Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование и интенсификация технологических процессов обезвоживания нефти с применением физико-химических методов

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование и интенсификация технологических процессов обезвоживания нефти с применением физико-химических методов"

ОИ4603523

На правах рукописи

САДРИЕВ АЙДАР РАФАИЛОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ

Специальность: 25.00.17- Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 О МЭН 2019

Москва-2010 г.

004603523

Работа выполнена в нефтегазодобывающем управлении «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть»

Научный руководитель: Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

- доктор технических наук, профессор Хамидуллин Ренат Фаритович

- доктор технических наук, профессор Федоров Вячеслав Николаевич,

- кандидат технических наук Курамшин Ринат Мунирович

Государственное унитарное предприятие «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»)

Защита состоится 23 июня 2010 года в 10.00 часов на заседании объединенного диссертационного совета ДМ 002.263.01 при Научном центре нелинейной волновой механики и технологии РАН (НЦ НВМТ РАН) по адресу: г. Москва, 119334, ул. Бардина, д. 4.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке НЦ НВМТ РАН по адресу: г. Москва, 119334, ул. Бардина, д. 4.

Автореферат разослан 21 мая 2010 года.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук

А.П. Аверьянов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы:

В настоящее время разработка нефтяных месторождений характеризуется уве-1ичением доли добычи тяжелых высоковязких нефтей. В подобных углеводородных истемах содержится повышенное количество тяжелых компонентов, асфальтосмо-истых веществ, механических примесей. Их присутствие существенно осложняет фоцессы подготовки нефти, особенно - процессы обезвоживания. Кроме того, при бработке высоковязких нефтей образуются, так называемые, промежуточные слои промслой), отличающиеся крайне высокой устойчивостью к разрушению. Эти слои пособны накапливаться в отстойной аппаратуре, что ставит под угрозу непрерыв-ость всего процесса подготовки нефти.

Промысловая подготовка тяжелых нефтей (обезвоживание, обессоливание) озможна с помощью традиционных методов - термических, химических - их комби-шрования, а также с использованием электрополя. Однако необходимая в таких слу-аях их интенсификация - увеличение температуры обработки нефти, введение в по-ок повышенных дозировок селективных реагентов-деэмульгаторов, повышение на-фяженности электрополя - приводит к существенному удорожанию себестоимости троцесса подготовки нефти.

Прогрессивным направлением совершенствования технологии подготовки ефти является внедрение в процесс аппаратов, воздействующих на нефтеводную истему другими полями различной физической природы: акустическими, магнит-гыми, микроволновыми. Для каждого поля характерно свое специфическое воздейст-ие на составляющие такой системы, которое в ряде случаев позволяет достигнуть ысокой степени подготовки нефти там, где это было невозможно при использовании ермических и химических методов. Эффективное применение подобных технологий ебует обоснования метода подбора режима работы аппаратов в условиях конкрет-ого месторождения. В настоящее время своеобразным препятствием для широкого недрения подобных аппаратов является недостаточная изученность эффективности х воздействия на водонефтяные системы.

Согласно вышеизложенному, разработка технологии внедрения аппаратов, оздействующих на нефти полями различной физической природы, является акту-ьной для нефтедобывающей промышленности.

Цель работы:

Интенсификация процессов обезвоживания скважинной продукции в процес-ах внутрипромысловой подготовки нефти с применением физико-химических мето-ов для совершенствования существующей технологии.

Основные задачи исследований:

1. Анализ основных проблем подготовки тяжелых высоковязких нефтей.

2. Исследование влияния физических методов (роторно-пульсационный аку-тический и микроволновый аппараты) на подготовку нефти.

3. Изучение совместного воздействия на нефтяную эмульсию физических по-ей и реагентов-деэмульгаторов.

4. Исследование промежуточных слоев из отстойной аппаратуры установок подготовки нефти к возможности её деэмульсации.

5. Разработка технологии деэмульсации продукции скважин с использованием роторно-пульсационного акустического и микроволнового аппаратов.

Научная новизна работы:

1. Научно обосновано использование различных физических полей в процессах интенсификации деэмульгирования нефтяных эмульсий. В зависимости от её стойкости, времени образования, применяемых химических реагентов экспериментально показано:

1.1 Для естественно образующейся эмульсии, выходящей из скважины, наилучшую эффективность деэмульгирования показало применение роторно-пульсационного акустического аппарата в сочетании с неионогенными деэмульгато-рами.

1.2 Для более стойких эмульсий (тяжелых нефтей из карбонатных отложений) и эмульсий из, так называемых, промежуточных слоев эффективной является совместная обработка СВЧ-генератором, деэмульгатором и растворителем.

2. Научно обоснована гипотеза формирования промежуточного слоя в отстойниках, объясняющая факт получения сверхстойкой эмульсии, образующейся в присутствии деэмульгаторов с разветвленной структурой.

Практическая ценность работы:

1. Разработаны и усовершенствованы технологии физико-химического воздействия при деэмульгировании скважинной продукции в процессах внутрипромысловой подготовки нефти:

1.1 Технология обезвоживания нефти, непосредственно сразу при подъеме её на поверхность с помощью РПАА и с добавлением химических реагентов-деэмульгаторов.

1.2 Технология эффективного деструктивного воздействия на промежуточные слои с использованием реагентов-деэмульгаторов, прямогонного бензина и микроволнового воздействия.

2. Разработана технологическая схема включения в систему сбора и промысловой подготовки продукции скважин РПАА и СВЧ-генератора, позволяющая интенсифицировать процесс деэмульсации нефти с экономическим эффектом более одного миллиона рублей в год с одной установки.

Апробация результатов исследований:

Результаты работы докладывались и обсуждались в VIII Республиканской школе студентов и аспирантов «Жить в XXI веке» (Казань, 2008 г.), на IV Всероссийской конференции «Нефтепромысловая химия» (Москва, 2008 г.), на X Всероссийской научно-практической конференции аспирантов и студентов «Химия и химическая технология в XXI веке» (Томск, 2009 г.)

Публикации:

Основное содержание диссертационной работы отражено в 9 публикациях: 2-х патентах на изобретение, 3-х статьях в изданиях, рекомендованных ВАК, 4-х тезисах докладов.

Объем и структура диссертации:

Диссертация изложена на 163 страницах, включающих 26 таблиц, 62 рисунка, писок литературы из 133 наименований, и состоит из введения, трех глав, выводов и риложений.

Автор выражает глубокую признательность и благодарность доктору техниче-ких наук, профессору Хамидуллину Р.Ф., кандидату технических наук, доценту речухиной A.A., инженеру Фомину В.М.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность диссертационной работы, цель, на-чная новизна и практическая значимость.

В первом разделе приведен литературный обзор, посвященный составу и войствам добываемых водонефтяных эмульсий, причинам их образования и устой-ивости. Рассмотрены современные методы разрушения водонефтяных систем, при том особое внимание в обзоре уделено способам, использующим воздействие полей азличной физической природы - акустической и микроволновой обработки. В отельном подразделе первого раздела диссертации рассмотрены промежуточные слои виды водонефтяных эмульсий, вызывающие наибольшие осложнения в процессе одготовки нефти. Показано, что такие проблемы нефтяной отрасли, как разрушение стойчивых эмульсий, разрушение промслоев, постоянно требуют поиска новых ре-ений или усовершенствования существующих. Усовершенствование, как отмечено обзоре, возможно при внедрении в технологический процесс физических методов оздействия на нефть. Подобные методы отличаются большей гибкостью, так как одбором режима работы соответствующего аппарата теоретически представляется озможным настроить его на обработку разнообразных нефтей.

Во втором разделе приводятся методики исследований.

В работе использовались методики ВНИИнефть и РГУ нефти и газа им. И.М. убкина с проведением следующих исследований:

испытание реагентов деэмульгаторов на деэмульгирующую активность методом (бутылочной пробы»;

обезвоживание нефтяных систем с помощью РПАА;

определение эффективности обессоливания обезвоженной нефти ручным способом i с применением РПАА; испытание нефтяных систем на деэмульгирующую способность с применением ВЧ-генератора;

определение смачивающей способности реагентов-деэмульгаторов и композицион-ых составов на их основе.

В третьем разделе, содержащем обсуждение экспериментальных данных, рас-мотрена возможность эффективного использования роторно-пульсационного аку-тического и микроволнового аппаратов при обезвоживании и обессоливании неф-ей; рассмотрена такая особенность реагентов-деэмульгаторов, как склонность к об-азованию промежуточных слоев и предложены меры по её ингибированию.

электропривод

штуцер ввода обрабатываемой жидкости

Роторно-пульсационный акустический аппарат предназначен для интенсификации процессов диффузии, смешения, растворения, гомогенизации и диспергирования. Использованный в работе лабораторный РПАА представляет собой лопаточную машину с необтекаемыми лопатками, в которой концентричные (коаксиальные) ряды лопаток ротора (вращающийся элемент аппарата) чередуются в радиальном направлении с рядами лопаток статора (неподвижные элементы аппарата). Диск ротора выполнен из титановых сплавов, которые обладают высокими акустическими свойствами, и совершает веерные, зонтичные или комбинированные (веерно-зонтичные) колебания различной формы, частоты и интенсивности.

В таком аппарате за счет пульсации и акустического воздействия создаются вращательные и колебательные движения. В РПАА имеется возможность регулирования числа оборотов вращения диска ротора в неподвижном статоре за счет изменения силы тока подаваемого напряжения.

