Научные основы герметизированных технологий подготовки скважинной продукции на поздней стадии разработки нефтяных месторождений

Голубев, Михаил Викторович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Научные основы герметизированных технологий подготовки скважинной продукции на поздней стадии разработки нефтяных месторождений
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Научные основы герметизированных технологий подготовки скважинной продукции на поздней стадии разработки нефтяных месторождений"

На правах рукописи

ГОЛУБЕВ МИХ>

НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ ГЕРМЕТИЗИРОВАННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ НА ПОЗДНИЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Уфа-2005

Работа выполнена в ДООО «Башнипинефть» ОАО АНК «Башнефть».

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Юрий Викторович Антипин

доктор технических наук, старший научный сотрудник Рифхат Зиннурович Сахабутдинов

доктор технических наук, старший научный сотрудник Давлет Мухаметджанович Шейх-Али

Ведущая организация: Открытое Акционерное Общество

«Удмуртнефть»

Защита состоится «08» ноября 2005 г. в 1300 ч. на заседании диссертационного совета Д 520.020.01 при открытом акционерном обществе научно-производственная фирма «Геофизика» (НПФ «Геофизика») по адресу: 450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. 8-ое Марта, 12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика».

Автореферат разослан «05» октября 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

доктор химических наук ДА. Хисаева

ПОЧ&

ЛМШ№

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы.

Система сбора и подготовки нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях представляет собой сложный комплекс инженерных сооружений, требующих совершенствования и модернизации как в связи с новейшими достижениями науки и техники, так и в связи с переходом месторождений на новые стадии разработки. В зависимости от объемов добычи, физико-химических свойств нефтей, коллекторских свойств пластов, географических, климатических и других условий на месторождениях в каждом конкретном случае состав и взаимное размещение инженерных сооружений могут быть весьма разнообразны.

Поздняя стадия разработки нефтяных месторождений характеризуется повышением обводненности продукции скважин и значительным изменением условий эксплуатации инженерных сооружений для сбора и подготовки нефти, газа и воды, что сопровождается увеличивающимися объемами свободной воды в трубопроводах и поступлению в нефтяные парки значительных объемов коррозионно-агрессивных пластовых вод. В результате повышаются энергозатраты на обратную перекачку попутно добываемой пластовой воды в систему поддержания пластового давления (ППД).

Реконструкция системы сбора продукции скважин за счет организации предварительного сброса пластовой воды, ее очистки от нефтепродуктов, механических примесей и утилизации непосредственно на месторождениях позволяет обеспечигь высокую надежность и эффективность процессов сбора и подготовки скважинной продукции.

Анализируя состав комплекса инженерных сооружений на нефтяном месторождении, необходимо выделить три основных объекта, взаимное расположение которых в основном определяет структуру всех технологических сооружений и задачи подготовки продукции скважин на различных этапах сис-

темы сбора:

РвС. НАЦИО! БИБЛИО С Петер 09 «00

1) начальный участок добычи и сбора продукции скважин (добывающая скважина, выкидная линия, автоматическая групповая замерная установка (АГЗУ), сборный коллектор);

2) предварительный сброс попутно добываемой пластовой воды (УПСВ, включающая блок водоподготовки);

3) комплексная подготовка нефти (первая ступень сепарации нефти, узел предварительного обезвоживания нефти, узел глубокого обезвоживания и обессоливания, концевая ступень сепарации нефти, узел накопления товарной нефти, очистные сооружения для воды).

Существующие уровни подготовки нефти, газа и воды на различных участках системы сбора в зависимости от взаимного размещения объектов и их влияния друг на друга определяют необходимость совершенствования технологических схем и взаимосвязей объектов подготовки нефти, газа и воды и соответственно постановку задач диссертационных исследований выполняемых в работе.

Основной, на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, является проблема утилизации попутно добываемой пластовой воды. Большие издержки производства по закачке, извлечению, транспортировке, подготовке и утилизации пластовой воды заставляют вести целенаправленный поиск по вопросу увеличения глубины предварительного сброса основной массы воды и повышения ее качества непосредственно на месторождениях.

Актуальность проблемы возрастает в связи с неуклонным ростом добычи высокообводненной продукции. Наряду с этим, применяемые типовые технологии и оборудование промысловой подготовки нефти не удовлетворяют требованиям, предъявляемым в настоящее время, к качеству подготавливаемых нефти и воды.

Диссертационная работа выполнялась в соответствии с тематическим планом научно-исследовательских работ Башнипинефть и техническими заданиями ОАО АНК «Башнефть», ЗАО «Проминвест» (Республика Коми), ООО «Лукойл-Пермь», ОАО «Белкамнефть» (Удмуртия), ЗАО «Лукойл-Пермь»,

ОАО «Роснефть-Термнефгь» (Краснодар), ООО «Цетан-Гео» (Удмуртия), ОАО «Оренбурггеонефть».

Объектом исследований диссертационной работы являются новые научные подходы к технологии и техническим средствам сбора и подготовки скважинной продукции, обеспечивающие качественную промысловую подготовку нефти и воды к транспорту, предметом исследований - закономерности и связи в объекте исследований, а также технические параметры разрабатываемых технологических процессов.

Цель диссертационной работы.

Создание и совершенствование технологий, обеспечивающих максимальную глубину предварительного сброса пластовых вод в системе сбора продукции скважин для повышения эффективности процессов подготовки товарной нефти на промыслах.

Основные задачи исследований:

1. Разработка технологий интенсивного раннего сброса попутно добываемой воды, основанных на подборе рациональных точек и способов подачи реагента.

2. Совершенствование физических и химических способов промысловой подготовки нефти.

2.1. Разработка эффективных составов для процессов деэмульсации нефти и защиты технологического оборудования от коррозии.

2.2. Определение возможности влияния переменного магнитного поля низкой частоты на степень разрушенности нефтяной эмульсии.

3. Совершенствование процесса предварительного сброса попутнодобы-ваемой пластовой воды.

3.1. Унифицикация технологии подготовки пластовой воды, сбрасываемой на УПСВ.

3.2. Анализ эффективности применения отстойных аппаратов различной

конструкции на установках предварительного сброса.

4. Разработка унифицированных технологических схем подготовки нефти в зависимости от свойств нефтей и условий их добычи на месторождениях.

5. Изучение механизма образования в процессе отстоя трудноразрушае-мых эмульсионных слоев и исследование возможности применения переменного магнитного поля низкой частоты для предотвращения их образования.

Методы решения поставленных задач.

Решение поставленных задач проводилось с помощью теоретических, лабораторных и промысловых исследований. Для анализа использовалась отчетная информация и результаты, полученные в ходе исследований, которые проводились на лабораторных моделях, опытно-промышленных установках и промысловых объектах.

Научная новизна.

1. На основе отечественного сырья нефтехимических производств разра-

ботано пять новых высокоэффективных составов ингибирующих композиций сероводородной коррозии стального оборудования с учетом межкомпонентного синергизма (Реакор-1, Реакор-2, Реакор-2В, Реакор-21 и Реакор-7).

2. Экспериментально обоснованы параметры магнитного поля (переменное, с частотой до 50 Гц) для обработки нефтяной эмульсии; способствующие достижению максимальной степени ее разрушенности.

3. Научно обоснована необходимость проведения предварительной дегазации воды сбрасываемой при обезвоживании перед подачей ее на очистные сооружения.

4. Получены эмпирические зависимости, позволяющие рассчитывать технологические параметры и режимы работы отстойных аппаратов с наилучшими показателями процесса для конкретных условий рассматриваемого нефтяного месторождения при проектных работах или реконструкции:

- содержание нефтепродуктов в сбрасываемой воде при различных значе-

ниях расхода жидкости;

* оптимальное положение межфазного уровня в отстойниках в зависимости от обводненности поступающей эмульсии;

- отношение объемов сбрасываемой и поступающей воды от критерия Фруда;

- количество остаточной воды в нефти от степени разрушенности эмульсии.

5. Обоснована необходимость изменения конструкции внутренних элементов при обустройстве резервуара для предварительного сброса воды, позволяющая организовать сброс максимального количества воды перед аппаратами подготовки нефти при значительном сокращении расхода реагентов и электроэнергии.

6. Изучен механизм стабилизации трудно разрушаемых эмульсий, формирующихся в системе сбора и подготовки скважинной продукции нефтяных месторождений на поздней стадии разработки, и разработан способ предотвращения их образования с применением переменного магнитного поля низкой частоты.

7. Предложен способ интенсификации процесса обессоливания нефти на УКТТН, основанный на разбавлении пластовой воды с повышенной минерализацией в отстойниках предварительного сброса слабо минерализованной и отмывки (замещения) из нефтяной фазы кристаллов солей пресной водой, которая подается непосредственно перед печами нагрева.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

1. Выполненные исследования легли в основу технологических процессов совершенствования установок предварительного сброса воды (патенты РФ: 2238781,2230594).

2. Проведены опытно-промышленные испытания пяти разработанных (патенты РФ 2083720, 2068628,2134309, 2136782, 2134310) ингибиторов сероводородной коррозии стального оборудования.

3. Организован промышленный выпуск и внедрение в производство комплекта устройств для реализации способов безнасосной подачи регентов в за-трубное пространство и выкидную линию скважин, что позволяет подготавливать продукцию скважин уже на начальных участках сбора (патенты РФ: 2172389,2163701,2132931).

4. Предложена технология применения газа низкого давления в качестве топлива в печах дожита для нагрева теплоносителя и интенсификации процессов предварительного обезвоживания нефтяной эмульсии.

5. Разработана и внедрена конструкция внутренних элементов резервуара предварительного сброса воды и способ, позволяющий предотвратить образование промежуточного эмульсионного слоя (патенты РФ: 2145512,2154089).

5. Разработаны и внедрены способы нейтрализации сероводорода в скважине и предотвращения образования асфальтосмолистых и парафиновых отложений в системе добычи и сбора нефти (патенты РФ: 2176310,2175712).

7. Разработаны технологические регламенты на перевод существующих ДНС в режим работы установок предварительного сброса воды УПСВ, а так же реконструкцию существующих установок подготовки нефти по герметизированному безрезервуарному варианту: ОАО АНК «Башнефть» (Республика Башкортостан): НГДУ «Уфанефть»: ДНС - 88, ДНС - 89, Узыбаш, Волково, Метели, НСП Сергеевка, УПН Алаторка; НГДУ «Октябрьскнефть»: ДНС Саны; НГДУ «Краснохолмскнефть»: ДНС - 16, 60, 56, 43, 46, 34, 316, Юссук; УПН Четырманово, НСП Красный Холм; НГДУ «Чекмагушнефть»: УПСВ Ка-дырово; ОАО «Белкамнефть» (Республика Удмуртия): ДНС Забегалово, Сосновское, УПН Черновское, Смольниково, Юськи; ООО «Цеган-Гео»: УПН Решетниковское; ЗАО «Проминвест» (Республика Коми): УПН Промин вест; ОАО «Оренбурггеояефть» (Оренбургская область): УПН Дачно-Репинское; ОАО АНК «Татнефть» (Республика Татарстан): НГДУ «Аль-метьевскнефть»: ДНС-62, НГДУ «ТатРИТЭКнефть» УПВСН «Киязлы»; ОАО «Роснефть-Термнефть» (Краснодарский край): НГДУ «Черноморнефть»: УПН Новодмитриевское; ООО «Лукойл-Пермьнефть» (Пермская область):

НГДУ «Черяушканефть», НГДУ «Осинскнефтьж ДНС Москудья, Бырка, Бак-лановка; ЗАО «Лукойл - Пермь»: НГДУ «Полазнанефть»: УПС Уньва, УПН Каменоложская; ОАО «Пурнефтегаз» (Западная Сибирь): ДНС Барсуков-ское.

Апробация работы.

Основные результаты работы докладывались на научно-технических конференциях, семинарах, выставках, посвященных повышению эффективности процессов сбора и подготовки скважинной продукции нефтяных месторождений, проводимых в Г.Г., Уфе (1994, 1995, 1999, 2000, 2001, .2002 г.г.), Москве (1994, 1995, 1996 г.г.), Томске (1994, 1995,2004 г.г.), Баку (1995, 1999 г.г.), Новгороде (1995 г.), Волгограде (1996 г.), Краснодаре (1996 г.), Альметьевске (2003 г.), Самаре (2003 г.), Нефтеюганске (2004 г.), Санкт-Петербурге (2004 г.), Миассе (2004 г.).

Публикации.

Основное содержание работы изложено в 53 научных работах, в том числе в двух монографиях, 20 статьях, 13 тезисах к докладам, 18 патентах РФ. В работах, написанных в соавторстве с коллегами, соискателю принадлежит общее руководство, постановка задач исследований, разработка технологий, проведение, анализ и обобщение экспериментальных исследований.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, пятя глав, списка использованной литературы. Работа содержит 255 страниц машинописного текста, 57 рисунков, 39 таблиц, 177 библиографических ссылок.

Работа выполнена в ДООО «Башнипинефть», при участии специалистов добычи и подготовки нефти Республики Башкортостан, Республики Татарстан, Пермской области, Западной Сибири, Оренбургской области, Республики Удмуртия, Краснодарского края и Республики Коми.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении определены основная цель и направление исследований, обоснованы актуальность и важность проблемы повышения эффективности процессов подготовки нефти на промыслах, дана общая характеристика работы.

Проведенный анализ научно-технической литературы по данному вопросу показал, чгго в развитие основных научных положений по свойствам неф-тей, составу стабилизаторов, причинам образования и свойствам водонефтя-ных эмульсий, современному представлению о механизме их разрушения, а так же анализу способов и технологий промысловой подготовки нефти значительный вклад внесли Г.А. Бабалян, Д.С. Баймухаметов, М.Д. Вапеев, Р.К. Вальшин, В.И. Грайфер, A.A. Гоник, В.Ф. Голубев, Э.М. Гутман, Ю.В. Ергин, Я.М. Каган, В.И. Классен, Г.С. Лутошкин, H.A. Лебедев, М.З. Мавлютова, В.И. Миненко, А.Х. Мирзаджанзаде, KP. Низамов, Л.П. ГГергушев, A.A. Петров, Г.Н. Поздньппев, Д.Л. Рахманкулов, П.А. Ребиндер, А.К. Розенцвайг, Р.З. Сахабутдинов, Н.Д. Соколов, А.Б. Таубман, В.П. Тронов, A.B. Тронов, Н.И. Хисамутдинов, Л.М. Шипигузов и другие исследователи я промысловые работники.

