Интенсификация процесса расслоения водонефтяных эмульсий высоковязких нефтей тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.17.07, кандидат наук Мухамадеев Ришат Уралович

• Мухамадеев Ришат Уралович
• кандидат наук
• 2020

Оглавление диссертации кандидат наук Мухамадеев Ришат Уралович

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 ЭМУЛЬСЕОБРАЗОВАНИЕ В НЕФТЕДОБЫЧЕ

1.1 Эмульсеобразование в нефтедобыче

1.2 Методы разрушения стойких водонефтяных эмульсий

1.3 Применение реагентов-деэмульгаторов для разрушения

стойких водонефтяных эмульсий

1.4 Расслоение подготовленной водонефтяных эмульсии

1.5 Применение интенсифицирующих устройств 41 Выводы по главе 1 44 ГЛАВА 2 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ МЕТОДЫ РАЗРУШЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

2.1 Объекты исследований и вспомогательные вещества

2.2 Методики эксперимента

2.2.1 Способ получения реагента деэмульгатора комплексного действия

2.2.2 Стенд для исследования процесса коалесценции капель

воды и агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии

2.2.3 Разделение водонефтяных эмульсий с применением коалесцирующих устройств и деэмульгаторов

2.3 Методики анализа

2.3.1 Определение структурно-группового состава экспериментального реагента методами ИК- и ЯМР- 53 спектроскопии

2.3.2 Определения группового углеводородного состава нефти методом SARA- анализа

2.3.3 Приготовление рабочих растворов деэмульгаторов

2.3.4 Определение деэмульгирующих свойств

экспериментального образца

2.3.5 Определение оптимальной дозировки деэмульгатора

2.3.6 Определение содержания воды по методу Дина и Старка

2.3.7 Определение защитной способности деэмульгатора -ингибитора коррозии 60 ГЛАВА 3 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ИНТЕНСИФИЦИРУЮЩИХ ЭЛЕМЕНТОВ И РЕАГЕНТОВ-ДЕЭМУЛЬГАТОРОВ НА СКОРОСТЬ РАЗРУШЕНИЯ ВОДНЫХ ЭМУЛЬСИИ ВЫСОКОВЯЗКИХ 63 НЕФТЕЙ

3.1 Оценка эффективности различных смесителей и

коалесцеров при различных температурных режимах

3.2 Сравнение эффективности различных реагентов-деэмуль-гаторов при искусственном увеличении обводненности 77 эмульсии и повышении температуры отстоя водонефтяной эмульсии

3.3 Получение экспериментального реагента-деэмульгатора комплексного действия и изучение его основных характеристик 84 Выводы по главе 3 92 ГЛАВА 4 ОСНОВЫ КОНСТРУИРОВАНИЯ ПИЛОТНОГО СТЕНДА ДЛЯ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ КОАЛЕСЦИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ

4.1 Расчет и конструирование смесительных элементов, коалесциирующих и осадительных устройств пилотного стенда

4.2 Схема пилотного стенда для обезвоживания нефти с применением коалесцирующих устройств

ГЛАВА 5 РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ 103 ИСПЫТАНИЙ ПИЛОТНОГО СТЕНДА ДЛЯ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

5.1 Обезвоживание исходной продукции скважин

5.2 Обезвоживание предварительно подготовленной продукции скважин 108 Выводы по главе 5 111 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 112 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 114 ПРИЛОЖЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования

Характерной особенностью современной нефтедобычи является увеличение в мировой структуре сырьевых ресурсов доли трудноизвлекаемых запасов, к которым относятся, в основном, тяжелые и высоковязкие нефти. В промышленно развитых странах они рассматриваются не столько как резерв добычи нефти, сколько в качестве основной базы ее развития на ближайшие годы. Запасы тяжелых и высоковязких нефтей значительно превышают запасы легких и маловязких нефтей и составляют не менее 1 трлн. т. Россия обладает значительными трудноизвлекаемыми запасами нефтей, по прогнозам их доля составляет около 55% в общем объеме запасов.

Постепенное снижение запасов легкодоступных месторождений легких и средних нефтей приводит к необходимости разработки обоснованной технологии и оборудования для подготовки тяжелой нефти. В ходе разработки нефтяных месторождений, добыча нефти производится с попутными пластовыми водами. По мере увеличения сроков разработки месторождений растет и обводненность продукции скважин. Нефть и подтоварная вода в ходе добычи смешиваются и образуют водонефтяные эмульсии с высокой агрегативной устойчивостью и высокой вязкостью. По мере увеличения обводненности водонефтяной эмульсии возникают проблемы по ее подготовке до товарных кондиций.

Одним из наиболее дешевых и массовых методов разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий является применение различных деэмульгаторов. Также в нефтяной промышленности широко применяется способ гравитационного отстоя эмульсии. В качестве отстойной аппаратуры получили широкое распространение горизонтальные цилиндрические аппараты, применяемые в качестве базы для ступеней предварительного сброса воды и ступени обезвоживания и обессоливания водонефтяной эмульсии. При разработке месторождений с осложненными физико-геологическими условиями появляются

значительные трудности, которые сильно ограничивают возможности применения стандартного оборудования.

Поэтому актуальными задачами является создание реагента комплексного действия, а для дальнейшего эффективного отстоя эмульсии -интенсифицирующих внутренних устройств аппаратов гравитационного отстоя.

Степень разработанности темы

Вопросы изучения свойств деэмульгаторов и их совершенствования решали д.х.н. Левченко Д.Н., д.т.н. Дияров И.Н., Кокорев Г.И. (КГТУ, КХТИ), к.т.н.: Бергштейн Г.Р., Смирнов О.С., Петров А.А., Лебедев Н.А., Тудрий Г.А., Варнавская О. А. (НИИнефтепромхим), к.х.н. Николаева Н.М. и другие. Совершенствованию конструкций аппаратов для разделения водонефтяных эмульсий посвящены работы А.В. Крюкова, А.А. Вольцова, А.А. Шеметова, Р.В. Усенкова, А.В. Судыкина и других. Труды указанных авторов содержат исследования по применению емкостного оборудования в виде горизонтальных отстойников, но для повышения эффективности работы данных аппаратов целесообразно рассмотреть вопрос применения внутренних интенсифицирующих устройств и провести исследования с целью создания высокоэффективных образцов.

Соответствие паспорту научной специальности

Тема и содержание диссертационной работы соответствуют формуле специальности 05.17.07 - «Прикладные исследования в области химии нефти», область исследования - «Технологии подготовки нефти к переработке» (п.2).

Цель работы состояла в разработке способа получения реагента-деэмульгатора и усовершенствование нефтегазового сепаратора для интенсификации процесса расслоения водонефтяных эмульсий высоковязких нефтей.

Для достижения поставленной цели решались следующие основные задачи:

- синтезировать эффективный реагент - деэмульгатор и провести сравнение его эффективности с промышленными аналогами;

- провести лабораторные исследования по разработке технологии разрушения устойчивых эмульсий;

- осуществить подбор наиболее эффективных смесительных, коалесцирующих и осадительных устройств;

- получить уравнения остаточной обводненности нефти для выбранных внутренних интенсифицирующих устройств в зависимости от скорости и продолжительности обработки.

Научная новизна работы

1. Разработан метод получения реагента-деэмульгатора, определены оптимальные условия реакции: соотношение реагентов лапрол, диметиловый эфир фосфористой кислоты, аминоспирты - 1:3:3; температура и время реакции -фосфорилирования - 160 °С и 4 часа; реакции аминирования - 90 °С и 3 часа.

2.На основе моделирования процесса сепарации впервые предложен эффективный механизм воздействия на эмульсии высоковязких нефтей, заключающийся в перемешивании эмульсии с линейной скоростью 0,5 м/с в течение 30 с на этапе дозирования деэмульгатора, дальнейшим отстаиванием в течении 1 часа и обработкой в коалесцирующем устройстве со скоростью 0,1 м/с в течение 30 с, с последующим отстаиванием в течение 7 часов при температуре 90 °С или 5 часов при температуре 130 °С с целью получения остаточного содержания воды не более 0,5 %.

3. Доказана эффективность смесительных, коалесцирующих и осадительных устройств для разрушения водонефтяных эмульсий высоковязких нефтей. Получены уравнения остаточной обводненности нефти для выбранных внутренних интенсифицирующих устройств в зависимости от скорости и продолжительности обработки. Рекомендуемая скорость потока обрабатываемой эмульсии в коалесцере - 1-5 мм/с.

