Совершенствование технологии подготовки нефти на основе оптимизации применения деэмульгаторов

Космачева, Татьяна Федоровна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Совершенствование технологии подготовки нефти на основе оптимизации применения деэмульгаторов
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологии подготовки нефти на основе оптимизации применения деэмульгаторов"

На правах рукописи КОСМАЧЁВА ТАТЬЯНА ФЁДОРОВНА

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ НА ОСНОВЕ ОПТИМИЗАЦИИ ПРИМЕНЕНИЯ ДЕЭМУЛЬГАТОРОВ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Бугульма - 2005

Работа выполнена в Татарском научно-исследовательской и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть»

Научный руководитель: доктор технических наук,

старший научный сотрудник Сахабутдннов Рифхат Зиннурович

Официальные оппоненты: доктор технических наук

Хисамутдинов Наиль Исмагзамович

кандидат технических наук Мусабиров Мунавир Хадиевич

Ведущая организация: Региональный научно-технологический центр У рало - Поволжья, филиал РНТЦ ОАО «ВНИИнефть»

Защита состоится 29 сентября 2005 года в 15 -30 на заседании диссертационного совета Д 222.018.01 в Татарском научно-иссяедоватьпьском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) по адресу: 423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М.Джалиля, д.32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТатНИПИнефть.

Автореферат разослан 26 августа 2005 г.

Учёный секретарь диссертационного совета,

доктор технических наук /Г.А

старший научный сотрудник Ш/ША Р.З.Сахабутдинов

/3077 з

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы. Основой промысловой подготовки нефти месторождений Татарстана является совмещенная технология. Высокая её эффективность обусловлена использованием гидродинамических эффектов при транспортировании эмульсии по трубопроводам системы сбора и коммуникациям для еб разрушения в присутствии деэмульгатора Деэмульгатор как необходимый компонент этой технологии в определённой степени будет определять её эффективность Разработка большого количества деэмульгаторов с различными свойствами и разнообразие свойств нефти, систем обустройства нефтяных месторождений делает необходимым определение технологических условий, при которых действие деэмульгаторов будет оптимальным. Следствием недостаточно полной информации по свойствам деэмульгаторов является возникновение в ряде случаев осложнений в работе объектов подготовки нефти и отсутствие ожидаемого эффекта при их применении. Отсутствие у представителей технологических служб необходимой информации по свойствам деэмульгаторов приводит к появлению в пределах одного объекта подготовки нефти большого количества реагентов со сходным действием, что технологически и экономически не оправдано Всё это диктует необходимость методологического подхода к оценке свойств и выбору деэмульгатора для промыслового использования.

Оптимизация применения деэмульгаторов на основе знания их свойств позволит наилучшим образом решать технологические задачи в рамках совмещённой технологии при минимальных затратах на подготовку нефти Рациональное их применение деэмульгаторов важно также в целях снижения затрат, поскольку доля деэмульгаторов в себестоимости подготовки нефти довольно значительна и составляет порядка 10%.

Цель работы - разработка методики подбора и оптимизации технологии применения деэмульгаторов при промысловой подготовке нефти.

В соответствии с поставленной целыр^р^^щ^^дду^ следующие ос-

ВИБЛИОТЕКА--|

новные задачи:

1. Исследование физических и реологических свойств основных групц деэмулыаторов, применяемых для промысловой подготовки нефти.

2. Оценка эффективности деэмулыаторов в зависимости от условий и технологии их применения.

3. Выявление взаимосвязи свойств и эффективности действия деэмулыаторов при различных температурах.

4 Разработка методологических подходов к оценке эффективности деэмулыаторов и оптимизации технологии их использования при промысловой подготовке нефти

Научная новизна:

1 Установлено, что эффективность деэмулыаторов значительно ниже при воздействии на эмульсию нефти с пресной водой, чем с минерализованной.

2 Установлено, что увеличение растворимости деэмулыаторов в воде независимо от того, связано это со свойствами деэмулыаторов или эмульсии, приводит к снижению эффективности их действия при температуре ниже 10°С

3. Установлено, что эффективность деэмулыаторов при низких температурах в значительной степени связана с выраженным проявлением флокуляци-онного действия.

Практическая ценность.

На основании выполненных исследований обобщены и систематизированы данные по свойствам применяемых для подготовки нефти деэмулыаторов, показана взаимосвязь различных свойств (фенольное число, температура помутнения, поверхностное натяжение, распределение между водной и нефтяной фазами, флокуляционный эффект) между собой и эффективностью деэмульги-рующего действия.

Определена область применения деэмулыаторов в зависимости от их физико — химических свойств.

Разработан способ определения коэффициента флокуляции нефтей со сконденсированными высокомолекулярными веществами (патент РФ № 1617360)

Разработана методика определения эффективности деэмульгаторов по комплексу показателей и контроля использования деэмульгаторов при промысловой подготовке нефти (РД 153-39.0-313-03)

Даны рекомендации по совершенствованию технологии подготовки нефти на основе оптимизации использования деэмульгаторов с различными свойствами в зависимости от свойств водонефтяных эмульсий и особенностей системы обустройства месторождений, экономический эффект от внедрения которых по ОАО «Татнефть» в 2004 году составил 4307 тыс руб Апробация работы:

Материалы диссертации докладывались и обсуждались: на IV научно-технической конференции молодых учёных и специалистов ВНИИСПТнефть (г. Уфа, 1980 г.).

на XVII и XIX научно - технической конференции молодых учёных и специалистов ТатННПИнефти (Бугульма, 1981,1985 г.г.);

на X научно-технической конференции молодых учёных и специалистов СибНИИНП (Тюмень, 1984 г.);

на Всероссийской научно-практической конференции «Разработка, производство и применение химических реагентов для нефтяной и газовой промышленности» (г. Москва, 2002 г );

на научно-технической конференции «Новые методы добычи, подготовки и транспортировки нефти» (г Октябрьский, 2004 г.)

Публикации. По теме диссертации опубликовано 20 работ, в том числе 10 статей, 9 тезисов докладов и 1 патент РФ.

Объем и структура работы. Диссертация изложена на 155 страницах, содержит 56 рисунков, 21 таблицу, список литературы из 216 источников и состоит из введения, 6 глав, заключения, приложение

Основное содержание работы

Во введении приводится обоснование актуальности темы, формируется цель, задачи и основные направления исследований, отмечается научная новизна и практическая ценность выполненных исследований.

Значительное развитие методы деэмульсациии и подготовки нефти получили в работах исследователей Баймухаметова Д С.,Вальшина Р К., Варнавской О А, Гиниатуллина И И, Грайфера В И., Гужова Л.И., Диярова H.H., Закирова И.Г., Исмагилова И.Х., Кагана Я.М., Кокорева Г.И, Ли А.Д, Латыпова В.Х., Лебедева Н А, Мансурова Р.И., Маринина Н.С., .Медведева В.Ф., Муратовой И.Д , Назарова Ф.Ф., Пергушева Л П, Петрова A.A., Позднышева Г.Н., Розенц-вайга А.К., Савватеева Ю.Н., Сахабутдинова Р.З., Смирнова Ю.С., Тронова А.В , Тронова В.П., Тудрий Г А., Хамидуллина Ф.Ф., Хамидуллина Р Ф., Хиса-мутдинова Н.И., Ширеева А.И, Шипигузова Л.М. и других.

В первой главе приведен обзор научно-технической литературы по свойствам нефтей, причинам образования и свойствам водонефтяных эмульсий, составу стабилизаторов, современным представлениям о механизме разрушения водонефтяных эмульсий, анализу способов и технологий их разделения, важнейшим свойствам ПАВ - деэмульгаторов, рассмотрен ассортимент реагентов-деэмульгаторов основных фирм-производителей. Из существующих способов разделения эмульсий наиболее широко применяется термохимический метод, совмещающий комплексное воздействие на эмульсию химическими агентами (деэмульгаторы), нагрев и отстаивание.

Анализ данных за период с 1999 по 2004 г. показал, что при подготовке нефти месторождений ОАО «Татнефть» происходит постепенное уменьшение объемов деэмульгаторов, относительно менее эффективных при низких температурах, и увеличение объемов использования деэмульгаторов, характеризующихся при низких температурах более высокой эффективностью.

Во второй главе дана характеристика совмещенной технологии подготовки нефти. Показано, что систему подготовки нефти и воды необходимо рассматривать как единый технологический процесс в интервале «скважина - ГЗУ - ДНС - ТП - УПН» Совмещённая технология подготовки нефти, применяемая в различных вариантах в зависимости от конкретных условий обустраиваемого месторождения, позволяет максимальным образом использовать потенциал комплекса технологических факторов, необходимых для эффективного разделения эмульсии При этом показатели процесса деэмульсации на отдельных

стадиях улучшаются при использовании деэмульгаторов с соответствующими свойствами. К примеру, предпосылкой стабильной работы УПС при ДНС является применение деэмульгаторов, активных при низких температурах, невысокая турбулентность потока в точке смешения эмульсии с деэмульгатором требует применения тех из них, которые характеризуются быстродействием и т.д.

В третьей главе приведены результаты исследований свойств деэмульгаторов: вязкости, гидрофильно - липофильного баланса (ГЛБ), растворимости в воде, температуры помутнения, поверхностной активности, коэффициента распределения.

ГЛБ деэмульгаторов оценивался по фенольным числам (методика Гииро-востокнефти), что позволяет отнести исследованные деэмульгаторы, согласно классификации Ю.С. Смирнова, в группу Маслорастворимых и водомаслорас-творимых. По растворимости в воде они распределены на растворимые, водо-диспергируемые и недиспергируемые.

Определение температуры помутнения по нескольким точкам (при различной концентрации деэмульгатора, в дистиллированной и минерализованной воде) показало, что взаимосвязь температуры помутнения и фенольного числа носит диагональный характер, т.е. деэмульгаторы с более низкими значениями фенольных чисел имеют более низкую температуру помутнения, деэмульгаторы с высокими значениями фенольных чисел - более высокую. Некоторые деэмульгаторы даже в оптимальных для растворения условиях (дистиллированная вода, невысокая концентрация) находятся в состоянии фазового расслоения, а в минерализованной воде при концентрации О, I % (условия дозирования в промысловой системе сбора) их количество возросло более чем вдвое.

Экспериментально подтверждено, что эффективность процесса деэмуль-сации выше при обработке деэмульгатором эмульсии, имеющей более высокую температуру, вне зависимости от температуры помутнения деэмульгатора.

Произведена оценка поверхностной активности деэмульгаторов со значениями фенольного числа от 1,5 до 8,0. На границе с нефтью раствора деэмульгатора в дистиллированной воде заметное снижение поверхностного натяжения происходит при дозировании деэмульгаторов независимо от степени гидрофоб-

ности. Поверхностная активность гидрофильных деэмульгаторов на границе нефти и минерализованной воды при действии из водной фазы остаётся высокой, гидрофобных - резко снижается (рисунок 1). В группу с невысокой поверхностной активностью при действии из минерализованной воды входят деэмульгаторы со значениями фенольного числа от 1,5 до 6 и температурой помутнения менее 1°С.

коицокграция деэмульгжтора, г/т

—•—ДИИ-1А —•— Дин-4 --Ранм-118 —Р«свд-752 —*— Интжс-720

—»-СНЛХ-4Э15Д —(—СНПХ-Ф«0 -СНПХ-4501 — Ри> Рж-1

Рии-2 --ИЛ.-4312 —И— Далфакс-0р70 —*—Д|«-11 —»—РИФ

Рисунок 1 - Поверхностное натяжение растворов деэмульгатоов на границе

с нефтью

При дозировании деэмульгаторов в эмульсию в пределах от 30 до 225 г/т происходит пропорциональное возрастание концентрации деэмульгаторов в отделившейся воде. Для деэмульгаторов Далфакс ОИ 70, Доуфакс ОР 70, Рекод 118, Рекод 758, СНГГХ 4480 доля перехода в воду оценена по величине оптической плотности. Большинство исследованных деэмульгаторов характеризуется относительно невысокой долей перехода в воду, реагенты с относительно высокой долей - деэмульгаторы марок ДИН, РИФ, СНПХ 4501 (рисунок 2).

