Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности деэмульсации высокопарафинистых нефтей месторождений Южно-Торгайского прогиба

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности деэмульсации высокопарафинистых нефтей месторождений Южно-Торгайского прогиба"

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М. ГУБКИНА

На правах рукописи УДК 622.276.5:665.63.033.22(574)

ОРИНБАСАРОВ КУАНЫШБЕК ОРИНБАСАРОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЕЭМУЛЬСАЦИИ ВЫСОКОПАРАФИНИСТЫХ НЕФТЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЮЖНО-ТОРГАЙСКОГО ПРОГИБА

25.00.17. - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

Диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2005

Работа выполнена в Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкина.

Научный руководитель:

доктор физико-математических наук, профессор Р.З. Сюняев

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, В.А. Иктисанов

кандидат технических наук, доцент В. Л. Заворотный

Ведущая организация: ЗАО «УфаНИПИнефть»

Защита состоится «

£> »^¿-о Оц 2005 г. в (-З^часов ауд. 731 на заседании дис-

сертационного совета Д. 212.200.08 при Российском Государственном Университете нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: 119991, ГСП-1, г. Москва, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского Государственного Университета нефти и газа имени И.М. Губкина.

Автореферат разослан «^У» оетя'й/зР 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного

совета Д. 212.200.08,

доктор технических наук, профессор

1 * ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Увеличение добычи высокопарафинистых нефтей, способных к формированию устойчивых эмульсий, требует совершенствования традиционных технологий промысловой подготовки углеводородного сырья. Как правило, при подготовке таких нефтей не применяются оптимальные варианты смешения нефтей различного состава.

При промысловой подготовке высокопарафинистых нефтей возникают сложности, обусловленные их значительной устойчивостью особенно в присутствии повышенного количества смолисто-асфальтеновых веществ. В связи с этим подбор наиболее эффективных деэмульгаторов с целью совершенствования процессов обезвоживания и обессоливания высокопарафинистых нефтей, является актуальной задачей, решение которой позволит извлечь дополнительное количество нефти из скважинной продукции.

В настоящее время обводненность нефтей месторождения Южно-Торгайского прогиба (Республика Казахстан) составляет от 1 до 50 % . При этом на всех месторождениях для промысловой подготовки нефти преимущественно используются дорогие деэмульгаторы западного производства.

Физико-химические свойства при смешении нефтей изменяются неаддитивно, что открывает возможность извлечения дополнительного количества углеводородов при промысловой подготовке путем повышения эффективности разрушения водонефтяных эмульсий. В промысловой практике они могут быть выявлены путем применения принципа рационального смешения, как компонентов деэмульгатора, так и исходного нефтяного сырья.

Цель и задачи работы. Целью работы являлись разработка оптимального варианта смешения высокопарафинистых нефтей и подбор эффективных композиций деэмульгаторов для интенсификации их промысловой подготовки. При этом необходимо изучение группового состава и^азовых переходов ком-

понентов нефтей месторождений Арыс!, Южно-

С. Петербург оэ то\к

Торгайского прогиба для их влияния на устойчивость образуемых этими неф-тями промысловых эмульсий. Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

- изучение состава, физико-химических характеристик и реологических свойств высокопарафинистых нефтей и устойчивых водонефтя-ных эмульсий на их основе, а также их смесей;

- изучение группового состава и фазовых переходов компонентов нефтей месторождений Арысь, Акшабулак и Ащисай методами дифференциального термического анализа (ДТА);

I

- исследование процессов обезвоживания и обессоливания высокопарафинистых нефтей с использованием известных в нефтепромысловой подготовке новых деэмульгаторов, ранее не применявшихся на этих месторождениях;

- определение оптимального деэмульгирующего состава для нефтяного сырья по экспресс-методике.

Научная новизна. Впервые показана и научно обоснована возможность эффективного разрушения эмульсий оптимального состава высокопарафинистых нефтей месторождений Арысь и Акшабулак Южно-Торгайского прогиба для их промысловой подготовки;

- определен оптимальный состав композиционных деэмульгаторов, показана возможность их использования для эффективного разрушения устойчивых эмульсий высокопарафинистых нефтей Южно-Торгайского прогиба;

- методом ДТА в водонефтяных эмульсиях месторождении Южно-Торгайского прогиба показано присутствие высокодиспергированной пластовой воды, выкипающей при температурах до 140 "С;

- по диэлектрическим данным рассчитаны изменения физико-химических параметров Кумкольской нефти от давления;

- показана возможность применения ДТА в качестве метода экспресс-анализа группового состава высокопарафинистых нефтей путем определения теплот их сгорания;

исследованы фазовые переходы АСПО (асфальто-смолисто-парафиновые отложения) компонентов нефтей месторождений Арысь, Акша-булак и Ащисай Южно-Торгайского прогиба методом ДТА.

Методы решения поставленных задач. Групповой состав нефтей Южно-Торгайского прогиба, содержание высокодиспергированной воды и их влияние на стабильность эмульсий изучались методом ДТА. Физико-химические характеристики нефтей определялись путем обработки спектров диэлектрической проницаемости. Определение оптимальных деэмульгирующих составов для нефтяного сырья проводилось по экспресс-методике с помощью построения диаграмм «состав-свойство».

Задачи, связанные с исследованием подготовки нефтей в промысловых условиях, решались экспериментально стандартными методами в лабораторных условиях путем рационального смешения водонефтяных эмульсий.

Практическая значимость. Предложен оптимальный вариант состава смеси для промысловой подготовки высокопарафинистых нефтей месторождений Арысь и Акшабулак Южно-Торгайского прогиба, позволяющий сократить время деэмульсации более чем в 2 раза. В подготовке нефти месторождения Ащисай композиционный состав, полученный смешением двух массовых долей 11Р-6334 и одной - Нефтенол-Д (Б-1) позволил, уменьшить удельный расход дорогого деэмульгатора на 33 %.

Разработаны практические рекомендации по внедрению подобранного деэмульгатора «Нефтенол-Д» на терминале «Ай-дан-Мунай». Для подготовки смеси нефти месторождений Арысь и Акшабулак на терминале «Ай-дан-Мунай» подобран оптимальный композиционный деэмульгатор «Нефтенол-Д», позволивший обеспечить практически полное разделение эмульсии. При этом

этот деэмульгатор российского производства существенно дешевле используемого ныне на терминале «Ай-дан-Мунай» деэмульгатора производства США.

Показаны преимущества применения метода ДТА при определении группового состава и измерении содержания воды в водонефтяных эмульсиях.

Защищаемые положения.

1. Результаты влияния группового состава нефтей, определенного методом ДТА, на устойчивость водонефтяных эмульсий.

2. Результаты исследования фазовых переходов в исследованных нефтях при совместном анализе методами ДТА и вискозиметрии.

3. Результаты определения оптимального состава композиционного деэмульгатора для эффективного разрушения нефтей Южно-Торгайского прогиба.

4. Результаты экспериментальных исследований синергизма при смешении водонефтяных эмульсий при их подготовке в промысловых условиях.

5. Результаты измерения содержания высокодиспергированной воды, определенного методом ДТА, в водонефтяных эмульсиях.

Апробация работ. Результаты экспериментальных и теоретических исследований и выводы по работе докладывались на 4-й научно-техн. конф. «Актуальные проблемы нефти и газа», РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, (Москва, 2001 г.); научно-практической конференции VIII Международной выставки «Нефть, газ. Нефтехимия», (Казань, 2001 г.); всероссийской научно-практической конференции «Разработка, производство и применение химических реагентов для нефтяной и газовой промышленности», РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, (Москва, 2002 г.); IX Всероссийской конференции «Структура и динамика молекулярных систем», (Йошкар-Ола, 2002); международной конференции «Heavy Organic Depositions - HOD 2002» (Мексика, 2002); 5-ой юбилейной международной конференции «Химия нефти и газа» (Томск, 2003 г.); 5-я научно-техническая конференция «Актуальные состояние и развития

нефтегазового комплекса России», РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, (Москва, 2003 г.); научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников вузов и научных организаций «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу», РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, (Москва, 2004 г.); XI всероссийской конференции « Структура и динамика молекулярных систем», (Яль-чик, 2004 г.); III международного симпозиума «Нефтяные дисперсные системы», РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, (Москва, 2004 г.).