В первой главе рассмотрен комплексный подход к применению новых технических средств и мероприятий, позволяющий эффективно подготавливать скважинную продукцию на начальных участках системы нефтесбора.

Анализ причин снижения показателей работы систем сбора и подготовки нефти показал, что они тесно связаны с существующей техникой и технологией подготовки скважинной продукции на начальных участках ее добычи.

При осуществлении предварительной подготовки нефти и воды в герметизированные аппараты должна поступать продукция скважин, подготовленная в подводящих трубопроводах или в пунктах сбора путем нагрева, гидродинамического или другого воздействия до степени разрушенности эмульсии

90-95 %. Необходимая степень разрушенности продукции скважин и защита нефтепромыслового оборудования от коррозии на практике осуществляется в основном подачей высокоэффективных химреагентов на начальных участках сбора продукции скважин. Наряду с этим для снижения давления в системе сбора продукции скважин и для предотвращения образования асфальтосмоло-парафиновых отложений применяются различные (химический, термохимический, физический, комбинированный и др.) методы воздействия на добываемую и транспортируемую продукцию.

Определяющим параметром в процессе разрушения водонефтяных эмульсий является возможность обеспечения коалесценции глобул воды, который можно оптимизировать путем выбора рациональных точек подачи, типа и объема дозировки реагента. Проведены лабораторные исследования по оценке необходимого количества деэмульгатора в эмульсии при обезвоживании нефти на пунктах предварительного сброса воды и на пунктах подготовки нефти. Сущность разработанного автором метода количественной оценки содержания деэмульгатора в эмульсии состоит в определении при помощи сталагмометра размера капель эмульсии в водной среде в зависимости от содержания деэмульгатора.

Анализ результатов исследований, проведенных для системы сбора сква-жинной продукции некоторых месторождений, дал возможность определить необходимые точки для эффективной обработки нефтяной эмульсии подобранным деэмульгатором.

Проведенный комплексный коррозионный мониторинг в системе сбора продукции скважин и водоводов системы поддержания пластового давления позволил произвести выбор рациональных точек подачи ингибиторов.

Таким образом, имея полную базу необходимых данных для организации подачи реагентов на начальных участках сбора продукции скважин и проведя соответствующие исследования по определению их совместимости, выдается рекомендация, определяющая порядок, удельный расход и точки подачи наиболее эффективных для рассматриваемых условий реагентов.

Па практике широко применяется ¿аблагопрсмсппы!: свод реагента в сис тему (непосредственно на забои скважины) для предотвращения образования стойких нефтяных эмульсий. Показано, что подачу реагента на забой скважины целесообразно осуществлять с помощью глубинных насосов-дозаторов.

Реагент, для улучшения текучести, готовится разбавлением растворителями или подогревом, а затем смешивается со средой. Для этого обычно используют энергию потока, то есть вводят реагент в турбулентный поток. Однако это не всегда обеспечивает оптимальные условия для взаимодействия реагента с продукцией скважины: при слабом смешении реагент не полностью контактирует с продукцией скважины, а при сильном смешении происходит передиспергирование продукции скважины и затрудняется процесс разделения нефти и воды.

Для решения этой задачи автор предлагает способ (рисунок 1), который включает загрузку реагента в контейнер и дозированную подачу его в водо-нефтяную среду.

I - скважина, 2 - НКТ, 3 - выкидная линия, 4 - емкость для реагента, 5 - трубопровод, 6 - дозирующий клапан, 7 - трубопровод для подачи реагента в затрубное пространство скважины, 8 - клапан для заливки реагента, 9 - замерное устройство, 10 - дренажный кран,

11 - контрольный прибор Рисунок I - Принципиальная схема дозировки реагента в затрубное пространство скважины.

Перед загрузкой в контейнер водорастворимый реагент смешивают с пресной водой до достижения плотности, соответствующей значению между плотностью нефтяной фазы и плотностью водной фазы. Например, ингибитор коррозии ИКБ-4АФ имеет плотность 1300 кг/м3, плотность нефтяной фазы -890 кг/м3 и плотность пластовой воды - 1100 кг/м3. Для получения раствора реагента плотностью, соответствующей значению между плотностями нефти и пластовой воды, смешивают реагент с пресной водой в пропорции 1:4. Таким образом, получают водный раствор реагента плотностью 1090 кг/м3. Реагент подают в водную фазу дозировкой через затрубное пространство скважины (Пат. 2172389 РФ). Данное устройство позволяет создать оптимальные условия для перемешивания водорастворимого реагента с обрабатываемой средой и тем самым повысить эффективность его использования.

Для повышения надежности дозированной подачи реагента в трубопровод в соавторстве разработан способ (Пат. 2163701 РФ) с использованием устройства для дозировки реагента в нефтепровод. Между контейнером с реагентом и точкой ввода в трубопровод создается перепад давления, достаточный для подачи реагента в трубопровод, что повышает надежность и эффективность работы устройства. Данное устройство для дозировки реагента в трубопровод может работать в любых случаях, при наличии свободного газа и при отсутствии его в перекачиваемой по трубопроводу нефти.

Разработан способ обработки продукции куста скважин посредством подачи реагента на одну скважину (Пат. 2175712 РФ). При работающих скважинах куста реагент смешивают с продукцией одной из работающих скважин куста и подают в затрубное пространство остальных скважин куста в количестве, достаточном для, например, нейтрализации имеющегося в продукции скважин количества сероводорода или удаления или предотвращения образования асфальтосмолистых и парафиновых отложений (Пат. 2176310 РФ).

Регулировка дозирующего устройства для обеспечения заданной дозировки на конкретные условия использования заключается в определении величины хода элементов конструкции дозирующего клапана (паруса и штока).

Настройка этих элементов дозирующего клапана производится по величине значений, полученных расчетным путем. Исходными данными для получения расчетных величин служат значения, получаемые в результате проведения экспериментов, полностью моделирующих реальные условия эксплуатации дозирующих устройств. Так, например, произведен эксперимент и получены необходимые данные (рисунки 2 и 3) для настройки хода штока и паруса дозирующего клапана, входящего в состав устройства для подачи реагента на прием штангового насоса.

Рисунок 2 - Зависимость хода паруса от дебита скважины.

Во второй главе диссертационной работы приведены варианты совершенствования физических и химических способов промысловой подготовки нефти.

Одним из наиболее перспективных физических методов воздействия на нефтяные эмульсии является применение магнитного поля. В нефтяной промышленности обработка обводненной нефти магнитным полем применяется для уменьшений отложений комплекса АСП и солей на стенках насосно-компрессорных труб, выкидных линий, сборных коллекторов и насосов, для увеличения долговечности труб.

О 1 3» 4 » * 7 • » 1С П в О V*

Рисунок 3 - Зависимость дозы реагента от хода штока

Однако, все выше перечисленные назначения воздействия магнитного поля на промысловые жидкости чаще всего основывались на применении постоянных магнитов.

Результаты, полученные в ходе проведения литературного поиска и экспериментов по выявлению влияния переменного магнитного поля низкой частоты на устойчивость нефтяных эмульсий, позволили разработать гипотезу физико-химического воздействия магнитных полей на процессы соле- и пара-финоотложеняй, разрушения стойких нефтяных эмульсий, и соответственно, на единой научной основе объяснить получаемый при этом эффект. Под действием переменного магнитного поля низкой частоты на движущуюся жидкость происходит разрушение агрегатов, состоящих из субмикронных частиц ферромагнитных соединений железа, парафинов и солей, являющихся основными стабилизаторами бронирующих оболочек стойкой эмульсии, что приводит к коалисценции глобул воды, находящейся в эмульсии и ее последующей седиментации.

Анализ комплекса фактических результатов исследований полностью

подтверждает позитивное влияние переменного магнитного поля низкой частоты на нефтяную эмульсию и показывает, что магнитное воздействие изменяет ее вязкость и дисперсность, что в свою очередь снижает гидравлическое сопротивление в системах сбора и транспорта нефти, а также позволяет разрушать устойчивые эмульсии с минимальным расходом деэмульгатора.

Лабораторные исследования по подбору режима обработки эмульсии переменным магнитным полем низкой частоты проводились на специально сконструированной установке. Нефтяная эмульсия ЦДНГ-4 скважины № 1104 месторождения НГДУ «Туймазанефть» разрушалась деэмульгатором Дауфакс ДВ-02 при удельном расходе 25, 50 и 150 г/т нефти в сочетании с магнитным воздействием и без него. Качественную оценку эффективности магнитного воздействия на нефтяную эмульсию проводили методом «бутылочной пробы». Результаты эксперимента показали, что магнитная обработка позволяет не только снизить удельный расход реагента, но и значительно повысить количество отделяемой воды. На основании технического задания на опытно-конструкторскую работу ТЗ 39-00147275-98 была разработана опытно-промышленная электромагнитная установка (рисунок 4).

1 - труба из немагнитного материала; 2 - обмотка; 3- многослойная изоляция; 4 - взры- • возащищенный ввод, соответствующий ГОСТ 227826-8 "Электрооборудование взрывоза-щищенное с видом взрывозащиты "взрывонепроницаемая оболочка"; 5 - силовой кабель Рисунок 4 - Принципиальная схема реактора опытно-промышленной электромагнитной установки

Количественное содержание и размер частиц дисперсной фазы определяли на приборе фирмы «Шимадзу» седиментационным методом. Полученный график (рисунок 5) наглядно демонстрирует положительное влияние переменного магнитного поля низкой частоты на процесс коалесценции глобул воды, который является доминирующим фактором в процессе расслоения эмульсии.

Количество до капель воды в

объеме эмульсии, %

1,0-2,0 5,0-6,0 7,0-8,0 9,0-10,0 Средний размер капель воды, мкм

■Исходная эмульсия ■Доэфома реагента 30 г/т ■ Магнитная обработка

■Дозировка реагента 25 г/г+магнитиая обработка

Рисунок 5 - Зависимость среднего размера капель воды в объеме эмульсии от вида ее обработки

Путем обобщения современного состояния технологий применяемых в системе сбора, подготовки нефти и очистки сточных вод, разработаны и показана возможность применения реагентов, устройств, методов и их комплексов для обеспечения эффективного раннего путевого сброса попутно добываемой пластовой воды на начальных участках системы сбора (Пат. 2172389, 2163701, 2132931, 2175712,2083720,2068628, 2134309, 2136782, 2134310, 2176310).

Разработана техническая документация (технические условия, инструкции по применению, регламенты на производство) на технологию их применения в системе нефтесбора и поддержания пластового давления.

Результаты проведенных исследований по выяснению влияния перемен-

ного магнитного поля низкой частоты на нефтяные эмульсии различных объектов нефтедобычи подтверждают возможность применения магнитного поля для интенсификации процессов деэмульсации и дегазации, снижения агрессивности коррозионно-активных сред и вероятности образования АСПО, а также возможности снижения удельных расходов реагентов (ингибиторов коррозии, деэмульгаторов) за счет их применения совместно с магнитной обработкой.

Применение разработанных и запатентованных устройств и способов позволило определись точки оптимальной подачи регентов, обеспечить равномерное дозирование реагента, использовать различные виды реагентов (неф-терастворимые, водорастворимые или эмульгирующие в воде), веста контроль над удельным расходом реагентов, тем самым, доведя степень разрушенности добываемой эмульсии до 90-95 %, что является определяющим фактором в обеспечении эффективности работы установок предварительного сброса.

Третья глава посвящена вопросам совершенствования процесса предварительного сброса попутно добываемой пластовой воды. На основании литературного обзора, лабораторных исследований, опытно-промышленных и промышленных испытаний разработана технология предварительного обезвоживания нефти и сброса пластовой воды по герметизированной схеме на установках предварительного сброса воды для месторождений нефтей, отличающихся высокой обводненностью и удаленностью на большие расстояния от основных обустроенных центральных сборных пунктов, на которых подготавливается нефть и вода. Особенностью данной технологии является тот факт, что попутно добываемый газ низкого давления после второй ступени сепарации используется в качестве топлива в печах дожига (нагрев теплоносителя) для интенсификации процессов предварительного обезвоживания нефтяной эмульсии, а не сжигается на факелах, что позволяет значительно улучшить экологическую обстановку нефтегазодобывающих регионов.

В отличие от типового узла подготовки воды, предлагаемый выглядит следующим образом. Сбрасываемая при предварительном обезвоживании во-

да подается на очистку, как правило, через распределитель потока на равные части, который позволяет плавно вести процесс подготовки воды одновременно в нескольких аппаратах. Пройдя отстойники для подготовки, очищенная вода, через устройство для регулировки уровня, направляется в буферную емкость для последующей откачки в систему ППД. Перед буферной емкостью она проходит обработку ингибитором коррозии с целью защиты металла труб водоводов. В результате исследований, проведенных в НГДУ "Чекмагуш-нефть", было установлено, что процесс разделения эмульсии в газонасыщенном состоянии протекает более эффективно (таблица 1).

Таблица 1 - Результаты анализов по испытанию влияния положения сепа-рационного узла относительно ТВО УПС «Салпар» на качество нефти и воды сбрасываемой в БКНС - 22

№п.п. Время отбора проб Остаточная нефть в водной фазе, мг/л Остаточная вода в нефтяной фазе, %

. Сепарационный узел до ТВО

1 13.11.-в 17"" 500 34

2 19й0 169

3 21ой , 107 1,4

4 23т 62,5

5 14.11 -в Iй 76 и

Сепарационный узел после ТВО

б ■ 2» 50 и

7 5«» 47

8 Т" 47 и

9 40

10 10й0 34 1,0

Примечание: 1. Отбор проб воды произведен на выкиде ТВО (прием БКНС-22),

2. Отбор проб нефти произведен на выкиде откачиваемого насоса ЦНС в

УПС «Сыерыш».