По результатам исследований можно утверждать, что дополнительный переход в воду при понижении температуры после разделения эмульсии при нагреве характерен не для всех деэмульгаторов В рамках проведенных исследований дополнительный переход отмечен для деэмульгатора СНПХ 4501 (ПАВ со значительной долей перехода в воду) и не зафиксировано у деэмульга-

35 •

эо

зе

от

Щ 15

8 Ю

5 -

0 •)— о

150 200 750

РАСХОД ДЕЭМУЛЬГАТОРА, Г/Тт

—О-Рейд 752,

• А - СНПХ 4501 -■-ДИН 10;

---СНПХ 431ЗД,

-А—ДИН1М,

-•-РИФ,

• СНПХ 4870: -ДИН 11 -РИК

-К—Ш1.4312; ----ДИН 4

Рисунок 2 - Доля деэмульгатора, перешедшего в воду

тора Рекод 752, доля перехода которого в воду невысока Несоответствие классическим представлениям зависимости коэффициента распределения (Кр) деэмульгатора от температуры отмечалось и другими исследователями, в частности, изучавшими распределение деэмульгаторов радиоизотонным методом Они отмечают увеличение концентрации в воде с понижением температуры у деэмульгаторов с ГЛБ=8 и ее постоянство у деэмульгаторов с ГЛБ^5 и ГЛБ-11 Приведённые данные свидетельствуют о том, что (Кр) деэмулы аторов определяется также и особенностями состава и строения их молекулы

В экспериментах нами получены два вида зависимости доли перехода от обводненности- количество переходящего в воду деэмульгаторов со значитель-

ной долей перехода (СНПХ 4501, ДИН 4) при увеличении обводнённости эмульсии возрастает, деэмульгатора с небольшой долей (Рекод 752) практически не изменяется. Однако Кр = CVCB при обводненности 50 и 80% ниже, чем при 20%, что может определяться как характеристиками ПАВ, так и особенностями условий эксперимента.

В четвертой главе приведены результаты исследований эффективности действия деэмульгаторов в зависимости от условий деэмульсации - минерализации входящей в состав эмульсии воды, условий ввода деэмульгатора в эмульсию. Ранее показано, что в зависимости от минерализации воды изменяются многие свойства деэмульгаторов, в частности, температура помутнения, поверхностная активность.

Экспериментально установлено, что эмульсия нефти угленосного горизонта и пресной (дистиллированной) воды характеризуется значительно более высокой устойчивостью, чем эмульсия с минерализованной водой, образованная при той же интенсивности гидродинамического воздействия. В эмульсии нефти и пресной воды значительно возрастает доля мелкодисперсной составляющей, что зафиксировано при ее дисперсном анализе. Количественная оценка показателей деэмульсации при изменении минерализации воды и использовании деэмульгаторов различных марок свидетельствует об ухудшении их действия независимо от степени гидрофобности, хотя по некоторым литературным данным активность водорастворимых деэмульгаторов в пресной воде повышается. Плотность воды в опытах изменялась от 1100 до 1000 кг/м3, фенольные числа деэмульгаторов составляют 6,6 (ДИН 4), 3,5 (РИК 1), 1,5 (Рекод 118) Результаты представлены на рисунке 3

При плотности воды 1025 кг/м3 и менее произошла потеря флокуляцион-ных свойств и значительное возрастание необходимого для разрушения эмульсии расхода деэмульгатора Рекод 118, что связано как с возрастанием межфазной поверхности, так и с увеличением растворимости в воде. Для деэмупьгагсров ДИН 4 и РИК 1 значительное увеличение необходимого для достаточно полного разделения эмульсии расхода наблюдалось при более высокой плотности воды - 1050 кг/м3.

О 200 400 600 800 1000 о 31Ю ддо 1000 б 300 400 ООО (МО 1000

ДОЗИРОВКА ДЕЭМУПЬГЛТОРДт

-»-Плотность 1100 кг/м3 -^Плотность 1050 п/м®, *- Плотность 1025 кг/м'

-»-Плотность 1012 кт/М'3

-«-Плотность 1000 кт/м'

Рисунок 3 - Устойчивость эмульсии нефти угленосного горизонта при различной плотности воды к воздействию деэмульгатора. Объемная доля эмульгированной воды

- 50,0 %, температура - 8°С.

Обобщенная характеристика свойств эмульсии с объемной долей эмульгированной воды 50 % и плотности от 1100 до 1000 кг/м1 приведена на рисунке 4, по которому можно оценить изменение величин вязкости, степени дисперсности, устойчивости к разделению под воздействием деэмульгатора.

«ПО «12 Ю» WW ГШ

—.температуря VJ 'С, оетяточиея объемная попя воды около 1 5 % (от 1,0 до 2 0 %)

> ' тяипврятура Я *с. остаточная объемная лот я оды около 12,0 * (от 10,0 до 19,0 tt) —^-дтшметр основного числя капель ——диаметр шнсеимяльиоЛ капля --|я»гоетъ «мульсяи, мПя с пря фйдияятя скорости 0,849 Г---1 и температуре в "С,

плотность йоды кт/м3

Рисунок 4 - Изменение свойств эмульсии в зависимости от минерализации воды (эмульсия

нефти угленосного горизонта)

На основании результатов экспериментов следует, что для обработки в промысловой системе сбора эмульсий, образованных слабоминерализованными водами, необходимо использование деэмульгаторов высокой степени гидро-фобности

Наблюдающаяся в последние годы тенденция увеличения использования деэмульгаторов высокой степени гидрофобности позволяет косвенно судить о более высокой их эффективности по сравнению с водорастворимыми, однако у многих из них отмечается свойство образовывать устойчивые ассоциаты при концентрациях выше оптимальных В то же время оптимальным образом процесс деэмульсации происходит лить при проявляющемся флокуляционном действии (наличии в эмульсии ассоциатов) Исследования показали, что при высоких (порядка 1000 г/т) концентрациях даже при низких (8 °С) температурах в эмульсии очень быстро, в течение не более 10 минут, образуются крупные ассоциаты, при этом процесс коалесценции капель за это время практически завершается, и остаточная обводненность эмульсии определяется выраженностью образования ассоциатов. В то же время концентрации, не вызывающие образования ассоциатов, не приводят к получению низкообводненной эмульсии даже при длительном, 60 минут, времени контактирования эмульсии с деэмульгато-ром (рисунок 5).

—♦—к» г*т -»-400 ВТ —аоогя еврея пЕРемююяиния «WH

Рисунок 5 - Зависимость остаточной обводненности от времени перемешивания эмульсии с деэмульгатором Рекод 118

Следовательно, при возникновении в зоне ввода гидрофобного деэмуль-гатора больших его концентраций дальнейший процесс деэмульсации происхо-

дит при наличии в объеме эмульсии ассоциированных структур. Однако процесс разделения более вязкой и устойчивой эмульсии происходит эффективнее при обработке ее деэмульгатором после предварительного его диспергирования в небольшом объеме эмульсии. Это справедливо также и для деэмульгаторов с другими характеристиками - ДИН 4, РИК 1. Различия в эффективности разделения эмульсии при поступлении деэмульгатора в виде концентрата и неразбавленном виде объясняются следующим образом. Высокая концентрация деэмульгатора, как это было показано в опытах, приводит к быстрому разделению эмульсии в объеме, в который он был дозирован. При этом вязкость системы резко уменьшается, в итоге значительно облегчаются массообменные процессы, т.е. распределение жидкости, содержащей деэмульгатор, в основном объеме эмульсии. При введении деэмульгатора в виде концентрированного раствора меньшей, но не низкой концентрации (300-500 г/т против 800-1000 г/т) пропорционально увеличивается объем эмульсии с деэмульгатором, участвующей в указанных выше массообменных процессах, что в итоге при определенных условиях приводит к улучшению процесса ее разделения. Следовательно, распределение точек дозирования деэмульгатора при обработке эмульсии в системе сбора, обеспечивающее его концентрацию порядка 400 г/т, позволит улучшить эффективность использования деэмульгатора. Это целесообразно также и с точки зрения того, что при очень больших дозировках гидрофобных деэмульгаторов возможно образование крупных ассоциатов, которые могут сохраняться весьма длительное время и фиксируются в эмульсии даже после разбавления ее до невысоких значений концентрации деэмульгатора. Необходимо отметить, что процесс разделения эмульсии гидрофильными деэмульгаторами на определенном этапе также проходит стадию ассоциированных капель эмульгированной воды. При большой концентрации такого деэмульгатора (ДИН 4) и небольшом временя контактирования его с эмульсией большая часть эмульгированной воды представлена ассоциатами, что фиксируется при дисперсном анализе проб. Однако капли в этих ассоциатах коалесцируют довольно быстро, и после завершения процесса разделения эмульсии они остаются лишь в незначительном количестве. При небольшом расходе ДИН 4 ассоциаты не фиксируются, мелко-

дисперсная составляющая эмульсии удаляется не эффективно. Ассоциаты, образованные с участием деэмульгаггоров ДИН 4 и Рекод 118, различаются по виду - ДИН 4 приводит к образованию ассоциатов с непрочными, «мягкими» оболочками на каплях - они неправильной формы, вытянуты, соединены значительными участками поверхности. Ассоциаты при участии деэмульгатора Рекод 118 образованы каплями правильной сферической формы с более «жесткими» оболочками, в их составе может фиксироваться субстанция гелеобразно-го вида Они характеризуются длительным временем существования (рисунок 6).

а б

Рисунок 6 - Ассоциаты, образованные с участием деэмульгатора а - Рекод 118; б - ДИН 4

Следовательно, разрушение деэмульгатором бронирующих оболочек на каплях эмульгированной воды происходит при достижении определенной его концентрации и значительно эффективнее при условиях, когда выражен механизм флокуляции. Выраженность флокуляционного действия можно рассматривать как показатель того, что деэмульгаюр концентрируется именно на бронирующих оболочках. Приведённые данные являются также подтверждением мнения некоторых исследователей о том, что эффективное действие деэмульга-тор проявляет не в молекулярно - растворённом состоянии, а при образовании мицеллярных структур. Однако избыток деэмульгатора может привести к формированию многослойных оболочек, что приводит к затруднению коадесцен-ции капель и связыванию их в ассоциаты. Приёмы, приводящие к увеличению растворимости деэмульгатора в воде, приводят к уменьшению количества и

даже исчезновению устойчивых ассоциатов, образовавшихся вследствие избытка реагента.

Водорастворимый деэмульгатор в значительном количестве переходит в воду, вследствие чего снижается поверхностное натяжение на границе раздела нефти и воды, тем самым улучшается сродство этих фаз. При этом происходит образование ассоциатов характерного вида. При высоких температурах, когда изменяются и свойства эмульсии, эффективность деэмульгаюров с поверхностно - активным механизмом действия довольно высока. В этом проявляются некоторые различия действия различных по составу деэмульгаторов.