Теоретическая и практическая значимость работы

Теоретическая значимость заключается в научном обосновании возможности использования реагента-деэмульгатора и усовершенствованного нефтегазового сепаратора для интенсификации процесса расслоения

водонефтяных эмульсий высоковязких нефтей. Эффективность смесительных, коалесцирующих и осадительных устройств для разрушения водонефтяных эмульсий высоковязких нефтей. Уравнениями остаточной обводненности нефти для выбранных интенсифицирующих устройств описана зависимость от скорости и продолжительности обработки водонефтяных эмульсий.

Практическая значимость заключается в следующем:

1) Получен деэмульгатор комплексного действия для разрушения водонефтяной эмульсии. По деэмульгирующей эффективности опытный образец не уступает промышленным образцам, а также обладает ингибирующими свойствами.

2) Интенсифицирующие процесс разделения водонефтяной эмульсии внутренние устройства ( Патент РФ № 2700747) для смесителей и отстойников нефти внедрены в ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» на установках подготовки и перекачки нефти «Каменный лог», «Павловка», «Гожан», «Куеда» «Суханово», а также в ОАО «Печоранефть» на установках подготовки и перекачки нефти «ПСПН Лекхарьяга», ТОО «Казпетрол Груп», ООО «УралОйл».

Методология и методы исследований

Методология исследований заключалась в проведении экспериментальных исследований по подбору наиболее эффективной комплексной технологии подготовки высоковязких нефтей путем синтеза и применения деэмульгаторов и внутренних устройств аппаратов в лабораторных условиях с последующей разработкой и испытанием опытно-промышленной установки.

Положения, выносимые на защиту:

- методика получения эффективного реагента - деэмульгатора для разделения эмульсий высоковязких нефтей;

- результаты исследования влияния различных интенсифицирующих элементов и реагентов-деэмульгаторов на скорость разрушения водных эмульсий высоковязких нефтей;

- схема пилотного стенда для обезвоживания высоковязкой нефти с применением коалесцирующих устройств и результаты его опытно-промышленных испытаний.

Достоверность и обоснованность результатов обеспечивается использованием основных физических закономерностей, поверенных приборов, а также сходимостью полученных экспериментальных и расчетных данных, погрешность не превышает 10%.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Интенсификация процесса расслоения водонефтяных эмульсий высоковязких нефтей»

Апробация работы

Основные результаты работы докладывались на научно-технической конференции ООО ПТИ «Нефтехимпереработка» (г. Уфа, 2010), на научно-техническом совещании ООО «Альянс Нефтегаз Технолоджи» (г. Уфа, 2010), на научно-технической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках Х Российского энергетического форума (г. Уфа, 2010), Международной молодежной научной конференции «Наукоемкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса» (г. Уфа, 2018), Российской научно-практической конференции с международным участием «Российская нефтепереработка и нефтехимия - проблемы и перспективы» (г. Уфа, 2018), XII Международной научно-практической конференции молодых ученых «Актуальные проблемы науки и техники-2019» (г. Уфа, 2019).

Публикации

По материалам диссертации опубликовано 9 печатных работ, из них 4 в рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, 1 статья в журнале, входящем в базу данных Scopus, 1 патент и тезисы докладов.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 125 наименований и 4 приложений. Работа изложена на 133 страницах машинописного текста, содержит 50 рисунков, 35 таблиц.

ГЛАВА 1 ОСЛОЖНЕНИЯ В ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ И СПОСОБЫ ИХ УСТРАНЕНИЯ

1.1 Эмульсеобразование в нефтедобыче

В ходе разработки нефтяных месторождений, добыча нефти производится с попутными пластовыми водами. По мере увеличения сроков разработки месторождений растет и обводненность продукции скважин. Это зачастую связано с введением в эксплуатацию систем поддержания пластового давления. По мере увеличения обводненности водонефтяной эмульсии возникает проблема ее дальнейшего сброса с целью подготовки нефти до товарных кондиций для последующего транспорта. Для этого нефть должна быть подготовлена с целью достижения качества, согласно, нормативных документов по содержанию: попутного нефтяного газа, подтоварной воды, механических примесей и хлористых солей. При выполнении данных задач на промыслах используются различные виды установок подготовки нефти: дожимные насосные станции (ДНС), установка предварительного сброса воды (УПСВ), установка первичной подготовки нефти (УППН). Подготовка нефти до товарных кондиций требует больших затрат и работа над совершенствованием технологий и оборудования является актуальной.

Сепарация нефти зачастую не вызывает особых сложностей, в отличии от «сброса» подтоварной воды. Нефть и подтоварная воды в ходе добычи смешиваются и образуют водонефтяную эмульсию.

С ростом обводненности продукции нефтяных месторождений появляются дополнительные сложности при первичной подготовке нефти, в связи с образованием водонефтяных эмульсий с высокой агрегативной устойчивостью и высокой вязкости [1].

Работа оборудования с водонефтяными эмульсиями негативно сказывается на периоде работы оборудования: скважинного фонда, системы сбора. В том числе осложняется дегазация и сброс подтоварной воды на дожимных насосных

станциях и установках предварительного сброса воды.

Эмульсия это термодинамически неустойчивая, грубодисперсная система, с размерами глобул более 0,1 мкм, хорошо наблюдаемые в микроскоп. Образование эмульсии происходит в ходе процессов диспергирования коалесценции. В эмульсиях типа «нефть в воде» нефти содержится в виде глобул в подтоварной воды, соответственно «вода в нефти» - подтоварная вода в нефти содержится в виде глобул.

Глобулы воды имеют форму сферы, так как такая форма обладает меньшей поверхностью при данном объеме. Бронирующий слой представляет собой совокупность природных эмульгаторов, которые находятся в ассоциативном состоянии в силу межмолекулярных взаимодействий между высокомолекулярными соединениями и окружены адсорбционными слоями из смол, полициклических гетероароматических соединений [2].

Размеры глобул дисперсной фазы в эмульсиях обычно не более 100 мкм, но могут достигать и больших значений [3].

Один из подходов включает в себя классификацию по характеру дисперсионной среды и дисперсной фазы. Согласно этому подходу различают эмульсии прямого типа, когда нефть размещается в виде мелких капелек в воде, и обратного типа, когда вода размещается в виде мелких капелек в нефти. Эмульсии прямого типа называются «нефть в воде» (Н/В), а эмульсии обратного типа -«вода в нефти» (В/Н).

Нефтяные эмульсии характеризуются следующими параметрами: дисперсностью, вязкостью, плотностью и электрическими свойствами [4].

Процесс разрушения водонефтяных эмульсий условно разделяют на 3 этапа [5]:

1) уменьшение прочности и разрушение образованных на поверхности капелек воды бронирующих оболочек;

2) соударение с последующей коалесценцией водяных глобул между

собой;

3) разделение фаз эмульсии с использованием различных методов, например при гравитационном отстое.

В настоящее время имеется большой ассортимент деэмульгаторов и продолжается работа по разработке их новых марок.

Широкая линейка марок деэмульгаторов выпускаемых и используемых в нефтяной промышленности вызвана различными физико-химическими свойствами водонефтяных эмульсий, различными свойствами подтоварных вод, особенностями технологического процесса подготовки нефти и разнообразием применяемой для этого аппаратуры.

Для выбора из группы реагентов наиболее эффективного необходимо определить деэмульгирующую способность реагентов.

Описан ряд лабораторных методов исследования эффективности деэмульгаторов нефтяных эмульсий, предназначенных для выбора наиболее эффективных реагентов для промышленного применения на установках подготовки нефти, получения сравнительной характеристики деэмульгирующего действия реагентов.

Из всех известных методик оценки деэмульгирующей способности реагентов наибольшее распространение получил метод «бутылочной пробы». Этот метод имеет существенные недостатки. В частности, не учитывается такой важный параметр процесса подготовки нефти, как температура нефти в точке ввода деэмульгатора в обрабатываемый нефтяной поток, не подбираются оптимальные расходы деэмульгаторов по реологическим свойствам нефтей, не моделируются условия перемешивания вводимого реагента с нефтяной эмульсией и др.