Анализ опыта эксплуатации ТВО на ряде месторождений, позволил разработать технологическую схему унифицированной установки для предвари-

тельного сброса воды (рисунок б), основанную на реализации принципа сброса основной массы попутно добываемой пластовой воды из подготавливаемой эмульсии в газонасыщенном состоянии.

5 - подогреватель; б - буферные емкости для воды; 7 - буферные емкости для нефти;

8 - насос для откачки нефти; 9 - насос для откачки воды; 10 - линии (трубопроводы) для подвода продукции скважин; 11 -трубопроводы для отвода газа; 12-трубопроводы для отвода воды; 13 - трубопроводы для отвода нефти; 14 - свеча

Рисунок б - Принципиальная технологическая схема унифицированной установки для предварительного сброса воды.

Для осуществления технологических процессов в основном используются отстойники и сепараторы, оборудованные внутренней начинкой различной конфигурации. При непосредственном участии автора разработаны, исследованы в лабораторных и промысловых условиях ряд отстойников, сепараторов и других аппаратов, которые повышают эффективность технологического процесса отстоя водонефтяной эмульсии, раз газирования жидкости и очистки сточных вод.

Установка для предварительного сброса воды (Пат. 2230594 РФ) содержит (рисунок б) аппарат предварительного разделения продукции скважин на

фазы с отводом их в нефтяной и водяной сепараторы, буферные емкости для нефти и воды с насосами и подогреватель, газосепаратор, установленный на линии отвода воды из аппарата предварительного разделения продукции скважин на фазы, выполненный в виде наклонной трубы с линией подачи воды выше уровня жидкости и связанный с водяным сепаратором, нефтяной сепаратор - в виде емкости с перегородками, водяной сепаратор - в виде от-стойнйка 6 *-вдрофобным слоем, а подогреватель установлен на линии отвода нефти из буферной емкости для нефти с возможностью подачи подогретой нефти в линию подвода продукции скважин и в линию ввода нефти в нефтяной сепаратор, при этом линии вывода газа из всех аппаратов установки связаны с общим газопроводом, что позволяет обеспечить подачу газа в качестве топлива в подогреватель. Аппарат предварительного разделения продукции скважин выполнен в виде наклонного трубопровода с линиями подвода продукции скважин, вывода воды, нефти и газа.

При использовании предлагаемой установки достигается сброс воды из системы сбора продукции скважин при рабочем давлении и расходах потока жидкости до 100 тыс. м3/сут с обеспечением требуемых норм к качеству для утилизации воды, закачиванием в систему поддержания пластового давления или в поглощающие пласты.

Газосепаратор, установленный на линии отвода воды из аппарата предварительного разделения продукции скважин, обеспечивает дегазацию воды до требуемого уровня безопасной работы водяных насосов за счет подачи воды выше уровня жидкости и улучшает работу водяного сепаратора с гидрофобным слоем, который обеспечивает очистку воды от остатков нефти и механических примесей, не превышающих 10-15 мг/л в воде.

Выполнение предлагаемого аппарата предварительного разделения продукции скважины на фазы в виде наклонного трубопровода (рисунок 7) дает возможность организовать технологический процесс предварительного сброса воды при расходах продукции скважин до 100 тыс. м3/сут при минимальных материальных и эксплуатационных затратах.

Гззовая линия

ГЖС с участка

Рисунок 7 - Принципиальная схема устройства наклонного трубного водоотделителя

Размещение на линии откачки нефти из аппарата предварительного разделения продукции скважин нефтяного сепаратора в виде емкости с перегородками (рисунок 8) обеспечивает снижение остаточной воды в нефти до 2 %.

Рисунок 8 - Принципиальная схема устройства аппарата с перегородками

Снабжение установки подогревателем на линии отвода нефти позволяет закачивать подогретую нефть в аппарат для предварительного разделения продукции скважин и в поверхностный слой нефти нефтяного сепаратора, что обеспечивает ускоренное разделение нефти, воды и газа, устраняет обра-

Газ

Вода Нефть

зование и рост промежуточного эмульсионного слоя в аппаратах, при этом в качестве топлива для подогревателя используется газ, выделенный в аппаратах установки для предварительного сброса воды.

На эффективность процесса разделения фаз эмульсии и качество отводимых нефти и воды, оказывает существенно влияние положение межфазного уровня в отстойнике. Например, полученные зависимости (рисунок 9) содержания нефтепродуктов в воде (кривая 2) и объемного содержания воды в нефти (кривая 1) от положения межфазного уровня в аппарате для эмульсии с исходным содержанием воды 10 % показывают, что с повышением межфазного уровня количество воды в нефти увеличивается, а количество нефти в воде уменьшается. Это связано с увеличением времени пребывания свободной (выделившейся) воды в аппарате, необходимого для всплытия нефтяной частицы в водной среде. Капли нефти, оказавшиеся в водном объеме, формировались захватом пленки нефти при переходе водной капли через границу раздела нефтьгйода. При понижении межфазного уровня, то есть при снижении времени пребывания свободной воды в аппарате, время всплытия этих частиц оказывается недостаточным, и они остаются в объеме сбрасываемой воды.

I б

к <■ & 5

с 4 Я

1 3

• у = 03з? + 0,3* +-2.5

К1 - 0.9012

5 <*-£

4 £

21 4>

0,5

Уровень нефть-вод« г отстойнике, м

Рисунок 9 - Зависимость содержания количества нефтепродуктов в воде и объемного содержания воды в нефти от положения межфазного уровня в отстойном аппарате для эмульсии с 10 %-ной обводненностью.

С увеличением обводненности нефти (50 % и 90 %) оптимальное положение межфазного уровня в отстойнике изменяется в сторону увеличения. Это объясняется тем, что с увеличением обводненности эмульсии, поступающей в отстойник, при сохранении межфазного уровня, время пребывания единицы объема воды уменьшается и, следовательно, для его увеличения требуется повысить межфазный уровень.

Разработанная технология легла в основу реконструкции пяти объектов предварительного сброса попутнодобываемой пластовой воды в НГДУ «Чекмагушнефть» (УГТСВ «Тамьян», «Кушуль», «Салпар», «Карача-елга», «Красная Звезда»).

Применение предлагаемой технологии с подбором соответствующего аппаратурного оформления позволяет производить предварительный сброс попутнодобываемой пластовой воды непосредственно на месторождениях и получать на выходе с установки продукцию со следующими параметрами качества:

нефти - остаточная обводненность до 5 %;

воды - содержание нефтепродуктов до 30 мг/л; содержание КВЧ - 10-15 мг/л.

Технологический процесс ведется при температуре 20 - 25 °С и полностью герметизирован. Обводненность продукции скважин не регламентируется.

Достигнутая таким образом степень предварительного обезвоживания нефти дает возможность дальнейшего ее транспорта практически без выделения свободной воды. При этом резко снижаются затраты на перекачку эмульсии до установок комплексной подготовки нефти (УКПН), исключаются затраты на транспорт основной массы пластовой воды до центральных пунктов сбора (ЦСП) и обратно в систему поддержания пластового давления (ППД).

В четвертой главе рассматриваются новые технологии и технические решения при подготовке нефти в осложненных условиях.

В последние годы технологические процессы подготовки нефти существенно осложнились. Основными причинами этого являются: увеличение обводненности продукции скважин, опреснение воды и, как следствие, уменьшение разницы между плотностями нефти и пластовой воды, применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти и борьбы с соле- и парафиносмолистыми отложениями в трубопроводах систем сбора, использование ингибиторов коррозии и различных реагентов при бурении и ремонте скважин, повышение содержания сульфида железа как в нефти, так и в пластовой воде. Все это повышает стойкость нефтяных эмульсий и осложняет процесс подготовки нефти.

Так, разработанная автором технология деэмульсации нефти (рисунок 10) позволяла добиться максимального сброса подтоварной воды на объекте подготовки нефти ООО «СП Терминал».

н*1 нш

ЗОЙ Яй

СНПХ4430 Саши

Рисунок 10 - Принципиальная технологическая схема установки, подготовки нефти.

При этом сырьевой резервуар (рисунок 11) был дополнительно оборудован патрубками и распределительными устройствами для ввода жидкости,

отбора частично обезвоженной нефти и сброса воды, регулятором уровня

границы раздела фаз «нефть-вода» на определенной высоте (Пат. 2145512

, >, 2*

РФ). Для интенсификации процесса деэмульсации в отстойном оборудовании предусмотрена дополнительная подача реагента-деэмульгатора перед насосом Н-104.

1 - распределительное устройство для ввода жидкости; 2 - корпус резервуара; 3 - патрубок для подачи теплоносителя, который предотвращает образование промежуточного слоя; 4 - стояки труб для отбора частично обезвоженной нефти установлены и распределены симметрично по сечению резервуара с открытыми концами верхнего уровня жидкости в резервуаре; 5 - патрубок для удаления отделившейся воды (заборное устройство сброса воды с щелевидными прорезями 50x150, кол-во 11 шт.) Рисунок 11 - Принципиальная схема размещения разработанных внутренних элементов резервуара предварительного сброса

Лабораторные исследования показали, что для эффективного обезвоживания нефти необходимо было подать нефтерастворимый реагент-деэмульгатор в количестве 50 г/т нефти, нагреть до 30-35 °С, дать ей время отстояться, затем, слив свободную воду, в нефть необходимо подать водный раствор водорастворимого реагента-деэмульгатора в количестве 50 г/т (пресной воды необходимо 10 % от обрабатываемого объема нефти) и поставить ее на отстой при температуре 40 °С. В этом случае через 2 часа в нефти оста-

нется до 1 % воды.

Разработанная и испытанная технология применима и для других типов нефтей.

Повышенное содержание в продукции многих месторождений солей, сероводорода и других компонентов повышают требования к определенным параметрам процесса подготовки товарной нефти. Подготовка таких нефтей затруднена и сопровождается увеличением удельного расхода реагентов, объемов пресной воды, применяемой для обессоливания, и повышением температуры процесса.

Так, например, при работе установки подготовки высокосернистой нефти (УПВСН) «Кязлы» НГДУ «ТатРИТЭКнефть» наблюдались регулярные срывы технологического режима подготовки товарной нефти. Содержание хлоридов солей в товарной нефти (более 1000 мг/л) превышало допустимые нормы (до 300 мг/л для Ш группы качества).

На основании лабораторных исследований и промышленных испытаний была предложена технология обезвоживания и обессоливания нефти (рисунок 12).

Комплекс проведенных мероприятий по стабилизации режима подготовки разносортных нефтей на существующем оборудовании позволил получать подготавливаемую нефть со следующими параметрами качества:

- содержание хлоридов солей не более 100 мг/л;

- остаточное содержание воды до 0,5 %.

В пятой главе рассматриваются особенности подготовки трудно разрушаемых нефтяных эмульсий.

Микрокристаллы парафина, а также смолы и асфальтены, концентрирующиеся на межфазной поверхности при расслоении нефтяных эмульсий в отстойном оборудовании, обусловливают образование в нем промежуточных слоев, которые снижают эффективность работы отстойников, уменьшая их полезный объем и препятствуя дренированию отделяемой воды. Они же являются основным источником появления «ловушечных нефтей» на установ-

ках комплексной подготовки нефти (УКПН). пцц

ГЖС - газожидкостная смесь с участков; БР - блок подачи реагента; НГС - нефтегазовый сепаратор; БЕ - буферные емкости; ЦНС 105/98 - насосная внутренней перекачки; ТО - теплообменники; О 2 - отстойники предварительного сброса; Ш! Г 6,3 - печь; АС - артезианская скважина; О 1 - отстойники глубокого обезвоживания; ЭД - элек-тродегидраторы; ГС - газовые сепараторы; Е - буферные емкости для товарной нефти; КУУН - коммерческий узел учета нефти; КО - отстойники для подготовки воды; КБ - буферные емкости для подготовленной воды; ППД - система поддержания пластового давления; ЦНС 38/110 - насосные внешней перекачки. Рисунок 12 - Принципиальная технологическая схема УПВСН «Кияз-

лы».

Причина формирования «ловушечных нефтей» обусловлена тем, что с целью предотвращения чрезмерного накопления промежуточных слоев в отстойной аппаратуре их периодически сбрасывают в канализацию, откуда через очистные сооружения они перепускаются в амбары-шламонакопители. Наличие таких амбаров осложняет экологическую обстановку нефтегазодобывающих регионов.

Все существующие технологические решения, направленные на разрушение промежуточного слоя, можно условно разделить на две группы: тех-

нологические приемы, позволяющие предотвратить образование промежуточного слоя, и, различные по своему принципу методы, позволяющие разрушать уже образовавшиеся промежуточные слои.

Обобщив опыт работы по сбору и подготовке нефти, был сделан вывод, что в емкостном оборудовании по высоте взлива нефтяная эмульсия имеет неоднородный состав, который можно рассматривать как трехфазную систему, каждая из фаз которой является трудноразрушаемой по причине присутствия в ней различного типа и свойств стабилизаторов. Для предотвращения образования промежуточных слоев необходимо вести контроль над работой емкостного оборудования, периодически определяя поверхностное натяжение как нефтяной, так и водной фаз, а также определяя количество и качество накопленного промежуточного слоя.

Для разрушения промежуточного слоя стойкой эмульсии с минимальными затратами, повышения надежности непрерывного технологического процесса разделения эмульсии в отстойниках, устранения одного из источников образования и накапливания нефтяных шламов необходимо проведение комплексного исследования физико-химических свойств подготавливаемой продукции, на основании анализа результатов которого выбирается тот или иной из следующих технологических способов.

1. Способ обработки промежуточного слоя путем подачи в него товарной горячей нефти с деэмульгатором. Этот способ позволяет улучшить процесс деэмульсации нефти за счет повышения температуры отстоя и лучшего контактирования деэмульгатора с обрабатываемой эмульсией. Деэмульгатор вместе с потоком товарной нефти, поднимаясь вверх, смешивается с нефтяным слоем, что способствует более эффективному процессу обезвоживания нефти. В этих условиях происходит максимальная регенерация тепла, наиболее высокая степень обезвоживания нефти, а также полное разрушение промежуточного эмульсионного слоя. Способ был опробован для разрушения промежуточного слоя в сырьевом резервуаре УПН «Черновское» ОАО «Бел-камнефть», в результате чего были полностью разрушены накопившиеся в

резервуарах промежуточные слои.

2. Способ разрушения промежуточных слоев методом орошения. Данный способ относится к методу разрушения промежуточных слоев, накопленных, отобранных и перекачанных для обработки в специальную технологическую емкость. Подготовка уловленной неразрушенной нефтяной эмульсии ведется по индивидуальной схеме, по которой нефть нагревается до 70 °С и применяется пресная вода, подаваемая в технологическую емкость методом орошения, что позволяет производить отмывку нефтяной фазы.

3. Способ предотвращения образования промежуточных слоев методом обработки нефтяной эмульсии переменным электромагнитным полем низкой частоты (до 50 Гц), включающий подачу эмульсии в резервуар, обработку удаленного из резервуара промежуточного слоя электромагнитным полем и подачу обработанной продукции на вход резервуара. Этот способ позволяет эффективно обрабатывать всю эмульсию, находящуюся в резервуаре, с наименьшими затратами. Для подбора параметров обработки промежуточного слоя переменным магнитным полем низкой частоты, в лабораторных условиях, на пилотной установке, был проведен комплекс исследований. Результаты проведенных исследований представлены на рисунке 13.

0 5 10 15 20 25 30 35 40 Частота магнитного поля, гц

Рисунок 13 - Влияние частот переменного магнитного поля на устойчивость водонефтяных эмульсий

В зависимости от скорости образования промежуточного эмульсионного слоя и производительности устройства для создания магнитного поля с импульсной формой изменения напряженности, процесс обработки эмульсии может быть организован непрерывно или периодически. Предлагаемый способ был реализован в нефтесборном парке НСП-1 «Сергеевка» НГДУ «Уфа-нефть» (рисунок 14).

Рисунок 14 - Принципиальная технологическая схема нефтесборного парка НСП-1 «Сергеевка» НГДУ «Уфанефть».

Работа установки подготовки нефти была осложнена наличием промежуточных слоев в резервуарах предварительного сброса, из-за которых срывался технологический режим, и продукция не соответствовала параметрам, предъявляемым к качеству. Применение предлагаемого способа разрушения промежуточных слоев под действием магнитного поля с импульсной формой изменения напряженности позволило получить следующие результаты (рисунок 15).

Поскольку аналогичные осложнения наблюдались в работе УПН «Сам-сык» НГДУ «Октябрьскнефть», то по разработанной технологической схеме

70 60 50 40

Сод»рж1ни*

солей, МГ/П 30 и «оды, ЧхЮ"2

20 10 0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 17 19 21 23 28 4 9 14 1в 21 28 апрель Дни месяца май

■ - соли —•—вода промежуточный слой

Рисунок 15 - Высота промежуточного слоя (данные ЦНИПРа НГДУ) и содержание солей и воды в товарной нефти (данные с узла сдачи товарной нефти) до (с 01 по 12 апреля) и после (с 12 апреля до 28 мая) магнитной обработки.

в процесс подготовки нефти была включена электромагнитная установка, посредством которой обрабатывались промежуточные слои из резервуара предварительного сброса переменным магнитным Полем низкой частоты (50 Гц).

В результате обработки в течение десяти дней были разрушены существующие накопления и в процессе дальнейшей работы они отсутствовали.

Таким образом, опыт применения предлагаемой технологии на объектах АНК «Башнефть», ОАО «Лукойл-Пермнефть» и других объектах нефтегазодобычи показывает, что при минимальных затратах достигается получение товарной нефти первой группы качества.

Подготовка нефти при температуре 55-60 °С на УКПН по безрезервуар-ной герметизированной схеме позволяет, наряду со значительным уменьшением'энергозатрат, получать на выходе с установки продукцию следующего качества (рисунок 16).

1 у \ ^__

к ч, А \

\ > г1

ч / 1 N ч

и у и

1 2 3 4 5 в 7 8 9 10 11 12 13 14 15 17 19 21 23 28 4 9 14 1в 21 апрель Дни нкяца май

■ - соли —•—вода промежуточный слой

—- Нфмищнв -> - Волки пни -> - Гиммяым

-> — Подл* доской »еды ----ь- - Подогрет нефть

I - дозировочная скважина на кусте; II - магнитная установка; III - отстойник-сепаратор; IV - буферная емкость; V - сырьевой насос; VI - теплообменник; VII - печь нагрева; VIII - отстойник глубокого обезвоживания; IX - отстойник-обессоливатель; X - концевой сепаратор; XI - буферная емкость; XII - насос внешней перекачки; 1 - разрушенность эмульсии 80 %; 2 - разрушенность эмульсии 98 %; 3 - остаточная обводненность менее 1 %; 4 -1 нагрева 30 °С; 5 - пресная вода 5 %; 6 -1 нагрева 65 °С; 7 — t продукции 50 °С, обводненность 0,2-0,4 %, содержание хлоридов менее 100 mi/л; 8 - пресная вода 5 %; 9 - обводненность 0,2-0,3 %, содержание хлоридов не менее 40 мг/л; 10 - подогретая нефть 20 %,

t-60°C

Рисунок 16 - Технологическая схема подготовки нефти на УКПН по безрезервуарной герметизированной технологии

Преимущества системы сбора и подготовки нефти по герметизированному варианту с предварительным сбросом воды перед ранее существующей очевидны:

- сокращаются потери легких фракций углеводородов;

- уменьшается металлоемкость объектов подготовки нефти и воды;

шых сооруже-

уменьшаются капиталовложения tfa'WfkAMftWM'Ad'WftS

1 БИБЛИОТЕКА

ний;

С. Петербург ОЭ 309 яг

- Л

- сокращается расход химреагентов;

- предотвращается образование промежуточных слоев;

- улучшается качество подготавливаемой нефти и воды;

- уменьшаются энергозатраты;

- улучшается экологическая обстановка нефтегазодобывающих регионов.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

В результате осуществленного в работе комплексного анализа систем сбора и подготовки нефти, газа и воды предложены новые технологии и технические решения, направленные на улучшение установленных показателей взаимного влияния параметров процессов промысловых объектов. По результатам исследований сделаны следующие выводы и рекомендации:

1. Предложен и внедрен научно обоснованный выбор рациональных точек и .способов подачи разработанных высокоэффективных реагентов в системе сбора непосредственно на начальных участках добычи нефти позволил получить следующие результаты:

- степень разрушенности эмульсии, поступающей с промысла не менее 95 % при удельном расходе деэмульгатора не более 30 г/т;

- степень защиты металла трубопроводов от коррозии не менее 90 % при удельном расходе ингибиторов коррозии не более 20 г/м3;

- снижение содержания сероводорода во всех фазах продукции скважин до 20 мг/л за счет применения аммиачной композиции.

2. Применение электромагнитной обработки с экспериментально определенными параметрами (переменное поле с частотой до 50 Гц) снижает расход дорогостоящего деэмульгатора с 180 до 50 г/т.

Подготовленная таким образом скважинная продукция позволяет вести технологический процесс раннего путевого сброса непосредственно на промысле и эффективно производить предварительный сброс на УПСВ попутно-добываемой пластовой воды.

зз

3. Разработанные технологии и технические решения легли в основу совершенствования технологии предварительного сброса попутнодобываемой пластовой воды, а именно:

- технология интенсификации процессов деэмульсации за счет использования сепарируемого на УПСВ газа низкого давления в качестве топлива для печей дожи га решает вопрос с утилизацией и, как следствие, позволяет исключить сжигание его на факелах, что ведет к значительному оздоровлению экологической обстановки;

- унифицированная установка для предварительного сброса пластовой воды перед подачей ее на очистку позволила улучшить степень качества подготовки воды (остаточное содержание нефтепродуктов в сбрасываемой воде снизилось с 500 мг/л до 50 мг/л) на ряде УПСВ НГДУ «Чекмагушнефть»;

- анализ конструктивных особенностей и принципов работы рассматриваемых технологических аппаратов позволил определиться с выбором наиболее эффективных из них для эксплуатации в условиях месторождений, находящихся на поздней стадии разработки.

Опыт эксплуатации на нефтедобывающих объектах Башкирии, Перми, Удмуртии и т.д. предлагаемого аппаратурного оформления на установках предварительного сброса воды по герметизированному варианту, позволяет получать продукцию со следующими параметрами качества: нефть - остаточная обводненность до 5 %; вода - содержание нефтепродуктов до 30 мг/л; содержание КВЧ10-15 мг/л.

4. Разработаны технологические схемы промысловой подготовки нефти, которые определяют направления совершенствования существующих технологических схем и применяемого в них оборудования:

- технология подготовки нефтей, стабилизированных механическими примесями, внедрение которой позволило добиться максимального сброса подтоварной воды на объекте подготовки нефти ООО «СП Терминал»; '

- технология обессоливания нефти на УПВСН «Киязлы» НГДУ «ТатРИ-ТЭКнефть», после внедрения которой установка вышла на стабильный ре-

жим работы с получением товарной нефти первой группы качества (по содержанию хлоридов солей).

5. Найдено научно-обоснованное решение подготовки трудно разрушаемых нефтяных эмульсий, а именно предложена технология разрушения накопленных и предотвращения образования новых промежуточных слоев электромагнитным полем в отстойных аппаратах УПН, которая реализована на УПН НСП «Сергеевка» НГДУ «Уфанефть» и УПН НСП «Самсык» НГДУ «Октябрьскнефть».

Основные публикация по теме диссертации

1. Лаптев А.Б., Голубев М.В., Бугай Д.Е. и др. Учет характера адсорбции ингибитора на стали при определении защитных свойств в сероводородных средах при коррозии под напряжением И Башкирский химический журнал. -1994. - т. 1. - вып. 2. - С. 25-27.

2. Бугай Д.Е., Габитов А.И., Голубев М.В. и др. Механизм защитного действия ингибиторов стресс-коррозии класса ацеталей // Башкирский химический журнал. - 1994. - т. 1. - вып. 2. - С. 28-31.

3. Лаптев А.Б., Голубев М.В., Бугай Д.Е. и др. Определение компонентного состава ингибирующей композиции, обеспечивающего ее максимальную эффективность // VII Междунар. совещание по химическим реактивам: Тез. докл. - Уфа-Москва, 1994. - С. 22.

4. Бугай Д.Е., Голубев МВ., Лаптев А.Б. и др. Создание органических ингибиторов стресс-коррозии, как перспективный путь утилизации отходов нефтехимических производств // Экологические аспекты устойчивого развития регионов: Тез. докл. Междунар. конф. - Новгород, 1995. - С. 138.

5. Лаптев А.Б., Голубев М.В., Бугай Д.Е., Рахманкулов Д.Л. Разработка оптимального компонентного состава ингибиторов серии «Реакор» методами полного факторного эксперимента // Башкирский химический журнал. - 1995. - т. 2. - № 3-4. - С. 55-57.

6. Голубев М.В., Лаптев А.Б., Бугай Д.Е. и др. Принципы создания инги-

бирующих композиций на основе отходов производств нефтехимии // Наукоемкие химические технологии: Тез докл. IV Междунар. конф. - Волгоград, 1996.-С. 117-118.

7. Бугай Д.Е., Голубев М.В., Лаптев А.Б. и др. Ингибирующая способность силиловьгх эфиров, кето- и спиродиоксанов при стресс-коррозии сталей в сероводородных средах И Башкирский химический журнал. - 1996. - т. 3.-вып. 4.-С. 56-58.

8. Бугай Д.Е., Голубев М.В., Лаптев А.Б. и др. О защитных свойствах некоторых аминов, кетосульфидов, ацеталей и их аналогов при ингибировании коррозии под напряжением строительной стали // Башкирский химический журнал. -1996. - т. 3. - вып. 4. - С. 59-63.

9. Бугай Д.Е., Габитов А.И., Голубев М.В. и др. Ингибиторы коррозии. Том 1. Основы теории и практики применения. - Уфа: Гос. Издат. Научно-технической литературы «Реактив», 1997. - 296 с.

10. Голубев М.В., Лаптев А.Б., Бугай Д.Е. и др. О механизме ингибиро-вания сероводородной стали под напряжением нефтехимическими соединениями // Нефть и газ: Межвуз. сб. науч. ст. - Уфа: изд-во УГНТУ, 1997. -вып. 2.-С. 28-33.

11. Бугай Д.Е., Лаптев А.Б., Голубев М.В. и др. Адсорбционные и инги-бирующие свойства композиций на основе кетосульфидов в сероводородных средах //Башкирский химический журнал. - 1998. - т. 5. - вып. 3. - С. 48-50.

12. Голубев М.В. Исследование влияния магнитной обработки на процесс предварительного сброса воды // Мат-лы Ш конф. молодых ученых и специалистов. - Уфа: Башнипинефть, 1999. - вып. 98. - С. 153-155.

13. Шайдуллин Ф.Д., Рахманкулов Д.Л., Голубев М.В. Исследование эффективности деэмульгаторов для нефтей УПН «Куеда» ООО «Лукойл-Пермнефть» // Химические реактивы, реагенты и процессы малотоннажной химии «Реактив-99»: Тез. докл. XII Междунар. конф. по производству и применению химических реактивов и реагентов. - Уфа: Гос. Изд-во научно-технической литературы «Реактив», 1999. - С. 199-200.

14. Голубев М.В., Фахретдинов P.P., Шайдуллин Ф.Д. Экологизация нефтяного производства путем герметизации технологических процессов сбора и подготовки нефти // Экологизация современного экономического развития: сущность, проблемы, перспективы: Мат-лы Всеросс. Науч.-практ. конф. - Уфа, 1999. - С. 45-46.

15. Голубев М.В., Хазиев Н.Н., Голубев В.Ф и др. Новые аппараты для системы сбора нефти, воды и газа // Совершенствование технологий добычи, бурения и подготовки нефти: Сб. науч. тр. - Уфа: Башнипинефть. - 2000. -вып. 103.-С. 129-136.

16. Голубев М.В., Фахретдинов P.P., Шайдуллин Ф.Д. и др. Новая конструкция внутренней начинки резервуара для сброса попутно-добываемой пластовой воды на месторождениях // Совершенствование технологий добычи, бурения и подготовки нефти: Сб. науч. тр. - Уфа: Башнипинефть. - 2000. -вып. 103.-265-266.

17. Голубев М.В., Фахретдинов P.P., Шайдуллин Ф.Д. и др. Подготовка высоковязких нефтей на промыслах НГДУ «Чернушканефть» ООО «Лукойл-Пермнефть», на примере Москудьинского месторождения // Совершенствование технологий добычи, бурения и подготовки нефти: Сб. науч. тр. - Уфа: Башнипинефть. - 2000. - вып. 103. - С. 266-270.

18. Голубев М В., Голубев В.Ф. Реконструкция ДНС Западно-Пурпейского месторождения НГДУ «Барсуковнефть» ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз» по герметизированной системе подготовки нефти и воды // Геология, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений АНК Баш-нефть на современном этапе: Мат-лы IV науч.-техн. конф. молодых ученых и специалистов. - Уфа: Башнипинефть. - 2000. - вып. 105. - С. 177-180.

19. Голубев М.В., Хазиев Н.Н., Мамбетова Л.М. и др. Проблемы извлечения нефти из стойких высокодисперсных нефтяных эмульсий // Башкирский химический журнал. - 2000. - т. 7. - № 1. - С. 61-64.

20. Голубев М.В., Фахретдинов P.P. Подготовка к транспорту высоковязких нефтей Сазан-Куракского месторождения // Деп. в ВИНИТИ. - ДООО

Башнипинефть ОАО АНК Башнефть. - Уфа, 2000. - 4 с.

21. Муггабаров Ф.К., Лаптев А.Б., Голубев М.В. и др. Влияние магнит-, ной обработки на деэмульсацию и коррозионную активность промысловых жидкостей - Деп. в ВИНИТИ 12.01.00, № 14 BOO.

22. Голубев М.В, Голубев В.Ф., Мамбетова Л М. и др. Энерго- и ресурсосберегающие герметизированные технологии процессов подготовки нефти и воды // Проблемы энерго- и ресурсосбережения в нефтедобывающей отрасли. Третий Конгресс нефтегазопромышленников России, специализированная науч. секция «А»: Тез. докл. - Уфа: КИВЦ АНК «Башнефть». - 2001. - С. 38.

23. Голубев М.В., Голубев В.Ф., Фахретдинов Р.Р. и др. Герметизированная система подготовки нефти и воды для Новодмитриевского месторождения НГДУ «Черноморнефть» // Добыча, сбор и подготовка нефти в осложненных условиях эксплуатации месторождений: Сб. науч. тр. - Уфа: Баш-НИПИнефгь. - 2001. - вып. 106. - С. 131-136.

24. Голубев М.В., Голубев В.Ф., Мамбетова Л.М. и др. Реконструкция ДНС - 9 «Санны» с переводом ее в режим УПСВ по закрытой системе // Добыча, сбор и подготовка нефти в осложненных условиях эксплуатации месторождений: Сб. науч. тр. - Уфа: БашНИПИнефть. - 2001. - вып. 106. - С. 137-140.

25. Голубев М.В., Фахретдинов Р.Р. Подбор и расчет технологического оборудования для обеспечения предварительного сброса пластовой воды на примере УПСВ-60 Бураево // Добыча, сбор и подготовка нефти в осложненных условиях эксплуатации месторождений: Сб. науч. тр. - Уфа: БашНИПИнефть. - 2001. - вып. 106. - С. 154-156.

26. Голубев М.В, Голубев В.Ф., Мамбетова Л.М. и др. Совершенствование существующей технологии предварительной подготовки нефти Волховского месторождения НГДУ «Уфанефтъ» // Молодые ученые - решению важнейших проблем нефтедобычи АНК'«Башнефть»: Мат-лы VI науч.-техн. конф. молодых ученых и специалистов ДООО «БашНИПИнефть». - Уфа:

БашНИПИнефть. - 2001.-вып. 107.-С. 141-144.

27. Валеев М.Д., Голубев В.Ф., Голубев М.В. и др. Резервуар предварительного сброса воды // Мат-лы Междунар. практ. конф. Казгипронефтет-ранс. - Алмата: Казгипронефтетранс. - 2001. - С. 33.

28. Валеев М.Д., Голубев М.В., Фахретдинов P.P. Предварительный сброс попутно-добываемой пластовой воды - решение проблемы первичной подготовки, транспорта и переработки углеводородного сырья // Мат-лы

Междунар. науч.-практ. конф. Октябрьский филиал УГНТУ. - Октябрьский: Октябрьский филиал УГНТУ. - 2001. - С. 14.

29. Валеев М.Д., Голубев В.Ф., Голубев М.В. Исследование влияния переменного магнитного поля низкой частоты на устойчивость водонефтяных эмульсий //Нефтяное хозяйство. - 2001. - № 11. - С. 37-39.

30. Уметбаев В.В., Голубев М.В. Анализ данных эксплуатации промысловых трубопроводов в АНК «Башнефть» // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 4. -С.42-45.

31. Шайдаков В.В., Голубев М.В., Емельянов A.B. Физико-химическое воздействие на добываемую продукцию нефтяных скважин // Нефтегазовое дело. - Уфа: УГНТУ, 2003. - www: ogbus.net (authors). Shai.4.pdf. - 6 с.

32. Ибрагимов Н.Г., Хафизов А.Р., Голубев М.В. и др. Осложнения в нефтедобыче / Под ред. Е.И. Ишемгужина. - Уфа: ООО «Издательство научно-технической литературы «Монография». - 2003. - 302 с.

33. Голубев М.В. Предотвращение образования отложений парафина в технологических трубопроводах // Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа: Мат-лы III Всеросс. науч.-практ. конф., 20-24 сентября 2004 г. - Томск: Изд-во Института оптики атмосферы СО РАН, 2004. - С. 130-132.

34. Голубев М.В. Аппаратурное оформление герметизированных систем сбора и подготовки нефти // Современное состояние и перспективы развития механизации и электрификации горного и нефтегазового производства / Записки горного института. - СПб.: Санкт-петербургский государственный горный институт, 2004 - Т. 157. - С. 26-28.

35. Голубев M.B. Предоiвращение образования слоев трудноразрушае-мой нефтяной эмульсии в отстойных аппаратах // XXIV Российская школа по проблемам науки и технологий, посвященная 80-летию со дня рождения академика В.П. Макеева (22-24 июня 2004 года, г. Миасс): Краткие сообщения. -Екатеринбкрг: УрО РАН, 2004. - С. 333-335.

36. Пат. РФ № 2068628. МПК 6C23F11/10. Ингибитор «Реакор-2» корро-зионно-механического разрушения низколегированных сталей / А.Б. Лаптев, М.В. Голубев, Д.Е. Бугай и др. // № 94010478/02. Заявлено 25.03.94; Опубл. 27.10.96, Бюл. № 30. - С. 232.

37. Пат. РФ № 2134310. МПК 6C23F11/10. Ингибитор «Реакор-2В» кор-розионно-механического разрушения низколегированных сталей / М.В. Голубев, А.Б. Лаптев, Д.Е. Бугай и др. // № 97107789/02. Заявлено 13.05.97; Опубл. 10.08.99, Бюл. № 30. - С. 357.

38. Пат. РФ № 2083720. МПК 6C23F11/08. Ингибитор в сероводородных минерализованных средах / А.Б. Лаптев, М.В. Голубев, Д.Е. Бугай и др. // 94024285/02. Заявлено 29.06.94; Опубл. 10.07.97, Бюл. № 19. - С. 338.

39. Пат. РФ № 2148035. МПК 7C02F11/18. Способ обработки нефтешла-ма / М.В. Голубев, H.H. Хазиев, В.Н. Хазиев и др. //№ 99100534/12. Заявлено 06.01.99; Опубл. 27.04.00, Бюл. № 12. - С. 340.

40. Пат РФ № 2154089. МПК 7C10G33/02. Способ разрушения промежуточного эмульсионного слоя / М.В. Голубев, H.H. Хазиев, В.Ф. Голубев //№ 99103940/12. Заявлено 23.02.99; Опубл. 10.08.00, Бюл. № 22. - С. 418-419.

41. Пат. РФ № 2136782. МПК 6C23F11/10. Ингибитор «Реакор-21» для защиты строительных сталей от коррозии в сероводородсодержащих минерализованных средах / А.Б. Лаптев, М.В. Голубев, Д.Е. Бугай и др. // № 97107790/02. Заявлено 13.05.97; Опубл. 10.09.99, Бюл. № 25. - С. 380.

42. Пат. РФ № 2136782. МПК 6C23D5/02. Ингибитор «Реакор-7» для защиты строительных сталей от коррозии в сероводородсодержащих минерализованных средах / М В. Голубев, А.Б. Лаптев, Д.Е. Бугай и др. // № 97112544/02. Заявлено 21.07.97; Опубл. 10.09.99, Бюл. № 25. - С. 380.

43. Пат. РФ № 2145512. МПК 7B01D21/02. Резервуар для предварительного сброса воды / М В. Голубев, H.H. Хазиев, В.Ф. Голубев // № 97118973/12. Заявлено 06.11.97; Опубл. 20.02.00, Бюл. № 5. - С. 319.

44. Пат. РФ № 2163701. МПК 7F17D3/00. Устройство для дозировки реагента в трубопровод / М.В. Голубев, H.H. Хазиев, В.Ф. Голубев и др. // № 2000101534/06. Заявлено 17.01.00; Опубл. 27.02.01, Бюл. № 6. - С. 222.

45 Пат. РФ № 2172389. МПК 7Е21В37/06. Способ подготовки и подачи водорастворимого реагента в скважину / М.В. Голубев, H.H. Хазиев, В.Ф. Голубев //№ 99119805/02. Заявлено 16.09.99; Опубл. 20.08.01, Бюл. № 23. - С. 316.

46. Пат. РФ № 2175712. МПК 7Е21В37/06. Способ нейтрализации сероводорода в скважине / М.В. Голубев, H.H. Хазиев, JI.M. Мамбетова и др. // № 2000102146/03. Заявлено 26.01.2000; опубл. ЮЛ 1.2001, Бюл. № 31. - С. 360.

47. Пат. РФ № 2176310. МПК 7Е21В37/06. Способ предотвращения образования асфальтосмолистых и парафиновых отложений в системе добычи и сбора нефти / В.Ф. Голубев, H.H. Хазиев, М.В. Голубев и др. // № 2000102145/03. Заявлено 26.01.2000; опубл. 27.11.2001, Бюл. № 33. - С. 287.

48. Пат. РФ № 2183261. МПК 7Е21В43/20. Способ воздействия на нефтяной пласт / В.Ф. Голубев, H.H. Хазиев, М.В. Голубев и др. // № 2000119643/03. Заявлено 21.07.2000; опубл. 10.06.2002, Бюл. 16. - С. 243.

49. Пат. РФ № 2230594. МПК 7B01D17/00. Установка для предварительного сброса воды / В.Ф. Голубев, H.H. Хазиев, М.В. Голубев и др. // № 2003125248/15. Заявлено 14.08.2003; опубл. 20.06.2004, Бюл. № 17. - С. 383.

50. Пат. РФ № 2238781. МПК 7B01D17/00, 7B01D15/00. Установка сброса воды / Ф.Х. Хатмуллин, Ф.Д. Шайдуллин, М.В. Голубев и др. // № 2003125249/15. Заявлено 14.08.2003; опубл. 27.10.2004, Бюл. № 30. - С. 276.

51. Пат. РФ № 22388910. МПК 7C02F, C02F103:34. Устройство для магнитной обработки жидкости / H.H. Хазиев, В.В. Шайдаков, М.В. Голубев и др. // № 2003136448/15. Заявлено 16.12.2003; опубл. 27.10.2004, Бюл. № 30. -С. 316.

52. Пат. РФ № 44999. МПК 7Е21В37/06, 43/00. Устройство для дозировки реагента /В.Ф. Голубев, А.Р. Латыпов, М.В. Голубев и др. // № 2004135494/22. Заявлено24.11.2004; опубл. 10.04.2005,Бюл. № 10.-С. 1402.

53. Пат. РФ № 2260110. МПК Е21В37/06. Устройство для дозированной подачи и смешения реагента в скважине / Н.Н. Хазиев, В.Ф. Голубев, М.В. Голубев и др. // № 2004105142/03. Заявлено 12.02.2004; опубл. 10.09.2005, Бюл. № 25.

»18170

РНБ Русский фонд

2006-4 17046

Подписано в печать 30 09 2005г Бумага писчая Отпечатано методом ризографии. Тираж 100 экз. Заказ 142/з

Отпечатано в типографии «ТРИО-Экспресс» 450050, г.Уфа, ул Свободы 86/1 Тел (3472) 74-93-90

Содержание диссертации, доктора технических наук, Голубев, Михаил Викторович

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА I. ОСНОВЫ УНИФИКАЦИИ ТЕХНОЛОГИИ И 15 ТЕХНИКИ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЙ ПОДГОТОВКИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ

1.1. Подбор рациональных точек подачи и оптимального 16 расхода деэмульгаторов в системе нефтесбора

1.1.1. Исследование физико-химических свойств и состава фаз 21 продукции скважин

1.1.2. Подбор параметров деэмульсации продукции добываю- 32 щих скважин и защиты от коррозии внутрипромыслового оборудования

1.1.2.1. Определение деэмульгирующей способности ПАВ с 32 целью определения их относительной эффективности

1.1.2.2. Определение защитной эффективности ингибиторов 36 коррозии

1.1.2.3 Определение совместимости ингибитора коррозии и 38 деэмульгатора

1.2. Разработка технических средств для эффективной по- 40 дачи реагента на начальных участках системы нефтесбора

1.2.1. Глубинный насос-дозатор

1.2.2. Устройство для подачи реагента в затрубное простран- 48 ство скважины

1.2.3. Устройство для дозировки реагента в нефтепровод

1.2.4. Способ обработки продукции куста скважин посредст- 53 вом подачи реагента на одну скважину

1.2.4.1. Способ нейтрализации сероводорода

1.2.4.2. Способ борьбы с отложениями асфальтенов, смол и па- 59 рафинов при добыче нефти

ГЛАВА П. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ФИЗИЧЕСКИХ И 64 ХИМИЧЕСКИХ СПОСОБОВ ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

2.1. Разработка составов реагентов, обеспечивающих вы- 64 сокую степень защиты от коррозии промыслового оборудования, раннюю путевую деэмульсацию и нейтрализацию сероводорода в скважинной продукции

2.1.1. Разработка ингибиторов сероводородсодержащих сред

2.1.2. Разработка состава эффективного деэмульгатора

2.1.3. Разработка состава нейтрализатора сероводорода

2.2. Электромагнитное поле, как метод физического воз- 76 действия на устойчивость эмульсии

2.2.1. Анализ влияния магнитного поля на различные по свой- 77 ству, добываемые жидкости

2.2.1.1. Магнитные свойства нефтей и водонефтяных эмуль

2.2.1.2. Магнитные свойства безводных нефтей

2.2.1.3. Магнитные свойства газонефтяного потока

2.2.1.4. Изменение структуры молекулы воды под воздействи- 80 ем магнитного поля

2.2.1.5. Процессы укрупнения капель воды

2.2.1.6. Зарядка капель воды в нефтепродукте

2.2.2. Результаты исследования влияния переменного магнит- 91 ного поля низкой частоты на устойчивость нефтяных эмульсий

ГЛАВА III. УНИФИЦИРОВАННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ

ОБЕСПЕЧЕНИЯ МАКСИМАЛЬНОГО СБРОСА ПО-ПУТНО-ДОБЫВАЕМОЙ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ 3.1. Совершенствование процесса предварительного сброса попутнодобываемой пластовой воды

3.2. Технологическое оборудование установок предвари- 102 тельного сброса воды и анализ эффективности его применения

3.2.1. Трубный водоотделитель (ТВО)

3.2.1.1. Расчет параметров ТВО для герметизированного сбро- 110 са пластовой воды непосредственно на месторождении

3.2.1.2. Оценка экономической эффективности

3.2.2. Аппараты для обезвоживания нефти

3.2.2.1. Отстойник горизонтальный с перегородками (ОГН)

3.2.2.1.1. Выбор и расчет конструктивных параметров аппара- 122 та

3.2.2.1.2. Принцип работы аппарата

3.2.2.1.3. Особенности эксплуатации отстойника с перегород- 125 ками

3.2.2.2. Трубчатый отстойник сепаратор (ТОС)

3.2.2.2.1. Принцип работы трубчатого отстойника-сепаратора

3.2.2.2.2. Конструктивная особенность аппарата

3.2.2.3. Оценка эффективности применения рассматриваемых 129 аппаратов при осуществлении предварительного сброса воды

3.2.3. Модифицированный трубный газовый сепаратор

3.2.4. Отстойник для очистки пластовых вод (ОГВ)

3.2.5. Устройство для регулирования уровня раздела фаз в от- 139 стойных аппаратах

3.2.6. Делитель потока жидкости

3.3. Унификация технологии подготовки пластовой воды, 149 сбрасываемой на УПСВ

ГЛАВА IV. НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ И ТЕХНИЧЕСКИЕ 161 РЕШЕНИЯ ПРИ ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ

4.1. Вредные примеси в нефтях и современные требования 161 к качеству товарной нефти

4.2. Технология подготовки нефти на промыслах

4.2.1. Лабораторный контроль производства подготовки и 172 сдачи товарной нефти на промыслах

4.2.2. Подбор параметров деэмульсации и обессоливания неф- 173 ти

4.2.2.1. Параметры деэмульсации нефти

4.2.2.2. Применение разработанной технологии для обеспече- 174 ния максимального сброса подтоварной воды на объекте подготовки нефти ООО СП "Терминал"

4.2.2.2.1. Общие сведения

4.2.2.2.2. Техническая характеристика исходного сырья и про- 175 дукции

4.2.2.2.3. Технология процесса

4.2.2.2.3.1. Основное технологическое оборудование

4.2.2.2.3.2. Описание работы технологического оборудования

4.2.2.2.3.3. Показатели режима технологического процесса

4.2.2.2.3.4. Расчет температуры в технологических резервуа- 183 pax

4.2.2.2.3.5. Подбор высокоэффективных реагентов

4.2.2.3. Параметры обессоливания нефти

4.2.2.3.1. Математическая модель процесса обессоливания

4.2.2.3.2. Принципиальная технологическая схема установки 190 по обессоливанию нефти

4.2.2.3.3. Применения разработанной технологии обессолива- 191 ния при подготовке товарной нефти на установке УПВСН "Киязлы" в НГДУ "ТатРИТЭКнефть"

4.2.2.3.3.1. Лабораторные исследования физико-химических свойств сырья, поступающего на установку

4.2.2.3.3.2. Опыты по деэмульсации подготавливаемой на ус- 193 тановке нефтяной эмульсии, при различном соотношении в ней объемов сырьевых потоков

4.2.2.3.3.3. Опыты по обессоливанию

4.2.2.3.3.4. Анализ полученных результатов

4.2.2.3.3.5. Предлагаемая технологическая схема

4.2.2.3.3.6. Рекомендации

ГЛАВА V. ОСОБЕННОСТИ ПОДГОТОВКИ ТРУДНО 200 РАЗРУШАЕМЫХ НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

5.1. Причины образования и свойства промежуточных 202 слоев

5.2. Строение и механизм образования промежуточных 211 слоев

5.3. Анализ применяемых технологических решений на- 220 правленных на разрушение промежуточных слоев

5.4. Технология предотвращения образования и разруше- 226 ния промежуточных слоев

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Научные основы герметизированных технологий подготовки скважинной продукции на поздней стадии разработки нефтяных месторождений"

Актуальность проблемы.

Реконструкция системы сбора продукции скважин за счет организации предварительного сброса пластовой воды, ее очистки от нефтепродуктов, механических примесей и утилизации непосредственно на месторождениях позволяет обеспечить высокую надежность и эффективность процессов сбора и подготовки скважинной продукции.

2) предварительный сброс попутно добываемой пластовой воды (УПСВ, включающая блок водоподготовки);

Проведенный анализ научно-технической литературы по данному вопросу показал, что в развитие основных научных положений по свойствам нефтей, составу стабилизаторов, причинам образования и нефтей, составу стабилизаторов, причинам образования и свожтвам водо-нефтяных эмульсий, современному представлению о механизме их разрушения, а так же анализу способов и технологий промысловой подготовки нефти значительный вклад внесли Г.А. Бабалян, Д.С. Баймухаметов, М.Д. Валеев, Р.К. Валыпин, В.И. Грайфер, A.A. Гоник, В.Ф. Голубец Э.М. Гутман, Ю.В. Ергин, Я.М. Каган, В.И. Классен, Г.С. Лутошкин, НА. Лебедев, М.З. Мавлютова, В.И. Миненко, А.Х. Мирзаджанзаде, K.P. Нюамов, Л.П. Пергушев, A.A. Петров, Г.Н. Позднышев, Д.Л. Рахманкулов, П.А Ребиндер, А.К. Розенцвайг, Р.З. Сахабутдинов^ Н.Д. Соколов, А.Б. Таубма«, В.П. Тронов, A.B. Тронов, Н.И. Хисамутдинов, Л.М. Шипигузов и другие исследователи и промысловые работники.

Диссертационная работа выполнялась в соответствии с тематическим планом научно-исследовательских работ Башнипинефть и техншескими заданиями ОАО АНК «Башнефть», ЗАО «Проминвест» (Респубшка Коми), ООО «Лукойл-Пермь», ОАО «Белкамнефть» (Удмуртия), ЗАО «Лукойл-Пермь», ОАО «Роснефть-Термнефть» (Краснодар), ООО «Цеташ-Гео» (Удмуртия), ОАО «Оренбурггеонефть».

Объектом исследований диссертационной работы являются новые научные подходы к технологии и техническим средствам сбора и подготовки скважинной продукции, обеспечивающие качественную промысловую подготовку нефти и воды к транспорту, предметом исследований -закономерности и связи в объекте исследований, а также техншеские параметры разрабатываемых технологических процессов.

Цель диссертационной работы.

Основные задачи исследований:

2. Совершенствование физических и химических способов промысловой подготовки нефти.

3. Совершенствование процесса предварительного сброса попутнодо-бываемой пластовой воды.

3.1. Унифицикация технологии подготовки пластовой воды, сбрасываемой на УПСВ.

3.2. Анализ эффективности применения отстойных аппаратов различной конструкции на установках предварительного сброса.

5. Изучение механизма образования в процессе отстоя трудноразру-шаемых эмульсионных слоев и исследование возможности применения переменного магнитного поля низкой частоты для предотвращения их образования.

Методы решения поставленных задач.

Научная новизна.

1. На основе отечественного сырья нефтехимических производств разработано пять новых высокоэффективных составов ингибирующих композиций сероводородной коррозии стального оборудования с учетом межкомпонентного синергизма (Реакор-1, Реакор-2, Реакор-2В, Реакор-21 и Реакор-7).

2. Экспериментально обоснованы параметры магнитного поля (переменное, с частотой до 50 Гц) для обработки нефтяной эмульсии, способствующие достижению максимальной степени ее разрушенности.

- содержание нефтепродуктов в сбрасываемой воде при различных значениях расхода жидкости;

- оптимальное положение межфазного уровня в отстойниках в зависимости от обводненности поступающей эмульсии;

- отношение объемов сбрасываемой и поступающей воды от критерия Фруда;

- количество остаточной воды в нефти от степени разрушенности эмульсии.

7. Предложен способ интенсификации процесса обессоливания нефти на УКПН, основанный на разбавлении пластовой воды с повышенной минерализацией в отстойниках предварительного сброса слабо минерализованной и отмывки (замещения) из нефтяной фазы кристаллов солей пресной водой, которая подается непосредственно перед печами нагрева.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

2. Проведены опытно-промышленные испытания пяти разработанных (патенты РФ 2083720, 2068628, 2134309, 2136782, 2134310) ингибиторов сероводородной коррозии стального оборудования.

3. Организован промышленный выпуск и внедрение в производство комплекта устройств для реализации способов безнасосной подачи регентов в затрубное пространство и выкидную линию скважин, что позволяет подготавливать продукцию скважин уже на начальных участках сбора (патенты РФ: 2172389, 2163701, 2132931).

4. Предложена технология применения газа низкого давления в качестве топлива в печах дожига для нагрева теплоносителя и интенсификации процессов предварительного обезвоживания нефтяной эмульсии.

7. Разработаны технологические регламенты на перевод существующих ДНС в режим работы установок предварительного сброса воды УПСВ, а так же реконструкцию существующих установок подготовки нефти по герметизированному безрезервуарному варианту: ОАО АНК «Башнефть» (Республика Башкортостан): НГДУ «Уфанефть»: ДНС - 88, ДНС - 89, Узы-баш, Волково, Метели, НСП Сергеевка, УПН Алаторка; НГДУ «Октябрьск-нефть»: ДНС Саны; НГДУ «Краснохолмскнефть»: ДНС - 16, 60, 56, 43, 46, 34, 316, Юссук; УПН Четырманово, НСП Красный Холм; НГДУ «Чекма-гушнефть»: УПСВ Кадырово; ОАО «Белкамнефть» (Республика Удмуртия): ДНС Забегалово, Сосновское, УПН Черновское, Смольниково, Юсыси; ООО «Цетан-Гео»: УПН Решетниковское; ЗАО «Промиивест» (Республика Коми): УПН Проминвест; ОАО «Ореибурггеонефть» (Оренбургская область): УПН Дачно-Репинское; ОАО АНК «Татнефть» (Республика Татарстан): НГДУ «Альметьевскнефть»: ДНС-62, НГДУ «ТатРИТЭК-нефть» УПВСН «Киязлы»; ОАО «Роснефть-Термнефть» (Краснодарский край): НГДУ «Черноморнефть»: УПН Новодмитриевское; ООО «Лукойл-Пермьнефть» (Пермская область): НГДУ «Чернушканефть», НГДУ «Осинскнефть»: ДНС Москудья, Бырка, Баклановка; ЗАО «Лукойл -Пермь»: НГДУ «Полазнанефть»: УПС Уньва, УПН Каменоложская; ОАО «Пурнефтегаз» (Западная Сибирь): ДНС Барсуковское.

Апробация работы.

Основные результаты работы докладывались на научно-технических конференциях, семинарах, выставках, посвященных повышению эффективности процессов сбора и подготовки скважинной продукции нефтяных месторождений, проводимых в г.г., Уфе (1994, 1995, 1999, 2000, 2001, 2002 г.г.), Москве (1994, 1995, 1996 г.г.), Томске (1994, 1995,2004 г.г.), Баку (1995, 1999 г.г.), Новгороде (1995 г.), Волгограде (1996 г.), Краснодаре (1996 г.), Альметьевске (2003 г.), Самаре (2003 г.), Нефтеюганске (2004 г.), Санкт-Петербурге (2004 г.), Миассе (2004 г.).

Публикации.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, списка использованной литературы. Работа содержит 255 страниц машинописного текста, 57 рисунков, 39 таблиц, 177 библиографических ссылок.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Голубев, Михаил Викторович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Предложен и внедрен научно обоснованный выбор рациональных точек и способов подачи разработанных высокоэффективных реагентов в системе сбора непосредственно на начальных участках добычи нефти позволил получить следующие результаты:

- степень защиты металла трубопроводов от коррозии не менее 90 % при удельном расходе ингибиторов коррозии не более 20 г/м ;

- технология интенсификации процессов деэмульсации за счет использования сепарируемого на УПСВ газа низкого давления в качестве топлива для печей дожига решает вопрос с утилизацией и, как следствие, позволяет исключить сжигание его на факелах, что ведет к значительному оздоровлению экологической обстановки;

Опыт эксплуатации на нефтедобывающих объектах Башкирии, Перми, Удмуртии и т.д. предлагаемого аппаратурного оформления на установках предварительного сброса воды по герметизированному варианту, позволяет получать продукцию со следующими параметрами качества: нефть — остаточная обводненность до 5 %; вода - содержание нефтепродуктов до 30 мг/л; содержание КВЧ 10-15 мг/л.

- технология обессоливания нефти на УПВСН «Киязлы» НГДУ «Тат-РИТЭКнефть», после внедрения которой установка вышла на стабильный режим работы с получением товарной нефти первой группы качества (по содержанию хлоридов солей).