В пятой главе приведены результаты исследования эффективности деэмульгаторов различных марок при ралелении эмульсии нефги угленосного юризонта Выделены деэмулы агоры с выраженным флокуляционным тействи-ем, которое проявляется явным превышением обьемной доли эмульгированной воды при разделении эмульсии деэмульгатором при высокой его концентрации по сравнению с оптимальной По величине оста (очной объемной доли воды дс-эмульгаторы условно разделены на группы с высокой эффективностью при низких температурах (остаточная объемная доля воды от 5 до 10 %), относительно эффективные (остаточная объемная доля воды до 20 %), малоэффективные (остаточная объёмная доля воды до 25 %) и неэффективные (остаточная объемная доля воды более 25 %, рисунок 7). Подтверждена высокая эффект ив-ность при низких температурах деэмульгаторов с выраженным флокуляционным действием. Флокуляционное действие проявляется у деэмульгаторов с невысокой поверхностной активностью, небольшой долей перехода в воду и значениями фенольных чисел от 1,5 до 6,2 Деэмульгаторы с невысокой эффективностью при низких температурах имеют один или несколько признаков сродства к воде - высокую поверхностную активность, значительную долю перехода в воду, высокие значения температуры помутнения. Фенольные числа их составляют от 2,0 до 8,0.

Максимальная эффективность при термическом обезвоживании проявляется у деэмульгаторов с гидрофобными свойствами (низкая поверхностная активность, низкие значения фенольного числа хотя бы по I точке), но флокуля-

ционное действие у которых не выражено. У деэмульгаггоров этой группы эффективность при низких температурах несколько выше, чем у гидрофильных.

Проведен анализ нефтей ОАО «Татнефть» с целью определения их основных типов, выявления сходных свойств и различий. Согласно ПК - спектральным коэффициентами и в соответствии с классификацией Глебовской Е.А. большинство нефтей ОАО «Татнефть» по групповому составу может быть отнесено к нефтям метаново-ароматического типа за исключением некоторых нефтей Бавлинской группы, которые относятся к нафгеново-метановому типу.

Во всех исследованных пробах содержание парафинов значительно меньше суммарного содержания асфальтенов и смол, и, следовательно, большинство эмульсий, образуемых нефгями Татарстана, характеризуются, по классификации Позднышева Г.Н., одним типом стабилизаторов - асфальтово -

1 . 1

„

I 1. ж — г № Д М тт И 14 1 1 г! л [ — -

[VI д1к

У / У У *УУ У У У У У У У * ^ ^ * У **

ашт «мот иптЛЕэиульгАтарА'

Рисунок 7 - Зависимость остаточной объёмной доли воды в эмульсии от дозировки де-эмульгатора Температура - 8°С

смолистым. При этом содержание серы и тяжелых компонентов, являющихся стабилизаторами эмульсии, в определенной степени коррелирует с величиной плотности нефти, которая в исследованных пробах изменяется от 836 кг/м3 (НГДУ «Бавлынефгь») до 945 кг/м' (НГДУ «Нурлатнефть»),

Коэффициент флокуляции (Кф), являющийся показателем коллоидно-дисперсного состояния асфальтенов, при переходе к нефтям Бавлинской группы возрастает, что хорошо согласуется с данными по групповому составу и свидетельствует о более высокой устойчивости образуемых ими эмульсий.

Следовательно, поскольку нефти различных месторождений Татарстана не обнаруживают существенных различий по составу компонентов, определяющих стабильность образуемых ими водонефтяных эмульсий, можно ожидать, что выявленные зависимости по сравнительной эффективности деэмульгаторов различных марок, в общем, будут справедливы для большей части неф-тей месторождений Татарстана Несомненно, что необходимый расход и относительная эффективность деэмульгаторов при этом будут определяться конкретными условиями применения деэмульгаторов и изменяться, в частности, в зависимости от содержания стабилизаторов, объемной доли, дисперсности эмульгированной воды.

В шестой главе приведено обоснование и показаны методологические подходы к разработке «Методики испытаний, подбора и контроля использования деэмульгаторов при промысловой подготовке нефти» РД 153-39 0-313-03, в основу которой положен принцип оценки деэмульгаторов по комплексу показателей. Производится исследование реагентов по деэмульгирующей активности при низких температурах и нагреве, степени снижения вязкости, концентрации нефтепродуктов в отделяющейся воде, солюбилизирующей способности, степени повышения устойчивости эмульсии при высоких удельных расходах

Применение деэмульгаторов оптимизируется с учётом особенностей системы обустройства конкретного месторождения и требований к качеству продукции скважин по отдельным объектам системы сбора и подготовки нефти

Методика позволяет также дать оценку эффективности использования де-эмульгатора в промысловой системе сбора на основании анализа поступающего сырья

Разработан алгоритм подбора деэмульгаторов на основе свойств деэмульгаторов, обрабатываемых эмульсий и технологических условий применения деэмульгаторов. Алгоритм подбора деэмульгаторов, конкретизируя область их

выбора, позволяет сократить объём исследований при подборе деэмульгатора для определённых условий применения (рисунок 8).

На основании проведённых исследований для достижения максимальной эффективности действия деэмульгаторов необходимо выполнение следующих технологических рекомендаций:

- дозирование деэмульгатора в эмульсию на любой стадии технологического процесса деэмульсации осуществлять при максимально возможной в этих условиях температуре;

- для обработки эмульсии в промысловой системе сбора использовать де-эмульгаторы с выраженным флокуляционным действием (гидрофобные);

-схема дозирования деэмульгатора должна быть составлена таким образом, чтобы локальные концентрации деэмульгатора не превышали величину порядка 400 г/т,

- для обработки эмульсии на ступени термического обезвоживания должны применяться деэмульгаторы без выраженного флокуляционного действия;

- при обработке эмульсий, образованных нефтями и слабоминерализо-ваннмми водами, необходимо применение деэмульгаторов максимальной степени гидрофобности.

Примеры использования результатов исследований.

1. Оптимизация использования деэмульгатора в системе нефтесбора.

Такие исследования регулярно проводятся для различных объектов нефтесбора, находящихся в системе ОАО Татнефть. При этом производится анализ объектов ввода деэмульгатора в системе нефтесбора, обоснование их количества и расположения с учетом обводнённости продукции скважин, наличия на конкретных участках дожимных насосных станций, работающих в режиме предварительного сброса пластовой воды. Основными технологическими приёмами, которые при этом используются, являются:

- снижение расхода и перераспределение объёмов дозирования деэмульгатора для обработки эмульсии путём индивидуального подбора с учётом гид-

Определение свойств (»»эмульгатора

Агрвгвтивно неустойчивые р, йНООиПа.с £>_ а 100чтм

Рисунок 8 - Блок-схема алгоритма подбора деэмульгатора

родинамики потока, дебита и обводнённости продукции скважин, давления на конкретных участках, концентраций деэмульгатора в точках дозирования;

- замены применяемых деэмульгаторов более эффективными и менее дорогами.

Например, по системе нефтесбора НГДУ Альметьевиефть рекомендовано увеличить количество точек дозирования деэмульгатора в системе сбора девонской и угленосной нефти на 14. Суммарный удельный расход деэмульгатора рекомендовано уменьшить с 87,4 г/т до 84,6 г/т. На некоторых участках возможна замена деэмульгаторов на более эффективные, что позволит снизить дозировку деэмульгаторов по сравнению с нормативной примерно на 10%. Расчёты для системы нефтесбора показали, что дозирование деэмульгатора в системе нефтесбора вследствие снижения вязкости эмульсии и соответственно сокращения затрат на трение приводит к значительной экономии электроэнергии на перекачку нефти.

2. Оптимизация работы УПС.

При небольших расстояниях от точек обработки деэмулыатором время транспортирования до УПС высоковязких, образованных нефтями высокой плотности эмульсий не всегда оказывается достаточным для эффективного их расслоения. Подобная картина наблюдалась, в частности, на Нурлатском месторождении. Сырьё, поступающее на ДНС - 3, представляло собой плохо разрушенную высокообводнённую эмульсию. В этих условиях необходимо использование деэмульгаторов с высокой эффективностью и быстротой действия при низких температурах. На основании проведённых исследований было рекомендовано на участке системы сбора и транспортирования нефти Г ЗУ-7 ГЗУ~$ произвести замену деэмульгатора, что позволило уменьшить

обводнённость эмульсии с 35 - 40 до 5 - 10%.

3. Обработка эмульсий со слабоминерализованными водами.

В таблице представлены данные по некоторым объектам добычи нефти, на которых констатируется слабоминерализованная вода в продукции скважин.

Таблица - Данные по плотности нефти и воды

Номер пробы Место отбора пробы Объемная доля воды, % Плотность при 20 °С

общая эму>1Ьгиро-ванной нефти воды

1 НГДУ «Лениногорск-нефтъ». ЦЦНГ-5, вход на КУПВСН 74,5 11,3 894 1029

2 НГДУ «Лениногорск-нефть», ЦДНГ-5, скв. 9271А 55,0 55,0 898 1039

3 НГДУ «Ямашнефть», ЦДНГ-4, скв. 4103, 4110, 4422 52,0 52,0 899 1090

4 НГДУ «Ямашнефть», скв. 4103 44,1 44,1 894 1027

Результаты исследований с эмульсией скважины 4103 угленосного горизонта НГДУ Ямашнефть, образованной пластовой водой плотностью 1027 кг/м3, подтверждают сделанные ранее выводы о необходимости использования деэмульгаторов высокой степени гидрофобности для обработки эмульсий, образованных слабоминерализованными водами (рисунок 9).

—1М1_-4Э12 -Ш-РЧК1 —РИК2 —••—ДИН 1А -»-СтхМвО -»-СНПХ«15Д -"-Рим "8 -Инте«с 720

Рисунок 9 - Результаты обезвоживания эмульсии нефти и опресненной воды (а), нефти и минерализованной воды (б); а - плотность воды 1027 кг/м1, объемная доля воды - 44,1 б -плотность воды - 1148 кг/м3', объёмная доля воды - 47,3%. Температура - 8"С

4. Подготовка природных битумов Контроль по коэффициенту флокуляции (Л-,/,) дисперсного состояния высокомолекулярных компонентов нефти (асфальтенов) дает основания для правильного подбора углеводородных разбавителей при подготовке нефтей высокой плотности и высоковязких эмульсий. При этом можно сгруппировать разбавители по характеру влияния на состояние асфальтенов, определить количество, необходимое для перехода асфальтенов из сфлокулированного в пептизи-рованное состояние. Для этого на основании проведенных исследований разработана методика, защищенная патентом.

Рекомендации по подготовке природного битума Мордово-Кармальского месторождения предполагают использование в технологическом процессе разбавителя. Контроль по Кф показал, что исследованные дистилляты, которые могли бы применяться в этих целях, характеризуются слабо выраженным де-флокулирующим действием. Действие дистиллятов будет проявляться, прежде всего, как разбавителей. Даны рекомендации по изменению расположения точек обработки природного битума деэмульгатором, что приведёт к увеличению времени гидродинамического разрушения и обеспечению воздействия деэмульгатора на эмульсию при более высокой температуре, которая при выходе её на поверхность составляет не менее 60°С.

Основные выводы и рекомендации

1. На основании выполненных исследований обобщены и систематизированы данные по свойствам применяемых для подготовки нефти деэмульгаторов, показана взаимосвязь различных свойств (фенольное число, температура помутнения, поверхностное натяжение, коэффициент распределения между водной и нефтяной фазами, флокуляционный эффект) между собой и эффективностью деэмульгирующего действия.

2. Показано, что у деэмульгаторов проявляется различный механизм действия: флокуляционный и поверхностно-активный. Флокуляционный механизм проявляется эффективностью действия деэмульгатора при низких температурах, поверхностно-активный - при нагреве эмульсии. Оптимально процесс де-эмульсации с участием гидрофобных деэмульгаторов происходит при проявлении флокуляционного действия.

