- •1. Классификация промысловых систем сбора и транспорта скважинной продукции. Требования к системам сбора. Преимущества и недостатки различных систем сбора.
- •Выбор той или иной системы обусловлен рядом технологических и исторических факторов.
- •2.Классификация продукции г-овой промышленности. Требования к качеству газа, подаваемого в мг. Основные требования к качеству сжиженных газов и стабильного конденсата.
- •Требования к качеству г, подаваемого в мг:
- •4. Выбор структуры системы сбора и местоположение объектов по подготовке у/в-го сырья на гкм.
- •5. Тепловой расчёт в шлейфах.
- •5,. Гидравлический расчёт шлейфов.
- •6. Снижение пропускной способности трубопроводов при эксплуатации ГиГкм. Причины, вызывающие снижение пропускной способности, методы предупреждения и борьба с ними.
- •7. Общая характеристика г-овых гидратов. Условия образования гидратов. Влияние различных различныхфакторов на процессы образования и разложения гидратов.
- •Где I и y – относительные плотность и молярная доля г/о-теля.
- •9. Физико-химические св-ва ингибиторов. Метанол, гликоли, новые ингибиторы…….
- •10. Определение расхода нелетучего и летучего ингибитора.
- •13. Методы борьбы с солеотложениями в пр-се добычи и подготовки газа…
- •14. Способы разрушения отложения солей….
- •15. Теоретические основы сеп-и. Основные типы конструкций сеп-в и их экспл-е пок-ли. Принцип работы сеп-в.
- •16. Технол-й расчет гравитационных сепараторов с жалюзийными насадками
- •18. Общая характеристика прямоточных центробежных элементов. Газовый сепаратор Центробежный Регулируемый.
- •20. Расчет процесса дросселирования п Газа.
- •25. Технологические схемы промысловой обработки г методом нтс
- •26.Периоды работы установок нтс. Выбор режима.
- •27.Расчетная схема газового эжектора. Основные технологические показатели эжекторов.
- •28. Технологическая схема унтс с тедандерно-компрессорными агрегатами.
- •29. Абсорбц-я осушка природного газа. Жидкие осушители и их свойства.
- •31. Определение основных величин, характеризующих процессы осушки газа и регенерации дэГа. Кратность циркуляции дэГа…….
- •32. Отработка дэГа в абсорберах…….
- •33. Опыт эксплуатации и модернизации технологического оборудования укпг на унгкм
- •34. Опыт нормирования и прогнозирования потерь дэГа на укпг сеноманской залежи угкм.
- •37. Совершенствование технологии подготовки газа на месторождениях Кр. Севера.
- •38. Технология схема укпг-1в ягкм. Однореагентная схема с использованием метанола.
- •39. Адсорбционный способ осушки газа
- •1.Особенности притока газа к забою газовой скважины
- •2.Фазовые состояния углеводородных систем: условия равновесия, двухфазная система.
- •Количественное решение двухфазной системы:
- •3. Явления обратной конденсации и испарения.
- •4. Эффект Джоуля – Томсона…..
- •5. Газовые скважины. Требования к конструкции скважин и выбор диаметра эксплуатационной…
- •Определение диаметра фонтанных труб газовой скважины:
- •6. Наземное и подземное оборудование скважин
- •7.Средства регулирования технологическим режимом работы скважины (диафрагмы……
- •8. Конструкция и оборудование скважин при орэ
- •9. Конструкция и оборудование скважин при добыче газа с кислыми компонентами.
- •10. Конструкция и оборудование скважин в районе ммп.
- •11. Эксплуатация добывающих скважин газлифтным способом на месторождениях с нефтяными оторочками.
- •12. Особенности вскрытия продуктивного газового пласта. Оборудование забоя добывающей скважины.
- •13. Приборы и аппаратура применяемые при исследованиях газовых и газоконденсатных скважин. Глубинные манометры, термометры….
- •14. Исследование пластов и газовых скважин. Общие положения. Обвязка газовых скважин….
- •15. Технология проведения исследований скважин на стационарных режимах.
- •16. Исследование скважины на нестационарных режимах и подготовка скважины к исследованию. Технология проведения исследования….
- •17. Методика обработки и интерпритации результатов исследования на нестационарных режимах с целью определения параметров плас.
- •18. Технологический режим работы вертикальной газовой скважины при постоянной депрессии и постоянном забойном давлении.
- •19. Технологический режим работы вертикальной газовой скважины при постоянном дебите или постоянной скорости фильтрации.