Разработаны различные методики позволяющие организовать громоздкий и трудоемкий процесс выбора эффективных реагентов-деэмульгаторов из большого числа потенциально возможных, используя комплексный подход к подбору химических реагентов, применяемых при подготовке нефти.

Методика включает в себя: определение реологических характеристик нефти и водонефтяных эмульсий при различных скоростях сдвига, температурах

и обводненностях; определение возможности и эффективности использования испытуемого деэмульгатора в системах сбора и транспорта водонефтяных эмульсий; определение деэмульгирующей способности реагентов с целью оценки их относительной эффективности; моделирование транспорта водонефтяных эмульсий; определение расхода реагента-деэмульгатора при подготовке до требуемой глубины обезвоживания конкретной нефти в лабораторных условиях, воспроизводящих процесс ее подготовки на промысловой установке подготовки нефти (предварительное обезвоживание, глубокое обезвоживание, обессоливание нефти); определение совместимости деэмульгаторов с химреагентами различного технологического назначения; оценка распределения деэмульгаторов в нефтяной и водных фазах.

Деэмульсация нефтей с помощью химических реагентов получила очень большое распространение, благодаря гибкости метода: смена деэмульгатора не требует изменения аппаратуры, а хорошим подбором деэмульгатора и режима деэмульсации можно разрушить эмульсии различной стойкости, вплоть до очень стойких [6]. Использование химических деэмульгаторов может изменить межфазные свойства водонефтяной эмульсии, тем самым позволяя каплям воды сливаться в более крупные с большей легкостью.

В зависимости от количественного состава естественных стабилизаторов в нефти разрушение водонефтяных эмульсий в процессах подготовки будет происходить при различных температурах. Водонефтяные эмульсии, образованные нефтью, где преобладают парафиновые компоненты, разрушаются при температурах более низких, чем эмульсии, имеющие асфальтосмолистый тип стабилизатора. Расход деэмульгаторов для подготовки парафинистых нефтей также значительно меньший.

Степень диспергации зависит от фракционной составляющей и определяется: диаметром капелек, дисперсностью среды и удельной межфазной поверхностью. Чем выше значение удельной межфазной поверхности, тем более стабильна эмульсия, т.к. увеличивается отношение общей поверхности к их

количеству. Водонефтяные эмульсии являются полидисперсными системами, т.е. состоящие из глобул различного диаметра

Вязкость нефтяных эмульсий - не аддитивное свойство, т.е.

Иэ ф Ин +Мв > (1.1)

где цэ - вязкость эмульсии; ¡л„ - вязкость нефти; и - вязкость воды.

Вязкость водонефтяной эмульсии не подчиняется Ньютоновскому закону и зависит от многих параметров, таких как: тип водонефтяной эмульсии, температуры эмульсии, содержание нефти и подтоварной воды, размер глобул диспергированной среды.

С целью изучения вопроса вязкости эмульсий проведено большое количество исследовательских работ, в результате которых были определенны зависимости вязкости эмульсий в зависимости от количества диспергированного вещества:

Известна формула А. Эйнштейна [7]:

И = ИН (1 + 2,5Ж0), (1.2)

где и - вязкость эмульсии; и„ - вязкость дисперсионной среды (нефти); ^о -коэффициент обводненности, равный отношению объема дисперсной фазы (воды) к общему объему системы (воды и нефти).

Данная форма может быть применима при обводненности водонефтяной эмульсии менее 15 %.

С целью прогнозирования, при проектировании и разработке нефтяных месторождений, физико-химических характеристик разработана методика расчета [8].

В процессе разработки месторождения, с ростом обводненности продукции скважин, происходит снижение вязкости водонефтяной эмульсии. При достижении критического значения обводненности WKp, в точке инверсии наблюдается резкое снижение эмульсии, т.к. происходит смена типа водонефтяной эмульсии.

Критическое значение коэффициента обводненности для нефтей разных месторождений может колебаться в пределах 0,5-0,9, но в большинстве случаев оно равно 0,71 [9].

Разброс значений WKp вызван различными физико-химическими свойствами водонефтяной эмульсии и эмульгаторами.

Плотность водонефтяной эмульсии можно рассчитать по формуле:

= ун рн + ув рв

р ун + ув , ( )

где рэ, р, рв - плотности соответственно эмульсии, нефти и воды; Vв - объемное количество нефти и воды.

Способность к разрушению водонефтяной эмульсии называется стабильностью, т.е. показатель времени, в течение которого эмульсия разделяется на нефть и воду. Важным показателем стабильности эмульсии является агрегативная и кинематическая устойчивость. Кинематическая устойчивость эмульсии характеризует способность разделения эмульсии на нефть и подтоварную воду, в то время как, агрегативная способность глобул к коалесценции.

Водонефтяные эмульсии являются полидисперсными и подразделяются по дисперсности глобул воды: мелкодисперсные, средней дисперсности, грубодисперсные. При одинаковых условиях эмульсии с более высокой дисперсией устойчивее.

Большое влияние на устойчивость водонефтяной эмульсии оказывают стабилизаторы эмульсии, которые препятствуют коалесценции глобул подтоварной воды за счет образования «бронирующих оболочек» на их поверхности. Зачастую в роли стабилизаторов эмульсии выступают: парафины, асфальтены, смолы, соли, кислоты и механические примеси.

Нефти содержащие нафтеновые кислоты достаточно предрасположены к образованию водонефтяных эмульсий с щелочной водой, при этом создаваемый нафтеновыми кислотами слой нестабилен.

В свою очередь наличие асфальтенов способствуют образованию эмульсий с высокой агрегативной устойчивостью за счет образования прочного адсорбционного слоя.

Адсорбируясь на границе раздела фаз эмульгаторы повышают агрегативную устойчивость эмульсии, что снижет суммарную свободную энергию системы.

Примером группирования частиц, известное в электронике как локализационные процессы. является следствием движения через неподвижные сплошные среды [10, 11, 12]. На коротких отрезках траектории происходит вибрационное воздействие на частицу, далее частица движется по инерции.

Попутно добываемая подтоварная вода образующая с нефтью дисперсную систему, содержит большое количество растворенных солей и по химическому составу классифицируются на хлоркальциевые, которые делятся на хлоридно-щелочные и хлоридносульфатно-щелочные воды.

Кроме того в подтоварной воде содержатся растворенные газы, суспензии и механические примеси, неустойчивые коллоидные системы, также могут содержать бикарбонаты кальция и магния. Последние часто называются соли временной жесткости, по причине возможности их разрушения при нагревании по схеме:

Са(НСОз)2 ^ СаСОз + СО2 + Н2О, Мв(НСОз)2 ^ М^СОз + СО2 + Н2О

(1.4)

(1.5)

при этом выделяется диоксид углерод и образуется нерастворимый осадок. Нерастворимые карбонатные осадки уменьшают рабочее сечение промысловых трубопроводов, что необходимо учитывать при проектировании объектов. Соединения серы, фосфора и других способны растворяться в нефти, при этом образуя комплексные соединения.

К естественным стабилизаторам эмульсий относятся содержащиеся в нефти асфальтены, смолы и парафины.

Составными частями молекул поверхностно-активных веществам является полярная группа и углеродный радикал. Одним из основных критериев различия эмульсий является концентрации дисперсной фазы: слабоконцентрированные, концентрированные, высококонцентрированные. Слабоконцентрированные характеризуются содержанием дисперсной фазы не более 20%, концентрированные от 20 до 74% а высококонцентрированные более 74%.

В водонефтяных эмульсий размеры глобул эмульгированной подтоварной воды составляет от: 0,0001 до 0,25 мм, это связано с тем, что капли более крупного размера легко подвержены коалесценции с последующим осаждением при статических условиях.

В течение времени происходит старение водонефтяных эмульсий типа «вода в нефти», что является следствием роста адсорбации на межфазных границах подтоварной воды эмульгаторов и повышения прочности и толщины слоя эмульгатора. Возможные столкновения глобул подтоварной воды при старении эмульсии не приводит к слиянию, что вызвано образованием на их поверхности прочных гидрофобных пленок. Для устранения этого явления необходимо разрушить гидрофобную пленку с последующей ее заменой на гидрофильную.

Подтоварная в отличие от пресной воды способна образовывать эмульсии с большей агрегативной устойчивостью [13].