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Голубев, Михаил Викторович, Уфа

1. Фигуровский H.A. Седиментометрический анализ. М. - Л.: Изд-во акад. наук. СССР, 1948. - 300 с.

2. Голубев М.В., Хазиев H.H., Мамбетова Л.М., Голубев В.Ф., Рахманку-лов Д.Л., Шайдуллин Ф.Д., Кутушев И.Р. Проблемы извлечения нефти из стойких высокодисперсных нефтяных эмульсий // Башкирский химический журнал. 2000. - т. 7. - № 4. - С. 71-77.

3. Тронов В.П., Грайфер В.И., Сатаров У.Г. Деэмульсация нефти в трубопроводах. Казань: Татарское книжное изд-во, 1970. - 152 с.

4. Ребиндер П.А., Поспелова К.А. Вступительная статья к книге Клейтона "Эмульсии". ИЛ, 1950.

5. Тронов В.П. Исследование физико-химических и реологических свойств нефти и нефтяных эмульсий / Отчет по теме 29/71 // Фонды ТатНИ-ПИнефти. Бугульма, 1972.

6. Мавлютова М.З. Толкачев Ю.И. и др. Опыт подготовки нетфи на промыслах Башкирии. Уфа: Башкнигоиздат, 1966.

7. Левченко Д.Н., Бергпггейн Н.В., Худякова А.Д., Николаева Н.М. Эмульсия нефти с водой и методы их разрушения. М.: Химия, 1967.

8. Ибрагимов Н.Г., Хафизов А.Р., Шайдаков В.В. и др. Осложнения в нефтедобыче / Под ред. Н.Г. Ибрагимова, Е.И. Ишемгужина. Уфа: Монография. - 2003. - 302 с.

9. Киченко Б.В. О негативных моментах в применении ингибиторов коррозии и других химических веществ на объектах нефтяной и газовой промышленности // ЭИ ВНИИОЭНГ. Сер. "Защита от коррозии и охрана окружающей среды". 1992. - № 6. - С. 1-9.

10. Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. М.: Недра, 1981.-261 с.

11. A.c. 649832 СССР. Устройство для дозирования подачи химическихреагентов в скважину / Р.Г. Габдуллин

12. А. с. 966229, кл. Е 21 В 43/00,1982.

13. Пат. РФ 2085707, кл. Е 21 В 37/06, 1997 '

14. Пат.2132930 РФ. Устройство для дозированной подачи реагента в скважину, оборудованную штанговым насосом / В.Ф. Голубев, H.H. Хазиев // Б.И. 1999. - № 19.

15. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. М.: Недра, 1977 г. -С. 31-38.

16. Пат. 2172389 РФ. Способ подготовки и подачи водорастворимого реагента в скважину / В.Ф. Голубев, H.H. Хазиев, М.В. Голубев // Б.И. 2001. -№23.

17. Пат. 2133913 РФ. Б.И. 1999.18. A.c. 1789827. Б.И. 1993.

18. Пат. 2163701 РФ. Устройство для дозировки реагента в трубопровод / H.H. Хазиев, В.Ф. Голубев, Ф.К. Серазетдинов, М.В. Голубев, P.M. Валеев // Б.И. -2001. -№ 6.

19. Мавлютова М.З., Мамбетова Л.М., Борисов В.П. Повышение эффективности процессов подготовки нефтей на промыслах с применением аммиака // Сб. тр. Башнипинефть. Вып. 72. Уфа, 1985. - 128 с.21. A.c. 1460131. Б.И.- 1989.

20. Пат. 2127799 РФ. Б.И. 1998.

21. Пат. 2175712 РФ. Способ нейтрализации сероводорода в скважине / В.Ф. Голубев, H.H. Хазиев, Л.М. Мамбетова, М.В. голубев, Ф.Д. Шайдул-лин // Б.И. — 2001. № 31.

22. Заявка на изобретение № 2005000000. Состав для нейтрализации сероводорода / В.В. Шайдаков, М.В. Голубев, Л.М. Мамбетова и др.

23. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти: Уч. для вузов.-М.: Недра, 1983. С. 405.26. A.c. 1488439. Б.И. 1989.

24. Пат. 2176310 РФ. Способ предотвращения образования асфальтосмо-листых и парафиновых отложений в системе добычи и сбора нефти / В.Ф. Голубев, H.H. Хазиев, Ф.Д. Шайдуллин, М.Г. Газизов, М.В. Голубев // Б.И. -2001.-№33.

25. Гоник A.A. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее предупреждения. -М.: Недра, 1976. 192 с.

26. Малов Е.А. О состоянии аварийности на магистральных и промысловых трубопроводах нефтяной и газовой промышленности // Тез. докл. семинара, 23-24 мая 1996. М.: Центральный Российский дом знаний. - С. 3-4.

27. Гетманский М.Д., Гоник A.A., Низамов K.P. Обзор. Информ. Сер. Борьба с коррозией и защита окружающей среды. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. -Вып. 8.

28. Гутман Э.М., Низамов K.P., Гетманский М.Д. и др. Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии. М.: Недра, 1983. - 235 с.

29. Рахманкулов Д.Л., Бугай Д.Е., Габитов А.И., Голубев М.В. и др. Ингибиторы коррозии. Основы теории и практики применения. Т. 1. Уфа: Гос. изд-во науч.-техн. литер. "Реактив", 1997. - 294 с.

30. Гафаров H.A., Кушнаренко В.М., Бугай Д.Е. и др. Ингибиторы коррозии. Диагностика и защита коррозии под напряжением нефтегазопромы-слового оборудования. Т. 2. М.: Химия, 2002. - 367 с.

31. Голубев М.В., Лаптев А.Б., Бугай Д.Е., Каштанова Л Е, Рахманкулов Д.Л. Принципы создания ингибирующих композиций на основе отходов производств нефтехимии // Наукоемкие химические технологии: Тез докл. IV Междунар. конф Волгоград, 1996.

32. Голубев М В, Лаптев А.Б., Бугай Д.Е., Латыпова Ф.Н, Рахманкулов Д Л. О механизме ингибирования сероводородной коррозии стали под напряжением нефтехимическими соединениями // Межвузов. Сб. науч. статей "Нефть и газ". Уфа: изд. УГНТУ, 1997. - вып. 2.

33. Лаптев А.Б., Голубев М.В., Бугай Д.Е., Габитов А.И., Рахманкулов

34. Д.Л. Учет характера адсорбции ингибитора на стали при определении защитных свойств в сероводородных средах при коррозии под напряжением // Башкирский химический журнал. 1994. - т. 1.- вып. 2.

35. Голубев М.В., Лаптев А.Б., Бугай Д.Е., Габитов А.И., Рахманкулов Д.Л. Механизм защитного действия ингибиторов стресс-коррозии класса аце-талей // Башкирский химический журнал. 1994. - т. 1. - вып. 2.

36. Лаптев А.Б., Голубев М.В., Бугай Д.Е., Рахманкулов Д.Л. Разработка оптимального компонентного состава ингибиторов серии "Реакор" методами полного факторного эксперимента // Башкирский химический журнал. 1995. - т. 3. - № 4.

37. Пат. 2068628 РФ. Ингибитор "Реакор-2" коррозионно-механического разрушения низколегированных сталей / А.Б. Лаптев, М.В. Голубев, Д.Е. Бугай, Ф.Н. Латыпова, В.Ф. Голубев, Д.Л. Рахманкулов // Б.И. 1996. - № 30.

38. Пат. 2083720 РФ. Ингибитор в сероводородных минерализованных средах / А.Б. Лаптев, М.В. Голубев, Д.Е. Бугай, Ф.Н. Латыпова, В Ф. Голубев, Д.Л. Рахманкулов // Б. И. 1997. - № 19.

39. Пат. 2134310 РФ. Ингибитор "Реакор-2В" коррозионно-механического разрушения низколегированных сталей / М.В. Голубев, А.Б. Лаптев, Д.Е. Бугай, И.В. Голубева, Д.Л. Рахманкулов // Б. И. 199. - №.

40. Пат. 136782 РФ. Ингибитор "Реакор-21" для защиты строительных сталей от коррозии в сероводородсодержащих минерализованных средах / А.Б. Лаптев, М.В. Голубев, Д.Е. Бугай, Ф.Н. Латыпова, Д.Л. Рахманкулов // Б. И. 199.- №

41. Пат. 2136782 РФ. Ингибитор "Реакор-7" для защиты строительных сталей от коррозии в сероводородсодержащих минерализованных средах / М.В. Голубев, А.Б. Лаптев, Д.Е. Бугай, И.М. Арсланов, Л.Е. Каштанова, Д.Л. Рахманкулов // Б. И. 199. - №.

42. Тронов В.П. Разрушение эмульсий при добыче нефти. М.: Недра, 1974.

43. Тронов В.П., Грайфер В.И. Обезвоживание и обессоливание нефти. -Казань: Татарское книжное изд-во, 1974. 184 с.

44. Гурвич Л.М., Шерстнев Н.М. Многофункциональные композиции ПАВ в технологических операциях нефтедобычи. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. -226 с.

45. Ребиндер П.А. Поверхностные явления в дисперсных системах. Коллоидная химия: Избранные труды. М.: Наука, 1978. - 365 с.

46. Мавлютова JI.M., Ергин Ю.В., Кострова Л.И. Изучение устойчивости эмульсий и оказание научно-технической помощи НПУ объединения "Баш-нефть" по вопросам подготовки нефти. Фонды УфНИИ, 1969.

47. Шаммазов А.М., Хайдаров Ф.Р., Шайдаков В.В. Физико-химическое воздействие на перекачиваемые жидкости / Под редак. проф. Е.И. Ишемгу-жина. Уфа: Монография, 2003 .-187с.

48. Инюшин Н.В., Каштанова Л.Е., Лаптев А.Б. и др. Магнитная обработка промысловых жидкостей. Уфа: Гос. Изд-во научно-технической литературы "Реактив", 2000. - 58 с.

49. Классен В.Н. Омагничивание водных систем. М.: Химия, 1978. -240 с.

50. Ергин Ю.В., Кострова Л.И., Мавлютова М.З. и др. Магнитные свойства нефтей и водонефтяных эмульсий Башкирии. Отчет по теме 9-68. Фонды УфНИИ, 1968.

51. Ергин Ю.В., Кострова Л.И. Магнитные свойства нефтей, водонефтяных эмульсий и пластовых вод Татарии. Отчет по теме 15-57. Фонды БГУ, 1967.

52. Вонсовский С.В. Современное учение о магнетизме. М., 1955.

53. Селвуд П. Магнитохимия. М., 1956.

54. Дорфин Я.Г. Диамагнетизм и химическая связь. М., 1961.

55. Van-Vleck J.H. The theory of electric and magnetic susceptibilities or ford. 1932.

56. Самойлов О .Я. Структура водных растворов электролитов и гидратация ионов. М., 1957 г.

57. Самойлов О.Я., Носова Т.А. // Журнал стр. химии, 6, 798 (1963).

58. Самойлов О.Я. // Укр. Физ. Журнал, 9, 387 (1964).

59. Самойлов О.Я. // Журнал стр. химии, 7,15 (1966).

60. Klinkenberg A., Paulston В. Antistatic additires in the petroleum industry //Journal of the Institute of Petroleum, 1958. vol. 44, N 419. - p.p. 379 - 393.

61. Д'Есте Ф. Защита оборудования нефтеперерабатывающих заводов от электрических разрядов // IV Междунар. нефтяной конгресс. Гостоптехиз-дат, 1956. - т. VIII.

62. Шейх-Али Д.М. // Геология, разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений // Труды УФНИИ, вып. IX-X. М.: Гостоптехиздат, 1963. - С. 394-402.

63. Пяртман К.И. Электрические заряды в трубопроводах // Электричество. -1937. № 17-18.

64. Klinkenberg A. Antistatic doping safeguards shipments of petroleum products // The oil and gas, 1957. 18/XI. - Vol. 55. - p.p. 204-210.

65. Классен В.И. Развитие и проблемы магнитной обработки водных систем // Вопросы теории практики магнитной обработки воды и водныхсистем. Новочеркасск, 1975.

66. Vermeiren T. // Corrosion Technology, 1969. V.5. - p. 215.

67. Левич В.Г. Об одном сенсационном эффекте //Успехи физических наук, 1966. № 6. - С. 787.

68. Ярославский З.Я., Долгоносов Б.М. Исследование механизма воздействия магнитных полей на воду // Вопросы теории и практики магнитной обработки воды и водных систем / Под ред. В.И. Классена. М.: Цветметин-формация, 1971.

69. Яцинирский К.Б. Термохимия комплексных соединений. М.: Изд-во АН СССР, 1957.

70. Валеев М.Д., Голубев В.Ф., Голубев М.В. Исследование влияния переменного магнитного поля низкой частоты на устойчивость водонефтяных эмульсий // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 11. - С. 37-39.

71. Байков Н.М., Колесников Б.В., Челпанов Г.И. Сбор, транспорт и подготовка нефти. М.: Недра, 1975. - 317 с.

72. Ручкина P.M., Мансуров Р.И., Позднышев Г.Н. Определение степени разрушения водонефтяных эмульсий в технологической схеме установки подготовки нефти // РНТС. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. - 1975. - С. 24-26.

73. Артемьев В.Н., Галанцев И.Н., Госсман В.Р., Ибрагимов Г.З., Пальцев В.А., Хисмутдинов Н.И. Оптимизация параметров установок предварительного сброса воды (для условий месторождения Юганского региона). М.: ВНИИОЭНГ, 1993.

74. Пат. 2098166 РФ. ТВО / // Б.И. 1997. - № 34.

75. Голубев В.Ф., Вильданов Р.Г., Серазетдинов Ф.К., Мамбетова Л.М. Совмещенная герметизированная схема подготовки нефти и воды на объектах добычи нефти // Нефтяное хозяйство. 1995. - № 5, 6. - С. 77-80.

76. Голубев В.Ф., Пензин Ю.Г., Серазетдинов Ф.К., Вильданов Р.Г., Ха-зиев H.H., Мамбетова Л.М. Герметизированная система предварительного сброса и подготовки подтоварной воды // Нефтяное хозяйство. 1996. - № 2. -С. 53-55.

77. Голубев М.В., Хазиев H.H., Голубев В.Ф., Газизов М.Г. Новые аппараты для системы сбора нефти, воды и газа // Совершенствование технологий добычи, бурения и подготовки нефти: Сб. науч. тр. Уфа: Изд. Башнипи-нефть, 2000. - Вып. 103.

78. Пат. 2077918 РФ. Аппарат для обезвоживания нефти / H.H. Хазиев, М.Г. Газизов, Р.Г. Вильданов, В.Ф. Голубев // Б.И. 1997. - № 12.

79. Пат. 2042376 РФ. Газосепаратор / // Б.И. 1995. - № 24.

80. Пат. 2094981 РФ. Отстойник с жидкостным гидрофобным слоем для очистки нефтесодержащей шНастовой воды / В.Ф. Голубев, H.H. Хазиев, Р.Г. Вильданов // Б.И. 1997. - № 30. \г

81. Пат. 2128077 РФ. Устройство для регулирования уровня границы раздела нефть-вода в отстойных аппаратах / В.Ф. Голубев и др. // Б.И. 1999. - № 9.

82. Пат. Делитель потока жидкости.

83. Пат. 2230594 РФ. Установка для предварительного сброса воды / В.Ф. Голубев, H.H. Хазиев, Ф.Д. Шайдуллин, М.В. Голубев и др. // Б.И. -2004. -№ 17.

84. Пат. 2238781 РФ. Установка сброса воды / Ф.Х. Хатмуллин, Ф.Д. Шайдуллин, И.М. Назмиев, В.Ф. Голубев, H.H. Хазиев, М.В. Хазиев // Б.И. -20004. № 30.

85. Каспарьянц К.С. Промысловая подготовка нефти. М.: "Недра", 1966.

86. Петров A.A., Афанасьев В.М., Валяев Б.Г., Соколов А.Г. Сбор, подготовка нефти и очистка сточных вод. Куйбышев, 1969.

87. Мавлютова М.З., Сидурин Ю.В. Исследование параметров термохимического и электрического режимов обезвоживания нефтей на передвижной опытной установке ПОУ-ЗО УФНИИ // Новое в вопросах сбора и подготовки нефти на промыслах. М., 1968.

88. Мавлютова М.З, Асфаган И.И. Эффективность применения де-эмульгаторов в зависимости от температуры и минерализации водной фазы: НТС // Нефтепромысловое дело. 1969. - вып. 4.

89. Мавлютова М.З., Сидурин Ю.В. Пути дальнейшего совершенствования технологии подготовки нефти на промыслах: НТС // Нефтепромысловое дело. 1969. - вып. 6.

90. Lowd J.D. Обессоливание нефти // Журнал института нефти. 1966. -т. 51,№493.

91. Мавлютова М.З. К вопросу подготовки нефти на промыслах. Опыт сбора и подготовки нефти на промыслах. М., 1966.

92. Куприанчик В.Г. Применение щелочи при подготовке нефти наэлектрообессоливающей установке // Новости нефтяной и газовой техники. -1961.-№2.

93. Байков Н.М., Мавлютова М.З., Сидурин Ю.В. О смешении нефти с водой в процессе обессоливания нефтей: НТС // Нефтепромысловое дело. -1972. вып. 7.

94. Голубев М.В., Фахретдинов P.P. Подготовка к транспорту высоковязких нефтей Сазан-Куракского месторождения / Деп. в ВИНИТИ. 2000. -4 с.

95. Мавлютова М.З. Записка по технико-экономическому обоснованию размещения установок обезвоживания и обессоливания нефти. М., 1968.

96. Логинов В.И. Обезвоживание и обессоливание нефти. М.: Химия, 1979.

97. Тронов В.П., Ширеев А.И., Сучков Б.М., Черемухин А.П., Маликов Б.А. Использование обезвоживающих установок для обессоливания нефти угленосных горизонтов: НТС // Нефтепромысловое дело. 1976. - Вып 2.

98. Пат. 2145512 РФ. Резервуар для предварительного сброса воды / М В. Голубев, Н.Н. Хазиев, В.Ф. Голубев // Б.И. 2000. - № 5.

99. Пат 2154089 РФ. Способ разрушения промежуточного эмульсионного слоя / М.В. Голубев, Н.Н. Хазиев, В.Ф. Голубев // Б. И. 2000. - №

100. Пат. 2148035 РФ. Способ обработки нефтешлама / М.В. Голубев, Н.Н. Хазиев, В.Н. Хазиев, Г В.Ф. Голубев // Б.И. 2000. - № 12.

101. Соколов А.Г., Шабашев Е.Ф., Владимиров Ю.Д. Современное состояние и пути совершенствования предварительного обезвоживания нефти //Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. -Вып. 12.-С. 12-15.

102. Мансуров Р.И., Каштанов А.А., Ручкина P.M. Подготовка ловушеч-ных нефтей // Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - Вып. 4. - С. 1-3.

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

104. Мавлютова М.З., Мамбетова JI.M. Нефтяные отходы при подготовке нефти на промыслах и способы их утилизации // Совершенствование системы заводнения нефтяных месторождений: Тр. БашНИПИнефть. Уфа, 1975.-Вып. 42.-С. 97-104.

105. Липович Р.Н. и др. Выделение и исследование природных эмульгаторов Башкирских нефтей // Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ, 1967. Вып. 5.

106. Harkins W.D. The Physical Chemistiy Of Surface Films //Reinhild Publishing Corpor. New York, 1959.

107. Davies J.T., Rideal E.K. Interfacial Phenomena // Academic Press. -New York, 1960.

108. Steinhauff F.S. Modern Oilfield Demulsification. Pat. I. Petroleum, 1962.-v. 25.-p. 294.

109. Love F.E. Oilfield Emulsions. How To Make and Break Them. // p.I.Oil and Gas International, 1962. v. 2, - № 9. - p. 56.

110. Лобков A.M. Сбор и обработка нефти и газа на промысле. М.: Недра, 1968.

111. Pat. 2217387 U.S. Demulsification of Petroleum. / Shapiro A. // 1940.

112. Pat 2566980 U.S. Process of Breaking Water and Oil Emulsions. / A.E. Catanach, R.P. Gullet // 1951.

113. Pat. 2662062 U.S. Resolving Emulsion / S.D. Sumerford // 1953.

114. Sachanen A.N. The Chemical Constituents of Petroleum // Reinhold

115. Publishing Corp. New York, 1945.

116. Reisberg J., Djsher T.M. Interfacial Phenomena in Crude -Oil-Water Systems // Prod. Monthly. 1956. - v. 21. - p. 43.

117. Kimbler O.K., Reed R.L., Silberberg I.H. Physical Characteristics of Natural Films Formed at Crude Oil-Water-Interfaces // Soc. Pet. Eng. J. 1966. -p. 153-165.

118. Bartell F.E., Neiderhauser D.O. Film Forming Constituents of Crude Petroleum Oils // Fundamental Research on Occurrence and Recovery of Petroleum, 1946-47.

119. Борисов С.И., Петров А.А., 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.

120. Золотова Е.Ф., Асс Г.Ю. Очистка воды от железа, фтора, марганца и сероводорода. М: Стройиздат, 1975. - С. 38-77. .

121. Ли А.Д., Полюбай П.И. Опыт очистки сточных вод для закачки в пласты нефтяных месторождений Татарии. // Тематические научно-технические обзоры. Сер. Добыча. М., 1972. - С. 75.

122. Nem J.D. Some Chemical relationships among sulfur species and dissolved ferrous iron // Jed. Survegwater-supply paper. 1960. - p. 57-58.

123. Доливо-Добровольский Л.Б., Кульский Л.А., Накорчевская В.Ф. Химия и микробиология воды. Киев, 1971. - С. 306.

124. Туманова Т.А., Мищенко К.И. и др. О диссоциации сероводорода в водных растворах при разных температурах. М.: Неорганическая химия, 1957.-т. 2.-С. 1980-1997.

125. Воюцкий С.С. Курс коллоидной химии. М.: Химия, 1975. - С. 240245.

126. Бобыренко Ю.Я. Влияние электролитов на коагуляцию водных суспензий двуокиси титана // Коллоидный журнал. 1973. - т. 35. № 2. - С. 232242.

127. Михайловский М.К., Агеев В.Г., Миргасимов P.M., Михайлов В.И., Гатаулина Т.З. Исследование факторов, влияющих на качество подготовки Удмуртской нефти //Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1982. - Вып. 9. - С. 32-34.

128. Ширеев А.И., Тронов В.П. Эффективные методы подготовки вязких нефтей верхних горизонтов и их смесей с девонскими // Тез. докл. Всесоюз. Совещания: Тр. ТатНИПИнефть. 1980.-С. 49-50.

129. Марданенко В.П., Можейков С.Ф., Вовк А.Н. Строение и роль промежуточного слоя при подготовке нефти. //Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - Вып. 11. - С. 16-17.

130. Зарипов А.Г., Минниахметова И.И. О критической концентрации механических примесей при обезвоживании нефти. // Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1986. - Вып. 5. - С. 59-61.

131. СТП-0147276-009-88. Подготовка нефти. Метод анализа промежуточного слоя в процессе обследования установки подготовки нефти.

132. Ким М.Б., Валынин Р.К., Кардапольцева JI.JL, Сарваров Н.З. Технология предварительного сброса воды при обустройстве мелких месторождений // Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1986.-Вып. 11.-С. 12-15.

133. Таубман А.Б., Корецкий А.Ф. О механизме эмульгирующего действия твердых эмульгаторов // Докл. АН СССР. 1958. - т. 120. - № 1. - С. 126129.

134. Ребиндер П.А. // Коллоидный журнал. 1946. - Т. 8. - С. 157.

135. Клейтон В. Эмульсии. Их теория и технические аспекты применения. М.: Изд-во иностр. Литературы, 1950.

136. Таубман А.Б., Корецкий А.Ф. // Вестник АН СССР. 1954. - № 9. -С. 62.

137. Абдурагимова Л.А.и др. // Коллоид, журн. 1955. - № 17. - С. 187.

138. Сербина H.H., Никитина С.А. // Коллоид. Журнал. 1946. - № 8.1. С. 63.

139. Борисов С.И., Петров A.A., Ярцев М.Г. Кинетика накопления промежуточных слоев на ступени предварительного обезвоживания нефти. // Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. -Вып. 6.-С. 12-18.4

140. Пергушев Л.П., Тронов В.П., Волков Ю.А., Деникаев Р.Т. Осадко-накопление в отстойных аппаратах. // Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - Вып. 8-9. - С. 34-39.

141. Кутепов A.M., Соколов Н.Ё. Стохастический расчет цилиндрических отстойников периодического действия // Теор. основы хим. технологии. 1981. - Т. 15. - № 3. - С. 405-409.

142. Веригин H.H., Васильев C.B. Диффузия и седиментация мелкодисперсной однородной взвеси в отстойниках // Теор. основы хим. технологии. -1982. Т. 16. - № 3. - С. 374-380.

143. ЩукинЕ.Д., Перцов A.B., Амелина Е.А. Коллоидная химия. М.: Изд-во МГУ, 1982. - С. 348.

144. Позднышев Г.Н., Ручкина P.M., Мансуров Р.И. О влиянии мехпри-месей в нефти на эффективность деэмульгатора. // Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1973. - Вып. 6.

145. Зарипов Т.М., Нургалиев Ф.Н. К вопросу очистки нефти от сульфида // Нефтяное хозяйство. 1985. - № 4. - С. 33-34.

146. A.c. 1663019 AIC 10 G 33/04. Состав для разрушения эмульсии промежуточных слоев // Б.И. 1991. - № 26.

147. A.c. 636192 С 02 С 5/00, C10G33/00. Способ удаления шлама из жидкой контактной массы // Б.И. 1978. - № 45.

148. Пат. 2098361 РФ. Способ переработки нефтеотходов // Б.И. 1997. -№34.

149. A.c. 1502044 СССР. Установка для обработки стойкой ловушечной нефти//Б.И.- 1989.-№31.

150. A.c. 16784113, AI В 01 D 19/00, 17/04. Система сбора и подготовки газоводонефтяной смеси с мехпримесями // Б.И. -1991.

151. A.c. 941402 СССР. Способ подготовки разносортных нефтей // Б.И. 1982.-№25.

152. A.c. 996430 СССР. Способ совместной подготовки разносортных нефтей//Б.И.- 1983.-№6.

153. Борисов С.И., Петров A.A., Веретенникова И.В. К вопросу об устойчивости смесей сероводородо- и железосодержащих нефтяных эмульсий // Тр. Гипровостокнефть. Куйбышев, 1974. - Вып. 22. - С. 24-30.

154. A.c. 1236244 СССР. Способ подготовки сероводородсодержащей нефти к трубопроводному транспорту // Б.И. 1986. - № 21.

155. Петров A.A., Собо JI.B. Обезвоживание, обессоливание тяжелых нефтей и ловушечных эмульсий на установках с роторно-дисковыми конта-торами // Тр. Гипровостокнефть. М.: Недра, 1967. - Вып. 10. - С. 127-138.

156. Перевалов В.Г., Алексеева В.А. Очистка сточных вод нефтепромыслов. М.: Недра, 1969.

157. Удовенко В.Г. О подготовке ловушечной нефти. // Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1975. - Вып. 6. - С. 30-33.

158. Зарипов А.Г., Позднышев Г.Н., Шагеев В.Д. Способ интенсификации процесса разрушения водонефтяных эмульсий. // Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1978. - Вып. 10. - С. 22-23.

159. Борисов С .И., Петров A.A., Веретенникова В.И. и др. О совместной подготовке нефти угленосного и девонского горизонтов. // Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1976. - Вып. 6. - С. 30-33.

Информация о работе

Голубев, Михаил Викторович
доктора технических наук
Уфа, 2005
ВАК 25.00.17

Диссертация

Научные основы герметизированных технологий подготовки скважинной продукции на поздней стадии разработки нефтяных месторождений - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Научные основы герметизированных технологий подготовки скважинной продукции на поздней стадии разработки нефтяных месторождений - тема автореферата по наукам о земле, скачайте бесплатно автореферат диссертации

Похожие работы