Публикации. По материалам работы опубликованы 3 статьи и 8 тезисов докладов на международных и российских научных конференциях.

Автор выражает искреннюю благодарность сотрудникам РГУ нефти и газа им ИМ Губкина проф, д.т.н Сафиевой Р 3. , к т и. Шишкину ЮЛ. и кхн Климовой J13 за помощь в постановке задачи, проведении эксперимента и полезные обсуждения.

Структура и объем работ. Работа изложена на 123 страницах машинописного текста, состоит из введения, _5_ глав, выводов; содержит 19 таблиц, 35 рисунков, список использованной литературы из 126 наименований, приложение.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

Во введении обоснована актуальность диссертационной работы, определена ее цель.

В первой главе представлен анализ причин образования и устойчивости водонефтяных эмульсий, рассмотрено воздействие технологических факторов на дисперсность эмульсий, а также приведены результаты изучения реологических и физико-химических свойств эмульсий и механизм их разрушения. Описаны поверхностно-активные свойства деэмульгаторов и способы разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий.

На основе анализа литературных данных сформулированы основные задачи научных исследований диссертационной работы.

Во второй главе рассмотрены объекты и методы исследований. Изучались физико-химические характеристики высокопарафинистых нефтей месторождений Арысь, Акшабулак и Ащисай Южно-Торгайского прогиба Республики Казахстан (табл. 1). Таблица I

Физико-химические свойства нефтей

№ Месторождения

п/п Свойства нефти Арысь Акшабу- Ащисай

лак

1 Плотность при 20иС, кг/см3 825 845 835

2 Температура застывания, иС +7 +20 +23

3 Кинематическая вязкость, мм2/с,

при

20 °С 16,7 - -

30 "С 14,3 38,7 44,6

50 °С 6,1 10,2 8,9

4 Фракционный состав, % (об.)

н. к.,°С 47 56 58

до 100 8,5 7,5 5

до 200 28 18 22

до 300 45 34 40

5 Содержание парафина, % масс. 6,0 16 23

6 Содержание смол силикагелевых, % 6,6 4,2 5

масс.

7 Содержание асфапьтенов, % масс. 3,4 5,7 5,9

8 Содержание серы, % масс. 0,32 0,21 0,11

9 Содержание воды, % 0-20 0-15 0-50

Изучаемые высокопарафинистые нефти относятся к классу малосернистых и типу легких нефтей.

Приведено описание лабораторной установки термогравиметрического дифференциального термического анализа (ТГ-ДТА), позволяющего определять тепловой эффект физико-химического процесса в режиме линейного из-

менения температуры образца. Методика позволяет регистрировать теплоты и температуры термических превращений. Описана методика проведения диэлектрических измерений, результаты которых использовались далее для расчетов. Представлена методика подбора эффективных композиций для оптимизации процесса деэмульгирования изучаемых нефтей.

Описаны стандартные методики анализа.

В третьей главе приведены результаты определения реологических и теп-лофизических свойств нефтей. По диэлектрическим спектрам рассчитаны изменения проводимости, энергии активации и плотности Кумкольской нефти от давления. Изучены теплофизические свойства сырых нефтей разных скважин и их смесей методом ДТА. Приводятся результаты исследований фазовых переходов твердых углеводородов высокопарафинистых нефтей. Установлено, что изменения вязкости с ростом температуры в области 25-30 °С претерпевает резкий переход, связанный с расплавлением структурной сетки твердых парафинов (рис.1, 2).

Отмечаемый эффект свидетельствует о квазифазовом переходе или о начале фазового перехода в рассматриваемой нефтяной системе в области 25-30 °С. На термограммах исследуемых нефтей наблюдается эндотермический эффект в этой области. Сопоставление температур фазового перехода позволяет отметить тенденцию к возрастанию этих температур с увеличением содержания высокоплавких парафинов в нефтях.

Основная масса парафина нефти месторождении Южно-Торгайского прогиба практически полностью плавится в температурном интервале 50 - 60 °С.

Сопоставление результатов термического анализа с реологическими данными показывает, что температурный интервал расплавления многокомпонентной смеси нефтей Южно-Торгайского прогиба определяется фракционным составом высокоплавких углеводородов.

Далее методом ДТА изучен групповой состав предварительно обезвоженных нефтей.

сш 26 И см 1 Л си 18 К см 20

Рис. 1. Зависимость вязкости от температуры нефти месторождения

Ащисай

ю

20

40

90

30

Тюмратура, С I —♦— Арысь Я Акшабулак

! —А— Акшабулак 70 % ♦ АрыоЗО % —К-Акшабупак 50% - Арыск 50 % : I Акшабулак 30 % - Арыск 70 %

Рис. 2. Зависимость вязкости от температуры смеси нефтей месторождений Арысь и Акшабулак В качестве примера (рис.3) приведена термограмма нормального парафина С24, записанная в интервале 20-600 °С, с двумя тепловыми переходами - эндотермическим плавления при 50 иС и экзотермическим окисления в области 290-350 иС. Температурные отклонения на этой кривой имеют вид пиков.

и

Изученные углеводороды начинают окисляться при достижении образцом температуры 290 °С или несколько выше, при этом на термограммах видны два пика окисления - первый со значительным тепловым эффектом в области 300-400 (430) °С и второй со слабым тепловыделением в районе 400-500 (600) °С. В случае нормального парафина С24 второй пик отсутствует, аналогичным образом показано, что в случае смол и асфальте нов, напротив, отсутствует первый пик, а второй сильно возрастает по величине и протяженности.

фш, са

Рис. 3. Кривая нагревания парафина С24 (1) и разностная кривая (2).

Эндотермический пик в районе 50 °С относится к плавлению парафина, экзотермический пик 290-360 °С - к его окислению.

Отсюда можно заключить, что пик 300-400 (430) °С отвечает окислению парафинов и парафинонафтенов, а пики 500-600 и 550-650 °С - окислению, соответственно, смол и асфальтенов. Величина пиков (тепловых эффектов) на термограмме пропорциональна количеству соответствующих фракций в образце. Можно отметить следующие закономерности в характере протекания окислительных процессов в изученных углеводородах.

Температуры окисления повышаются с ростом молекулярной массы углеводорода, а температурные интервалы расширяются пропорционально ширине фракции. Тяжелые смолы и асфальтены характеризуются довольно быстрой

кинетикой окисления и значительной удельной теплотой процесса. На основании вышеизложенного можно предложить следующую схему окисления углеводородных смесей.

До температур примерно 300 °С происходит испарение низкокипящих углеводородов образца с поглощением тепла. Испарение фракций с температурами кипения 300 иС и выше сопровождается их окислением, поскольку при этих температурах начинается деструкция молекул с образованием летучих окисляемых продуктов. На термограммах этому отвечает переход от эндотермического эффекта испарения к экзотермическому эффекту окисления. При этом в первую очередь окисляются нормальные парафины, затем более устойчивые высококипящие изо-парафины и нафтены, затем полициклические арены (тяжелая ароматика), затем легкие смолы и, наконец, тяжелые смолы, асфапьтены и карбено-карбоиды. Интересно отметить, что именно в такой последовательности происходит вытеснение углеводородов из хрома гографической колонки соответствующими элюэнтами при фракционировании углеводородных смесей Поэтому предлагаемый метод можно считать аналогом хроматографического, в котором, однако, отсутствует длительная и трудоемкая процедура фракционного разделения смеси.

В нефти можно ожидать присутствия в разных пропорциях всех перечисленных выше компонентов. Такой анализ будет возможен, если каждый из компонентов смеси окисляется независимо от другого, т.е дает свой индивидуальный пик окисления на термограмме в характерном для него температурном интервале. Получены термограммы окисления высокопарафинистых нефтей (Белый Тигр (Вьетнам), Арысь, Ащисай, Акшабулак) и высокосмолистой (Ки-чикбель (Таджикистан)). На рис. 4 приведена термограмма нефти Ащисай.

Термограмма нефти Ащисай примечательна наличием значительного по площади и протяженного по температуре пика 310-430 иС и узкого пика 560600 °С, отражающих присутствие в образце широкой парафинонафтеновой фракции и узкой асфальтеновой.

В интервале от (290-300) до (320-330) °С окисляются нормальные парафины с длиной цепи 18 углеродных атома и выше. От температур (320-330 °С) и до (400-440) °С окисляются парафинонафтены (масляные фракции), при этом температурный интервал окисления тем шире, чем шире состав фракции. Первому этапу окисления парафинов на термограмме отвечает восходящее плечо пика вплоть до вершины, второму этапу окисления нафтенов- нисходящее плечо после вершины. Температурный интервал двух плеч пика пропорционален ширине, а их площадь - количеству соответствующих фракций.

IlMM

Рис.4. Термограмма нефти Ащисай. Кривая нагревания нефти (1) и разностная кривая (2). Пик 310-446 °С - окисление парафинонафтенов (широкая фракция), пик 560-600 иС - окисление асфальтенов (узкая фракция).

Скорость окисления характеризует природу парафинов, окисляющихся на начальном этапе. Чем круче начальный фронт пика (выше кинетика окисления), тем больше нормальных парафинов содержит образец.

Аналогичные рассуждения применимы и ко второму пику, который в общем случае отвечает окислению смеси смол, асфальтенов и карбенокарбоидов. Можно допустить, что от температур 500-550 UC окисляются смолы, тесно связанные с асфальтенами, от 550 °С - сами асфальтены или ядро комплекса смо-ла-асфальтен, от 620 иС начинается окисление карбенокарбоидов. Ширина и

площадь соответствующих участков пика также пропорционально ширине и количеству соответствующих фракций.

С указанных позиций можно дать следующую качественную характеристику нефти Ащисай (или мазуту этой нефти).

В нефти присутствует широкая фракция парафинов от С^ и выше (интервал окисления 310-340 °С) и еще более широкая масляная фракция (интервал окисления 340-430 °С) в заметном количестве, если судить по площади нисходящего плеча пика. Следовательно, данная нефть является нефтью нафтенового основания, обладает высоким масляным потенциалом и из нее могут быть получены средние и тяжелые масла с хорошим выходом. Судя по второму пику окисления, в нефти отсутствуют мягкие смолы, но присутствует в заметном количестве узкая афальтеновая фракция. Аналогичный анализ проведен для всех нефтей Южно-Торгайского прогиба (табл.2). Таблица 2.

Температуры испарения/окисления углеводородных фракций и их содержание

в нефтях Южно-Торгайского прогиба

Образец Бензин-лигроин Керосин-газойль Парафин Масло 1 Масло 2 Смола Асфальтен

Акшабулак

II-12,С Н.к -200 200-300 300-336 336-376 376-416 416-525 525-650

% мае 19 28 13 11 II 12 7

Кумкольская

П-'Г2,С Н.к -200 200-303 303-332 326-368 368-400 400-530 530-580

% мае 25 31 11 7 11 II 4

Арысь

Т1-Т2.С Н к -200 200-300 300-330 330-362 362-400 400-510 510-600

% мае. 40 26 6 7 8 10 3

Ащисай

Т1-Т2.С Н.к -200 220-306 306-334 334-363 363-405 405-520 520-580

% мае. 19 17 25 10 10 И 7

Блинов

Т1-Т2.С Н.к -200 200-297 297-332 332-368 368-405 405-543 543-585

% мае 26 29 12 9 7 13 4

Нуралы

Г1-'Г2,С Н.К.-200 200-297 297-327 327-368 368-545 522-609

% мае. 21 29 16 10 19 7

По термограммам определено процентное содержание соответствующих фракций исследованных нефтей.

Четвертая глава содержит результаты исследования деэмульгирующей эффективности разных марок деэмульгаторов при подготовке нефтей месторождений Арысь, Акшабулак, Ащисай Южно-Торгайского прогиба Казахстана. Удельный расход использованных деэмульгаторов составлял от 30-150 г/т нефти. Дозировка проводилась как товарной, так и в разбавленной формах. Выбор оптимальной марки деэмульгатора для конкретной водонефтяной эмульсии осуществляется по результатам лабораторных испытаний сравнительной эффективности ряда деэмульгаторов методом термохимического отстоя («бутылочный» тест).

Высокое содержание высокоплавких парафинов и церезинов в нефтяном сырье месторождений Южно-Торгайского прогиба и приводит к повышению агрегативной устойчивости водонефтяных эмульсий. Это обусловлено тем, что микрокристаллы парафинов вследствие избирательного смачивания фазами адсорбируются на межфазной границе со стороны нефтяной фазы, образуя защитный слой, который во времени увеличивает прочность.

Считается, что устойчивость образующихся эмульсий зависит не столько от концентрации эмульгаторов (асфапьтенов, смол и др.) в нефти, сколько от их коллоидного состояния, которое в свою очередь определяется содержанием в нефти парафиновых и ароматических углеводородов и наличием в них веществ, обладающих дефлокулирующим действием. Именно поэтому нефть месторождения Акшабулак, содержащая по данным, полученным методом ДТА, имеющая широкую фракцию асфальтенов, характеризуется повышенной устойчивостью эмульсий.

Для разрушения высокоустойчивой водонефтяной эмульсии месторождения Ащисай наиболее эффективны деэмульгаторы торговой марки ЯР (США) и ПТС (Софеэкс). Деэмульгатор ПТС-1 так же как 11Р-6334 разрушает эмульсию на 100 %, но уступает ему по скорости деэмульсации.

Предложен достаточно универсальный метод определения оптимального компонентного состава смесей на основе многократно экспериментально подтвержденной полиэкстремальной зависимости физико-химических параметров смесей от соотношения в них компонентов или концентрации добавок, т. е. неаддитивности ряда свойств смесей нефтяных систем. Любой из обнаруженных экстремумов указывает на потенциально оптимальное состояние сырьевой смеси.

Определение оптимального деэмульгирующего состава для нефтяного сырья месторождений Арысь и Акшабулак проводилось по экспресс-методике заключающегося в следующем. Выбираются в качестве базовых компонентов три ПАВ разной химической структуры и полярности с учетом возможных эффектов взаимодействия между ними. Затем проводится эксперимент согласно матрице плана (семь опытов), математическое моделирование зависимости между концентрациями компонентов (*/, х2, и уровнем деэмульгирующей активности (У), автоматизированная математическая обработка данных и графический анализ результатов по диаграмме «состав-свойство».

В качестве компонентов композиционного деэмульгатора были выбраны ПАВ российского производства с преобладанием свойств диспергирования, пленкообразования, солюбилизации. Это представители блоксополимеров на основе оксидов алкиленов разветвленной структуры соответственно (I) и (II) концентраций (jq), ( х2) и линейной структуры (III) концентраций - (х3). Различие структурного строения, ГЛБ, поверхностных и объемных свойств определяет широкий диапазон свойств деэмульгирующих композиций и возможность подстройки состава для наиболее эффективного разрушения стабилизирующего слоя исследуемых водонефтяных эмульсий.

Диаграммы «состав-свойство» отражают состав наиболее эффективных деэмульгирующих композиций. На рис. 5 представлена диаграмма «состав-свойство» для нефтяного сырья месторождения Арысь. Полного разрушения водонефтяной эмульсии не обеспечил ни один из деэмульгирующих составов, а наибольшей эффективностью - коэффициент деэмульсации 92 % (об.) - облада-

ет двухкомпонентный состав: 55% (мае.) разветвленного блоксополимера (I) и 45% (мае.) линейного блоксополимера (111).

На рис.6 изображена диаграмма «состав-свойство» для нефтяного сырья месторождения Акшабулак. Максимальный коэффициент деэмульсации - 64 % (об.) - достигается при применении двухкомпонентного состава: 40% (мае.) разветвленного блоксополимера (I) и 60% (мае.) линейного блоксополимера (111).

Оказалось, что смесь водонефтяных эмульсий двух месторождений в соотношении 1:1 (об.) при тех же параметрах деэмульсации и тех же деэмульги-рующих компонентах разрушается эффективнее, чем отдельные эмульсии (рис. 7). Коэффициент деэмульсации 100 % (об.) достигается при множестве двух- и трехкомпонентных составов, заключенных внутри области на диаграмме, примыкающей к грани (х?) - (х}). Можно применять как двухкомпонентные составы, включающие 70-50% (мае.) разветвленного блоксополимера (1) и 30-50% (мае ) линейного блоксополимера (III), так и трехкомпонентные составы путем добавления к указанным композициям до 35% (мае.) разветвленного блоксополимера (II).

В результате смешения разносортного нефтяного сырья происходит перераспределение химического состава, качественное изменение структуры и коллоидного состояния адсорбционно-сольватного стабилизирующего слоя смесевой водонефтяной эмульсии. Обнаруженный синергетический эффект взаимодействия нефтяного сырья месторождений Арысь и Акшабулак указывает на то, что при смешении происходит снижение прочности стабилизирующего слоя, которое приводит к увеличению коэффициента деэмульсации и улучшению обезвоживания и обессоливания смеси нефтяного сырья на терминале «Ай-дан-Мунай».

Далее были методом ДТА изучены температура выкипания капель воды в эмульсии. Для опытов были взяты сырые высокопарафинистые нефти месторождений Арысь, Акшабулак, Ащисай, Белый Тигр (Вьетнам) и высокосмолистая Кичикбельская (Таджикистан) нефть. На рис. 8, 9 представлены термограммы

Рис. 5. Диаграмма трехкомпонент-ной системы, иллюстрирующая область оптимального состава де-эмульгатора для промысловой эмульсии месторождения Арысь. Области, ограниченные кривыми 1 и гранями, примыкающими к ним -коэффициент деэмульсации 85 % (об.); 2 - коэффициент деэмульса-ции 80 % (об.)_

Рис. 6. Диаграмма трехкомпонентной системы, иллюстрирующая область оптимального состава деэмульгатора для промысловой эмульсии месторождения Акшабулак. Область, ограниченная кривой 1 и гранью - коэффициент деэмульсации 60 % (об.); области, ограниченные кривыми 2 и примыкающими гранями коэффициент деэмульсации 40 % (об.)_

Рис. 7. Диаграмма трехкомпонентной системы, иллюстрирующая область оптимального состава деэмульгатора для смеси промысловых эмульсий месторождений Арысь и Акшабулак в соотношении 1:1 (об.). Область между кривой 1 и гранью - коэффициент деэмульсации 100 % (об.); 2 - коэффициент деэмульсации 85 % (об.)

На рис. 8,9 представлены термограммы нефтей месторождения Ащисай.

Верхняя линия (1) на рис. 8,9 показывает изменение температуры образца во времени. Заданная скорость нагрева составляет 25 °С/мин, начиная от 20 иС. В области термических переходов на кривой нагревания имеются отклонения от линейного хода, представленные в увеличенном виде на нижней (разностной) кривой (2) в виде пиков.

На кривой нагревания термограммы скважины 29 месторождения Ащисай, как было показано (глава 3), что в процессе нагрева на первом этапе видна область плавления парафинов и температура конца плавления которых составляет 50 °С. Далее, начиная со 100 °С, выкипает водная фаза эмульсии. Основное количество воды в эмульсии выкипает до температуры 120 °С. Также на термограмме видна область кипения более связанной воды в температурном интервале 120-130 °С. На термограмме скважины 20 основная масса эмульсии выкипает до 125 иС, а далее видны скачкообразные пики, свидетельствующие о выкипании сильно диспергированных капель воды вплоть до температуры 140 °С.

51 103 155 207 225 312 364 416 468 530 5MU Ö42 695 730 Время, сек

Рис. 8. Термограмма высокопарафинистой нефти месторождения Ащисай скв. 29.

Время сек

Рис. 9. Термограмма высокопарафинистой нефти месторождения Ащисай скв. 20.

Таким образом, обнаружено присутствие высокодиспергированный воды в сырых нефтях, выкипающей в интервале 100-140 °С.

В пятой главе приведены результаты исследования оценки эффективности деэмульгаторов на промысловых эмульсиях нефтей месторождений Арысь и Акшабулак на терминале ТОО «Ай-дан-Мунай».

Оптимальным для обезвоживания и обессоливания нефтей месторождения Арысь является применение деэмульгатора марки Нефтенол Д при температуре 50 °С, удельном расходе 40 г/т и времени термоотстоя 2 часа. Остаточное содержание хлористых солей в нефтяном слое составило 20,2 мг/дм3. Про-мышленно применяемый деэмульгатор ЯР-6592 обеспечивает аналогичный уровень обессоливания.

Водонефтяная эмульсия месторождения Акшабулак разрушается значительно труднее: при температуре 60 °С, удельном расходе деэмульгатора Нефтенол Д 40 г/т и времени термоотстоя 7 часов. Содержание хлористых солей в нефтяном слое превышает требуемый уровень (> 900). Деэмульгатор Ш*-6592 действует аналогично.

При смешении нефтяного сырья обоих месторождений в равном об. соотношении наблюдается более эффективное обезвоживание и обессоливание, чем следовало бы ожидать, исходя из принципа адитивности.

Обезвоживание и обессоливание смеси нефтей месторождений Арысь и Акшабулак при температуре 50 °С, удельном расходе Нефтенол Д 40 г/т и времени термоотстоя 3 часа обеспечивает качество товарного продукта, соответствующее II группе (200 мг/дм3) хлористых солей.

Промышленный деэмульгатор ЯР-6592 обладает идентичной эффективностью. Учитывая то, что стоимость Нефтенол Д ниже, его применение целесообразно на терминале «Ай-дан-Мунай».

Применение композиции деэмульгаторов ЯР-6592 и Нефтенол Д в равном объемном соотношении не привело к существенному повышению эффективности обезвоживания и обессоливания смесевого нефтяного сырья месторождений Арысь и Акшабулак. Результаты отражены в акте лабораторных испытаний на терминале ТОО «Ай-дан-Мунай».

Основные выводы

1. По температурным зависимостям вязкости ряда нефтей Южно-Торгайского прогиба обнаружены фазовые переходы с выделением парафинов в температурном диапазоне 25-30 °С. Одновременно методом ДТА было обнаружено присутствие высокоплавких твердых углеводородов с температурой фазового перехода до 60 "С.

2. Методом дифференциального термического анализа получены количественные данные по групповому составу высокопарафинистых нефтей месторождений Арысь, Акшабулак, Ащисай Южно-Торгайского прогиба. Установлено влияние группового состава на устойчивость водонефтяных эмульсий парафинистых нефтей.

3. Установлено влияние дисперсности водной фазы на температуры кипения сырых нефтей. Для нефтей Южно-Торгайского прогиба водная фаза в

различающихся по дисперсности водонефтяных эмульсиях выкипает в интервале температур от 100 до 140°С.

4. Разработан способ повышения эффективности деэмульсации нефтей месторождений Арысь, Акшабулак и Ащисай, заключающийся в подборе оптимального соотношения при смешении эмульсий месторождений. С использованием методик ЗАО "Химеко-ГАНГ" показано, что смесь исходных нефтяных эмульсий в соотношении 1:1 месторождений Арысь и Акшабулак разрушается эффективнее, чем индивидуальные эмульсии. Определены области 100%-ной деэмульсации смесей на диаграммах «состав-свойство», что не наблюдается для индивидуальной эмульсии Акшабулак (максимальное значение коэффициента деэмульсации - 64%).

5. Предложен метод увеличения эффективности деэмульсации нефти месторождения Ащисай путем применения смесей деэмульгаторов (импортируемый дорогостоящий ЛР-6334 и реагент российского производства Неф-тенол) в массовом соотношении 2:1 при тех же параметрах деэмульсации (расход 150 г/т и температура +50 °С). Обнаружен синергетический эффект действия композиционного деэмульгатора, когда проявляется эффективность российского деэмульгатора, действие которого на отдельно взятых нефтях слабо выражено.

6. Испытания предложенных методов в промысловой лаборатории на узлах подготовки нефти терминала «Ай-дан-Мунай» подтвердили возрастание эффективности обезвоживания и обессоливания. Время обезвоживания смеси сокращается от 7 (эмульсия нефти Акшабулак) до трех часов.

Список опубликованных работ по теме диссертации

1. Сюняев Р.З. Оринбасаров К.О. Определение критической концентрации афегации и дипольных моментов смолисто-асфапьтеновых веществ в нефтяных системах методом временной диэлектрической спектроскопии//

Материалы 4-й иаучио-техн. конференции «Актуальные проблемы нефти и газа», Москва, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, секция 2,2001, с. 90.

2. Сафиева Р.З., Оринбасаров К О., Сюняев Р.З. Физикохимия нефтяных дисперсных систем в пластовых условиях // Тезисы докладов Научно-практической конференции VIII Международной выставки «Нефть, газ. Нефтехимия», Казань, сентябрь 2001, с. 117.

3. Кашаев P.C., Идиятулин З.Ш., Темников А.Н., Оринбасаров К.О., Сюняев Р.З., Пурэвсурэн С. Способ измерения влажности и газонасышенности нефтей // Материалы Всероссийской научно-практической конференции: «Разработка, производство и применение химических реагентов для нефтяной и газовой промышленности», РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина -Москва, - июнь 2002, с. 201.

4. Сюняев Р.З. Оринбасаров К.О. Исследование нефти при различных температурах и давлениях методом диэлектрической спектроскопии // Тезисы докл. IX Всероссийской конф. «Структура и динамика молекулярных систем», Йошкар-Ола, 2002

5. Syunyaev R.Z., Orinbasarov К.О. Dielectric phenomena in oil in wide temperature and pressure range // Proceedings of International Conference «Heavy Organic Depositions, HOD 2002» Mexico, November 17-21,2002.

6. Сарангэрэл Пурэвсурен, P.A. Газаева, К.О. Оринбасаров, Р.З. Сафиева. Принцип рационального смешения при деэмульсации сырых нефтей// Материалы 5-ой юбилейной международной конференции «Химия нефти и газа». Томск, - сентябрь 2003г. - с. 287.

7. Сюняев Р.З., Оринбасаров К.О. Влияние изменения давления и температуры на диэлектрические характеристики нефти Кумкольского месторождения// Тезисы докладов. 5-я научно-техническая конференция «Актуальные состояние и развития нефтегазового комплекса России». РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина - Москва, - январь 2003, с. 141.

8. Шишкин Ю.Л., Оринбасаров К.О. Исследование сырых нефтей методом сканирующей калориметрии// Тезисы докладов. Научной конференции

аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников вузов и научных организаций «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу». РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. - Москва, - март 2004, с. 39.

9. Сюняев Р.З., Оринбасаров К.О. Внутрикластерные дипольные переходы в агрегатах асфальтенов при высоких давлениях // Физико-химическая гидродинамика. Межвузовский научный сборник. Часть 2. - Уфа: РИО Баш-ГУ, 2004, с. 94-100.

Ю.Шишкин Ю.Л., Оринбасаров К.О., Сюняев Р.З. Анализ группового состава нефтяных дисперсных систем калориметрическим методом// Сборник статей XI всероссийской конференции «Структура и динамика молекулярных систем». - Яльчик. 2004, с. 58-61.

11.Оринбасаров К.О., Климова ЯЗ., Сафиева Р.З., Сюняев Р.З. Синергетиче-ские эффекты при смешении сырых нефтей // Материалы III международного симпозиума «Нефтяные дисперсные системы». - Москва, - декабрь 2004, с. 40-41.

Соискатель:

Оринбасаров К.О.

Подписано в печать Формат 60x90/16 Объем Тираж 100 _3аказ€00_

119991, Москва, Ленинский просп. ,65 Отдел оперативной полиграфии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

ч

I

119853

РНБ Русский фонд

2006-4

17126

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Оринбасаров, Куанышбек Оринбасарович

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР.

УСТОЙЧИВОСТЬ И ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ДЕЭМУЛЬСАЦИЮ

ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

1.1. Причины образования и устойчивость водонефтяных эмульсий

1.2. Влияние технологических процессов на образование эмульсии

1.3. Степень дисперсности водонефтяных эмульсий

1.4. Влияния солевого состава на дисперсность эмульсий

1.5. Механизм разрушения водонефтяных эмульсий

1.6. Исследования реологических свойств эмульсии

ГЛАВА 2. ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

2.1. Объекты исследования

2.2. Методы исследования

2.2.1. Термический анализ НДС

2.2.2. Определение эффективности деэмульгаторов водонефтяных эмульсий

2.2.3. Способ измерения влажности и газонасыщенности нефтей методом импульсного ЯМР

2.2.4. Методика подбора оптимального состава композиционного деэмульгатора конкретной водонефтяной эмульсии

2.2.5. Методика определения фракционного состава

2.2.6. Методика определения реологических характеристик

2.2.7. Методика определения структурно-группового состава нефти

2.2.8. Применение метода частотной диэлектрической спектроскопии для исследования свойств нефтяных систем в области высоких давлений

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ФАЗОВЫХ ПРЕВРАЩЕНИЙ КОМПОНЕНТОВ ВЫСОКОПАРАФИНИСТЫХ НЕФТЕЙ

3.1. Оценка физико-химических параметров Кумкольской нефти при различных температурах и давлениях

3.2. Тепловые эффекты плавления твердых углеводородов высокопарафинистых нефтей

3.3. Определение группового состава твердых углеводородов высокопарафинистых нефтей

ГЛАВА 4. ДЕЭМУЛЬСАЦИЯ ВЫСОКОПАРАФИНИСТЫХ НЕФТЕЙ ЮЖНО-ТОРГАЙСКОГО ПРОГИБА

4.1. Подбор условий деэмульсации водонефтяных эмульсий нефтей Южно-Торгайского прогиба

4.2. Рациональное смешение нефтяного сырья как прием повышения эффективности деэмульсации

4.3. Влияние смешения деэмульгаторов разных марок на процесс деэмульсации нефтяного сырья месторождения Ащисай

4.4. Исследование температур выкипания воды в водонефтяных эмульсиях методом термического анализа

ГЛАВА 5. Лабораторные испытания композиций деэмульгаторов на узлах подготовки нефти терминала «Ай-дан-Мунай»

ВЫВОДЫ

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности деэмульсации высокопарафинистых нефтей месторождений Южно-Торгайского прогиба"

Обводнение продуктивных пластов нефтяных месторождений вызывает серьезные осложнения при добыче, сборе и подготовке нефти, обусловленные образованием водонефтяных эмульсий. Однако наибольший рост энерго- и металлоемкости, обусловленные с необходимостью разрушения стойких эмульсий, имеет место в системах подготовки нефти.

Технологические операции по подготовке нефти к транспортировке в настоящее время нереализуемы без процесса деэмульсации нефтей химическими реагентами.

Интенсификация процессов подготовки высокопарафинистых нефтей может быть достигнута на основе принципов физико-химической механики, регулированием дисперсности эмульсий в нефти и размером сложных структурных единиц в нефтяных дисперсных системах. Осложнения при обезвоживании и обессоливании таких нефтей, как правило, возникают при наличии различных видов примесей, которые должны быть удалены эффективными методами. -Важным аспектом в подготовке подобных нефтей является подбор оптимального соотношения при смешении нефтей, поступающих на первичную подготовку нефти.

Вопросы повышения эффективной промысловой подготовки аномальных нефтей, в частности, при смешении высокопарафинистых застывающих, высоковязких и маловязких жидкостей в системах сбора и подготовки нефти до настоящего времени являются недостаточно изученными.

Следовательно, исследование физико-химических и реологических свойств смесей высокопарафинистых и высокозастывающих нефтей, научный поиск методов воздействия на свойства смесей, имеющих аномальные физико-химические свойства, разработка новых технологий, обеспечивающих экономичность их подготовки, и технических средств для осуществления этих технологий являются первостепенной задачей.

Обсуждая перспективы развития промысловой подготовки нефти целесообразно отдельно рассмотреть параметры качества углеводородного сырья, поступающего на переработку. Повышение требований к качеству подготавливаемой нефти и обеспечению надежности работы оборудования на всех стадиях процесса подготовки и, особенно, на конечных его этапах обезвоживания и обессоливания, влечет за собой необходимость применения на промыслах типично заводских технологий и агрегатов.

В настоящее время на небольших месторождениях, которые по экономическим или иным соображениям не могут быть связаны между собой транспортными трубопроводами, используют комплексную систему подготовки жидких углеводородов. Поэтому условия подготовки жидких углеводородов непосредственно на промыслах могут быть приравнены к заводским, несмотря на то, что углеводородное сырье, поступающие на первичную подготовку, как правило, имеет нестабильные характеристики.