В качестве основных характеристик водонефтяных эмульсий используются параметры как способность к расслоению в течение заданного времени, вязкость, усредненный размер глобул эмульгированной подтоварной воды. Данные

параметры позволяют охарактеризовать физико-химические свойства водонефтяной эмульсии, степень ее эмульгирования и адсорбцию эмульгатора.

При разработке месторождений происходит перемешивание с последующим диспергированием в насосо-компрессорных трубах. Как правило на устьях скважинах образуются высокодисперсные эмульсии обратного типа по причине адсорбции природных стабилизирующих на межфазных поверхностях глобул.

Физико-химические свойства эмульсий некоторых нефтяных месторождений представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Физико-химические свойства эмульсий некоторых нефтяных месторождений

Параметры Значения

Волковское месторождение Южно-Ягунское месторождение Вятская площадь Арланского месторождения

Плотность при 20 оС, кг/м3 870 850 884-887

Содержание воды, % от 60 до 70 70,1 от 65 до 75

Механические примеси, мг/л от 300 до 500 нет данных от 150 до 350

Смолы, % мас. от 15 до 20 11,0 18,8

Асфальтены, % мас. от 3 до 5 2,9 6,9

Парафины, % мас. от 3 до 4 1,8 2,8

Плотность водной фазы, кг/м3 1138 1013 1168

Вязкость кинематическая при 20 оС, мм2/с не определена 30,59 30,0-40,5

Согласно П.А. Ребиндеру [14] вначале происходит деформация глобулы воды в форму цилиндра, что приводит к увеличению межфазных поверхностей

контактов масла и воды. При достижении критических величин, ориентировочно равным двум диаметрам капли до начала деформаций, полученный цилиндр распадается на более мелкие глобулы.

Данные виды деформации глобул воды вызваны деформациями, действующими по сечению капель. При турбулизированном течении жидкости данные напряжения производят дробление капель для размеров меньших микромасштаба турбулентности. При этом на глобулу с двух сторон будет действовать сила пульсации потока, обусловленная разностями динамических напоров. Данное явление приводит к тому, что глобулы воды в потоке принимают неправильные формы и в случае совпадения частот пульсации и собственной частот разрушаются на более мелкие капли.

Разность диаметров глобул подтоварной воды и различных характеристик потоков приводят к тому, что диспергация и эмульгирование в процессе добычи водонефтяной эмульсии обусловлено действием вязких и динамических сил.

В таблице 1.2 представлены некоторые физико-химические свойства свойства нефтей и эмульсий ряда месторождений.

Таблица 1.2 - Физико-химические свойства и эмульсий некоторых месторождений

Месторождение, площадь Вязкость при 20 оС, МПа-с Плотность при 20 оС, кг/м3 Вязкость эмульсии при обводненности 60% 0 = 20 оС), МПа-с

Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) Установка электрического центробежного насоса (УЭЦН)

Арланская площадь Арланского месторождения 33,0 895 300 300

Южно-Ягунское месторождение 3,5 855 10 90

Повховское месторождение 5,0 860 10 100

Ватьеганское месторождение 8,5 870 15 110

При оборудовании скважин наблюдается более активное эмульсеобразование с малыми диаметрами глобул подтоварной воды (3-8 мкм), при этом не обнаружено связи диаметров капель эмульгированной подтоварной воды от марки и вида насоса.

При разработке месторождений с вязкими нефтями диаметр глобул подтоварной воды незначительно выше.

Опубликованы работы, согласно которых формирование эмульсии происходит на начальных рабочих ступенях насоса [15]. При дальнейшей транспортировке структура водонефтяной эмульсии существенно не изменяется. При повышении вязкостей и плотностей нефтей, образовавшихся в системах с установкой электрического центробежного насоса наблюдается повышение вязкости эмульсий с увеличением ее агрегативной устойчивостью.

При разработке месторождений с применением штанговыми насосными установками эмульсеобразование носит неоднозначный характер. Усредненный размер глобул подтоварной воды на выходе насоса 90 мкм. Основным фактором, влияющим на эмульгирование при использовании данной насосной установки является прохождение нефти через столб воды, находящийся в промежутке от забоя скважины до приема насоса.

В ходе исследований [16] установлено, что газовая фаза может увеличить дисперсность из-за появления процесса перехода одной из фаз в другую виде пленки на поверхности газовой мешка. При турбулентном течении многофазовой смеси газ может способствовать транспорту других фаз [17]. При этом необходимо отметить, что в данном случае процессы эмульгирование эмульсии от воздействия газовой фазы менее выраженные, и глобулы подтоварной воды с диаметрами 15-25 мкм мало подвержены диспергирующему воздействию данного эффекта [18].

Формирование водонефтяной эмульсии происходит в процессе добычи и транспортировки нефти. Зачастую водонефтяные эмульсии различны по своим свойствам и физико-химическим свойствам.

1.2 Методы разрушения стойких водонефтяных эмульсий

В настоящее время процессы разрушения водонефтяных эмульсий подразделяются на следующие типы:

- отстаивание под действием гравитационных сил;

- коалесцирующая фильтрация;

- использование центробежных сил;

- электрическое воздействие на глобулы водонефтяной эмульсии;

- повышение температуры водонефтяной эмульсии;

- использование эффекта от внутритрубной деэмульсации;

- магнитная обработка.

Отстаивание под действием гравитационных сил наиболее распространенный метод на промыслах. Данный метод особенно эффективен при высоком проценте обводненности водонефтяной эмульсии. Разделение фаз происходит под действием гравитационных сил и использования разности плотностей подтоварной воды и нефти. В качестве отстойников в нефтяной промышленности применяются различные конструкции емкостного оборудования [19-28] с использованием периодического и непрерывного принципа отстоя.

Фильтрация с применением колесцирующих материалов применяется для эмульсий с низкой агрегативной устойчивостью. В качестве фильтрующих материалов применяются материалы, которые мне смачиваются водой, но смачиваются нефтью, т.е. является гидрофобными. В процессе фильтрации водонефтяной эмульсии через гидрофобные материала происходит фильтрация нефти.

Использование центробежных сил производится при помощи ротора вращающегося с большими оборотами. Водонефтяная эмульсия по полому валу подается в ротор. Под действием центробежных сил, в связи с тем, что нефть и подтоварная вода имеют различные плотности, происходит разделение водонефтяной эмульсии.

Электрическое воздействие на водонефтяную эмульсию производится электродами с подведенным к ним высокого напряжения переменного тока. Под воздействием электрического поля на разных концах глобул подтоварной воды формируются электрические заряды противоположного знака, что приводит к коалесценции данных капель и дальнейшему осаждению их.

Повышение температуры водонефтяной эмульсии производится перед гравитационным отстоем эмульсии до температур 45-80 оС, при этом уменьшается прочность бронирующих оболочек на глобулах, что способствует их коалесценции. При этом, с повышением температуры водонефтяной эмульсии уменьшается ее вязкость и происходит увеличения разности плотностей подтоварной воды и нефти. Повышение температуры эмульсии на промыслах производят в теплообменниках, трубчатых печах и змеевиках.

Использование эффекта от внутритрубной деэмульсации возможно при предварительном изучении разделения агрегативной устойчивости в лаборатории. Эффект внутритрубной деэмульсации используется на нефтяных промыслах и основан на подаче реагентов-деэмульгаторов в систему сбора нефтяного месторождения. Эффективность применения во многом зависит от того, насколько правильно подобран реагент и определена точка его подачи.

Проведены исследования магнитной обработки водонефтяной эмульсии с применением постоянных и переменных полей. При этом наблюдается снижение агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии, коррозионной активности эмульсии и снижение отложений хлористых солей и парафинов. Существуют различные технологии и оборудование, подробно отраженные в литературе. [2949].

В нефтяной промышленности для разделения водонефтяной эмульсии, как правило, используется емкостное оборудование в виде горизонтальных отстойников.

1.3 Применение реагентов-деэмульгаторов для разрушения стойких

водонефтяных эмульсий

Основным методом сброса подтоварной воды при подготовке водонефтяной эмульсии является применение химических реагентов. Выбор наиболее эффективного реагента-деэмульгатора для водонефтяной эмульсии определяет глубину разрушения эмульсии, а также технико-экономические показатели процесса [50].