Использование роторно-

пульсационного акустического аппарата в качестве дополнительного (к термохимическому) воздействия на водонефтяную эмульсию должно способствовать более равномерному смешению реагента с нефтью и деструктивному воздействию аппарата на оболочки эмульгированных глобул воды. В итоге, при совместном использовании деэмульгатора и РПАА при определенных режимах его работы можно достигнуть более эффективного разрушения эмульсий.

На первом этапе работы с РПАА был изучен процесс обезвоживания нефтей с применением реагентов, аппарата и при их совместном действии.

Исследования проводились на естественных нефтяных эмульсиях, взятых непосредственно из скважин различных горизонтов (таблица 1). Температурный режим, отстоя и объем дозировки реагента выбирались, исходя из устойчивости эмульсии. При обезвоживании с помощью РПАА в аппарат наливали водонефтяную эмульсию, дозировали определенное количество реагента. Смешение в аппарате проводились в течение 30-120 секунд (выбор режима аппарата) с различной скоростью вращения ротора (800-7700 об./мин.) Для каждой водонефтяной эмульсии экспериментально подбирался оптимальный режим работы аппарата в зависимости от её седиментаци-онной и агрегативной устойчивости. Далее эмульсию сливали в мерный стакан и замеряли отстой воды от нефти через каждые 15 минут при температуре бани 20 и 70°С в течение 1 часа.

лопатки статора

лопатки ротора

выходной штуцер

Рисунок 1 - Роторно-пульсационный акустический аппарат.

Таблица 1 - Характеристика нефтей и эмульсий на их основе

№ эмульсии Характеристика эмульсий Способность эмульсии к разрушению при отстое Характеристика нефти

Обводненность, % мае. Горизонт Плотность, кг/м3 Содержание, % мае.:

серы парафинов смол асфаль тенов

1 22 Карбон Не разрушается 903 3,15 4,6 15 5,6

2 54 Смесь карбона и девона Не разрушается 882 2,21 4,96 15,63 4,63

3 20 Карбон Не разрушается 904 3,4 3,4 14 6,2

4 84 Карбон Не разрушается 905 3,1 3,6 14,5 4,7

5 80 Карбон Не разрушается 905 3,1 3,6 16 4,7

6 22 Карбон Не разрушается 904 3,4 3,4 17,5 6,2

7 16 Карбон Не разрушается 904 3,4 3,4 15,5 6,2

8 22 Карбон Не разрушается 903 3,2 4,6 15 5,6

9 69 Девон Не разрушается 871 1,7 5,1 15,5 4,2

Совместное воздействие на нефтяные эмульсии деэмульга-торов и РПАА оказалось избирательным: в одном случае обработка в аппарате эмульсий не дает необходимого эффекта (рисунок 2), в другом - подобная обработка обеспечивает более динамичный отстой воды и высокую степень обезвоживания нефти вплоть до полного отделения воды (рисунок 3).

На основе анализа времени формирования исследуемых эмульсий был сделан вывод, что критическим фактором, определяющим эффективность воздействия аппарата на водонефтяную эмульсию, является возраст образования последней. Чем моложе эмульсия, тем наиболее динамично и полно она разрушается.

И, напротив, - утолщение и упрочнение адсорбционных оболочек на глобулах воды с течением времени является главной причиной, препятствующей проявлению РПАА деэмульгирую-

■ДефлсЕ2.50г/т. термзхиьои

■£ефа1:сБ2.50г/т, РПАА 800 об/мин, 60 сек.

£ефа*сБ2.100гЛ. термохимщ

Рисунок 2 - Динамика обезвоживания эмульсии №2.

Дефаке Б2 , 50 г/т, термохимия -» Дефакс Б2 , 50 г/т. РПАА 800 об/мин, 60 сек

{

1

J

О и 30 45 60 7} 90 105 120 Бремя отстоя, мин

Рисунок 3 - Динамика обезвоживания эмульсии №3.

щих функций (рисунок 4).

О 15 30 45 60

Врекя отстоя, ши

Рисунок 4 - Динамика обезвоживания эмульсионных нефтей с различным временем формирования реагентом Дефакс Б2 (25 г/т.) и РПАА (2500 об./мин., 2 мин.)

Последующие испытания РПАА на свежих водонефтяных эмульсиях показали, что для каждой эмульсии существует свой оптимальный режим обработки в РПАА. Однако в большинстве случаев использование только аппарата для обезвоживания нефтей недостаточно: обработанная нефть в большом количестве содержит воду (до 66% мае.). В дополнение к роторно-пульсационному акустическому воздействию на эмульсию всегда необходимо термохимическое воздействие. В общем виде динамика обезвоживания нефти различными способами показана на рисунке 5.

Дефакс Б2 (50 г/т)

-•-тер мох имия +

РПАА

•«-термохимия

*РПАА

X 45 60 Ъ 90 ячя ОТСТОЯ, М11Н

Рисунок 5 - Динамика обезвоживания эмульсии №4 различными способами (режим РПАА - 7800 об./мин., 120 с.)

Отдельными способами исследуемые эмульсии разрушаются лишь частично. Наиболее глубокое отделение воды от нефти происходит лишь при совместном воздействии термохимии и РПАА, причем, использование аппарата в технологии обезвоживания нефти позволяет снизить эффективную дозировку реагента со 150 до 50 г/т.

Особенно интересными представляются результаты обезвоживания эмульсии угленосного горизонта: она не разрушалась ни при высоких дозировках реагентов

(150 г/т.), ни при повышенной температуре (70°С). Однако комбинированная обработка эмульсии реагентами и РПАА обеспечивает полное отделение воды в течение 15 минут после начала отстоя при температуре до 40°С (рисунок 6).

Дефакс Б2, ЦМХ, Рекод 7?;а (50 г/т) 100 ----- ±_ * —>-1-•-«-(-►

в к

Я (г

а й

& _

►•термохимия + РПАА термохимия

■+РПАА

45 60 75 Я} I) «ОЯ ОТСТОЯ. МШ1

Рисунок 6 - Динамика обезвоживания нефти №7 угленосного горизонта различными способами (режим РПАА - 2700 об./мин., 120 с.) Вторым этапом работы с РПАА стало его исследование в условиях процесса обессоливания нефти. Обессоливанию подвергались нефти девонского и карбонового горизонтов. Процесс смешения пресной воды с обезвоженной нефтью проводили двумя методами: с помощью РПАА и ручным встряхиванием.

Обессоливание девонской нефти при различных режимах показало, что определяющим фактором данного процесса подготовки нефти является температура обессоливания. И поскольку существенного различия в эффективности процесса обессоливания при температуре 55°С между ручным перемешиванием и перемешиванием в РПАА не выявлено, то необходимость монтажа РПАА в блоке обессоливания на установке по подготовке нефти отпадает. Также применение РПАА не обеспечило необходимую глубину обессоливания более тяжелых карбоновых нефтей.

На наш взгляд, роторно-пульсационный акустический аппарат может быть разновидностью процесса внутритрубной деэмульсации нефти. При турбулентном движении отдельные глобулы эмульсии сталкиваются со стенками аппарата, что приводит к разрушению защитных бронирующих оболочек. Глобулы пластовой воды при ^этом переходят в пленочное состояние. На неё дополнительно воздействуют центробежные силы и акустические колебания, что приводит к обновлению адсорбционных слоев и, за счёт присутствия в потоке реагентов-деэмульгаторов, происходит разрушение бронирующих оболочек из природных эмульгаторов. В результате получается неустойчивая грубодисперсная эмульсия с каплями, лишенными прочной адсорбционной оболочки, не способными стабилизировать вновь эмульсию любого типа. Неэффективность обезвоживания «старых» эмульсий связана с тем, что суммарная сила, образующаяся в РПАА, недостаточна для разрушения высоко бронированных адсорбционных слоев.

Таким образом, использование в процессе обезвоживания нефти роторно-пульсационного акустического аппарата совместно с реагентом способствует эффективному перемешиванию реагента с эмульсией, разрушению адсорбционного слоя из

природных эмульгаторов, в результате чего наблюдается более динамичный отстой воды от нефти, уменьшение расхода деэмульгатора. И, как следствие, все это приводит к интенсификации процесса. Таким образом, результаты позволяют рекомендовать включение РПАА в схему сбора и подготовки нефти, особенно на мелких месторождениях, где отсутствует разветвленная трубопроводная система. Но его селективность к «свежим» нефтяным эмульсиям ограничивает область применения аппарата и требует тщательного выбора места его внедрения.

нпз

УКПН Г

Рисунок 7 - Принципиальная схема установки РПАА в системе добычи нефти.

Вторая часть третьего раздела содержит обсуждение результатов обезвоживания нефтей и промежуточных слоев с помощью микроволновой технологии.

При воздействии микроволн на водонефтяную эмульсию скорость нагрева её | компонентов различна. Скорость протекания процесса теплового воздействия на систему значительно выше, чем при классических методах нагрева. Микроволновое воз- | действие возбуждает дипольное вращение молекул среды при наличии мощных межмолекулярных связей, что приводит к появлению гистерезиса между приложен- | ным полем и индуцированным откликом, а запасенная вследствие этого энергия выделяется при релаксации в виде тепла. Теоретически такая обработка должна приводить к более эффективному разделению нефтяной эмульсии на ее составляющие компоненты (нефть, вода).

Для проведения исследований была использована лабораторная установка, состоящая из микроволновой камеры, генератора микроволн на магнетроне 2450 МГц и 1 блока управления (рисунок 8).

термометр

Рисунок 8 - Лабораторная микроволновая установка.

добывающая скважина

Сточная вода

На первой стадии исследования работы микроволнового аппарата проводили деэмульгирование естественных и искусственных нефтяных эмульсий с различным временем «старения». В опытах сравнивали эффективность обезвоживания нефтей термохимическим методом и методом, комбинирующим микроволновое облучение (при различных режимах работы установки) и химическую обработку. В качестве реагентов-деэмульгаторов использовали РИФ, Реапон-4В, Рекод 752А, Полинол при их расходах от 20 до 100 г/т. Эффективность отстоя контролировали в течение 30 минут. При микроволновой обработке в эмульсию дозировали реагент, эффективно ее перемешивали ручным способом и помещали в лабораторную микроволновую установку, предварительно установив соответствующий режим обработки. После обработки сосуд с эмульсией вынимали из камеры, замеряли температуру водонефтяной системы и объем воды, отделившейся в течение 30 минут без дополнительного тер-мостатирования.

Экспериментальные данные показали, что микроволновое воздействие в дополнение к действию реагента способствует более глубокому и динамичному отстою воды от нефти, особенно при обработке застаревших эмульсий, хотя известно, что «старые» эмульсии разрушаются значительно труднее «свежих» (рисунок 9). При повышении интенсивности работы микроволновой установки (увеличение времени нахождения эмульсии в аппарате), эффективность обезвоживания нефти возрастает. В некоторых опытах обработка эмульсии с помощью аппарата способствует уменьше-

Глубина обезвоживания %масс

т.

30 мин^^80 / —^ 3 мин

25 мин р /лС \ | А я мин

20 мин*^ х^ьХаЕ: / мин

15 мин 10 мин

В Термохимия (100 г/т + 70°С)

О Нагрев СВЧ (13 секунд до 70°С+ реагент 100 г/т)

Рисунок 9 - Обезвоживание нефти термохимическим методом с применением микроволновой технологии (срок хранения эмульсии 45 дней).

нию дозировки реагента.

Микроволновое воздействие также было использовано для обработки промежуточных слоев, формирующихся в отстойной аппаратуре. Промежуточные слои - это высокостойкие множественные нефтяные эмульсии с высоким содержанием воды и механических примесей. Как правило, для их разрушения требуется увеличение расхода ; реагента в 5 раз и повышение температуры до 80°С, чаще всего эти множественные | эмульсии образуются в отстойниках и резервуарах на границе раздела фаз, накопление которых способно свести массообмен к нулю и полностью нарушить любой технологический процесс. В настоящее время на промыслах промежуточные слои периодически подрезаются и доставляются на установки по переработке нефтяных шламов.

Для проведения испытаний были отобраны два образца промежуточных слоев: из отстойников установок подготовки нефти НГДУ «Азнакаевскнефть» (нефти девонского горизонта) и НГДУ «Лениногорскнефть» (нефти карбонового горизонта). Характеристика их приведена в таблице 2.

Таблица 2 - Характеристика промежуточных слоев.

№ п/ п Место отбора Гори зонт Плотность нефти при 20°С, кг/м3 Плотность эмульсии при 20°С, кг/м3 Обводненность эмульсии, % мае. Содержание мехпри-месей, % мае. Содер жа-ние смол, % Содержание асфаль-тенов, %

1 Азнакаевский товарный парк резервуар № 20 Девон 890 960 35 2,7 10,7 14,8

2 Горкинский товарный парк резервуар № 2 Карбон 925 980 13 3,9 18,5 19,6

Обработка образца №1 различными способами показала следующее (рисунок 10). При введении в систему реагента-деэмульгатора (Реапон 4В, Рекод 752А, Поли-нол, 500 г/т.) выделения обезвоженной нефти не происходит, отделение воды незначительно - 14% от общей воды в нефти. При дополнительном введении в промслой небольшого объема прямогонного бензина (tK„nemu - до 180 °С) (метод, облегчающий разрушение промслоя за счет снижения его вязкости и плотности) выделяется 70% обезвоженной нефти, а оставшиеся 30% приходятся целиком на промежуточный слой. Выделения воды из него не происходит: она перераспределяется, образуя нижний обводненный (более плотный и устойчивый промслой) и верхний безводный нефтяные слои. При обработке нефтяной системы, содержащей деэмульгатор (Реапон 4В, 500 г/т.) и растворитель, в микроволновой камере из промслоя выделяется 28% воды и 62% обезвоженной нефти. Количество промежуточного слоя при этом уменьшается до 10%. Подобный эффект достигается и при использовании другого химреагента (Полинол): совместное воздействие деэмульгатора, микроволн и добавки бензина (растворителя) позволяет получить обезвоженную нефть в количестве 65%, при этом количество промежуточного слоя уменьшается до 5%.

При обезвоживании более устойчивого промежуточного слоя №2, образованного из нефти карбонового горизонта, отделения воды не происходило - отмечался лишь ее переход из всего объема промслоя в нижние слои, в результате чего образовался верхний безводный слой нефти (рисунок 11).

Видно, что больший объем сухой нефти выделяется при микроволновом воздействии с введением в систему реагента-деэмульгатора и бензина.

Таким образом, для разрушения высокостойких водонефтесодержащих систем целесообразно использовать кратковременное воздействие на них микроволновых полей в сочетании со специально подобранными деэмульгаторами.

Подобная обработка через сутки отстоя позволяет резко уменьшить количество трудноразрушимых нефтяных систем и выделить из них до 85% обезвоженной нефти.

На действующих установках по подготовке нефти микроволновую технологию можно внедрить следующим образом. Промежуточные слои, образовавшиеся в отстойниках, смешиваются с реагентом и прямогонным бензином и прокачиваются через узел микроволновой обработки с определенной скоростью. Далее обработанные слои направляются в резервуары на суточный отстой (рисунок 12).

□ Промежуточный слой ШНефть ЕПВода

Рисунок 10 - Количество промслоя, нефти и воды |(% масс.), полученных из промслоя № 1 при раз-пличных условиях воздействия на него (время отстоя ¡24 часа):

1 - исходный промслой; 2 - термохимия; 3 - термохимия с введением бензина; 4 - обработка микроволнами с термохимией (Реапон 4В) и бензином; |5 - обработка микроволнами с термохимией (Поли-;нол) и с введением бензина.

Реагент+ бензин

наНШУ

Рисунок 12 Принципиальная технологическая схема по подготовке промежуточных слоев на местах его образования.

Отмеченная избирательность микроволнового поля к нефтям карбоновых горизонтов, вероятно, обусловленная значительно более высоким содержанием стабилизаторов-диполей в адсорбционных слоях эмульсий, так как диполи наиболее восприимчивы к воздействию микроволн. Определенная подвижность, вращение таких молекул приводит к разрыхлению прочной оболочки на глобулах воды, к существенному ослаблению ее структурно-механической прочности, что, в свою очередь, ста' новится важнейшим фактором эффективного разрушения эмульсии при воздействии

1 2 3 4 5 6

□ П ром ежуточны й слой НИ ефть ОВода

Рисунок 11 - Количество промслоя, нефти и воды (% масс.), полученных из промслоя № 2 при различных условиях воздействия на него (время отстоя 24 часа): 1 - исходный промслой; 2 - термохимия (300 г/т) с введением бензина; 3 - термохимия (500 г/т) с введением бензина; 4 - обработка микроволнами без реагента; 5 - обработка микроволнами с термохимией (300 г/т) и с введением бензина; 6 - обработка микроволнами с термохимией (500 г/т) и с введением бензина.

IV = -

реагента-деэмульгатора. В дополнение к этому, различная скорость нагрева компонентов нефтяной эмульсии способствует резкому увеличению разности плотностей двух фаз, что по закону Стокса (1) существенно облегчает расслоение эмульсий на нефть и воду.

^ (Рводы ~ Рнефти )<?

где IV- скорость оседания капель, см/с.;

с1 - диаметр отделяющихся капель воды, см; Рводы, Рнефти ~ плотности соответственно воды и нефти, г/см3; g - ускорение свободного падения, см/с2; п - динамическая вязкость нефтяной среды, г/см-с.

В отличие от классических методов, нагрев с помощью СВЧ-генератора глобул воды в эмульсии происходит не со стороны дисперсионной среды, а изнутри за счет вращения, трения непосредственно молекул воды (рисунок 13). Таким образом, стабилизирующий слой дополнительно прогревается с внутренней стороны, со стороны воды. Видимо, это вносит определенный вклад в положительное воздействие микроволн на процесс обезвоживания нефти.

структурно- механический дисперсная среда слой /

\ / , дисперсная фаза

'.нагрев. Чз^С"^

а)

структурно-

механический

слой

дисперсная фаза

п

б)

дисперсная среда

Рисунок 13 Нагрев нефтяной эмульсии: а) термическим методом; б) с помощью СВЧ-генератора.

Третья часть третьего раздела. Известно, что основной причиной образования промежуточных слоев является присутствие в эмульсиях механических примесей и сульфида железа. Однако причинами образования промежуточных слоев могут быть и применяемые деэмульгаторы, их высокая концентрация в системе. Для борьбы с механическими примесями и сульфидом железа, содержащимися в нефтяной эмульсии, существуют специальные способы и мероприятия. Систематических же исследований ассортимента деэмульгаторов на склонность их к образованию промежуточных слоев практически не проводилось. В заключительной части третьего раздела представлены результаты исследования реагентов-деэмульгаторов на склонность к образованию промежуточных слоев, а также рассмотрены некоторые пути, обеспечивающие существенное ослабление этого нежелательного свойства деэмульгаторов.

На наличие указанной склонности нами был проверен, в первую очередь, большой ассортимент реагентов (22 наименования), наиболее используемых для разрушения эмульсий в промысловых условиях. Все они являлись неионогенными ПАВ, в основном - блоксополимерами на основе оксидов алкиленов и их смесей. Испытания реагентов проводили на четырех естественных эмульсиях, которые были устойчивы в условиях испытаний и без реагентов не разрушались. В зависимости от стойкости эмульсий их разрушение проводили при различных расходах реагентов (50, 100, 150, 200 г/т.) при температуре 55 и 70 °С в течение двухчасового отстоя методом «бутылочной пробы». В этих условиях большинство реагентов обеспечили глубокое обезвоживание нефти (содержание остаточной воды составляло не более 1% мае.). После отстоя с границы раздела фаз нефть-вода отбирали промежуточный слой, в котором определяли содержание воды.

Результаты анализа показали, что наибольший объем промежуточного слоя высокой обводненности (до 10%) наблюдается при использовании реагентов Ла-прол, Рекод 752А, Рекод 758, Дипроксамин 157, Проксамин 385, Сепарол 5084. Небольшой объем промежуточного слоя с малым содержанием воды в нем (до 3 % мае.) получали при применении реагентов ЬМЬ, СНПХ 4315, Полинол.

Сравнение фенольных индексов испытуемых реагентов с их склонностью к образованию промежуточных слоев показало, что более гидрофобные реагенты (Полинол) не дают объемных промежуточных слоев. И наоборот, реагенты марки Ла-прол со значительно большим фенольным индексом, т.е. с большей гидрофильно-стью, образуют устойчивые промежуточные слои.

Реагенты-деэмульгаторы, применяемые на промыслах, являются блоксополимерами и имеют различное строение. Строение их зависит от стартового вещества, к которому присоединяются оксиды алкилена, или от структуры алкилфенолфор-мальдегидных смол как гидрофобной составляющей неионогенных ПАВ. Для изучения влияния структуры реагентов на их склонность к образованию промежуточного слоя были проведены исследования, в которых использовались деэмульгаторы различной структуры. В результате эксперимента было обнаружено, что реагенты, имеющие разветвленную структуру (Дипроксамин-157 и Лапрол 6003-18) дают промежуточный слой с большим содержанием воды - 3,6 и 3,01% соответственно. Реапон-4В, имеющий прямоцепочную структуру (таблица 3), практически не образует промежуточного слоя - содержание воды в нем составляет 0,86%.

Таблица 3 - Структурные формулы исследуемых реагентов.

Название реагента Структурная формула

Рсапон-4В ЩСгВД^СзВДЬО— НО— СзНз—ОН— О (СзНзО)2б (СгНлО)^ Н

Дипроксамин-157 (ОНА (СЬЬШОНОяН N— ОЬ— ОЬ— N ншо^сьншозд/ ^(суадш^оноин

Лапрол 6003-18 СН2-СНг —О-(С3 Н( 0)т (Сг Н, О). СНг-СИ;—О - (СЛД, (С2Н,0)п I СНг-СНг-О - (С,Н60)„(Сг11,0) .

Таким образом, было показано, что наибольшей склонностью к образованию промслоев обладают структурно-разветвленные реагенты с повышенной гидро-фильностью. Подобными характеристиками обладает деэмульгатор марки Лапрол 6003-18 и именно при его использовании, как отмечено в предшествующих испытаниях, образуются объемные обводненные промежуточные слои. С целью устранения такого недостатка были проведены исследования композиционных составов на основе Лапрола 6003-18.

Композиции были получены с применением четырех импортных присадок. Объем присадки в каждой композиции составлял 20% (в среднем на практике объем присадок к реагентам составляет Ю-20%): композиция №1 - Лапрол 6003-18 + присадка №1 (9909, Китай); композиция №2 - Лапрол 6003-18 + присадка №2 (ХТ-420, Канада); композиция №3 - Лапрол 6003-18 + присадка №3 (LML); композиция №4 - Лапрол 6003-18 + присадка №4 (5S-15, Канада).

Полученные смеси испытывали в процессе обезвоживания и сравнивали эффективность каждой композиции с действием самого Лапрола 6003-18 (таблица 4).

Как видно, положительный результат получен только при использовании композиции №2, которая обеспечивает наиболее глубокую степень обезвоживания нефти и минимальное содержание воды в промежуточном слое. Добавка к Лапролу присадок №1, №3, №4, при отсутствии положительных сдвигов по промелою ухудшает динамику отстоя воды.

В качестве присадок также были использованы реагенты-деэмульгаторы, не образующие промслоев - Реапон-4В и Полинол-53. При добавке реагента Полинол-53 в качестве присадки значительно снижается содержание воды в промежуточном слое (до 1,9%). При использовании в качестве присадки реагента Реапон-4В содержание воды в промежуточном слое не уменьшается.

Таблица 4 - Исследование композиций на основе Лапрол 6003-18 на склонность к образованию промслоев.___

Название реагента Глубина обезвоживания (% мае.) за время отстоя, мин. Остаточная вода в промежуточном слое, % мае. Остаточная вода в верхнем слое, % мае.

15 30 45 60 75 90 105 120

Комп. №1 8 12 18 30 61 76 76 76 3,40 1,10

Коми. №2 0 5 30 76 92 95 99 99 следы следы

Комп. №3 0 15 38 68 76 76 76 76 3,50 2,21

Комп. №4 0 20 73 87 94 96 96 96 3,34 следы

Лапрол 6003-18 0 0 18 30 68 76 91 91 3,99 1,2

Для объяснения эффекта от действия присадок была исследована смачивающая

способность реагента Лапрол 6003-18 и композиций на его основе. Смачивающую

способность фиксировали скоростью капиллярной пропитки твердой фазы. В качестве твердой фазы использовали кварцевый песок с диаметром частиц 0,3 - 1 мм. В этом случае твердая фаза (подложка) имела гидрофильную поверхность. Для создания гидрофобной поверхности на кварцевом песке были использованы природные эмульгаторы - асфальтены, выделенные из нефти. Сначала измеряли смачивающую способность присадок (рисунок 14). Наибольшая скорость капиллярной пропитки была характерна для присадки №2. Наименьшая смачивающая способность была у реагента Лапрол 6003-18 и присадки №1. Композиции №1, №3, №4, по сравнению с исходным Напролом, дают несущественное улучшение капиллярной пропитки.

Добавление присадки №2 к Лапролу существенно улучшает пропитку гидрофильной твердой фазы. Эти же закономерности, но с более явным эффектом, наблюдаются при смачивании асфальтеновой подложки. Таким образом, присадка №2 как индивидуально, так и в композиции проявляет лучшую смачивающую способность.

И, видимо, за счет лучшей смачивающей способности данной присадки существенно снижается образование промежуточного слоя в процессе обезвоживания нефти. Присадка хорошо смачивает природные эмульгаторы, удаляет их с границы раздела фаз, резко снижает механическую прочность на глобулах воды, в результате чего происходит укрупнение глобул и разрушение промежуточного слоя.

Таким образом, существенного снижения склонности реагентов к образованию промежуточного слоя можно добиться деэмульгирующим композиционным составом, используя в качестве присадок поверхностно-активные вещества, улучшающие смачивающую способность основного деэмульгатора по отношению к природным эмульгаторам.

В приложении 1 представлен акт промыслового испытания смеси деэмульгатора и присадки ХТ-420 на водонефтяной эмульсии ЦДНГ-1 ЗАО «Геология». Испытание показало положительный результат на способность смеси реагента с присадкой уменьшать образование промежуточного слоя при подготовке продукции скважин.

S ъ? О -V? ^ £

мин

•"■Ч*""" присадка №3 присадка № 1

■"■■J*"" присадка №2 ттт+тят п иСЛД Ка №4

"""■С......"Лапрол 6003-1 8

Рисунок 14 - Динамика смачивания гидрофобной твердой фазы реагентом Лапрол 6003-18 и присадками.

В приложении 2 приведен расчет экономической эффективности внедрения технологии по переработке промежуточных слоев на Северо-Альметьевском промышленном узле НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть». Средний чистый дисконтированный доход от внедрения данной технологии составит 1,1 млн. рублей в год (таблица 5).

Таблица 5 - Расчет экономической эффективности от внедрения технологии по пе-

реработке промежуточных слоев.

№ п/п Наименование затрат Ед. изм. До внедрения После внедрения Отклонение +,-

1 Капитальные вложения тыс. руб. 0 5700 5700

2 Объем утилизации промежуточного слоя в год тонн 2000 500 -1500

3 Эксплуатационные затраты: тыс. руб. 2865 3340,4 475,4

3.1 транспортные затраты на вывоз промежуточного слоя на нефтешламовую установку в год тыс. руб. 1470 490 -980

3.2 переработка промежуточного слоя на нефтеш-ламовой установке «Карабаш» (объем согласно п.2) тыс. руб. 1395 465 -930

3.3 на электроэнергию при эксплуатации СВЧ-генератора в год тыс. руб. 0 225,4 225,4

3.4 на оплату труда при обслуживании СВЧ-генератора в год тыс. руб. 0 120 120

3.5 на добавку в промежуточный слой растворителя (прямогонного бензина) в год тыс. руб. 0 2040 2040

4 Дополнительный объем нефти в год полученной после переработки промежуточного слоя на месте его образования тонн 0 1500 1500

5 Выручка от реализации дополнительного объема нефти в год, полученного после переработки промежуточного слоя на месте его образования тыс. руб. 0 8669 8669

6 Срок окупаемости лет 2,2

7 Средняя величина чистого дисконтированного дохода в год тыс. руб. 1100

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. В результате проведенного анализа, выявлена необходимость и возможность интенсификации процессов обезвоживания нефти при внутрипромысловой подготовке с применением различных физических полей. Доказано, что обработка «свежих» эмульсий в РПАА совместно с реагентом-деэмульгатором приводит к более интенсивному и более полному отделению воды от нефти, в сравнении с термическим или термохимическим воздействием на водонефтя-ную эмульсию, что позволяет рекомендовать его включение в систему сбора и подготовки нефти на промыслах, а именно, перед внутритрубной деэмульсаци-ей.

2. На основании изучения возможности применения микроволнового аппарата в процессе обезвоживания высоковязких нефтей и труднорасслаиваемых промежу-

точных слоев установлено, что под воздействием микроволн наиболее полно обезвоживаются тяжелые нефти карбонатных коллекторов и промежуточные слои, сформированные в отстойной аппаратуре. Показано, что деэмульгаторы с разветвленной структурой, как правило, приводят к образованию высокостойких эмульсий «промежуточных слоев».

Разработан метод обработки промежуточных слоев в микроволновом аппарате, сочетающий в себе воздействие на них реагента-деэмульгатора и растворителей (прямогонного бензина).

Разработана методика подбора реагентов-деэмульгаторов, используемых для разрушения нефтяных эмульсий, учитывающая их структуру и капиллярные свойства, позволяющая резко ослабить образование трудно расслаиваемых промежуточных слоев.

5. Разработана усовершенствованная технологическая схема сбора и подготовки скважиной продукции с включением в неё роторно-пульсационного акустического аппарата и СВЧ-генератора, позволяющая получить экономический эффект более одно миллиона с одной установки.

Основные положения диссертационной работы изложены в следующих публикациях:

1. Садриев А.Р. «Изучение влияния механико-акустического воздействия на процесс обезвоживания нефти» [Текст] /А.Р. Садриев, A.A. Гречухина, Р.Ф. Хами-дуллин // «Технология нефти и газа» - 2008 г. - №3. - С. 42-46.

2. Садриев А.Р. «Исследования воздействия микроволновой обработки на устойчивость нефтяных эмульсий» [Текст] / А.Р. Садриев, И.Р. Миргалиев, A.A. Гречухина, Г.А. Морозов // «Технология нефти и газа» - 2009 г. - №1. - С. 2831.

3. Патент 2354445 РФ, МПК7 B01F7/00. «Акустический способ обработки жидко-текучих сред в роторно-пульсационном акустическом аппарате для его осуществления» / А.Р. Садриев, В.М. Фомин, Р.Ф. Хамидуллин [и др.]; заявитель и патентообладатель А.Р. Садриев, В.М. Фомин, Р.Ф. Хамидуллин [и др.] - № 2007132601/15; заявл. 29.08.2007 г.; опубл. 10.05.2009 г.; Бюл. №13.

4. Патент 2366497 РФ, МПК7 B01F7/00. «Роторно-пульсационный акустический аппарат» / А.Р. Садриев, В.М. Фомин, Р.Ф. Хамидуллин [и др.]; заявитель и патентообладатель А.Р. Садриев, В.М. Фомин, Р.Ф. Хамидуллин [и др.]. - № 2007132600/15; заявл. 29.08.2007 г.; опубл. 10.09.2009 г.; Бюл. №25.

5. Садриев А.Р. «Исследование совместного воздействия на нефтяные эмульсии реагентов-деэмульгаторов и механико-акустической или микроволновой обработки» / А.Р. Садриев, И.Р. Миргалиев, A.A. Гречухина // «Нефтепромысловая химия» мат. IV Всероссийской науч.-практич. конференции. - Москва: РГУ. -2008г. -С. 173-175.

6. Садриев А.Р. «Применение роторно-пульсационного акустического аппарата в процессе подготовки нефти» / А.Р. Садриев, P.P. Фазулзянов, A.A. Гречухина

// «Жить в XXI веке» в мат. конкурса VIII Республиканской школы студентов и аспирантов. - Казань: Изд-во КГТУ. -2008 г. - С. 87-89.

7. Садриев А.Р. «Разрушение водонефтяных эмульсий с помощью роторно-пульсационного акустического аппарата» / А.Р. Садриев, P.P. Фазулзянов, A.A. Гречухина, Р.Ф. Хамидуллин // «Химия и химическая технология в XXI веке» мат. Всероссийской науч.-практич. конференции. - Томск. - 2009 г. - С. 253-

8. Садриев А.Р. «Влияние реагентов-деэмульгаторов на склонность к образованию промежуточных слоев» / А.Р. Садриев, Л.И. Фаррахова, A.A. Гречухина, Р.Ф. Хамидуллин // «Химия и химическая технология в XXI веке» мат. Всероссийской науч.-практич. конференции. - Томск. -2009 г. - С. 254-255.

9. Садриев А.Р. «Исследование реагентов-деэмульгаторов на склонность к образованию промежуточных слоев» [Текст] / А.Р. Садриев, Л.И. Фаррахова, A.A. Гречухина // «Технология нефти и газа» - 2009 г. - №6. - С. 16-18.

254.

Соискатель

А.Р. Садриев

Заказ №3557

Тираж 100 экз.

Отпечатано в ООО «БИ Компани-Сервис» 423450, РТ, г. Альметьевск, ул. Нефтяников, д.37 Тел.: (8553) 22-08-73, 22-05-02 Подписано в печать 25.04.2010 г.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Садриев, Айдар Рафаилович

Введение

Глава 1. Литературный обзор

1.1 Водонефтяные эмульсии: причины образования, устойчивости. Стабилизаторы эмульсии

1.2 Химический способ разрушения водонефтяных эмульсий

1.3 Физические методы разрушения эмульсии

1.3.1 Внутритрубная деэмульсация

1.3.2 Обезвоживание водонефтяной эмульсии с помощью электрического поля

1.3.3. Акустическая обработка нефтяных эмульсий 1.3.4 Микроволновая обработка нефтяных эмульсий

1.4 Промежуточный слой. Причины его возникновения, состав, способы разрушения

1.5 Выводы

Глава 2. Экспериментальная часть

Глава 3. Обсуждение результатов

3.1 Обезвоживание нефтей с применением роторно-пульсационого акустического аппарата (РПАА)

3.2 Обессоливание нефтей с применением РПАА

3.3 Обезвоживание нефтей с использованием микроволновых технологий

3.4 Исследование реагентов-деэмульгаторов на склонность к образованию промежуточных слоев

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование и интенсификация технологических процессов обезвоживания нефти с применением физико-химических методов"

Актуальность темы Общемировой тенденцией в области добычи нефти является постоянное увеличение доли добываемых тяжелых высоковязких нефтей. Сегодня в России такие нефти составляют более 20% от общей добычи, а в Татарстане - более 50%. В подобных углеводородных системах содержится повышенное количество тяжелых компонентов, асфальтосмолистых веществ, механических примесей. Их присутствие существенно осложняет процессы подготовки нефти, особенно - процессы обезвоживания. Кроме того, при обработке высоковязких нефтей образуются так называемые «промежуточные слои», отличающиеся крайне высокой устойчивостью к разрушению. Эти слои способны накапливаться в отстойной аппаратуре и ставить под угрозу непрерывность всего процесса подготовки нефти.

Промысловая подготовка тяжелых нефтей (обезвоживание, обессоливание) возможна при помощи традиционных методов -термических, химических, их комбинированием, а также с использованием электрополя. Однако необходимая в таких случаях их интенсификация -увеличение температуры обработки нефти, введение в поток повышенных дозировок селективных реагентов-деэмульгаторов, повышение напряженности электрополя - приводит к существенному удорожанию себестоимости подготовленной нефти.

Прогрессивным направлением совершенствования технологии подготовки нефти является внедрение в процесс аппаратов, воздействующих на нефтеводную систему другими полями различной физической природы: акустическими, магнитными, микроволновыми. Для каждого поля характерно свое специфическое воздействие на составляющие такой системы, которое, в ряде случаев, позволяет достигнуть высокой степени подготовки нефти там, где это было невозможно при использовании термических и химических методов. Эффективное применение подобных технологий требует обоснования метода подбора режима работы аппаратов в условиях конкретного месторождения. В настоящее время своеобразным препятствием для широкого внедрения подобных аппаратов является недостаточная изученность их эффективности действия на водонефтяные системы.

Согласно с вышеизложенным, разработка технологии внедрения аппаратов, воздействующих на нефти полями различной физической природы, является актуальной для нефтедобывающей промышленности. В данной работе рассмотрена возможность использования роторно-пульсационного акустического (РПАА) и микроволнового аппаратов в процессах обезвоживания водонефтяных эмульсий. Изучено совместное воздействие на эмульсии физических полей этих аппаратов и реагентов-деэмульгаторов. Рассмотрены некоторые способы борьбы с промежуточными слоями, образующимися в процессах деэмульсации, и методы, предотвращающие их образование.