3. Деэмульгаторы с выраженным флокуляционным действием характеризуются невысокой поверхностной активностью, незначительной долей перехода вводу, низкими значениями температуры помутнения, фенольными числами от 1,5 до 6,2. При снижении минерализации вследствие увеличения растворимости в воде у деэмульгаторов с выраженным флокуляционным действием происходит уменьшение его проявления при одновременном ухудшении эффективности деэмульгирующего действия. Это происходит пропорционально снижению минерализации входящей в состав эмульсии воды при одновременном увеличении вязкости, дисперсности и устойчивости образуемой с её участием эмульсии.

4. Показано, что при больших дозировках гидрофобных деэмульгаторов в эмульсии образуются крупные ассоциаты и дальнейший процесс деэмульсации происходит в их присутствии. Побочный эффект увеличения устойчивости эмульсии, вызванный образованием ассоциатов, ниже, и показагели разделения эмульсии лучше при не высоких локальных дозировках деэмульгатора.

5. Исследование нефтей основных месторождений ОАО «Татнефть» позволило установить, что большинство из них относится к одному типу по классификации Глебовской Е.А. - метаново-ароматическому, за исключением некоторых нефтей Бавлинской группы, которые относятся к нафтеново-метановому типу. Тип стабилизаторов всех исследованных нефтей асфальтово-смолистый.

6. В зависимости от физико-химических свойств демульгаторы распределены по группам, каждая из которых в соответствии с разработанным алгоритмом имеет свою область эффективного действия:

-деэмульгаторы с выраженным флокуляционным действием рекомендуются для обработки эмульсии при низких температурах в промысловой системе нефтесбора;

-деэмульгаторы, в составе которых присутствуют гидрофобные компоненты, но флоккулирующее действие выражено незначительно, рекомендуются для обработки эмульсии на ступени термического обезвоживания;

-деэмульгаторы, проявляющие выраженное сродство к воде, характеризуются невысокой эффективностью при низких температурах, рекомендуются для обработки эмульсий невысокой агрегативной устойчивости.

7. На основании результатов исследований разработан РД 153-39.0-313-03 «Методика испытаний, подбора и контроля использования деэмульгаторов при промысловой подготовке нефти», позволяющая оценить эффективность деэмульгаторов по комплексу показателей при лабораторных испытаниях и осуществлять контроль эффективности использования деэмульгатора в системе нефтесбора. Использование рекомендаций по оптимизации применения деэмульгаторов позволило получить в 2004 г. экономический эффект в размере 4,307 млн. руб.

8. На уровне изобретения разработан способ определения коэффициента флокуляции нефти (патент РФ № 1617360 от 13. 05. 1993).

Основное содержание работы отражено в следующих публикациях:

1. Промысловые испытания деэмульгаторов при подготовке нефтей угленосных горизонтов месторождений Татарстана / Космачёва Т.Ф., Тронов В.П., Ширеев АЛ, Буккупова РЗ., Орлинская В.П. // Тезисы докладов IV научно-технической конференции молодых учёных и специалистов ВНИИСПТнефтъ. Уфа. -1980. -С. 33-35.

2. Промысловые испытания технологии обессоливания сернистой нефти на Сулеевской ТХУ методом компаундирования i Космачёва Т.Ф., Тронов В.П., Ширеев А.И., Биккулова Р.З. // Тезисы докладов XVII научно- технической конференции молодых учёных и специалистов ТгпНИПИнефтъ. Бугульма. 1981.-С.69-70.

3. Промысловые испытания технологии подготовки нефти по совмещённой схеме / Полищук C.B., Космачёва Т.Ф., Тронов В.П., Ширеев А.И., Гуфра-нов Ф.Г. // Тезисы докладов XVII научно- технической конференции молодых учёных и специалистов ТатНИПИнефть. Бугульма. - 1981. - С.80-81.

4. Совмещённая технология предварительного сброса пластовой воды из нефти угленосного горизонта / Тронов В.П., Нургалиев Ф.Н., Лазарев А.Д., Биккулова Р.З., Ширеев А.И., Космачёва Т.Ф. // Информационный листок №

117-82. ТатЦНТИ, Казань. - 1983. - Зс.

5. Технология предварительного обезвоживания нефти угленосного горизонта с получением качественной пластовой воды при низких температурах / Космачёва Т.Ф., Тронов В.П., Нургалиев Ф.Н., Ширеев А.И., Ли А.Д.//Тезисы

докладов X научно-технической конференции молодых учёных и специалистов СибНИИНП. - Тюмень. - 1984. - С. 21-23.

6. Исследование эффективности водорастворимых и маслорастворимых деэмульгаторов / Р.З. Биккулова, Т.М. Доброскок, Ф.Ф. Хамидуллин, Ф.Г. Гуф-ранов, Т.Ф. Космачева // Повышение эффективности использования производственных фонде« нефтедобычи, Труды ТагНИПИнефга, вып.55, Бугульма. -1984. -С. 174.

7. О повышении эффективности работы ступеней предварительного обезвоживания девонской нефти / Космачёва Т.Ф., Шцреев А.И., Исмагилов М.Х., Шагеев Р.Х. // Тезисы докладов XIX научно-технической конференции молодых учёных и специалистов. Бугульма. - 1985 - С. 141.

8. Влияние внутрипластового горения на дисперсное состояние высокомолекулярных компонентов природных битумов. / Р.З. Сахабутдинов, И.Х. Исмагилов, АЛ Ширеев, Т.Ф. Космачева //Нефтяное хтяйство. - №11,- 1989. - С.56-58.

9. Подбор углеводородных разбавителей для подготовки высоковязких нефтей и природных битумов / Р.З. Сахабутдинов, И.Х. Исмагилов, А.И. Ширеев, Т.Ф. Космачёва. // Э.И., сер. «Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений». 1989. - №1. -С. 45 - 46.

10. Патент РФ 1617360 Способ определения кгаффипияпа флокупяиии нефти / Исмагилов ИХ, Сахабупшнов РЗ, Ширеев AR, Космачёва Т.Ф. // БИ № 48,1990.

11. Влияние дисперсного состояния асфальтенов на устойчивость эмульсий природных битумов. / И.Х. Исмагилов, Р.З. Сахабутдинов, В.П. Тронов, А.И. Ширеев, Т.Ф. Космачева. // ЭИ, Сер. Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений, М. -1991. - С.23-27.

12. Снижение затрат при сборе и транспортировании высокообводненных эмульсий / O.A. Гумовский, И.Х. Исмагилов, В.П. Тронов, А.И. Ширеев, Т.Ф.Космачева // Научный потенциал нефтяной отрасти Татарстана на пороге XXI века. Сб. научных трудов ТатНИПИнефть, Бугульма. - 2000. - С.397-400.

13. Состояние подготовки нефти на месторождениях ОАО Татнефть/ Исмагилов И.Х., Ширеев А.И., Тронов В.П., Космачёва Т.Ф. И Труды Всероссийской научно-технической конференции «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы» - Альметьевск. - 2001. -С.74-78.

14. Оценка количества деэмульгатора, содержащегося в пластовой воде, при разделении водонефтяных эмульсий / И.Х. Исмагилов, Т.Ф. Космачева,

Е.В. Столярова. // Техника, технология и экономика разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Татарстана в начале XXI века, тезисы докладов молодежной научно-практической конференции ОАО «Татнефть», Альметьевск - 2001. -С.113-114.

15. Опыт применения деэмульгаторов для подготовки нефти месторождений ОАО «Татнефть». / Т.Ф. Космачева. // Материалы Всероссийской научно-практической конференции «Разработка, производство и применение химических реагентов для нефтяной и газовой промышленности», М. - 2002. - С.197.

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

17. Влияние химических реагентов, применяемых при добыче нефти, на устойчивость водонефтяных эмульсий / Ф.Р. Губайдулин, О.С. Татьянина, Т.Ф. Космачева, РЗ. Сахабутдинов, ИХ Исмагилов // Нефтяное хозяйство. - №8. -2003. - С. 68-70.

18. Исследование возможности деэмульгаторов обрабатывать аномально устойчивые структуры. / Т.Ф. Космачева, Ф.Р. Губайдулин, Р.З. Сахабутдинов, И.Х. Исмагилов // Нефтяное хозяйство. - №1, - 2004. - С.90-92.

19. Исследование распределения деэмульгаторов при разрушении водонефтяных эмульсий. / Т.Ф. Космачева, И.Х. Исмагилов, Ф.Р. Губайдулин, Е.В. Жилина. // Нефтяное хозяйство. - №6. - 2004. - С. 110-113.

20. Новые подходы к оценке эффективности деэмульгаторов. / Т.Ф. Космачева, Ф.Р. Губайдуллин, И.Х. Исмагилов. // Сб. докладов научно-технической конференции «Новые методы добычи, подготовки и транспортировки нефти, г. Октябрьский. - 2004. - С.56-64.

№16003

РНБ Русский фонд

2006-4 13077

Отпечатано в секторе оперативной полиграфия Института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» Подписано в печать 24.08.2005 г. Заказ № 131 Тираж 100 экз.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Космачева, Татьяна Федоровна

ВВЕДЕНИЕ.

1 СОВРЕМЕННЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О СВОЙСТВАХ ВОДОНЕФ-ТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ И СПОСОБАХ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ.

1.1 Физические и реологические свойства нефтей и эмульсий.

1.1.1 Физические и реологические свойства нефтей.

1.1.2 Физические и реологические свойства водонефтяных эмульсий.

1.1.3 Стабилизаторы водонефтяных эмульсий.

1.2 Обзор основных методов подготовки нефти.

1.2.1 Методы подготовки нефти.

1.2.2 Технологические схемы подготовки нефти.

1.3 Деэмульгаторы.

1.3.1 Свойства деэмульгаторов.

1.3.2 Механизм действия деэмульгаторов.

1.3.3 Ассортимент деэмульгаторов.

2 СОВМЕЩЁННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ.

3 ИССЛЕДОВАНИЕ СВОЙСТВ ДЕЭМУЛЬГАТОРОВ.

3.1 Вязкость деэмульгаторов.

3.2 Растворимость и стабильность деэмульгаторов в воде и органической среде.

3.3 Поверхностно-активные свойства деэмульгаторов.

3.4 Исследование распределения деэмульгаторов между водной и нефтяной фазами.

4 ОСОБЕННОСТИ ДЕЙСТВИЯ ДЕЭМУЛЬГАТОРОВ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ МИНЕРАЛИЗАЦИИ ВОДЫ И СПОСОБА ДОЗИРОВАНИЯ

4.1 Эффективность деэмульгаторов при различной минерализации воды

4.2 Эффективность разделения эмульсии при различных способах ввода деэмульгатора.

5 ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЕЭМУЛЬГАТОРОВ.

5.1 Определение эффективности деэмульгаторов при низких температурах и нагреве.

5.2 Исследование и выделение основных типов нефтей месторождений ОАО «Татнефть».

6 РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ЭФФЕКТИВНОМУ ПРИМЕНЕНИЮ ДЕЭМУЛЬГАТОРОВ.

6.1 Методика определения эффективности деэмульгаторов.

6.2 Алгоритм подбора деэмульгатора.

6.3. Рекомендации по технологии применения деэмльгаторов.

6.4. Примеры использования результатов исследований.

6.4.1. Исследования по оптимизации использования деэмульгатора в системе сбора и транспорта нефти.

6.4.2. Оптимизация работы УПС.

6.4.3. Обработка эмульсий со слабоминерализованными водами.