Вещество, обладающее моющими свойствами может быть отнесено к реагенту деэмульгатору, поэтому в качестве реагентов первоначально использовались жирные кислоты, которые в последствие были заменены на аммониевые соли. Требовалось создание реагентов с большей эффективностью, что привело к разработке теоретических и практической базы с точки зрения оптимального применения и расходов деэмульгаторов. В качестве добавок стали использоваться: глицерин, касторовое масло, жирные кислоты и др. [51].

Современная промышленность выпускает реагенты с использованием на основе алкилбензосульфоната кальция и алкансульфоната натрия [52].

Применение в качестве базы для выпуска реагентов азотсодержащих соединений, тримеров пропилена и оксиэтилированного алкилфенола [53,54], позволяют достичь различных комбинаций поверхносто-активных веществ, при применении которых проявляется синергизм [55, 56].

Также в качестве основы очень часто применяется блоксополимеры окислов глутарового альдегида [57], метилсульфатом [58].

Принцип действия работы реагентов условно делят на два механизма:

-физическая теория, основана на том, что реагент воздействуют на стабилизированный бронирующий слой глобулы подтоварной воды и заставляют молекулы стабилизатора перейти в ту или другую фазу [59];

-химическая теория, предполагает хемосорбцию молекул деэмульгатора с бронирующей оболочкой глобул подтоварной воды, что приводит к нарушению

способности стабилизаторов эмульсии к эмульгированию [60].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Мухамадеев Ришат Уралович, 2020 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Антипин, Ю. В. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти / Ю. В. Антипин, М. Д. Валеев, А. Ш. Сыртланов. - Уфа: Башк. кн. изд-во, 1987. -168 с.

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

3. Лапига Е. Я. Учет процесса коалесценции капель при определении передаточных функций отстойных аппаратов / Е. Я. Лапига, В. И. Логинов // Нефть и газ. - 1981. - № 6. - С. 51-55.

4. Каспарьянц, К. С. Процессы и аппараты для объектов промысловой подготовки нефти и газа / К. С. Каспарьянц, В. И. Кузин, Я. Г. Григорян. - М.: Недра, 1977. -254 с.

5. Лутошкин, Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды / Г. С. Лутошкин. - М.: Недра, 1983. - 224 с.

6. Маринин, Н. С. Подготовка нефти и сточных вод на Самотлорском месторождении / Н. С. Маринин, Е. А. Гловацкий, В. С. Скипин // Обзорная инф. ВНИИОЭНГ. Сер. «Нефтепромысловое дело». - 1981. - Вып. 18. - 39 с.

7. Тронов, В. П. Промысловая подготовка нефти / В. П. Тронов. - Казань: ФЭН, 2000. - 416 с.

8. Сбор и подготовка нефти на промыслах США // Нефтедобывающая промышленность США. - М.: ВНИИОЭНГ, 1966. - С. 17-56.

9. Персиянцев, М. Н. О влиянии свойств нефтей на качество сбрасываемой воды при предварительном обезвоживании продукции скважин / М. Н. Персиянцев, А.

B. Гришагин, В. В. Андреев, А. Н. Рябин // Нефтяное хозяйство. - 1999. - № 3. -

C. 47-49.

10. Калинин, В.И. Введение в радиофизику / В.И. Калинин, Г.М. Герштейн. - М.: Гостехтеориоиздат, 1957. - 656 с.

11. Капцов, М. А. Радиофизическая электроника / М. А. Капцов - М.: Изд-во МГУ, 1960. - 561 с.

12. Клеен, В. Введение в электронику сверхвысоких частот / В. Клеен, К. Пешль. - М.: Советское радио, 1963. - 344 с.

13. Разработка нефтяных месторождений: В 4 т. / Под ред. Н. И. Хисамутдинова, Г. З. Ибрагимова. - М.: ВНИИОЭНГ, 1994. Т. 3: Сбор и подготовка промысловой продукции. - 149 с.

14. Ребиндер, П. А. Вступительная статья к книге Клейтона / П. А. Ребиндер, К. А. Поспелова. - Эмульсии, 1950. - 680 с.

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

16. Мамедов, А. М. Особенности эмульгирования водонефтяной смеси газом / А. М. Мамедов, З. Я. Аббасов, А. И. Нагиев // РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. «Нефтепромысловое дело». - 1973. - № 4. - С. 17-19.

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

18. Гарипов, Ф.А. Оценка эмульгирующей роли газа в обводненных скважинах / Ф. А. Гарипов М. Д. Валеев, И. А. Фазлутдинов // РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. «Нефтепромысловое дело». - 1981. - № 3. - С. 12-20.

19. Пат. № 1143764, Российская Федерация, МПК C10G 33/00. Устройство для регулирования процесса обезвоживания нефти / Р. И. Мансуров, Ю. М. Абызгильдин, И. Н. Еремин, Н. А. Яковлева, В. Л. Беляков / заявитель и патентообладатель ВНИИ по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов. - № 3674929/21-26; заявл. 05.10.83; опубл. 07.03.85, Бюл. № 9. -4 с. ил.

20. Еремин, И. Н. Интенсификация обезвоживания нефтяных эмульсий: автореф. дисс.... канд. техн. наук / Еремин Иван Николаевич: Уфа, 1985. - 24 с.

21. Звягенцев, И. Ф. Применение способа холодной деэмульсации при предварительном сбросе пластовой воды / И. Ф. Звягенцев, В. П. Бывальцев // Совершенствование методов подготовки нефти на промыслах Татарии. -Бугульма, 1980. - С. 62-64.

22. Пат. № 43823, Российская Федерация, МПК C10G 7/00 (2000.1). Установка для переработки нефтяных шламов, образующихся в нефтеналивных железнодорожных цистернах при транспортировке нефти / М. Д. Рабинович, С. Л. Кожанов; заявитель и патентообладатель ЗАО «Детонация». - № 2004118533/22; заявл. 22.06.04; опубл. 20.12.04, Бюл. 4. - 5 с. ил.

23. Губайдуллин, Ф. Р. Технологии подготовки сверхвязкой нефти Татарстана / Ф. Р. Губайдуллин, Р. З. Сахабутдинов, Т. Ф. Космачева, А. Н. Судыкин. -Казань: Центр инновационных технологий. - 2015. - С.60-92.

24. Пат. 2089259 Российская Федерация, МПК В 01 Д 17/00. Трубчатый отстойник-сепаратор / Н. Н. Хазиев, М. Г. Газизов, В. Ф. Голубев; заявитель и патентообладатель Н. Н. Хазиев. - № 98100134/25; заявл. 13.12.1995; опубл. 10.09.97, Бюл. № 25. - 5 с.ил.

25. Пат. 2107159 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/34. Делитель потока жидкости на равные части / Н. Н. Хазиев, М. Г. Газизов; заявитель и патентообладатель Н. Н. Хазиев. - 96104537/03;. заявл. 06.03.96; опубл. 20.03.98, Бюл. № 8. - 6 с. ил.

26. Пат. 2077364 Российская Федерация, МПК В 01 Д 19/00. Сепарационная установка / Н. Н. Хазиев, В. Ф. Голубев, М. Г. Газизов, Р. Г. Вильданов; заявитель и патентообладатель Н. Н. Хазиев. - № 95110376/25; заявл. 19.06.95; опубл. 20.04.97, Бюл. № 11. - 7 с. ил.

27. Тронов, В. П. Развитие техники и технологии промысловой подготовки нефти в Татарии / В. П. Тронов, Г. М. Ахмадеев, У. Г. Саттаров // Совершенствование методов подготовки нефти на промыслах Татарии. - Бугульма. - 1980. - С. 13-34.

28. Busch, K. W. Design of a test loop for the evaluation of magnetic water treatment devices. Process Safety and Environmental Protection / K. W. Busch, M. A. Busch, R.

E. Darling, S. Maggar, S. W. Kubala // Transactions of the Institution of Chemical Engineers. - 1997. - N. 75 (Part B). - P. 105-114.

29. Chechel, P.S. Influence of magnetic treatment on solubility of calcium sulphate / P. S. Chechel, G. V. Annenkova // Coke Chem. USSR. - 1972. - N. 8. - P. 60-61.

30. Daly, J. Magnets that don't do much to soften water / J. Daly // Consumer Reports. 1996. - N 2. - P. 8-12.

31. Donaldson, J. D. Magnetic treatment of fluids - preventing scale / J. D. Donaldson // Finishing. - 1988. - N. 12. - P. 22-32.

