Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Прогнозирование технологических показателей промысловой подготовки нефти группы месторождений ООО "РН-Северная нефть"

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Прогнозирование технологических показателей промысловой подготовки нефти группы месторождений ООО "РН-Северная нефть""

лиси

УДК 622 276 8 Л

Ермаков Сергей Алексеевич

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ ГРУППЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ООО «РН - СЕВЕРНАЯ НЕФТЬ»

Специальность 25 00 17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Ухта 2007

003069639

Работа выполнена в Ухтинском государственном техническом университете

Научный руководитель доктор технических наук профессор

Литвиненко Владимир Иванович

Научный консультант

Официальные оппоненты

кандидат технических наук доцент Мордвинов Александр Антонович

доктор химических наук профессор Крупенский Владимир Ильич

Ведущая организация

кандидат технических наук Волков Андрей Николаевич

ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов»

Защита состоится 18 мая 2007 года в 10 часов на заседании диссертационного совета Д212 291 01 при Ухтинском государственном техническом университете по адресу 169300, Республика Коми, г Ухта, ул Первомайская, 13

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Ухтинского государственного технического университета

Автореферат разослан 17 апреля 2007 г

Ученый секретарь диссертационного совета,

кандидат технических наук НМ ^ляшева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Как известно, качество товарной нефти напрямую зависит от работы установок подготовки нефти (УПН), эффективность функционирования которых обусловлена различными факторами Среди них наиболее значимым является устойчивость нефтяных эмульсий, определяемая концентрацией и составом природных эмульгаторов

В течение срока разработки месторождений количество и состав получаемой из скважин продукции постоянно изменяется, соответственно меняется и содержание природных эмульгаторов, обусловливающее степень трудоемкости процесса подготовки Если на УПН поступает смесь нефтей с различных месторождений неоднородных по своим физико-химическим характеристикам, тогда достижение продукцией товарной кондиции еще более усложняется

Изменения в составе продукции естественно сказываются на технологических показателях работы УПН удельном расходе реагента-деэмульгатора, температурном режиме и времени подготовки нефти В связи с этим возникает необходимость прогноза технологических показателей подготовки нефти в зависимости от изменения содержания природных эмульгаторов

Цель работы. Повышение эффективности управления подготовкой нефти путем прогнозирования технологических показателей подготовки нефти группы месторождений ООО «РН - Северная нефть»

Основные задачи исследования. Для достижения поставленной цели сформулированы следующие основные задачи исследования

- обобщение имеющихся сведений об устойчивости водонефтяных эмульсий (ВНЭ) и влиянии деэмульгаторов на процесс их разрушения,

- оценка влияния природных эмульгаторов на устойчивость ВНЭ,

- прогноз изменения содержания природных эмульгаторов в смесях нефтей, поступающих с месторождений ООО «РН - Северная нефть»,

- лабораторные исследования влияния природных эмульгаторов на устойчивость ВНЭ для месторождений ООО «РН - Северная нефть»,

3

- разработка математической модели для прогнозирования удельного расхода деэмульгатора в зависимости от изменения факторов, влияющих на подготовку нефти,

- выявление зависимости между концентрацией природных эмульгаторов и свойствами нефти для месторождений ООО «РН - Северная нефть»,

- разработка технического решения для повышения эффективности и надежности работы УПН «Баган» ООО «РН - Северная нефть»,

- разработка методики регулирования удельного расхода деэмульгатора на УПН «Баган» в зависимости от содержания природных эмульгаторов в смеси нефтей, поступающих с месторождений ООО «РН - Северная нефть»

Научная новизна работы. Впервые

- создана математическая модель, позволяющая оценить качество подготовки нефти,

- выполнен прогноз удельного расхода деэмульгатора на УПН «Баган» с учетом показателей разработки месторождений ООО «РН — Северная нефть»,

- разработаны методические приемы прогнозирования и регулирования удельного расхода деэмульгатора, направленные на повышение эффективности управления подготовкой нефти ООО «РН - Северная нефть»,

- установлена связь между плотностью смеси нефтей и содержанием в нефти асфальтенов для месторождений ООО «РН - Северная нефть»,

- разработана методика, регулирования удельного расхода деэмульгатора в зависимости от изменения плотности нефтяной смеси, поступающей на УПН «Баган»

Защищаемые положения.

1 Результаты исследований, отражающие влияние изменения содержания асфальтенов на устойчивость ВНЭ для месторождений ООО «РН - Северная нефть»

2 Математическая модель, позволяющая определить удельный расход деэмульгатора Г)МО 86520 в зависимости от времени подготовки, содержания асфальтенов и качества подготовки нефти

3 Выявленная зависимость между плотностью смеси нефтей месторождений ООО «РН - Северная нефть» и содержанием в смеси асфапьтенов

4 Методика регулирования удельного расхода деэмульгатора в зависимо-

| I

сти от изменения плотности смеси нефтей, поступающей на УПН «Баган»

Практическая ценность и реализация работы.

Использование модели определения удельного расхода деэмульгатора О МО 86520 для подготовки нефти на УПН «Баган» позволило

- выполнить прогноз удельного расхода деэмульгатора на 2007 - 2011 гг ,

- разработать техническое предложение, направленное на повышение эффективности и надежности работы УПН

Выявленная зависимость между плотностью смеси нефтей месторожде-

!

ний ООО «РН - Северная нефть» и содержанием в ней асфальтенов обеспечивает оперативное определение удельного расхода деэмульгатора в условиях промысла

Установлены методические принципы прогнозирования и регулирования удельного расхода деэмульгатора на УПН «Баган», которые учитывают возможность перехода УПН на новый деэмульгатор

Разработана методика регулирования удельного расхода деэмульгатора в зависимости от изменения плотности смеси нефтей, поступающей на УПН «Баган»

Основные результаты работы приняты к использованию компанией ООО «РН — Северная нефть»

Апробация работы Основные результаты работы докладывались

- на заседаниях кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений и подземной гидромеханики Ухтинского государственного технического университета (2003 - 2007 гг ),

- на международной молодежной научной конференций «Севергеоэко-тех - 2004» (Ухта, 2004 г ) и «Севергеоэкотех - 2007» (Ухта, 2007 г ),

- на 11-ой научно-технической конференции мотодых специалистов ООО «РН - Северная нефть» (Усинск, 2007 г ),

- на межрегиональной научно-практической конференции «Актуальные проблемы геологии и разработки месторождений углеводородов» (Ухта, 2007 г )

Публикации. По теме диссертационных исследований опубликовано 4 работы, в том числе 1 статья в материалах конференции и 3 статьи в журналах

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, трех разделов, основных выводов, списка литературы из 151 наименования и приложений Материал изложен на 143 страницах, содержит 30 таблиц, 40 рисунков

Благодарности. Автор искренне благодарит кандидата технических наук доцента А А Мордвинова за неоценимую помощь и поддержку в ходе выполнения диссертационной работы, начальника управления эксплуатации трубопроводов ООО «РН - Северная нефть» В Д Светлакова за практические советы и постоянное внимание к работе

Автор с благодарностью хранит светлую память о первом научном наставнике докторе технических наук профессоре В И Литвиненко

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность работы Сформулированы основные задачи и цель проводимых исследований

В первом разделе дается краткий обзор существующих на сегодняшний день теорий образования нефтяных эмульсий Приводится их классификация в соответствии с типом дисперсной фазы и дисперсионной среды, концентрацией дисперсной фазы в дисперсионной среде и степенью ее дисперсности Рассматриваются основные физико-химические свойства нефтяных эмульсий, особое внимание уделено их устойчивости

Показан состав защитных слоев, обеспечивающих устойчивость нефтяных эмульсий В Г Беньковским, А Г Гобжилой, М 3 Мавлютовой, Г Н Позд-нышевым, Н Н Серб-Сербиной, А М Смирновой, Б П Тонкошуровым и др выявлены следующие их компоненты асфальтены, смолы, соли нафтеновых

кислот и тяжелых металлов, микрокристаллы парафина и твердые частицы минеральных и углистых суспензий с поверхностью, модифицированной полярными компонентами нефти, порфирины и их окислы, содержащие тяжелые металлы, и т п

Приводится классификация деэмульгаторов, а также некоторые их свойства растворимость, деэмульсационная способность, поверхностная активность Анализируются теории, объясняющие механизм действия деэмульгаторов на разрушение нефтяных эмульсий Рассмотрены основные методы разрушения нефтяных эмульсий внутритрубная деэмульсация, гравитационное разделение, центрифугирование, фильтрация, термохимическое воздействие, электродегидрирование

Второй раздел посвящен вопросу влияния природных эмульгаторов на устойчивость эмульсий Приведены сведения о составе бронирующих оболочек водонефтяных эмульсий различных месторождений Рассмотрено влияние температуры на удельные расходы деэмульгатора при подготовке смеси нефтей, стабилизированной преимущественно парафинами и асфальтенами Сделано заключение о том, что парафиновые стабилизаторы существенно влияют на устойчивость ВНЭ при условии, что температура ВНЭ не превышает температуры плавления парафинов Нагревание ВНЭ способствует растворению микрокристаллов парафинов, что приводит к снижению эмульгирующих свойств нефтей Указан состав и краткое описание некоторых свойств природных эмульгаторов асфальтенов, смол и парафинов Приведено доказательство того, что парафин в чистом виде не способен эмульгировать воду (см таблицу 1) В таблице 1 показано, что добавление к парафину смол и асфальтенов, значительно меняет его эмульгирующую способность Это объясняется тем, что кристаллы парафина, адсорбируя асфальто-смолистые вещества на своей поверхности, образуют своеобразные комплексы Из таблицы 1 видно, что наибольшую стабильность ВНЭ придают асфадьтены

* Хабибуллина Р К Исследование эмульсий и разработка усовершенствованной схемы и оптимальных параметров промысловой подготовки нефтей ЧИ АССР Дисс канд техн наук - Грозный, 1974 - 182с

Показано, что степень дисперсности асфальтенов в промысловых условиях ниже, чем в дегазированной нефти, поэтому в промысловых условиях ВНЭ наименее устойчива Рассмотрен вопрос старения ВНЭ

Таблица 1 - Эмульгирующая способность природных стабилизаторов

Массовая доля в растворе, % Объемная доля выделившейся воды (%) за 1 час при температуре

парафина смол асфальтенов 20°С 40°С 60°С

5 - - 100 - -

10 - - 100 - -

20 - - 100 - -

- 2 - 0 0 90

- 5 - 0 0 60

- 10 - 0 0 70

10 2 - 0 0 60

10 5 - 0 0 25

10 10 - 0 0 25

- - 1,0 0 0 33

- - 1,5 0 0 20

- - 2,0 0 0 20

10 - 1,0 0 0 20

10 - 1,5 0 0 0

10 - 2,0 0 0 0

10 5 1,0 0 0 20

10 10 1,0 0 0 10

10 15 1,0 0 0 10

Роль асфальтенов как основных стабилизаторов отмечалась многими исследователями В 1948 г Лоренс и Келлнер пришли к выводу о том, что ас-фалътены стабилизируют водонефтяные эмульсии Нефти, подвергнутые деас-фальтизации, не способны к образованию стойких эмульсий К аналогичному заключению пришли Бартел и Недерхаузер Детальное исследование природы стабильности ВНЭ некоторых месторождений было проведено А А Петровым Для большинства месторождений, по мнению исследователя, асфальтены служат основными стабилизаторами ВНЭ среди высокомолекулярных компонентов нефти Берридж, Тью и Лористон-Кларк, изучая стабильность ВНЭ, образованных нефтями различных месторождений мира, пришли к выводу, что существует зависимость между устойчивостью ВНЭ и содержанием асфальтенов Это утверждение впоследствии было подтверждено экспериментально X Ф Гани

В третьем разделе приведен анализ технологической схемы и параметров работы УПН «Баган» Сделан прогноз изменения содержания природных эмульгаторов (асфальтенов и парафинов) в смеси нефтей, поступающей на УПН «Баган» Результат прогноза получен путем анализа физико-химических свойств (см таблицу 2) и запланированных объемов добычи нефти каждого из разрабатываемых месторождений

Таблица 2 - Характеристика нефтей месторождений ООО «РН - Северная

нефть»

Наименование месторождения Плотность нефти, г/см3 Массовая доля, %

асфальтены парафины

Баганское 0,852 1,6 3,3

Сев Баганское 0,856 1,7 4,0

Южн Баганское 0,890 5,9 4,0

Салюкинское 0,886 6,2 3,5

Веякоиюрское 0,840 0,7 3,7

Сандивейское 0,864 2Д 3,8

Макарихинское 0,917 9,4 2,5

Черпаюское 0,867 2,3 10,8

Хасырейское 0,869 3,2 9,4

Нядейюское 0,862 3,5 9,7

Проведенный анализ показал (см рисунок 1), что содержание асфальте-новых эмульгаторов в 2007-2011 гг будет увеличиваться, а парафиновых незначительно уменьшаться

В результате анализа данных, представленных в работе Р К Хабибулли-ной, получена линейная зависимость между концентрацией и общей величиной адсорбции асфальтенов

Сделан вывод о том, что для нефтей различных месторождений существует зависимость между устойчивостью ВНЭ и содержанием асфальтенов в нефти

Анализ данных института БашНИПИнефть по подбору эффективных де-эмульгаторов для ряда ВНЭ позволил выявить зависимость между содержанием асфальтенов в нефти и дозой деэмульгатора (таблицы 3, 4, рисунки 2, 3)

Установлено, что рост содержания асфальтенов в смеси нефтей приведет к увеличению удельного расхода деэмульгатора

Рисунок 1 — Фактическая (1) и прогнозная (2) динамика содержания асфапьтеновых (а) и парафиновых (б) эмульгаторов в смеси нефтей, подготавливаемых на УПН «Баган»

Таблица 3 - Влияние расхода деэмульгатора реапон 4-в на эффективность обезвоживания

Наименование месторождения Массовая доля, % Обводненность, % Доза деэмульгатора Котачество выделенной воды, %

асфаль-тены парафины для эмульсии, г/м3 для нефти, г/т

Сергеевское (турией) 3 22 4 59 50 20 45 55

50 40 90 87

50 60 135 96

50 80 180 100

Шингак-Куль 5 6 1 8 80 10 56 55

ВО 30 169 95

80 50 281 99

БпЯБаШСКОС 8 1 1 2 80 60 337 25

80 80 449 32

80 100 562 34

80 120 674 47

Рисунок 2 — Изотермы термохимического обезвоживания ВНЭ (время отстоя -2 часа, температура 60°С) Нефти месторождений 1 - Сергеевское (турней), 2 - Шингак-Кульское, 3 - Биявашское

Таблица 4 - Влияние расхода деэмульгатора прогалит ОМ 20/40 на _ эффективность обезвоживания__

Наименование месторождения Массовая доля, % Обводненность, % Доза деэмульгатора Количество выделенной воды, %

асфальте! 1ы парафины для эмульсии, г/м3 для нефти, г/т

Сергеевское (турней) 331 2 63 34 10 17 47

34 30 51 83

34 50 85 100

Сергеевское (девон) 4 06 3 01 46 20 42 63

46 40 83 94

46 60 125 99

46 80 166 100

Туимазинское (угленосное) 5 07 1 42 72 20 80 58

72 40 161 92

72 60 241 98

72 80 321 100

0 50 100 150 200 250 300 350 Доза деэмульгатора, г/т Массовая доля асфальтеков, % —»-1-3,31 -»-2-4,06 -±—3-5,07

Рисунок 3 - Изотермы термохимического обезвоживания ВНЭ (время отстоя -2 часа, температура 60°С) Нефти месторождений 1 - Сергеевское (турней), 2 - Сергеевское (девон), 3 - Туймазинское (угленосное)

Для изучения влияния содержания асфальтенов на удельный расход де-эмульгатора DMO 86520 автором были проведены серии лабораторных опытов на нефтях месторождений ООО «РН - Северная нефть», в ходе которых изменялись температура нагрева ВНЭ, количество асфальтенов в смеси нефтей, удельный расход деэмульгатора, время отстаивания ВНЭ Исследования проводились в равных условиях и состояли из следующих этапов Первый этап заключался в отборе четырех проб водонефтяных эмульсий (таблица 5) Выбор был сделан в пользу образцов смеси Хасырейского и Нядейюского месторождений, которые обеспечивают основной объем добываемой нефти компании, а также водонефтяных эмульсий Салюкинского и Макарихинского месторождений, увеличение темпов разработки которых в 2007 - 2011 гг приведет к росту асфальтенов в общем объеме продукции Также учитывался широкий диапазон содержания в отобранных пробах основных природных стабилизаторов - асфальтенов (см таблицу 5) На втором этапе производилось определение содержания асфальтенов, парафинов, механических примесей и обводненности по каждой отобранной пробе На третьем этапе осуществлялось моделирование ВНЭ для получения смесей нефтей с разным содержанием асфальтенов На четвертом этапе полученные ВНЭ «омолаживали» и замешивали Пятый, завершающий, этап заключался в термохимическом отстое ВНЭ при температурах 40 и 60°С с применением деэмульгатора DMO 86520 (Baker Hughes, Великобритания)

Результаты проведенных опытов представлены на графиках (рисунки

4-11)

Таблица 5 - Характеристика проб для экспериментов

Проба Обводненность, % Меч примеси, мг/дмЗ Массовая дога, %

асфальтены парафины

На вход в УПН «Баган» 20,1 27 28 7,9

Смеси Хасырейского и Нядейюского месторождений 21,7 41 3,3 10,2

Сапекинского месторождения 25 8 36 6 26 3,5

Макарихинского месторождение 23,1 54 94 25

На рисунках 4-7 видно, что изотермы термохимического обезвоживания по отношению к содержанию асфальтенов расположились в хаотичном поряд-

ке Такая картина объясняется разным содержанием парафина, который при температуре ниже температуры плавления, оказывает существенное влияние на устойчивость ВНЭ Поэтому оценить влияние асфальтенов при температуре 40°С не представляется возможным

На рисунках 8-11 прослеживается четкая зависимость между содержанием в водонефтяной смеси асфальтенов и количеством выделившейся воды Температура, выбранная для проведения этой части исследований, соответствовала температуре, при которой осуществляется подготовка нефти на УПН «Баган»

Рисунок 4 - Изотермы термохимического обезвоживания Температура проведения опыта 40°С, дозировка деэмульгатора 40 г/т

Рисунок 5 - Изотермы термохимического обезвоживания Температура проведения опыта 40°С, дозировка деэмульгатора 60 г/т

Массовая доля асфальтенов, %

-2,8 -4,825

60 90

Время, мин

-3,3 —±—4,04 -5,52 —о—6,26

-4,45 -6,35

4,78 9,4

Рисунок 6 - Изотермы термохимического обезвоживания Температура проведения опыта 40°С, дозировка деэмульгатора 80 г/т

Массовая доля асфальтенов, %

-2,8 -4,825

60 90

Время, мин

-3,3 —А—4,04

-5,52 -о-6,26

-4,45 -6,35

-4,78 -9,4

Рисунок 7 - Изотермы термохимического обезвоживания Температура проведения опыта 40°С, дозировка деэмульгатора 100 г/т

100 0 £ 80 0 н -

I «Г 60 0

к Ц

О О 40 0

б 20 0

Массовая доля I асфальтенов, %

60 90

Время,мин

"2,8 -4,825

-3,3 -5,52

-4,04 -6,26

-4,45 -6 35

-4,78 -9,4

Рисунок 8 - Изотермы термохимического обезвоживания Температура проведения опыта 60°С, дозировка деэмульгатора 40 г/т

00 о

Массовая доля асфальтенов, %

-2,8 -4,825

60 90

Время, мин

-3,3 —±—4,04 -5,52 -о-6,26

-4,45 -6,35

4,78 9,4

Рисунок 9 - Изотермы термохимического обезвоживания Температура проведения опыта 60°С, дозировка деэмульгатора 60 г/т

Массовая доля асфальтенов, %

-2,8 -4,825

60 90

Время, мин

-3,3 -А- 4,04

-5,52 —о—6,26

120

1501

«-4,45 4,78 ]

_____________ __________-6^35 ]

Рисунок 10 - Изотермы термохимического обезвоживания Температура проведения опыта 60°С, дозировка деэмульгатора 80 г/т

I 100 0 {—-I« '

к 80 0 |— ' га гй 1

I -Г 600 ,—

юга К с£

I | § 400 1--

¡6 20 0 | -

I !

| 00 -

о

Массовая доля ; асфальтенов, %

-2,8 -4,825

60 90

Время, мин

3,3 —л—4,04

5,52 -о—6,26

120

-4,45 -6,35

150

-4,78 -9,4

Рисунок 11 - Изотермы термохимического обезвоживания Температура проведения опыта 60°С, дозировка деэмульгатора 100 г/т

На основании результатов исследований для температуры 60°С было выполнено математическое моделирование с использованием метода группового учета аргументов (МГУА) Использованный алгоритм МГУА позволил получить следующую математическую модель

( 1

2

IV = 100

2,877585 — + 3,35303 10~5 1^+1,60878 Ю"3 ГА

-9^75263 10"3 А2 -60,11902 ~ - 2,04833 10~8

,0)

Г Аг

1 А2

-353,36549 —1г + 2596,84620 —.- + 0,61324 £) Г X)

где А - массовая доля асфалътенов в смеси нефтей, %,

Б - количество дозируемого деэмульгатора на тонну чистой нефти, г/т,

I - время отстаивания водонефтяной эмульсии, минуты,

V/ - объемная доля выделившейся воды, %,

Полученная модель имеет достаточную сходимость, о чем свидетельствует коэффициент корреляции, равный 0,882

Подставив в модель реальные показатели подготовки нефти на УПН «Ба-ган» время отстоя (63 минуты), обводненность ВНЭ, поступающей на УПН, (7 %), остаточная обводненность на выходе из отстойников ОГ-200 (0,1%), получили, что деэмульгатор необходимо дозировать с расходом 78,7 г/т Это на

I

21,1 % превышает фактически установленный расход (65 г/т) Такое расхождение полученного результата с промысловым обусловлено следующими причинами

- более равномерное распределение деэмульгатора в условиях УПН,

- в лабораторных условиях степень дисперсности асфальтенов, а значит и устойчивость ВНЭ, выше за счет испарения легких углеводородных фракций

С целью подтверждения полученного результата было выполнено несколько расчетов для установки предварительного сброса воды на ДНС «Хасы-рейская» с использованием данной модели Результаты расчетов имеют одинаковое расхождение с погрешностью 3% относительно результатов, полученных для УПН «Баган» На основании этого в модель (1) ввели коэффициент приве-

дения, равный 0,826, который позволил использовать модель для определения удельного расхода деэмульгатора БМО 86520 в зависимости от времени подготовки нефти, содержания асфальтенов в смеси нефтей и качества подготовки нефти на УПН «Баган» Модель (1) приняла следующий вид 1

Г = 100

2,877585 -^-+4,914477 10"5 В1 +1,60878 10

А*

-5 Г

1

-9,75263 10~3 А - 60,11902 ^-3,002201 10

Г

-в /2 I?2

А1

-241,09279 --, +1774,340767 О2

I2 О2

+ 0,61324

(2)

На основании уравнения (2) было выполнено прогнозирование удельного расхода деэмульгатора для УПН «Баган» на период с 2007 по 2011 годы При этом учитывались данные прогноза содержания асфальтенов (см рисунок 1), а также заданные значения времени отстоя и остаточной обводненности товарной нефти Полученные результаты показали увеличение дозы деэмульгатора на 40,6% с 65 до 91,4 г/т (рисунок 12, таблица 6)

33 35 37

Массовая доля асфальтенов, %

Рисунок 12

Таблица 6 - Результаты расчета расхода деэмульгатора от содержания

Зависимость удельного расхода деэмульгатора от содержания асфальтенов

Годы Массовая дотя асфальтенов, % Удельный расход деэмулы атора, %

2006 2 96 65,0 (факт)

2007 2,99 66,1

2008 3 26 74,8

2009 3,60 83,0

2010 3,91 89,0

2011 4,05 91,4

Выявлена корреляционная зависимость (рисунок 13) Л = 119,19 р™ -100,07, (3)

где р^0 - плотность смеси нефтей, г/см3 при температуре 20°С

Рисунок 13 - Влияние изменения содержания асфальтенов на плотность нефти

Данная зависимость (3) позволяет определять количество асфальтенов в смеси нефтей, поступающей на УПН «Баган», при известной величине ее плотности Это дает возможность оперативно установить величину удельного расхода деэмульгатора в условиях промысла, т к отпадает необходимость в проведении трудоемких лабораторных анализов для определения содержания асфальтенов

На основании полученных результатов разработаны рекомендации по прогнозированию и регулированию удельного расхода деэмульгатора на УПН «Баган», с учетом возможности перехода УПН на новый деэмульгатор

Принимая во внимание высокую стоимость эффективных деэмульгаторов, предложено технологическое решение по увеличению количества горизонтальных отстойников ОГ-200 на шесть единиц Такое увеличение снизит удельный расход деэмульгатора по сравнению с прогнозными значениями (таблица 7)

Таблица 7 - Прогнозный расход деэмульгатора

Годы По уравнению (2), г/т Прогнозный расход деэмульгатора после увеличения количества огсюшшк-ов, гЛ

2008 74,8 41,8

2009 83,0 53,5

2010 89,0 64,6

2011 91,4 68,6

1В

Выполнена оценка экономической эффективности такого предложения, в результате которой установили, что за 4 года эксплуатации шести дополнительных отстойников ОГ-200 чистый дисконтированный доход составит 4,75 млн руб , а срок окупаемости - 3,88 года

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Выполнено обобщение имеющихся в научно-технической литературе сведений об устойчивости водонефтяных эмульсий и о влиянии деэмульгаторов на процесс их разрушения Показано, что основными стабилизаторами водонефтяных эмульсий являются асфальтены

2 На основании физико-химических свойств и запланированных объемов добычи нефти каждого из разрабатываемых месторождений выполнена оценка изменения содержания природных эмульгаторов в смеси нефтей, поступающих с месторождений ООО «РН - Северная нефть» на УПН «Баган»

3 Проведены экспериментальные исследования влияния содержания ас-фальтенов в смеси нефтей на устойчивость водонефтяных эмульсий для месторождений ООО «РН - Северная нефть»

4 С помощью метода группового учета аргументов получена математическая модель, позволяющая определить удельный расход деэмульгатора 13МО 86520 в зависимости от содержания асфальтенов, времени и качества подготовки нефти для месторождений ООО «РН - Северная нефть»

5 Сдстан прогноз удельного расхода деэмульгатора О МО 86520 для УПН «Баган» на период с 2007 по2011 годы

6 Установлена зависимость содержания асфальтенов от плотности смеси нефтей, позволяющая использовать модель для оперативного определения расхода деэмульгатора ОМО 86520 в условиях промысла

7 Разработаны методические приемы прогнозирования и регулирования удельного расхода деэмульгатора на УПН «Баган», учитывающие возможность перехода УПН на новый деэмульгатор

ч'/

8 Предложено экономически обоснованное техническое решение, направленное на повышение эффективности и надежности работы УПН «Баган»

9 Разработана методика регулирования удельного расхода деэмульгатора в зависимости от изменения плотности смеси нефтей, поступающей на УПН «Баган»

Основное содержание диссертации изложено в следующих работах

1 Ермаков С А Исследование процесса обезвоживания смеси нефтей Во-зейского и Харьягинского месторождений/Международная молодежная научная конференция «Севергеоэкотех - 2004», Ухта 17-19 марта 2004 г Часть I Материалы конференции - Ухта УГТУ, 2005 - С 272 - 277

2 Ермаков С А Прогнозирование технологических показателей подготовки нефти в зависимости от свойств продукции, поступающей на установку подготовки//Нефтегазовое дело - Уфа УГНТУ,09 03 2007 — 17с— Режим доступа http//www ogbus ru/authors/Ermakov/Ermakov_2 pdf

3 Ермаков С А , Мордвинов А А О влияний асфальтенов на устойчивость водонефтяных эмульсий//Нефтегазовое дело - Уфа УГНТУ, 07 03 2007 - 9 с - Режим доступа http//www ogbus ru/authors/Ermakov/Ermakov_l pdf

4 [Литвиненко В И |, Ермаков С А Управление подготовкой неф-ти//Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов -2007 - №2 - С 22-27

Отпечатано в Ухтинском государственном техническом университете

169300, Республика Коми, г Ухта, ул Октябрьская, д 13 Гигиенический сертификат № 11 РЦ09 953 П 00810 10 03 от 27 10 03 г Подписано в печать 13 04 2007 г Формат 60x84 1/16 Бумага офсетная Печать трафаретная Уч-изд л 1,0 Уел-п л 1,2 Тираж! 00 экз Заказ № 208

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Ермаков, Сергей Алексеевич

ВВЕДЕНИЕ.

1. НЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ.

1.1. Образование нефтяных эмульсий

1.2. Классификация нефтяных эмульсий

1.3.Физико-химические свойства нефтяных эмульсий

1.4. Устойчивость нефтяных эмульсий

1.5. Деэмульгаторы

1.5.1. Классификация и некоторые свойства деэмульгаторов

1.5.2. Механизм действия деэмульгаторов при разрушении нефтяных эмульсий

1.5.3. Требования (условия), предъявляемые к деэмульгаторам

1.6. Основные методы разделения нефтяных эмульсий

2. ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ ПРИРОДНЫХ ЭМУЛЬГАТОРОВ

НА УСТОЙЧИВОСТЬ ЭМУЛЬСИЙ.

2.1. Состав бронирующих оболочек нефтей различных месторождений и их классификация

2.2. Природные эмульгаторы и устойчивость водонефтяных эмульсий

2.2.1. Состав и свойства эмульгаторов нефтяных эмульсий

2.2.2. Коллоидно-химическое состояние асфальтово-смолистых веществ в нефти

2.2.3. Роль различных компонентов нефти в стабилизации эмульсий типа «вода в нефти»

2.3. Старение водонефтяных эмульсий

2.4. Выводы.

3. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ ГРУППЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ООО «РН- СЕВЕРНАЯ НЕФТЬ».

3.1. Развитие подготовки нефти в ООО «РН - Северная нефть»

3.2. Технология подготовки нефти на установке подготовки нефти «Баган»

3.3. Прогнозирование изменения свойств поступающей продукции на установку подготовки нефти «Баган»

3.4. Оценка влияния изменения содержания асфальтенов на устойчивость нефтяных эмульсий.

3.5. Исследование влияния изменения содержания асфальтенов в нефтяной смеси на устойчивость водонефтяных эмульсий

3.6. Методические приемы прогнозирования и регулирования удельного расхода деэмульгатора на установке подготовки нефти «Баган»

3.6.1. Прогнозирование удельного расхода деэмульгатора

3.6.2. Регулирование удельного расхода деэмульгатора

3.6.3. Вопрос перевода установки подготовки нефти «Баган» на новый деэмульгатор

3.7. Технологическое предложение по снижению затрат на подготовку нефти

3.8. Экономическая оценка эффективности технологического предложения по строительству шести дополнительных отстойников на УПН «Баган»

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Прогнозирование технологических показателей промысловой подготовки нефти группы месторождений ООО "РН-Северная нефть""

Актуальность темы. Как известно, качество товарной нефти напрямую зависит от работы установок подготовки нефти (УПН), эффективность функционирования которых обусловлена различными факторами. Среди них наиболее значимым является устойчивость нефтяных эмульсий, определяемая концентрацией и составом природных эмульгаторов.

В течение срока разработки месторождений количество и состав получаемой из скважин продукции постоянно изменяется, соответственно меняется и содержание природных эмульгаторов, обусловливающее степень трудоемкости процесса подготовки. Если на УПН поступает смесь нефтей с различных месторождений неоднородных по своим физико-химическим характеристикам, тогда достижение продукцией товарной кондиции еще более усложняется.

Изменения в составе продукции естественно сказываются на технологических показателях работы УПН: удельном расходе реагента-деэмульгатора, температурном режиме и времени подготовки нефти. В связи с этим возникает необходимость прогноза технологических показателей подготовки нефти в зависимости от изменения содержания природных эмульгаторов.

Цель работы. Повышение эффективности управления подготовкой нефти путем прогнозирования технологических показателей подготовки нефти группы месторождений ООО «РН - Северная нефть».

Основные задачи исследования. Для достижения поставленной цели сформулированы следующие основные задачи исследования:

- обобщение имеющихся сведений об устойчивости водонефтяных эмульсий (ВНЭ) и влиянии деэмульгаторов на процесс их разрушения;

- оценка влияния природных эмульгаторов на устойчивость ВНЭ;

- прогноз изменения содержания природных эмульгаторов в смесях нефтей, поступающих с месторождений ООО «РН - Северная нефть»;

- лабораторные исследования влияния природных эмульгаторов на устойчивость ВНЭ для месторождений ООО «РН - Северная нефть»;

- разработка математической модели для прогнозирования удельного расхода деэмульгатора в зависимости от изменения факторов, влияющих на подготовку нефти;

- выявление зависимости между концентрацией природных эмульгаторов и свойствами нефти для месторождений ООО «РН - Северная нефть»;

- разработка технического решения для повышения эффективности и надежности работы У ПН «Баган» ООО «РН - Северная нефть»;

- разработка методики регулирования удельного расхода деэмульгатора на УПН «Баган» в зависимости от содержания природных эмульгаторов в смеси нефтей, поступающих с месторождений ООО «РН - Северная нефть».

Научная новизна работы. Впервые:

- создана математическая модель, позволяющая оценить качество подготовки нефти;

- выполнен прогноз удельного расхода деэмульгатора на УПН «Баган» с учетом показателей разработки месторождений ООО «РН - Северная нефть»;

- разработаны методические приемы прогнозирования и регулирования удельного расхода деэмульгатора, направленные на повышение эффективности управления подготовкой нефти ООО «РН - Северная нефть»;

- установлена связь между плотностью смеси нефтей и содержанием в нефти асфальтенов для месторождений ООО «РН - Северная нефть»;

- разработана методика, регулирования удельного расхода деэмульгатора в зависимости от изменения плотности нефтяной смеси, поступающей на

УПН «Баган».

Практическая ценность и реализация работы.

Использование модели определения удельного расхода деэмульгатора DMO 86520 для подготовки нефти на УПН «Баган» позволило:

- выполнить прогноз удельного расхода деэмульгатора на 2007 - 2011 гг.;

- разработать техническое предложение, направленное на повышение эффективности и надежности работы УПН.

Выявленная зависимость между плотностью смеси нефтей месторождений ООО «РН - Северная нефть» и содержанием в ней асфальтенов обеспечивает оперативное определение удельного расхода деэмульгатора в условиях промысла.

Установлены методические принципы прогнозирования и регулирования удельного расхода деэмульгатора на УПН «Баган», которые учитывают возможность перехода УПН на новый деэмульгатор.

Разработана методика регулирования удельного расхода деэмульгатора в зависимости от изменения плотности смеси нефтей, поступающей на УПН «Баган».

Основные результаты работы приняты к использованию компанией ООО «РН - Северная нефть».

Апробация работы. Диссертационная работа выполнена на кафедре разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений и подземной гидромеханики Ухтинского государственного технического университета.

Основные результаты работы докладывались:

- на заседаниях кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений и подземной гидромеханики Ухтинского государственного технического университета (2003 - 2007 гг.);

- на международной молодежной научной конференций «Севергеоэко-тех - 2004» (Ухта, 2004 г.) и «Севергеоэкотех - 2007» (Ухта, 2007 г.);

- на П-ой научно-технической конференции молодых специалистов ООО «РН - Северная нефть» (Усинск, 2007 г.);

- на межрегиональной научно-практической конференции «Актуальные проблемы геологии и разработки месторождений углеводородов» (Ухта, 2007 г.).

Публикации. По теме диссертационных исследований опубликовано 4 работы, в том числе 1 статья в материалах конференции и 3 статьи в журналах.

1. НЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Ермаков, Сергей Алексеевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Выполнено обобщение имеющихся в научно-технической литературе сведений об устойчивости водонефтяных эмульсий и о влиянии деэмульгаторов на процесс их разрушения. Показано, что основными стабилизаторами водонефтяных эмульсий являются асфальтены.

2. На основании физико-химических свойств и запланированных объемов добычи нефти каждого из разрабатываемых месторождений выполнена оценка изменения содержания природных эмульгаторов в смеси нефтей, поступающих с месторождений ООО «РН - Северная нефть» на УПН «Баган».

3. Проведены экспериментальные исследования влияния содержания асфальтенов в смеси нефтей на устойчивость водонефтяных эмульсий для месторождений ООО «РН - Северная нефть».

4. С помощью метода группового учета аргументов получена математическая модель, позволяющая определить удельный расход деэмульгатора DMO 86520 в зависимости от содержания асфальтенов, времени и качества подготовки нефти для месторождений ООО «РН - Северная нефть».

5. Сделан прогноз удельного расхода деэмульгатора DMO 86520 для УПН «Баган» на период с 2007 по2011 годы.

6. Установлена зависимость содержания асфальтенов от плотности смеси нефтей, позволяющая использовать модель для оперативного определения расхода деэмульгатора DMO 86520 в условиях промысла.

7. Разработаны методические приемы прогнозирования и регулирования удельного расхода деэмульгатора на УПН «Баган», учитывающие возможность перехода УПН на новый деэмульгатор.

8. Предложено экономически обоснованное техническое решение, направленное на повышение эффективности и надежности работы УПН «Баган».

9. Разработана методика регулирования удельного расхода деэмульгатора в зависимости от изменения плотности смеси нефтей, поступающей на УПН «Баган».

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Ермаков, Сергей Алексеевич, Ухта

1. Абрамзон А А. Поверхностно-активные вещества: Свойства и применение. 2-е изд., перераб. и доп. - Л.: Химия, 1981.-304 с.

2. Адамсон А. Физическая химия поверхности. М.: Мир, 1979. - 568 с.

3. Асадов И.М. Компрессорный способ добычи нефти и пути его улучшения. Баку: Азнефтеиздат, 1955.

4. Бабалян Г.А. Вопросы механизма нефтеотдачи. Баку: Азнефтеиздат, 1956.-250 с.

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

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

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

8. Борисов С.И. О современной подготовке нефти угленосного и девонского горизонтов//Нефтепромысловое дело. 1976. - № 6. - С.30-31.

9. Борисов С.И. Роль отдельных компонентов высокомолекулярной части нефти в стабилизации нефтяных эмульсий//Труды Гипровостокнефть. Куйбышев, 1975. - вып. 26. - С. 102-112.

10. Борисов С.И., Петров А.А. Состав защитных слоев, величина адсорбции и дисперсность эмульсий типа В/М в зависимости от углеводородного состава растворителя высокомолекулярной части//Труды Гипровостокнефть. -Куйбышев, 1975. вып. 24. - С.170-180.

11. Борисов С.И., Петров А.А. Стабилизация нефтяных эмульсий при их интенсивном перемешивании//Нефтепромысловое дело. 1975. - № 10. -С.34-38.

12. Бурдынь Т.А., Закс Ю.Б. Химия нефти, газа и пластовых вод. М.: Недра, 1975.-280 с.

13. Валяев Б.Г., Трофимов В.В. Обезвоживание нефти в промысловых условиях без нагревания эмульсии//Труды Гипровостокнефть. М.: Недра, 1971.-вып. XIII. -С.67-77.

14. Влияние обводненности нефти на распределение деэмульгатора в водо-нефтяном потоке/Ф.Я.Канзафаров, Н.В.Сычкова, С.Г.Канзафарова, А.С.Васильев/ТНефтяное хозяйство. 1992. - № 6. - С.30-31.

15. Воюцкий С.С. Курс коллоидной химии 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Химия, 1975.-512 с.

16. Гани Х.Ф. Физико-химические факторы образования и разрушения водонефтяных эмульсий: Дисс. канд. техн. наук. М., 1976. - 319 с.

17. Гурвич Л.Г. Научные основы переработки нефти. М.: Гостоптехиздат, 1940.-544 с.

18. Гурвич JI.M., Шерстнев Н.М. Многофункциональные композиции ПАВ в технологических операциях нефтедобычи. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - 266 с.

19. Дау Д.Б. Нефтяные эмульсии. М.: ИЛ, 1928. - С. 106-109.

20. Движение газоводяных смесей в промысловых трубопрово-дах/Р.С.Андриасов, А.Н.Бочаров, Л.А.Пелевин и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1976.

21. Дворецкая P.M. О роли контакта при внутрискважинной деэмульса-ции//АНХ. 1951. - № 2.

22. Дворецкая P.M. Условия образования нефтяных эмульсий//АНХ. -1946.-№ 12.

23. Дворецкая P.M., Горбатова A.M., Петрушевский Е.И. Влияние деэмульгаторов на работу компрессорного подъемника при внутрискважинной де-эмульсации//АНХ. 1956. -№ 11.

24. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А. Реологические свойства нефтей, содержащих растворенный азот//Нефтяное хозяйство. 1969. - № 12. - С.11.

25. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Карибов М.М. Аномальные нефти -М.: Недра, 1975.- 168 с.

26. Дегтярев В.Н. Влияние смолистых веществ на эффект термообработки парафинистых нефтей//Труды Гипровостокнефть. М.: Гостоптехиздат, 1967.-вып. Х.-С.35.

27. Доброскок И.Б., Лапига Е.Я., Черепак A.M. Технология подготовки дренажных и ловушечных эмульсий угленосных нефтей на базе электрокоа-лесцирующей установки ЭКУ-300 НГДУ Первомайнефть// Нефтепромысловое дело. 1997.-№ 2. - С.18.

28. Евгеньев А.Е. Влияние скорости вытеснения углеводородной жидкости водой на нефтеотдачу неоднородных песчаников//Изв. ВУЗов. Нефть и газ. -1961.-№ 11.-С.47-52.

29. Емков А.А. О классификационном показателе качества нефтяных эмульсий//Сбор, подготовка нефти и воды, защита от коррозии нефтепромыслового оборудования. Сб. научных трудов Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987. -С.58-62.

30. Емков А.А., Мансуров Р.И. Термохимическое обезвоживание сверхтяжелых нефтей//Сбор, подготовка нефти и воды, защита от коррозии нефтепромыслового оборудования. Сб. научных трудов Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987.-С.29-34.

31. Еремин И.Н., Мансуров Р.И., Абызгильдин Ю.М. Влияние промежуточного слоя на процесс разделения водонефтяной эмульсии// Нефтепромысловое дело. 1984.-№ 2.-С. 17-20.

32. Зарипов А.Г., Вовченко И.И., Козаченко А.С. Некоторые вопросы, связанные с увеличением обводненности добываемой нефти//Нефтяное хозяйство. 1967.-№ 4.

33. Захарченко В.Н. Коллоидная химия. М.: Высшая школа, 1989. - 238 с.

34. Испытание на Правдинском ЦТП новой технологии дозирования деэмульгаторов в виде тонкодисперсных эмульсий/Е.В.Мирошниченко, Т.И.Федорищев, Э.Х.Хазиев и др.//Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. 1985.-№ 5. - С.22-24.

35. Исследование прочности адсорбционных пленок на границе раздела «нефть-вода»/В.П.Тронов, В.П.Орлинская, Л.А.Золотухина и др.// Нефтепромысловое хозяйство месторождений Татарии, Труды ТатНИПИнефть. Бу-гульма, 1977. - вып. XXXV. - С.259-267.

36. Исследование эффекта редиспергирования в нефтяных эмульсиях, обработанных деэмульгатором/Л.П.Пергушев, В.П.Тронов, И.Х.Исмагилов и др.//Нефтяное хозяйство. 1999. - № 7. - С.45-46.

37. Кабирова Л.А., Гречухина А.А., Дияров И.Н. О механизме деэмульги-рования водонефтяных эмульсий композиционным реагентом полинол-дипроксамин-157//Нефть и газ. 1999. - № 6. - С.83-86.

38. Каспарянц К.С. Промысловая подготовка нефти и газа. М.: Недра, 1973.-374 с.

39. Каспарянц К.С., Петров А.А. Оценка эффективности различных методов обезвоживания и обессоливания нефти//Нефтяное хозяйство. 1978. -№ 3. -С.43-48.

40. Касперский Б.В., Амиян В.А., Панов Б.Д. Эмульгирующие свойства фильтратов буровых растворов//Нефтяное хозяйство. 1970. - № 1. - С. 18-22.

41. Климова JI.3. Получение, исследование свойств и применение новых деэмульгаторов водонефтяных эмульсий: Дисс. канд. техн. наук. М, 2002. -169 с.

42. Коллоидные стабилизаторы нефтяных эмульсий/А.А.Петров, Г.Н.Позднышев, К.Г.Новикова и др.//Нефтяное хозяйство. 1974. -№ 1.

43. Корецкий А.Ф., Абросимова О.М. Исследование распределения НПАВ в системах «углеводород-вода»//Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Татарстана. Сб. научных трудов Бугульма: ТатНИПИнефть, 2000. -С.173-177.

44. Космачева Т.Ф. Совершенствование технологии подготовки нефти на основе оптимизации применения деэмульгаторов: Дисс. канд. техн. наук. -Бугульма, 2005. 155 с.

45. Котельников Е.И. Применение поверхностно-активных веществ при вскрытии продуктивных пластов//Нефтяное хозяйство. 1962. - № 5.

46. Котяхов Ф.И. Основы физики нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат, 1956.-364 с.

47. Кусаков М.М., Петров А.А. Реологические свойства поверхностных слоев на границе раздела нефть вода и их роль в устойчивости нефтяных эмульсий. - ДАН СССР, 1957. - т. 116. - № 3.

48. Левич В.Г. Физико-химическая гидродинамика. М.: Физматгиз, 1959. -700 с.

49. Левченко Д.Н. Выделение и исследование эмульгаторов нефтяных эмульсий//Химия и химическая технология топлив и масел. 1970. -№ 10. -С.21-25.

50. Левченко Д.Н. Применение поверхностно-активных веществ в нефтяной промышленности//Труды I всесоюзного совещания по применению ПАВ в нефтяной промышленности и их производство. М.: Гостоптехиздат, 1961. -162 с.

51. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.Б., Николаева Н.М. Строение ПАВ, применяемых для удаления из нефти солей и других примесей//Нефтяное хозяйство. 1976. - № 7. - С.60-62.

52. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.Б., Николаева Н.М. Технология обессоли-вания нефтей на нефтеперерабатывающих предприятиях. М.: Химия, 1985. -167 с.

53. Лобков A.M. Сбор и обработка нефти и газа на промысле. М.: Недра, 1968.-285 с.

54. Логинов В.И. Обезвоживание и обессоливание нефтей. М.: Химия, 1979.-216 с.

55. Лукьянова И.Н. Теоретическое и экспериментальное обоснование дозирования деэмульгатора в виде нефте-водо-реагентной эмульсии//Труды Сиб-НИИНП. Тюмень, 1984. - С.57-59.

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

57. Люстрицкий В.М. Влияние дисперсности на вязкость нефтеводных эмульсий//Нефтепромысловое дело. 1997. -№ 5-11. - С.35-37.

58. Майоров В.В., Нутрецова Е.П. Автоматизированная обучающая система оператора установки предварительного сброса воды «Хиттер-Триттер»// Нефтяное хозяйство. 1999. - №12.

59. Мансуров Р.И. Исследование реологических свойств межфазных пленок на границе раздела нефть-вода: Дисс. канд. техн. наук. М., 1970.

60. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. М.: Недра, 1977.-215 с.

61. Мархасин И.Л., Бабалян Г.А., Чистякова Н.М. Применение поверхностно-активных веществ в нефтяной промышленности. М.: Гостоптехиздат, 1961.-247 с.

62. Механизм действия ПАВ как деэмульгаторов нефтяных эмульсий/С.И.Борисов, М.В.Катеев, Е.С.Калинина и др.//Нефтяное хозяйство. -2004. № 4. - С.74-76.

63. Мирошниченко Е.В., Лукьянова Н.И., Драцкая В.В. Пути реализации предельной деэмульгирующей способности реагентов-деэмульгаторов при подготовке нефти//Труды СибНИИНП. Тюмень, 1983. - С.52-54.

64. Мордвинов А.А., Воронина Н.В., Каракчиев Э.И. Лабораторно-экспериментальные и практические методы исследования нефтегазопромы-словых процессов: Учебное пособие Ухта: УГТУ, 2001. - 114 с.

65. Мостобаев Б.Н., Локшин А.А., Муфтахова В.Н. Удаление вязких нефтепродуктов из прудов шламонакопителей после их длительного хранения// Транспорт и хранение нефтепродуктов: - НТИС. - М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1997. № 10-11. -С.15-17.

66. Муратова И.Д. Исследование физико-химических свойств нефтяных эмульсий на пути их движения от устья обводненных скважин// Нефтепромысловое дело. 1965. - № 5. - С.22-24.

67. Муратова И.Д., Мамбетова Л.М. Труды III всесоюзного совещания по применению поверхностно-активных веществ в нефтяной промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 1966. - 193 с.

68. Мустафаев A.M., Гутман Б.М., Ершов В.П. Гидроциклонные установки для очистки пластовых вод от песка//Нефтепромысловое дело. 1977. -№ 11.-С.25-28.

69. Мышкин Е.А. Деэмульсация и обессоливание нефтей. М.: Гостоптех-издат, 1944. - 156 с.

70. Мышкин Е.А. Исследование механизма деэмульгаторов//Нефтяное хозяйство. 1966. - № 5. - С.55-57.

71. Наметкин С.С. Химия нефти. 2-е изд. М: АН СССР, 1955. - 799 с.

72. Некоторые химические препараты подготовки нефти к переработке и транспорту/Э.М.Мовсумзаде, Б.Н.Мастобаев, С.Р.Зорина и др.// Нефтепереработка и нефтехимия. 2000. - № 12. - С.38-43.

73. Никитин Ю.М., Персиянцев М.Н., Редькин И.И. Диагностика предварительного обезвоживания нефти//Нефтяное хозяйство. 1995. - № 8. - С. 13.

74. Новый метод определения растворимости липофильных неионогенных ПАВ в воде/Н.М.Задымова, Н.В.Кармашева, М.В.Потемкова и др.// Коллоидный журнал. 2002. - т. 64. - № 4. - С.449-454.

75. О влиянии солевого состава водной фазы на устойчивость нефтяных эмульсий/Р.И.Мансуров, Р.М.Ручкина, Г.Н.Позднышев и др.//Труды ВНИИСПТнефть. Уфа, 1973. - вып. 11. - С.265-268.

76. О переходе неионогенного деэмульгатора из водного раствора в нефть при температурах дегидратации/А.А.Емков и др.//Труды ВНИИСПТнефть. -Уфа, 1965.-вып. 7.-С.78-81.

77. О распределении деэмульгаторов в водонефтяном потоке на объектах подготовки нефти/Ф.Я.Канзафаров, Н.В.Сычкова, С.Г.Канзафарова и др.// Эксплуатация нефтяных месторождений Западной Сибири. Сб. научных трудов М.: ВНИИОЭНГ, 1991. - С.76-79.

78. Оптимизация процессов сбора, транспорта и подготовки неф-ти/А.В.Валиханов, Р.Т.Булгаков, Э.И.Мансуров и др. Казань, 1971. - 96 с.

79. Осипов М.Г. Добыча безводной нефти из залежей с подошвенной во-дой//Нефтяное хозяйство. 1957. - № 12. - С.42.

80. Панченков Г.М., Мансуров Р.И. О реологических свойствах межфазных пленок на границе раздела вода-нефть//Изв. ВУЗов. Нефть и газ. 1970. -№ 12.-С.59-61.

81. Панченков Г.М., Серикова JI.A., Папко В.В. Исследование влияния солевого состава и рН водной фазы на стабильность нефтяных эмульсий// Нефтепромысловое дело. 1976. - № 7. - С.49-51.

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

83. Петров А.А. Основы химического деэмульгирования нефтей//Труды Гипровостокнефть. Куйбышев, 1974. - вып. XXII. - С.3-15.

84. Петров А.А., Блатова С.А. Исследование утоньшения нефтяных пленок// Химия и химическая технология топлив и масел. 1969. - № 5. - С.25-28.

85. Петров А.А., Борисов С.И. О допустимых пределах смешения сероводород- и железосодержащих водонефтяных эмульсий при промысловой подготовке нефти//Нефтяное хозяйство. 1979. -№11.- С.37-40.

86. Петров А.А., Кусаков М.М. Исследование реологических свойств поверхностных слоев на границе раздела нефть-вода//Труды института нефти АН СССР -М.: АН СССР, 1959.-т. 13. С.287-303.

87. Петров А.А., Позднышев Г.Н. Коллоидные стабилизаторы нефтяных эмульсий//Труды Гипровостокнефть. М.: Недра, 1971. - вып. 13. - С.3-8.

88. Петров А.А., Позднышев Г.Н. Углеводородный состав и устойчивость нефтяных эмульсий//Труды Гипровостокнефть. М.: Недра, 1971. - вып. 13. -С.9-13.

89. Петров А.А., Позднышев Г.Н. Физико-химические основы процесса обезвоживания нефти и очистка сточных вод. М.: Недра, 1971.

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

91. Поверхностно-активные вещества. Справочник./Под ред. Абрамзона А.А., Гаевого Г.М. Л.: Химия, 1979. - 376 с.

92. Подготовка высоковязких нефтей на месторождениях Крайнего Севе-ра/Н.С.Маринин, М.Ю.Тарасов и др.//Нефтепромысловое дело: Обзорная информация. - 1983,-вып.18.-41 с.

93. Позднышев Г.Н. Коллоидно-химические свойства неионогенных поверхностно-активных веществ и их деэмульгирующее действие на нефтяные эмульсии: Дисс. канд. техн. наук. Куйбышев-Москва, 1966. - 161 с.

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

95. Позднышев Г.Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий в технологических процессах подготовки нефти: Дисс. канд. техн. наук. Куйбышев, 1984.-394 с.

96. Позднышев Г.Н., Емков А.А. Современные достижения в области подготовки нефти//Нефтепромысловое дело: обзорная информация. - 1979. -53 с.

97. Позднышев Г.Н., Емков А.А., Плахута Г.Н. Применение коллоидно-химических методов для разработки синергетических смесей неионогенных и анионактивных ПАВ при разрушении нефтяных эмульсий//Труды ВНИИС-ПТнефть. Уфа, 1975. - вып. XIII. - С.98-106.

98. Позднышев Г.Н., Петров А.А. Деэмульгирующее действие неионогенных поверхностно-активных веществ на нефтяные эмульсии/Юбезвоживание нефти и очистка воды, труды Гипровостокнефть. М.: Недра, 1971. - вып. 13.-С.140-146.

99. Позднышев Г.Н., Петров А.А., Макарова A.M. Экстракционное разделение нефтей на масла, смолы и асфальтены//Химия и химическая технология топлив и масел. 1969. - № 1. - С. 18.

100. Позднышев Г.Н., Шмелев М.В. Разрушение стойких нефтяных эмуль-сий//Нефтяное хозяйство. 1977. - № 2. - С.51-54.

101. Практика переработки застарелых шламов из прудов шламонакопи-телей ОАО «Ново-Уфимский НПЗ»/Р.Н.Сайфуллин, А.Ф.Махов, М.С.Зонов и др.//Нефтепереработка и нефтехимия: - НТИС. - М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1995. № 6. - С.32-35.

102. Применение маслорастворимых деэмульгаторов в виде нефтяных растворов/Е.В.Мирошниченко, Т.П.Федорищев, А.С.Феликсов и др.// Нефтепромысловое дело. 1980. - № 4. - С.38-39.

103. Принятие решений на основе самоорганизации/А.Г.Ивахненко, Ю.П.Зайченко, В.Д.Димитров и др. М.: Сов. радио, 1976. - 280 с.

104. Прочностные свойства межфазных пленок фракций природных стабилизаторов нефтяных эмульсий на границе раздела «масло-вода»/А.Г.Исанбаев, Р.И.Мансуров, Г.Н.Позднышев и др.//Труды ВНИИСПТнефть. Уфа, 1975. - вып. XIII. - С.72-76.

105. Ребиндер П.А. К теории эмульсии//Коллоидный журнал. 1946. - т. 8. -№3.-С. 157-172.

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

107. Ребиндер П.А. Поверхностные явления в дисперсных системах. Физико-химическая механика. Избранные труды. М.: Наука, 1979. - 384 с.

108. Русанов А.И. Мицеллообразование в растворах поверхностно-активных веществ. СПб.: Химия, 1992. - 280 с.

109. Ручкина P.M., Мансуров Р.И., Позднышев Г.Н. Определение степени разрушения водонефтяных эмульсий в технологической схеме УПН// Нефтепромысловое дело. 1975. -№ 8. - С.24-25.

110. Сельский Л.А. Об основных закономерностях образования эмульсий и о простейшем методу деэмульсации нефти//Нефтяное хозяйство. 1954. -№ 4. -С.61-65.

111. Семенихина Л.П., Перекупка А.Г., Семенихина Д.В. Подбор деэмульгаторов с учетом температурного режима подготовки нефти//Транспорт и подготовка нефти. 2003. - № 9. - С.89-91.

112. Сергиенко С.Р. Высокомолекулярные соединения нефти. 2-е изд., пе-рераб. и доп. М.: Гостоптехиздат, 1964. - 542 с.

113. Сидоровский В.А. Влияние обводненности на продуктивность скважин в Западной Сибири//Нефтепромысловое дело. 1969. - № 7. - С. 10-13.

114. Сидоровский В.А. Опробование разведочных скважин. М.: Недра, 1968.

115. Смирнов Ю.С. Обессоливание тяжелых высокосернистых нефтей с помощью маслорастворимых реагентов-деэмульгаторов//Нефтяное хозяйство.-1976.-№ 1. -С.66-67.

116. Смирнов Ю.С. Применение деэмульгаторов для подготовки нефти на промыслах/ТНефтепромысловое дело: обзорная информация. - 1987. -вып.20. - 44 с.

117. Смирнов Ю.С. Сбор и подготовка нефтяного газа на промыслах. М.: Недра, 1971.-257 с.

118. Смирнов Ю.С., Калинина О.С. Влияние углеводородного состава легкой фракции нефтей на технологию применения деэмульгаторов// Обустройство нефтяных месторождений, содержащих сероводород, труды Гипрово-стокнефть. Куйбышев, 1987. - С.109-115.

119. Смирнов Ю.С., Мелошенко Н.П. Современное состояние и перспективы развития деэмульгаторов для подготовки нефти за рубежом// Нефтепромысловое дело: обзорная информация. - 1987. - вып. 17. - 40 с.

120. Смирнов Ю.С., Мелошенко Н.П. Химическое деэмульгирование нефти, как основа ее промысловой подготовки//Нефтяное хозяйство. 1989. -№ 3. -С.46-49.

121. Смирнов Ю.С., Петров А.А. Коллоидно-химические свойства и де-эмульгирующая способность диалкимполиэтиленгликольфосфатов.//Труды Гипровостокнефть. Куйбышев, 1974. - вып. XXII. - С. 17-23.

122. Смирнов Ю.С., Эпштейн JI.B., Петров А.А. Деэмульгирующая способность реагентов при обработке нефтей различной обводненности//Труды Гипровостокнефть. Куйбышев, 1974. - вып. XXII.

123. Тонкошуров Б.П., Серб-Сербина Н.Н., Смирнова A.M. Основы химического деэмульгирования нефтей./Под ред. П.А. Ребиндера M-JL: Гостоп-техиздат, 1946. - 69 с.

124. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. Казань: Фэн, 2000. -417 с.

125. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. М.: Недра, 1977. - 271 с.

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

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

128. Тронов В.П., Грайфер В.И., Сатаров У.Г. Деэмульсация нефти в трубопроводе. Казань, 1970. - 152 с.

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

130. Тронов В.П., Розенцвайг А.К. Использование кривых осаждения для расчетов отстойной аппаратуры при подготовке нефти//Сбор, транспорт и подготовка нефти на месторождениях Татарстана, труды ТатНИПИнефть. -Бугульма, 1975. вып. 33. - С.24-30.

131. Федорищев Т.И., Мирошниченко Е.В., Лукьянова И.Н. Механизм разрушения нефтяных эмульсий реагентами-деэмульгаторами//Новое в технике и технологии добычи в Западной Сибири, труды СибНИИНП. Тюмень, 1980.-вып. 17.-С.57-59.

132. Федорищев Т.И., Мирошниченко Е.В., Рябова В.Н. Свойства отечественных деэмульгаторов//ЭИ сер. Техника и технология добычи нефти и обустройства нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1989. - № 4. -С.4-6.

133. Федорищев Т.И., Мирошниченко Е.В., Чернавских С.Ф. Эффективность действия водорастворимых деэмульгаторов при различных способах дозирования их в нефтяную эмульсию//Нефтяное хозяйство. 1978. - № 10. - С.46-48.

134. Фигуровский Н.А. Седиментационный анализ./Под ред. П.А. Ребинде-ра М.: АН СССР, 1948. - 332 с.

135. Физико-химические основы применения поверхностно-активных веществ при разработке нефтяных пластов/Г.А.Бабалян, И.И.Кравченко, И.Л.Мархасин и др. М.: Гостоптехиздат, 1962. - 284 с.

136. Филатов М.А. Физико-химические свойства и методы разрушения нефтяных эмульсий: автореф. дисс. канд. техн. наук. М., 1962.

137. Филатов М.А. , Некрасова Р.П., Беньковский В.Г. К вопросу о месте образования «сухих» солей и эмульсии воды в нефти//Химия и химическая технология топлив и масел. 1960. - № 12.

138. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии. Поверхностные явления и дисперсные системы. М.: Химия, 1982. - 400 с.

139. Хабибуллина Р.К. Исследование эмульсий и разработка усовершенствованной схемы и оптимальных параметров промысловой подготовки нефтей ЧИАССР: Дисс. канд. техн. наук. Грозный, 1974. - 182с.

140. Хаппель Дж., Бреннер Г. Гидродинамика при малых числах Рейнольд-са. М.: Мир, 1976. - 630 с.

141. Цветков В.И. Реологические параметры высокозастывающих газонасыщенных нефтей месторождений Южного Мангышлака//Нефтяное хозяйство. 1968. -№ 2.

142. Шаммазов A.M., Хайдаров Ф.Р., Шайдаков В.В. Физико-химическое воздействие на перекачиваемые жидкости: Учебное пособие для вузов 2-е изд., перераб. и доп. - Уфа: Монография, 2003. - 187 с.

143. Шенфельд Н. Поверхностно-активные вещества на основе оксида эти-лена./Под ред. Лебедева Н.Н. М.: Иностранная литература, 1982. - 752 с.

144. Ши Г.Б. Нефтяные эмульсии и методы борьбы с ними. М-Д.: Государственное научно-техническое издание нефтяной и горно-топливной литературы, 1946. -143 с.

145. Ширшов А.Н., Сумыгина И.А., Гурьянов А.Н. Оптимизация процесса подготовки нефти с учетом особенностей фазового распределения деэмуль-гаторов//Нефтяное хозяйство. 1990. - № 6. - С.60-62.

146. Щукин Е.Д., Перцов А.В., Амелина Е.А. Коллоидная химия. М.: Высшая школа, 1992. - 414 с.

147. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения/Д.Н.Левченко, Н.В.Бергштейн, А.Д.Худякова и др. -М.: Химия, 1967. 200 с.

148. Эффективность действия маслорастворимых деэмульгаторов при различных способах их дозирования в нефтяную эмульсию/Т.И.Федорищев и др.//Нефтяное хозяйство. 1980. - № 12. - С.59-61.1. Т*? & ^ F

149. ОБЩЕСТВО с ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ1. РН СЕВЕРНАЯ НЕФТЬ1. Акт

150. О внедрении результатов диссертационной работы Ермакова Сергея Алексеевича на тему: «Прогнозирование технологических показателей промысловой подготовки нефти группы месторождений ООО «РН-Северная нефть»»

151. Начальник управления подготовки нефти и газа1. Начальникпроизводственно-технологического отдела управления подготовки нефти и газа1. А.В. Ларин1. Г. А. Дертев1. ООО «РН Северная нефть»

152. МЕТОДИКА регулирования удельного расхода деэмульгатора в зависимости от изменения плотности смеси иефтей, поступающей на установку подготовки нефти «Баган»

153. Согласовано: Начальник управления подготовки нефти и газа1. А.В. Ларин