6.4.4 Подготовка природных битумов.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование технологии подготовки нефти на основе оптимизации применения деэмульгаторов"

Из известных способов подготовки нефти наиболее широкое применение на промыслах нашёл метод термохимического обезвоживания. Этот способ применяется также для подготовки нефти месторождений Татарстана. Высокая эффективность этого метода основана на сочетании воздействия, на эмульсию комплекса факторов, таких, как гидродинамическое воздействие, температура, химические компоненты -деэмульгаторы. Эффективность технологии деэмульсации определяется рациональным соотношением этих элементов и для улучшения его показателей необходима оптимизация каждого из них. Использование деэмульгаторов в значительной степени способствовало прогрессу в разработке технологий подготовки нефти, поскольку, обеспечивая необратимое разрушение бронирующих оболочек на каплях воды, они значительно облегчают последующий процесс разделения эмульсии. Поскольку определённая стадия технологического процесса и условия реализации каждой конкретной технологии в большей либо меньшей степени различаются, становится очевидным, что высокая эффективность подготовки нефти в целом может быть достигнута лишь при использовании деэмульгаторов с отвечающими этим условиям свойствами. При значительном увеличении ассортимента и появлении большого количества различных по особенностям действия деэмульгаторов с одной стороны, появляется возможность повышения эффективности технологии подготовки нефти за счёт целенаправленного использования деэмульгатора с определёнными свойствами, с другой - становится очевидной необходимость методологичекого подхода к подбору деэмульгаторов для использования при конкретных параметрах технологического процесса. При этом необходимо также учитывать и свойства эмульсий.

Оптимизация применения деэмульгаторов позволит наилучшим образом решать технологические задачи в рамках совмещённой технологии при минимальных затратах на подготовку нефти. Рациональное их применение деэмульгаторов важно также в целях снижения затрат, поскольку доля деэмульгаторов в себестоимости подготовки нефта довольно значительна и составляет порядка 10%.

Научные основы процессов стабилизации и разрушения дисперсных систем заложены научной школой академика П.А. Ребиндера.

Наиболее значительный вклад в развитие технологии и методов подготовки нефта внесён разработками научной школы института ТатНИПИнефть и учёными Татарстана (чл.-корр. АН РТ В.П. Тронов, д.т.н.: Р.З. Сахабутдинов, Б.М.Сучков, А.В. Тронов, Н.И. Хисамутдинов; к.т.н.: В.И. Грайфер, А.И. Ширеев, С.П. Лебедич, И.Г. Закиров, Р.К. Валыпин, И.И. Гиниатуллин, А.К. Розенцвайг, И.Х. Исмагилов, Л.П. Пергушев, Ф.Ф. Хамидуллин, Л.М Шшшгузов, А.Д. Ли и др.).

Теоретические основы и эффективные методы подготовки нефти разрабатывались научными школами башкирской (д.т.н. Г.Н. Позднышев, к.т.н.: И.Д. Муратова, Р.И. Мансуров, Д.С. Баймухаметов и др.), сибирской (д.т.н. Я.М. Каган, к.т.н.: Ф.Ф. Назаров, В.Х. Латыпов, Н.С. Маринин, Ю.Н. Савватеев и др.), грозненской (д.т.н. А.И. Гужов, В.Ф. Медведев), а также такими учёными, как д.т.н. С.С. Шнерх, Т.З. Митрофанов, К.С. Каспарьянц Н.М. Байков, А.А. Каштанов и другими.

Проблемы создания, изучения свойств и применения деэмульгаторов решали исследователи д.х.н.: Г.Н. Кокорев (КГПУ), И.Н. Дияров, Р.Ф. Хаимдуллин (КГТУ) к.т.н Ю.С. Смирнов, А.А.Петров (Гипровостокнефть), Г.А Тудрий, О.А. Варнавская (НИИнефтепрохим) и другие.

Целью диссертационной работы является разработка методики подбора и оптимизации технологии применения деэмульгаторов при промысловой подготовке нефти.

В соответствии с поставленной целью в работе решались следующие основные задачи:

1. Исследование физических и реологических свойств основных групп деэмульгаторов, применяемых для промысловой подготовки нефти.

2. Оценка эффективности деэмульгаторов в зависимости от условий и технологии их применения.

3. Выявление взаимосвязи свойств и эффективности действия деэмульгаторов при различных температурах.

4. Разработка методологических подходов к оценке эффективности деэмульгаторов и оптимизации технологии их использования при промысловой подготовке нефти.

Решение поставленных задач проводилось с помощью теоретических и экспериментальных исследований, которые были выполнены в соответствии с тематическим планом научно-исследовательских работ института ТатНИПИнефть.

Научная новизна:

1. Установлено, что эффективность деэмульгаторов различной степени гидрофобности ниже при воздействии на эмульсию нефти с пресной водой, чем с минерализованной.

2. Установлено, что увеличение растворимости деэмульгаторов в воде независимо от того, связано это со свойствами деэмульгаторов или эмульсии, приводит к снижению эффективности их действия при температуре ниже 10°С.

3. Установлено, что эффективность деэмульгаторов при низких температурах связана с выраженным проявлением флокуляционного действия.

На основании выполненных исследований обобщены и систематизированы данные по свойствам применяемых для подготовки нефти деэмульгаторов, показана взаимосвязь различных свойств (фенольное число, температура помутнения, поверхностное натяжение, распределение между водной и нефтяной фазами, флокуляционный эффект) между собой и эффективностью деэмульгирующего действия, определена область применения.

Определена область применения деэмульгаторов в зависимости от их физико — химических свойств.

Разработан способ определения коэффициента флокуляции нефтей со сконденсированными высокомолекулярными веществами (патент РФ № 1617360).

Даны рекомендации по совершенствованию технологии подготовки нефти на основе оптимизации использования деэмульгаторов с различными свойствами в зависимости от свойств водонефтяных эмульсий и особенностей системы обустройства месторождений, экономический эффект от внедрения от которых по ОАО Татнефть в 2004 году составил 4307 тыс. руб.

Материалы диссертации докладывались и обсуждались: на IV научно-технической конференции молодых учёных и специалистов ВНИИСПТнефть (г. Уфа, 1980 г.). на XVII и XIX научно — технической конференции молодых учёных и специалистов ТатНИПИнефти (Бугульма, 1981, 1985 г г.); на X научно-технической конференции молодых учёных и специалистов СибНИИНП (Тюмень, 1984 г.); на Всероссийской научно-практической конференции «Разработка, производство и применение химических реагентов для нефтяной и газовой промышленности» (г. Москва, 2002 г.); на научно-технической конференции «Новые методы добычи, подготовки и транспортировки нефти» (г. Октябрьский, 2004 г.). Материалы диссертации докладывались и обсуждались: на IV научно-технической конференции молодых учёных и специалистов ВНИИСПТнефть (г. Уфа, 1980 г.). на XVII и XIX научно — технической конференции молодых учёных и специалистов ТатНИПИнефти (Бугульма, 1981, 1985 г г.); на X научно-технической конференции молодых учёных и специалистов СибНИИНП (Тюмень, 1984 г.); на Всероссийской научно-практической конференции «Разработка, производство и применение химических реагентов для нефтяной и газовой промышленности» (г. Москва, 2002 г.); на научно-технической конференции «Новые методы добычи, подготовки и транспортировки нефти» (г. Октябрьский, 2004 г.).

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Космачева, Татьяна Федоровна

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

2. Показано, что у деэмульгаторов проявляется различный механизм действия: флокуляционный и поверхностно-активный. Флокуляционный механизм проявляется эффективностью действия деэмульгатора при низких температурах, поверхностно-активный - при нагреве эмульсии. Оптимально процесс деэмульсации с участием гидрофобных деэмульгаторов происходит при проявлении флокуляционного действия.

4. Показано, что при больших дозировках гидрофобных деэмульгаторов в эмульсии образуются крупные ассоциаты и дальнейший процесс деэмульсации происходит в их присутствии. Побочный эффект увеличения устойчивости эмульсии, вызванный образованием ассоциатов, ниже, и показатели разделения эмульсии лучше при не высоких локальных дозировках деэмульгатора.

5. Исследование нефтей основных месторождений ОАО «Татнефть» позволило установить, что большинство из них относится к одному типу по классификации Глебовской Е.А. — метаново-ароматическому, за исключением некоторых нефтей Бавлинской группы, которые относятся к нафтеново-метановому типу. Тип стабилизаторов всех исследованных нефтей асфальтово-смолистый.

8. На уровне изобретения разработан способ определения коэффициента флокуляции нефти (патент РФ № 1617360 от 13. 05.1993). ч

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Космачева, Татьяна Федоровна, Бугульма

1. Основы и менеджмент промышленной экологии. Под ред. Мухутди-нова А.А.// Казань: «Магариф», 1998. - 380 с.

2. Разработка месторождений тяжелой нефти. // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. Переводное издание журналов США, №1, 1982. - с.34-37.

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

4. Байков Н.Н., Позднышев Т.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. // М, Недра, 1981. — 261с.

5. Байков Н.М., Колесников Б.В., Челпанов П.И. Сбор, транспорт и подготовка нефти.// М., Недра, 1975. — 317с.

6. Нефть. Общие технические условия. ГОСТ Р 51858-2002. 7с.

7. Принципы классификации нефтей. Classification and composition of crude oil/Clayton Jerryl/US Geol Surv Ball, 1998, №1870. c. 54-56

8. Мир нефтепродуктов. // Вестник нефтяных компаний. 2001, №2, с.42-43.

9. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. // М., Недра, 1977.-287 с.

10. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. // Казань, ФЭН, 2000.416 с.

11. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. // М., Недра. 1974.-184 с.

12. Каспарьянц Н.С. Промысловая подготовка нефти и газа. // М., 1973.

13. Абрамзон А.А Поверхностно-активные вещества. // Л., Химия, 1981.

14. Позднышев Г.Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий. // М., Недра, 1982.

15. Захарченко В.Н. Коллоидная химия. // М., Высшая школа, 1989.-238 с.

16. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии. Поверхностные явления и дисперсные системы. // М., Химия, 1982. — 400 с.

17. Логинов В.И. Обезвоживание и обессоливания нефтей. // М., Химия, 1979.-216 с.

18. Иктисанов В.А Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений. // М., ВНИИОЭНГ, 2001. 212 с.

19. Slawomirski M.R. Theological Behavior of Oil Well Drilling Fluids. // Ins/J/Rock Merck Sci. Cronetric Abstr. Persimmon Press, 1975, V12.-p.115.

20. Прогнозирование реологических свойств нефтей новых месторождений / ЮА.Сковородников // Нефтяное хозяйство, №6,1976 -с.57-58.

21. Исследование течения водонефтяных эмульсий / Г.Н. Григоращенко, И. А Швецов // Нефтепромыслове дело, Труды Гипровостокнефть, вып.ХХП, Куйбышев, 1974.-232 с.

22. Применение ПАВ для снижения гидравлических сопротивлений во внутрипримысловых трубопроводах НГДУ «Чекмагушнефть» / Е.Н. Севцова,

23. В.А Гильманшинев (ВНИИСПТнефть) //Нефтепромысловое дело, №6,1980. -с.42-45.

24. Исследование влияния вязкости деэмульгаторов марки СНПХ на вязкость водонефтяных эмульсий / Б.Р. Фархутдинов, JI.K. Хватова, О.А. Варнав-ская и др. // ОАО «НИИнефтепромхим», Нефтяное хозяйство, №10, 2001. -с.87-89.

25. Повышение эффективности внутрипромыслового транспорта высоковязких водонефтяных эмульсий / Н.А. Левин, А.Г. Темин, В.Х. Сингизова // ч Нефтепромысловое дело, №8,1999. с.38-41.

26. Прогнозирование реологических свойств нефтей новых месторождений / Ю.А Сковородников (ВНИИСПТнефть) // Нефтяное хозяйство, №6, 1976.-с.57-59.