- •20.Технологический режим работы горизонтальной газовой скважины при постоянной депрессии и постоянном забойном давлении.
- •22. Эксплуатация газовых скважин в условиях разрушения коллектора. Общие положения о режиме работы скважины при разрушении пзп, устойчивость горных пород.
- •23. Технологический режим работы газовой скважины продуцирующей агрессивные компоненты.
- •24. Виды коррозии газопромыслового оборудования и защита от нее..
- •25. Влагосодержание природных газов. Общая характеристика гидратов и условия их образования.
- •26. Гидраты индивидуальных и природных углеводородных газов.
- •27. Образование гидратов в добывающих скважинах и способы их устранения…
- •28 Предупреждение и борьба с образованием гидратов природных газов. Основы ингибирова..
- •29. Особенности эксплуатации обводняющихся газовых и газоконденсатных месторождений. Применение химреагентов….
- •30. Использование кислотных и щельчных составов, применяемых в процессах обработки пзп. Выбор метода.
- •31. Механические методы интенсификации притока (грп, гпсп)….
- •33. Безопасность труда в газовом хозяйстве. Выполнение газоопасных работ.
- •34. Технологирческий режим работы вертикальной скважины обводняющейся подошвенной водой.
- •35. Солеобразование в добывающих газовых скважинах. Методы удаления солеотложений.
- •36. Принцип работы газлифтного подъемника непрерывного и периодического действия.
- •37. Влияние песчаной пробки на технологический режим работы горизонтальной газовой скважины. Методика расчета критической депрессии разрушения пзп.
- •38. Газоконденсатные исследования скважин. Цели и задачи исследований…..
- •39. Уравнения состояния природных газов
- •32. Определение зоны возможного гидратообразования и безгидратного режима работы газовой скважины.
- •1. Приближенная методика расчета Сайклинг-процесса
- •2. Понятие пластового и горного давлений. Определение приведенного пластового р в гз и его расчет по замерам пластового давления в скв. Определение среднезвешенного пластового р в гз.
- •3. Использование принципа суперпозиции в расчетах внедрения краевой воды в газовую залежь круговой формы.
- •4. Теория укрупненной скважины Ван-Эвердингена и Херста для расчета внедрения воды в газовую залежь (случаи постоянного дебита и постоянной депрессии).
- •5.Соотношение контурного и средневзвешенного пластового давления в газовой залежи круговой формы (вывод).
- •6.Конечно-разностный аналог дифференциального уравнения неустановившейся одномерной фильтрации жидкости с единичными коэффициентами (вывод).
- •7. Решение системы конечно-разностных уравнений методом прогонки (для случая неустановившейся плоскопараллельной фильтрации жидкости в пласте с единичными коэффициентами).
- •9. Классификация месторождений природных газов.
- •10.Учет в уравнении материального баланса газовой залежи деформации коллекторов.
- •12. Особенности расчета показателей разработки в период падающей добычи в условиях газового режима (для технологического режима эксплуатации скважин постоянной депрессии на пласт).
- •14.Фазовая диаграмма газоконденсатных смесей и особенности разработки газоконденсатных месторождений на истощение.
- •15.Понятие и определение параметров средней скважины.
- •16. Приближенная методика расчета внедрения воды по схеме "укрупненной" скважины.
- •17.Системы разработки многопластовых (многозалежных) месторождений и условия их применения. Понятие "эксплуатационный объект".
- •19. Расчет добычи конденсата по данным дифференциальной конденсации.
- •21. Вывод уравнения материального баланса газовой залежи для водонапорного режима.
- •23. Вывод уравнения материального баланса для газовой залежи при газовом режиме.
- •25.Режимы газовых залежей. Характерные зависимости приведенного пластового давления от накопленной добычи газа.
- •28. Особенности расчетов внедрения воды в газовые залежи круговой формы со слоисто-неоднородными коллекторами.
- •30. Вывод уравнения материального баланса газовой залежи для водонапорного режима.
- •26. Приближенная методика расчета внедрения воды по схеме "укрупненной" скважины.
- •27.Фазовая диаграмма газоконденсатных смесей и особенности разработки газоконденсатных месторождений на истощение.
- •31. Основные разделы проекта разработки месторождения и порядок его рассмотрения.
- •35.Особенности разработки нефтегазоконденсатных залежей и формирования газоконденсатонефтеотдачи.
- •38. Средства и методы контроля над разработкой месторождений природного газа.
- •33. Вывод уравнения материального баланса для газовой залежи при газовом режиме.