Целью настоящего исследования является развитие методики разделения водонефтяной эмульсии регулированием дисперсности, изучения поверхностных явлений в процессах стабилизации и разрушения устойчивых эмульсий и путей снижение затрат на промысловую подготовку нефти на месторождениях Южно-Торгайского прогиба.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Оринбасаров, Куанышбек Оринбасарович

выводы

1. По температурным зависимостям вязкости ряда нефтей Южно-Торгайского прогиба обнаружены фазовые переходы с выделением парафинов в температурном диапазоне 25-30 °С. Одновременно методом ДТА было обнаружено присутствие высокоплавких твердых углеводородов с температурой фазового перехода до 60 °С.

2. Методом дифференциального термического анализа получены количественные данные по групповому составу высокопарафинистых нефтей месторождений Арысь, Акшабулак, Ащисай Южно-Торгайского прогиба. Установлено влияние группового состава на устойчивость водонефтяных эмульсий парафинистых нефтей.

3. Установлено влияние дисперсности водной фазы на температуры кипения сырых нефтей. Для нефтей Южно-Торгайского прогиба водная фаза в различающихся по дисперсности водонефтяных эмульсиях выкипает в интервале температур от 100 до 140°С.

4. Разработан способ повышения эффективности деэмульсации нефтей месторождений Арысь, Акшабулак и Ащисай, заключающийся в подборе оптимального соотношения при смешении эмульсий месторождений. С использованием методик ЗАО "Химеко-ГАНГ" показано, что смесь исходных нефтяных эмульсий в соотношении 1:1 месторождений Арысь и Акшабулак разрушается эффективнее, чем индивидуальные эмульсии. Определены области 100%-ной деэмульсации смесей на диаграммах «состав-свойство», что не наблюдается, для индивидуальной эмульсии Акшабулак (максимальное значение коэффициента деэмульсации - 64%).

5. Предложен метод увеличения эффективности деэмульсации нефти месторождения Ащисай путем применения смесей деэмульгаторов (импортируемый дорогостоящий КР-6334 и реагент российского производства Неф-тенол) в массовом соотношении 2:1 при тех же параметрах деэмульсации (расход 150 г/т и температура +50 °С). Обнаружен синергетический эффект действия композиционного деэмульгатора, когда проявляется эффективность российского деэмульгатора, действие которого на отдельно взятых нефтях слабо выражено.

6. Испытания предложенных методов в промысловой лаборатории на узлах подготовки нефти терминала «Ай-дан-Мунай» подтвердили возрастание эффективности обезвоживания и обессоливания. Время обезвоживания смеси сокращается от 7 (эмульсия нефти Акшабулак) до трех часов.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Оринбасаров, Куанышбек Оринбасарович, Москва

1. Позднышев Г.Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий. - М.: Недра, 1982. - 222 с.

2. Левин Ю.А., Телин А.Г., Сингизова В.Х. Повышение эффективности внутри-промыслового транспорта высоковязких водонефтяных эмульсий // Нефтепромысловое дело. 1999. - №8. - С. 38-41.

3. Смирнов Ю.С., Мелошенко Н.Т. Химическое деэмульгирование нефти как основа ее промысловой подготовки //Нефтяное хозяйство. 1989. - № 8. С. 4650.

4. Сорокин A.B., Смирнов В.А., Хавкин А.Я. Регулирование дисперсного состояние водонефтяной смеси при подготовке нефти // Геол., геофиз. и разраб. нефт. месторожд. 1997. - № 9. - С. 41-43.

5. Эмульсии. Под ред. Ф.Шермана. М.: Химия, 1972. 448 с.

6. Каспарянц К.С., Кузин В.И., Григорян Л.Г. Процессы и аппараты для объектов промысловой подготовки нефти и газа. М.: Недра, 1977. - 252 с.

7. Физико-химическая механика дисперсных структур. Сборник под ред. П.А. Ребиндера, М.: Наука, 1966.

8. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах. — М.: Недра, 1987.

9. Позднышев Г.Н., Петров A.A. Природные стабилизаторы и устойчивость нефтяных эмульсий. Труды «ТатНИПИнефть», вып. 9, Куйбышев, 1971, с. 214-223.

10. Петров A.A., Позднышев Г.Н. Коллоидные стабилизаторы нефтяных эмульсий.-Труды «Гипровостокнефть», вып. 13., Куйбышев, 1971, с. 3-8.

11. Завертайло М.М., Шалайкин А.Ф., Леонов Ю.Р. Промысловая подготовка высоковязкой нефти месторождения Каражанбас. Вопр. технол. и техн. добычи нефти терм, методами. - М., 1989, с. 38-41.

12. Антошкин A.C., Баш В.Я. Промысловая подготовка высоковязкой нефти месторождения Каражанбас. Научн. - произ. достиж. нефт. пром-сти; техн. и технол. добычи нефти. - 1989. - № 4. - С. 8-9.

13. Захарченко В.Н. Коллоидная химия. М.: Выс. школа, 1989. - 238 с.

14. Сукиасясн З.М., Иванов Г.И. Механизм образования природных эмульсий // Материалы 17 научн.-техн. конф. мол. ученых Салават, 1995., Салав. фил. уфим. гос. нефт. техн. ун-та. Салават, 1995. - С. 35-37.

15. Bhardwaj A., Hartland S. Dynamics of emulsification and demulsification of water in crude oil emulsion. Jnd. and eng. chem. res. 1994, № 5, P. 1271-1279.

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

17. Мс Lean Joseph D., Kilpatrick Peter К. Effect of asfaltene solvency on stability of water-in de oil emulsions. J. Colloid and Interface Sei. 1997, 189, № 2, P. 242253.

18. Левченко Д.Н., Бергштейн H.B., Худякова А.Д., Николаева H.M. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения. М.:Химия, 1967. - 200 с.

19. Позднышев Г.Н., Шмелев М.В. Разрушение стойких нефтяных эмульсий // Нефтяное хозяйство. 1997. -№ 2. - С. 51-54.

20. Хамидуллин Ф.Ф., Тронов В.П., Будников В.Ф. Глубокое обезвоживание высоковязкой нефти с повышенным содержанием механических примесей, добываемой термическими методами // Нефтяное хозяйство. 1991. - № 4.- С. 6-7.

21. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. —М.: Недра; 1979. -188 с.

22. Маринин Н.С. Разгазирование и предварительное обезвоживание нефти в системах сбора. М.: Недра, 1982.

23. Ширеев А.И., Тронов В.П., Исмагилов И.Х., Закиев Ф.А. Основные факторы, влияющие на повышение устойчивости эмульсий на поздней стадии разработки месторождений // Нефтяное хозяйство. 1998. - №12. - С. 20-21.

24. Мирошниченко Е.В., Лоскутова А.З. Состав и свойства буровых сточных вод и влияние их на параметры обезвоживания нефти. — Соверш. технол. добычи и подгот. нефти на месторожд. Зап. Сиири. Сиб. НИИ нефт. пром-сти. Тюмень, 1992, с. 49-55.

25. Хисамутдинов Н.И., Хасанов М.М., Ибрагимов Г.З. Влияние техногенных факторов на физико-гидродинамические характеристики и технологические процессы добычи нефти // Нефтепромысловое дело. 1997. - №12. - С. 2.

26. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. Казань: Таткнигоиздат,2000.-416 с.

27. Тронов В.П., Ширеев А.И., Исмагилов И.Х. Научно-технический прогресс в области подготовки нефтей на месторождениях Татарстана // Нефтяное хозяйство. 1994. - №7. - С. 62-64.

28. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов. Самара: Самарское кн. изд-во, 1996. - 440 с.

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

30. Космачева Т.Ф., Губайдуллин Ф.Р., Исмагилов И.Х., Сахабутдинов Р.З. Исследование возможности деэмульгаторов образовывать аномально устойчивые структуры// Нефтяное хозяйство. 2004. - №1. — С. 90-92.

31. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Прменение химических реагентов для интенсификация добычи нефти. Справочник. М.: Недра, 1991.-384 с.

32. Хисамутдинов Н.И., Тахаутдинов Ш.Ф., Телин А.Г. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ»,2001.- 183 с.

33. Тронов В.П., Пергушев Л.П., Исмагилов И.Х. Распределение деэмульгатора между нефтяной и водной фазами эмульсий // Нефть Татарстана. 1998. - №2. — С. 46-47.

34. Тронов В.П., Пергушев Л.П., Исмагилов И.Х. Исследования эффекта редис-пергирования в нефтяных эмульсиях, обработанных деэмульгатором // Нефтяное хозяйство. 1999. №10. - С. 43-45

35. Никитин Ю.М., Персиянцев М.Н., Редкин Н.И. Диагностика процесса предварительного обезвоживания нефти // Нефтяное хозяйство. — 1995. №8. - С.-34-38.

36. Хусаинов Р.Б., Беляков В.Л., Кондратьев H.A. Свиридов В.П. Современные методы и средства контроля дисперсного состава многофазных нефтяных систем. -М.: ВНИИОЭНГ, 1984.

37. Фигуровский H.A. Сидиментометрический анализ. М. - Л.: Изд-во АН СССР, 1948.-332 с.

38. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В.,. Николаева Н.М. Технология обессолива-ния нефтей на нефтеперерабатывающих предприятиях. М.: Химия. 1985. -167 с.

39. Nehal S. Ahmed, Amal М. Nassar, Nael.N.Zaki. Formation of fluid heavy oil-in-water emulsions for pipeline transportation // Fuel. 1999. - № 78 - P. 593-600.

40. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: Нефть и газ , 2003. - 816 с.

41. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. М.: Недра, 1991. 254 с.

42. Каплан Л.С. Особенности эксплуатации обводнившихся скважин погружными центробежными насосами. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. - 77 с.

43. Левич В.Г. Физико-химическая гидродинамика. М.: Гос.изд-во физ.-мат.лит., 1959. 699 с.

44. Мамедов A.M., Аббасов З.Я., Нагиев А.И. и др. Особенности эмульгирования водонефтяной смеси газом // РНТС ВНИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело. 1973.-№4.-С. 17-19.

45. Муравьев И.М., Ибрагимов Г.З. Влияние газовой фазы на образование во-донефтяных эмульсий // Нефть и газ. 1967. -№ 11. - С. 17-19.

46. Хамидуллин Р.Ф., Шибаева О.Н., Хамидуллин Ф.Ф., Шукуров К.К. Исследования свойств и состава высоковязких нефтей месторождений НГДУ «Тат-РИТЭКнефть» // Нефтяное хозяйство. 2003. №2. - С. 89-91.

47. Сухарев Г.М. Гидрогеология и воды нефтяных и газовых месторождений. -М.: Гостоптехиздат, 1959. - 260 с.

48. Кузяков О.Н. Исследование условий образования водоэмульсионного потока // Известия вузов. Нефть и газ. 2001. - №3. - С. 42-46.

49. Гужов А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. М.: Недра. -1973. -300 с.

50. Ергин Ю.В., Кострова Л.И., Кузнецова Н.В. Исследование влияния солевого состава пластовых вод и малых добавок неэлектролитов на дисперсность во до-нефтяных эмульсий // Вестник Башкирского университета. 2001. - №3. - С. 19-21.

51. Катаев P.C. Определение параметров дисперсного распределения водонеф-тяных эмульсий методом ближней ИК-спектроскопии. // Нефтепереработка и нефтехимия. 2000. - №6 - С. 30-35.

52. Мищенко К.П., Полторацкий Г.М. Вопросы термодинамики и строения водных и неводных растворов электролитов. JL: Химия, 1968. 328 с.

53. Крестов Г.А. Термодинамика ионных процессов в растворах. JL: Химия, 1984.-272 с.

54. Самойлов О.Я. Структура водных растворов электролитов и гидратация ионов. М.: Изд. АН СССР, 1957.

55. Samoilow O.Ya. In: Water and Aqueons Solutions / Ed. Hörne R.A. N-Y: I.Willey and Sons, Inc., 1972. P. 597 610.

56. Ергин Ю.В. Магнитные свойства и структура растворов электролитов. М.: Наука, 1983.

57. Бойко С.И., Мильштейн JI.M., Зиберг Г.К., Лиханова Л.Н. Разделение трехфазных смесей и эмульсий при сборе и переработке нефтяного газа (Обзор, ин-форм. серия «Техника и технология добычи нефти и обустр. нефт. месторождений). М., ВНИИОЭНГ, 1990.

58. Кабирова JI.A., Гречухина А.А, Дияров И.Н. Разработка композиционного состава реагента-деэмульгатора Реапона- 4/В // 12-я Междунар. конф. мол. ученых по химии и хим. техно л., Москва, 1998. Тез. докл., 4.3. М., 1998, с. 42-43.

59. Петров A.A., Позднышев Г.Н., Борисов С.И., Мансуров A.A. Природные стабилизаторы и устойчивость нефтяных эмульсий. Производственно-техн. сборник, вып. 91. М.: Транспорт, 1971.

60. Тудрий Г.А., Юдина Т.В., Тузова В.В., Варнавская O.A. Новый ассортимент деэмульгаторов водонефтяных эмульсий // Нефтепромысловое дело. — 1995. № 2-3. - С. 6-8.

61. Персиянцев М.Н., Гришагин A.B., Андреев В.В., Рябин А.Н. О влиянии свойств нефтей на качество сбрасываемой воды при предварительном обезвоживании продукции скважин // Нефтяное хозяйство. 1999. - № 3. - С. 47-49.

62. Ребиндер П.А., Поспелова К.А. Вступительная статья к книге Клейтона "Эмульсии", ИЛ, 1950. 679 с.

63. Jorge L.Grosso, Jorge E. Forero. Martha Parra, Raul Blandon. Influence of feed homogenization in crude production process. // Second international symposium on colloid chemistry in oil production ISCOP'97. Brazil. 1997. - P. - 47-53.

64. Чекалюк Э.Б., Филяс Ю.И. Водо-нефтяные растворы. Киев, - 1977. - 128 с.

65. Самойлович А.Г. Термодинамика и статистическая физика. М.: Гостехте-ориздат, - 1955. - 368 с.

66. Ахметкалиев Р.Б. Изучение коалесцентного фактора в механизме разделения водонефтяной эмульсии // Матер. 3 Междунард. конф. по химии нефти. Томск, 2-5 дек. 1997, Т. 2,-Томск, 1997, с. 172-175.

67. Хамидуллин Р.Ф., Шибаева О.Н., Хамидуллин Ф.Ф., Шукуров К.К. Исследования свойств и состава высоковязких нефтей месторождений НГДУ «Тат-РИТЭКнефть» // Нефтяное хозяйство. 2003. №2. - С. 89-91.

68. Аванесян В.Г. Реологические особенности эмульсионных систем. М.: Недра, 1980. - 116 с.

69. Губин В.Е., Губин В.В. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. М.: Недра, 1982. - 296 с.

70. Дытюк Л.Т. Исследования реологических свойств нефтей и эмульсий некоторых месторождений Пермской области // Применение ньютоновских систем в добыче нефти. -М.: ВНИИОЭНГ, 1970.-С. 61-72.

71. Реология. Под ред. Ф. Эйриха: Пер. с англ. М.: Иностр. лит., 1962. — 824 с.

72. Гараева Н.С., Дияшев Р.Н. Хамидуллин Р.Ф., Дияров И.Н. Исследование эмульсионных и реологических свойств нефти Иреляхского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2001. - №5.- С. 80-81.

73. Телин А.Г., Султанов С.З., Сингизова В.Х., Фоменко В.В., Кольчугин И.С. Регулирование вязкости водонефтяных эмульсий с использованием химических реагентов // Нефтепромысловое дело. 1995. - № 8. - С. 70-73.

74. Телин А.Г., Левин Ю.А., Кольчугин И.С., Сингизова В.Х. Применение химреагентов для регулирования вязкости эмульсий при добыче обводненной нефти // Матер. III Междунар. конф. по химии нефти. Томск, 1997. - Т.2, с. 50.

75. Рахматуллина Г.М., Шарафутдинова Ф.В., Зуева Т.А. Влияние реагента СНПХ — 7912 М на транспорт нефтяной эмульсии Узбекского месторождения // Нефтяное хозяйство. 1998. -№ 2. - С. 57-59.

76. Телин А.Г., Магалимов A.A., Сингизова В.Х., Левин Ю.А., Вахитов М.Ф. Применение химреагентов для повышения эффективности внутри промыслового транспорта водонефтяных эмульсий // Нефтепромысловое дело. 1999. - № З.-С. 50-55.

77. Эмульсии. Под ред. Ф.Шермана. М.: Химия, 1972. -448 с.

78. Левин Ю.А., Телин А.Г., Сингизова В.Х. Повышение эффективности внут-рипромыслового транспорта высоковязких водонефтяных эмульсий // Нефтеп-рмысловое дело. 1999. - №8. - С. 38-41.

79. Тронов В.П., Амерханов И.М., Тронов A.B., Ширеев А.И. Влияние растворенного в нефти газа на реологические свойства эмульсии // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. 1985. - №7. - С. 17-20.

80. Дунюшкин И.Н., Балепин А.А., Татукова Н.И., Егина С.А. Влияние температуры и обводненности на вязкость эмульсий // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. 1985. - №3; - С. 22-24.

81. Мирзаджанзаде А.Х., Ахметов И.М., Хасаев В.И. Технология и техника добычи нефти. М.: Недра, 1986. 382 с.

82. Девликамов В.В., Хабибуллин 3.A., Кабиров М.М. Аномальные нефти. М.: Недра, 1975.- 168 с.

83. Тронов В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. М.: Недра, 1970. 192 с.

84. Муку к К.В. Элементы гидравлики релаксирующих аномальных систем. Ташкент: ФАН, 1980.

85. Иктисанов В.А., Сахабутдинов К.Г. Реологические исследования парафини-стой нефти при различных температурах // Коллоидный журнал. — 1999. Т. 61. -№ 6.-С. 776-779.

86. Щукин Е.Д., Перцов А.В., Амелина Е.А. Коллоидная химия. М.: Изд-во Моск. ун-та, 1982.-348 с.

87. Фархутдинов Б.Р., Хваткова JT.K., Варнавская О.А., Лебедева Н.А. Исследования влияния вязкости деэмульгаторов марки СНПХ на вязкость водонефтя-ных эмульсий // Нефтяное хозяйство. 2001. - №10. - С. 87-89.

88. Сладовская О.Ю. Разработка реагентов для регулирования вязкости нефтей и нефтяных эмульсий: Дисс. канд. техн. наук.- Казань., 2003. 166 с.

89. Муравленко С.В., Артемьев В.Н., Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З., Те-лин A.F., Латыпов А.Р., Хисамутдинов А.И. Разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. Т. 3 : Сбор и подготовка промысловой продукции. - 148 с.

90. Y. L. Shishkin. Reaction kinetics calculated by the single-point method. A synthesis of the Borchardt-Daniels theory and the Kissinger theory of differential thermal analysis // Journal of thermal analysis. 1985. - Vol. 30. - P. 557 - 577.

91. Josep M. Perez. Oxidative properties of lubricant using thermal analysis // Ther-mochimica Acta. 2000. - Vol. 357-358. - P. 47-56.

92. Dachang Du, Seock-Sam Kim, Woo-Sik Moon, Song-Bo Jin, Wan-Seop Kwon. Oxidation performance of oils containing ZnDTC, ZnDDP and their mixture after oxidation test by PDSC // Thermochimica Acta. 2003. - Vol. 407. - P. 17-23.

93. Катаев P.С., Дияров И.Н. Импульсная спектроскопия ЯМР структурно-динамического анализа нефтяных дисперсных систем. Казань. - 2002. - 109 с.

94. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. М.: Химия. -2001. - 568 с.

95. Мановян А.К., Хачатурова Д.А., Лозин В.В. Лабораторная перегонка и ректификация нефтяных смесей. М.: Химия. - 1984. - 240 с.

96. Сюняев З.И. Физико-химическая механика нефтей и основы интенсификации процессов их переработки. М.: МИНХиГП им. И.М.Губкина. - 1979. -93 с.

97. Сюняев Р.З. Иерархия макромолекулярной организации и физико-химические свойства олеодисперсных (нефтяных) систем: Дис. . докт. физ.-мат. наук. Москва. 1999. 398 с.

98. Forsman Н., Andersson P., Backstrom G. Dielectric Relaxation of Glycerol and n-Propyl Alcohol at High Pressure.- J, Chem. Faraday Trans., 1986, v.82, n.2, p.857-868

99. Сажин Б.И, Лобанов A.M., Эйдельнант М.П., Койков С.Н., Романовская О.С. Электрические свойства полимеров. Л.: Химия. - 1970. - 376 с.

100. Нестеров А.Н. Фазовые равновесия и обратимые переходы в нефтяных остатках: Дис. канд. . хим. наук. М.:МИНХ и ГП им. И.М. Губкина. 1987. - 174 с.

101. У гай Я. А. Введение в химию полупроводников, 2-е изд. перераб. и доп., М.: Химия. 1975.-340 с.

102. Сканави Г.И: Физика диэлектриков. Москва-Ленинград, ГИТТЛ. — 1949. -500 с.

103. Поплавко Ю.М., Физика диэлектриков. Киев.: Вища школа. - 1980. - 400

104. Френкель Я.И. Кинетическая теория жидкостей. M.-JL, изд. АН СССР. — 1945.-424 с.

105. Ратов А.Н., Ашмян К.Д., Немировская Г.Б., Емельянова A.C., Дитятьева J1.H. Особенности структурообразования в высоковязких парафинистых нефтях // Химия и технология топлив и масел. 1995. - №1. - С. 22-24.

106. Китайгородский А.И. Молекулярные кристаллы. М.: Наука, 1971. 427 с.

107. Гришин А.П., Ребидер П.А., Александрова Э.А., Маркина З.Н. О кристаллизации, структурном застывании и гистерезисе в растворах парафина с добавками поверхностно-активных веществ. ДАН СССР, 1970. Т. 194. №4. С. 850853.

108. Гришин А.П. Исследование растворимости и фазовых состояний углеводородных систем. Автореферат диссертации доктора химических наук. М.: ГУ, 1968. 51 с.

109. Казакова Л.П., Крейн С.Э. Физико-химические основы производства нефтяных масел. М.: Химия, 1978. 319 с.

110. Дегтярев В.Н. Смешение парафинистых нефтей. Серия «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». М.:ВНИИОЭНГ, 1972. 76 с.

111. Сергиенко С.Р. Высокомолекулярные соединения нефти. М.: Химия, 1964. 539 с.

112. Селиверстов М.Н., Сидоренко А.П., Панова Г.Н. ХТТМ, 1986, № 10, С. 37-38.

113. Климова JI.3., Калинина Э.В., Гаевой Е.Г., Силин М.А., Кошелев В.Н. Принцип подбора оптимального состава высокоэффективного деэмульгатора водонефтяных эмульсий. Нефтехимия, 1999, т.39, № 3, -226-233 с.

114. Кошелев В.Н, Климова JI.3, Стариков В.В., Низова С.А. Новые деэмуль-гаторы для процессов подготовки нефти. // Химия и технология топлив и масел. -2000, -№3,25-27 с.

115. Климова JI.3. Получение, исследование свойств и применение новых де-эмульгаторов водонефтяных эмульсий: Дисс. канд. техн. наук.- Москва., 2002. 169 с.

116. Сюняев З.И., Сюняев Р.З., Сафиева Р.З. Нефтяные дисперсные системы. М., Химия, 1990.-224 с.

117. Климова Л.З., Калинина Э.В., Гаевой Е.Г., Силин М.А., Кошелев В.Н. Принцип подбора оптимального состава высокоэффективного деэмульгатора водонефтяных эмульсий. // Нефтехимия, 1999, т.39, № 3, -226-233 с.

118. Шишкин ЮЛ., Пурэвсурэн С., Сафиева Р.З. Термический анализ нефтяных дисперсных систем. Тезисы докладов 5-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». Москва. - 2003. - С. 85.

119. Сарангэрел П. Экспресс-метод анализа свойств нефтей и нефтяных фракций при их переработке: Дис. . канд. техн.- наук. Москва., 2003. 177 с.

120. УТВЕРЖДАЮ» тДийрктор терминаладои> 31. Ц-- „ 10541. Лд™ Офсршйяиязек^менгов У„е>5> ч1. ЛЙ-ДАП МУИЛ1,