27. Кузнецова В.В., Усть-Качкинцев В.Ф. Физическая и коллоидная химия // М., Высшая школа, 1976. 277 с.

28. Методическое руководство по определению реологических свойств неньютоновских нефтей. РД 39-081-91, М., 1990.

29. О механизме деэмульгирования водонефтяных эмульсий композиционным реагентом полинол-дипроксамин-157. / Л.А. Кабирова, А.А. Гречухина, И.Н. Дияров (КГТУ). // «Нефть и газ», №6,1999. с.83-86.

30. Коллоидные стабилизаторы нефтяных эмульсий. / А.А. Петров, Г.Н. Позднышев // Труды Гипровостокнефть, М., Недра, 1971. — «Обезвоживание и обессоливание нефти», вып.13. с. 3-8.

31. Коллоидные стабилизаторы нефтяных эмульсий./ А.А Петров (Гипровостокнефть), Г.Н. Позднышев, К.Г. Новикова, Р.И. Мансуров (ВНИИСПТнефть). // Нефтяное хозяйство, №1,1974.

32. Исследование структуры асфальтенов методом рентгеновской ди-фрактометрии./ Г.М. Махонин, А.А. Петров. // Химия и технология топлив и масел, №12, 1975. с.21-24.

33. Структура асфальтово-смолистых веществ в нефти и их эмульгирующие свойства. / А.А. Петров, Г.Н. Позднышев, С.И.Борисов. // «Обезвоживание и обессоливание нефтей», Труды Гипровостокнефть, М., Недра, 1971, вып.13.-с.13-18.

34. Углеводородный состав нефтей и устойчивость нефтяных эмульсий. /

35. АА Петров, Г .Н. Позднышев. // «Обезвоживание и обессоливание нефтей», ч Труды Гипровостокнефть, М., Недра, 1971, вып.13. — с.9-13.

36. Исследование структуры твердых парафинов, выделенных из стабилизатора нефтяной эмульсии. /Г.М. Махонин, АА. Петров, И.В.Веретенникова. // Химия и технология топлив и масел, №11,1975.—с.19-21.

37. Поверхностно-активные компоненты стабилизаторов нефтяных эмульсий. / Г.М. Махонин, АА Петров, С.И. Борисов. // Химия и технология топлив и масел, №12,1979. с.38-41.

38. Роль отдельных компонентов высокомолекулярной части нефти в стабилизации нефтяных эмульсий. / С.И. Борисов, А.А. Петров. // Нефтепромысловое дело, Труды Гипровостокнефтъ, Куйбышев, вып26,1975.—с.102-112.

39. О влиянии мехпримесей в нефти на эффективность деэмульгатора. / ^ Г.Н. Позднышев, Р.М.Ручкина, Р.И.Мансуров (ВНИИСПТнефть). // Нефтепромысловое дело, №6,1978. с.49-50.

40. Временная инструкция по определению допустимых пределов смешения сероводород- и железосодержащих водонефтяных эмульсий. / РД 39-1205-79. Гипровостокнефтъ. Составлена С.И. Борисовым, к.т.н. А.Г. Соколовым, к.х.н. А.А. Петровым. — 22с.

41. К вопросу об устойчивости смесей сероводород- и железосодержащих нефтяных эмульсий. / С.И. Борисов, А.А. Петров, И.В. Веретенникова. // Нефтепромысловое дело, Труды Гипровостокнефтъ, Куйбышев, вып.ХХП, 1974. -с.24-30.

42. Анализ природных стабилизаторов неразрушенной части нефтяных эмульсий в процессе подготовки нефти. / И.Б. Доброскок, Е.Я. Лапига, Л.З. Климова (ГАНГ им. Губкина). // Нефтепромысловое дело, №7-8, 1994. с.17-18.

43. Левченко Д.Н., Бергпггейн Н.Б., Николаева Н.М. Технология обессо-ливания нефтей на нефтеперерабатывающих предприятиях. — М., Химия. 1985.

44. Основы химического деэмульгирования нефтей. / А.А. Петров. // Нефтепромысловое дело, Труды Гипровостокнефтъ, Куйбышев, вып.ХХП, 1974.-c.3-15.

45. Современное состояние и перспективы развития деэмульгаторов для подготовки нефти за рубежом. / Ю.С.Смирнов, Н.П.Мелошенко. // ОИ сер. «Нефтепромысловое дело», вып. 17(146), М.,1987. 40с.

46. Современные достижения в области подготовки нефти (Реагенты> деэмульгаторы для подготовки нефти). / Г.Н.Позднышев, А.А. Емков. // ОИсер. «Нефтепромысловое дело», 1979 53 с. » 48. Применение деэмульгаторов для подготовки нефти на промыслах. /

47. Ю.С. Смирнов. // ОИ сер. «Нефтепромысловое дело», вып.20 (149), М.,1987. -44с.

48. Исследование влияния солевого состава и рН водной фазы на стабильность нефтяных эмульсий. / Г.М.Панченков, Л.А.Серикова, В.В. Папко. // Нефтепромысловое дело, №7, 1976. с. 49-51.

49. Исследование эффекта редиспергирования в нефтяных эмульсиях, обработанных деэмульгатором. / Л.П. Пергушев, В.П. Тронов, И.Х. Исмаги-лов, А.И. Ширеев. // Нефтяное хозяйство, №7,1999. 45-46.

50. Поверхностно-активные вещества. Справочник. // Л., Химия, 1979.

51. Русанов А.И. Мицеллообразование в растворах поверхностно-активных веществ. // СПб, Химия. 280 с.

52. Строение ПАВ, применяемых для удаления из нефти солей и других примесей. / Д.Н. Левченко, Н.В. Бергыггейн, Н.М. Николаева (ВНИИНГ). // Нефтяное хозяйство, №7, 1976. — с.60-62.

53. Поверхностно-активные свойства реагентов-деэмульгаторов. / Е.В. Мирошниченко, Шабалина. // Добыча, сбор и подготовка нефти и газа на месторождениях Западной Сибири. Труды СибНИИНП, вып. 14, Тюмень, 1979. -с.76-80.

54. Оценка эффективности деэмульгаторов на основании исследования их поверхностно-активных свойств при адсорбции из нефтяной фазы. / Г.Н. Позднышев и др. // Нефтепромысловое дело, М., ВНИИОЭНГ, 1975, №12.

55. Типовые процессы применения отечественных деэмульгаторов в технологии подготовки нефти. / РД 39-031-90, Уфа, 1990. -114 с.

56. Химическое деэмульгирование нефти, как основа ее промысловойподготовки. / Ю.С. Смирнов, Н.П. Мелошенко (Гипровостокнефть). И Нефтя-w ное хозяйство, №3, 1989. с.46-49.

57. Термохимическое обезвоживание сверхтяжелых нефтей. / А.А. Емкое, Р.И. Мансуров. // Сбор, подготовка нефти и воды, защита от коррозии нефтепромыслового оборудования, ВНИИСПТнефть, сб. научных трудов, Уфа, 1987.-29-34.

58. О классификационном показателе качества нефтяных эмульсий. / А. А. Емков. // Сбор, подготовка нефти и воды, защита от коррозии нефтепромыслового оборудования, ВНИИС1 П'нефпь, сб. научных трудов, Уфа, 1987. -с. 58-62.

59. Каштанов А.А. Жуков. С.С. Оператор обезвоживающей и обессоливающей установки. // М., Недра, 1985. 292с.

60. Исследование поверхностных эмульгирующих и дефлокулирующих свойств фракций, полученных при экстракционном разделении нефтей. / А.А. Петров, Г.Н.Позднышев, С.И. Борисов. // Химия и технология топлив и масел,3,1969.-с.11-14.

61. О составе твердого парафина битковской нефти. / Е.Ф. Шевченко, Н.И. Черножуков. // Химия и технология топлив и масел, №3, 1969. с. 11-14.

62. Аномальные результаты термообработки Ромашкинской нефти. / И.Н. Евдокимов, Д.Ю. Елисеев, Н.Ю. Елисеев (РГУ им. Губкина). // Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы, Труды Всероссийской Научно-технической конференции, Альметьевск, 2001 с.375-379.

63. Исследование прочности адсорбционных пленок на границе раздела «нефть-вода». / В.П. Тронов, В.П. Орлинская, JI.A. Золотухина, А.Н. Юсупов. // Нефтепромысловое хозяйство месторождений Татарии, Труды ТатНИПИ-нефть, вып.ХХХУ, Бугульма, 1977. с. 259-267.

64. К вопросу о стабилизации смеси эмульсий девонских и угленосных нефтей. / Ю.С. Смирнов. // Обустройство нефтяных месторождений, содержащих сероводород, Труды Гипровостокнефтъ, Куйбышев, 1987. с.122-131.

65. Эффективность действия маслорастворимых деэмульгаторов при различных способах их дозирования в нефтяную эмульсию. / Т.И. Федоршцев и др. // Нефтяное хозяйство, № 12,1980. с.59-61.

66. Влияние углеводородного состава легкой фракции нефтей на технологию применения деэмульгаторов. / Ю.С. Смирнов, О.С. Калинина. // Обустройство нефтяных месторождений, содержащих сероводород. Труды Гипровостокнефтъ, Куйбышев, 1987. -с. 109-115.

67. Влияние различных добавок на температуру помутнения водных растворов додецилового эфира полиоксиэтиленгликоля — полиоксипропиленгли-коля. / Yin-Jing Chai, Jiaaan-Hai Mu. // Department of Chemistry Shading Normal

68. University, Jian 250014,China. Institute of Colloid and Interface Chemistry, Shading University Jinan 250100, China. Коллоидный журнал, т.64, №5, 2002. -c.610-616.

69. Бабалян Г.А и др. Физико-химические основы применения поверхностно-активных веществ при разработке нефтяных пластов. // М., 1962. — 284с.

70. Коллоидно-химические свойства и деэмульгирующая способность диалкимполиэтиленгликольфосфатов. / Ю.С. Смирнов, А.А. Петров. // Нефтепромысловое дело, Труды Гипровостокнефтъ, вып.ХХП, Куйбышев, 1974. -с. 17-23.

71. Эффективность действия водорастворимых деэмульгаторов при различных способах дозирования их в нефтяную эмульсию. / Т.Н. Федоршцев, Е.В. Мирошниченко, С.Ф. Чернавских (СибНИИНП). // Нефтяное хозяйство, №10,1978.-с. 46-48.

72. Свойства отечественных деэмульгаторов. / Т.Н. Федоршцев, Е.В. Мирошниченко, В.Н. Рябова (СибНИИНП). // ЭИ сер Техника и технология добычи нефти и обустройства нефтяных месторождений, М., №4,1989. — с.4-6.

73. О влиянии солевого состава водной фазы на устойчивость нефтяных эмульсий. / Р.И.Мансуров, Р.М.Ручкина, К.Г.Новикова, Г.Н.Позднышев,

74. A.Г. Исанбаев. // Труды ВНИИСПТнефть, вып. 11, с.265-268.

75. Патент РФ 2076135, Состав для обезвоживания и обессоливания нефтц. Б.И. №9, 1997.

76. Трехкратное использование химреагента при подготовке нефти. / Ю.М.Сорокин, А.А.Фархутдинов (ЦНИТТР и ЦИТС НГДУ Альметъевнефть). // Нефтепромысловое дело, №10, 1975.

77. Влияние опреснения пластовых вод на реологические и деэмульса-ционные свойства формируемых эмульсий / В.П.Тронов, А.И.Ширеев //Нефтяное хозяйство, № 8,1991. с. 27-29.