- •39.Фазовая диаграмма газоконденсатных смесей и особенности разработки газоконденсатных месторождений на истощение.
- •37.Системы разработки многопластовых (многозалежных) месторождений и условия их применения. Понятие "эксплуатационный объект".
- •32.Режимы газовых залежей. Характерные зависимости приведенного пластового давления от накопленной добычи газа.
10. Определение расхода нелетучего и летучего ингибитора.
Вводимы в системы ингибитор гидратообразования расходуется для насыщения газовой фазы и растворяется в водном и углеводородном конденсатах. Для определения необходимого кол-ва нелетучего ингибитора гид-ния необходимо обладать данными: 1) кол-во воды, в жидком состоянии и конденсирующейся в газопроводе на участке гидратообразования – mВ, 2) равновесной тем-рой гид-ния – tГ , 3) фактической температурой газа в газопроводе – tФ . Необходимое снижение тем-ры гид-ния: t = tГ - tФ . По полученному t с использованием графиков (рис 1 и 1’) определяется необходимая концентрация ингибиторов в водном растворе, обеспечивающая необхдимое снижение температуры гид-ния при заданной концентрации ингибитора – С2. Когда на участке газопровода из газового потока выпатает влага и имеется условие накапливания воды при наличии условий существования гид-тов, осуществляется постоянный ввод ингибитора. Удельный расход нелетучего ингибитора из матер-ного баланса: qH=(W1-W2)C2/(C1-C2), где W1,W2 - влагосодержание газа поступающего в газопровод и выводимого из него соот-но, г/см3, C1,C - массовая концентрация вводимого и выводимого раствора ингибитора, %. При определении W1 необходимо учитывать не только пары воды, насыщающие газ, но и капельно-пленочную, находящуюся в газопроводе. При отсутствии фактических данных о кол-ве капельной влаги в системе расход ингибитора необходимого для насыщения жидкой фазы принимают на 10…20 % больше его расчетного значения. При отрицательных рабочих температурах газа необходимо проверить возможность замерзания раствора ингибитора гидрато-ния. Проверка осуществляется по найденному С2 с помощью графиков. Если температура замерзания раствора ингибитора выше температуры газа, то необходимое количество должно быть таким чтобы не допустить его замерзания. Опр-ие потребного кол-ва летучего ингибитора
Метанол эффективен при разложении уже сформировавшихся гидратов. Присутствующий в Г-ожидкостном потоке метанол, помимо жидкой фазы, содержится в у/в-м к-те и растворяется в Г-е. Для выработки оптимального варианта технологии применения метанола необх-о располагать данными по фазовому распределению ингибитора в системах добычи, сбора и подготовки Г.
Алгоритм и методика расчета кол-ва метанола, необх-ого для борьбы с г/о-ем в системе скв-а–сеп-р С–01.
1. t-ра г/о: для Газа: tг=2,2+14lgP+(14lgP)0,5 (1)
для к-та: tк=5,7+14lgP+(14lgP)0,5 (2)
2. Минимально необх-ая концентрация отработанного метанола: С2=1,87 t+7 (при t7 0С) (3)
C2=5(2t)0,5 (при t7 0C) (4)
где С2 – концентрация отработанного насыщенного метанола, %; t – разность м/у равновесной t-рой г/о и фактической t-рой Г в конце защищаемого участка tф, t=tг–tф (5)
3. Отношение сод-ия метанола в Г-е к концентрации метанола в ВМС: =е5,33+0,062t/p0,69 (6)
где – коэффициент распределения метанола; t, P – t-ра и P среды защищаемого участка, соответственно 4. Кол-во метанола, переходящего в Г-овую фазу, кг/тыс. м3: qг=0,001С2 (7)
5. Растворимость метанола в к-те: Ск=0,211810-3С22–0,268210-2С2+ 0,254710-1 (8)
6. Сод-е метанола в у/в-м к-те, кг/тыс. м3:
qк=СкQкк/Qг (9), где Qк – добыча к-та, м3/сут; Qг – добыча Г, тыс.м3/сут; к – средняя плотность к-та, кг/м3.
7. Влагоcод-е Г защищаемого участка, кг/тыс. м3:
W=e1,487+0,0733t–0,000226t2/P+e–3,19+0,0538t–0,00017t2 (10)
8. Кол-во воды, выделившейся из Г, к-е должно быть обработано метанолом: W=W1–W2 (11)
где W1, W2 – влагоСод-е Г в начальной и конечной точках защищаемого участка, кг/тыс. м3.
