нефтеперерабатывающих заводов. С 1993 г.
по настоящее время на установке КХД переработано более 48000 т
застарелых и вновь образовавшихся нефтешламов;

—	проведены промышленные испытания флокулянтов как для
переработки нефтешламов, так и для установок турбофлотации
GFS на нефтеперерабатывающем заводе с обеспечением опытных
и требуемых показателей.

Разработанную технологию очистки сточной воды с использо-
ванием гидроциклонов, полочных отстойников, турбофлотаторов
GFS можно применять на объектах трубопроводного транспорта,
нефтеперерабатывающих заводов и нефтебаз.

Разработан регламент на процесс рекультивации нефтезагряз-
ненных грунтов на объектах трубопроводного транспорта.

После извлечения основного нефтепродукта в ПШН остается
донный нефтешлам, вода, в связи с чем большие проблемы вызы-
вает очистка земли основания пруда.

Рассмотренные в работе вопросы этого направления показали,
что донный нефтешлам может быть в ряде случаев сырьем для полу-
чения определенных нефтепродуктов и строительных материалов.

Важной проблемой при очистке ПШН является сброс воды из
него. Во всех случаях обязательно проведение водоочистных ме-
роприятий. Результаты исследований, приведенные в работе, по-
казывают на возможность и в условиях НПС добиваться высокой
степени очистки воды. Для этого необходимо использование высо-
коэффективных химических реагентов, результаты лабораторных
испытаний которых приводятся.

Земля, загрязненная нефтепродуктом в основании пруда, в на-
стоящее время при ликвидации ПШН в основном депонируется.

Рассмотрены варианты использования термического обезвожива-
ния и химико-биологического восстановления загрязненных почв.

Показано, что применение DCR-технологии позволяет при
обеспечении условий течения реакций карбонизации получить по-
рошкообразные гидрофобные материалы с высокими геомехани-
ческими показателями. При этом данная технология не ограничи-
вает положительного воздействия биоценозов на грунты, обрабо-
танные негашеной известью.

7.1. Утилизация нефтешлама, извлеченного из ПШН

Проблема существования и утилизации нефтесодержащих
шлэдюв из ПШН НПС и НПЗ, несмотря на многогранность подхо-
дов и широту предлагаемых вариантов решений, остается откры-
той. Как показывает опыт эксплуатации НПЗ, на 1000 т перераба-
тываемой нефти образуется от 2 до 5 т нефтяного шлама. Как пра-
224
вило, такой шлам в среднем содержит 10-20 % механических при-
месей, 65~80 % воды и до 25 % нефтепродуктов. На НПС
в ПШН количество шлама, безусловно, меньше, но его состав ана-
логичен указанному выше. Кроме того, утилизация нефтяного
шлама на НПЗ облегчена наличием перерабатывающего оборудо-
вания. На НПС такое оборудование отсутствует, поэтому требуется
вывоз шлама на НПЗ или использование мобильного оборудова-
ния для обеспечения полной утилизации.

Типичной схемой утилизации нефтешлама, применяемой в за-
водских условиях, на площадках НПЗ, считается схема, приведен-
ная на рис. 7.1 и предлагаемая компанией "KHD HUMBOLDT".

Нефтешлам из ПШН с помощью насосной установки подают
в сборную емкость-резервуар, где происходит гомогенизация неф-
тешлама.

А

Рис. 7.1. Схема утилизации нефтешлама: Л — нефтешлам; В — подогретый
нефтешлам; С — осадок; D — очищенная нефть; Е — сточные воды; F — пар;
G — конденсат. 1 — ПШН с насосной установкой; 2 - емкость для гомоге-
низации; 3 — емкость предварительной подготовки; 4 — спиральный тепло-
обменник; 5 — емкость подготовки флокулянтом; 6 — трехфазная центрифуга;
7 — сборная емкость; 8 — пластинчатый теплообменник; 9 — тарельчатый

в - 136
Затем насосом нефтешлам перекачивают в "кондиционирую-
щую" емкость предварительной подготовки, куда подают специ-
ально подобранный деэмульгатор для разрушения эмульсий.

Подготовленный нефтешлам через спиральный теплообменник
подают в буферную емкость, оборудованную мешалкой для подго-
товки перед подглей на разделение. В спиральном теплообменнике
нефтешлам нагревают до температуры 80-85 °C. В буферную ем-
кость направляют флокулянт для удаления механических приме-
сей, подготовленный таким образом нефтешлам поступает на трех-
фазный декантер . В трехфазном декантере происходит разделение
нефти, твердой фазы и воды. Твердые вещества удаляют шнеко-
вым транспортерам или насосом. Нефтяную фазу можно либо сра-
зу возвращать на системы переработки вторичной нефти, либо, как
и водную фазу, направлять на вторую ступень разделения,
а именно: после дополнительного нагрева в пластинчатом теплооб-
меннике смесь подавать на тарельчатый сепаратор, где разделять
с помощью ускорения, в 1,5-2 раза превышающего ускорения, до-
стигаемого на первой ступени декантирования. Подобные схемы
предлагают такие компании как "ALFA LAVAL", "FLOTTWEG",
"BIRD", "Westfalia Separator", работающие на рынке оборудова-
ния для разделения эмульсий и нефтешламов. Фирмами-изготови-
телями предпринимаются усилия для достижения максимально
возможной мобильности и автономности комплексов. Вместе
с тем, как показывает практика, действенно эффективное ис-
пользование таких установок возможно, как правило, только
в стационарных условиях, что гарантирует хорошие результа-
ты, продление срока службы сложного и "тонкого" оборудова-
аия при минимг.льных затратах. В условиях НПС подобную
схему реализовать сложно.

Особенностями нефтешламов НПЗ и НПС, как накопившихся
за длительный период, так и "свежих", поступающих с различных
стадий переработки и перекачки нефти, являются:

— высокая обводненность; присутствие стойких сложных
эмульсий; разнородность происхождения механических примесей;
сложный фракционный состав.

Все это требует индивидуального подхода при утилизации
нефтешламов из каждого конкретного ПШН.

Для разделения нефтешламов в стационарных заводских усло-
виях на НУНПЗ в 1992 г. была смонтирована трехфазная центри-
226
фуга KHD производительностью 10 м3/ч. Сырьем для центрифу-
ги служат осадки водоочистных сооружений НПЗ, заводские
ПШН, иловые площадки. Нефтешлам, извлеченный из ПШН, за-
качивают в четыре оборудованных подогревом резервуара емко-
стью 200 м3 каждый. Скондиционированный нефтешлам перекачи-
вается через кожухотрубчатый теплообменник, откуда нагретое до
85 °C сырье поступает под остаточным напором на разделение
в центрифугу.

Жидкостно-нефтяная смесь поступает через входную трубу во
вращающийся барабан и оттуда через входные отверстия радиаль-
но — в центрифугу. Под действием центробежной силы происхо-
дит быстрое осаждение твердых частиц на стенке барабана, откуда
осадок с помощью концентрического шнека транспортируется
к выгружным отверстиям. Во время течения осветленной жидко-
сти через барабан происходит разделение легкой и тяжелой фаз
(нефти и воды). Нефть собирается в направлении к оси вращения,
а вода — в направлении стенок барабана.

Для достижения оптимальных результатов уровень выходных от-
верстий для нефти и воды устанавливают сообразно плотности фаз.

Уровень жидкости в роторе и изменение частоты вращения
шнека устанавливают с целью получения конечного осадка наи-
меньшей влажности и нефтесодержания.

Вместе с тем следует отметить, что для разрушения стойких
эмульсий только температурного воздействия при подготовке сы-
рья для центрифуги недостаточно. Достигнуть при этом чистоты
конечных фаз весьма сложно. Практические испытания показали,
что для повышения эффективности процессов разделения на цент-
рифуге необходимо применение реагентов.

Синтетические и органические полиэлектролиты (флокулян-
ты) применяются для физико-химического разделения твердой
и жидкой фаз суспензий. Практические исследования показали,
что для оптимального разделения нерастворенных веществ, нахо-
дящихся в воде, нужны различные типы флокулянтов для каждого
конкретного случая. В зависимости от типа обработки нефтешламов:
сгустителями, центрифугами, фильтр-прессами, вакуум-фильтра-
ми, флотацией — подбирается и используется в дальнейшей работе
наиболее приемлемый тип флокулянтов.

То же и при обработке сточных вод одним из таких способов,
как: осаждение, фильтрация, флотация.
Необходимо подобрать оптимальный флокулянт, установить
его дозу в лабораторных условиях.

Благодаря своей химической структуре, ступенчатой плотно-
сти заряда и различной молекулярной массе флокулянты пригод-
ны для коагуляции нерастворенных органических и неорганиче-
ских веществ из суспензий и шламов. Добавление флокулянтов
в систему вызывает коагуляцию твердого вещества, после чего оно
легче фильтруется и осаждается.

По опыту применения катионные флокулянты наиболее эф-
фективно действуют на органические соединения, в то время как
анионные предпочтительны для неорганических веществ. В связи
с разнообразием свойств шламов подбор эффективных флокулян-
тов в каждом отдельном случае необходимо проводить при лабора-
торных и опытно-промышленных испытаниях.

В случае лабораторных исследований используются 0,01 —
0,02 % (по активному веществу) водные растворы. Их приготовле-
ние осуществляют путем введения в воду в течение нескольких се-
кунд при интенсивном перемешивании соответствующего отвешен-
ного количества продукта. После интенсивного смешения в течение
60 с продукт достаточно хорошо распределяется в полном объеме.
При использовании растворов флокулянтов продукт считается го-
товым к применению через 30 мин. Во время промышленных испы-
таний добавление флокулянтов необходимо проводить эксцентри-
ковошнековыми или мембранными насосами. Концентрация фло-
кулянтов, как правило, находится между 0,05—0,03 % активного
вещества.

Как показали исследования, целесообразно приготавливать
концентрированный раствор 0,6% активного вещества, который
перед использованием разбавляют водой. Такой раствор имеет
и больший срок хранения — от 4 до 6 сут в отличие от 0,2 % раствора
активного вещества — 1-2 сут.

Применительно к шламам исследуемых ПШН рассматривались:

—	группа флокулянтов марки Praestol (611, 650, 690, 853,
854), по катионной активности флокулянт марки 611 относится
к категории слабой; марки 690 и 854 — к категории сверхвысокой
активности;

—	флокулянт марки Zetag-89;

—	полиэлектролит водорастворимый катионный марки
ВПК-402;
—	полиакриламид технический.

Для сравнения этих флокулянтов проведены исследования по
разделению нефтешлама под действием центробежных сил на ла-
бораторной центрифуге. Нефтешлам имел следующие характери-
стики:

а)	содержание, % мае.:

—	воды — 89,7;

—	механических примесей — 1,3;

—	нефтепродуктов — 9,0;

6)	плотность, г/см3 — 0,988.

Отстаивание шлама без флокулянтов в пробирке в течение
трех месяцев при комнатной температуре позволило получить
лишь два слоя: осветленной воды — 10, верхнего эмульсионного
слоя — 90 %. Осадок отсутствовал.

Исследование действия флокулянтов проводили при комнат-
ной температуре. Готовили исходный раствор флокулянта 1 %
масс, концентрации и методом разбавления готовили растворы
0,03; 0,01; 0,005%. Смешивание флокулянта со шламом осуществ-
ляли в течение 5 мин, чем достигали равномерное распределение
флокулянта в объеме нефтешламовой эмульсии. Смесь разливали
в пробирки объемом 10 мл и проводили центрифугирование в од-
них условиях для всех проб. Флокулирующие свойства исследуе-
мых флокулянтов оценивали по их способности разделять нефте-
шлам на слои: верхний — нефтепродукты, нижний — осадок
и средний — осветленную воду (табл. 7.1).

Исследования показали, что флокулянты марки Praestol
и Zetag при дозировке 100 г и выше на 1 т шлама практически не
дают нижней фазы, очевидно, механические примеси захватыва-
ются высокомолекулярными флокулянтами и поднимаются вместе
с нефтепродуктами в верхний слой. Для отделения механиче-ских
примесей нужны малые дозы указанных флокулянтов, при кото-
рых может проявиться механизм действия флокулянтов на эмуль-
гированные твердые частицы.

Во время центрифугирования при малых концентрациях фло-
кулянтов (5 и 10 г/т) прослеживается зависимость объема нижне-
го слоя от активности флокулянта. Так, Praestol-611, обладающий
слабой катионной активностью, дает объем нижнего слоя 7 и 8 %
соответственно; Praestol-690, обладающий очень сильной катион-
ной активностью, — несколько больший объем нижнего слоя — 9
230

Таблица 7. 1

Rnucuu.; AnnEvnanrnr. па ппппесс пентри(Ьугиоования нефтешламов

Состав нефтешлама, % об.			
Флокулянт	Верхний слой нефтепродукты	Средний слой — осветленная вода	]	Нижний слой — осадок

Zetag-89	100	50	25	10	5	100	50	25	10	5	100	50	25	10	5
Praestol:															
611	31,2	29,0	27,2	23,1	22,0	68,8	68,8	69,1	69,9	70,0	сл.	2,2	3,7	7,0	8,0
650	30,8	27,5	24,0	22,8	21,0	69,2	69,1	70,0	69,0	69,9	сл.	3,4	6,0	8,2	9,1
690	31,0	29,0	26,0	24,0	21,0	69,0	69,0	69,0	67,0	68,5	сл.	2,0	5,0	9,0	10,5
853	33,3	27,6	28,0	21,7	20,0	66,7	68,9	67,0	70,0	70,7	сл.	3,5	5,0	8,3	9,3
854	32,0	28,4	27,1	22,4	21,0	68,0	68,2	68,0	68,5	69,9	сл.	3,4	4,9	8,0	9,1
ВПК-402	14,3	14,0	14,3	20,0	—	77,2	77,7	78,7	70,0	—	8,5	8,3	7,0	10,0	—
Полиакриламид (ПАА)															
технический	21,4	21,1	22,5	22,5	—	70,6	70,7	69,2	69,2	—	8,0	8,2	8,3	8,3	—
Без флокулянта			14,5					75,0					10,5		
и 10,5 % соответственно. Остальные марки дали промежуточный
выход — 8~9 %.

Флокулянт марки ВПК-402 не оказывает заметного флокули-
рующего действия на исследуемый шлам. Полиакриламид не вли-
яет на величину нижнего слоя и несколько увеличивает толщину
верхнего слоя по сравнению с исходным шламом. Водоотдача для
всех исследуемых флокулянтов практически одна и та же и состав-
ляет примерно 70 %.

Представляло интерес исследование состава верхних и нижних
слоев нефтешлама, получаемых в процессе центрифугирования
в присутствии различных флокулянтов. В лабораторных условиях
проведена наработка продуктов в количествах, достаточных для
проведения их анализа в присутствии флокулянтов марки Zetag-89,
Praestol-853 и полиакриламида при дозировке 10 г/т шлама.
Верхние и нижние фазы анализировали на содержание воды, ме-
ханических примесей и нефтепродуктов (табл. 7.2).

Полученные результаты показали, что при малых расходах
флокулянта можно довольно четко отделить механические приме-
си от нефтепродуктов. Содержание нефтепродуктов в нижнем
слое — осадке — с применением флокулянтов марки Zetag-89
и Praestol-853 составило 6—10, а в осадке без применения флоку-
лянтов — 18 %.

Таблица 7.2

Результаты разделения нефтешлама при оптимальной дозе флокулянта

Нефтешлам	Центрифуга	Верхний слой			Нижний слой (осадок)			
		Содержание, % масс.			Вы- ход, % об.	Содержание, % масс.		
		Вода	Механи- ческие примеси	Нефте- про- дукты		Вода	Механи- ческие примеси	Нефте- про- дукты
Исходный	Лабораторная	52,0	3,0	45,0	10,5	73,9	8,2	17,9
Обработан флокулянтом:  Zetag	Лабораторная	6,2	2,2	91,6	5,5	79,3	14,9	6,2
Praestol	Лабораторная	5,6	2,1	92,3	5,0	80,2	15,6	4,2
Praestol	Промышлен- ная	5,2	1,8	93,0	6,0	77,4	12,4	10,2
ПАА технический	Лабораторная	23,0	2,8	64,2	8,3	76,7	9,1	14,2
Промышленные испытания, проведенные на трехфазной цент-
рифуге фирмы КХД (ОАО НУ НПЗ), показали, что применение
флокулянта Praestol-853 при дозировании 25-30 г/т нефтешлама
позволяет применить объем осадка в 1,8—2 раза и существенно сни-
зить содержание в нем нефтепродукта.

Методы очистки промышленных сточных вод могут быть разделе-
ны на три группы: механические, физико-химические и биологические.

Механическую очистку сточных вод применяют преимуще-
ственно как предварительную. Механическая очистка обеспечивает
удаление взвешенных веществ из бытовых сточных вод на 60-65,
а из некоторых производственных сточных вод — на 90-95
и снижение ВПК сточных вод — до 20—25 %. Задачи механической
очистки заключаются в подготовке воды как к физико-химиче-
ской, так и к биологической очистке. Самой дешевой, а потому
и целесообразной, является наиболее глубокая очистка сточных вод
механическим методом.

В настоящее время к очистке предъявляются все большие тре-
бования. Это приводит к созданию высокоэффективных методов
физико-химической очистки, к интенсификации процессов биоло-
гической очистки, к разработке технологических схем с сочетанием
механических, физико-химических и биологических способов очи-
стки и к повторному использованию очищенных вод в технологи-
ческих процессах.

Механическую очистку производят для выделения из сточной
воды находящихся в ней нерастворенных грубодисперсных приме-
сей путем процеживания, отстаивания и фильтрования.

Для задержания крупных загрязнителей и частично взвешен-
ных веществ применяют процеживание воды через различные ре-
шетки и сита. Для выделения из сточной воды взвешенных ве-
ществ, имеющих большую или меньшую плотность по отношению
к плотности воды, применяют отстаивание. При этом тяжелые час-
тицы оседают, а легкие всплывают.

Сооружения, в которых при отстаивании сточных вод выпада-
ют тяжелые частицы, называются песколовками.

Сооружения, в которых при отстаивании загрязненных промыш-
ленных вод всплывают более легкие частицы, называются в зависи-
мости от всплывающих веществ жироловками, маслоуловителями,
нефтеловушками и др.

Фильтрование применяют для задержания более мелких ча-
стиц. В фильтрах для этих целей используют фильтровальные ма-
териалы в виде тканей (сеток), слоя зернистого материала или хи-
мических материалов, имеющих определенную пористость. При
прохождении сточных вод через фильтрующий материал на его
поверхности или в поровом пространстве задерживается выделен-
ная из сточной воды взвесь.

Механическую очистку как самостоятельный метод применяют
тогда, когда осветленная вода после этого способа очистки может
быть использована в технологических процессах производства или
спущена в водоемы без нарушения их экологического состояния. Во
всех других случаях этот метод служит первой ступенью очистки
сточных вод.

Физико-химические методы очистки заключаются в том, что
в очищаемую воду вводят какое-либо вещество реагент (коагулянт
иди флокулянт). Вступая в химическую реакцию с находящимися
в воде примесями, эти вещества способствуют более полному выде-
лению нерастворимых примесей коллоидов и части растворимых
соединений. При этом уменьшается концентрация вредных веществ
в сточных водах, растворимые соединения переходят в нераствори-
мые или в растворимые, но безвредные, изменяется реакция сточ-
ных вод (происходит их нейтрализация), обесцвечивается окра-
шенная вода. Физико-химические методы дают возможность резко
интенсифицировать механическую очистку сточных вод. В зависи-
мости от необходимой степени очистки сточных вод физико-хими-
ческий метод может быть окончательным или второй ступенью очи-
стки перед биологической.

Биологические методы очистки основаны на жизнедеятель-
ности микроорганизмов, которые способствуют окислению или
восстановлению органических веществ, находящихся в сточных во-
дах в виде тонких суспензий коллоидов, в растворе, и являются
для микроорганизмов источником питания, в результате чего
и происходит очистка сточных вод от загрязнителей.

Очистные сооружения биологической очистки можно разделить
на два основных типа: /) сооружения, в которых очистка происхо-
дит в условиях, близких к естественным; 2) сооружения, в которых
очистка происходит в искусственно созданных условиях.

К первой группе относятся сооружения, в которых происхо-
дит фильтрование очищаемых сточных вод через почву (после оро-
шения и после фильтрации), и сооружения, представляющие со-
бой водоемы (биологические пруды) с проточной водой. В таких
сооружениях питание микроорганизмов кислородом происходит за
счет непосредственного поглощения его из воздуха. В сооружениях
второго типа микроорганизмы питаются кислородом, главным об-
разом за счет диффундирования его через поверхность воды (реаэ-
рация) или за счет механической аэрации.

В искусственных условиях биологическую очистку применяют
н аэротанках, биофильтрах и аэрофильтрах. В этих условиях про-
цесс очистки происходит более интенсивно, так как создаются луч-
ине условия для развития активной жизнедеятельности микроор-
ганизмов.

При повышенных требованиях биологически очищенную воду
очищают дополнительно. Наиболее широкое распространение
в качестве сооружений для дополнительной очистки получили пес-
чаные фильтры, главным образом двух- и многослойные, а также
контактные осветлители (микрофильтры применяют реже).

Снижение концентрации трудноокисляемых веществ, фикси-
руемое значением ХПК очищенных вод, возможно методом сорб-
ции, например активированным углем, и химическим окислением
или путем озонирования. Концентрацию солей можно снижать ме-
тодами обессоливания.

Биологически очищенная вода содержит аммонийные азот
и фосфор в значительной концентрации. Эти вещества способству-
ют усиленному развитию водной растительности, последующее
непременное отмирание которой приводит ко вторичному загрязне-
нию водоема.

Азот удаляю! физико-химическими и биологическими метода-
ми, а фосфор только химическим — осаждением солями железа,
алюминия и известью.

Для очистки сточных вод дезинфекцию осуществляют теми же
приемами и средствами, что и при очистке природных вод. Наибо-
лее часто с этой целью применяют газообразный хлор, а на станци-
ях пропускной способностью до 1000 м3/сут используют и хлор-
ную известь.

При всех методах очистки сточных вод в первичных отстойни-
ках образуется осадок из нерастворимых веществ, а при биологи-
ческой очистке во вторичных отстойниках образуется еще больше
осадка. В сыром состоянии (твердые вещества с водой) при очист-
ке бытовых и некоторых производственных вод эти осадки являют-
ся опасными в санитарном отношении.

Для уменьшения количества органических веществ в осадке
и придания ему лучших санитарных показателей осадок подверга-
ют воздействию анаэробных микроорганизмов (брожению)
и аэробной стабилизации ила в соответствующих сооружениях.
К анаэробным сооружениям относятся септики, двухъярусные от-
стойники и метантенки.

Для уменьшения влажности осадка сточных вод и его объема
служат иловые пруды и площадки. Для обезвоживания осадка
применяют различные механические приемы — вакуум-фильтра-
цию, фильтр-прессование, центрифугирование, а также термиче-
ские (сушку и сжигание). Биологические осадки часто используют
в качестве удобрений и как белково-витаминные добавки к рацио-
ну питания животных.

При выборе метода очистки и обработки осадка сточных вод
населенных пунктов и промышленных предприятий, а также места
расположения и типа очистных сооружений необходимо в первую
очередь выявлять возможность и целесообразность промышленного
использования очищенных сточных вод и осадка.

При определении необходимой степени очистки сточных вод,
выпускаемых в водоемы, следует руководствоваться СНиП П-32-74
и "Правилами охраны поверхностных вод от загрязнения сточны-
ми водами".

На предприятиях транспорта и хранения нефти и нефтепродук-
тов, а также на газосборных пунктах и газобензиновых заводах
сточные воды подразделяются на бытовые и производственные.

Производственные воды нефтяных и газовых предприятий вы-
пускают в производственно-дождевую канализацию. Эти воды
в основном загрязнены нефтепродуктами (400-15000 мг/л) и ме-
ханическими примесями (100-600 мг/л). Для их очистки приме-
няют все три способа очистки: механический, физико-химический
и биологический.

Принципиальные схемы очистки производственных сточных
вод приведены на рис. 7.2 и 7.3.

Выбор схемы канализации и состава очистных сооружений
необходимо осуществлять в зависимости от мощности предприятия,
количества образующихся сточных вод, их загрязненности и места
сброса, требований контролирующих органов к качеству очистки.
Если сточные воды перекачивают для очистки на очистные соору-
Рис. 7.2. Схема береговых очистных сооружений речных и морских нефте-
5аз: 1 — трубопровод производственных стоков; 2 — трубопровод очищенной
воды; 3 — буферный резервуар; 4 — накопитель шлама; 5 — трубопровод
условно чистой воды; 6 — нефтеловушка; 7 — разделочный резервуар; 8 —
трубопровод шлама: 9 — промежуточный резервуар; 10 — насосная станция;
11 — трубопровод реагента; 12 - реагентное хозяйство; 13 — напорный резер-
вуар; 14 — флотатор; 15 — трубопровод балластной воды

жения соседних предприятий, то в этом случае необходимо органи-
зовать сбор сточных вод и предварительную очистку в соответ-
ствии с требованиями предприятия, принимающего стоки.

Если стоки выпускают в городскую канализационную сеть,
в этом случае выполняют требования к сточным водам городской
очистной станции. В зависимости от требований к степени очистки
сточных вод применяют ту или иную схему очистки и выбирают
методы очистки.
Рис. 7.3. Схема очистки балластных и промышленно-ливневых вод перева-
лочной нефтебазы: 1 — шламонакопитель; 2 — отстойник или отстойник-
флотатор; 3 — камера распределения; 4 — приемный резервуар; 5 — насосная
станция и озонаторная установка; 6 — приемный резервуар; 7 и 8 — буферные
резервуары; 9 — дегидратор; 10 - разделочный резервуар; 11 — камера пере-
ключения

7.2.	Очистка нефтесодержащей воды,
сбрасываемой из ПШН

Решение практической задачи повышения эффективности фи-
зико-химической очистки нефтесодержащих стоков является
неотъемлемым требованием оптимизации функционирования ком-
плекса промышленных водоочистных систем в целом. В большин-
стве случаев это позволит осуществить возврат в оборотные системы
водоснабжения, либо, что немаловажно, снизить нагрузку на со-
оружения последующей, к примеру, биологической очистки
и доочистки перед сбросом в водоем. Наиболее распространенным
решением являются флотационные методы. Эксплуатируемые на
большинстве отечественных предприятий нефтяной, нефтеперера-
батывающей промышленности установки напорной флотации по
разным причинам обеспечивают эффективность очистки лишь на
уровне 60-65%. На перекачивающих станциях магистральных
нефтепроводов очистные сооружения практически ограничиваются
разного типа отс?ойниками, песколовками и стандартными нефте-
ловушками. При таких очистных сооружениях говорить о полно-
ценной очистке сточной воды, как самих нефтеперекачивающих
станций, так и воды, извлекаемой из ПШН, не представляется воз-
можным. На процесс очистки сточной воды влияют такие характе-
ристики, как pH, содержание растворенных и взвешенных частиц,
температура стоков, наличие химически сложных соединений, дзе-
та-потенциал.

С целью активизации процесса флотации проводились лабора-
торные и промышленные испытания с использованием "пилотных"
установок по подбору реагентов. Были исследованы различные хи-
мические реагенты для повышения степени очистки воды, извлека-
емой из ПШН. Для исследования использовали флокулянты
"Allied Colloids" (Англия), приведенные в табл. 7.3.

Серии Zetag л Magnafloc состоят из высокомолекулярных фло-
кулянтов на основе полиакриламида. Выпускается широкий
ряд катионных, неионогенных и анионных разновидностей. Чтобы
выбрать наиболее эффективный продукт для каждого конкретного
случая, необходимо в первую очередь провести лабораторные
испытания.

Идеология лабораторных испытаний — они не должны пред-
назначаться для воспроизведения промышленных условий. Напро-
тив, реагенты следует испытывать в оптимальных условиях в лабо-
ратории, и затем эти условия стремиться воспроизвести, по воз-
можности точно, на установке.

Оптимальные условия для флокуляции меняются для каждой
рассматриваемой пробы. Поэтому стандартные методики испытаний
для универсального применения отсутствуют. Для каждой конкрет-
ной проблемы следует разрабатывать методику и следовать ей.

После этого можно планировать изучение характеристик,
представляющих интерес, т. е. скорости осаждения, скорости
фильтрации, компактности осадка и прозрачности жидкости. Не
всегда правильно полагать, что от реагента, при использовании
которого происходит образование осадка с высокой скоростью, за-
Таблица 7.3

Принятые к исследованию флокулянты фирмы "Allied Colloids"

Продукт	Химическая структура	Активность ионов
Magnafloc-351	Полиакриламид	Неиногенный
Magnafloc-455	Полиакриламид	Катионный
Zetag-41	П олиакриламид	Возрастающий
Zetag-32	П олиакриламид	
Magnafloc-292	П олиакриламид	
Zetag-92	П олиакриламид	
Zetag-47	П олиакриламид	
Zetag-48	Полиакриламид	
Zetag-50	Полиакриламид	
Zetag-43	Полиакриламид	
Zetag-63	П олиакриламид	
Zetag-66	П олиакриламид	
Zetag-64	Полиакриламид	
Zetag-76	Полиакриламид	
Zetag-57	П о лиакри ламид	
Zetag-53	Полиакриламид	
Zetag-55	П олиакриламид	
Zetag-87	Полиакриламид	
Zetag-89	Полиакриламид	

висит и высокая степень прозрачности жидкости или скорость
фильтрации. Чтобы избежать эффекта старения испытуемой про-
бы, ее отбирают как можно ближе к началу испытаний.

Испытания на осаждение были призваны моделировать дей-
ствия Zetag и Magnafloc в сгустителе. Опыты выполняли на образ-
цах объемом не менее 500 мл в мерных цилиндрах высотой
30 см и выше. Чтобы избежать влияния стенок, был использован
цилиндр с внутренним диаметром не менее 5 см.

Раствор 0,05 %-й концентрации или более слабый вводили пи-
петкой на поверхность пробы. Затем образец немедленно переме-
шивали обычным способом, чтобы получить полное смешивание
и однородную флокуляцию. В предварйтельных испытаниях ис-
пользовали реагент в такой дозе, при которой получали хорошо вы-
раженную структуру осадка, но умеренную скорость осаждения.

Выбор дозы осуществляли путем добавления реагента в виде
0,05 %-го раствора в последовательных количествах, соответствую-
щих значениям от 25 до 50 г реагента на тонну твердых веществ.
Затем выполняли повторные испытания при указанной дозировке
пли близкой к ней, когда реагент добавляли за 1, 2 или 3 приема.
2 мл раствора при 0,05 % на 1000 мл суспензии равны 1,0 части ре-
агента на 1 млн частей суспензии, т. е. 1 мг/л на 1 % твердых ве-
ществ соответствует соответственно 100 г реагента на метрическую
тонну.

Если очевидно, что суспензия очень густая и осаждается край-
не медленно, то ее разбавляют водой, добавляемой сверху, чтобы
придать суспензии свойство свободного осаждения. Это приближа-
ет испытания к условиям внутри сгустителя, где поступающий оса-
док разбавляется всплывающей жидкостью по мере прохождения
через зону подачи. Результаты испытаний на осаждение указыва-
ют, какие марки пригодны для изучения в качестве добавок при
процессах фильтрации.

Испытания на фильтрацию проводили на образцах, взятых
( подачи на фильтр установки и на сфлокулированном осадке,
и выполняли в воронке Бюхнера, а также на фильтровальных ли-
стах, в стандартных условиях фильтрования (время, вакуум
н фильтрующая среда). В зависимости от требований этапы филь-
трации и промывки исполняли с определенным объемом суспензии
либо в течение предопределенного времени.

При испытании с фильтром Бюхнера вакуумную воронку
подсоединяли к системе постоянного вакуума, а затем подавали
фильтрат в градуированный приемник. Фиксированный объем
суспензии помещали в воронку и давление постепенно снижали
до нужного уровня в течение 30 с. Объем фильтрата отмечали че-
рез 30 с и после, через удобные промежутки времени.

Методика испытаний оставалась такой же, как и при исполь-
зовании фильтровального листа, погруженного в фиксированный
объем суспензии. Как и в 1-м случае, давление постепенно снижа-
ли до нужного уровня в течение 30 с. После установленного перио-
да времени фильтровальный лист извлекали и оставляли сохнуть
н течение следующего фиксированного периода. Чтобы предотвра-
"ить оседание твердого вещества во время опыта, суспензию необ-
ходимо перемешивать.

При необходимости можно проконтролировать эффективность
стадии промывания осадка на фильтре, перенеся фильтровальный
лист в емкость с водой и продолжая фильтрацию в течение нужно-
го периода.
По результатам проведенных исследований можно отметить
следующее.

По испытаниям на осаждение результаты фиксируются в виде
графика высоты границы фаз в зависимости от времени скорости
оседания между двумя выбранными точками объема пробы или
остаточного количества взвешенных частиц в отстоявшейся жидко-
сти после истечения определенного времени.

Наблюдения за чувствительностью хлопьев к перемешиванию
дают полезную информацию относительно способа, места дозиро-
вания флокулянта в условиях установки.

Результатом испытаний на фильтрацию является определение
скорости фильтрации с точки зрения образования отжатого осадка
либо потока фильтрата и эффективности фильтрования и промыв-
ки с точки зрения прозрачности фильтрата и задержки жидкости
в отфильтрованном осадке. В случае применения фильтрования на
ленточных фильтрах толщина образовавшегося осадка покажет
скорость образования осадка в вакуумных системах. Низкое вла-
госодержание влаги в осадке существенно снижает расходы на по-
следующую сушку.

После предварительного рассмотрения состава сточных вод
ПШН были отобраны следующие реагенты для дальнейших иссле-
дований:

Zetag - 32, 41, 43, 47, 48, 50, 53, 55, 57, 63, 64, 66, 76, 87, 92, 89.

Magnafloc — 292, 351, 455.

Исследования проводили одновременно на двух типах сточ-
ных вод:

1)	с уфимских нефтеперерабатывающих и химических заводов;

2)	из прудов-шламонакопителей НПС.

Вода из пруда-шламонакопителя существенно отличается от
сточных вод заводов, поскольку в ней отсутствуют многочислен-
ные примеси, характерные для заводов (химические соединения соли
ит. д.). Поэтому в дальнейшем результаты исследований на сточ-
ных водах НПЗ в данной работе не приводятся. Кроме того, на
очистных сооружениях НПЗ отличный от НПС состав очистных
сооружений. Поэтому эффективность использования реагентов на
очистных НПЗ значительно выше, поскольку там можно выдер-
жать технологию применения реагентов (точки введения, первич-
ные и вторичные, постоянное введение реагента при необходимой
концентрации и т. д.).	ч;-
Вода в ПШН неоднородна по его глубине. Нижняя часть
представляет практически чистую воду с максимальным содержа-
нием нефтепродукта 1,5—2,5 мг/л (в отдельных точках). Наибо-
лее загрязненной нефтью и механическими примесями является
вода в граничном с нефтью слое. В этом слое присутствуют нефть
в чистом виде и эмульсия. Содержание нефти в этой части воды
может достигать более 100 мг/л, причем концентрация по площа-
ди пруда меняется.

Подготовка реагентов к работе, методика их применения описаны
выше и при экспериментальных исследованиях строго соблюдались.

Отбор воды осуществляли в разных точках пруда на глубине,
тде находилась сравнительно чистая вода, подлежавшая первосте-
генному сбрасыванию из пруда. Точек отбора было шесть. Разброс
содержания нефтепродуктов в воде был незначительным (2,03-
2,96 мг/л).

Концентрация реагентов изменялась от 1 до 5 мг/л, что можно
объяснить наиболее эффективным содержанием реагентов именно
з этом диапазоне (как с экономической точки зрения, так и с прак-
тической по рекомендации фирмы АК).

Результаты исследований по использованию реагентов приве-
дены в табл. 7.4.

Как видно из табл. 7.4, наиболее эффективными являются ре-
агенты Zetag-64 и Zetag-66: повышение степени очистки при кон-
центрации 1 мг/л — 57,1 и 56,2 %, при концентрации 5 мг/л —
79,2 и 79,5 % соответственно. Аналогичная картина по выбору ре-
агентов отмечена нами и в исследованиях на НПЗ (отличаются
численные значения). Дальнейшие исследования проводили на
отобранных реагентах и, как отмечалось выше, дополнительно
с применением Z etag-89. В этих исследованиях рассматривалось
влияние указанных реагентов не только на изменение концентра-
ции нефтепродуктов, но и на изменение содержания механических
примесей. В этой серии исследований отбирали пробы в зоне кон-
такта нефти и воды с достаточно высоким содержанием нефтепро-
дуктов и механических примесей (пограничный слой). При этом
изменяли выдержку отобранных проб во времени и сопоставляли
результаты в случае применения реагентов и без них (табл. 7.5).

Существующая схема очистных сооружений включает только
механические средства (нефтеловушка). Безусловно, применение
реагентов при наличии только нефтеловушки затруднено, по-
242
Таблица 7.4

Влияние различных реагентов на остаточную концентрацию
нефтепродукта в воде

Реагент	Исходная концентрация нефтепродукта, мг/л	Остаточная концентрация нефтепродукта в воде при концентрациях реагентов	
		1 мг/л	5 мг/л
Zetag-32	2,90	1,21	0,74
Zetag-41	2,90	1,26	0,76
Zetag-46	2,03	1,19	0,71
Zetag-47	2,03	1,21	0,68
Zetag-48	2,03	1,17	0,67
Zetag-50	2,03	1,19	0,72
Zetag-53	2,96	1,31	0,76
Zetag-55	2,96	1,36	0,74
Zetae-57	2,96	1,38	0,74
Zetag-63	2,96	1,31	0,78
Zetag-64	2,54	1,09	0,54
Zetag-66	2,54	1,11	0,52
Zetag-76	2,54	1,16	0,56
Zetag-87	2,62	1,21	0,64
Zetag-92	2,62	1,19	0,62
Magnafloc	2,62	1.20	0,66
Magnafloc-292	2,31	1,11	0,70
Magnafloc- 351	2,31	1,13	0,65
Magnafloc-455	2,31	1,10	0,68

скольку наиболее эффективным способом использования реагентов
является добавка их на флотационных установках. По существую-
щей ныне схеме очистки сточной воды говорить об эффективности
очистки и вообще о чистой воде весьма затруднительно. Существу-
ющая схема требует усовершенствования, применения современ-
ных методов очистки. Дополнительно введенный флотатор в соче-
тании с применением реагентов позволит существенно снизить за-
грязненность сточных вод и обеспечить сброс воды непосредственно
в открытые водоемы.

7.3.	Методы очистки земли, загрязненной нефтью

Наиболее распространенным методом очистки загрязненной
земли в России и странах СНГ является ее сбор с помощью бульдо-
зеров и захоронение в специально приготовленных траншеях с по-
NJ
JX
4X

Таблица 7.5

Влияние реагента Zetag-64 и Zetag-66 на глубину очистки

Показатель	Пробы без реагента	Пробы с реагентом	Пробы с реагентом  1	7pfacJ-fi4  	о __	j		-о - -				Пробы с реагентом 7ptacJ-Afi 	u __	
		Концентрация реагента, мг/л					
		1,0	2,0	1,0	2,0	1,0	2,0

Время отстоя	0	1,50	3,00	1,50	3,00	1,50	3,0	1,50	3,00	1,50	3,00	1,50	3,00	1,50	3,0
Содержание	62	0,92	0,72	0,54	0,41	0,85	0,6	0,72	0,61	0,85	0,51	0,81	0,60	0,72	0,6
нефтепродуктов, 123	9,30	3,82	6,80	1,65	3,63	1,0	7,40	1,91	1,74	1,52	7,60	1,76	2,20	1,4
мг/л														
Содержание мех- 3308	31	27	14	7	10	6	19	8,2	16	7,2	16,4	6,5	12,2	6,0
примесей, мг/л 1979	61	34	6	6	12	9	6,5	6,0	8,4	8,0	8,0	6,0	7,6	5,8
следующей засыпкой чистой землей. Использование такого метода
не решает проблему улучшения экологической обстановки, по-
скольку загрязнители, содержащиеся в земле, через некоторое вре-
мя могут оказать воздействие на водяные пласты, что приведет
к существенному загрязнению и водоемов, и источников питьевой
воды.

В последнее время за рубежом (Германия) широкое примене-
ние получила так называемая технология DCR, с помощью кото-
рой можно произвести полную очистку загрязненной территории
и получить дополнительный строительный материал.

DCR - дисперсия в результате химической реакции — это ме-
тод, который позволяет связывать загрязненный материал и пре-
вращать его в стойкое к выщелачиванию твердое вещество с высо-
кими геомеханическими характеристиками. В качестве главного
реагента в наиболее частых случаях используют специально обра-
ботанную окись кальция ("негашеная известь"). При гашении из-
вести в процессе гидратации освобождается энергия в виде тепла
и получается гидроокись кальция ("гашеная известь"):

СаО + Н2О = Са(ОН)2 + энергия

Если загрязненную почву или маслянистые отходы смешать
с обычной необработанной окисью кальция, то при наличии воды
последняя немедленно вступит в реакцию с окисью кальция и рав-
номерная дисперсия и связывание загрязняющего вещества внутри
продукта реакции будут невозможны. В лучшем случае результа-
том будет гетерогенный твердый остаток или, особенно при нали-
чии маслянистых веществ, пастообразный продукт, а исходный
загрязнитель останется восприимчивым к выщелачиванию.

Реагент DCR обычно состоит из патентованной окиси кальция
с гидрофобными свойствами, полученной путем обработки окиси
водоотталкивающим агентом. При смешивании реагента с загряз-
ненным материалом безводные компоненты (например, нефть) из-
бирательно абсорбируются между частицами обработанной окиси
кальция. Через некоторое время вода, имеющаяся в загрязненном
материале, начинает реагировать с окисью кальция, образуя мел-
кую порошкообразную гидроокись кальция, что согласуется
с уравнением выше.

Загрязняющее вещество окружается капсулой из частиц гидро-
окиси кальция. Поскольку гидрофобный агент сохраняется, гид-
роокись кальция продолжает отталкивать воду и остается стойкой
х выщелачиванию, однако стойкость к выщелачиванию в резуль-
тате карбонизация постоянно повышается:

Са(ОН)2 + СО2 = СаСО3 + Н2О

Образование карбоната кальция с очень низкой растворимо-
стью происходит на всех открытых поверхностях гидроокиси каль-
ция, которая в результате покрывается плотной коркой компактно-
го зернистого карбоната. Эта корка действует как защитный изо-
лирующий инертный слой, который под влиянием дальнейшей
диффузии двуокиси углерода увеличивается в толщине твердой
массы. Реакция с двуокисью углерода образует кальцит или изве-
стняк, являющийся естественным и безвредным компонентом окру-
жающей среды. Процесс карбонизации in-situ имеет решающее
значение для долгосрочных характеристик мест, обработанных ме-
тодом DCR, а также для микробиологического разложения опреде-
ленных загрязняющих веществ, осумкованных и связанных внутри
материала DCR. Гидрофобные свойства реагента DCR противосто-
ят растворению гидроокиси кальция с края обработанной массы
материала, хотя карбонизация продолжается по мере поглощения
двуокиси углерода. Это означает, что вокруг обработанной массы
образуется слой очень низкой растворимости. Соответственно, по
мере развития карбонизации значение pH, будучи первоначально
высоким (свыше 12), снижается.

Хотя достаточно высокое значение pH внутри массы успешно
способствует предотвращению анаэробному биологическому распа-
ду, ближе к поверхности значение pH снижается в результате кар-
бонизации и может начаться аэробное разложение биоразлагаю-
щихся компонентов с превращением органического углеродистого
вещества в двуокись углерода и воду; накопленная в результате
двуокись углерода может в дальнейшем преобразовывать остаточ-
ную гидроокись кальция в карбонат. Это действие происходит вся-
кий раз, если пстревожить наполнитель, обработанный методом
DCR, т. е. он проявляет так называемый эффект самолечения.

Порошкообразный гидрофобный материал, образуемый в ре-
зультате обработки DCR, можно спрессовать, чтобы задать инерт-
ному наполнителю высокие геомеханические свойства. Можно до-
стичь коэффициента проницаемости Kf = от 10'7 до 1011 м/с, сле-
довательно, материал непроницаем.

Испытания прессованного материала под нагрузкой показали
высокую прочность на смятие (несущую способность) — от 300 до
900 кг/см2.

В зависимости от вида загрязнителя пропорция реагента может
составлять всего 10 %. В определенных обстоятельствах возникает
необходимость добавления других химических реагентов к основ-
ному реагенту, либо увеличения массы основного материала, на-
пример глины или асфальта. Процесс DCR успешно применяют
для ликвидации нефтяных ПШН, очистки земли вокруг верфей
(использованной впоследствии для хранения частей резервуаров,
танкеров) и мест, загрязненных токсичными металлами, кислыми
смолами и другими органическими соединениями.

После завершения работы по извлечению нефтепродуктов из
прудов остается около 5~10 % тяжелых остатков и загрязненной
земли от общего начального объема, не подлежащих к переработке
и возврату. После зачистки откосов шламонакопителей воду пода-
ют на очистные сооружения, а оставшиеся остатки и осадок утили-
зируют. Поскольку такие остатки нельзя депонировать, как пра-
вило, избирается один из вариантов: обработка биопрепаратами;
простое подсушивание; сжигание. Была предложена и опробиро-
вана в работе установка Vulcanus для сжигания нефтеостатков
и нефтегрязи — высокоэффективная передвижная печь, разрабо-
танная компанией "ECOROC АВ" (Швеция) (рис. 7.4). Vulcanus —
представляет собой контейнер с опускающейся крышей. Процесс
горения происходит при избытке воздуха (кислорода), подавае-
мого вентилятором. Конструктивно установка состоит из двух час-
тей: камеры сгорания, дизельной установки и радиального венти-
лятора. Камера сгорания — контейнер с опускающейся и регули-
руемой крышей. Воздух, подаваемый вентилятором, проходит ко-
лосниковый под через огонь в камере, а также сверху через
воздуховоды в крыше навстречу огню, что вызывает вращение (за-
вихрение) пламени и, как следствие, полное сгорание загружае-
мых в печь остатков.

Дизельная установка предназначена для автономного питания
радиального вентилятора, снабжена дизельным двигателем и ак-
кумулятором 12 В для запуска. На выкидной части вентилятора
смонтировали два воздушных термостойких шланга, на каждом из
Рис. 7.4. Передвижная печь Vulcanus

которых имеется воздушный клапан. Оптимальные условия горе-
ния достигаются регулировкой: воздушных клапанов; направляю-
щих, которые позволяют изменять угол наклона крыши.

Установка Vulcanus может быть использована как при аварий-
ных работах на линейной части трубопроводов для термического
уничтожения загрязненных нефтью сорбентов и почвы, так и при
зачистных работах на прудах и в резервуарных парках.

Существуют две основные модели: Vulcanus-400, Vulcanus-1000,
цифры обозначают количество загружаемого материала в кг/ч
(табл. 7.6).

Оборудование укомплектовано запасными колосниковыми ре-
шетками, специальным костюмом из теплостойкого материала.

Основные конструкции камеры сгорания изготовлены из жа-
ропрочных специальных сталей и имеют рабочий ресурс не менее
10-15 тыс. часов

Неотъемлемыми достоинствами печи Vulcanus являются:

Таблица 7.6

Габариты печи Vulcanus

Установка	Длина, мм	Ширина, мм	Высота, м	Вес, кг
V-400 дизель+вент.	1800	1200	1100	600
Камера сгорания	1800	1400	1600	800
V-1000 дизель+вент.	3000	1800	1800	1050
Камера сгорания	1800	1200	1100	800
—	автономность и мобильность;

—	максимально полное обезвреживание утилизируемых про-
дуктов;

—	минимальное загрязнение воздушной среды установками
подобного типа.

Данную печь применяли на заключительных стадиях зачист-
ных работ на НПС "Калтасы". Вследствие высокого содержания
(до 65-70%) нефти и нефтепродуктов в остатках, извлекаемых
с донной части прудов шламонакопителей и резервуаров, суще-
ствует возможность поддерживать в камере сгорания достаточно
высокую температуру — порядка 1300—1500 °C, что, в свою оче-
редь, способствует наиболее полному сгоранию с образованием
шлака и золы. С другой стороны, высокие температуры исключа-
ют возможность образования опасных диоксиновых соединений.

В ходе эксплуатации визуально отмечено практически полное
отсутствие темных дымовых газов, по результатам проведенных
анализов можно сделать вывод о некотором превышении содержа-
ния пыли и окиси серы SOX — 232 и 1,38 мг/м3 соответственно.

Приемы работы и правила техники безопасности и производ-
ственной безопасности достаточно просты. Печь устанавливают
примерно в 200 м от пруда на ровной поверхности (бетонные пли-
ты) для исключения блокирования камеры сжигания. Перед пус-
ком установки равномерно загружают камеру таким образом, что-
бы исключить первичный залив нефтью колосниковых решеток,
например для облегчения инициирования горения загрузку остат-
ков производят на дровяную подстилку, смоченную дизельным
топливом. После 30-минутного прогрева камеры характер загру-
жаемого материала не носит принципиального значения.

Отрицательным моментом является тот факт, что загрузку
приходилось производить вручную мешками, наполненными за-
грязненным материалом (земля, перемешанная с нефтепродуктом)
и лопатой (в моменты неинтенсивного горения). В этой связи рас-
смотрена принципиальная возможность использования шнековых
питателей, которыми обычно комплектуются эксцентриковошнеко-
вые насосы для высоковязких густых (абразивных) шламов
и осадков. Установка трубопровода на поворотном столе-опоре по-
зволит заменить ручную загрузку, облегчить работу персонала,
повысить безопасность работ. Дополнительно такое усовершенство-
вание позволит наиболее эффективно использовать пространство
камеры сгорания, оптимизировать условия горения. За два года
работы в печи было сожжено около 650 т нефтесодержащих остат-
ков. При избытке воздуха около 150 % от нормы происходил прак-
тически полный дожиг дымовых газов, золу и шлак выгружали
примерно один раз в 3-4 дня при 9-10-часовой работе. При незна-
чительном содержании земли, песка и окалины в шламе — 1 раз
в неделю. С учетом вышеизложенных фактов можно сделать вы-
вод о возможности и целесообразности использования передвиж-
ной вихревой печи Vulcanus в удаленных от стационарных площа-
док утилизации местах для сжигания нефтешламов с содержанием
нефтяной части от 15 до 75%. При меньших концентрациях воз-
можна санация участков обработкой биопрепаратами, химико-био-
логическими методами.

Комплексное использование методов, описанных в разделе,
позволяет в определенной местности быстрее восстановить экологи-
ческий баланс. По истечении двух лет после очистки ПШН имеет
другой, обновлеяный вид.
Глава 8

Химические реагенты и их композиции,
ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ ДЛЯ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
(характеристика и свойства)

В данной главе рассмотрены химические реагенты и компози-
ции, использованные в различные годы как в лабораторных, так
и в опытно-промышленных условиях. Дан анализ свойств наибо-
лее часто применяемых реагентов; более редко встречаемые реаген-
ты приведены в составе композиций или отмечены отдельно. Таб-
лицы составлены таким образом, чтобы каждое из четырех рас-
смотренных направленный применения химических реагентов
было выделено.

8.1.	Химические реагенты для подготовки нефти

Современные деэмульгаторы являются неионогенными ПАВ,
которые в основном получают присоединением окиси этилена
и пропилена к органическим веществам с подвижным атомом водо-
рода. При изменении числа молей окиси этилена и пропилена по-
лучаются химические соединения, определенным образом сбалан-
сированные по гидрофобно-гидрофильным свойствам и обладаю-
щие высокой деэмульгирующей способностью по отношению
к эмульсии конкретного нефтяного месторождения.

По гидрофильно-гидрофобным свойствам, в соответствии
с классификацией Ю. С. Смирнова, все деэмульгаторы подразде-
ляются на три группы, отличающиеся значениями относительной
растворимости (фенольные числа):

1	группа — более 9 (водорастворимые);

2	группа — от 6 до 9 (водомаслорастворимые);

3	группа — от 4 до 6 (маслорастворимые).
Деэмульгаторы характеризуются рядом физических свойств,
определяющих технологичность их применения. В соответствии со
сложившимися в отрасли представлениями качество деэмульгато-
ров характеризуется определенными параметрами (табл. 8.1).

Таблица 8.1

Основные показатели качества деэмульгаторов

Свойства	Характеристика
Внешний вид	Готовая к применению  однородная не расслаивающаяся, без резкого запаха жидкость  Содержание основнсго вещества, не ниже, % мае.	50  Температура застывания, не выше, °C	минус 50  Кинематическая вязкость при минус 40 °C, не ниже, м2/с	15 х 104  Температура вспышки, не	ниже,	°C	8  ПДК в воздухе для, не выше, мг/м3 метанольных форм	5  ксилольных форм	50  Пероральная токсичность,	не	выше, мг/м3	5000  Сохраняемость, г.	1,5	

В товарном продукте содержится от 20 до 50 % растворителя.
В качестве растворителя могут быть использованы различные
спирты (метиловый, изопропиловый, изобутиловый и т. д.), аро-
матические и алкилароматические углеводороды (толуол, ксилол,
этилбензол, метилстирол и т. д.), а также их смеси.

Ниже приводятся деэмульгаторы, выпускаемые отечественной
промышленность ю.

Проксанол 305-50. Блок-сополимер окисей этилена и пропи-
лена на основе пропиленгликоля

СН3

НО(С2Н4О)п(С3Н6О)т-СН-СН2О-(СзН6О)т(С2Н4О)пН

где 2п = 58, 2т =: 53. Молекулярная масса 6000; массовая доля, %, —
основного вещества 50 + 2, золы 0,3; растворитель — метанол : вода
(2 : 3); прозрачная желтоватая жидкость, растворимая в воде (1 груп-
па по относительной растворимости); плотность, кг/м3, — 984; ко-
эффициент рефракции — от 1,403 до 1,404; температура, °C: вспыш-
ки 22, застывания — минус 45; вязкость, мм2/с: при 20 °C не выше
55, при минус 40 °C не выше 1740: малоопасное вещество
(4 класс опасности по ГОСТ 12.1.007-76). Выпускался Казанским
ПО "Оргсинтез" по ТУ 6-14-19-676-86.

Реапон 4в. Блок-сополимер окисей этилена и пропилена на ос-
нове пропиленгликоля (см. проксанол 305-50, 2п = 54, 2m = 91).
Молекулярная масса 4200; массовая доля, %, — основного веще-
ства 55 ± 5; растворитель — метанол : вода (4 : 1); прозрачная
желтая или светло-коричневая жидкость, растворимая в воде
(2 группа по относительной растворимости); плотность, кг/м3, —
не выше 955; коэффициент рефракции — от 1,409 до 1,413; темпе-
ратура, °C: вспышки 9, застывания минус 50; вязкость, мм2/с:
при 25°С — 60, при минус 40 °C — 890; малотоксичное вещество
(4 класс опасности по ГОСТ 12.1.007-76). Выпускался Казанским
ПО "Оргсинтез" по ТУ 6-05-221-886-86.

Проксамин 385-50. Блок-сополимер окисей этилена и пропи-
лена на основе этилендиамина

H(C2H4O)n(C3H6O)m	(C3H6O)m(C2H4O)nH

^n-ch2-ch2-n

H(C2H4O)n(C3H6O)m///	(C3H6O)m(C2H4O)nH

где 4n = 78, 4m = 74; молекулярная масса 7600, массовая доля, %, —
основного вещества 50 ± 2, азота не выше 0,28, золы 0,03; раствори-
тель — метанол : вода (1 : 3); прозрачная желтого цвета жидкость,
растворимая в.воде (1 группа относительной растворимости); плот-
ность, кг/м3, — 982; коэффициент рефракции — 1,406; температура,
°C: вспышки 17, застывания не выше минус 45; вязкость, мм2/с: при
20 °C — 38, при минус 40 °C — 1200; малоопасное вещество (4 класс
опасности по ГОСТ 12.1.007-76). Выпускался Казанским ПО "Орг-
синтез'’ по ТУ 6-14-19-675-86.
Дипроксамин 157-65М. (ВНИИНП) Блок-сополимер окисей
этилена и пропилена на основе этилендиамина

НССзНвОиСгНдО^СзНбО	OCgHe^HtOUCgHeO^H

, nch2-ch2n(
/ \
нссзНвоиедо^СзНбО	оадодоисзНвО^н

где 4п = 27-28, 4m = 59-61; молекулярная масса — 5000; массовая
доля, %, — основного вещества 65 ± 2, золы 0,30, азота не более 0,40;
растворитель — метанол; прозрачная желтоватая или светло-корич-
невая жидкость, ограниченно растворимая в воде (2 группа по от-
носительной растворимости); плотность, кг/м3, — 960; коэффици-
ент рефракции — от 1,412 до 1,425; температура, °C: вспышки 18,
застывания минус 50; вязкость, мм2/с: 51, при минус 40 °C — 980;
умеренно опасное по токсичности (3 класс по ГОСТ 12.1.007-76).
Выпускался Казанским ПО "Оргсинтез" по ТУ 38.1011128-87.

Проксамин НР-71М. Блок-сополимер окисей этилена и про-
пилена на основе этилендиамина (4п = 8, 4m = 56); молекулярная
масса — 3900; массовая доля, %, — основного вещества 72 ± 2,
золы 0,4, азота до 0,7; растворитель — метанол; прозрачная жид-
кость от светло-желтого до светло-коричневого цвета, ограниченно
растворимая в вэде (2 группа по относительной растворимости);
плотность, кг/м!, — 970; коэффициент рефракции — 1,433; тем-
пература, °C: вспышки — от 10 до 12, застывания — ниже ми-
нус 50; вязкость. мм2/с: при 20 °C — 67, при минус 40 °C — 650;
малоопасное по токсичности вещество (3 класс по ГОСТ 12.1.007-
76). Выпускался по ТУ 6-14-19-514-83.

Реапон-1М. Олигоуретановое производное блок-сополимеров
окисей этилена и пропилена; основное вещество, %, — 50 ± 5; ра-
створитель — метанол; желтая жидкость, нерастворимая в воде
(3 группа по относительной растворимости); плотность, кг/м3, —
915; температуре., °C: вспышки 12, застывания минус 56; вязкость,
мм2/с: при 20 °C — 212, при минус 40 °C — 1223; умеренно опас-
ное вещество (3 группа по ГОСТ 12.1.007-76). Выпускается по ТУ
6-05-221-614-82.
Реапон 2. Олигоуретановое производное блок-сополимеров
окисей этилена и пропилена, модифицированное спиртами; основ-
ное вещество, % — 50 ± 5; растворитель — метанол; светло-желтая
жидкость, нерастворимая в воде (3 группа по относительной
растворимости); плотность, кг/м3 — 930; температура, °C: вспыш-
ки — 7, застывания — минус 50; вязкость, мм2/с: при 20 °C — 68,
при минус 40 °C — 489; умеренно опасное (по метанолу) вещество
(3 группа по ГОСТ 12.1.007-76), запах спиртовый. Выпускался по
ТУ 6-05-221-711-83.

Реапон- 3. Блок-сополимер окисей этилена и пропилена на ос-
нове алкилфенолформальдегидных смол; основное вещество, % —
65; растворитель — метанол; коричневая нерастворимая в воде
жидкость (3 группа по относительной растворимости); плотность,
кг/м3, — 958; температура, °C: вспышки — 9, застывания — ми-
нус 50; вязкость, мм2/с: при 20 °C — 50, при минус 40 °C — 1149;
умеренно опасное вещество (3 группа по ГОСТ 12.1.007-76), запах
спиртовый.

Диферон (СНПХ 4201 4204). Оксиэтилированный продукт
конденсации алкилфенолов с диоксановыми спиртами; основное
вещество, %, — 50 ± 2; растворитель — смесь нефраса и толуола в
соотношении (9 : 1); прозрачная жидкость темно-коричневого цве-
та (3 группа по относительной растворимости), плотность; кг/м3, —
от 980 до 1050; температура, °C: вспышки (в закрытом тигле) 47,
застывания — не выше минус 55; вязкость, мм2/с: при 20 °C —
20, при минус 40 °C — 751; малоопасное вещество (4 класс по
ГОСТ 12.1.007-76). Выпускался по ТУ 39-1469-90.

Композиция на основе амфолитных и неионогенных ПАВ марки
СНПХ 43Д и 43Р. Основное вещество по маркам, %, — Д — 60 + 2,
Р — 50 ± 2; растворитель — нефрас АР 120/200; массовая
доля фосфора, %, — не менее 0,7; однородная жидкость буро-крас-
ного цвета (3 группа по относительной растворимости); плотность,
кг/м3, — 960; температура, °C: вспышки (в открытом тигле):
Д-48 и Р-32; вязкость, мм2/с: при 20 °C — Д-15,7 и Р-263,3, при ми-
нус 40 °C — 782 и 3322 соответственно, умеренно опасное вещество
(3 класс ГОСТ 12.1.007-76) и СНПХ 43Р — малоопасное вещество
(4 класс). Выпускался по ТУ 39-576565-046-87 и 39-5765657-055-88.
Дисолваны: 4411, 4411-Д, 4411-Е, 4411-С, 4402, 4490 (ФРГ) -
дисолваны применяются для разрушения эмульсии типа "вода
в нефти". Это — полиалкиленгликоли, ПАВ с молекулярным ве-
сом 1500-3500.

Дисолваны выпускаются в виде пасты с содержанием ПАВ
100 %, а также в виде растворов, содержащих в качестве раствори-
теля 30-35 % метилового спирта или ароматических углеводоро-
дов. Цвет от светло-желтого до бурого.

Содержание оксиэтильных групп в полиэтиленгликолях 60-
69 %. Дисолваны без растворителя не взрывоопасны. Большинство
дисолванов хорошо растворимы в воде, обычно готовят 1—2 %-е
водные растворы.

Неионогенные деэмульгаторы не реагируют с солями, слабыми
щелочами и кислотами. Водный 2 % раствор деэмульгатора нежела-
тельно хранить белее 5 суток, водный 1 % раствор — более 2-х суток.

В отличие от аминоактивного деэмульгатора НЧК дисолваны
проявляют хорошие деэмульгирующие свойства уже при темпера-
турах 30-40 °C, увеличение времени контактирования реагента
с эмульсией улучшает процесс деэмульсации. Деэмульсирующая
способность 4411 значительно повышается, если применить его
в смеси со щелочью или аммиаком.

Реагент-4411 широко внедрен в производство с 1961 г. и является
высокоэффективным деэмульгатором для всех нефтей Башкортостана.

Реагент АНП-2 (Гипровостокнефть) — солянокислая соль
жирных аминов — представляет собой катионоактивное ПАВ, по-
лучается из парафинов нефтяного происхождения путем нитрова-
ния их с последующим гидрированием и дальнейшей обработкой
соляной кислотой. Среднее число углеродных атомов в амине — 15.

Реагент АНП-2 был предложен в качестве деэмульгатора ра-
ботниками института "Гипровостокнефть" и ГИПХ. Вырабатывал-
ся Днепродзержинским химкомбинатом. Это маслянистая жид-
кость темно-коричневого цвета хорошо растворяется в спиртах, ке-
росине, бензине. В воде растворяется ограниченно. В минерализо-
ванной воде высаливается. Обладает ингибирующими свойствами
в средах, содержащих сероводород, защитным эффектом 70—80 %
при расходе 25 '/м3 сточной воды. Такой же эффект сохраняется
при подаче АНП-2 в смеси с 4411 в соотношении 25 : 50; 50 : 50; 100 :
50 на подготовку нефти, содержащей H2S. Для сред, не содержа-
щих сероводород, защитный эффект не превышает 30 %.
В чистом виде АНП-2 малоактивный деэмульгатор. Даже при
большой дозировке 200—300 г/м3 жидкости процесс обезвожива-
ния идет неравномерно и ухудшается последующий процесс обес-
соливания.

Лабораторные опыты на Арланской угленосной нефти показа-
ли целесообразность применения АНП-2 в смеси с 4411. Чистый ре-
агент применять не рекомендуется.

Катионоактивный реагент АНП-2 не может быть смешан с ами-
ноактивными реагентами (НЧК), они нейтрализуют друг друга и
теряют деэмульгирующую способность. АНП-2 более эффективен
в том случае, если pH среды не выше 8.

Сепарол (Австрия) — подвижная жидкость светло-желтого
цвета, температура застывания ниже минус 45 °C.

В пресной воде растворяется в небольших количествах и при
концентрации 5-10% дает гелеобразную массу. При хранении
водных растворов выпадает белый осадок и деэмульгирующие
свойства реагента ухудшаются. Наиболее устойчивые 0,5-2 %-е ра-
створы. Рекомендовалось применять растворы такой концентрации
свежеприготовленными или простоявшими не более суток.
В пластовой воде даже слабые растворы реагента дают гелеобраз-
ную массу, из которой очень быстро выпадает осадок. Вязкость ра-
створа сепарола с понижением температуры увеличивается.

Сепарол является эффективным деэмульгатором для обессоли-
вания девонских нефтей. Для арланской нефти он менее эффекти-
вен, чем дисолван-4411.

Некоторые химические вещества и композиции для проведения
подготовки нефти к транспорту представлены в табл. 8.2. Некото-
рые нефти, поступающие на переработку, содержат в своем составе
железо, сероводород. Подготовка таких нефтей должна осуществ-
ляться с учетом возможности образования различных химических
соединений, которые могут вызвать существенные осложнения как
на объектах по обессоливанию и обезвоживанию нефти, так и при
перекачке их по магистральным нефтепроводам. Необходимо учиты-
вать и тот факт, что подготовку таких нефтей проводят одновремен-
но, а химические реагенты для улучшения процесса обезвоживания
подбирают только после проверки их в лабораторных условиях.

Некоторые реагенты и их композиции, предназначенные для
этих целей, приведены в табл. 8.3.
Химические вещества и их композиции,
используемые для проведения подготовки нефти к транспорту

№ п\п	Вещество, композиция	Особенности применения	Источник информа- ции
1	Деэмульгатор — водный раствор карбамида 5-30 %	Улучшение степени обезво- живания нефти	А. с.  889162
2	Водорастворимая смесь блок-сополимера оксидов этена и пропена формулы Haa^^taKCHjjo^oi, (СН2СН2О)ЖОН	Улучшение процессов обес- соливания и обезвоживания нефти. Мол. вес 4500-7600 с 30-70 группами пропена в мо- лекуле и оксиэтилированный вторичный алкилфенол с нор- мальным С8-С12 алкилом и числом оксильных групп в молекуле, равным 40—45 % от числа групп оксида пропена в блок-сополимере	А. с.  749880
3	Дисолван-4411 в количе- стве 50-65 г/ м3 эмульсии	Деэмульсация нефти в тру- бопроводе. Следует вводить в нефть при 2,2 х 105 — 3,2 х 105 Re 8280-8570 [5]	[45]
4	В качестве деэмульгатора используется карбоксиме- тилцеллюлоза, полиакрило- вая кислота, полиэтилпири- дин или продукт неполного гидролиза полиакрилонит- рила гидроок гидом натрия	Улучшение процессов обес- соливания и обезвоживания нефти	А. с.  757586
5	Неионогеиный деэмуль- гатор 50-90 %.  Катионоактинный полиэлек- тролит с четвертичными группировками общей фор- мулы I, II, Ш - до 100 %	Улучшение процессов обес- соливания и обезвоживания нефти	А. с.  857233
6	Неионогенное ПАВ - 0,1-0,2 %.  Конденсированная сульфит- спиртовая барда _ 0,05-0,2 % сульфат натрия - 0,05-0,2 % вода - до 100 %	Улучшение процессов обес- соливания и обезвоживания нефти	А. с.  988856
№ п\п	Вещество, композиция	Особенности применения	Источник информа- ции
7	Неионогенный деэмульга- тор типа блок-сополимеров оксидов алкенов - 0,5-3 %. Легкая пиролизная смола-от- ход производства этена, со- держащая фракцию аренов водородов С6-С15 - 0,2-0,8 % Кубовые остатки производ- ства бутанола оксосинтезом, содержащие алканолы С4_ С1о и их эфиры - 0,2-0,8 %	Улучшение процессов обес- соливания и обезвоживания нефти	А. с.  1057522
8	Неионогенный деэмульга- тор типа блок-сополимеров оксидов, алкенов - 0,7-1,5 %. Кубовые остатки производ- ства бута-нефтинола оксосин- тезом, содержащие алканолы С!-С4 и их эфиры - 0,2-0,8 % Бутилбензольная фракция - отход производства изопро- пилбензола, содержащая изо- пропил-, бутил- и полиал- килбензолы с температурой кипения 150-210 °C - 0,8-0,2 %	Улучшение процессов обес- соливания и обезвоживания нефти	С 11772937
9	Неионогенные ПАВ + вод- ный раствор полиакрилами- да — 0,5—1 % с вязкостью 15-50 сСт	Улучшение процессов обес- соливания и обезвоживания нефти	А. с.  445681
10	Окисленный лигнин 10- 50 % масс.	Улучшение процессов обес- соливания и обезвоживания нефти	А. с.  626112
И	Оксид пропена — 15- 22 моль  Оксид этена — 8-10 моль	Увеличение степени обезво- живания	А. с.  937506
12	2-Оксипропилен-1,3-диамино- М,М’-диуксусная-М, №-диме- тиленфосфоновая кислота	Увеличение степени обезво- живания	А. с.  1081199
13	Полиоксиэтилен с моле- кулярной массой (1-6)106 — 0,5-2,0 %	Улучшение процесса обез- воживания нефти	А. с.  1154311
№ п\п	Вещество, композиция	Особенности применения	Источник информа- ции
	Олеат натрия — 0,05-0,1%  Вода до 100 %		
14	Полиэтиленполиамин об- щей формулы - 0,04-0,1 % Блок-сополимер оксида эте- на и оксида пропена — 0,03-0,07 % Вода до 100 %	Улучшение процессов обес- соливания и обезвоживания нефти	А. с.  717125
15	Полиэтиленполиамино- М-метилен-8-сксихинолин — 0,4-0,1 %  Блок-сополимер оксида эте- на и оксида пропена - 0,03-0,07 %  Вода — 100 %	Улучшение процессов обес- соливания и обезвоживания нефти	775120
16	Продукт взаимодействия полиэтеноамлна с гуаниди- ном — 0,04—0,1 % Неионогенный деэмульгатор на основе блок-сополимера оксидов этена и пропена — 0,03-0,07 %  Вода до 100 %	Улучшение процессов обес- соливания и обезвоживания нефти	А. с.  960226
17	Прямогонная нефтяная фракция с температурой ки- пения — 95-180 °C до 100 %	Улучшение деэмульсирую- щего действия при проведении обезвоживания нефти	А. с.  715612
18	Метасиликат натрия - 0,006-0,096 %  Неионогенное ПАВ — 0,03- 0,07 %  Водорастворимый поли- электролит на основе сопо- лимера эфиракриловой кис- лоты и этилентиоэтена — 0,005-0,08 %  Вода до 100 %	Улучшение процессов обес- соливания и обезвоживания нефти	А. с.  954412
Вещество, композиция

Особенности
применения

Источник
информа-
ции

Толуол — 20-27 %

Разрушение водно-нефтя-

Неионогенный деэмульга- ных эмульсий при обезвожива- А. с.
тор - 0,03-0,07 %	нии нефти	120129;

Алифатические углеводоро-
ды — С$—Су — 5-22 %
Бензол — 12-27 %
Ксилол — 3-10 %

Дициклопентадиен — 1-5%

Пропилбензол — 2-6 %

Бутилбензол — 6-30 %

Метилэтилбензол — 4-8 %

Триметилбензол — 1-5 %

Диэтилбензол — 1—5 %

Стирол — 1-5 %

Этилбензол — 4-10 %

20	Фосфонометилированное Повышение степени обеэво-
производное 1,3-диамино- живания при совместной подго- А. с.
пропанола-2	товке разносортных нефтей 715613

21	Фракция диоксановых Улучшение процесса обезво-
спиртов с температурой ки- живания нефти	А. с.

пения 170-300 °C - 40-50 %	715613

Соляная кислота — 5-10 %
Арен — 20-25 %
Уксусная кислота — до
100%

22	Полиакриламид частич- Улучшение процессов обез-
но гидролизованный — 1,0- воживания и обессоливания А. с.

2 9 %

ПАВ 0,05-0,1 %

нефти

446539

Растворенное стекло — 0,5-
2,6%

Вода — до 100 %
Вещества и композиции для подготовки к транспорту нефтей,
содержащих железо и сероводород

Вещество, композиция	Цель и особенности применения	Источник информации
Биядерный комплекс :келеза (Ш)+ 2,3-диокс-1,4-диамин эбутантетра- ;/ксусная кислота	Совместная подготовка раз- носортных нефтей (сероводо- родсодержащая и железосо- держащая нефть) Повышение степени их обез- воживания	А. с.  1046275
Динатриевая соль этилендиамин- тетрауксусной кислоты в количе- стве, исключающем образование сернистого железа	Промысловый сбор обвод- ненных сероводородсодержа- щих нефтей перед их подго- товкой  Вводится в железосодержа- щую нефть перед смешением с сероводородсодержащей нефтью	А. с. 996430
Динатриевая соль фракции поли- этил енполиамин-М-метиленфос- фоновой кислоты	Совместное обезвоживание железосодержащей нефти и сероводородсодержащей нефти	А. с.  929697
Тринатриевая соль фосфономети- ламина общей форму лы	Совместное обезвоживание железосодержащей нефти и сероводородсодержащей нефти. Улучшение процессов обезвоживания нефти	941402

8.2.	Химические реагенты для транспорта высоковязких
и высокозастывающих нефтей, предотвращения,
образования и удаления АСПО,

снижения гидравлического сопротивления

Сульфонол НП-1 — натриевые соли алкилбензолсульфокислот
на основе тетрамеров пропилена. В своем составе содержит 50 % ос-
новного вещества, 40 % суммы Na2SO4 и Na2SO3; 3 % несульфиро-
ванных соединений. Представляет собой порошок от кремового до
светло-желтого цвета. Хорошо растворим в воде и спирте, обладает
моющей способностью в щелочной среде и в воде с повышенной же-
сткостью. Устойчив при хранении.
Сульфонол НП-3 — натриевые соли алкилбензолсульфокис-
лот на основе а-олефинов термического крекинга парафинов.
Реагент содержит в своем составе основного вещества — 30,
Na2SO4 — 5, несульфированных соединений — 5 %. Представляет
собой пастообразное вещество или сиропообразную жидкость. Хо-
рошо растворяется в воде, устойчив при хранении.

Сульфонат натрия. Смесь натриевых солей алкилсульфокис-
лот с алкильными остатками, содержащими 12 + 18 атомов углеро-
да. Сульфонат — порошок, гигроскопичен, не горюч, не токсичен,
биологически разлагаем (до 97 %). Температура плавления 160 °C.
Разлагается при температуре 220 + 230 °C. Хорошо растворим в ди-
стиллированной воде, в жесткой воде образует муть. Слабораство-
рим в спирте, практически не растворим в эфире и бензоле. Вод-
ные продукты судьфоната натрия обладают высокой смачивающей
способностью и хорошим моющим действием. Сульфонат натрия
содержит до 60 % (вес) активного вещества.

1 %-й раствор в пресной воде при 15 °C — коллоидный, термо-
динамически устойчивый с плотностью 996 кг/м8. Поверхностное
натяжение на границе с нефтью 0,6 дин/см.

Оксиэтилированный алкилфенол ОП-Ю, ОП-7, ОП-4
(ГОСТ 8433-81). Алкилфениловый эфир полиэтиленгликоля от-
носится к классу неионогенных ПАВ. ОП-Ю легко растворяется в
воде (дистиллированной и пластовой) с обильным пенообразова-
нием. Хорошо растворим в этаноле, бензоле и не растворим в уайт-
спирите и дизельном топливе. ОП-Ю имеет достаточно однород-
ный состав с содержанием основного вещества около 99 и влаги
0,5 %, плотностью 1060-1080 кг/м3. Товарный реагент ОП-Ю пред-
ставляет собой маслянистую жидкость светло-желтого, светло-ко-
ричневого цвета с содержанием влаги не более 0,5 %.

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) — представляет собой про-
стой эфир целлюлозы и гликолевой кислоты. КМЦ — порошок бе-
лого или кремового цвета, относительно медленно растворяющийся
в воде. Свойства КМЦ зависят от степени полимеризации (СП)
и степени этерификации (СЭ). Чем выше СЭ, тем лучше раство-
ряется КМЦ. КМЦ маркируют по величине СЭ и СП (КМЦ-85/250;
КМЦ-85/350; КМЦ-65/500, КМЦ-85/600 и т. д.) или по вели-
чине СП (при СЭ = 80 + 90) КМЦ-250; КМЦ-350 и т. д. Стабили-
зирующая способность, вязкость, термо- и солестойкость КМЦ воз-
растают с увеличением СП от 250 до 600 при СЭ, равной 80 + 90.
КМЦ-85/700 — мелкозернистый волокнистый или порошкообраз-
ный материал. Растворимость в воде не менее 98 %.

Пиролизная смола — побочный продукт при производстве
полиэтилена. Пиролизная смола — жидкость темного цвета. Плот-
ность 810—1260 кг/м3, вязкость при 20 °C составляет 0,9 + 1,1 сСт.

Легкая пиролизная смола имеет плотность 810-860 кг/м3.
В ней содержится до 45 + 65 % непредельных углеводородов,
включая и ароматические. Непредельные углеводородные смолы
пиролиза состоят из алкенов и цикленов, общее содержание кото-
рых от 5 до 25 %.

Бутилбензольная фракция — композиция, в состав которой
входит бутилбензол (основной компонент) около 85 %, изопропил-
бензол — 10%, полиалкилбензолы. Представляет собой прозрач-
ную жидкость желтого цвета, побочный продукт производства
изопропилбензола. Плотность 861—875 кг/м3. Вязкость при 20 °C
1,1 + 1,2 МПа с. Легко растворяется в углеводородных жидкостях
(нефть, керосин). Коррозионно неактивна. Предназначается для
растворения асфальто-смоло-парафиновых отложений, особенно
наиболее труднорастворимого компонента — асфальтенов. При ис-
пользовании предъявляет высокие требования к чистоте и исправ-
ности резервуаров и емкостей. Безопасна в применении.

В рассмотренных составах, используемых для различных спо-
собов улучшения работы трубопроводов, широко применяются на-
ряду с ПАВ и полимеры, свойства наиболее часто применяемых
приводятся ниже.

Моющая композиция марки МЛ является смесью неионоген-
ного и анионактавного ПАВ и электролитов, а именно:

—	неионогенного ПАВ — полиэтиленгликолевого эфира ди-
mpem-бутилфенола, содержащего 6-7 оксиэтильных групп (6,0-
9,0 мае, %),

—	анионного ПАВ — алкилбензолсульфоната, содержащего
12-18 атомов углерода (1,0-1,5 мае, %),
—	электролитов:

—	карбоната натрия (48,0-52,0 мае. %),

—	триполифосфата натрия (8,0-10,0 мае. %),

—	метасиликата натрия (8,0-10,0 мае. %).

Полиакриламид (ПАА).

Отечественная промышленность выпускает ПАА в виде гранул
и гелеобразного продукта. Химически чистый ПАА представляет
собой порошок белого цвета, без запаха, легко растворимый в хо-
лодной воде. В спирте и эфире ПАА не растворим.

ПАА сухой гранулированный сульфатный ПАА-СГС (ТУ 96-
64-71) содержит основного вещества (ПАА) — 50-60, (NH4)2SO4
— 20-30 и воды не более 20 %. Молекулярная масса ПАА-СГС
1,5-3106.

Товарный ПАА выпускается двух сортов. Сорт "А" содержит
в своем составе полимера акриламида — не менее 50 и (NH4)2SO4 —
не более 38 %. Сорт "Б" содержит в своем составе полимера акри-
ламида — более 45 и (NH4)2SO4 — не менее 40 %. Влажность про-
дуктов обоих сортов не более 16—20 %. Реагент устойчив к метал-
лу, кислороду воздуха и воде.

Товарный продукт — 8 %-й гель ПАА — представляет собой
водорастворимый высоковязкий реагент, содержащий в своем со-
ставе основного вещества 6—8%. Гель ПАА нетоксичен.

Гребнеобразные полиакрилаты общей формулы

- СН2-СН-

O = C-OR

п

где R — алкильный или арильный радикал R = С7~С22, п > 6000.

При С7—С22 в обычных условиях полиакрилаты — клейкие ка-
учукообразные продукты. При R = С7-С22 полиакрилаты имеют
твердую, хрупкую стекловидную структуру. Полиакрилаты ра-
створимы в собственных мономерах, в хлорированных и аромати-
ческих углеводородах, сложных эфирах. При обычных температу-
рах они устойчивы к действию воды.
Полиакриловая кислота — бесцветный хрупкий и неплавкий
продукт с молекулярной массой 1 104—1-107. Температура стекло-
вания 106 °C. При температуре более 400 °C разлагается. Хорошо ра-
створяется в воде, диоксане, щелочах; слабо — в метаноле, этаноле.

Полиакрилонитрил гидролизованный (гипан) — вязкая жид-
кость от желтого до темно-коричневого цвета с содержанием основ-
ного продукта от 8 до 16 %; молекулярная масса 6 1 04-1-105; плот-
ность 1060—1070 кг/м3. Температура застывания минус 5—
минус 10°C. Хорошо растворяется в пресной воде. Согласно
МРТУ 6-01-166-77, гипан выпускают двух марок: гипан-1 — продукт
омыления 1 моля полиакрилонитрила 1 молем NaOH. Гипан-0,7 —
продукт омыления 1 моля полиакрилонитрила 0,7 молями NaOH.
Товарный реагент поставляют в виде водного раствора. Вязкость:
3-18 5 %-го раствора — 30-2000 МПа-с; 0,1 + 0,5 %-го раствора —
2~8 МПа-c. При концентрации более 2 % — псевдопластичная
жидкость. Гипан при концентрации не более 1 % проявляет поли-
электролитные свойства. При длительном хранении качество гипа-
на ухудшается.

Блок-сополимеры оксида этилена и оксида пропилена.

Сополимеры состоят из трех блоков, где молекулярная масса
полипропиленоксидной (гидрофобной) части не менее 900, а оба
полиэтиленоксидных блока (гидрофобная часть) составляют от 20
до 90 % молекулярной массы соединения. К этой группе относятся
отечественные продукты (табл. 8.4).

Табл. 8.4

Основные свойства отечественных блок-сополимеров оксида этилена
и оксида пропилена

Реагент	Платность, г/ м3 при 20 °C	Вязкость при 20 °C, сСт	Внешний вид	Температура застывания, °C	Температу- ра вспыш- ки,°C
Проксанол-186	944	145	Паста	36	49
			кремового		
			цвета		
Проксанол-305	1000	296	Паста	37	50

темно-корич-
невого цвета
Блок-сополимеры не растворяются в парафиновых углеводо-
родах и с трудом растворяются в ароматических соединениях. Хо-
рошо растворяются в воде, метиловом, этиловом, изопропиловом
спиртах.

Гексаметафосфат натрия (ГМФН). Молекулярная масса
612,24, температура плавления чистого ГМФН 610—619 °C. Техни-
ческий продукт содержит ГМФН — около 70 и пирофосфата на-
трия — до 30 %. ГМФН хорошо растворим в воде, гигроскопичен.
При обычной температуре устойчив, выше 40 °C подвергается гид-
ролизу. В зимнее время ГМФН растворяют в водно-гликолевом
растворе. При 50—100 мг/л ГМФН коррозия оборудования подав-
ляется полностью, на поверхности ржавчина не образуется.

Седипур АФ-200 (порошок акрилового полимера)

(для промывки трубопровода) Цвет  Химический состав  Насыпная масса, г/л Молекулярная масса, г/л Вязкость, Па-с, раствора	Белый  Слабоанионный продукт  900  6.1-106
концентрацией:  0,1 %  0,2 %	0,015  0,050

Некоторые реагенты и композиции, применяемые при транс-
портировке для решения проблем высоковязких нефтей, с целью
удаления и предотвращения образования АСПО, снижения гид-
равлического сопротивления, представлены в таблицах 8.5—8.7.
NJ

00

Таблица 8.5

Композиции веществ для транспорта высоковязких нефтей

Реагент	Состав, %	Цель воздействия и особенности применения	Источник информации
Алкил бензолсульфонаты	Алкилбензолсульфонаты натрия	Транспорт высоковязких нефтей	[38]
Газоводяная смесь	Газоводяная смесь	0,005-0,015  ПАВ  Вода термальных скважин - основа	Транспорт парафинистой нефти; смесь вводят при 45-60°С	А.с. 1105722
Газоконденсат с ПАВ	Деэмульгатор ДН-1	2,4—4,7  Газоконденсат	95,3-97,6	Транспорт высокопарафинистых нефтей; композицию вводят в ко- личестве 1,025—3,05 %	А.с. 808772
Гексаметафосфат натрия с добавками:		Гидротранспорт вязких нефтей	[37,40]
1.	Гексаметафосфат натрия	60  Оксиэтилированные спирты	8  КМЦ	32	Концентрация композиции 3,2 г/л	
2.	Гексаметафосфат натрия	45  Оксиэтилированный спирт	18,8  КМЦ	36,2	Концентрация композиции 2,8 г/л	
3.  4.  5.	Гексаметафосфат натрия	60  Оксиэтилированный спирт ОС-20  КМЦ	32  Гексаметафосфат натрия	26,4  Оксиэтилированные спирты	31,6  КМЦ	42  Гексаметафосфат натрия	6 (г/т)	Концентрация в воде (морской) 0,312 %	
Реагент	Состав, %	Цель воздействия и особенности применения	Источник информации
	КМЦ	u	3 (г/т)  Оксиэтилированный  спирт ОС-20	1 (г/т)		
Гидроксиэтилирован- ные кислоты	Гидроксиэтилированные жирные кисло- ты фракции С]7-С2о	Транспорт вязких нефтей - ста- бильность эмульсии при гидро- транспорте	А. с. 273356
Диалкиламидодитио- фосфат	Диалкиламидодитиофосфат	0,4	Снижение вязкости и температуры застывания нефти	[135]
Дисолван-4411 с добав- кой	Дисолван 4411	50 (г/т)  Гипан	10 (г/т)	Гидротранспорт вязких нефтей	[40]
Деэмульгатор: 1.	Деэмульгатор ДН-1 в сочетании (0,15 %) с маловязким разбавителем	Улучшение реологических свойств высоковязкой нефти, количество разбавителя зависит от свойств нефти	[125]
2.	НПАВ, содержащие 6-13 гидрокси- этильных групп, и ПАВ, содержащие Cg-Cjj в алкиле	Транспорт высоковязких нефтей - создание периферийного кольцево- го потока	А. с. 767451
П олипропилен	Полипропилен М = (2-3)-103	Транспорт высоковязких нефтей	А. с. 501247
Присадка полимерного типа с добавкой	Присадка полимерного типа	60-95  Производное 1,3-диоксана	5~40	Транспорт высоковязких нефтей - снижение температуры застывания	А. с. 453422
Разбавитель с добавкой	Бензиновая или керосиновая фракция	Транспорт высоковязких нефтей	А. с. 492703
Реагент

Состав, %

Асфальто-смолистый продукт
(0,01—1,0 % от массы нефти)

Силикатный состав:

1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

Метасиликат натрия
ПАА

Метасиликат натрия
ПАА

Сульфонол НП-1 или НП-3
Метасиликат натоия
Сульфонол НП-3
Дисолван-4411

Состав МЛ-2:
метасиликат натрия
сода кальцинированная
сульфонол НП-1
ПАВ ДС-Рас

Метасиликат натрия
Алкилсульфаты
Сода кальцинированная

Метасиликат натоия
Сульфонол НП-1 или НП-3

Сода кальцинированная
Цель воздействия и особенности Источник
применения	информации

92

8

64

22

14

60

20

20

31

60

3

6

66

17

17

43

13

44

в виде грубодисперсной фазы в ма-
ловязком разбавителе

Гидротранспорт высоковязких [37]
нефтей

Концентрация композиции

32,5 г/л

Концентрация композиции

10 г/л

Концентрация композиции 10 г/л,
рекомендуется для перекачки неф-
тей, склонных к образованию
эмульсий

Концентрация композиции в прес-
ной воде 10 г/л

Концентрация композиции
5 г/л

Концентрация композиции

3,5 г/л

То же, рекомендуется использовать
Реагент	Состав, %	Цель воздействия и особенности применения	Источник информации
	Метасиликат натрия	66  Сульфонол НП-3	12  Сода кальцинированная	22	при перекачке вязкой нефти с пресной водой	
Сополимерная смесь	Сополимер смеси гомологов 64,5-88,3 алкилвиниловых эфиров моно- карбоновых КИСЛОТ С7-С30  Алкилвиниловые эфиры карбо- до 100 новых кислот Су- Сзо	Транспорт вязкой нефти — сниже- ние предельного статического на- пряжения сдвига, эффективной вязкости, температуры застывания	А. с. 857240
Состав для газотермохи- мического воздействия	Магний металлический + соляная кислота (для обеспечения экзотерми- ческой реакции)	Путевой подогрев нефти и нефте- продуктов	А. с. 627288
Спирты оксиэтилиро- ванные	Спирты ОС	Транспорт вязкой нефти	[38]
Теплоноситель активи- рованный	Иодид натрия	0,001-0,050  Полимер	0,0005-0,050  Вода	до 100	То же	А. с. 983377
Терполимер этилена	Терполимер этилена	0,2	Транспорт вязкой нефти - сниже- ние динамического напряжения сдвига и пластической вязкости	[146]
Углеводородные разба- вители	Газоконденсат  Сжиженные нефтяные газы Маловязкие нефти	Транспорт вязкой нефти	[36]
Щелочной раствор	Щелочь, водн. р-р	1 ч.  Канифоль	1 ч.	То же  Концентрация раствора 0,2-1,0 %	А. с. 777339
Таблица 8.6

Снижение гидравлического сопротивления в трубопроводах

Реагент	Состав, %		Цель воздействия и особенности применения	Источник информации
Высокомолекулярные соединения	Асфальтены (М = 1320)  Смолы (М = 800)		Снижение гидравлического со- противления; при концентрации асфальтенов 0, /У % снижение со- противления на 40%	[85,106]
Гудрон	Гудрон Нефть	до 0,2 основа	Улучшение характеристик цент- робежного насоса	[56]
Дизельное топливо с до- бавкой	Дизельное топливо Терполимер	80  20	Снижение гидравлического со- противления до 20%	[146]
Керосиновая фракция	Керосиновая фракция		Снижение гидравлического со- противления	[105]
Керосиновая фракция с добавкой: 1.	Гудрон  Керосиновая фракция	ДО 0,6  до 100	Увеличение производительности трубопровода	[106,55]
2.	Кокс  Керосиновая фракция	до 0,3  до 100	Увеличение производительности трубопровода до 26%	[106]
ПАА, води, р-р 1.	ПАА Вода	0,2-0,5  до 100	Увеличение производитель- ности трубопровода до 20%	[112]
2.	ПАА  Гидросульфат натрия (сшиватель)  Метаналь (ингибитор деструкции)	0,6-2,8 0,001-1,2  0,6-1,6	Снижение гидравлического сопротивления - гашение турбулентных пульсаций	А. с. 1105721


Реагент	Состав, %	Цель воздействия и особенности применения	Источник информации
	Вода	до 100		
3.	ПАА	8  Вода	до 100  (вязкость геля 310 Па-с)	Увеличение производительности трубопровода; концентрация 51 г/т	[112]
ПАВ:			
1.	НПАВ	0,5-1,0  (в нефти)	Снижение гидравлического сопротивления	А. с. 932095
2.	НПАВ	0,001-0,10	Транспорт и хранение топлива;  в водяной слои вводят НПАВ и наслаивают топливо (предотвра- щение образования эмульсий)	А. с. 838274
3.	ПАВ (с гидрофильной	0,5-1,0  и гидрофобной группами)	Снижение гидравлического сопротивления	[54]
ПАВ, р-р	р (М-Метил-М-оленоил) этилсульфонат натрия Электролит (NaCl или Na2CO3)	То же	А. с. 777338
Полиалкилакрилаты	Полиалкилакрилаты (гребнеобразные)	То же	А. с. 806985
Поли-1 -карбокси-2-ами- допропилендиэтилами- но-з-фенилбутан	Водн. р-р поли-1-карбокси-2-амидопро- пилендиэтиламино-3-фенилбутана	Снижение гидравлического сопротивления - образование пристенного полимерного слоя	А. с. 872905
Соли металлов	Хлорид натрия или сульфат 0,01-1,0 меди	Снижение гидравлического сопро- тивления - повышение коэффици- ента теплопроводности жадности и снижение ее вязкости	А. с. 621945
hj

Таблица 8.7

Композиции веществ для борьбы с органическими и неорганическими отложениями

Реагент	Состав, %		Цель воздействия и особенности применения	Источник информации
Асфальтит бензиновой ДсНСлрйЛЬТИосдДп-П. j izlzivv ленного арланского гуд- рона	Асфальтены  Масла  Легкие углеводороды	до 65 ттгч 7^  14-20 до 0,5	Предотвращение образования  АРГТГ^- Т/П1П Т£ЬТ-1*Т»ТЧ»1ТГТХО 1 Л7Ч/	
Ацетамид полиакрило- вой кислоты, вода, р-р	Ацетамид полиакриловой к-ты Вода	0,01-10,0 до 100	Предотвращение образования	А. с. 436962
Бензиновая фракция	Бензин  Кубовый остаток производства 2-этилгексана	70-90  10-30	Предотвращение образования АСПО при сборе, подготовке и транспорте нефти	А. с. 1139739
Бентольная фракция  Бутилбензольнач фрак- ция (ББФ):  1.	Бентол  Бензил газовый  ББФ  Легкая смола пиролиза	30-70  30-70  10-50  до 100	Удаление АСПО с поверхности труб при сборе, подготовке и транспорте нефти  Удаление АСПО	А. с. 1135746  А. с. 1204622
2.	трсис-Пентадиен-1,3 2-Метилбутадаен-1,3 Изоамины  ББФ	19-31 8-12 8-12 до 100	Удаление твердых АСПО	А. с. 831771
Газовый конденсат	Газовый конденсат Четыреххлористый углерод Вода	3,5-16,5  1,5-8,5 до 100	Удаление АСПО	А. с. 1180375
Гексаметафосфат натрия с добавками				
Реагент	Состав, %	Цель воздействия и особенности применения	Источник информации
1.	Гексаметафосфат натрия	2,6-60  Оксиэтилированные спирты	8-32  КМЦ	32-42	Очистка металлических поверхно- стей от А СП О и нефтепродуктов при ремонте резервуаров и трубо- проводов	А. с. 323433
2.	Гексаметафосфат натрия	8,9-9,5  Г идроксиэти ли дендифос- фоновая кислота	0,5-1,5	Предотвращение образования кар- бонатных отложении	А. с. 711091
Гексановая фракция  Головная фракция жид- ких парафинов с добав- ками:	Гексановая фракция	25-75  Легкая смола пиролиза	25-75	Удаление АСПО	А. с. 1092164
1.	Головная фракция жидкого парафина	35-80  Экстракт 2 (или 3) масляной фракции	20-65	То же	А. с. 1011663
2.  Деэмульгатор  Диалкиламидодитио- фосфат	Головная фракция жидких парафинов	15-35  Остаток гидрокрекинга вакуум- ного газойля	65-85  Деэмульгатор неионогенный	80-90  ПАА	10-20  Диалкиламидодитиофосфат	0,4	Очистка трубопровода от АСПО и шлама; концентрация 0,5-1,0 %  Предотвращение образования	А. с. 968343
Диоксана производное	4,4-Диметил-2-изоприл-1,3-диоксан	Удаление АСПО	А. с. 916522


	  Реагент	Состав, %	Цель воздействия и особенности применения	Источник информации
Кислотный состав	Уксусная кислота	22-80  Гидроксиэтили ден дифос- форная к-та	5-40  вида	ди ivu	Предотвращение отложения	А. с. 897825
Кубовой остаток	Кубовой остаток произ- водства этенилхлорида (фр.55-80°)	Удаление АСПО	А. с. 903372
4-Метил-5,6-дигидро-v-	4-Метил-5,6-дигидро-v-пиран	То же	А. с. 715602
ниран			
2-Метилфуран	2-Метилфуран	»	А. с. 715601
ПАА, води, р-р:			
1.	ПАА	8-15  Вода	до 100	Удаление АСПО	
2.	ПАА	10-12  НПАВ	4-6  Вода	до 100	То же	
ПАА, гелеобразующий	ПАА, КМЦ, полиакрилонитрил,	Предотвращение и удаление АСПО, рекомендуется применять на трубопроводах переменного ди- аметра с местными спротивления- ми	
состав	поливиниловый спирт		
ПАА, кислотный р-р:			
1.	ПАА	1-3	Предотвращение отложения солей	А. с. 724550
2.	ПАА	0,1-6,5  Акриловая кислота	0,01-80,0  Персульфат аммония	0,001-0,3	Очистка трубопровода от АСПО	А. с. 712435
Реагент	Состав, %		Цель воздействия и особенности применения	Источник информации
	Сульфат аммония  Вода	0,4-50 до 100		
Пропоксиэтаноламин с добавкой	Пропоксиэтаноламин мало- растворимый  Сополимер на основе моно- этаноламина	75-80  20-25	Удаление и предотвращение АСПО; концентрация состава 0,0025-0,040 %	А. с. 1203098
Раствор спиртов в кон- денсате  ПАА, силикатный со- став:  1.	Тиоспирты Сг-С6 (в пересчете на меркаптановую серу) Алкиловые спирты С,-Сз или их смеси  Стабильный конденсат  ПАА  Метасиликат натрия (р = 1,2 г/см2)	0,1-0,5  до 100  15-20  80-85	Удаление АСПО  Очистка трубопровода от АСПО и шлама; концентрация 0,5-1,0	А. с. 1162947
2.	ПАА  Метасиликат натрия (р = 1,2 г/см2) НПАВ	10-20  50-75  15-30	То же, концентрация 1,0-1,5%	
3.	ПАА  Метасиликат натрия  Вода	0,5-5,0  0,1-0,5  до 100	Предотвращение образования	А. с. 432247
4.	ПАА  Метасиликат натрия Вода	3-5  3-5  до 100	То же	
Реагент	Состав, %	Цель воздействия и особенности применения	Источник информации
5.	ПАА	10-12  Метасиликат натрия	4-6  НПАВ	4-6  Бода	76—Я?	Удаление плотных АСПО	
ПАА, щелочной р-р	ПАА	1-5  Гидроксид натрия	5-50  Вода	до 100	Предупреждение образования суль- фатных отложений	А. с. 659604
Полиэтиленполиамин-  N-метилфосфорная к-та	Полиэтиленполиамин-М-метил- фосфорная к-та, водн. р-р	Предупреждение образования со- лей при сборе и подготовке нефти	А. с. 646035
Силикатный состав:			
1.	Метасиликат натрия	1-4  Полиэлектролит с мотилфос- фоновой группой	1,0—2,5  Вода	до 100  или метасиликат натрия	1,0-4,0  Полиэлектролит с метилфос- фоновой группой	1,0-2,5  Полиэтиленамин	1,04-0,10  Вода	до 100	Предотвращение образования АСПО; защитный эффект равен 89-90%	А. с. 783331
2.	Метасиликат натрия	2,0-6,0  Эфир полиакриловой к-ты (полиэлектролит)	0,05~1,0  Вода	до 100	Предотвращение образования АСПО; Na2SiO3 растворяют в воде, р-р в течение 15 мин вводят в полиэлектролит и перемешивают 10-15 мин	А. с. 690055
3.	Метасиликат натрия	0,2-1,5  Полиаминосульфопро-	Предотвращение образования	А. с. 715600
Реагент

4.

5.

Смесь компонентов:

1.

2.

3.

4.

ю

<£>
Состав, %	Цель воздействия и особенности применения	Источник информации

пионовая к-та Вода	0,17-1,2 до 100
Метасиликат натрия Полиэлектролит с метил- карбоксильной группой	3-6 То же
Вода	до 100
Метасиликат натрия  Формиат поли-М-метил-	3,0-6,0	- »
этиленамина	2,0—4,6
Вода	до 100

А. с. 618397

А. с. 729331

Отход производства 4,4-диметил-

-1,3-диоксана	80-99,5

Хинолиновые основания	0,05-0,50

НПАВ	0,05-0,5

Вода	до 100

Предотвращение образования А. с. 476305

Оксинафтеновая кислота	0,5

Кислородсодержащие кремний-
органические полиацетали	2,0

То же, концентрация композиции
0,5%

Латекс

Ингибитор солеотложений

ПАВ

Нефть

Вода

Предотвращение образования со- А. с. 916523
лей при сборе нефти

Оксид пропилена
Оксид этилена
Фенолсодержащий
продукт

3~9 (мае. ч.)

1-3 (мае. ч.)

1 (мае. ч.)

Предотвращение образования А. с. 1118659
28С		Продолжение табл. 8.7	
Реагент	Состав, %	Цель воздействия и особенности применения	Источник информации
5.	Диалкиловые эфиры цис- бутендионовой кислоты	55,2-68,0  Моноалкиловые эфиры	20-32	То же	А. с. 1174455
	Этенилацетат	до 100		
6.	Натриевая соль оксиэтилиден- дифосфорной кислоты	50-90  Алкилсульфонат натрия	10-50	Предотвращение отложений неор- ганических солей	А. с. 990784
Смола пиролиза	Смола пиролиза легкая	50-70  ПАВ нефтерастворимое	0,2-0,4  Газовый бензин С4-С8	до 100	Удаление АСПО	А. с. 1060666
Солянокислотный со- став	Соляная кислота	99,25-99,95  Продукт реакции 1,3-диоксо- лана с этилацетатом	0,05-0,75	Удаление гипсоуглеводородных отложений из трубопроводов		А. с. 842055
Сополимер этенилацета- та	Сополимер этенилацетата 49,3-79,8 диалкиловых эфиров цис- бутендионовой кислоты  Ароматический растворитель до 100	Предотвращение образования	А. с. 994693
Сополимер этилена, тройной	Тройной сополимер этилена 0,01-0,50 с этенилацетатом и цис- бутандиалем	То же	А. с. 785337
Стирола солигомер	Солигомер стирола с алкенами С12-18	Предотвращение образования  АСПО; концентрация 0,01-0,2%	А. с. 1006725
Т етраалки лмети ленди- амин	Т етраалкилмети лендиамин	Удаление АСПО	А. с. 730784
Реагент	Состав, %		Цель воздействия и особенности применения	Источник информации
Толуол	Толуол Изопентан	60-90  10-40	То же	А. с. 1130584
2,4>4-Триметил-1,3-ди- оксан	2,4,4-Триметил-1,3-диоксан		То же	А. с. 789559
Фенольная смола с ПАВ	Фенольная смола  ПАВ ОП-Ю  Органический растворитель	2-5 19-20 до 100	Предотвращение образования	А. с. 1137102
Хлорированные углево- дороды с3	2,3-Дихлоропрен З-Хлор-1,2-эпоксипропан  2,3- Дих лорпропано л  1,3- Дихлорпропанол  1,2,3-Трихлорпропан	2,3-5,1  3,0-5,8  2,2-6,3  1,0-2,3 до 100	Удаление АСПО	А. с. 757690
Электролит с ПАВ	Алкилсульфонат натрия Алкилбензолсульфонат натрия Электролит  НПАВ (6-13 окисленных групп)	44-74  20-46  4-6 до 100	Предотвращение образования АСПО; концентрация водн. р-ра 0,05-2,0%	А. с. 1063820
Этилбензольная смола: 1.	Этилбензольная смола  Четыреххлористый углерод	60-80  20-40	Удаление АСПО	А. с. 789558
2.	Этилбензольная смола Ацетон	50-80  20-50	То же	А. с. 779377
Состав на углеводород- nj ной основе  ОО	Газоконденсат  ОПЭПА	50,0-60,0  15,0-17,0	Для борьбы с АСПО	А. с. 1488296
NJ

□О
NJ

Реагент	Состав, %		Цель воздействия и особенности применения	Источник информации
	Отход рафинации масел и жиров, обработанный хлористым  кальцием	3,0-4,0  Г> „ -	„„ 1 ЛО о  иидй	ivv,u			
Легкая смола пиролиза с добавкой	Легкая пиролизная смола Хлоргидрат аминопарафина	90-96  4-10	Удаление АСПО	А. с. 1460066
Керосиновая фракция с кислородсодержащими соединениями	Керосиновая фракция	5-45  Безводный слои отхода производства бутиловых спиртов 55-95		Удаление АСПО	А. с. 1321737
Четыреххлористый угле- род и углеводородная фракция	Газовый конденсат Четыреххлористый углерод Вода	3,5-16,5  1,5-8,5 остальное	Удаление АСПО	А. с. 1180375
Кубовый остаток произ- водства алкиларилсуль- фонатов на основе пара- финовых углеводородов Cg-C2o и диалкилнафта- лин	Кубовый остаток производства алкиларил сульфонатов Диалкилнафталин	50-80 остальное	Предотвращение отложения пара- фина	А. с. 1370126
Побочные продукты про- изводства 2-этилгексано- ла и бутиловых спиртов и дипроксамин 157-65М	Побочные продукты производства 2-этилгексанола и бутиловых спиртов Дипроксамин 157-65 М	20-30 остальное	Предотвращение АСПО	А. с. 1539203
Полимерный реагент	Водорастворимый блок- сополимер на основе моно- этаноламина Маслорастворимый пропо- ксилат моноэтаноламина	1 часть  3-4 части	Удаление и предотвращение обра- зования АСПО	А. с. 1203098
Реагент	Состав, %	Цель воздействия и особенности применения	Источник информации
Углеводородная основа с добавками	Углеводородная основа	70,0-80,0  Жиросодержащий эмульгатор 5,0-10,0 Гидроксид щелочного или щелочноземельного металла	3,0-5,0  Моющая композиция  марки «МЛ»	0,10-0,25  Вода	остальное	Удаление АСПО	А. с. 1433961
Легкая пиролизная смола с органической фракцией	Бутилбензольная фракция	10-50  Легкая пиролизная смола	остальное	Удаление АСПО	А. с. 1204622
Гексановая фракция и кубовые остатки произ- водства бутиловых спир-	Гексановая фракция	70-90  Кубовые остатки производства бутиловых спиртов	10-30	Борьба со СПО	А. с. 1495354

тов

Гексановая фракция - отход производства пла- стмасс Прикумского за- вода	Гексановая фракция:  Сумма углеводородов, С4	1,68-2,68  Сумма углеводородов, С6 (З-метилпентен-1 и 2-этил- бутен-1 в соотношении 1 ; 2) 71,9-83,06 Сумма углеводородов, Су 15,08-25,41	Удаление АСПО	А. с. 1542946
Смесь алкилароматиче- ских углеводородов с ПАВ и анизолом	Анизол	5,0-50,0  Моноалкиловые эфиры поли- этиленгликоля ОП-7 или ОП-Ю 0,1-1,0 Смесь алкилароматических углеводородов	49,0-94,9	Удаление АСПО	А. с. 1326600
Кислородсодержащий ю продукт, неиногенное ги ПАВ и алкиларомати-	Сульфоксиды и/или сульфоны 8-25  Неионогенное ПАВ - моно- алкиловые эфиры этиленгликоля 2-20	Удаление АСПО	А. с. 1242504
284

Реагент	Состав, %		Цель воздействия и особенности применения	Источник информации
ческие углеводороды	Алкилароматические углеводороды	остальное		
ЛеГКоЯ ПИрОЛИЗНЗЯ СМО' ла с добавками	ТТлт«т>гч гг  «	7Т»Ъ  .'XkzllWWl	Uviv.lU  Отход производства изопро- пилового спирта со стадии гидролиза	60-80  остальное	X/тт''>	А.с. 1439115
Раствор аммиака, инги- биторы парафиновых отложений	15-28%-й раствор аммиака  Прогалит НМ 20/40 (ГДР) -  65 %-й раствор блок-сополимера окиси этилена и пропилена на основе гексан- триола в смеси метанола и воды;  ИНПАР (СССР):  сульфоксиды	10  ОП-10	10  нефрас Ар 120/200	80  ХТ-48 (США)		Предотвращение и удаление	А. с. 1488439
Ингибитор парафино- вых отложений	Остаток вакуумной перегонки мазута - гудрон	0,01-1,00	Предотвращение парафиновых отложений	А. с. 1364699
Раствор Na-карбокси- метилцеллюлозы (Na-КМЦ) с диэтанол- амином	Na-карбоксиметилцеллюлоза Диэтаноламин  Вода  Промежуточный слой адсорбента из угольной или торфяной пыли	20,0-25,0  0,5-1,0 остальное	Очистка металлической поверх- ности от отложений	А. с. 1480905
Список ЛИТЕРАТУРЫ

1.	Иванова Е. Г. Комбинированное применение скребков и химреагентов для
очистки трубопроводов // Экспресс-информация. Сер. "Транспорт и хра-
нение нефти и нефтепродуктов". — Москва. — 1992. — Вып. 2. — С. 32.

2.	Плужников О. Б. Применение гелей в качестве разделителей в трубопрово-
дах // Экспресс-информация. Сер. "Транспорт и хранение нефти
и нефтепродуктов". (Зарубежный опыт). — 1994.— № 7,— С. 16.

3.	True W. R. European pipeline performance improving, spill study shows //
Oil and Gas J. - 1998. - 7/XII vol. 96. - № 49. - P. 53.

4.	Полищук A. M., Райский Ю. Д., Темчин A. 3. Влияние малых добавок по-
лиизобутилена на турбулентное течение керосина в трубе / / Нефтяное хо-
зяйство.— 1972.— № 7.— С. 60.

5.	Авторский надзор за внедрением химических реагентов для борьбы с пара-
финизацией нефтепромыслового оборудования и технологии их при-
менения: Отчет СибНИИНП, х/д Д.82.4840.12 / Руководители работ
В. А. Ершов, В. А. Попов. — Тюмень, 1986 г.

6.	Авторский надзор за внедрением химических реагентов для борьбы с пара-
финизацней нефтепромыслового оборудования и технологии их при-
менения: Отчет СибНИИНП, х/д Д.82.4840.12 / Руководители работ
В. А. Ершов, В. А. Попов. — Тюмень, 1986.

7.	Ананичев К. В. Проблемы окружающей среды, энергии и природных ре-
сурсов.— М.: Прогресс, 1974.

8.	Анисимова Т. М., Сукиасян 3. М., Иванов Г. И. Исследования по исполь-
зованию нефтеотходов / / Материалы конференции "Проблемы нефтегазо-
вого комплекса России". — Уфа, 1998.

9.	Арменский Е. А. Перевод нефтепроводов на перекачку светлых нефтепро-
дуктов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.— 1971.—
№ 4. - С. 26.

10.	Арнаутов Л. И., Карпов Я. К. Повесть о великом инженере. — М.: Москов-
ский рабочий, 1981.

И. Ахатов Ш. Н., Исхаков Р. Г., Абрамзон Л. С., Тугунов П. И. Оптимальные
добавки в условиях изотермической перекачки вязких и застывающих неф-
тей / / Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. — 1973. — № 6. — С. 47.

12.	Ахметзянов Н. С., Абызгильдин Ю. М., Агапчев В. И., Ахметзянова Ф. Т.,
Бахтегареева Э. С. Очистка нефтесодержащих сточных вод с использовани-
ем сорбентов в оборотном водоснабжении / / Тезисы доклада на II Между-
народной технической конференции "Проблемы строительного комплекса
России" при 4-й Международной выставке "Строительство, архитектура,
коммунальное хозяйство-98". — Уфа. — С. 88.

13.	Серавкин Б. П. Снижение гидравлических потерь путем превращения нью-
тоновской жидкости в неньютоновскую // Нефтяное хозяйство. — 1965. —
№ 12.- С. 55.

14.	Белоусов Ю. П., Сухова И. И., Коваль Л. Б., Гареев М. М. Полимерные
присадки для снижения гидродинамического сопротивления нефти / / Неф-
тяное хозяйство.— 1991.— № 5.— С. 37.

15	Бикметов Р. Ф., Мастобаев Б. Н., Локшин А. А. Разделение нефтешламов
и нефгеостатков на НПЗ и НПС // Материалы II Международной конфе-
ренции "Проблемы строительного комплекса России".— Уфа.— 1988.
С. 81.
16.	Блох А. М. Уроки цивилизованного хозяйствования (к 115-летию Товари-
щества нефтяного производства братьев Нобель)// Нефтяное хозяйство,
1994. № 9.

17.	Бобровский С. А., Марон В. И. Растворение слоя отложений на внутренней
поверхности трубопровода в потоке растворителя // Нефтяное хозяй-
ство. — 1974. — № 39. С. 52.

18.	Богдановский С., Тверский С. О размещении объектов нефтяной промыш-
ленности // Нефтяное хозяйство.— 1926. — Т. X. — № 1.

19.	Борисов В. В. Нефтепровод Урбах-Астрахань // Нефтяник,— 1957.—
№ 8.

20.	Борисов В. В. Опыт промывки магистрального нефтепровода от парафино-
вых отложений/'/ Нефтяник. — 1956,— №11.

21.	Брондз Б. И., Купцов А. В., Расветалов В. А., Фархутдинов В. М. Обору-
дование для комплексной переработки и утилизации нефтешламов на НПЗ:
Тематический обзор. Сер.: "Эксплуатация, модернизация и ремонт оборудо-
вания в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности". —
М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1990.— С. 72.

22.	Будков А. Д., Будков Л. А. Нефтяной тыл страны в годы Великой Отече-
ственной войны // Нефтяник.— 1975.— № 5.

23.	Бурова Л. И., Дмитриева Н. А., Пономарев М. С., Тертерян Р. А., Блей-
хер Э. М., Челинцев С. Н. Выбор присадки к высокозастывающим нефтям
Туркмении // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. — 1976.
№ 2,- С. 6.

24.	Авнапов В. А., Семенов В. П., Куприянова И. П., Артыков Н., Мяско-
ва Н. А. Влияние добавки полиизобутилена на пропускную способность
трубопроводов // Нефтяное хозяйство. — 1969. — № 4. — С. 53.

25.	Василенко С. К., Савельев М. П., Порайко И. Н. Депарафинизация поло-
сти нефтепровода Шаим-Тюмень водорастворимыми полимерами //
Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. — 1978. — № 3. — С. 8.

26.	Василенко С. К., Савельев М. П., Порайко И. Н. Очистка нефтепровода
Нижневартовск- Усть-Балык высоковязкими гелями ПАА //Нефтяное хо-
зяйство. 1978.— № 3. С. 61.

27.	Верушин А. Ю., Галкин В. А. Экологическая безопасность объектов маги-
стрального транспорта нефти — реальность сегодняшнего дня // Трубо-
проводный транспорт нефти. — М. — 1998. — № 6. — С. 21.

28.	Ветераны: Воспоминания; Выл. 1.— М.: ВНИИОЭНГ, 1991.

29,	Воларович М. П., Гуткин А. М. Условия течения двух соприкасающихся
дисперсных масс, обладающих свойствами вязкопластичного тела // Кол-
лоидный журнал.— 1948.— Выл. 5, т. X.— С. 329.

30.	Выбор и внедрение технологии по снижению гидравлических сопротивле-
ний в системе сбора и транспорта высоковязких нефтей в НГДУ "Сергиев-
скнефть": Отчет (Гипровостокнефть), з/н 85.2518 / Руководители работ
Г. Н. Позднышев, В. Н. Дегтярев. — Куйбышев, 1987.

31.	Выбор и внедрение технологии по снижению гидравлических сопротивле-
ний в системе сбора и транспорта высоковязких нефтей в НГДУ "Сергиевск-
нефть": Отчет (Гипровостокнефть), з/н 85.2518 / Руководители работ
Г. Н. Позднышев, В. Н. Дегтярев. — Куйбышев, 1987.

32.	Выговский В. П., Бик X. В., Шон Т. К., Хоз Л. Д. Проблема транспорта
вщсокозастывающих нефтей пр подводным трубопроводам //Нефтяное
хозяйство. — 1996.— № 8.— С.

33.	Галеев Р. Г., Иоакимис Э. Г. Усманова Г. И., Шатилов В. М., Каменщи-
ков А. Л., Буркхард С. Оценка эффективности флокулянтов при очистке
сточных вод НПЗ / / Материалы Международной научно-технической
конференции "Проблемы защиты окружающей среды на предприятиях
нефтепереработки и нефтехимии". - Уфа. — 1997. — С. 57.

34.	Галеев Р. Г., Иоакимис Э. Г., Губанова Г. Д., Галеева Г. Р. Глубокая очистка
сточных вод нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств //
Третий Международный конгресс "Вода: экология и технология". Эква-
тэк-98: Тезисы докладов. - М., 1998.— С. 382.

35.	Галеев Р. Г., Купцов А. В., Гимаев Р. Н., Теляшев Э. Г. Флокулянты для
разделения нефтешламов НПЗ // Третий Международный конгресс
"Вода: экология и технология". Экватэк-98: Тезисы докладов.— М.,
1998.- С. 380.

36.	Галеев Р. Г., Купцов А. В., Локшин А. А., Байков В. А. Современные сис-
темы очистки сточных вод НПЗ с обработкой нефтешламов / / Нефтепере-
работка и нефтехимия. — 1998.— № 9.— С. 20.

37.	Галеев Р. Г., Сайфуллин Н. Р., Иоакимис Э. Г., Усманова Г. И. Совершен-
ствование схемы очистки сточных вод Уфимской группы НПЗ / / Баш-
кирский химический журнал.— 1996.— Том 3.— № 3.— С. 36.

38.	Гареев М. М., Мустафин 3. А., Запорожец Н. Н. Улучшение работы очи-
стных сооружений на НПС "Чернушка" // Транспорт и хранение нефти
и нефтепродуктов. — М,— 1976.— № 12,— С. 22.

39.	Гареев М. М., Несын Г. В, Манжай В. Н. Результаты ввода в поток нефти
присадки для снижения гидравлического сопротивления // Нефтяное хо-
зяйство,- 1992,- № 10. - С. 30.

40.	Губин В. В., Сыртланов Р. Ш. Пуск "горячего" трубопровода с использованием
депрессаторов // Труды ВНИИСПТнефть. — 1976. — Вып. 14. — С. 16.

41.	Губин В. В., Шутов А. А. // Нефтяное хозяйство.— 1975.— № 7.— С. 65.

42.	Губин В. Е. Перекачка высоковязких нефтей с разбавителями // Тран-
спорт и хранение нефти и нефтепродуктов. — 1977. — Хе 8. — С. 23.

43.	Губин В. Е., Целиковский О. И. Применение поверхностно-активных ве-
ществ (ПАВ) для гидроперекачки мангышлакских нефтей / / Транспорт
и хранение нефти и нефтепродуктов. — 1968. — № 3. — С. 5.

44.	Губин В. Е., Гоник А. А., Емков А. А. / Физико-химические основы при-
менения поверхностно-активных веществ в трубопроводном транспорте вы-
соковязкой нефти // Нефтяное хозяйство. — 1976.— № 7.— С. 59.

45.	Губин В. Е., Губин В. В. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродук-
тов. М.: Недра,— 1982,— 296с.

46.	Губин В. Е., Емков А. А. Перекачка высоковязких нефтей с пристенным
слоем смачивающей композиции / / Транспорт и хранение нефти и нефте-
продуктов. — 1980, № 4. — С. 3.

47.	Губин В. Е., Емков А. А., Протасова Л. А. Применение алкилсульфатов
и алкиларилсульфонатов для гидротранспорта высоковязких и высокоза-
стывающих нефтей // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.—
1971,- № 3.- С. 15.

48.	Губин В. Е., Мукук К. В., Калочков А. Н. и др. / О гидротранспорте вы-
сокосмолистой нефти некоторых месторождений Узбекистана //Нефте-
промысловое дело. — 1976, № 3.— С. 18.

49.	Губин В. Е., Соколов Ф. А. Исследование смачивающей способности неио-
ногенных ПАВ // Труды НИИтранснефть. — 1969.— Вып. 6.— С 12.

50.	Губин В. Е., Соколов Ф. А., Козина М. В., Харисова Р. Н. Исследование
неионогенных эмульгаторов мангышлакских нефтей / / Труды Ниитранс-
нефть. — 1970. — Выл. 7.— С. 117.

51.	Губин В. Е., Сгепанюгин В. Н., Целиковский О. И. Некоторые вопросы
гидротранспорта высокопарафинистых мангышлакских нефтей / / Труды
ННИИтранснефти. Транспорт нефти и нефтепродуктов по трубопрово-
дам. — 1969.— Вып. VI.— С. 3.

52.	Губин В. Е., Н агибекова М. М., Целиковский О. И. Экспериментальные
работы по обезвоживанию мангышлакских нефтей после перекачки с вод-
ными растворами ПАВ / / Транспорт и хранение нефти и нефтепродук-
тов. - 1967,- № 10.- С. 3.

53.	Гумеров А. Г. Н аучные разработки в области сбора, подготовки и транспор-
та нефти // Нефтяное хозяйство. — 1982. — № 5. — С. 29.

54.	Дергачева А. Е. // Нефтяное хозяйство. — 1976. — № 8. — С. 8.

55.	Дизенко Е. И., Новоселов В. Ф., Тугунов П. И. Оценка оптимальной по-
требности в растворителе для промывки технологических трубопроводов / /
Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. — 1973. — № 9. — С. 7.

56.	Едигаров С. Г., Рудаков Г. В. Изыскание эффективного типа поверхностно-
активных веществ для повышения транспортабельности мазутов при пере-
качке по трубопроводам // Труды НИИТранснефть. Транспорт и хране-
ние нефти и не4>тепродуктов. — 1963. — С. 205.

57.	Емков А. А. // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. — 1979. —
№ 12.- С. 10.

58.	Емков А. А. Физико-химические основы трубопроводного транспорта высо-
ковязких нефтей // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. —
1979.- № 12,- С. 10.

59.	Емков А. А., Губин В. Е., Гоник А. А. Применение оксиэтилированного
спирта для гидротранспорта высоковязкой и высокопарафинистой нефти
по трубопроводам // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.
1971.-№4,- С. 6.

60.	Емков А. А., Губин В. Е., Гоник А. А. Применение сульфонола НП-3 для
гидрофилизации внутренней поверхности трубопровода / / Транспорт
и хранение нефти и нефтепродуктов. — 1971. — № 11. — С. 5.

61.	Емков А. А., Сковородников Ю. А., Шагибекова М. М., Комлева А. А.,
Подузов И. С. Полимерная депрессорная присадка и ее действие на высо-
копарафинистую нефть // Труды ВНИИСПТнефть. Транспорт нефти и
нефтепродуктов по трубопроводам. — 1976.— Вып. 14.— С. 3.

62.	Емков А. А., Толкачев Ю. И. Технология применения деэмульгаторов
и пути ее совершенствования // Нефтяное хозяйство. — 1985. — № 9. — С. 47.

63.	Еременко П. Т , Воробьев Н. А. Развитие трубопроводного транспорта
в СССР и за рубежом. — М.: Недра, 1989.

64.	Жуков А. И., Монгайт И. Л., Родзиллер Н. Д. Методы очистки производ-
ственных сточных вод / Под ред. А. И. Жукова. — М.: Стройиздат, 1977.

65.	Зайцев Ю. В., Басаев А. М., Меликбеков А. С., Салимов Т. Н. О структур-
но-механических свойствах узеньских нефтей // Нефтяное хозяйство.
1967. - № 8. - С. 64.

66.	Игнатов А. Е., Савельев М. П., Кулеба Г. В., Порайко И. Н., Савен-
ков И. А. Очистка нефтепровода Мичуринск—Кременчуг от парафино-смо-
листых отложений с помощью водорастворимых полимеров / / Транспорт
и хранение нефаи и нефтепродуктов. — 1978. — № 8. — С. 6.

67.	Иоанниди О. А., Роев Г. А. Глубокая очистка сточных вод на нефтетранс-
портных предприятиях // Транспоргг и хранение нефтепродуктов. — М.:
1997. - № 4-5. - С. 26.
68.	К вопросу о нефтепроводах / / Нефтяное хозяйство. — 1927. - Т. XII, № 6.

69.	Кандауров А. А., Краснов В. И. / Влияние добавок ПАВ на характер
неустановившегося движения жидкости в трубопроводе / / Химическое ма-
шиностроение. — 1976.— Вып. 4.— С. 123.

70.	Караев М. А., Мамедов Г. Г., Мамедов А. К. и др. Экспериментальные ис-
следования турбулентного течения керосина с малыми добавками
гудрона / / Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. — 1976. —
№ 6.- С. 10.

71.	Караев М. А., Пейсаков С. И., Алиев Р. Г. и др. Экспериментальные ис-
следования основных показателей работ центробежных насосов при пере-
качке нефти с добавками гудрона // Нефть и газ. — 1977. — № 7. — С. 89.

72.	Кацюцевич Е. В., Белоусов Ю. П., Гостев Н. М. Противотурбулентные по-
лимерные добавки в трубопроводном транспорте нефтепродуктов //
Транспорт и хранение нефти и углеводородного сырья. — 1988. — № 6. — С.
9.

73.	Кащеев А. А. Нефтепровод Грозный-Туапсе. — М.~Л.: ОНТИ, 1932.

74.	Кащеев А. А. Отложение церезина в нефтепроводах //Нефтяное хозяй-
ство.— 1937.— № 6.— С. 52.

75.	Князев Н. С., Густав Б. Н., Алсынбаева Ф. Л. и др. Обезвоживание и обессоли-
вание тяжелых высокосернистых нефтей с помощью реагента АНП-2 / /
Нефтяное хозяйство. — 1971.— Кв 11. — С. 50.

76.	Князев Н. С.// Нефтяное хозяйство.— 1976— №7,- С. 74.

77.	Конфедератов Н. Я. Владимир Григорьевич Шухов. — М.~Л.: Госэнергоиз-
дат, 1950.

78.	Коротков В. П., Конради В. В., Туманян Б. П., Челинцев С. Н., Бек-
кер Л. М. Применение депрессорной присадки при трубопроводном транс-
порте смесей высокозастывающих нефтей северных месторождений Тима-
но-Печорской нефтегазовой провинции / / Трубопроводный транспорт
нефти.— 1994.— № И. — С. 11.

79.	Кострин К. В., Илимов И. П.— инициатор строительства магистральных
нефтепроводов в России // Нефтяник. — 1970. — № 3.

80.	Кузнецов Б. Г. Очерки истории русской науки. — М.-Л.: Изд. АН СССР,
1940.

81.	Кукушкина И. А., Галеева Н. X., Рубанов В. Е., Кравченко Г. М., Закордо-
нец О. П., Сопина В. Е. Влияние депрессорных присадок на реологические
параметры высокопарафинистых нефтей // Нефтяное хозяйство,—
1991.- № 4.— С. 41.

82.	Кулаков П. И. // Нефтяное хозяйство. — 1993. — № 8. — С. 46.

83.	Лавик X. Применение гелей для очистки газопроводной системы "Стат-
пайп" // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1986. — № 8. — С. 87.

84.	Лазарев М. И. Необходимость закавказского нефтепровода. Ответ на книгу
В. И. Рогозина. — СПб.: 1887.

85.	Лбов Г. С., Неделько В. М. Анализ и прогноз экологической ситуации на
основе информации нескольких различных экспериментов // Математи-
ческие проблемы экологии: Сборник.— Новороссийск, 1994.— С. 118.

86	Лебедич С. П., Дворников В. Л., Шаммазов А. М., Хлестким Р. Н., Самой-
лов Н. А. Разработка сорбента для сбора нефти с поверхности воды и почвы
и технология его применения // Трубопроводный транспорт нефти. — М.:
1997,- № 12.- С. 20.

87.	Лисичкин С. М. Очерки по истории развития отечественной нефтяной про-
мышленности (Дореволюционный период). — М.-Л.: Гостоптехиздат, 1954.
88.	Лисичкин С. Н. Выдающиеся деятели отечественной нефтяной науки и тех-
ники. — М.: Недра, 1967.

89.	Мансуров Н. И., Бриль Д. М. Основные направления развития техники
и технологии подготовки нефти и очистки воды на промыслах. / / Нефтя-
ное хозяйство. — 1990, Хе 9. — С. 59.

90.	Мастобаев Б. Н., Локшин А. А., Муфтахова В. Н. Удаление вязких неф-
тепродуктов из прудов-шламонакопителей после их длительного хранения / /
Транспорт и хранение нефтепродуктов. 1997. № 10-11,— С. 15.

91.	Мастобаев Б. Н., Новоселов В. Ф., Муфтахова В. Н. Применение раство-
рителей для удаления нефтеотходов из прудов-шламонакопителей / /
Транспорт и хранение нефтепродуктов. — М.— 1992. № 9.— С. 14.

92.	Махмудбеков Э. Применение термохимического способа деэмульсации / /
Нефтяное хозяйство. — 1949. — № 2. — С. 17.

93.	Международная деятельность фирмы Conoko / Экспресс-информация (за-
рубежный опыт). Серия "Транспорт и хранение". - 1994. - № 7. С. 7.

94.	Менделеев Д. И. Собр. соч. в 25 томах, — Т. 10. Нефть, — М.-Л.: Изд. АН
СССР, 1949.

95.	Минасян М. И., Новокщенов В. С.. Комбинированная элекгрообессолива-
ющая установка // Нефтяное хозяйство. — 1950. — № 6 . — С. 45.

96.	Мирзаджанзаде А. X., Булина И. Г., Галлямов А. К. и др. / О влиянии
асфальтенов на гидравлическое сопротивление при движении нефти / /
Инженерно-физический журнал. — 1973. — № 6. — С. 1023.

97.	Моисейков С. Ф. // Нефтяное хозяйство. — 1975. № 1. — С. 52.

98.	Мотир Д. Ф., Прилутций Д. Дж. Применение полимерных депрессаторов
на нефтепроводах // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1985. —
№ 6. - С. 60.

99.	Мут Ч., Монахен М., Песето Л. Применение специальных присадок с це-
лью снижения затрат по эксплуатации трубопроводов // Нефть, газ и неф-
техимия за рубежом.— 1986.— № 7.— С. 60.

100.	Мышкин Е. А. Деэмульсация нефтей и мазутов // Нефтяное хозяйство.
1937. — № 9 . — С. И.

101.	Мышкин Е, А. Деэмульсация нефтей на промыслах / / Нефтяное хозяй-
ство. - 1959.	№ 8. С, 54.

102.	Мышкин Е. А. Рационализация производства и применения деэмульгато-
ров // Нефтяное хозяйство. — 1950. — № 8. — С. 45.

103.	Несын Г. В, Полякова Н. М., Илюшников А. В., Попов Е. А., Ман-
жай В. Н., Гареев М. М., Кузнецов В. Л., Жиров А. И., Валиев М. И. Про-
мышленные испытания полимерной добавки "Виол" // Нефтяное хозяй-
ство. - 1995. - .№ 5-6. - С. 81.

104.	Несын Г. В., Манжай В. Н., Попов Е. А., Гареев М. М., Жиров А. И., Ва-
лиев М. И., Николаев С. Б. Эксперимент по снижению гидравлического со-
противления нефти на магистральном трубопроводе Тихорецк-Новорос-
сийск // Трубопроводный транспорт нефти. — 1993. — № 4. — С. 28.

105.	Николаев А. Ф., Охрименко Г. И. Водорастворимые полимеры, — Л.: Хи-
мия, 1979. — 144 с.

106.	Обзорная информация / / Транспорт и хранение нефти и нефтепродук-
тов. - 1985,- № 8,- С. 19.

107.	Овчинников Б. Н., Верещагин А. Н. // Нефтяное хозяйство.— 1952.—
№ 3. - С. 43.

108.	Однорог Д. С., Пагуба А. И. Применение ингибиторов отложений солей на
нефтяных месторождениях Мангышлака // Нефтяное хозяйство,—
1980,- №3,- С. 67.

109.	Торочков И. М., Бейдер П. Я., Балаян Р. Д., Мацкин Л. А. Организация
снабжения нефтепродуктами. — И.: Недра, 1968.

110.	Открытое акционерное общество "Урало-Сибирские магистральные нефте-
проводы им. Д. А. Черняева". Страницы истории / Под ред. Р. Р. Набие-
ва. — Уфа.: Слово, 2000.

111.	Очистка нефтепроводов и резервуаров от остатков нефти для работы с неф-
тепродуктами / / Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. —
1969,- № И - С. 36.

112.	Пейсаков С. И., Бейбутова А. А., Мустафаев А. Р. Исследование влияния ра-
створителей на гидравлическую характеристику неньютоновских нефтей / /
Нефть и газ. - 1977. - № 6. - С. 92.

ИЗ. Пейсахов С. И., Бейбутова А. А., Сафаров В. В. и др. О гидравлическом
сопротивлении при турбулентном движении нефтей с добавками асфальто-
смолистых веществ // Нефть и газ. — 1974. — № 9. С. 73.

114.	Петров А. А., Смирнов Ю. С. Обезвоживание и обессоливание нефтей сме-
сью катионоактивного и неионогенного деэмульгаторов / / Нефтяное хозяй-
ство. — 1970.— №6.— С. 45.

115.	Повышение пропускной способности нефтепровода благодаря применению
жидкого полимера // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом.— 1985.—
№ 7.

116.	Поздныптев Г. Н., Ручкина Р. М. // Нефтяное хозяйство.— 1976.—
№ 2,— С. 61.

117.	Порайко И. Н. О стабилизации производительности нефтепроводов с помо-
щью полимеров // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. —
1979,- № И, - С. 8.

118.	Порайко И. Н. О возможности борьбы с образованием парафино-смоли-
стых отложений с помощью полиакриламида / / Транспорт и хранение
нефти и нефтепродуктов. — 1977,— № 12,— С. 3.

119.	Порайко И. Н. О стабилизации производительности нефтепроводов с помо-
щью полимеров // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. —
1979,- № И. - С. 8.

120.	Порайко И. Н., Байков Н. М. // Нефтяное хозяйство.— 1978.— № 7,—
С. 58.

121	Порайко И. Н., Галюк В. X. О физико-химических исследованиях по при-
менению водорастворимых полимеров при перекачке нефти // Транспорт
и хранение нефти и нефтепродуктов. — 1977. — № 8. — С. 12.

122.	Порайко И. Н., Галюк В. X. Очистка нефтепроводов водорастворимыми
полимерами // Нефтяное хозяйство. — 1979. — № 9. — С. 58.

123.	Порайко И. Н., Каширский А. И., Угрюмов Р. А. Экспериментальная очи-
стка "горячего" нефтепровода водорастворимыми полимерами / / Транс-
порт и хранение нефти и нефтепродуктов. — 1977. — № 6. — С. 12.

124.	Порайко И. Н., Порайко Д. Н. Механизм действия гидрофильных полиме-
ров в нефтяном потоке / / Нефтяное хозяйство. — 1984. — № 5. — С. 56.

125.	Порайко И. Н., Порайко Д. Н. Полимерные легкоподвижные разделители
для нефтепродуктопроводов / / Транспорт и хранение нефтепродуктов
и углеводородного сырья. — 1982.— № 1.— С. 17.

126.	А. А. Абрамзон, Л. П. Зайченко, С. И. Файнгольд. Поверхностно-актив-
ные вещества. Синтез, анализ, свойства, применение: Учеб, пособие для ву-
зов / Под ред. А. А. Абрамзона.— Л.: Химия, 1988.— 200 с.

127.	Пригула А. Ф., Пригула В. А. Транспорт нефти, нефтяных продуктов
и газа. Часть 1.— М.-Л.: ОНТИ, 1938.

128.	Прохоров А. Д., Челинцев С. Н., Harjuhahto Hannu, Suurmaki Jouni. Ме-
тод оценки эксплуатационных свойств противотурбулентных присадок //
Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. — 1996. —
№5.-С. 13.

129.	Пуринтон Р. Дж., Митчел С. Практическое применение гелей в качестве
разделителей и для очистки трубопроводов // Нефть, газ и нефтехимия за
рубежом. — 1987. - № 3.- С. 66.

НЮ. Разработать и внедрить рекомендации по борьбе с парафиноотложениями
при эксплуатации Зайкинского месторождения ПО "Оренбургнефть”, про-
вести научно-исследовательские работы по разработке технологических ре-
комендаций на применение химреагентов и технологии их применения /
Отчет ЮжНИИГИПРОГАЗ: дог. 348.88.88. Рук. работ 3. С. Ключева,
Л. Е. Кригман, В. Ф. Кривошеев.— Донецк, 1988.

131.	Разработать и внедрить рекомендации по борьбе с парафиноотложениями
при эксплуатации Зайкинского месторождения ПО "Оренбургнефть", про-
вести научно-исследовательские работы по разработке технологических ре-
комендаций на применение химреагентов и технологии их применения /
Отчет ЮжНИИГИПРОГАЗ: дог. 348.88.88. Рук. работ 3. С. Ключева,
Л. Е. Кригман, В. Ф. Кривошеев,— Донецк, 1988.

132.	Разработать и внедрить технологию удаления парафиноотложений углево-
дородными растворителями в скважинах месторождений ПО "Нижневар-
товскнефтегаз" и ПО "Варьеганнефтегаз" / Отчет НПО "Союзнефтепром-
хим", ВНИПИнефтепромхим: з/н 0.86.4958.88. Рук. работ Ю. В. Шамрай,
А. В. Солодов, Р. Г. Шакирзянов.— Казань, 1986.

133.	Разработать и внедрить технологию удаления парафиноотложений углево-
дородными растворителями в скважинах месторождений ПО "Нижневар-
товскнефтегаз" и ПО "Варьеганнефтегаз” / Отчет НПО "Союзнефтепром-
хим”, ВНИПИвефтепромхим: з/н 0.86.4958.88. Рук. работ Ю. В. Шамрай,
А. В. Солодов, Р. Г. Шакирзянов.— Казань, 1986.

134.	Разработать методы борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями
и коррозией при добыче, промысловой подготовке и транспорте нефти из
Среднекаменно; дольной, Филипповской залежей ОГКМ и Копайского ме-
сторождения / Отчет ВолгоУралНИПИГАЗ: з/н. 02.В.50.06/86.87/
23.23.02. Рук. работ А. Ф. Молчанов, А. Ф. Светличкин, В. П. Кузнецо-
ва.— Оренбург, 1987.

135.	Разработать методы борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями
и коррозией при добыче, промысловой подготовке и транспорте нефти из
Среднекаменнотеольной, Филипповской залежей ОГКМ и Копайского ме-
сторождения / Отчет ВолгоУралНИПИГАЗ: з/н. 02.В.50.06/86.87/
23.23.02. Рук. работ А. Ф. Молчанов, А. Ф. Светличкин, В. П. Кузнецо-
ва. — Оренбург, 1987.

136.	Разработать технологию удаления и предотвращения асфальто-смоло-пара-
финовых отложений в нефтепромысловом оборудовании для месторожде-
ния Жанажол / Отчет ВНИПИнефтепромхим, НПО "Союзнефтепром-
хим”: х/д Д.85.4495.15. Рук. работ Ю. В. Шамрай, Р. Г. Шакирзянов,
А. В. Солодов. — Казань, 1986.

137.	Разработать технологию удаления и предотвращения асфальто-смоло-пара-
финовых отложений в нефтепромысловом оборудовании для месторожде-
ния Жанажол / Отчет ВНИПИнефтепромхим, НПО "Союзнефтепром-
хим": х/д Д.85.4495.15. Рук. работ Ю. В. Шамрай, Р. Г. Шакирзянов,
А. В. Солодов. — Казань, 1986.

138.	Раков П. П. Результаты промышленных испытаний новых неионогенных
поверхностно-активных веществ (ПАВ) в качестве деэмульгаторов
нефти // Нефтяное хозяйство. — 1961. — № 3. - - С. 46.

139.	Рахматуллина Г. М., Володина Е. Л., Мясоедова Н. В. Применение реаген-
та комплексного действия СНПХ-7963 на нефтяных месторождениях
России // Нефтяное хозяйство. 2000,— № И.— С. 36.

140.	Рогозин В. И. Нефть и нефтяная промышленность. — СПб., 1884.

141.	РогозинВ. И. Нефтяная русская промышленность. — М., 1887.

142.	Роев Г. А. Очистные сооружения газо-нефтеперекачивающих станций
и нефтебаз. — М.: Недра, 1981.

143.	Рудаков Г. В., Маслов Л. С., Хизгилов И. X. Исследование влияния приса-
док на вязкостно-температурные свойства и статическое напряжение сдвига
мазута // Нефтяное хозяйство. — 1962. — № 5. — С. 19.

144.	Савицкая М. Н., Холодова Ю. Д. Полиакриламид,— Киев: Техника,
1969,- 188 с.

145.	Сазонов О. В., Антонова Т. В., Сковородников Ю. А., Скрипников Ю. В.
Испытания полимерной депрессорной присадки ДН-1 / / Транспорт
и хранение нефти и нефтепродуктов. — 1976. — № 12. — С. 3.

146.	Сазонов О. В., Сковородников Ю. А. Применение депрессорных присадок
при плановых остановках "горячего" нефтепровода // Транспорт и хране-
ние нефти и нефтепродуктов. — 1976. - № 1. - С. 3.

147.	Сазонов О. В., Сковородников Ю. А., Скрипников Ю. В. Эмпирические
зависимости реологических параметров мангышлакской нефти от концент-
рации депрессорной присадки ЕСА-4242 // Транспорт и хранение нефти
и нефтепродуктов. — 1975.— № 11.— С. 3.

148.	Сазонов О. В., Сковородников Ю. А., Скрипников Ю. В., Антонова Т. В.
Опытно-промышленные испытания депрессорной присадки ЕСА-4242 на
высокопарафинистой мангышлакской нефти // Транспорт и хранение
нефти и нефтепродуктов. — 1975. — № 12. — С. 3.

149.	Сазонов О. В., Сковородников Ю. А., Скрипников Ю. В., Антонова Т. В.
Технология введения депрессорных присадок в высокопарафинистые
нефти // Нефтяное хозяйство. — 1976. — № 1. — С. 45.

150.	Сайфуллин Н. Р., Файзуллин В. Б., Галеев Р. Г., Иоакимис Э. Г., Усмано-
ва Г. И., Ланин П. А., Набережнев В. В. Физико-химическая очистка сточ-
ных вод НПЗ // Нефтепереработка и нефтехимия.— 1996.— № 7-8.—
С. 62.

151.	Сарма X. Присадки для трубопроводов с парафинистыми нефтями //
Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1981. — № 1. — С. 49.

152.	Сафронов П. А., Сунагатов Б. Л., Хилажетдинов Р. X., Емков А. А., Семе-
нов Б. Д. Промывка нефтепровода раствором акрилового полимера //
Нефтяное хозяйство. — 1982.— № 1,— С. 46.

153.	Середа А. Т. // Нефтяное хозяйство. 1963.— № 8.— С. 9.

154.	Сковородников Ю. А. Повышение эффективности применения депрессор-
ных добавок к парафинистым нефтям // Нефтяное хозяйство. — 1978. —
№ 6. - С. 49.

155.	Сковородников Ю. А., Емков А. А., Бриль Д. М. О взаимодействии де-
прессорных присадок с поверхностно-активными веществами // Транс-
порт и хранение нефти и нефтепродуктов. — 1974. — № 6. — С. 3.

156.	Сковородников Ю. А., Сазонов О. В., Антонов Т. В. / Исследование вли-
яния депрессорной присадки и разбавителя на реологические свойства вы-
сокопарафинистэй нефти: Труды ВНИИСПТнефгь. - - Уфа. - 1979. — Вып.
23. - С. 40.

157.	Сковородников Ю. А., Сазонов О. В., Скрипников Ю. В. Новый способ
применения депрессорных присадок при перекачке высокопарафинистых
нефтей // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.— 1975.—
№ 5,- С. 9.

158.	Сковородников Ю. А., Скрипников Ю. В. // Нефтяное хозяйство.—
1974. - № 10. - С. 9.

159.	Скрипников Ю. В., Нурутдинова Р. А., Пиядин М. Н. Способы улучшения
реологических свойств нефтей Коми АССР // Труды ВНИИСПТнефгь. —
Вып. 14,- 1976.- С. 10.

160.	Скрипников Ю. В., Сковородников Ю. А., Антонова Т. В., Фролова Л. А.
Применение присадок при перекачке высокопарафинистых нефтей / /
Транспорт и хргшение нефти и нефтепродуктов. — 1973. — № 2. — С. 3.

161.	Смирнов Ю. С , Алсынбаева Ф. Л. // Нефтяное хозяйство.— 1974.—
№ 1,- С. 66.

162.	Смирнов Ю. С., Мелошенко Н. П. Химическое деэмульгирование нефти
как основа ее промысловой подготовки // Нефтяное хозяйство. — 1989. —
№ 8,- С. 46.

163.	Смит Г. Л., Смарт Дж. С. Применение поршней и химических реагентов
в трубопроводном транспорте нефти и газа / / Нефть, газ и нефтехимия
за рубежом. — 1991.— № 8.— С. 36.

164.	Смолл С. Р. Добавки, снижающие сопротивление течению в трубопрово-
дах // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1983. — № 6. — С. 58.

165.	Степанюгин В. Н., Целиковский О. И. и Абрамзон Л. С. Об устойчивости
гидромазутной (.нефтяной) смеси при ее перекачке с ПАВ по трубопрово-
дам / / Транспорт! и хранение нефти и нефтепродуктов. — 1965. — № 6. —
С. 12.

166.	Стрижов И. Н. Где строить нефтеперегонные заводы для переработки ба-
кинской нефти // Горный журнал. — 1925.— № 6.

167.	Султанов Б. И. Ашимов М. А., Курбанов М- А. и др. Влияние поверхно-
стно-активных веществ на физико-химические свойства парафинистых нефтей
Азербайджана // Нефтепрюмысловое дело. — 1976.— № 3.— С. 12.

168.	Трубопроводный транспорте нефти Западной Сибири // Сборник научных
трудов. — Уфа: ВНИИСПТнефгь, 1983.

169.	Тудрий Г. А., Варнавская О. А. // Использование отечественного де-
эмульгатора СНПХ-4810 в процессе подготовки нефти.— 1998.— № 2,—
С. 54.

170.	Тудрий Г. А., Рябинина Н. И. // Новый реагент комплексного действия
СНПХ-4601,— 1998,- № 4,- С. 67.

171.	Тузова В. Б., Трофимов Л. В., Варнавская О. А. Использование деэмульга-
торов типа СНПХ для подготовки нефти на объектах ОАО "Юганскнефте-
газ" // Нефтяное хозяйство.— 2000.— № 11.— С. 62.

172.	Уменьшение объема перекачки нефти по Трансаляскинскому нефтепрово-
ду / ЭИ (зарубежный опыт). Сер. "Транспорт и хранение".— 1996.
№ 12,- С. 4.

173.	Федорищев Т. И., Мирошниченко Е. В. // Нефтяное хозяйство.— 1980,
№12,- С. 59.

174.	Фролова Л. А. Экспериментальные исследования влияния депрессорных
присадок на реологические свойства нефтяных смесей / / Нефтяное хозяй-
ство,- 1976.- № 2.— С. 63-
175.	Фрязинов В. В., Брондз Б. И., Купцов А. В., Расветалов В. А. Сжигание
нефтешламов и активных илов на НПЗ: Тематический обзор. Сер.: "Охрана
окружающей среды". — М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1985. 65 с.

176.	Халтурин В. Н., Кочетков Н. В., Дегтярев В. Н. Освобождение от нефти
трубопровода диаметром 1220 мм с применением гелевой пробки // Трубо-
проводный транспорт нефти. — 1997. — № 2. — С. 21.

177.	Хамидуллин Ф. Ф., Тронов В. П. // Нефтяное хозяйство,— 1987,—
№ 4. - С. 69.

178.	Хизгилов И. X. Применение поверхностно-активных веществ при транспор-
те и хранении нефти и нефтерподуктов / / Транспорт и хранение нефти
и нефтепродуктов. — 1962,— № 1.— С. 23.

179.	Хозяева подземных магистралей. Путь длиною в пятьдесят лёт. — Казань.:
Стар, 1999.

180.	Целиковский О. И., Кравченко И. И. А. с. 184709, 1965.

181.	Челинцев С. Н. / К вопросу о механизме действия депрессорной присадки
к высокопарафинистым нефтям // Транспорт и хранение нефти и нефте-
продуктов. — 1982. — № 6. — С. 7.

182.	Челинцев С. Н. Реологические параметры высокопарафинистой нефти
Коми АССР, обработанной депрессорной присадкой // Транспорт и хра-
нение нефти и нефтепродуктов. — 1977. — № 8. — С. 3.

183.	Черняев В. Д. АК "Транснефть": стратегия развития // Трубопроводный
транспорт нефти. — 1998.— № 1.

184.	Шаммазов А. М., Мастобаев Б. Н., Локшин А. А. Исследование нефтепро-
дуктов в прудах-шламонакопителях нефтеперекачивающих станций и раз-
работка методов их удаления // Сб. Известия вузов. Нефть и газ.—
Баку. - 1996. - № 1-2. - С. 63.

185	Шахмаев С. Н. Трудная жизнь Алгембы... // Техника и наука. — 1987,—
X» 6.

186.	Шашин В. Д., Максимович Г. М. О подготовке нефти на промыслах //
Нефтяное хозяйство. — 1964.— № 12.— С. 26.

187.	Шенфельд Н. Неионогенные моющие средства — продукты присоединения
окиси этилена. Пер. с нем. / Под ред. А. И. Гершеновича. — М.: Химия,
1965. - 488 с.

188.	Шнейдер К., Рейнхарт Р. Очистка содержащих нефть сточных вод посред-
ством турбофлотации Chemie-Technik // Специздание 16.— 1987.—
№ 5. - С. 68.

189.	Шонеберг Р. Дж., Эриксон К. С., Кьюрри Дж. М. Увеличение пропускной
способности нефтепровода при гидростатических испытаниях / / Нефть,
газ и нефтехимия за рубежом. — 1992.— № 11/12,— С. 91.

19С.	Шор Л. Военные годы: трубопроводы и склады горючего // Нефтяник. —
1989. - №6.

191.	Шутов А. А., Губин В. В. // Нефтяное хозяйство. — 1974. — № 7. — С. 45.

192.	Ю. В. Скрипников. Отечественные присадки к нефтям в трубопроводном
транспорте // Нефтяное хозяйство. — 1991.— № 3.— С. 35.

193.	Яицких Г. С. Транспорт вязких нефтей / НТИС,— 1989.— № 8.— С. 6.

194.	"Транснефть" приветствует участников Международного трубопроводного фо-
рума. Приветственное слово президента ОАО "АК Транснефть"
С. М. Вайнштока / / Трубопроводный транспорт нефти. — № 6, 2002. — С. 2.

195.	Рахманкулов Д. Л., Злотский С. С., Мархасин В. И., Пешкин О. В., Ще-
котурова В. Я., Мастобаев Б. Н. Химические реагенты в добыче и транспор-
те нефти: Справ, изд. — М.: Химия, 1987. — 144 с.
Борис Николаевич Мастобаев
Айрат Мингазович Шаммазов
Эльдар Мирсамедович Мовсумзаде

ХИМИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА И ТЕХНОЛОГИИ

В ТРУБОПРОВОДНОМ ТРАНСПОРТЕ НЕФТИ

Зав. редакцией И. И. Гольянова..

Редактор Ф. И. Ларинбаева.

Компьютерная верстка М. В. Чепурнова.

Техническое редактирование, корректура, верстка,
подготовка оригинал-макета выполнены
в ООО «Издательство научно-технической литературы “Монография”»

Свид. № 0131 от 25 марта 2002 г.

450075, г. Уфа, пр. Октября, 129/3. Тел.: (3472) 35-77-59

ИБ № 3187

Подписано в печать 27.04.2001.

Формат 60 х 84 1 /16- Бумага офсетная. Гарнитура «Kudriashov».

Усл. печ. л. 17.20. Уч.-изд. л. 17.72. Тираж 500. Заказ 136.

ЛР№ 010172 от 17.01.97.

ФГУП ордена «Знак Почета» издательство «Химия»

107076, Москва, Стромынка, 21, корп. 2.

Тел.: (095) 268-29-78

Отпечатано методом ризографии с помощью компьютерного интерфейса
в типографии «Персона ПФ2» при ООО «ДизайнПолиграфСервис».

Уфа-центр, а/я 1535, тел.: (3472) 52-70-88

Лицензия на полиграфическую деятельность Б № 848403 от 29.09,2000 г.