78. Закономерности фазового распределения ПАВ-деэмульгаторов при разрушении эмульсий. / А.Н.Ширшов, И.А.Сумыгина. // Добыча, сбор и подготовка нефти и газа на месторождениях Западной Туркмении, Труды Турк-менНИПИнефть, Грозный, 1988. -с. 36-40.

79. Извлечение деэмульгатора из дренажных вод пенной флотацией. /

80. B.Е.Ракинцева, А.Н.Ширшов, А.Н.Гурьянов, И.А.Сумыгина (ТуркменНИПИ-нефтъ). // Нефтяное хозяйство, №11. с. 36-38.

81. Исследование адсорбирования деэмульгаторов на границе раздела фаз «углеводородная жидкость-газ». / Т.И.Федоршцев, Т.П.Шабалина. // Вопросы интенсификации добычи и подготовки нефти, Труды СибНИИНП, Тю-менеь, 1982.-с. 113-119.

82. Вторичное использование реагента-деэмульгатора, содержащегося в товарной нефти. / А.Н.Ширшов, А.Н.Гурьянов, В.Е.Ракинцева (ТуркменНИ-ПИнефтъ). // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти, М., вып.9, 1985. -с.21-23.

83. Влияние обводненности нефти на распределение деэмульгатора в во-донефтяном потоке. / Ф.Я.Канзафаров, Н.В.Сычкова, С.Г.Канзафарова, А.С.Васильев (НижневартовскНИПИнефть). // Нефтяное хозяйство, №6, 1992.-с.30-31.

84. О переходе неионогенного деэмульгатора из водного раствора в нефть при температурах дегидратации. / А.А.Емков, Ворончихина. // Труды института ВНИИСПТнефть, вып.7, 1965. с.78-81.

85. Исследование распределения НПАВ в системах «углеводород-вода». / А.Ф.Корецкий, О.М.Абросимова. // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Татарстана, Сборник научных трудов ТатНИПИнефти, Бугульма, 2000.-с. 173-177.t

86. Оптимизация процесса подготовки нефти с учетом особенностей фазового распределения деэмульгаторов. / А.Н.Ширшов, И.АСумыгина, А.Н.Гурьянов (Туркм енНИПИне фть). // Нефтяное хозяйство, №6,1990.-е. 60-62.

87. Роль неионогенных ПАВ в процессе подготовки нефтяных эмульсий, содержащих сульфид железа. / Ф.ННургалеев, Т.М.Зарипов, Г.И.Кокорев и др. // Тезисы докладов XIX научно-технической конференции молодых ученых и специалистов, Бугульма, 1985. C.-150.

88. Выделение и исследование эмульгаторов нефтяных эмульсий. / Д.НЛевченко. // Химия и технология топлив и масел, №10,1970. с.21-25.

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

90. Клейтон В. Эмульсии, их теории и технические применения. // М., Иностранная литература, 1950. — 674 с.

91. Деэмульгаторы для обезвоживания и обессоливания нефти. / Доклад Голландской фирмы «Серво». Редактор к.х.н. Петров А. А Институт Гипрово-стокнефть, Куйбышев, 1968. 19с.f 100. Bertolotti S.G., Cosa L.J., Gsponer H.E., Hamity M., Previtali C.M. //

92. Can.J.Chem.,v.64, №5,1986. p.845-849.ч 101. Межфазный катализ. Химия, катализаторы, применение. / перевод сангл.яз. под ред. Чарльза М., Старкса М. // Химия, 1987. 158с.

93. De Grote V. / The Science of Petroleum Oxford University Press, London, New York, Toronto, v.l, 1938. 616 p.

94. Шенфельд H. Поверхностно-активные вещества на основе оксида этилена. / Под ред.Н.Н. Лебедева. // М., Иностранная литература, 1982. 752 с.

95. Chevalie V., Chahaty С. // J.Am.Chem. Soc., v.107, №5, 1985. -p.l 1021109.

96. Menger F.M., Whetesell L.G. // J.Am.Chem.Soc., v.107, №3, 1985. -p.707-712.

97. Научное обоснование и создание комплекса технологий очистки нефтепромысловых вод для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений. / А.В.Тронов // Дисс. на соискание учёной степени д.т.н. Бу-гульма, 2001.-275с.

98. Теоретическое и экспериментальное обоснование дозирования деэмульгатора в виде нефте-водо-реагентной эмульсии. / И.Н.Лукьянова. // Труды СибНИИНП, Тюмень, 1984. с.57-59.

99. Механизм разрушения нефтяных эмульсий реагентами-деэмульгаторами. / Т.И. Федоршцев, Е.В. Мирошниченко, И.Н. Лукьянова. // Новое в технике и технологии добычи в Западной Сибири. Труды СибНИИНП, вып. 17.1980. с.87-93.

100. Химическое деэмульгирование как основной процесс промысловой подготовки нефти. / А.А. Петров, Ю.С. Смирнов. // РНТС, сер. Нефтепромысловое дело, М., ВНИИОЭНГ, №1, 1977.

101. Подбор деэмульгаторов с учетом температурного режима подготовки нефти. / Л.П. Семенихина, А.Г. Перекупка, Д.В. Семенихина. (ОАО «Гипротюменнефтегаз»). // Транспорт и подготовка нефти, №9,2003. с.89-91.

102. Н.М. Николаева и др. // Химия и технология топлив и масел, №6, 1981.-C.49-50.

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

104. ПАВ для разрушения нефтяных эмульсий при подготовке нефти. / А.А. Петров, Ю.С. Смирнов (Гипровостокнефтъ). // Нефтяное Хозяйство, №7,1. Ч 1976.-с.32-33.

105. Исследование деэмульгирующей способности маслорастворимых окисей алкиленов. Обезвоживание нефти и очистка сточных вод. / В.В. Сорокин, Ю.С. Смирнов, А.А. Петров. // Труды Гипровостокнефтъ, М., Недра, вып. 13,1971. —с.88-95.

106. Характеристика природных эмульгаторов нефтей месторождений Татарии. / С.Х.Айгистова, Т.М.Доброскок, Л.А.Тяпугина // Труды ТатНИПИ-нефть, вып. 6. с.208-217.

107. Обессоливание тяжелых высокосернистых нефтей с помощью мас-лорастворимых реагентов-деэмульгаторов. ЛО.С. Смирнов и др. // Нефтяное хозяйство. №1, 1976. 66-67.

108. Деэмульгирующая способность реагентов при обработке нефтей различной обводненности. / Ю.С. Смирнов, Л.В. Эппггейн, А.А. Петров. // Труды Гипровостокнефть, вып.ХХП, Куйбышев, 1974.

109. Использование отечественного деэмульгатора СНПХ 4810 в процессе подготовки нефти. / Г.А. Тудрий, П.К. Хватова. // Нефтяное хозяйство, №2, 1998. с.54-56.

110. Обезвоживание тяжелых нефтей с повышенным содержанием мех-примесей. / Р.М. Ручкина, В.П. Выговский (ВНИИСПТнефть). // Сбор, подготовка нефти и воды, защита от коррозии нефтепромыслового оборудования, сб. научных трудов, Уфа, 1987. с.35 - 45.

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

112. Влияние компонентов нефтей на эффективность деэмульгаторов. / Г.М. Махонин, А.А. Петров, С.И. Борисов. // Химия и технология топлив и масел, №8,1982. -с.24-26.

113. О влиянии компонентов нефти на реагенты деэмульгаторы. / Г.М. Махонин (Гипровостокнефть). // Внутрипромысловый сбор и подготовка нефти и воды, сб. научных трудов, Куйбышев, 1982. - с.69-77.

114. Бинарные деэмульгирующие композиции. / Т.И. Федоржцев, Е.В. Мирошниченко, И.Н. Лукьянова, Н.Н. Крутова (СибНИИНП). // Применение прогрессивных технологий в добыче нефти на месторождениях Западной Сибири, сб. научных трудов, Тюмень, 1988. с.42-46.

115. Композиционные деэмульгаторы для подготовки нефти. / Н.Ю. Башкирцева. // Диссертация на соискание ученой степени к.т.н, Казань, 1996. -175 с.

116. Высокомолекулярные блоксополимеры окисей этилена и пропилена для подготовки нефти. / Б.Р. Фархутдинов. // Диссертация на соискание ученой степени к.т.н, Казань, 2001. 180 с.

117. Разработка и исследование композиций деэмульгаторов на основе неионогенных поверхностно-активных веществ. / Ю.С. Смирнов, А.Ф. Синельникова, А.А. Петров. // Нефтепромысловое дело, Труды Гипровостокнефть, вып.26, Куйбышев, 1975. -с. 96-102

118. Опыт подбора, испытаний и применения деэмульгирующих композиций для подготовки нефти Западной Сибири. / М.Ю. Тарасов, И.В. Столбов,

119. A.Е. Зенцов, Е.В. Хмелевская (ЗАО «Химтехнефтегаз», Тюмень). // Материалы Всероссийской научно-практической конференции «Разработка, производство и применение химических реагентов для нефтяной и газовой промышленности», М., 2002. с.184-185.

120. Разработка и применение деэмульгирующих композиций для подготовки нефти и воды в совмещенных аппаратах (типа «HEATER-TREATER»). /

121. Ряды активности реагентов деэмульгаторов. / Т.И. Федоргацев, Е.В. Мирошниченко, С.Ф. Чернавских (СибНИИНП). // Добыча, сбор и подготовка нефти и газа на месторождениях Западной Сибири, Труды СибНИИНП, вып. 14, Тюмень, 1979. - с.69-75.

122. Исследование и выбор деэмульгаторов для разрушения нефтяных эмульсий с высоко минерализованными пластовыми водами. / А.Г. Ракутько. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений №9, 1998, с.34-38.

123. Мониторинг реагентов деэмульгаторов для условий путевой деэмульсации продукции месторождений НГДУ «Ямашнефтъ» в зимнее время. / В.В. Смыков, А.Г. Тахаув, М.Э. Хлебникова, И.П. Крайкина, М.Ф. Вахитов,

124. A.Г. Телин (НГДУ «Ямашнефть», ООО УфНИТШцентр, Нефтегаз-2) / Нефтепромысловое дело, №5, 2000 с.26 31.

125. Исследование влияния вязкости деэмульгаторов марки СНПХ на вязкость водонефтяных эмульсий. / Б.Р. Фахрутдинов, Л.К. Хватова, О.А. Вар-навская, Н.А. Лебедев (ОАО «НИИнефтепромхим»). // Нефтяное хозяйство, №10,2001.-с. 87-89.

126. Внедрение новых отечественных деэмульгаторов марок ДИН и СТХ в НГДУ «Первомайнефть». / Н.П. Мелошелко, С.И. Борисов, О.С. Калинина,

127. B.В. Сорокин (ООО «СамараНИПИнефтъ»), А.А. Иванушкин (НГДУ «Первомайнефть»). // Нефтяное хозяйство, №3,2003. с.96-97.

128. Проблемы подготовки высокоэмульсионных нефтей новых нефтяных регионов Сибири и пути их решения. / М.Ю. Тарасов, А.Е. Зенцов, Е.А. Долгушина (ОАО «Гипрогаоменнефгегаз»). //Нефтяное хозяйство, №3,2004. с. 98-102.

129. Тронов В.П. Системы нефтегазосбора и гидродинамика основных технологических процессов. // Казань, ФЭН, 2002. — 512с.

130. Разработка в лабораторных условиях параметров обезвоживания эмульсий нефтей верхних горизонтов. / В.П. Орлинская, Г.В. Лазарева, Л.В. Кудряшова. // Труды ТатНИПИнефти, вып.55, Бугульма, 1984. 174 с.