Для скв-н без водопроявления W1, W2 опр-ся по (10)
При водопроявлении общее кол-во воды, к-е должно быть обработано метанолом:
W1=W+Wпл (12), где Wпл – кол-во поступающей с Г пл-ой воды, кг/тыс. м3.
9. Кол-во метанола в жид-й фазе, кг/тыс. м3:
qв=WC2/(C1–C2) (13)
10. Суммарный удельный необх-ый расход метанола для борьбы с г/ом опр-ся по уравнению материального баланса, кг/тыс. м3: Gmу=qг+qк+qв (14)
11. Общая минерализация воды в скв-е с водопроявлением, %: mобщ=Wплmпл/W1 (15)
где mпл – массовая для солей в пл-й воде, %.
12. Минимально необх-ая концентрация метанола с учетом минерализации пл-ой воды (в скв-е с водопроявлением), %: С21=te^(0,95–0,0005С22)–mобще0,3 (17)
13. Сод-е метанола в Г-овой фазе в скв-е с водопроявлением, (при Р, t и С21), кг/тыс. м3: qг1=0,001С21 (18)
14. Растворимость метанола в у/в-м к-те с учетом общей минерализации воды, %: Сk1=0,211810-3(С21)2–0,268210–2(С21) +0,254710-1 (19)
15. Сод-е метанола в к-те с учетом общей минерализации воды, кг/тыс. м3: qk1=Ck1Qkk/Qг (20)
16. Сод-е метанола в водном растворе с учетом общей минерализации, кг/тыс. м3: qв1=С21W1/(C1–C2) (21)
17. Суммарный удельный необх-ый расход метанола для предупреждения г/о в скв-е с водопроявлением с учетом общей минерализации опр-ся по уравнению материального баланса, кг/тыс. м3:
G1m=qг1+qk1+qв1 (22)
18. Расход метанола, необх-ый для борьбы с г/о-ем, кг/ч: а) для скв-ы без водопроявления:
G=QгGm/24 (23)
б) с водопроевлением: G1=QгGm1/24
Установлено, что метанол с к-том образуют азеотропную смесь, начальная t-ра кипения к-й составляет 48 0С. Поэтому в целях снижения потерь метанола с к-том, а также с Г-ом, рекомендуется поддерживать t-ру в трехфазном разделителе С–03В в пределах 42–43 0С вместо 500С.
11. Методы ликвидации гидратных пробок. Общие требования к проведению работ….
Выбор методов ликвидации гидратов опр-ся местом их накопления, кол-вом и характером гидратной пробки, составом гидрата, а также имеющимися средствами ликвидации. При частичной закупорке, при ликвидация гидратов используют Г для транспорта ингибитора или теплоносителя и для выноса продуктов разложения гидрата. Полное перекрытие осложняет ликвидацию гидратов, т. к. требуется постоянное удаление жидкой воды и обновление свободной поверхности разложения гидратов. Общие требования к проведению работ по ликвидации гидратов. 1. Для предотвращения полной закупорки сечения необх-м постоянный контроль за работой оборудования (давление). При увеличении Р > чем в 2 раза следует выяснить причину нарушения режима. 2. При установлении места образования гидратной пробки в первую очередь надо нарушить сплошность гидратов: подогревом ГПр-а, подачей ингибитора и т.д. Сплошную гидратную пробку необх-о разрушить с ее крыльев. Нельзя подогревать или вводить ингибитор в сплошное тело пробки, т. к. разложение гидрата в замкнутом объеме может привести к резкому локальному росту Р и разрыву трубопровода. 3. При ликвидации гидратов при t0oС, снижение Р на участке с гидратами следует проводить только после подачи соответствующего кол-ва теплоносителя или ингибитора, чтобы исключить снижение t-ры до 0oС, исключить замерзание воды. 4. При ликвидации гидратов любым методом, связанным с накоплением воды вместо гидратов, следует удалить воду из участка ГПр-а. При этом воду необх-о отбирать из нижней части ГПр-а на участке с минимальной отметкой. Метод снижения Р. Этот метод один из Наиболее доступных методов ликвидации накопившихся гидратов, к-й проводится при отключенном с двух сторон участке. При этом давление на участке снижается до атмосферного за счет выпуска Г в атмосферу. С уменьшением Р в системе, содержащей гидрат и нек-е кол-во свободной воды при положительных t-рах, начинается диссоциация гидрата с поглощением тепла. Энергия, необх-ая для разложения гидрата отбирается от окружающей среды и, в первую очередь, от грунтовой воды, что сопровождается понижением t-ры воды. В тот момент, когда t-ра системы достигает 0 оС, необх-ая энергия для диссоциации гидрата обеспечивается за счет тепла, выделяющегося при замерзании свободной воды, и воды, выделившейся из гидрата при снижении его t-ры от начальной до 0оС.
Метод повышения t-ры гидрата: Разрушение гидрата в ГПр-е может быть проведено за счет теплоносителя, передающего необх-ого кол-ва тепла. Конечная t-ра воды после разложения гидрата д. б. > 0oС. Начальная t-ра воды: tе=L1/(Mh–Chto)/(KвСв) (1)
где L1 – теплота пр-са г/о при положительных t-рах, кДж/моль; Мh – мол-лярная масса гидрата; Сh – теплоемкость гидрата; to – начальная t-ра гидрата; Св – теплоем-ть воды Св=4,18 кДж/(кгоС)
Коэффициент краткости воды: Кв=mв/mh (2)
где mв, mh – соответ-но масса воды и гидрата.
Порядок проведения работ методом повышения t-ры гидрата следующим: 1) Обязательно отключают участок ГПр-а с двух сторон; 2) В участок с гидратом закачивают расчетное кол-во воды; 3) Снижают Р участка до Ратм. При наличии сплошной гидратной пробки подают воду и снижают Р с двух сторон гидратной пробки; 4) Удаляют воду из ГПр-а после снижения Р до Ратм и разложение гидратов; 5) Проводят пр-сы подачи воды, разложение гидрата и удаление воды из ГПр-а в зимнее время в кротчайшие сроки. Использование ингибиторов для полного разложения гидрата. Это один из наиболее интенсивных методов ликвидации гидратов в системах добычи и транспорта Г. При этом разрушение гидратов проводят без длительной выдержки ГПр-а после подачи ингибитора. Ингибитор подают при снижении Р до Ратм. t-ра вводимого раствора ингибитора: tp=L1/Mh–Ch(to–tk)/(KpCp) (3)
Коэффициент кратности вводимого раствора по отношению массы раствора ингибитора к массе гидрата mh: Кр=mp/mh (4)
Теплоемкость раствора ингибитора:
Cp=Cв(100–Wо)/100+СиWо/100 (5)
где Си – теплоемкость чистого ингибитора, кДж/(кгоС); Wо – начальная массовая концентрация ингибитора, %. Конечную t-ру tк в уравнении (3) принимают не ниже t-ры замерзания раствора ингибитора, определяемой по уравнения (6) или кривыми на рис. 4, 5. tк= –(aWk2+вWk) (6) где а, в – постоянные величины для данного ингибитора. Конечная концентрация ингибитора после разложения гидрата: Wкон=Wo/(1+/Кр) (7)
=18n/Мк (8) где n – отношение числа мол-л воды к числу мол-л Г в моле гидрата.
Приведенные графики могут быть использованы для опр-ия необх-ого кол-ва ингибитора при заданном знач-и его начальной t-ры или необх-ой t-ры раствора при выбранном знач-и коэффициента кратности.
12.Процесс парафинизации и методы борьбы с парафиноотложениями….. Пар-ны могут отклад-ться за счет: 1) возникновения и роста кристаллов пар-на на пов-ти трубы; 2) сцепления с поверхностью образовавшихся в потоке частиц твердой фазы. Для понимания мех-ма накопления пар-нов нужно выяснить: 1) влияние природы поверхности материала оборуд-я на силы сцепления, возникающие м/у кристаллами и поверх-тью; 2) влияние изменения гидродинам-х пар-ров на отложение пар-нов при движении у/в-го сырья; 3) влияние воды, АСПО, мех. примесей, растворимых легких УВ, пузырьков Г, сернистых соединений, t-ры и Р, состава твердых пар-нов; 4) накопление пар-новых отложений как в начальном периоде, так и в последующем, осуществляемое за счет возникновения и роста кристаллов пар-на непосредственно на поверхности и образовавшейся смоло-пар-новой прокладке; 5) скопление кристаллов пар-на при снижении растворяющей способности, образующие на любой поверхности; 6) сдвиг пар-новых отложений с поверхности, предшествующих их срыву. Пр-с образования пар-новых отложений сопровождается адсорбцией, кристаллизацией, коагуляцией, сокристаллизацией пар-нов и др. Пр-с адсорбции относится к поверх-м явлениям, протекающим на границе раздела соприкас-ся фаз: ж-ть – твердое тело. В результате адсорбции на поверхности твердого тела формируется слой мол-л и атомов, способных удерживаться на ней. При этом справедлив ряд закон-тей: 1) чем лучше среда растворяет адсорбтив, тем хуже идет пр-с адсорбции; 2) чем больше теплоты выделяется при смачивании твердой поверхности средой, тем хуже идет пр-с адсорбции растворенного вещества; 3) преимущественно адсорбируется то вещество, к-е на границе раздела фаз в большей степени выравнивает разность полярностей контактирующих фаз. Сила взаимод-я контакт-х фаз max для полярных вещ-в и минимальна для неполярных. Пар-н относится к неполярным веществам. Ориентация неполярных мол-л на поверх-ти металлов ввиду малой энергии их связи нарушается механ-м возд-ем или тепловым движением и становится возможной миграция ад-ных мол-л на поверхности ад-та. Ад-но активными при контакте у/в-го сырья с твердой фазой являются смолы, асфальтены, нафтеновые кислоты. Однако в отличие от нефти, присутствие в у/в-ых к-тах указанных комп-тов незначительно, поэтому и влияние их на пр-с ад-и гораздо слабее. Основные факторы, влияющие на пр-с пар-низации t-ра оказывает наибольшее влияние на равновесие ж-ть – твердая фаза. Раств-ть пар-на сильно зависит от t-ры и уменьш-ся с увеличением t-ры плавления пар-новых фракций. Уменьшение интенсивности отложения пар-на может быть достигнуто за счет увеличения ск-ти потока, либо за счет снижения критич-го напр-я пар-на на границе с потоком жидкости(n–n) или критич-го напр-я пар-на на границе со стенкой трубы (n–т). В начале с ростом ск-ти потока при сохранении ламинарного режима течения интенс-ть запар-нирования возрастает, а достигнув макс-ма, сниж-ся. B=Boe–10,2(Q/x3)0,363(Px2)0,51(t/to)1,38(x3/Bo)0,045(D/x)0,078 (турб. режим) B=Boe–1,19(Q/x3)0,016(Px2)0.,4(t/to)10,66(x3/Bo)0,23(D/x)1,64 (ламин. режим) где В, Во – кол-во пар-на, отложивш-ся в трубопроводе и содерж-ся в растворенном состоянии соотв-но; t, tо – t-ра потока в рассматр-м сечении и окруж-й среды соответст-но; – время пар-низации; Р – потеря давления в трубопроводе; – плотность пар-носодержащего продукта; D, х – и расстояние до соответствующего сечения соотв-но; Q – производительность трубопровода. Режим потока у/в-го сырья влияет на интенсивность пар-ноотложений. Отложения пар-на увеличиваются при структ-м режиме с ростом критерия Rе, а при турбулентном – с уменьшением знач-я Re. В форм-нии пар-на большую роль играют Г-овые пузырьки, к-е транспорт-ся с потоком у/в-го сырья. Мол-лы воды, очевидно, являются центрами кристаллизации и способствуют агрегированию частиц пар-на с образованием гетерогенной системы ниже t-рных характеристик у/в-го к-та. Сравнительный анализ различных методов борьбы с пар-ноотлож-ми. Использ-е различного рода присадок по сравнению с другими способами позволяет 1)облегчить пуск к-топровода; 2) уменьшить или полностью исключить смешивание пар-нистого и непар-нистого у/в-го сырья для снижения t-рных хар-к; снизить запар-нивание всего технол-го оборудования; сохранить при транспорте у/в-го сырья тугоплавкие пар-ны. Применение присадок решает проблему на всем пути сырья от скв-ны до перерабатывающего завода. Широкое применение на нек-х мест-ях нашли реагенты – растворители (частичное растворение или диспергирование отложений и последующее их разрыхление, из-за чего отложения могут выносится потоком сырья). Для удаления АСПО исп-ся различные растворители (горячая нефть, Г-овый к-т, аромат-е углеводороды), но они малоэфф-ны при большом кол-ве отложений. В промышл. усл-х исп-ют также спирты, керосин.Фактор образования пар-ноотложений, является выкристаллизовывание твердой фазы из насыщенного раствора у/в-го сырья при изменении t-ры, образование и накопление кристаллов пар-на приводит к агрегир-ю, и в результате образовавшиеся кристаллы отклад-ся на поверх-ти оборуд-я. Для предупр-я этого явления использ-ся вещ-ва, замедл-е пр-с кристаллизации пар-на (депрессаторы, модификаторы).