Цель работы:

Интенсификация процессов обезвоживания скважинной продукции в процессах внутрипромысловой подготовки нефти с применением физико-химических методов для совершенствования существующей технологии.

Основные задачи исследований:

1. Анализ основных проблем подготовки тяжелых высоковязких нефтей.

2. Исследование влияния физических методов (роторно-пульсационный акустический и микроволновый аппараты) на подготовку нефти.

3. Изучение совместного воздействия на нефтяную эмульсию физических полей и реагентов-деэмульгаторов.

4. Исследование промежуточных слоев из отстойной аппаратуры установок подготовки нефти к возможности её деэмульсации.

5. Разработка технологии деэмульсации продукции скважин с использованием роторно-пульсационного акустического и микроволнового аппаратов.

Научная новизна работы: Научно обосновано использование различных физических полей в процессах интенсификации деэмульгирования нефтяных эмульсий. В зависимости от её стойкости, времени образования, применяемых химических реагентов экспериментально показано:

1.1 Для естественно образующейся эмульсии, выходящей из скважины, наилучшую эффективность деэмульгирования показало применение роторно-пульсационного акустического аппарата в сочетании с неионогенными деэмульгаторами.

1.2 Для более стойких эмульсий (тяжелых нефтей из карбонатных отложений) и эмульсий из, так называемых, промежуточных слоев эффективной является совместная обработка СВЧ-генератором, деэмульгатором и растворителем.

2. Научно обоснована гипотеза формирования промежуточного слоя в отстойниках, объясняющая факт получения сверхстойкой эмульсии, образующейся в присутствии деэмульгаторов с разветвленной структурой.

Практическая ценность работы:

1. Разработаны и усовершенствованы технологии физико-химического воздействия при деэмульгировании скважинной продукции в процессах внутрипромысловой подготовки нефти:

1.1 Технология обезвоживания нефти, непосредственно сразу при подъеме её на поверхность с помощью РПАА и с добавлением химических реагентов-деэмульгаторов.

1.2 Технология эффективного деструктивного воздействия на промежуточные слои с использованием реагентов-деэмульгаторов, прямогонного бензина и микроволнового воздействия.

2. Разработана технологическая схема включения в систему сбора и промысловой подготовки продукции скважин РПАА и СВЧ-генератора, позволяющая интенсифицировать процесс деэмульсации нефти с экономическим эффектом более одного миллиона рублей в год с одной установки.

Апробация результатов исследований:

Результаты работы докладывались и обсуждались в VIII Республиканской школе студентов и аспирантов «Жить в XXI веке» (Казань, 2008 г.), на IV Всероссийской конференции «Нефтепромысловая химия» (Москва, 2008 г.), на X Всероссийской научно-практической конференции аспирантов и студентов «Химия и химическая технология в XXI веке» (Томск, 2009 г.)

Публикации:

Основное содержание диссертационной работы отражено в 9 публикациях: 2-х патентах на изобретение, 3-х статьях в изданиях, рекомендованных ВАК, 4-х тезисах докладов.

Объем и структура диссертации:

Диссертация изложена на 163 страницах, включающих 26 таблиц, 62 рисунка, список литературы из 133 наименований, и состоит из введения, трех глав, выводов и приложений.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Садриев, Айдар Рафаилович

Основные результаты и выводы.

1. В результате проведенного анализа, выявлена необходимость и возможность интенсификации процессов обезвоживания нефти при внутрипромысловой подготовке с применением различных физических полей. Доказано, что обработка «свежих» эмульсий в РПАА совместно с реагентом-деэмульгатором приводит к более интенсивному и более полному отделению воды от нефти, в сравнении с термическим или термохимическим воздействием на водонефтяную эмульсию, что позволяет рекомендовать его включение в систему сбора и подготовки нефти на промыслах, а именно, перед внутритрубной деэмульсацией.

2. На основании изучения возможности применения микроволнового аппарата в процессе обезвоживания высоковязких нефтей и труднорасслаиваемых промежуточных слоев установлено, что под воздействием микроволн наиболее полно обезвоживаются тяжелые нефти карбонатных коллекторов и промежуточные слои, сформированные в отстойной аппаратуре. Показано, что деэмульгаторы с разветвленной структурой, как правило, приводят к образованию высокостойких эмульсий «промежуточных слоев».

3. Разработан метод обработки промежуточных слоев в микроволновом аппарате, сочетающий в себе воздействие на них реагента-деэмульгатора и растворителей (прямогонного бензина).

4. Разработана методика подбора реагентов-деэмульгаторов, используемых для разрушения нефтяных эмульсий, учитывающая их структуру и капиллярные свойства, позволяющая резко ослабить образование трудно расслаиваемых промежуточных слоев.

5. Разработана усовершенствованная технологическая схема сбора и подготовки скважиной продукции с включением в неё роторно-пульсационного акустического аппарата и СВЧ-генератора, позволяющая получить экономический эффект более одно миллиона с одной установки.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Садриев, Айдар Рафаилович, Москва

1. Тронов, В.П. Разрушение эмульсий при добыче нефти / В.П. Тронов. -М.: Недра, 1974. 272 с.

2. Гельфман, М.И. Коллоидная химия / М.И, Гельфман, О.В. Ковалевич, В.П. Юстратов. 2-е изд. - СПб.: Лань, 2004. - 336 с.

3. Позднышев, Г.Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий / Г.Н. Позднышев. М.: Недра, 1982. - 271 с.

4. Оркин К.Г., Кучинский П.К. Физика нефтяного пласта. -М.:ГНТИ, 1955.-156 с.

5. Разработка нефтяных месторождений: в 4-х т. / Акад. Естеств. Наук, НК «Юкос», «АО «Юганскнефтегаз», НПФ «Нефтегазсервис»; Под ред. Н.И. Хисамутдинова, Г.З. Ибрагимова // Сбор и подготовка промысловой продукции. -М.: ВНИИОЭНГ, 1994.

6. Ребиндер П.А. // Избранные труды. Поверхностные явления в дисперсных системах. Коллоидная химия. —М.: Наука, 1978. 368 с.

7. Шехтер Ю.Н., Крейн С.Э., Тетерина Л.Н. Маслорастворимые поверхностно-активные вещества. -М.: Химия, 1978. -301 с.

8. Посадов, И.А. Структура нефтяных асфальтенов / И.А. Посадов, Ю.В. Поконова Л.: ЛГУ, 1977. - 76 с.

9. Speight J.G. / The Arabian Journal for Science and Engineering. 1994. -v.19. - 337 p.

10. Сюняев, З.И. Нефтяные дисперсные системы / З.И. Сюняев, Р.З. Сафиева, Р.З. Сюняев. М.: Химия, 1990. - 226 с.

11. Капустин, В.М. Дисперсные состояния в каталитических системах нефтепереработки / В.М. Капустин, З.И. Сюняев. М.: Химия, 1992 - 150 с.

12. Надиров, Н.К. / Н.К. Надиров, К.С. Жумашева, С.М. Буркитбаев, A.C. Антошкин // Химия и технология топлив и масел. 1987. - №7. - С. 25-27.

13. Туманян Б.П.: автореф. дисс. на соиск. уч. степ. докт. техн. наук. / Б.П. Туманян. М., 1993. - 48 с.

14. Zenke G. Dissertation T.U. / Clausthal. Germany. - 1989.

15. Байков H.H. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды / H.H. Байков, Т.Н. Позднышев, Р.И. Мансуров. М.: Недра, 1981.-261 с.

16. Коллоидные стабилизаторы нефтяных эмульсий / A.A. Петров, Г.Н. Позднышев, К.Г. Новикова, Р.И. Мансуров // Нефтяное хозяйство. -1974.-№ 1.-С. 17-20.

17. Петров A.A. Коллоидные стабилизаторы нефтяных эмульсий / A.A. Петров, Г.Н. Позднышев. М.: Недра, 1971. - 348 с.

18. Петров A.A. Основы химического деэмульгирования нефтей./ A.A. Петров,- М.: Наука, 1974.- 230 с.

19. Speight J.G. / The Chemistry and Technology of Petroleum. Ins. New York, Basel, Hong Kong, Marsel Dekker. - 1991. - 441 p.

20. Петров A.A. Углеводородный состав нефтей и устойчивость нефтяных эмульсий./A.A. Петров, Г.Н. Позднышев.- М.: Недра, 1971.-227с.

21. Проскуряков, В.А. Химия нефти и газа: учебное пособие для вузов / В.А. Проскуряков, А.Е. Драбкин. JL: Химия, 1981. - 359 с.

22. Веретенникова Н.В. Состав потенциальных стабилизаторов нефтяных эмульсий и их связь с параметрами обезвоживания при низких температурах./ Н.В. Веретенникова, A.A. Петров, Б.Г. Валеев // Нефтепромысловое дело.- 1975.- № 22.- С.35-40.

23. Петров A.A. Влияние структуры асфальтово-смолистых веществ на их коллоидно-химические свойства / A.A. Петров, Г.Н. Позднышев, Г.М. Манохин// Тр. СоюздорНИИ.- 1971,- Вып. 26,- С. 51-59.

24. Карцев, A.A. Основы геохимии нефти и газа / A.A. Карцев. М.: Недра, 1978.-c.100- 105.

25. Левченко, Д.Н. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения / Д.Н. Левченко и др.. М.: Химия, 1967. - 200 с.

26. Байваровская, Ю.В. Влияние механических примесей на процессы подготовки нефти / Ю.В. Байваровская и др. // Нефтепромысловое дело. -1983. №7.-С. 18-19

27. Тронов, В.П. Исследование прочности пленок на границе нефть вода / В.П. Тронов и др. // В сб. науч. тр. ТатНИПИнефть. 1977. - №35. - С. 259267

28. Исмагилов, Х.К. Экспериментальное исследование и разработка технологии обезвоживания природных битумов месторождений Татарии / Х.К. Исмагилов и др.. // Обз. инф. сер. Нефтепромысловое дело. 1994. -№7, 8.-С. 17-18.

29. Доброскок, И.Б. Анализ природных стабилизаторов неразрушенной части нефтяной эмульсии / И.Б. Доброскок, Е.А. Лапига, Л.З. Климова // Нефтепромысловое дело. 1994. - №7-8. - С. 17-18.

30. Сафиева Р.З., Сюняев Р.З. Физико-химические свойства нефтяных дисперсных систем и нефтегазовые технологии. -М.: РТУ Нефти и газа им. Губкина, 2007. -580 с.

31. Петров A.A., Борисов С.И., Смирнов Ю.С., Механизм действия ПАВ, как деэмульгаторов нефтяных эмульсий. В кн.: Тр. Международного конгресса по поверхностно-активным веществам. -М.: Мир, 1987. Т.З. С. 972-984.

32. Измерение частиц стабилизаторов водонефтяных эмульсий методом светорассеяния./ Блатова С.А., Петров A.A., Спицын В.А. и др. В кн.: Техника и технология добычи нефти и бурение скважин.» Тр. Гипровостокнефть, Куйбышев, 1978. Вып. 32. С. 144-148

33. Петров A.A., Блатова С.А. Изучение устойчивости углеродных слоев на границе с водными растворами деэмульгаторов. // Химия и технология топлив и масел. 1969. №5. с. 25-32

34. Sheu Е., Storm D., De Таг, M. J. Od Non-Cristalline Solids / Ed. M.K. Sharma, Yen T.F. New York: Plenum Press. - 1991. - v. 131-133. - 341 p.

35. Туманян, Б.П. Научные и прикладные аспекты теории нефтяных дисперсных систем / Б.П. Туманян. М.: Наука и техника, 2000. - 335 с.

36. Кремнев Л.Я., Соскин С.А. //Коллоидн. журнал. 1949, № 11, С. 24-27

37. Кругляков П.М., Ровин Ю.Г., Корецкий А.Ф. Об ориентации молекул ПАВ в адсорбционных слоях на поверхности раздела двух жидкостей. Докл. АН СССР, 1972. Т. 205. С. 396-399.

38. Кремнёв Л.Я., Сквирский Л.Я., Абрамзон A.A. Процессы химической технологии. АН СССР «Гидродинамика, теплопередача и массоперенос», 1965,- 345 с.

39. Fendler J.H.//Acc. Chem. Res., 1980, V.13. №1, P. 7-9.

40. Кремнёв Л.Я., КуйбинаН.И. Коллоидн. журнал. 1, 38, 1951.

41. Адам Н.К. Физика и химия поверхностей. Госхимтехиздат, 1948. -с. 196

42. Johnson R.E., Dettre R.H. Surface and Colloid Science. V. 2. New Work: Wiley Interscience. 1969. P. 85-153.

43. Martinek K., Yatsimirsky A.K., Osipov A.P., Berezin I.V. //Tetrahedron. 1975. №31, P. 709-711.

44. Сидурин, Ю.В. О роли мехпримесей в стабилизации водонефтяных эмульсий / Ю.В. Сидурин, Р.И. Мансуров. // В сб. науч. тр. «Сбор и подготовка газонасыщенной нефти и воды и борьба с коррозией нефтепроводов». Уфа. - 1982. - С. 75-81

45. Позднышев, Г.Н. О влиянии мехпримесей в нефти на эффективность деэмульгатора / Г.Н. Позднышев, P.M. Ручкина, Р.И. Мансуров // Нефтепромысловое дело. -1973. №6

46. Борисов СИ., Петров A.A., Веретенникова П.В. К вопросу об устойчивости смесей сероводород-, железосодержащих нефтяных эмульсий. -Тр. Гипровостокнефть, Куйбышев, 1974. Вып. 22. С. 24-28.

47. Борисов СИ., Петров A.A., Веретенникова ПВ. Устойчивость смесей угленосного и девонского горизонтов месторождений Куйбышевской и Оренбургской областей. //Нефтяное хозяйство. 1973. № 10. С. 39-43.

48. Ширеев А.И., Тронов В.П. Технология деэмульсации угленосных нефтей и их смесей с девонскими. Тр. ТатНИПИнефть, Бугульма, 1975. Вып. 28. С. 81-85.

49. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. Изд. 2-е, перераб. и доп. М., Недра, 1979, 319 с.

50. Тронов В.П. Системы нефтегазосбора и гидродинамика основных технологических процессов / В.П. Тронов. Казань: Фэн, 2002. - 512 с.

51. Ребиндер П.А. Поверхностные явления в дисперсных системах. Избранные труды. / П.А. Ребиндер. М.: Наука, 1978. -368 с.

52. Копылов A.C. Водоподготовка в энергетике / A.C. Копылов, В.М. Лавыгин, В.Ф. Очков. М.: МЭИ, 2003.

53. Красноярский государственный университет / Официальный сайт. / http://kristall.lan.krasu.ru

54. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти.: М.,"Недра", 1977, 271 с.

55. Lucassen J., Van den Templel M.//Chem. Eng. Sei. V. 27. P. 1283-1291.

56. Измайлова B.H., Ямпольская Г.П., Сумм Б.Д. Поверхностные явления в белковых системах. М.: Химия. 1988. -239 с.

57. De Groote V. The Science of Petroleum / Oxford University Press. -London, New York, Toronto. 1938. - v.l. - 616-637 p.

58. Наметкин, C.C. Переработка нефти, / С.С. Наметкин. М.: АН СССР, 1955.-589 с.

59. Verger R., Mieras М.С. de Haas G.N. / J. Biol. Chem. 1973. - V.248. -4023-4034 p.

60. Bender M.L. Mechanisms of Homogeneous Catalysis from Protons to Proteins / Wiley-Interscience. New York. - 1971. - 256-278 p.

61. Bender M.L., Brubacher L.J. Chemistry and Enzyme Action / Mc Grew Hill Book Co. New York. - 1973. - 455 p.

62. H. Шенфельд Поверхностно-активные вещества на основе оксида этилена./Пер. с нем./Под ред. H.H. Лебедева. -М.: Иностранная литература, 1982. -752 с.

63. Cram D.J. Applications of Biochemical Systems in Organic Chemistry. In: Techniques of Chemistry Series/J.B. Jones, C.J. Sih, D. Perlman, Eds. Wiley-Interscience, New York, 1976.V.10. Part II. № 5. P. 815-874.

64. Ивахно С.Ю., Афанасьев A.B., Ягодин Г.А., Мембранная экстракция неорганических веществ //Итоги науки и техники. Сер. Неорганическая химия. 1985. т. 13. С. 84-87.

65. Ахметов С.А. Физико-химическая технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа, 1977, Ч.1., С. 146-150.

66. Намёткин С.С. Переработка нефти. Ч. 2, Изд. АН СССР, 1955, 589 с.

67. Martinek К., Yatsimirsky А.К., Osipov А.Р., Berezin I.V. //Tetrahedron. 1975. №31, P. 709-711.

68. Bunton C.A., Cerichelli G., Ihara I., Sepulveda L. //J. Am. Chem. Soc, 1979, V. 101, №9, P. 2429-2435.

69. Межфазный катализ. Химия, катализаторы, применение./Пер. с англ./Под ред. ЧарльзаМ. Старкса. М.: Химия, 1987.- 158 с.

70. Урьев Н.Б., Высококонцентрированные дисперсные системы, М., 1980. -128 с.

71. No К.Н., Gutsche C.D.//J. Org. Chem., 1982. № 47. P. 2713-2719.

72. Lairon D., NaldoneC, Piereni G.//Biochim. Biophys. Acta. 1980. V. 618. N l.P. 119-128.

73. Lee R., Richards F.M.//B. Res. Con. 1985. V. 128. N 2. P. 670-675.

74. Verger R., Mieras M. С. de Haas G.N.//J. Biol. Chem. 1973. V. 248. P. 4023-4034.

75. Сумм Б. Д., Горюнов Ю.В. Физические основы смачивания и растекания. -М.: Химия, 1976, 232 с.

76. Елпидинский, A.A. Многофункциональные реагенты для нефепромыслов на основе алкилфенолоформальдегидных смол // дисс. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. Казань. -120 с.

77. Левченко, Д.Н. Технология обессоливания нефтей на нефтеперерабатывающих предприятиях / Д.Н. Левченко, Н.В. Николаева -М.: Химия, 1985.-169 с.

78. Ярославский центр телекоммуникаций и информационных систем в образовании / Официальный сайт. / http://www-koi8-r.edu.yar.ru

79. Gutsche CD., Mei G.C, //J. Am. Chem. Soc, 1985, 107, №26, P. 7964-7975

80. Anoardi L., Fornasier R., Tonellato U. //J. Chem. Soc. Perkin. Trans. II, 1981, №2, P. 260-274

81. O'Connor C.J., Porter A.J., //Austral. J. Chem., 1981, V.34, № 8, P. 16031610

82. Бегунов A.B., Рутковский Г.В., Кузнецов Г.Г. //Журнал орг. химии. 1981, №17, С 1668-1679

83. Moss R.A., Ihara Y./7J. Org. Chem. 1983, V. 48, №4, P. 588-595

84. Brown J.M., Bunton С A, Diaz S., Ihara Y. //J. Org. Chem., 1980, V.45, № 21, P. 4169-4174

85. Mirakami Y., Nakano A., Yoshimatsu A., Natsumoto K. //J. Am. Chem. Soc, 1981, V.103, № 10, P. 2750-2763

86. Ihara Y. //J. Chem. Soc. Perkin. Trans. II, 1980, № 10, P. 1483-1488.

87. Breslow R., Campbell P. Selective aromatic substitution within a cyclodextrin mixed complex.//! Am. Chem. Soc. 1969. V. 91, P. 3085-3099.

88. Komiyama M., Breaux E.J., Bender M.L. The use a cycloamylose to probe the «charge-relay» system. Bioorg. Chem. 1977. V. 6, P. 127-136.

89. Emert J., Breslow R. Modification of the cavity of p-cyclodextrinby flexible capping. J. Am. Chem. Soc. 1975. V. 97, P. 670-672.

90. Мартинек А, Левашов A.B. В кн.: «Биокатализ: История моделирования опыта живой природы». Ред. И.В. Березин, В.И. Кузнецов., М.: Наука, 1984, -100 с.

91. Березин И.В., Мартинек К, Яцимирский А.К. //Усл. химии, 1973, № 42, С. 787-798.

92. Степанова, Т.В., Чернышева Е.А., Кожевникова Ю.В. Влияние деэмульгаторов, используемых при подготовке нефти, на процесс ее переработки / Т.В. Степанова, Е.А. Чернышева, Ю.В. Кожевникова // Технология нефти и газа. 2005. - №3. - с. 14-19

93. Хуторянский, Ф.М. «Геркулес 1603». Новый нефтерастворимый деэмульгатор отечественного производства / Ф.М. Хуторянский и др.. // Мир нефтепродуктов. 2003. №3. - С. 11-14

94. Салимов, М. Образование органических отложений / М. Салимов // http://www.msalimov.narod.ru.

95. Иващук Ю.А., Измайлова В.Н., Ямпольская Г.П.//Коллоидн. журнал. 1986, Т. 48, №4, С. 556-560.

96. Blow D.M. Structure and mechanism of chymotrypsin / Acc. Chem. Res. 9. 1976. - 145-152 p.

97. Журков, С.H. Физические свойства прочности. Наука и человечество / С.Н. Журков. М.: Знание, 1973.- 177 с.

98. Тронов В.П., Грайфер В. И., Саттаров У.Г. Деэмульсация нефти в трубопроводах.: Татарское книжное издательство, Казань, 1970 г.

99. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах, 1987 г., 144 с.

100. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. Изд. 2 перераб. и доп. М., Недра, 1979, 319 с.

101. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти.: М.,"Недра", 1977, 271 с.

102. Разрушение эмульсии в тонких слоях. "Труды ТатНИПИнефть", 1973, вып. 25, с. 176-184, Авт.: В.П. Тронов, В.П. Орлинская, Л.А. Монахова

103. Тронов В.П. Механизм разрушения эмульсии с помощью водорастворимых реагентов. " Труды ТатНИПИнефть ", 1973, вып. 25, с. 128-141.

104. Тронов В.П., Розенцвайг А.К. Механизм доведения реагента до капелек пластовой воды на стенках аппаратов. "Труды ТатНИПИнефть", 1973, вып. 25, с. 158-167.

105. Тронов В.П., Орлинская В.П., Гайфутдинова К.И. О влиянии некоторых факторов на деэмульсацию нефти. "Труды ТатНИПИнефть", 1966, вып. 9, с. 386-395.

106. Глазков, А.Н. Электрооборудование насосных и компрессорных станций и нефтебаз / А.Н. Глазков. М.: Недра, 1973. - 205 с.

107. Дунюшкин, И.И. Сбор и подготовка скважинной продукции нефтяных месторождений / Дунюшкин, И.И. М.: РГУ Нефти и газа им Губкина, 2006. -320.

108. Фарамазов, С.А. Эксплуатация оборудования нефтеперерабатывающих заводов / С.А. Фарамазов. М.: Химия, 1969 - 304 с.

109. Фомин В.М. Исследование акустического воздействия на жидкотекучие среды / В.М. Фомин // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 10. - С. 46-47.

110. Фомин, В.М. О механизме воздействия акустических колебаний на жидкие среды / В.М. Фомин и др. // Вестник КГТУ им. А.Н. Туполева. -2002.-№3.-С. 3-8

111. Пат 2288777 РФ, МКИ В01Г7/00. Акустический способ обработки жидкотекучих сред в роторно-пульсационном акустическом аппарате / В.М. Фомин и др.; патентообладатель Фомин Владимир Михайлович. № 2005117678/15; заявл. 07.06.2005; опубл. 10.12.2006.

112. Пат 2140813 РФ, МКИ В01Г7/00. Способ акустической обработки жидкотекучих сред и роторно-пульсационный аппарат для его осуществления / В.М. Фомин и др.; патентообладатель Фомин Владимир Михайлович. № 98116660/12; заявл. 01.09.1998; опубл. 10.11.1999.

113. Пат 2146967 РФ, МКИ В01Г7/12, В01Г7/28. Роторно-пульсационный акустический аппарат / В.М. Фомин и др.; патентообладатель Фомин Владимир Михайлович. № 98116610/12; заявл. 01.09.1998; опубл. 27.03.2000.

114. Шибаева О.Н. Разработка способов разрушения водных эмульсий высоковязких нефтей: автореф. дис. на соиск. уч ст. к-та техн. наук / О.Н. Шибаева. -Казань, 2004.-21 с.

115. Аль-Обайди Адель Ш.Х. Деэмульгаторы для подготовки тяжелых нефти: автореф. дис. на соиск. уч ст. к-та техн. наук / Ш.Х. Аль-Обайди Адель. Казань, 2004.- 16 с.

116. Микроволновые технологии в нефтегазодобывающем комплексе / Морозов Г.А. и др. //Антенна. 2003,- № 75.- С. 69-72.

117. Thuery J. Microwaves applications in industry and medicine. Artec House, London, 1996.

118. Новиков M.A. Применение микроволновой обработки для разрушения водонефтяной эмульсии: дип. раб. М., 2005 -52 с.

119. Зарипов, А.Г., Семенов Б.Д. Разработка технологии и техники подготовки нефтей с повышенным содержанием механических примесей / Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловая дело. -М.: ВНИИОЭНГ, 1982. -Вып. 1.-С. 27-29.

120. Ибрагимов, Н.Г. Осложнения в нефтедобыче / Ибрагимов Н.Г. и др.. -Уфа: ООО «Издательство научно-технической литературы «Монография», 2003.-302 с.

121. Оценка эффективности деэмульгаторов и контроль степени подготовленности эмульсий к разделению / Т.Ф. Космачева, Р.З. Сахабутдинов, Ф.Р. Губайдуллин, JI.B. Павлова // Нефтяное хозяйство. -2005 -№ 11.-С.25-33.

122. Современное состояние проблемы переработки промежуточных слоев: сб. научных трудов ТатНИПИнефти. М.: Наука, 2000. - 273 с.

123. A.c. 726831 СССР. Способ разрушения эмульсии промежуточного эмульсионного слоя / В.Ф. Голубев, A.A. Гилязов, Н.Г. Хохлов // Б.И. 1979. - №5.

124. Космачева Т.Ф. Состав для разрушения эмульсии промежуточных слоев / Т.Ф. Космачева// БИ,- 1991. Вып. 26.- С. 34-35.

125. Петров A.A. Способ удаления шлама из жидкой контактной массы /

126. A.A. Петров // БИ.- 1978. Вып. 45.-С.37-40.

127. Тронов В.П. Способ переработки нефтеотходов / В.П. Тронов // БИ.-1997.-Вып. 34.-С. 14-18.

128. Веретенникова Н.В. Установка для обработки стойкой ловушечной нефти / Н.В. Веретенникова // БИ.- 1989. Вып. 31 .-С. 56 - 57.

129. Кабирова Л.Э. Устройство для обезвоживания и очистки нефти от механических примесей / Л.Э. Кабирова // БИ.- 1987. Вып. 13.- С. 42 - 44.

130. Борисов СИ. Система сбора и подготовки газонефтеводяной смеси с механическими примесями / СИ. Борисов // БИ.- 1991.- Вып. 22.-С. 54-56.

131. Михайловский М.К. Технология подготовки ловушечной нефти на промыслах объединения Удмуртнефть / М.К. Михайловский, А.Н. Юсупов,

132. B.Г. Агеев // Нефтепромысловое дело. 1982. - № 11. - С. 20 - 21.

133. Борисов С.И., Петров A.A., Веретенникова И.В. и др. О совместной подготовке нефти угленосного и девонского горизонтов / Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1976. - Вып. 6. - С. 30-38.

134. Тарасов М.Ю., Зырянов А.Б. Предварительная оценка технологическихпараметров подготовки нефти на основе классификации нефтей по