131. Механизм действия ПАВ как деэмульгаторов нефтяных эмульсий. / С.И. Борисов, М.В. Катеев, Е.С. Калинина, О.С. Калинина, Н.П. Мелошенко, В.В. Сорокин (ООО «СамараНИПИнефть») // Нефтяное хозяйство, №4, 2004. -с.74-76.

132. Об эффективности подачи дисолвана 4411 в нефтепровод при обезвоживании нефти. / С.Ф. Моисейков, Ю.Т. Гулий, В.К. Мельничук, И.С. Мулица, Г.С. Арнопольский, В.М. Соболева, Р.П. Большего (УкргипроНИИ-нефть). // Нефтяное хозяйство, №7,1975. с.65-69.

133. Деэмульгирующие свойства проксанола и проксамина. / Ю.С. Смирнов, А.А. Петров, Л.В.Эгаптейн (Гипровостокнефть). // Нефтяное хозяйство,}^, 1975.-с.36-38.

134. Современные требования к системам нефтегазосбора. / В.П.Тронов. // Сборник трудов ТатНИПинефти, Бугульма, 2000. — с.255-258.

135. Современное состояние проблемы переработки промежуточных слоев. / Р.З. Сахабутдинов, И.И. Шавалеев, Р.М. Гарифуллин, А.В. Савельев. // Сб. научных трудов ТатНИПИнефти, Бугульма, 2000. с.273-285.

136. Влияние соляной кислоты на устойчивость водонефтяных эмульсий. / И.Ф. Глумов, В.В. Слесарева, Н.М. Петрова. // Сб. научных трудов ТатНИПИнефти, Бугульма, 2000. с.114-117.

137. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. // М., Наука, 2000. — 414 с.

138. Изменение состава нефти в процессе добычи. / JI.M. Петрова, Г.В. Романов, Т.Р. Фосс, Н.А. Аббакумова (ИОФХ Казанский НЦ РАН) и др. // Нефтяной хозяйство, №7,2004. с.62-64.

139. Технология и оптимальные условия процесса подготовки нефти на промыслах. / М.З. Мавлютова. // Сб. Опыт сбора и подготовки нефти на промыслах, М., ЦНИИТЭнефтегаз, 1965. с.9-20.

140. О некоторых особенностях технологического процесса обессоливания угленосных нефтей. / М.З. Мавлютова, Ю.В. Сидурин. // Химия и технология топлив и масел, №7, 1970. с.11-15.

141. Методы стабилизации работы установок подготовки нефти. / Ф.Р. Губайдулин, Т.Ф. Космачева, В.П. Тронов. Р.З. Сахабутдинов, И.Х. Исмаги-лов. // Нефтяное хозяйство, №2, 2003. с.66-68.

142. Влияние химических реагентов, применяемых при добыче нефти, на устойчивость водонефтяных эмульсий. / Ф.Р. Губайдулин, О.С. Татьянина, Т.Ф. Космачева, Р.З. Сахабутдинов, И.Х. Исмагилов. // Нефтяное хозяйство, №8,2003. с.68-70.

143. Исследование возможности деэмульгаторов обрабатывать аномально устойчивые структуры. / Т.Ф. Космачева, Ф.Р. Губайдулин, Р.З. Сахабутдинов, И.Х. Исмагилов. // Нефтяное хозяйство, №2,2003. с.66-68.

144. Определение содержания деэмульгаторов в нефти. / Д.Н. Левченко, Н.Н. Лаврова. // Химия и технология топлив и масел, №11, 1975. — с.45-46.

145. Лурье Ю.Ю. Аналитическая химия промышленных сточных вод. // М., Химия, 1984.-338 с.

146. Кравченко И.И., Бабаян Г.А. Адсорбция ПАВ в добыче нефти. // М., Недра, 1971.

147. Оценка погрешностей методов определения содержания деэмульгаторов в воде и нефти. / Т.И. Федорищев, Е.В. Мирошниченко, В.В. Драцкая (СибНИИНП). //РНТС «Нефтепромысловое дело». №8,1981. с.47-49.

148. Определение поверхностно-активных веществ в сточных водах. / Р.Е. Полинская (ПермНИПИнефтъ). // РНТС «Нефтепромысловое дело», №3, 1976. — с.20-24.

149. Распределение деэмульгатора между водной и нефтяной фазами. / В.П. Тронов, Л.П. Пергушев, И.Х. Исмагилов, А.И. Ширеев. // Нефть Татарстана, №, 1999. с.45-49.

150. Исследование распределения деэмульгаторов при разрушении водонефтяных эмульсий. / Т.Ф. Космачева, И.Х. Исмагилов, Ф.Р. Губайдулин, Е.В. Жилина. //Нефтяное хозяйство, №6,2004. 110-113.

151. Влияние промежуточного слоя на эффективность обезвоживания нефти в резервуарах / Е.А.Гловацкий // Новое в технике и технологии добычи нефти в Западной Сибири. // Труды СибНИИНП, вып. 17, Тюмень, 1980, с. 104 -107:

152. Глебовская Е.А. Применение инфракрасной спектроскопии в нефтяной геохимии. // Л., Недра, Ленинградское отделение, 1971. 140с.

153. Ботнева Т.А. Генетические основы классификации нефтей. // М., Недра. 1987.-195с.

154. Патент РФ 1617360 / Исмагилов И.Х., Сахабутдинов Р.З., Ширеев А.И., Космачёва Т.Ф. // БИ № 48, 1990.

155. Влияние внутрипластового горения на дисперсное состояние высокомолекулярных компонентов природных битумов. / Р.З. Сахабутдинов, И.Х. Исмагилов, А.И. Ширеев, Т.Ф. Космачёва. // Нефтяное хозяйство, №11, 1989. -с.56-58.

156. Новые подходы к оценке эффективности деэмульгаторов. / Т.Ф. Космачёва, Ф.Р. Губайдуллин, И.Х. Исмагилов. // Сб. докладов научно-технической конференции «Новые методы добычи, подготовки и транспортировки нефти, г. Октябрьский, апрель 2004. с.56-59.

157. Классификация и оценка эффективности различных методов подготовки нефти / В.ПТронов, Б.М.Радин, Г.Г.Вахитов // Нефтяное хозяйство, №4, 1973.-с. 41 -43.

158. В.П.Тронов, В.И.Грайфер. Обезвоживание и обессоливание нефти // Казань, Татарское книжное издательство, 1974. 184 С.

159. А.А.Коршак, АМ.Шаммазов. Основы нефтегазового дела // Уфа, Дизайн Полиграф сервис, 200. 544 с.

160. Основные технологические решения, используемые при проектировании объектов подготовки нефти на месторождениях Западной Сибири / М.Ю.Тарасов // Нефтяное хозяйство, № 7,2002. с. 26 30.

161. Унифицированнык технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов. Проспект. // Москва, 1979, 10 с.

162. Степень дисперсности эмульсии при внутрипроводной деэмульсации нефти / В.Ф.Медведев, Л.П.Медведева // Нефтепрмысловое дело, №6, 1975. с.36 -38.

163. Совершенствование технологии сбора и подготовки нефти, газа и воды на месторождениях с высокими давлениями и температурами / АБ.Вайнпггейн, П.И.Кулаков //Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов //№6, 1993.-с. 44-46.

164. Совмещённая технология предварительного сброса пластовой воды из нефти угленосного горизонта / Тронов В.П., Нургалиев Ф.Н., Лазарев А.Д., Биккулова Р.З., Ширеев АИ., Космачёва Т.Ф. // Информационный листок № 117-82. ТатЦНТИ, Казань, 1983. 4 с.

165. Регулирование дисперсного состояния водонефтяной смеси при подготовке нефти / АВ.Сорокин, В.А.Смирнов, АЛ.Хавкин, В.В.Ушаков // Нефтяное хозяйство, № 9,1999. с.41-43.

166. Совершенствование технологии предварительного сброса воды в системах сбора продукции скважин на месторождениях АО «Юганскнефтегаз» / Н.В.Пестрецов, Ч.Ф.Зайнагабдинов, В.САмброс, В.АНенашев, В.В.Назаров //Нефтепромысловое дело, № 8-10,1995. с. 68-69.

167. Технология предварительного сброса воды на Тепловском месторождении ОАО «Юганскнефтегаз» / Н.В.Пестрецов, З.М.Атнабаев, О.Т. Витка, Ю.АЛевин и др. //Нефтепромысловое дело, № 5,1999. с. 47-48.

168. Предварительный сброс пластовых вод в трубчатых отстойниках / А.А.Демьянов, А.В.Колонтаевский, И.И.Нетипа //. Нефтепромысловое дело, №1,1999, с. 27-28.

169. Технология подготовки продукции скважин на ДНС — 30 Онбийско-го месторождения // М.Ф.Хамидуллин, И.В.Рахимов, А.А.Рафиков, Ф.Ф.Хамидуллин, Р.Ф.Хамидуллин // Нефтепромысловое дело, №1, 1997. с. 36-37.

170. Исследование процесса предварительного сброса воды в системе добычи нефти / Н.ИХисамутдинов // Нефтепромысловое дело, №1, 1995. с.9-16.

171. Состояние сбора и подготовки нефти на месторождениях Западной Сибири / Ю.Н.Савватеев, Е.А.Гловацкий // Нефтепромысловое дело, №1, 1996. с.2-4.

172. Разделение эмульсии в аппарате совместной подготовки нефти и воды / Ю.М.Никитин, А.В.Гришанин // Нефтяное хозяйство, №5 1989. с.54-56.

173. Об использовании неоднородных полей переменного тока для разрушения нефтяных эмульсий / Г.Г.Вахитов, А.А.Демьянов, А.ИАртюнов // Нефтепромысловое дело, №6, 1975. с. 37-38.

174. Технология подготовки ловушечной нефти на промыслах объединения Удмуртнефть / М.К.Михайловский, А.Н.Юсупов, В.Г.Агеев, Н.Н. Головин, В.Н. Митичкин. / Нефтепромысловое дело, №11, 1982. с. 20-21.

175. Опыт применения фосфоросодержащего комплексона ДПФ — 1 в технологии подготовки нефти на Покровской УПН / Л.Т.Дыпок, Р.Х.Самакаев, В.В.Андреев, А.С.Борисов // Нефтепромысловое дело, №2, 1996, с. 37-41.

176. Технология подготовки дренажных и ловушечных эмульсий на базе электрокоалесцирующей установки ЭКУ — 300 НГДУ Первомайнефтъ / И.Б.Доброскок, ЕЛ.Лапига, А.М.Черек //Нефтепромысловое дело, №2,1997. с. -10-13.

177. Новый ассортимент деэмульгаторов водонефтяных эмульсий / Г.А.Тудрий, Т.В.Юдина, В.Б.Тузова, О.А.Варнавская, Д.Ю.Стрельник, Н.А.Лебедев. // Нефтепромысловое дело, № 2-3, 1995. с. 6 -8.

178. Перспективные технологии подготовки продукции скважин на месторождениях Татарстана / А.ИШиреев, В.П.Тронов, Р.З.Сахабутдинов, Р.Р.Мухаметгалеев // Нефтяное хозяйство, №3,2003. с.88 - 90.

179. Состояние подготовки нефти на месторождениях ОАО Татнефть/ Исмагилов И.Х., Ширеев А.И., Тронов В.П., Космачёва Т.Ф. // Труды Всероссийской научно-технической конференции «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы» Альметьевск, 2001. - С.74-78.

Информация о работе

Космачева, Татьяна Федоровна
кандидата технических наук
Бугульма, 2005
ВАК 25.00.17

Диссертация

Совершенствование технологии подготовки нефти на основе оптимизации применения деэмульгаторов - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы