Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование и разработка методов обезвоживания скважинной продукции нефтяных месторождений

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование и разработка методов обезвоживания скважинной продукции нефтяных месторождений"

На правах рукописи

МАГОМЕДШЕРИФОВ НУХ ИМАДИНОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2009

003465923

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Федерального агентства по образованию

Научный руководитель - кандидат технических наук, доцент

Леонтьев Сергей Александрович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Андреева Наталья Николаевна - кандидат технических наук Савватеев Юрий Николаевич

Ведущая организация - Открытое акционерное общество «Сибирский

научно - исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

Защита состоится 24 апреля 2009 г. в 9.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38, ауд. 225.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.

Автореферат разослан 24 марта 2009 г.

Г.П. Зозуля

Ученый секретарь

диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В настоящее время большинство нефтяных

месторождений Западной Сибири находятся на заключительной стадии разработки, для которых характерна высокая обводненность (96-98 %) скважинной продукции. Одной из наиболее сложных задач, возникающих при подготовке скважинной продукции таких месторождений, является разрушение водонефтяных эмульсий, образующихся на различных стадиях обезвоживания.

Технологические схемы подготовки нефти месторождений формировались в условиях их ускоренного освоения, при этом не были выполнены широкие научные исследования физико-химических свойств скважиной продукции для обоснования процессов обезвоживания нефти.

Сложность технологии разрушения водонефтяных эмульсий заключается в необходимости одновременного учета множества параметров, меняющихся в динамике. К ним относятся: компонентный состав нефти, степень ее обводненности, температурный режим, необходимость индивидуального подбора химических реагентов — деэмульгаторов, с учетом их стоимости, а также средств, понижающих вязкость для каждого конкретного объекта с одновременной корректировкой их дозировок с течением времени в зависимости от изменения условий. Поэтому исследование факторов, влияющих на эффективность подготовки товарной нефти, является весьма актуальным.

Цель работы

Повышение эффективности подготовки нефти к транспорту путем совершенствования технологических схем и режимов процессов обезвоживания скважинной продукции.

Основные задачи исследования

1. Анализ результатов применения деэмульгаторов для повышения эффективности процессов обезвоживания скважинной продукции.

2. Опытно - промышленные исследования процесса обезвоживания средних и тяжелых нефтей с использованием трехфазного сепаратора.

3. Исследование технологических параметров процесса обезвоживания легких нефтей с применением метода гравитационного разделения нефти и воды (холодного отстоя) для разработки технических средств подготовки скважинной продукции.

4. Промысловая апробация технологии подачи реагентов на установках подготовки нефти и определение оптимального технологического режима их работы на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».

Научная новизна выполненной работы

1. Научно обоснована эффективность действия реагентов деэмульгаторов ФЛЭК Д 012 и УНИКЭМ (композиция на основе ФЛЭК Д 012) во времени и при изменении концентрации для подготовки скважинной продукции при добыче средних и тяжелых нефтей месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».

2. Впервые для эксплуатации месторождений средних и тяжелых нефтей предложена методика промыслового исследования процесса обезвоживания с применением трехфазного сепаратора (газ - нефть - вода).

Практическая ценность и реализация

1. Реализация технологии компаундирования разнотипных нефтей с различной плотностью как эффективного способа снижения давления насыщенных паров нефти обеспечила увеличение выхода товарной нефти и дополнительную сдачу ее в объеме 100-300 тыс. тонн в год, а также, сокращение затрат на дополнительный нагрев нефти и утилизацию легких фракций.

2. Разработан аппарат для обезвоживания легких нефтей, внедрение которого на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» позволил разделять эмульсию без применения деэмульгатора, это обеспечило экономический эффект более 1150000 руб. в год.

3. Результаты исследований, выводы, методические и практические рекомендации вошли в технологические регламенты установок

предварительного сброса воды (УПСВ) Крайнего, Карамовского, Сугмутского и Романовского месторождений, установок подготовки нефти (УПН) Муравленковского центрального пункта сбора (ЦПС), Суторминского ЦПС и Холмогорского ЦПС ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз».

Апробация результатов работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: Международной научно-практической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, ТюмГНГУ, 2003 - 2007 гг.), на научно -технических советах ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнетегаз» (2003 - 2008 гг.), на научно-технических семинарах и заседаниях кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений ТюмГНГУ (2003 - 2008 гг.)

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 13 печатных работах, в том числе 5 статей в изданиях, рекомендованных ВАК РФ, в одной монографии. Получен патент на изобретение.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 132 страницах машинописного текста, содержит 18 таблиц, 23 рисунка. Состоит из введения, пяти разделов, основных выводов и рекомендаций, списка источников из 206 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснованы постановка и актуальность темы, сформулированы цель, основные задачи исследования, научные положения, научная новизна и практическая ценность работы.

В первом разделе изучены классификация нефтяных эмульсий, основные закономерности образования и факторы устойчивости нефтяных эмульсий, реологические свойства нефтей и влияние их на процессы эмульгации и деэмульгации на основе трудов отечественных и зарубежных ученых: Андреевой H.H., Байкова Н.М., Емкова A.A., Митрофанова А.З., Мышкина

Е.А., Петрова A.A., Порайко И.Н., Позднышева Г.Н., Рахматуллина Г.М., Ребиндера П.А., Смирнова Ю.С., Тронова В.П., Хамидуллина Ф.Ф.

В результате проведенного анализа динамики внедрения современных деэмульгаторов в России было установлено, что в последнее десятилетие проводится активное внедрение неионогенных деэмульгаторов последнего поколения как импортных, так и отечественного производства. С учетом высокой стоимости зарубежных деэмульгаторов и накопленного положительного опыта работы с использованием отечественных деэмульгаторов марки СНПХ меньшей стоимости целесообразен переход предварительной подготовки нефти на использование деэмульгаторов СНПХ-4315, СНПХ-4705, СНПХ-4810А на 70-80%, а импортные деэмульгаторы применять только при нарушении режима или повышенной устойчивости обрабатываемых эмульсий. Вместе с тем следует отметить, что по данным множества исследований разработка и применение способов деэмульгации остается актуальной задачей. Все это обуславливает необходимость дальнейших исследований по выявлению наибольшей эффективности и внедрению новых реагентов и способов их применения.

Во втором разделе представлена общая характеристика месторождений, разрабатываемых ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», а также технологических схем сбора и подготовки скважинной продукции нефтяных месторождений.

Сбор продукции скважин месторождений ТПДН «Холмогорнефть», ТПДН «Заполярнефть», ООО «Заполярнефть», ТПДН «Муравленковскнефть» осуществляется по сборным трубопроводам на дожимные насосные станции (ДНС) и установки предварительного сбора воды (УПСВ), где осуществляется отделение попутного нефтяного газа от нефти, а на УПСВ еще и предварительный сброс воды. Окончательная подготовка и сдача нефти осуществляется на Холмогорском, Вынгапуровском, Суторминском и

Муравленковском ЦПС. Принципиальная Суторминского ЦПС показана на рисунке 1.

технологическая

К1 (компрессора ггиоио! о хошшсла ВКГ) ГС-1 (цнклошшЛ кгшлеудсшитешь)

Нефхыюсде нагрева на вшд С-1|

ФС- Кфажпышй сеиарвгор)

по/ттпрнон вды юР-2 нд очисткой 1' -1

Чдстъ га-« выделившегося на ЮГУ мл фмгЕЛЬпый сеицяюр ФС -1 вддаеенаф]

1Д

- Нефть после здектролегидрлторов О - 2 —— па юшцеяую сутепь сепара да КСУ С - 3

Р •2 (теялолоптестсий РВС)

♦О1

Нефп. с УПСВ Сутучмого „ . 1 (цво мн1ше), ^¿гт) местораащения

Рисунок 1 - Принципиальная технологическая схема ЦПС Суторминского месторождения

Используемые при подготовке скважинной продукции технологические схемы формировались в условиях ускоренного освоения месторождений ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз", при этом не были выполнены широкие научные исследования физико-химических свойств скважинной продукции для обоснования технологических схем подготовки нефти. Это привело к использованию резервуарной негерметичной подготовки скважинной

продукции, которая в условиях разработки новых месторождений с высоким газовым фактором приводит к высоким невосполнимым потерям углеводородного сырья. Используемые в настоящее время технологические схемы подготовки не позволяют минимизировать их в связи с недостаточной изученностью особенностей нефти продолжительно эксплуатируемых из месторождений.

Проведенный анализ показал также, что проектируемые технологические схемы подготовки скважинной продукции новых месторождений не учитывают физико-химические свойства пластовых флюидов с высоким газовым фактором.

В третьем разделе приводятся результаты исследования бездеэмульгаторного способа подготовки скважинной продукции. В связи с тем, что ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз» эксплуатирует месторождения легких нефтей, для которых целесообразно изменение традиционной технологической схемы обезвоживания, в работе представлены результаты опытно - промышленных испытаний бездеэмульгаторного отделения легких нефтей от воды с применением модифицированного резервуара - отстойника (Патент № 18236 РФ).

Выявлено, что при традиционной схеме обезвоживания остаточное содержание воды в товарной нефти при применении деэмульгатора было 0,030,05% об., содержание солей 40-50 мг/л. В качестве деэмульгатора использовались кемеликс 3440 X, сепарол ЕБ 3388, диссольван 3408. В марте 1999 года отменена подача деэмульгатора, то есть обессоливание и обезвоживание нефти стало производиться по модернизированной технологической схеме. После дегазации нефть поступала на 1 ступень обезвоживания в три параллельно работающих горизонтальных отстойника, объемом по 200 м3 при диаметре 3400 мм в условиях рабочего давления до 1 МПа. Нефть из отстойников отводится в концевую сепарационную установку С-2, где осуществляется дальнейшее разгазирование нефти при давлении

0,105 МПа. После КСУ нефтяная эмульсия направляется в технологический резервуар - отстойник, где производится отделение воды от нефти. После резервуара нефть насосами через узел учета нефти направляется для сдачи АК «Транснефть».

В результате отказа от применения деэмульгатора содержание воды в товарной нефти увеличилось до 0,3-0,4%, солей до 50-60 мг/л. Несмотря на то, что после отказа от деэмульгатора производительность горизонтальных отстойников повысилась, качество подготовленной нефти, по - прежнему, продолжает отвечать требованиям I группы подготовки по ГОСТ Р 51858-2002 и имеет небольшой запас качества. Степень обводненности продукции на выходе установки в 1993-2001 гг. приведена на рисунке 2. Экономический эффект данного мероприятия составил около 1150000 рублей в год.

.1 1 ~

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Рисунок 2 - Результаты исследования степени обводненности на выходе установки

В четвертом разделе представлены результаты исследования эффективности деэмульгаторов и технологических режимов подготовки средних нефтей на технологических установках ОАО «Газпромнефть -Ноябрьскнефтегаз».

Лабораторные испытания эффективности деэмульгаторов по обезвоживанию средних нефтей, поступающих на технологические установки Муравленковского ЦПС, Суторминского ЦПС и Холмогорского ЦПС, выполнялись по предлагаемой методике, согласно которой, эмульсия отбиралась с пробоотборника, установленного на общем коллекторе до точки подачи деэмульгатора. В пробы эмульсии дозировали испытываемые деэмульгаторы с

удельными расходами 21, 37,4 и 62,3 г/м3 нефти, затем пробы встряхивали 300 раз в течение 2 мин и отстаивали 90 мин при температуре 40 °С. Через определенные промежутки времени фиксировали количество выделяющейся воды и качество раздела фаз нефть - вода. Через 90 мин отстоя выделившуюся воду удаляли специальным шприцем, оставшуюся нефть вместе с промежуточным слоем центрифугировали в течение 5 мин при частоте вращения 2000 мин"1. Центрифугированием определялось остаточное содержание воды в нефти и промежуточном слое, причем, оставшаяся вода после центрифугирования выделялась в виде свободной фазы и остаточной неразрушенной эмульсии. Чем больше остаточной воды в нефти остается в виде неразрушенной эмульсии, тем ниже эффективность действия деэмульгатора, тем больше риск образования и накопления промежуточных слоев в отстойном оборудовании.

В контрольной пробе (без реагента) до и после отстоя, также методом центрифугирования, определялась агрегативная устойчивость эмульсии, характеризующая степень стабильности эмульсии, ее способность к саморазрушению в процессе отстаивания. На основании результатов лабораторных испытаний для Муравленковского ЦПС выбран деэмульгатор ФЛЭК Д 012, с целью замены менее эффективного СНПХ-4460. При переводе установки подготовки нефти (УПН) на новый реагент, его подача была увеличена на 20 % текущей расходной нормы. Остальные режимы работ УПН не изменялись более 24 часов при установленной расходной норме деэмульгатора. Затем, расход реагента снижался в течение 5 суток до минимальной расходной нормы СНПХ-4460 (45,7 - 50 г/м3), и установки продолжали работать с таким же расходом реагента. В период испытаний остаточное содержание воды в нефти с выхода УПН-1, 2 и УПН-3, 4 несколько снизилось и стабилизировалось на уровне 0,3-0,6 %. За весь период испытаний было зафиксировано приемлемое качество дренируемой с отстойников УПН подтоварной воды. В период испытаний по всем УПН температура нагрева сырой нефти была снижена в

среднем на 2 °С. До начала и во время испытаний контролировалась толщина промежуточного (холодного) слоя между водяной подушкой и нефтью в РВС-12, с которого сдавалась товарная нефть. Зафиксировано уменьшение толщины промежуточного слоя в среднем с 0,35 до 0,20 м. Снижение температуры нефти в резервуаре (вследствие снижения температуры в печах УПН) не увеличило толщину промежуточного слоя и остаточное содержание воды в товарной нефти. Основные показатели приведены в таблице 3.

Установлено, что деэмульгатор ФЛЭК Д 012 может применяться для предварительного сброса воды на действующих и вновь обустраиваемых установках. В то же время, некоторые импортные деэмульгаторы по эффективности превышают ФЛЭК Д 012, что обусловливает необходимость подбора и испытания новых более эффективных отечественных продуктов.

В этой связи были проведены лабораторные исследования по повышению эффективности процесса обезвоживания, в результате которых был создан ряд деэмульгаторов «УНИКЕМ Д 002». Анализ полученных результатов показывает, что реагент УНИКЕМ Д 002 по деэмульгирующей активности не уступает лучшим образцам импортных деэмульгаторов и может быть использован для окончательного обезвоживания нефти на УПН Суторминского ЦПС (таблица 4).

В связи с тем, что в настоящее время основные месторождения предприятия эксплуатируются в условиях высокой обводненности продукции, осуществляется проектирование и строительство установок предварительного сброса воды. Исследования условий предварительного сброса воды было проведено для Муравленковского, Суторминского, Сугмутского, Крайнего, Еты-Пуровского и Меретояхинского месторождений.

Результаты лабораторных и опытно-промышленных работ по подбору и испытанию новых деэмульгаторов использованы при разработке исходных данных для проектирования новых и реконструкции действующих объектов подготовки ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». На этой основе предложено глубокое обезвоживание средних нефтей в трехфазных аппаратах (НГСВ).

Таблица 3 - Среднесуточные показатели работы УПН-1,2 и УПН-3,4 Муравленковского ЦПС в пер опытно-промышленных испытаний деэмульгатора «Синтал-ВСК-7602(ФЛЭК Д 012)»

Поступление нефти, тонн/сут. Расход Температура подготовки, "С Показатели качества подготовки

м'/сут. кгА^ нефти Выход УПН-1,2 Выход УПН-3,4 Толщина пр. слоя в РВС-12,м •ю-2

УПН-1,2 УПН-3,4 % Н20 в нефти НП в воде, кг/м % н2о в нефти НП в воде, кг/м3

7661 0,44 0,0448 40 42 0,07 0,276 0,07 0,209 35-40 3 С

7666 0,44 0,0448 41 44 0,06 0,045 0,06 0,025 35-40

7668 0,58 0,0581 46 46 0,08 0,163 0,34 0,145 30-35

7643 0,58 0,0589 66 66 0,1 0,177 0,06 0,062 25-30

7695 0,59 0,0589 46 44 0,07 0,091 0,07 0,031 25-30

7674 0,51 0,0523 44 64 0,08 1,532 0,09 0,535 30-35

7660 0,69 0,0664 66 64 0,09 0,155 0,11 0,045 25-30 с

7634 0,665 0,064 64 66 0,08 0,092 0,04 0,017 20-25

7646 0,63 0,0606 38 40 0,06 0,093 0,03 0,057 20-23

7631 0,56 0,054 66 66 0,03 0,158 0,03 0,061 20-22

7621 0,53 0,049 66 66 0.03 0,078 0,03 0,037 18-20

7625 0,48 0,045 66 66 0,05 0,121 0,03 0,055 10-15

7630 0,48 0,045 64 66 0,04 0,06 0,03 0,051 15-20

7640 0,44 0,0448 64 66 0,04 0,055 0,03 0,048 15-20

7630 0,44 0,0448 46 46 0,03 0,048 0,03 0,051 10-15

Примечание: при расчёте удельного расхода реагентов принято: - плотность деэмульгатора «СНПХ-4460» - 934 кг/м3 - плотность деэмульгатора «Синтал-ВСК-7602» - 883 кг/м3 при 22С°

Примечание: при расчёте удельного расхода реагентов принято входного контроля партий реагентов, выполненного товарно лабораторией.

Таблица 4 - Результаты обезвоживания нефти

Методика "BOTTLE TEST". Компания: ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», ТПДН «Суторминсю Месторождение: Суторминское; Место отбора пробы: Вход ДНС-13. Начальное центрифугирование: 6 Ч свободном виде, 76 % пр.слоя, 73 % воды всего; А.У. = 90 %. Температура опыта: 40 °С. Продолжите;

опыта: 2 часа.

№ п/п Марка продукта Удельны й расход, кг/м3 эмульсии Кол-во выделившейся воды в % от общего объема эмульсии, за время отстоя, мин. Наблюдения качества после отстоя Результаты ценгоифугигх

Остаточное содержание в товарной нефти, % Остаточное содержани полном об нефти, %

15 30 60 120 Воды Р/ф Нефти Св. Н.Э. Вод Св.

1 Dissolvan V-4761 0,083 4 46 65 72 Хор. Хор. Хор. 0,3 0,4 0,6 1,8

2 Separol WF-41 29 52 64 70 Хор. Удовл. Хор. 0,4 0,6 0,9 4

3 Kemelix-3450X 39 58 69 73 Хор. Хор. Хор. 0,4 0,3 0,4 1,4

4 УНИКЕМ-Д-002 32 57 69 72 Хор. Хор. Хор. 0,3 0,3 0,6 1,4

5 ФЛЭК-Д-012 8 40 61 70 Хор. Удовл. Удовл. 0,8 1,0 1,7 4,2

6 Dissolvan V-4761 0,0125 10 52 67 73 Хор. Хор. Огл. 0,2 0,2 0,4 1.2

7 Separol WF-41 42 60 63 70 Хор. Удовл. Хор. 0,6 0,4 0,9 5

8 Kemelix-3450X 54 63 70 73 Хор. Хор. Огл. - 0,2 0,15 ia

9 УНИКЕМ-Д-002 36 61 69 72 Хор. Хор. Отл. 0,2 0,1 0,2 1.2

10 ФЛЭК-Д-012 17 58 66 72 Хор. Хор. Огл. 0,1 0,2 0,3 1,6

11 Без реагента - - - - - - Плох. Плох. н/опр н/опр н/опр 28

Примечания: р/ф - раздел фаз «нефть-вода»;

св. вода - вода, выделяющаяся при центрифугировании в свободную фазу;

Н.Э - промежуточный слой (неразрушенная эмульсия) при центрифугировании нефти.

На УПСВ Карамовского месторождения проводилось исследование режимов работы аппаратов НГСВ путем измерения содержания воды нефти на входе и выходе аппаратов, а также определение содержания нефтепродуктов в отделяемой в аппаратах воде. Для отбора проб на различных участках технологических трубопроводов были установлены пробоотборные устройства, позволяющие производить отбор проб нефти с различных точек сечения трубы. Технологическая схема с местами отбора проб приведена на рисунке 3.

3

ТТ

-С

Т

РВС-2

БРХ-д - блок дозирования деомульгатора; НГС 1/1-2 -сепараторы первой ступени, ГС- газосепаратор; П-1-4- нагреватели (ПП-1,6); НГСВ 1/1-2 - нефтегазоводоотделители;

НГС-2/1 - сепаратор второй ступени; Н1 - насосная перекачки нефтн; УУН- узел учета нефти; РВС-1 -резервуар нефтяной; РВС-2-резервуар-отстойиик для очистки воды;Н2 -насосная перекачки воды; УУВ узел учет* воды шш^ - места отбора проб жидкости и замера

ша^ - мес га оз-бора проб воды и замера содержания нефтепродуктов

Рисунок 3 - Технологическая схема УПСВ Карамовского месторождения. Отбор проб подтоварной воды осуществлялся с помощью специальных пробоотборных устройств, установленных на вертикальных участках трубопроводов после аппаратов НГСВ-1/2.

Температура в аппарате изменялась в интервале 42 - 44 °С. Во время проведения испытаний высота водяной подушки в аппарате НГСВ 1/2 колебалась в интервале 1,50 - 1,61 м; верхний уровень жидкости 3,08 - 3,11 м при диаметре аппарата 3,4 м и высоте перегородки 2,24 м; давление 0,221 — 0,224 МПа. Используемый деэмульгатор - «ФЛЭК Д-012» дозировка 128 - 134 г/т нефти. Результаты исследований представлены в таблице 5.

С целью подтверждения научных результатов на УПСВ Романовского месторождения (таблица 6) определялось время пребывания жидкости

Таблица 5 - Основные результаты промысловых испытаний трехфазных аппаратов НГСВ на Карамовско\

месторождении.

№ п.п. Режим Расход жидкост и, м3/ч Содержан ие воды в нефти на входе в УПСВ (среднее значение), % Давление в аппаратах первой ступени ;НГС-1/1,2), МПа Расход газа, нм3/ч Расход жидкости через НГСВ 1/2, м3/ч Содержан ие воды в нефти на выходе аппарата НГСВ-1/1, % Унос капельн ой жидкост и выходе аппарат а НГСВ-1/1,кг/м3 Содержан ие нефтепро дуктов в подтоварн ой воде, мг/л Пр1

Первая ступень сепарации Аппараты НГСВ КСУ

1 №1 Текущий 465 84,3 0,383 2833 110 70 232 0,4 - 136,0 Обы жи,

2 №2 Текущий 465 84,3 0,383 2833 110 70 232 0,8 - 72,0 Обы жи,

3 ХаЗ (работа через один аппарат) 467 84,5 0,391 2802 110 72 467 0,4 - 499,6 474,1 Обы жи, Обы жи,

4 №4 (ввод центр) 466 84,8 0,394 2740 110 70 233 0,4 - 151,3 203,3 Ввод Ввод

5 №5 466 84,8 0,394 2740 74 70 77 0,4 - 266,0 318,6 Вв Вв

Таблица 6 - Основные результаты промысловых испытаний трехфазных аппаратов для глубокого предв; сброса воды на Романовском месторождении

№м. Режим Раскол жидкости, м3/ч Содержание воды в нефти на входе в УПСВ (среднее значенне),% Давление в аппаратах первой ступени (НГС-1/1,2), МПа Давление в НГСВ-1/1,2, МПа Количество пза выделившегося в НГСВ-1/1,2, м'/ч Расход жидкости через НГСВ 1/2, м3/ч Содержание воды в нефти на выходе аппарата НГСВ-1/2, % Унос капельной кндкостн выходе аппарата НГСВ-1/2, г/м' Со нефтс подто

1 Текущий режим 203,2 30,39 0,585 (НГС-1/1) 0,187 (НГСВ-1/1) 258,1 (НГСВ-1/1) 101,6 0,7 н/опр

0,594 (НГС-1/2) 0.197 (НГСВ-1/2) 254,6 (НГС-1/2)

2 № 1 202,2 30,55 0,616 (НГС-1/1) 0.255(НГСВ-1/1) 439,5 (НГСВ-1/1) 2022 1,2 0,1186

0,624 (НГС-1/2) 0,216(НГСВ-1/2) 511,1 (НГС-1/2)

3 №2 192,5 31,30 0,634 (НГС-1/1) 0,232 (НГСВ-1/1) 193,6(НГСВ-1/1) 113,1 0.8 0,1267

0,641 (НГС-1/2) 0,178(НГСВ-Ш) 334,8 (НГС-1/2)

4 205,2 32,34 0,615 (НГС-1/1) 0,204(НГСВ-1/1 40.9 (НГСВ-1/1) 188,9 1,2 0,2195

0,625 (НГС-1/2) 0,196(НГСВ-1/2) 498.4 (НГС-1/2)

5 №4 (Текущий режим) 198,8 30,51 0,608(НГС-1/1) 0,170 (НГСВ-1/1 348,1 (НГСВ-1/1) 99,4 0,4 0,1149

0,616 (НГС-1/2) 0,165(НГСВ-1/2) 294,2 (НГС-1/2)

6 №5 202,0 29,70 0,611(НГС-1/1) 0,195(НГСВ-1/1) 430,2 (НГСВ-1/1) 40,1 0,6 0,1138

0,619(НГС-1/2) 0,193 (НГСВ-1/2) 109,6 (НГС-1/2)

(пропускной способности аппаратов) и качество газа и воды, отделяемых в аппаратах, при достижении максимальной нагрузки по жидкости при аналогичной схеме отбора проб.

Предложенная методика промыслового исследования применения новых реагентов, может быть использована в проектных расчетах объема и количества аппаратов НГСВ при различных расходах деэмульгатора.

В пятом разделе приводятся результаты исследования метода компаундирования разнотипных нефтей для снижения давления насыщенных паров и доведения смеси нефтей до товарного качества.

Как известно, компаундирование товарных (глубокообезвоженных) нефтей различной плотности является одним из эффективных способов снижения давления насыщенных паров нефти, обеспечивающих увеличение выхода товарной нефти. В этой связи предлагается в качестве рационального способа увеличения выхода товарной нефти в пределах ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» смешение подготовленных при оптимальной для глубокого обезвоживания температуре легких нефтей (типа вынгапуровской) со средними нефтями (типа холмогорской) с последующей сдачей в систему магистрального транспорта через единый коммерческий узел учета нефти.

Предприятие «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» производит сдачу нефти на четырёх коммерческих узлах учёта нефти: № 531 «ЦПС ТПДН Холмогорнефть», № 532 «ЦПС ТПДН Суторминскнефть», №537 «ЦПС ТПДН Муравленковскнефть», № 538 «Вынгапуровского месторождения».Сдаваемая товарная нефть должна соответствовать требованиям ГОСТ Р 5185 8-2002.

Подбором оптимальных условий разгазирования добываемой нефти (количество ступеней, давление, температура сепарации) можно не только добиться уменьшения потерь в процессе сепарации (увеличение выхода нефти), но и одновременно улучшить качество нефти, так как уменьшение потерь с газом сепарации происходит, в основном, за счет сохранения в сепарируемой нефти наиболее ценных - бензиновых фракций.

Для количественной оценки потерь нефти в результате дополнительного нагрева по месторождениям ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» были проведены расчеты сепарации пластовых нефтей некоторых месторождений (рисунок 5).

Увеличение температуры, С О 5 10 15 20 25 30

Рисунок 5 - Результаты расчетов потери разгазированной нефти от увеличения температуры технологического процесса

—♦— Вынгапурское -"— Вынгаяхинское Суторминское Сутмутское —ж— Спорышевское -«—Новогоднее

-+— Холмогорское -Карамановское — Крайнее

Муравленковское

Реализация разработанной технологии компаундирования обеспечило дополнительную сдачу нефти в объеме 100-300 тыс. тонн в год, а также сокращение затрат на дополнительный нагрев нефти и утилизацию легких фракций.

Расчеты выполнялись по уравнениям фазовых концентраций по программе, разработанной в СибНИИНП в соответствии с СТО 51.00.021-84. Исходными данными для определения количества и состава фаз в процессе разгазирования являются: молярная масса и состав исходной пластовой нефтяной смеси в мольных процентах; число ступеней разгазирования; значения давления и температуры на ступенях. В расчётах за базу для

сравнения принята четырехступенчатая сепарация и режимы сепарации, существующие на большинстве объектов сбора и подготовки нефти ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»:

1-я ступень - 0,6 МПа, 15°С - ДНС;

2-я ступень - 0,5 МПа, 15°С - ДНС;

3-я ступень - 0,4 МПа, 25°С - ЦПС;

4-я ступень - 0,105 МПа, 30°С - ЦПС.

Результаты расчётов показаны на рисунке 5, из которых следует, что в результате нагрева на 20°С выход разгазированной нефти (в кг на 1 т пластовой нефти) уменьшается по сравнению с базовым вариантом на 0,16-3,20% в зависимости от свойств добываемой нефти.

В среднем, учитывая соотношение добычи нефти на 2003 год, за счет нагрева нефти с 30°С до 50°С потери нефти с газом сепарации составят 2,9% (124,4 тыс. т.) от общей добычи нефти по Вынгапуровскому, Вынгаяхинскому и Новогоднему месторождениям ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».

Анализ режимов сепарации и расчет потерь нефти за счет дополнительного нагрева показал, что в результате нагрева на 20°С выход разгазированной нефти (в кг на 1 т пластовой нефти) уменьшается по сравнению с базовым вариантом на 0,16-3,20% в зависимости от свойств добываемой нефти. Это, в свою очередь, обуславливает необходимость внедрения энергономичных режимов сепарации.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Установлено, что отечественный деэмульгатор ФЛЭК Д 012 и УНИКЭМ (композиция на основе ФЛЭК Д 012) обеспечивает приемлемое качество подготовки скважинной продукции и рекомендуется для обезвоживания средних и тяжелых нефтей ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».

2. Методика промыслового исследования процесса обезвоживания, с применением трехфазного сепаратора (газ - нефть - вода), при эксплуатации месторождений средних и тяжелых нефтей рекомендуется для использования в

проектных расчетах объема и количества аппаратов НГСВ при различных расходах деэмульгатора.

3. Применение модифицированной конструкции отстойника для обезвоживания легких нефтей на технологической установке подготовки скважинной продукции без применения деэмульгатора позволило повысить эффективность метода гравитационного обезвоживания, в особенности на легких нефтях месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». Экономический эффект данного мероприятия составил около 1150000 руб. в год.

4. Установлено, что компаундирование разнотипных нефтей при их подготовке является одним из эффективных способов снижения давления насыщенных паров нефти, обеспечивающих увеличение выхода товарной нефти. Реализация разработанной технологии позволила обеспечить дополнительную сдачу нефти в объеме 100-300 тыс. тонн в год, а также сократить затраты на дополнительный нагрев нефти и утилизацию легких фракций.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Магомедшерифов Н.И. Увеличение количества подготавливаемой и сдаваемой нефти путем компаундирования разнотипных нефтей / Н.И. Магомедшерифов, Л.В. Трушкова // Известия вузов. Нефть и газ. - № 4. - 2004. - С. 94-98

2. Тарасов М.Ю. Технологические режимы процессов термохимической подготовки нефти в ОАО «Сибнефть - Ноябрьскнефтегаз» / М.Ю. Тарасов, И.В. Столбов, Н.И. Магомедшерифов // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 3. - С. 93-95.

3. Магомедшерифов Н.И. Опыт бездеэмульгаторной подготовки нефти ОАО «Сибнефть - ННГ» ТПДН «Заполярнефть» / Магомедшерифов Н.И., Румянцева М.А., Магарил Р.З. // Известия вузов. Нефть и газ. - 2002. - № 2. - С. 95-97.

4. Магомедшерифов Н.И. Внедрение новых деэмульгаторов на объектах подготовки нефти ОАО «Сибнефть - Ноябрьскнефтегаз» / Н.И. Магомедшерифов, JI.B. Трушкова // Нефть и газ Западной Сибири: Сб. науч. тр. - Тюмень, ТюмГНГУ. - Т. 1. - С. 208 - 209.

5. Магомедшерифов Н.И. Оптимизация процесса подготовки нефти на ДНС-УПСВ / М.Ю. Тарасов, И.В. Столбов // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 12.-С. 95-96.

6. Магомедшерифов Н.И. Промысловые исследования глубокого обезвоживания нефти в трехфазных аппаратах / М.Ю. Тарасов, В.Е. Панов, А.Б. Зырянов, A.A. Бакланов // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 11. - С. 96-98.

7. Магомедшерифов Н.И. Анализ метода компаудирования разнотипных нефтей ОАО «Сибнефть - Ноябрьскнефтегаз» / Н.И. Магомедшерифов, С. А. Леонтьев // Нефть и газ Западной Сибири: Сб. науч. тр., Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. - С. 138.

8. Магомедшерифов Н.И. Исследование метода гравитационного разделения нефти и воды (холодного отстоя) на месторождениях ОАО «Сибнефть - Ноябрьскнефтегаз» / Н.И. Магомедшерифов, С. А. Леонтьев // Нефть и газ Западной Сибири: Сб. науч. тр., Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. - С. 142.

9. Магомедшерифов Н.И. Подготовка товарной нефти на месторождениях ОАО «Сибнефть - Ноябрьскнефтегаз». М.: Монография, 2005. - 86 с.

10. Пат. 18236 РФ, МПК 7 В 01 D 19/00; № 200127530 Отстойник для отделения воды от нефти / Н.И. Магомедшерифов // Заявлено 8.11.2000; Опубл. 10.06.2001.

Соискатель

Н.И. Магомедшерифов

ООО «Вектор Бук» Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.99 г.

Подписано в печать 19.03.2009 г. Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso. Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 26.

Отпечатано с готового набора в типографии ООО «Вектор Бук». Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г.

625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04,46-90-03.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Магомедшерифов Нух Имадинович

ВВЕДЕНИЕ.

1. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ МЕТОДОВ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ.

1.1 Классификация нефтяных эмульсий, причины их образования и 8 факторы устойчивости.

1.2 Результаты разгазирования пластовых нефтей.

1.3 Анализ динамики внедрения современных деэмульгаторов в России.

1.4 Деэмульгация нефти, реагенты и методы их использования.

2. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОАО «ГАЗПРОМНЕФТЬ -НОЯБРЬСКНЕФТЕГАЗ» МЕСТОРОЖДЕНИЯ,

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ.

Выводы по разделу 2.

3. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ДЕЭМУЛЬГАЦИИ ЛЕГКИХ НЕФТЕЙ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ОАО «ГАЗПРОМНЕФТЬ -НОЯБРЬСКНЕФТЕГАЗ».

3.1 Исследование метода гравитационного разделения особо легких нефтей на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».

3.2 Результаты исследования по применению метода электродеэмульгации нефти на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».

Выводы по разделу 3.

4. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЯЕМЫХ ДЕЭМУЛЬГАТОРОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ В ОАО «ГАЗПРОМНЕФТЬ - НОЯБРЬСКНЕФТЕГАЗ».

4.1. Анализ технологических режимов процессов термохимической подготовки нефти в ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз».

4.2. Опытно - промышленные исследования глубокого обезвоживания нефти в трехфазных аппаратах.

Выводы по разделу 4.

5. РАЗРАБОТКА МЕТОДА СНИЖЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ ПРИ ПОДГОТОВКЕ РАЗНОТИПНЫХ НЕФТЕЙ ОАО «ГАЗПРОМНЕФТЬ - НОЯБРЬСКНЕФТЕГАЗ».

5.1 Анализ метода компаундирования разнотипных нефтей ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз.

5.2 Анализ режимов сепарации и расчет потерь нефти за счет дополнительного нагрева по месторождениям ОАО «Газпромнефть

Ноябрьскнефтегаз».

Выводы по разделу 5.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование и разработка методов обезвоживания скважинной продукции нефтяных месторождений"

Актуальность проблемы. В настоящее время большинство нефтяных месторождений Западной Сибири находятся на заключительной стадии разработки, для которых характерна высокая обводненность (96-98 %) скважинной продукции. Одной из наиболее сложных задач, возникающих при подготовке скважинной продукции таких месторождений, является разрушение водонефтяцых эмульсий, образующихся на различных стадиях обезвоживания.

Технологические схемы подготовки нефти месторождений формировались в условиях их ускоренного освоения, при этом не были выполнены широкие научные исследования физико-химических свойств скважиной продукции для обоснования процессов обезвоживания нефти.

Сложность технологии разрушения водонефтяных эмульсий заключается в необходимости одновременного учета множества параметров, меняющихся в динамике. К ним относятся: компонентный состав нефти, степень ее обводненности, температурный режим, необходимость индивидуального подбора химических реагентов - деэмульгаторов, с учетом их стоимости, а также средств, понижающих вязкость для каждого конкретного объекта с одновременной корректировкой их дозировок с течением времени в зависимости от изменения условий. Поэтому исследование факторов, влияющих на эффективность подготовки товарной нефти, является весьма актуальным.

Цель работы

Повышение эффективности подготовки нефти к транспорту путем совершенствования технологических схем и режимов процессов обезвоживания скважинной продукции.

Основные задачи исследования

1. Анализ результатов применения деэмульгаторов для повышения эффективности процессов обезвоживания скважинной продукции.

2. Опытно - промышленные исследования процесса обезвоживания средних и тяжелых нефтей с использованием трехфазного сепаратора.

3. Исследование технологических параметров процесса обезвоживания легких нефтей с применением метода гравитационного разделения нефти и воды (холодного отстоя) для разработки технических средств подготовки скважинной продукции.

4. Промысловая апробация технологии подачи реагентов на установках подготовки нефти и определение оптимального технологического режима их работы на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».

Научная новизна выполненной работы

1. Научно обоснована эффективность действия реагентов деэмульгаторов ФЛЭК Д 012 и УНИКЭМ (композиция на основе ФЛЭК Д 012) во времени и при изменении концентрации для подготовки скважинной продукции при добыче средних и тяжелых нефтей месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».

2. Впервые для эксплуатации месторождений средних и тяжелых нефтей предложена методика промыслового исследования процесса обезвоживания с применением трехфазного сепаратора (газ - нефть - вода).

Практическая ценность и реализация

1. Реализация технологии компаундирования разнотипных нефтей с различной плотностью как эффективного способа снижения давления насыщенных паров нефти обеспечила увеличение выхода товарной нефти и дополнительную сдачу ее в объеме 100-300 тыс. тонн в год, а также, сокращение затрат на дополнительный нагрев нефти и утилизацию легких фракций.

2. Разработан аппарат для обезвоживания легких нефтей, внедрение которого на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» позволил разделять эмульсию без применения деэмульгатора, это обеспечило экономический эффект более 1150000 руб. в год.

3. Результаты исследований, выводы, методические и практические рекомендации вошли в технологические регламенты установок предварительного сброса воды (УПСВ) Крайнего, Карамовского, Сугмутского и Романовского месторождений, установок подготовки нефти (УПН) Муравленковского центрального пункта сбора (ЦПС), Суторминского ЦПС и Холмогорского ЦПС ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз». I

АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ МЕТОДОВ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

Одной из наиболее сложных задач, возникающих при осуществлении сбора, транспорта и подготовки товарной нефти, является разрушение водонефтяных эмульсий, образующихся на различных стадиях проведения технологических процессов [1 - 4]. К специфическим особенностям решения данной проблемы относятся такие факторы как необходимость одновременного учета множества параметров, меняющихся в динамике [5]. К ним относятся компонентный состав нефти и воды, степень обводненности нефти, температурный режим, используемого оборудования и т.д. На практике это обуславливает необходимость индивидуального подбора реагентов-деэмульгаторов и средств, понижающих вязкость для каждого конкретного объекта с одновременной корректировкой их дозировок с течением времени в зависимости от изменения условий [6 - 13]. Следует отметить, что в настоящее время, по данным многих авторов, в связи с экономическими трудностями необходимо учитывать не только эффективность реагента, но и его стоимость. Значительно возросла потребность в эффективных и относительно недорогих деэмульгаторах отечественного производства.

Достигнутый уровень развития науки и техники в области промысловой подготовки нефти убедительно показал, что выбор технологии обезвоживания и обессоливания нефти, аппаратурное оформление этих процессов в каждом конкретном случае требует учета множества факторов, основными из которых являются: физико-химические свойства нефтей, пластовых вод и устойчивость образуемых ими эмульсий; размеры нефтяных месторождений и длительность периода их эксплуатации; темпы отбора продукции скважин и степень ее обводненности; коррозионная активность, стабильность и склонность пластовых вод к отложению солей и т.д. [14 - 17].

Образование нефтяных эмульсий - это сложный физико-химический процесс. Продукция нефтяных скважин (нефть, газ, вода) образует в процессе их совместного извлечения из пласта сложные системы (эмульсии, пены), где содержание каждого из компонентов может колебаться в довольно широких пределах. Кроме того, в широких пределах могут колебаться и физико-химические характеристики отдельных компонентов (так, например, плотность нефтей может изменяться в пределах 750-990 кг/м3, вязкость при t=20°C от 2 до 600 сСт, пластовые воды могут содержать растворенных солей от 20-30 г/л до 200-360 г/л). Применение композиции водных растворов ПАВ позволяло в процессе деэмульсации эмульсионной нефти одновременно осуществлять и их очистку от механических примесей, в частности, от частиц песка и глины [18].

Добыча, сбор, подготовка и транспорт тяжелых нефтей представляют собой сложную техническую задачу, над решением которой работали и продолжают работать исследователи многих нефтедобывающих стран [19]. Наиболее целесообразно проводить обезвоживание нефти на месторождениях с целью существенного снижения транспортных расходов, так как вода сама по себе является балластом, и транспортировать ее по магистральным нефтепроводам нет необходимости. Этим обусловлено стремление к недопущению образования стабильных эмульсий, трудно поддающихся разрушению на нефтеперерабатывающих заводах. Добываемую нефть необходимо обезвоживать как можно раньше с момента образования эмульсии, не допуская ее старения. Это служит предохранению магистральных трубопроводов от внутренних коррозионных разрушений, так как вместе с водой при обезвоживании из нефти удаляются соли, растворенные в воде, и механические примеси, которые являются причиной коррозии и загрязнения трубопроводов и аппаратов; закачки отделенной воды в пласт для поддержания пластового давления [20].

В последние годы проводится большая работа по совершенствованию процессов подготовки нефти и воды на промыслах [21]. Современная технология подготовки нефти базируется на применении неионогенных деэмульгаторов [6, 3, 5]. Вместе с тем следует отметить, что при наличии множества импортных и отечественных деэмульгаторов процесс подготовки товарной нефти протекает с относительно большими потерями, что обусловлено высокой степенью обводненности, глубиной залегания добываемой нефти, а также различными прочностными свойствами нефтяных эмульсий [22]. Все это обуславливает актуальность исследования подготовки транспортной нефти на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Магомедшерифов Нух Имадинович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Установлено, что отечественный деэмульгатор ФЛЭК Д 012 и УНИКЭМ (композиция на основе ФЛЭК Д 012) обеспечивает приемлемое качество подготовки скважинной продукции и рекомендуется для обезвоживания средних и тяжелых нефтей ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» .

2. Методика промыслового исследования процесса обезвоживания, с применением трехфазного сепаратора (газ - нефть - вода), при эксплуатации месторождений средних и тяжелых нефтей рекомендуется для использования в проектных расчетах объема и количества аппаратов НГСВ при различных расходах деэмульгатора.

3. Применение модифицированной конструкции отстойника для обезвоживания легких нефтей на технологической установке подготовки скважинной продукции без применения деэмульгатора позволило повысить эффективность метода гравитационного обезвоживания, в особенности на легких нефтях месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». Экономический эффект данного мероприятия составил около 1150000 руб. в год.

4. Установлено, что компаундирование разнотипных нефтей при их подготовке является одним из эффективных способов снижения давления насыщенных паров нефти, обеспечивающих увеличение выхода товарной нефти. Реализация разработанной технологии позволила обеспечить дополнительную сдачу нефти в объеме 100-300 тыс. тонн в год, а также сократить затраты на дополнительный нагрев нефти и утилизацию легких фракций.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Магомедшерифов Нух Имадинович, Тюмень

1. Абрамзон А.А. Поверхностно-активные вещества.:Химия, 1981-304с.

2. Абрамзон А.А., Гаевой Г.М. Л. Поверхностно-активные вещества. Справочник, Химия, 1979. — 376 с.

3. Аль-Обайди Ад ель Шариф Хамади Деэмульгаторы для подготовки тяжелых нефтей //Дисс. Канд.тех.н,- Казань- 2004, С. 171

4. Смирнов Ю.С. Применение деэмульгаторов для подготовки нефти на промыслах. // Обз. информ. сер. Нефтепромысловое дело,-1987.- Вып.20., 43 с.

5. Ситдикова С.Р.Применение химических реагентов для совершенствования процессов подготовки нефти // Дисс. Канд. т.н.- Уфа — 2003.- С. 122

6. Адельшин А.Б. Обезвоживание нефтей в напорных гидроциклических установках // Нефтяное хозяйство. №4. 1988. - С. 54.

7. А.с. № 1143764 СССР. Устройство для регулирования процесса обезвоживания нефти /Р.И. Мансуров, Ю.М. Абызгильдин, И.Н. Еремин, Н.А. Яковлева, В.Л. Беляков //Б.И. 1985. - № 9.

8. А.с. № 889093 СССР. Отстойник для разрушения эмульсий /Р.И.Мансуров, И.Н. Еремин, Т.Г. Скрябина, Н.С. Маринин, Ю.Д. Малясов, Н.М. Байков //Б.И. 1981. - № 46.

9. А.с. № 97100210 РФ. Состав для обезвоживания и обессоливания нефти / А.И. Орехов, А.З. Габдулханова, И.И. Нуруллина, И.Г. Юдина //Б.И. -1997.-№1.

10. А.с. № 97101936 РФ. Состав для разрушения водонефтяных эмульсий, ингибирующий асфальтосмолопарафиновые отложения / Р.Г. Шакирзянов, В.Н. Хлебников, З.Х Садриев и соавт.//Б.И. 1997. - № 2.

11. А.с. № 98100984 РФ. Деэмульгирующие композиции для обезвоживания и обессоливания водонефтяных эмульсий /В.Е. Сомов, Г.Д. Залищевский и соавт. //Б.И. 1998. - № 1.

12. А.С. № 98100986 РФ. Состав для обезвоживания и обессоливания нефтяных эмульсий / В.Е. Сомов, Г.Д. Залищевский и соавт. //Б.И.-1998. №1.

13. Москвин В.Д., Позднышев Г.Н., Емков А.А О комплексном подходе к выбору химических реагентов, применяемых при подготовке нефти// Нефтепромысловое дело.- 1979.-№3.-С.23-25

14. Позднышев Г.Н. Труды ВНИИСПТнефть. Вып.24., Уфа, 1979. С.49

15. Позднышев Н.Т., Мансуров Р.И., Сидурин Ю.В. Особенности подготовки тяжелых высоковязких нефтей // сер. Нефтепромысловое дело: -Обзорная информация. 1983. - Вып.9.-32с.

16. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти и газа. М.; Недра.- 1979.224 с.

17. Мансуров Р.И., Бриль Д.М., Емков А.А. Основные направления развития техники и технологии подготовки нефти и очистки воды на промыслах// Нефтяное хозяйство. 1990. - № 9. - С.59-62

18. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Николаева Н.М. Технологияобессоливания нефтей на нефтеперерабатывающих предприятиях. -М.: Химия, 1985.-168с.

19. Петров А.А., Смирнов Ю.С. Химическое деэмульгирование как основной процесс промысловой подготовки нефти//Нефтепромысловое дело. 1977. -№ 1. -С.29-31

20. Позднышев Г.Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий. -М.: Недра, 1982.-221 с.

21. Пелевин JI.A., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И., Зарипов А.Г. О классификации и оценке эффективности методов подготовки нефти // Нефтяное хозяйство. 1975. № 3. - С.40-42

22. Байков Н.М. Сбор, транспорт и подготовка нефти / Н.М.Байков, Б.В. Колесникова, П.И. Челпанов М.: Недра.- 1975. - С.31-56.

23. Ребиндер П.А. Поверхностные явления в дисперсных системах. Коллоидная химия. Избранные труды. М.: Наука, 1978. - С. 165.

24. Тонкошуров Б.П. Основы химического деэмульгирования нефтей // Б.П. Тонкошуров, Н.М. Серб-Сербина, A.M. Смирнова. М.: Гостоптехиздат, 1946. —С.34.

25. Колмогоров А.Н. О дроблении капель в турбулентном потоке. Дан, СССР. -1949. -Т.66. -№5.- С.825-828.

26. Левин В.Г. Физико-химическая гидродинамика. Физматгиз. 1959.1. С.56.

27. Сюняев З.И., Сафиева Р.З., Сюняев Р.З. Нефтяные дисперсные системы. М., Химия, -1990, С.226

28. Васильева Л.Н. Переход эмульсионного течения в расслоенное в системах сбора нефти на промыслах // Нефтепромысловое дело. 1985. -№8.-С. 16-19.

29. Гужов А.И. Совместное течение двух взаимно нерастворимых жидкостей / А.И.Гужов В.Д.Медведев, О.В.Клапчук // Сб.: Применение неньютоновских систем в добыче нефти. М.: ВНИИОЭНГ.- 1970. - С. 187199.

30. Курмаева А.И. Структурно-механические свойства дисперсных систем / А.И. Курмаева, В.П. Барабанов // Консп. лекций. Казань: КГТУ, 1993.-С.22.

31. Левченко Д.Н. Технология обессоливания нефтей на нефтеперерабатывающих предприятиях / Д.Н.Левченко, Н.В.Бергштейн, Н.М.Николаева.-М.: Химия.-1985.- С.163.

32. Люстрицкий В.М. Влияние дисперсности на вязкость нефтеводных эмульсий //Нефтепромысловое дело. 1997. - №10-11. - С.35-37.

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

34. Coulalogion С.А., Tavlarides L.L. Drop size distributions and coalescence freguenciens of liquid dispersions in flow vessels A.J.Cn.E.Jornal, 1976. v.22. №2. -р.289-297.(из n.39)

35. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. Казань.: Фэн, 2000. -С.31-40.

36. Тронов В.П. Разрушение эмульсий при добыче нефти. М.: Недра, 1974,271 с.

37. Банков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. М.: Наука, 1975. - 224 с.

38. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии (поверхностные явления и дисперсные системы). М.: Химия, 1982. - 400 с.

39. Губин В.Е. Применение поверхностно-активных веществ (ПАВ) Для гидроперекачки мангышлакских нефтей / В.Е. Губин, О.И.Целиковский// Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.-1967.- № 3. -С.5.

40. Махонин Г. М-, Петров А. А., Борисов С. Н // Химия и технология топлив и масел — 1979-, №12, 38с.

41. Байваровская Ю.В., Городитский Е.И, Шипигузов Л.М. и соавт., Влияние механических примесей на процесс подготовки нефти // Нефтепромысловое дело. -1983. -Вып.7. -с. 18-19.

42. Добросок И.Б., Лапига Е.А., Климова Л.З. Анализ природныхстабилизаторов неразрешенной части нефтяной эмульсии в процессе подготовки нефти // Нефтепромысловое дело 1994. - № 7-8,-с. 17-18.

43. Исмагилов И.Х., Тронов В.П., Ширеев А.И., Сахабутдинов Р.З. Экспериментальное исследование и разработка технологии обезвоживания природных битумов месторождений Татарии // Обзор. Инф. сер. Нефтепромысловое дело 1992. - 58 с.

44. Мавлютова М.З., Мамбетова JI.M., Асфаган И.И. Сульфид железа как стабилизатор нефтяных эмульсий и стимулятор коррозии. /М.З. Мавлютова, J1.M. Мамбатова, И.И. Асфаган.//Тр. БашНИПИнефти.-Уфа,1973.- Вып.37.- С. 124-127.

45. Тронов В.П., Орлинская В.П., Золотухина J1.A. и соавт. Исследование прочности адсорбционных пленок на границе раздела нефть-вода, Тр.ТатНИПИнефть, Бугульма, 1977. - Вып.35. -с.259-267.

46. Петров А.А. Механизм действия ПАВ как деэмульгаторов нефтяных эмульсий / А.А.Петров, С.И.Борисов, Ю.С.Смирнов // В кн.: Тр.Международного конгресса по поверхностно-активным веществам. М.: 1978.-Т.З.-С.972-984.

47. Ребиндер П.А., Трапезников А.А. // Жур. физ. химии., 1938. №12. -с.573-578.

48. Борисов С.И., Петров А.А. Влияние состава и величины адсорбции стабилизатора нефтяных эмульсий на удельный расход реагента // Тр. Гипровостокнефти. 1978. - Вып. 32. - с 158-162.

49. Борисов С.И., Петров А.А. Роль отдельных компонентов высокомолекулярной части нефти в стабилизации нефтяных эмульсий. //Тр. Гипровостокнефти. 1975. - Вып. 26. - с 102-112.

50. Борисов С.И., Петров А.А. Состав защитных слоев, величина адсорбции и дисперсность эмульсий типа В/М в зависимости от углеводородного состава растворителя высокомолекулярной части нефти.//Тр. Гипровостокнефти. 1975. - Вып. 24. - с 170-180.

51. Веретенникова И.В., Петров А.А., Валяев Б.Г. Составпотенциальных стабилизаторов нефтяных эмульсий и их связь с параметрами обезвоживания при низких температурах // Тр. Гипровостокнефти. 1975.-Вып. 26.-С124-129.

52. Махонин Г.М., Петров А.А., Веретенникова И.В. Состав и структура смолисто-асфальтеновых компонентов стабилизаторов нефтяных эмульсий //Тр. Гипровостокнефти. 1977. - Вып. 30. - с.60-170.

53. Палий П.А., Григоращенко Г.Н., Соколов А.Г. и соавт. О совместной подготовке нефти и воды.// Нефтяное хозяйство. 1975. №9. -с.37-39.

54. Петров А.А. Коллоидные стабилизаторы нефтяных эмульсий / А.А.Петров, Г.Н.Позднышев // В кн.: Обезвоживание нефти и очистка сточных вод: Тр.Гипровостокнефть. -М.: Недра, 1971. -Вып.13. С.3-8.

55. Петров А.А., Позднышев Г.Н. Углеводородный состав и устойчивость нефтяных эмульсий //Тр. Гипровостокнефти.— 1971. -Выи. 13.-с 9-13.

56. Тронов В.П., Ширеев А.И. Критерии оценки стойкости эмульсии по объективным параметрам. // Тр. ТатНИПИ нефти. 1977, Вып.35. -с 14-20.

57. Байваровская Ю.В. Влияние механических примесей на процесс подготовки нефти / Ю.В. Байваровская, Е.И.Гординский, Л.М.Шипигузов и соавт. // Нефтепромысловое дело. 1983. - №7. - С. 18-19.

58. Тронов В.П. Исследование прочности адсорбционных пленок на границе раздела нефть- вода /В.П. Тронов, В.П. Орлинская, Л.А Золотухина и соавт.// Тр. ТатНИПИнефть.- Бугульма, 1977.- Вып.35.- С. 259-267.

59. Овчинников Б.Н., Верещагин А.Н., Цыганок П.И. Борьбу за качество нефтей на научные основы. Обезвоживание нефтей в зависимости от характера эмульсионных вод//Нефтяное хозяйство. - 1952. - № 3. - С.43-49

60. Митрофанов А.З., Гиниятуллин И.И. Обезвоживание стойких эмульсий методом обращения фаз // Нефтепромысловое дело. 1981. - №7. -С.30-32.

61. Петров А. А. Реагенты-деэмульгаторы для обезвоживания иобессоливания нефтей Куйбышев: Куйбыш.кн.изд., 1965. -С. 124.

62. Губайдуллин Ф.Р. Методы стабилизации работы установок подготовки нефти/ Ф.Р. Губайдуллин, Т.Ф. Космачена, В.П. Тронов, Р.З Сахабутдинов, И.Х. Исмагилов//Нефтяное хозяйство.-2003.-№2,- С.66-68.

63. Смирнов Ю.С. Современное состояние и перспективы развития деэмульгаторов для подготовки нефти за рубежом / Ю.С.Смирнов, Н.П.Мелошенко // сер. Нефтепромысловое дело: Обзорная информация. -1987.-Вып.17.-С.32.

64. Тарасов М.Ю. (СибНИИНП) Исследование условий обезвоживания высоковязкой нефти Русского месторождения с использованием углеводородных разбавителей // Нефтепромысловое дело. 1980. - № 4. -С.42-43.

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

66. Winniford R.S. The Eviense for Association of Asphaltene in Dilute Solutions//J.Ins.Petrol, 1963.-V.49. -№475,-P.215.

67. Дерягин Б.В. Поверхностные силы / Б.В.Дерягин, Н.В.Чураев, В.М.Муллер. -М.: Наука, 1985. С. 198.

68. Колбановская А.С. Развитие дисперсных структур моделях нефтяных битумов // Колл.журнал. 1974. - Т.ЗО. - №3. - С. 174-178.

69. Таубман А.Б., Корецкий А.Ф. Докл. АН СССР, 1958. - Т. 140. -№5.-С.1128-1129.

70. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии. М.: Химия.- 1989. - С.364.

71. Шмелев В.А. Некоторые особенности процесса предварительного

72. Обезвоживания нефти / В.А.Шмелев, В.Х. Шаймарданов // Нефтяное хозяйство. 1998. - №3. С.73-75.

73. Антошкин А.С. Определение активного состояния нефтяного сырья / А.С.Антошкин, Г.Ф.Фищук, А.Н.Нестеров и соавт. // Химия и технология топлив и масел. 1987. - №3. - С.6-9.

74. Соломыков Б.А. Условия образования эмульсии на процесс деэмульсации / Гипровостокнефть. Недра, 1967. - Вып. 10. - С.56.

75. Ekadawi N., Hunter R.J. Sedimentation of disperse and high particle concentrations. Collids and surfaces, 1985, V.I5, p. 147-159.

76. Sleicher C. A. Maximum stable drop size in turbulent flow. A. J. Cn.E. Journal., 1962, V.8, №4, p. 471-477.(из n.24)

77. Эйрих Ф. Реология, теория и приложение. М.: Наука, 1962. - С.135136.

78. Аванесян В.Г. Реологические особенности эмульсионных смесей. -М.: Недра.- 1980.- С.43.

79. Тронов В.П. Влияние растворенного в нефти газа на реологические свойства эмульсии / В.П.Тронов, И.М. Амерханов, А.В. Тронов и соавт. // Нефтепромысловое дело. 1985. - №10. - С. 17-20.

80. Тронов В.П. Прогнозирование вязкости водонефтяных эмульсий на стадии проектирования систем обустройства нефтяных месторождений / В.П.Тронов, А.И.Ширеев, И.М.Амерханов // Нефтяное хозяйство. 1986. -№2. - С. 50-53.

81. Ахмадеев А.Г. Эффективность действия депрессорных присадок на свойства высокопарафинистой нефти / А.Г.Ахмадеев, М.А Сафин и соавт.//Нефтяное хозяйство.-2003.- №3.-С.83-84.

82. Губин В.Е. Транспортировка вязких нефтей и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам// Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. -1967.-№ 11 .-С.З.

83. Жазыков К.Т. О вязкости парафинистых нефтей/ К.Т.Жазыков, Т.М.Бисенова // Нефтяное хозяйство. 1996. - №7. - С.48-49.

84. Зорина С.Р. Поверхностно активные вещества при подготовке и транспорте нефти/ С.Р. Зорина, Б.Н. Мастобаев, Э.М Мовсумзаде, Т.В. Дмитриева // Химическая технология.- 2002.-№4,- С14-19.

85. Пергушев Л.П. Исследование вязкости сырых нефтей.// Нефтяное хозяйство.-1999.-№3.-С.50-51.

86. Саяхов Б.К. Применение противотурбулентной присадки FLO XL при транспорте западно казахстанской нефти по нефтепроводу Узень -Атырау - Самара/ Б.К. Саяхов, Р.З Закирова, С.А. Рзиев и соавт.// Нефтяное хозяйство.-2003.-№7.-С.114-116.

87. Ричардсон Э. Динамика реальных жидкостей. М.: Мир.-1965.- С.7.

88. Kynch GJ. Proc.Soc. (London). А 237 .-1956. -P. 90. (из п.99).

89. Эмульсии. Под ред. Ф. Шермана. -Л.:Химия.- 1972. С-348.

90. Шнерх С.С. Трубопроводный транспорт высоковязких и застывающих нефтей и нефтепродуктов/ С.С. Шнерх, А.Ф Филитов, М.Д Пайкуш и соавт.// М.: ВНИИОЭНГ. -1976. -С.63.

91. Владимиров А.А., Низовцева Р.Н., Берников М.В. (ПечорНИПИнефть) О подготовке высоковязкой нефти на Ярегском месторождении// Нефтепромысловое дело.- 1979.-№ Ц.-С.32-34

92. Фрагменты разработки морских нефтегазовых месторождений / Мирзаджанзаде А.Х., Алиев Н.А., Юсифзаде Х.Б. и соавт. // Под.ред. академика А.Х. Мирзаджанзаде. Баку: Елм.- 1997.-С. 18.

93. Глебовская В. А., Волькенштейн М- В. // Журнал общей химии -1948 -т. 18-вып. 8- 1440с.

94. Емков А.А., Протасова Л.А., Позднышев Г.Н. О характеристике эффективности действия деэмульгатора при разрушении нефтяных эмульсий.

95. Труды ВНИИСПТнефть. Сбор, подготовка нефти и воды и защита от коррозии нефтепромыслового оборудования. Уфа, 1980. С.69.

96. Шамрай Ю.В. и соавт. // Обзор.информ.сер. Нефтепромысловое дело. 1987. - Вып.7. - С.57.

97. Рахматуллина Г.М. Влияние реагента СНПХ-7912М на транспорт нефтяной эмульсии Узбекского месторождения / Г.М. Рахматуллина, Ф.В. Шарафутдинова, Н.В. Мясоедова и соавт. // Нефтяное хозяйство. 1999. - С.57-58.

98. Кожанбеков С.С. Исследование реологических свойств нефти, транпортируемой по магистральному трубопроводу в присутствии депресантов./ С.С Кожанбеков, В.Б. Сагитов, Дидух AT.// Нефтяное хозяйство.- 2003.-№2. -С 82-84.

99. Салимов З.С. Влияние механических воздействий на физические свойства высоковязкой нефти/ З.С. Салимов, А.С. Султанов и соавт. //Химия и технология топлив и масел.-2001.-№6. -С. 22-23.

100. Балабуткин М.А. Роторно- пульсационные аппараты в химико фармацевтической промышленности.- М.: Медицина.-1983.- С.159.

101. Вахитов Г.Г., Симкин Э.М. Использование физических полей извлечения нефти из пластов. М. :Недра .-1985.-С.25.

102. Волков Л.Ф., Тараканов В.В., Козлов Н.Г., Шабелянский А.Г. Результаты испытаний погружного акустического излучателя с повышенными электроакустическими параметрами // Реферативный журнал

103. Совершенствование технологии добычи и подготовки нефти в Западной Сибири", Тюмень. 1985, с.32-39 ISSN 0136-8877

104. Еникеев P.M. Влияние низкочастотного воздействия на вязкость нефти.// Вопросы разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири.-Тюмень: ТПИ,- 1987.- С.21-26.

105. Ефимова С.А., Шубин А.В. Влияние акустического поля на фазовую проницаемость пород в призабойной зоне пласта. // Ядерно-геофизич. геоакустич. Методы при определении фильтремкостныхсвойств пород в залежах нефти и газа.//М., 1989.- С. 104-106.

106. Кузнецов О.Д., Ефимова С.А. Применение ультразвука в нефтяной промышленности. -М.: Недра.- 1983.- С.46.

107. Носов В.Н., Зайцев Г.С (НГДУ Уралнефть) "Интенсификация притока нефти акустическим воздействием на продуктивные пласты" // Нефтепромысловое дело.- 1987.- №5.- С. 3-8.

108. Печков А.А., Кузнецов О.Д., Дрягин В.В. Устройство для акустического воздействия на призабойную зону продуктивных пластов. А.С. СССР №1086137, 1979.

109. Технологический регламент УПВСН НГДУ «ТатРИТЭКнефть»

110. Бух Д.Н. Обессоливание нефти//Нефтяное хозяйство. 1940. -№ 8. - С.23-28

111. Мавлютова М.З. и соавт. Опыт подготовки нефти на промыслах Башкирии. Башкнигоиздат. Уфа, 1969. 164 с.

112. Мышкин Е.А. Рационализация производства и применения деэмульгаторов //Нефтяное хозяйство. 1950. - № 8. - С.45-48

113. Махмудбеков Э. Применение термохимического способа деэмульсации //Нефтяное хозяйство. 1949. - № 2. - С. 17-20

114. Минасян М.И. Комбинированная электрообессоливающая установка // Нефтяное хозяйство. 1950. - № 6. - С.45-49119.

115. Мышкин Е.А. Деэмульсация нефтей на промыслах //Нефтяное хозяйство. 1959.-№8.-С.54-57

116. Раков П.П. Результаты промышленных испытаний новыхнеионогенных поверхностно-активных веществ (ПАВ) в качестве деэмульгаторов нефти//Нефтяное хозяйство. 1961. - № 3. - С.46-51

117. Владимиров А. А., Плешкова Н.Ф. (ПечорНИПИнефть) Совершенствование подготовки нефти на месторождениях НГДУ "Войвожнефть'7/ Нефтепромысловое дело.- 1980. -№6. С.63-65.

118. Галлямов М.И., Юмашева С.М., Хайранамов Р.С., Нургалеева JI.X., Брязгин Е.П. О подготовке высокосернистой нефти в Башкирии // Нефтепромысловое дело. 1977.-№6.-С.26-28

119. Хабибуллина Р.К., Прищенко Н.П. Свойства эмульсии нефти месторождения Самгори и методы ее подготовки// Нефтепромысловое дело. -1977.-№7.-С.39-40

120. Хабибуллина Р.К. Методы обезвоживания и обессоливания нефти месторождений Грузинской ССР // Нефтепромысловое дело. 1980. -№ 4. - С.33-35

121. Хабибуллина Р.К., Штейнгардт Н.С. Свойства эмульсий нефтей месторождений Тарибани и Мирзаани Грузинской ССР и методы их подготовки // Нефтепромысловое дело. 1980. - № 10. - С.31-32

122. Хабибуллина Р.К., Филина Р.А., Прищенко Н.П. Свойства эмульсий нефти месторождений Чечено-Ингушской АССР и методы их обезвоживания // Нефтепромысловое дело. 1978. - № 8. - С. 18-20

123. Кулаков П.И., Анухин М.В., Золотухина Л.П. Совершенствование технологии сбора, транспорта и подготовки нефти и газа в объединении "Грознефть"//Нефтепромысловое дело. 1979.-№ 5. - С.39-41

124. Наговицин Ф.Г., Николаев Л.М., Пяткина Т.И. Особенности мангышлакской нефти // Нефтепромысловое дело. 1977. - № 6. - С.40-42

125. Мазепа Б.А., Сидоренко Г.В., Шипигузов Л.М., Яновский С.Б. Подготовка нефти в объединении «Пермнефть» // Нефтепромысловое дело. -1977. -№ 12.-С.32-34

126. Мазепа Б.А., Шилкова Н.Л. Обессоливание угленосной нефтиместорождений Пермской области // Нефтепромысловое дело. 1978. - № 8. -С.29-31

127. Пелевин Л.А., Позднышев Г.Н., Емков А.А., Плахута Г.Н. Исследование обессоливающего действия "Седипуров Т" порошковых водорастворимых полимеров в процессах подготовки нефти// Труды ВНИИСПТнефть. - 1976. - Вып.17.-С.27-31

128. Смирнов Ю.С. Синергетический эффект деэмульгирующего действия смеси деэмульгаторов катионоактивных АНП-2 и неионогенных блоксополимеров окисей этилена и пропилена / Ю.С.Смирнов, А.А.Петров // Тр. Гипровостокнефть. 1975. - Вып.ХШ. - С.201 -206.

129. Митрофанов А.З. Метод оценки деэмульгаторов для обезвоживания нефти // Нефтепромысловое дело. 1980. - № 8. - С.22-24

130. Митрофанов А.З., Гиниятуллин И.И., Маликов Б.А., Дадонов Ю.А., Становская Н.В. Пути повышения качества подготовки нефти Нижнего Поволжья // Нефтепромысловое дело. 1977. - № 6. - С.35-37.

131. Митрофанов А.З. Глубокое обезвоживание высокопарафинистой нефти месторождений Калмыцкой АССР// Нефтепромысловое дело. 1979. - № 3. - С.25-26

132. Князев Н.С., Густов Б.М., Алсынбаева Ф.Л. и др. Обезвоживание и обессоливание тяжелых высокосернистых нефтей с помощью реагента АНП-2// Нефтяное хозяйство. -1971 .-№11.- С.50-53

133. Середа А.Т. Промышленные испытания новых деэмульгаторов // Нефтепереработка и нефтехимия. 1963. - № 8. - С.9-11

134. Шустер Н.Д., Недобоева Е.И. Влияние НЧК на выпадение осадка приобезвоживании нефтей//Нефтяное хозяйство. 1961. - № 4. - С.41-43

135. Зарипов А.Г., Сираев В.А., Грицай А.И. Промышленное испытание некоторых деэмульгаторов//Нефтяное хозяйство. 1964. - № 12. -С.42-47

136. Мышкин Е.А. Исследование механизма действиядеэмульгаторов // Нефтяное хозяйство. 1966. - № 5. - С.55-58

137. Мавлютова М.З., Сидурин Ю.В. Пути дальнейшего совершенствования технологии подготовки нефти на промыслах //Нефтяное хозяйство. 1969. - № 6. - С.25-28

138. Петров А.А., Смирнов Ю.С. Обезвоживание и обессоливание нефтей смесью катионоактивного и неионогенного деэмульгаторов//Нефтяное хозяйство. 1970. - № 6. - С.45-48

139. Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И., Ручкина P.M., Новикова К.Г. (ВНИИСПТнефть) Влияние асфальтенов на поверхностно активные свойства реагентов-деэмульгаторов при адсорбции из углеводородной фазы // Нефтяное хозяйство. 1973. - № 4. - С.43-46.

140. Деэмульгаторы, применяемые на промыслах Башкирии: Сб. науч. тр. /Центральная научно-исследовательская лаборатория / Отв. ред. Р. С. Хайранамов. -Уфа, 1974. 45 с.

141. Плахута Г.Н., Емков А.А., Позднышев Г.Н. Повышение качества обессоливания нефти с использованием смесей отечественных неньютоновских ПАВ и полиэлектролитов. Труды ВНИИСПТнефть. Вып.24., Уфа, 1979. С.64.

142. Смирнов Ю.С., Петров А.А., Эпштейн JI.B. Деэмульгирующие свойства проксанола и проксамина //Нефтяное хозяйство. 1975. - № 1. -С.36-38

143. Пелевин JI.A., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. и др. Пути совершенствования систем промысловой подготовки нефти // Труды ВНИИСПТнефть. 1975. - Вып. 13. - С.49-54

144. Емков А.А., Позднышев Г.П., Исанбаев А.Г., Плахута Г.Н. Применение порошкообразного водорастворимого полиакриламида для подготовки нефти//Нефтепромысловое дело. 1977. - № 11.- С.24-25

145. Плахута Г.Н., Позднышев Г.Н., Емков А.А. Применение полиэлектролитов акрилового ряда для очистки нефти от хлористых солей// Труды ВНИИСПТнефть.-1976.-Вып. 17.-С.38-43

146. Губин В.Е., Плахута Г.Н., Емков А.А., Позднышев Г.Н., JI.A. Пелевин JI.A. Полиэлектролитная композиция для глубокого обессоливания нефти // Труды ВНИИСПТнефть. 1976. - Вып. 17. - С.75-78

147. Тронов В.П., Саттаров У.Г. Разработка и внедрение новых направлений при подготовке нефти//Нефтепромысловое дело. 1977. - № 6. -С.55-57

148. Тронов В.П., Ширеев А.И., Орлинская В.П., Лебедич С.П. Некоторые способы качества подготовки нефти // Нефтепромысловое дело. -1981. № 2. - С.21-24

149. Шаповалов Д.К., Звегинцев И.Ф., Хамидуллин М.С., Закиев Ф.А. Подготовка высокосернистой нефти // Нефтепромысловое дело. 1981. -№9. -С.48-50

150. Порайко И.Н., Арутюнов А.И. Обезвоживание нефти с помощью водорастворимых полимеров/УНефтепромысловое дело. 1978. - № 5.-С.51-55

151. Порайко И.Н., Байков Н.М. Эмульгирующие и стабилизирующие свойства водорастворимых ПАВ и полимеров // Нефтяное хозяйство. 1978. - № 7. - С.58-60

152. Порайко И.Н., Мулица И.С., Грищук Б.Д., Худобин В.П. и соавт. Обезвоживание и обессоливание белорусской нефти ПАВ-деэмульгаторами и полиакриламидом // Нефтепромысловое дело. 1978. - № 1.-С. 14-16

153. Федорощев Т.И., Мирошниченко Е.В., Чернавских С.Ф. Эффективность действия водорастворимых деэмульгаторов при различных способах дозирования их в нефтяную эмульсию // Нефтепромысловое дело. -1978. -№ 10.-С.46-48

154. Мирошниченко Е.В., Федорощев Т.И., Феликсов А.С., Чернавских С.Ф. (СибНИИ) Применение маслорастворимых деэмульгаторов в виде нефтяных растворов // Нефтепромысловое дело. 1980. - № 4. - С.38-39

155. Рахимов Н.Р., Кадыров А.К. (НГДУ "Андижаннефть") Пути повышения качества подготовки нефти в НГДУ ""Андижаннефть" // Нефтепромысловое дело. 1979. - № 4. - С.27-29

156. Емков А. А., Семенов Б. Д., Ахметзянов М.Г. и соавт. Применение нитролигнина в процессах обезвоживания и обессоливания нефти//Нефтепромысловое дело. 1979. -№3.-С.33-35

157. Тронов В.П., Ширеев А.И., Орлинская В.П., Лебедич С.П. Некоторые способы улучшения качества подготовки нефти // Нефтепромысловое дело. 1981. - № 2. - С.21-24

158. Емков А,А., Толкачев Ю.И., Протасова Л.А., Мансуров Р.И. Технология применения деэмульгаторов и пути ее совершенствования// Нефтяное хозяйство. 1985.-№9. -С.47-49

159. Емков А.А., Протасова Л.А. О выборе деэмульгатора для процессов подготовки нефти. // Труды ВНИИСПТнефть. Сборник научных трудов. Уфа, 1984. С.99.

160. Коршаков Д.Г., Коломыйцев А.С. // Нефтяное хозяйство. -1986. № 8. - С.59

161. Сенцова Е.П., Фазлутдинов И.А., Гильманшина В.А., Валова

162. B.Н. Опыт обработки нефтяной эмульсии реагентом-деэмульгатором "СЕАС-34". // Труды ВНИИСПТнефть. Промысловый сбор и подготовка аномальных нефтей. Сборник научных трудов. Уфа, 1986. С.46.

163. Хамидуллин Ф.Ф., Тронов В.П. (ТатНИПИнефть), Лебедев Н.А., Петров А.Г. ("Союзнефтепромхим"), Нургалеев Ф.Н. и соавт. Применение деэмульгатора СНПХ- 44 Н для подготовки девонской нефти// Нефтяное хозяйство. 1987. - № 4. - С.68-70

164. Емков А.А., Мансуров Р.И., Абаева Т.В., Ворончихина Д.П. Эффективность применения отечественных деэмульгаторов нефтяных эмульсий. Труды ВНИИСПТнефть. Сборник научных трудов. Уфа, 1991.1. C.34.

165. Тундрий Г.А., Юдина Т.В., Тузова В.Б., Варнавская О.А.,

166. Стрельник Д.Ю. Новый ассортимент деэмульгаторов водонефтяных эмульсий // Нефтепромысловое дело.- 1995.-№2-3.-С.6-8

167. Рахматуллина Г.М., Володина Е.Л., Мясоедова Н.В. Применение реагента комплексного действия СНПХ-7963 на нефтяных месторождениях России. // Нефтяное хозяйство. 2000, №11.- С.36.

168. Тузова В.Б., Трофимов Л.В., Варнавская О.А. и др. Использование деэмульгаторов типа СНПХ для подготовки нефти на объектах ОАО "Юганскнефтегаз" // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 11. -С.62-64

169. Тундрий Г. А., Рябинина Н.И., Лебедев Н.А., Наумова Л.В. Опытно промышленные испытания деэмульгатора - ингибитора коррозии СНПХ-43Р// Нефтепромысловое дело. - 1995. - № 2-3. - С.8-13

170. Тундрий Г.А., Варнавская О.А., Хватова Л.К. Использование отечественного деэмульгатора СНПХ-4810 в процессе подготовки нефти// Нефтяное хозяйство. 1998.-№2.-С.54-56

171. Тундрий Г.А., Рябинина Н.И., Низмутдинова А.С. и соавт. Новый реагент комплексного действия СНПХ-4601//Нефтяное хозяйство. -1998. -№ 4. С.67

172. Валиханов А.В. Оптимизация процессов сбора, транспорта и подготовки нефти / А.В.Валиханов, Р.Т.Булгаков, Э.И.Мансуров и соавт. .-Казань, 1971.-С.56.

173. Левченко Д.Н. Эмульсии нефти с водой и методы из разрушения. М.: Химия,- 1967. - С.20-34.

174. Маринин Н.С. Подготовка высоковязких нефтей на месторождениях Крайнего Севера / Н.С.Маринин, М.Ю.Тарасов, Ю.Н.

175. Савватаев и соавт. // сер. Нефтепромысловое дело: Обзорная информация.-1983.-Вып. 18,-С.31.

176. Coalescence in crud oil emulsions Investigated by light transmission / Miller // Coll. and Pollm.Scl. 1987. - V.265. - №4. - Р.342-346.(из n.440)

177. Бабалян Г.А. Вопрос о механизме стабилизации и разрушения нефтяной эмульсии / Г.А.Бабалян, М.Х.Ахмадиев, Э.Г.Нуриева // Нефтяное хозяйство. 1976. - №3. - С.56-58.

178. Копылева Б.Б. Влияние ПАВ на свойства дисперсных систем и процессы их разделения / Б.Б.Копылева, В.Н.Белов, М.С.Бабурина -М. :НИИТЭХИМ, 1983.-С.38.

179. Neuman M.J / Erdoll-Erdgass heltschrift. 1967. - №1. - P.87-89.

180. Тронов В.П. Классификация и оценка эффективности различных методов подготовки нефти / В.П.Тронов, Б.М. Радин, Г.Г. Вахитов //Нефтяное хозяйство. 1973. -№5. - С.41-44.

181. Water in crud oil emulsions from Norveglan shelf. Part 2. Chemical destabilization and Interfacial tensions // Coll. and Polim.Scl. 1990. - V.268. -№4.-P.389-398.(изп.56)

182. Каспарьянц K.C. Оценка эффективности различных методов обезвоживания и обессоливания нефти / К.С.Каспарьянц, А.А.Петров // Нефтяное хозяйство. 1978. - №3. - С.43-48.

183. Тронов В.П. Использование кривых осаждения для расчетов отстойной аппаратуры при подготовке нефти / В.П.Тронов, А.К.Розенцвайг // Тр.ТатНИПИ нефть Сбор, транспорт и подготовка нефти на месторождениях Татарстана.-1975. вып.ЗЗ. - С.24-30.

184. Тронов В.П. Высокоэффективные технологии и процессы очистки промысловых сточных вод на месторождениях Татарстана / В.П.Тронов, Ф.А. Закиев, А.Д. Ли и соавт. // Нефтяное хозяйство. 1998. -№7. - С.60-61.

185. Ишалин Э.Г. Исследование свойств водных растворовповерхностно-активных веществ и их композиций: адсорбционные свойства / Э.Г.Ишалин, И.Ю.Аверко-Антонович. Казань: КХТИ, 1990. - С. 14.

186. Медведев В.Ф. Оптимизация нефтесборных систем при внутритрубопроводной деэмульсации нефти. М., ВНИИОЭНГ.- 1977.С.10.

187. Сорокин Я.Г. Особенности переработки сернистых нефтей и охрана окружающей среды. М.: Химия.- 1975. - С.58-59.

188. Каспарьянц К.С., Кузин В.И., Григорьян Л.Г. Процессы и аппараты для объектов подготовки нефти и газа. М., Недра.- 1977.С.35.

189. Шибаева О. Н. Разработка способов разрушения водных эмульсий высоковязких нефтей И Дисс. Канд.т.н.- Казань- 2004, С. 137

190. Демьянов А.А. Подготовка нефти на месторождениях с использованием силовых полей./ А.А Демьянов// Нефтепромысловое дело.-1978.-№1.-С.11-13.

191. Ауфлем. И. X., Влияние асфальтенов и давления на стойкость эмульсии сырой нефти.- Трондхейм.: Норвежский университет науки и техники. 2002.

192. Борисов С.И. Методы управления технологическим процессом подготовки нефти/ С.И. Борисов, О.С. Калинина, Н.П. Мелошенко и др// Нефтяное хозяйство.-2003.-№1 .-С.76-78.

193. Логинов В.В. Обезвоживание и обессоливание нефтей. М.: Химия.-1979.-С.216.

194. Пат. 18236 РФ, МПК 7 В 01 D 19/00; № 200127530 Отстойник для отделения воды от нефти / Н.И. Магомедшерифов // Заявлено 8.11.2000; Опубл. 10.06.2001.

195. Магомедшерифов Н.И. Опыт бездеэмульгаторной подготовкинефти ОАО «Сибнефть ННГ» ТПДН «Заполярнефть» / Магомедшерифов Н.И., Румянцева М.А., Магарил Р.З. // Известия вузов. Нефть и газ. - № 2. — 2002. - С. 95-97.

196. Магомедшерифов Н.И. Внедрение новых деэмульгаторов на объектах подготовки нефти ОАО «Сибнефть Ноябрьскнефтегаз» / Н.И. Магомедшерифов, JI.B. Трушкова // Нефть и газ Западной Сибири: Сб. науч. тр. - Тюмень, ТюмГНГУ. - Т. 1. - С. 208 - 209.

197. Тарасов М.Ю. Технологические режимы процессов термохимической подготовки нефти в ОАО «Сибнефть Ноябрьскнефтегаз» / М.Ю. Тарасов, И.В. Столбов, Н.И. Магомедшерифов // Нефтяное хозяйство. -2004.-№3.-С.93-95.

198. Магомедшерифов Н.И. Оптимизация процесса подготовки нефти на ДНС-УПСВ / М.Ю. Тарасов, И.В. Столбов // Нефтяное хозяйство. -2006. -№ 12.-С. 95-96.

199. Магомедшерифов Н.И. Промысловые исследования глубокого обезвоживания нефти в трехфазных аппаратах / М.Ю. Тарасов, В.Е. Панов, А.Б. Зырянов, А.А. Бакланов // Нефтяное хозяйство. 2006. - № 11.- С.96-98.

200. Магомедшерифов Н.И. Увеличение количества подготавливаемой и сдаваемой нефти путем компаундирования разнотипных нефтей / Н.И. Магомедшерифов, JI.B. Трушкова // Известия вузов. Нефть и газ. № 4. - 2004. - С. 94-98.

201. Магомедшерифов Н.И. Подготовка товарной нефти на месторождениях ОАО «Сибнефть Ноябрьскнефтегаз». М.: Монография, 2005.-С. 86.