32. Duffy, E. A. Investigation of Magnetic Water Treatment Devices: Ph .D. dissertation. - Clemson University, Clemson, S. C., 1977. - P.22-30.

33. Gehr, R. Z. Reduction of soluble mineral concentrations in CaSO4 saturated water using a magnetic field / R. Z. Gehr, A. Zhai, J. A. Finch, S. R. Rao // Wat. Res. -1995. - N. 29 (3). - P. 933-940.

34. Harrison, J. Effectiveness of magnetic water treatment in suppressing CaC03 scale deposition / J. Harrison // Ind. Eng. Chem. Process Des. - 1993. - Dev. 24. P. 588-592.

35. Higashitani, K. Measurements of magnetic effects on electrolyte solutions by atomic force microscope. Process Safety and Environmental Protection / K. Higashitani, J. Oshitani // Transactions of the Institution of Chemical Engineers. - 1997. - N. 75 (Part B). - P. 115-119.

36. Joshi, K. M. Effect of magnetic field on the physical properties of water / K. M. Joshi, P. V. Kamat // J. Ind. Chem. Soc. - 1966. - N. 43. - P. 620-622.

37. Kronenberg, K. J. Experimental evidence for effects of magnetic fields on moving water / K. J. Kronenberg // IEEE Trans. On Magnetics. - 1985. - N. 5. - P. 2059-2061.

38. Lin I., Yotvat Y. Electromagnetic treatment of drinking and irrigation water / I. Lin, Y. Yotvat // Water and Irrigation Rev. - 1989. - N. 8. - P. 1618.

39. Lipus, L. Magnetic water treatment for scale prevention / L. Lipus, J. Krope, L. Garbai // Hungarian J. Jnd. Chem. - 1994. - No. 22. - P. 239-242.

40. Marshall, S. V. Electromagnetic Concepts and Applications / S. V. Marshall, G. G. Skitek // 2nd ed. Englewood Cliffs. - N.J.: Prentice-Hall, Inc, 1987.

41. Mirumyants, S. O. The effect of a constant magnetic field on the infrared absorption spectrum of liquid water / S. O. Mirumyants // Russ. J. Phys. Chem. -1972. - No. 46. - P. 124.

42. McNeely, M. Magnetic fuel treatment system designed to attack fuel-born microbes / M. McNeely // Diesel Progress Engines and Drives. - 1994. - November. -P. 16.

43. Parsons, S.A. Magnetically augmented water treatment. Process Safety and Environmental Protection / S. A. Parsons // Transactions of the Institution of Chemical Engineers. - 1997. - N. 75 (Part B). - P. 98-104.

44. Raisen, E. The control of scale and corrosion in water systems using magnetic fields / E. Raisen // Corrosion-84. Conference proceedings, Nat. Assoc. of Corrosion Engineers. - Houston, 1984. - Р. 117.

45. Mikula, R. J. Characterization of Demulsifiers in Surfactants, Fundamentals and Applications in the Petroleum Industry / R. J. Mikula, V. A. Munoz // Schramm, L.L. (Ed.), Cambridge University Press: Cambridge, UK. 2000. - Р.51-78.

46. Singley J.E. Municipal water treatment // In Kirk-Othmer Encyl. of Chemical Technology. 3rd ed. Edited by Martin Grayson. - New York: John Wiley and Sons, 1984. - Vol. 24. - P. 385-406.

47. Spear, M. The growing attraction of magnetic treatment / M. Spear // Process Engineering. - 1992, May. - P. 143.

48. Welder, B. Q. Practical performance of water-conditioning gadgets / B. Q.Welder, E. P. Partridge // Ind. Eng. Chem. - 1954. - No. 46. - P. 954-960.

49. Wilkes, J.F. Water conditioning devices - an update / J. F. Wilkes, R. Baum // Int. Water Conf.: 40th Annual Meeting. - 1979. - P. - 79-20.

50. Семихина, Л. П. Влияние физико-химических свойств реагентов на кинетику разрушения водонефтяных эмульсий при различных температурах /

Л. П. Семихина, Е. Н. Москвина, И.В. Кольчевская // Вестник Тюменского государственного университета. - 2015. - № 5. - С. 72-79.

51. Серебренникова, О. В. Генезис нефтей месторождения Белый Тигр (Вьетнам) по данным о составе насыщенных ациклических углеводородов / О. В. Серебренникова, Ву Ван Хай, Ю. В. Савиных, Н. А. Красноярова // Известия ТПУ . - 2012. - № 1. - С. 22-25.

52. Пат. № 2541546, Российская Федерация, МПК С^ 33/04. Способ термического обезвоживания нефтесодержащих отходов / М. М. Григорьева, В. Ю. Пивсаев, М. С. Кузнецова, П. Е. Красников, А. А. Пименов, Д. Е. Быков; заявитель и патентообладатель ФГБОУ ВО Самарский государственный технический университет. - № 2013136910/04; заявл. 06.08.13; опубл. 20.02.2015, Бюл № 5. - 5 с.

53. Пат. № 98100986 Российская Федерация, МПК 0100 33/04. Состав для обезвоживания и обессоливания нефтяных эмульсий / В. Е. Сомов, Г. Д. Залищевский, Н. В. Лаптев, О. М. Варшавский, Л. П. Зайченко; заявитель и патентообладатель Общество с ограниченной ответственностью «Производственное объединение «Киришинефтеоргсинтез»». - № 98100986/04; заявл. 26.01.98; опубл. 11.10.99, Бюл. № 1. - 6 с. ил.

54. Пат. №. 98100984, Российская Федерация, МПК С09К 8/524. Деэмульгирующие композиции для обезвоживания и обессоливания водонефтяных эмульсий / В. Е. Сомов, Г. Д. Залищевский, Н. В. Лаптев, О. М. Варшавский, Л. П. Зайченко; заявитель и патентообладатель Общество с ограниченной ответственностью «Производственное объединение «Киришинефтеоргсинтез»». - № 98100984/04; заявл. 26.01.98; опубл. 11.10.99, Бюл. № 1. - 5 с. ил.

55. Пат. 97107567. Российская Федерация, МПК С09К 8/524. Способ обезвоживания нефти / В. Ф. Лесничий, В. П. Баженов, Л. М. Шипигузов, В. М. Шуверов, Н. И. Кобяков, А. И. Антропов и др.; заявитель и патентообладатель Товарищество с ограниченной ответственностью «ФЛЭК».- № 97107567/04; заявл. 06.05.97; опубл. 27.04.99, Бюл. № 5. - 5 с. ил.

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

57. Пат. № 97109108, Российская Федерация, МПК С09К 8/524. Состав для обезвоживания и обессоливания нефти / Х. В. Мустафин, В. М. Ипатьев, А. И. Орехов, А. З. Габдулхакова, И. И. Нуруллина, И. Г. Юдина, С. И. Шушляев; заявители и патентообладатели Х. В. Мустафин, В. М. Ипатьев, А. И. Орехов. - № 97109108/04; заявл. 29.05.97; опубл. 27.04.99, Бюл. № 5. - 5 с. ил.

58. Пат. № 2485160, Российская Федерация, МПК С09К 8/524. Состав для разрушения водонефтяных эмульсий, ингибирующий асфальтосмолопарафиновые отложения / Ю. В. Шамрай, Р. Г. Шакирзянов, М. Н. Лисицына, В. Н. Хлебников, З. Х. Садриев; заявитель и патентообладатель Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии НИИнефтепромхим Товарищество с ограниченной ответственностью «Научно-технологический центр «ЭТН»». - № 97101936/04; заявл. 07.02.97; опубл. 27.02.99, Бюл. № 2. - 5 с.ил.

59. Пат. № 98103494, Российская Федерация, МПК С100 33/04 Состав для обезвоживания и обессоливания нефти, обладающий также свойствами ингибитора общей и микробиологической коррозии / Г. А. Тудрий, Н. И. Рябинина, А. С. Назмутдинова, В. Д. Чернова, Н. Р. Иванова, Н. В. Борисова; заявитель и патентообладатель ОАО Научно-исследовательского института по нефтепромысловой химии. - № 98103494/04; заявл. 11.03.98; опубл. 10.12.99, Бюл. № 3. - 6 с.

60. Бойко, Г. И. Химические реагенты для подготовки нефтей к транспорту / Г. И. Бойко, Н. П. Любченко, Т. П. Маймаков, Е. М. Шайхутдинов, Е. Оразбекулы, М. К. Сабдалиева, А. В. Игнатович // Научно-технологическое развитие нефтегазового комплекса: Доклады Восьмых Международных научных Надировских Чтений. Алматы, 2010.- С. 150-155.

61. Саяхов, Ф. Л.. Электромагнитное воздействие при добыче высоковязких нефтей / Ф. Л. Саяхов, Р. У., Маганов, Л. А. Ковалева // Нефть России. - 1998. -№ 1. - С. 35-39.

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

64. Pavlova, A. Determination of petroleum hydrocarbons and polycyclic aromatic hydrocarbons in sludge from wastewater treatment basins / A. Pavlova, R. Ivanova //Journal of Environmental Monitoring. - 2003. - V. 5. - №. 2. - P. 319-323.

65. Филиппова, Т. В. Анализ влияния технологических параметров на процесс каплеобразования при промысловой подготовке нефти / Т. В. Филиппова // XIX Международный симпозиум имени академика М. А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр». Томск: Изд-во ТПУ, 2015. - Т. 2. - C. 236-238.

66. Тронов, В. П. Прогнозирование вязкости водонефтяных эмульсий на стадии проектирования систем обустройства нефтяных месторождений / В. П. Тронов, А. И. Ширеев, А. В. Тронов, И. М. Амерханов // Нефтяное хозяйство. - 1986. - № 2. - С. 40-45.

67. Смирнов, Ю. С. Химическое деэмульгирование нефти как основа ее промысловой подготовки / Ю. С. Смирнов, Н. Т. Мелошенко // Нефтяное хозяйство. - 1989. - № 8. - С. 46-50.

68. Соркин, Я. Г. Применение поверхностно-активных веществ в нефтяной промышленности / Я. Г. Соркин, Я. И. Нелькенбаум. - М: Гостоптехиздат, 1963. -С. 252-264.

69. Плохова, С. Е. Изучение влияния анионных и катионных ПАВ на деэмульгирующую эффективность неионогенных ПАВ / С. Е. Плохова., Э. Д. Саттарова и др. // Вестник Казанского технологического университета. - 2012. -№ 5. - С. 39-40.

70. Ши, Г.Б. Нефтяные эмульсии и методы борьбы с ними / Г.Б. Ши. - М: Издательский дом ГОСТОПТЕХ, 1946. - 231 с.

71. Полякова, К. А. Исследование процесса обезвоживания водонефтяных эмульсий // Труды XXI Международного симпозиума имени академика М. А. Усова студентов и молодых учёных, посвященного 130-летию со дня рождения профессора М. И. Кучина. Томск, 2017. - Т.2.- С.349- 350.

72. Маркин, А.Н.Неф тепромысловая химия / А. Н. Маркин, Р. Э. Низамов, С. В. Суховерхов. - М.: Дальнаука, 2011. - 288 с.

73. Доссо, Уэй. Разработка технологии глубокого обезвоживания и обессоливания тяжелых высоковязких нефтей: дисс.... канд. техн. наук / Доссо Уэй; Москва, 2016. - 133 с.

74. Башкирцева, Н. Ю. Поверхностно-активные вещества и методы исследования их свойств / Н. Ю. Башкирцева, О. Ю. Сладовская, Р. Р. Рахматуллин и др. - Казань: Изд-во Казан. гос. технол. ун-та, 2009.-20 с.

75. Губайдуллин, Ф. А. Исследование особенностей формирования водонефтяных эмульсий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и разработка технологий их разделения: автореф. дисс. ... канд. техн. наук / Губайдуллин Фаат Равильевич: Бугульма, 2004. - 26 с.

76. Горошко, В. Д. Приближенные закономерности гидравлики взвешенного слоя и стесненного падения / В. Д. Горошко, Р. Б. Розенбаум, К. М. Тодес // Известия вузов. Нефть и газ. - 1958. - № 7. - С. 125-131.

77. Ахметшина Э.И., Космачева Т.Ф.,Губайдуллин Ф.Р. Оценка влияния различных факторов на эффективность действия деэмульгаторов // Нефтяная провинция. - 2018. - №1. - С. 53-69.

78. Ахметшина, Э. И. Особенности действия деэмульгаторов при высоких дозировках на водонефтяные эмульсии / Э. И. Ахметшина, Т. Ф. Космачёва, Р. З. Сахабутдинов, Ф. Р. Губайдулин // Сборник научных трудов ТатНИПИНефть. - 2012. - С.240-247.

79. Фазулзянов, Р.Р. Исследование деэмульгирующих и поверхностных свойств композиционных реагентов для нефтепромыслов / Р. Р. Фазулзянов // Вестник Казанского Технологического Университета. - 2011. - Т. 14. - №10. - С. 169-172.

80. Пат. 2132931 Россия, МПК Е 21 В 37/06. Устройство для дозировки реагента в выкидную линию / Н. Н. Хазиев, В. Ф. Голубев, М. Г.Газизов, Ф. К. Серазетдинов; заявитель и патентообладатель Н. Н. Хазиев. - № 97121373/03; заявл. 10.12.97; опубл. 10.07.99, Бюл. № 19. - 3 с. ил.

81. Пат. № 2133913, Российская Федерация, МПК F 17 D 3/12 Устройство для дозированной подачи реагента в нефтепровод / Н. Н. Хазиев, В. Ф. Голубев, М. Г. Газизов; заявитель и патентообладатель Н. Н. Хазиев. - № 97121765/06; заявл. 10.12.97; опубл. 27.07.99, Бюл. № 21. - 4 с. ил.

82. Пат. № 2163701, Российская Федерация, МПК F 17 D 3/00. Устройство для дозировки реагента в трубопровод / П. Н. Хазиев, В. Ф. Голубев, Ф. К. Серазетдинов, М. В. Голубев, Р. М. Валеев; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Акционерная нефтяная компания Башнефть». -№ 2000101534/06; заявл. 17.01.2000; опубл. 22.02.2001, Бюл. № 6. - 3с. ил.

83. Пат. № 2230887, Российская Федерация, МПК Е 21 В 37/06. Устройство для дозировочной подачи реагента в скважине / Н. Н. Хазиев, Т. В. Хазиев, М. Р. Миянов; заявитель и патентообладатель Н. Н. Хазиев. - № 2002133550/03; заявл. 03.12.02; опубл. 06.10.04, Бюл. № 19. - 4 с.ил.

84. Пат. № 50300, Российская Федерация, МПК G 01 F 11/12. Дозировочный клапан / А. Р. Латыпов, В. Ф. Голубев, Н. Н. Хазиев и др.; заявитель и патентообладатель Закрытое акционерное общество «УфаНИПИнефть». - № 2005128474/22; заявл. 01.09.2005; опубл. 27.12.2005, Бюл. № 36. - 4 с. ил.

85. Пат. № 44999, Российская Федерация, МПК Е 21 В 37/06. Устройство для дозировки реагента / В. Ф. Голубев, А. Р. Латыпов, П. Н. Хазиев и др.; заявитель и патентообладатель Закрытое акционерное общество «УфаНИПИнефть». - № 2004135494/22; заявл. 24.11.2004; опубл. 10.09.2005, Бюл. № 10. - 3 с. ил.

86. Свирская, С.Н. Нефть. Нефтепереработка / С. Н. Свирская, И. Л. Трубников. - Ростов-на-Дону: Изд-во РГУ, 2002. - 43 с.

87. Правила разработки нефтяных месторождений и эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1964. - 30 с.

88. Крюков, В. А. Совершенствование предварительного сброса воды на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» / В. А. Крюков, Н. В. Пестрецов // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 4. - С. 114-116.

89. Пат. № 1143764, Российская Федерация, МПК C10G 33/00. Устройство для регулирования процесса обезвоживания нефти / Р. И. Мансуров, Ю. М. Абызгильдин, И. Н. Еремин, Н. А. Яковлева, В. Л. Беляков; заявитель и патентообладатель ВНИИ по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов. - № 3674929 , завл. 05.10.83; опубл. 07.03.85, Бюл. № 9. - 4 с. ил.

90. Семихина, Л. П. Подбор деэмульгаторов с учетом температурного режима подготовки нефти / Л. П. Семихина, Д. В. Семихин, А. Г. Перекупка // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 9. - С. 25-27.

91. Семихина, Л. П. Явление синергизма в смесях ПАВ / Л. П. Семихина, Е. Н. Москвина, И. В. Кольчевская // Вестник Тюменского Государственного Университета. - 2013. - № 2. - С. 85-91.

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

93. Пат. № 2414232, Российская Федерация, МПК С 10033/04. Способ разрушения водонефтяных эмульсий с помощью деэмульгаторов / Л. П. Семихина, Е. Н. Москвина; заявитель и патентообладатель ГОУ ВПО «Тюменский государственный университет». - № 2009100450/04; заявл. 11.01.09; опубл. 27.07.10, Бюл. 4. - 5 с.

94. Лужецкий, А. В. Синтез и исследование свойств деэмульгаторов олигоуретанового типа / А. В. Лужецкий, И. Н. Дияров и др. // Химия и химическая технология. - 2009. - Т.52. - Вып. 9.- С.54-58.

95. Нурабаев, Б. К. Изучение устойчивости водонефтяных эмульсий на основе амбарной нефти месторождения Жыланкабак и оптимизация процесса обессоливания / Б. К. Нурабаев, Б. К. Абайылданов, Б. Ж. Абдели // Изд-во АО «Институт химических наук им. А.Б. Бектурова». - 2017. - № 3. - С. 25-28.

96. Патент № 2227154, Российская Федерация, МПК С^33/04. Состав для разрушения стойких водонефтяных эмульсий и защиты нефтепромыслового

оборудования от асфальтено-смоло-парафиновых отложений и коррозии / Н. А. Лебедев, Т. В. Юдина, Р. Р. Сафаров, О. А. Варнавская, В. Н. Хлебников; заявитель и патентообладатель ОАО «Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии». - № 2002102807/04, заявл. 31.01.02; опубл. 27.10.03, Бюл. № 2. - 5 с.

97. Хамидуллина, Ф. Ф. Разработка композиционного деэмульгатора для процессов подготовки продукции нефтяных скважин на поздней стадии эксплуатации месторождений / Ф. Ф. Хамидуллина, Р. Ф. Хамидуллин // Вестник Казанского Технологического Университета. - 2014. - Т. 10. - № 9. - С. 258-263.

98. Лужецкий, А.В. Синтез и исследование свойств деэмульгаторов олигоуретанового типа / А. В. Лужецкий, И. Н. Дияров // Химия и химическая технология. - 2009. - Т.52. - Вып. 9.- С.54-58.

99. Плохова, С. Е. Изучение влияния анионных и катионных ПАВ на деэмульгирующую эффективность неионогенных ПАВ / С. Е. Плохова, Э. Д. Саттарова // Вестник Казанского Технологического Университета. - 2012. - № 5. -С. 39-40.

100. Фаррахова, Л. И. Испытания катионных ПАВ в процессах деэмульгированных нефтей / Л. И. Фаррахова, А. А. Елпидинский, А. А. Гречухина, Р. Ф. Хамидуллин // Вестник Казанского технологического университета. - 2011. - Т. 14. - № 2.- С. 39-42.

101. Данилин, И. К. Реагент комплексного действия на основе альдегидов и аминов для нефтедобычи / И. К. Данилин, А. Г. Рахимкулов, Д. А. Коркушко, А. М. Сыркин // Технические науки. Фундаментальные исследования. - 2015. - № 2. -С. 2099-2105.

102. Данилин, И. К. Реагент комплексного действия на основе альдегидов и аминов для нефтедобычи / И. К. Данилин, А. Г. Рахимкулов, Д. А. Коркушко, А. М. Сыркин // Технические науки. Фундаментальные исследования. - 2015. -№ 2.-С.2099-2105.

103. РД 39-0147103-373-86. Руководство по совмещенной технологии по сепарации, предварительного обезвоживания нефти и очистки сточных вод в системе сбора продукции скважин. - Уфа: Изд-во ВНИИСПТнефть, 1987. - 36 с.

104. Митрофанов, А. З. Отстойник для установок подготовки нефти / А. З. Митрофанов // Нефтепромысловое дело. - 1975. - № 12. - С. 41-43.

105. Хамидуллин, Ф. Ф. Повышение производительности отстойных аппаратов / Ф. Ф. Хамидуллин, В. П. Тронов // Нефтепромысловое дело. 1977. - № 6. - С. 2931.

106. Надршин, А. С. Модернизация технологической схемы предварительного сброса воды / А. С Надршин, В. Г. Кривцов // VI Конгресс нефтегазопромышленников России «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа», Уфа. - 2005. - С. 83-84.

107. Федорищев, Т. И. Отстойный аппарат отделения воды при подготовке глубокообессоленной нефти / Т. И. Федорищев, Г. И. Алпатов, С. Ф. Чернавский. - Тюмень: Изд-во Сиб-НИИНП. - 1976. - № 5. - С. 93-98.

108. Shyder, R. Big Wells - Sun's example of modern field development / R. Shyder // World oil. - 1975. - Vol. 180. - N 1. - P. 75-78.

109. Еремин, И. Н. Исследование и разработка отстойников для подготовки нефти / И. Н. Еремин // Сбор, подготовка нефти и воды и защита от коррозии нефтепромыслового оборудования. - Уфа: Изд-во ВНИИСПТнефть. - 1980. - С. 81-88.

110. ТУ 2226-020-10488057-94. Лапрол 6003-2Б-15. Технические условия -Нижнекамск: ОАО «Нижнекамскнефтехим», 1994. - 5 с.

111. ТУ 2435-430-05763441-2004. Диметилфосфит. Технические условия - г. Новочебоксарск: ОАО «Химпром». - 2004. - 4 с.

112. Moran, K. Competitive adsorption of sodium naphthenates and naturally occurring species at water-in-crude oil emulsion droplet surfaces. / K. Moran, J. Czarnecki / Colloidsand Surfaces A: Physicochem. Eng. Aspects - 2007.- Vol. 292. - P. 87-98.

113. Simanzhenkov, V. Crude Oil Chemistry / Simanzhenkov V., Raphael Idem // Marcel Dekker, Inc. - 2003. - Vol. 410. - Р. 135-140.

114. ГОСТ 2477-2014. Нефть и нефтепродукты. Метод определения воды. - М.: Издательство стандартов, 2014. - 13 с.

115. Бадикова А. Д., Спектральные методы анализа для изучения состава нефтешламов / А. Д. Бадикова, Р. Н. Ширяева, А. В. Рулло, А. Г. Мустафин, Р. У. Мухамадеев, // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. -2019. №. 4. - С.6-10.

116. Мухамадеев, Р. У. Анализ эффективности осадителей и коалесцеров различной конструкции для очистки пластовой воды / Р. У. Мухамадеев, А. А. Вольцов, А. В. Шеметов // Нефтегазовое дело. - 2011. - № 3. - С. 202-207.

117. Мухамадеев, Р. У. Исследование процесса очистки пластовой воды на экспериментальном адсорбере / Р. У. Мухамадеев, А. А. Вольцов // Нефтегазовое дело. - 2011. - № 4. - С. 96-101.

118. Мухамадеев, Р. У. Исследование эффективности очистки пластовой воды методом виброакустического воздействия / Р. У. Мухамадеев, А. А. Вольцов // Нефтегазовое дело. - 2011. - № 4. - С. 91-95.

119. Мухамадеев, Р. У. Деэмульгатор - ингибитор коррозии для комплексной подготовки высоковязких водонефтяных эмульсий / Р. У Мухамадеев, А. Д. Бадикова, И. Н. Куляшова, Р. Н. Ширяева // Башкирский химический журнал. -2019. - Т. 26. - № 4. - С. 62-79.

120. Мухамадеев, Р. У. Выбор оптимальных внутренних устройств для очистки подтоварной воды / Р. У. Мухамадеев // Наука в нефтяной и газовой промышленности. - 2011. - № 3. - С. 6-8.

121. Мухамадеев, Р. У. Моделирование процесса очистки пластовой воды на экспериментальной установке / Р. У. Мухамадеев // Наука в нефтяной и газовой промышленности. - 2011. - № 4. - С. 9-11.

122. Пат. № 2700747, Российская Федерация, МПК Е21В 43/34. Нефтегазовый сепаратор со сбросом воды / А. Д. Бадикова, Р. У. Мухамадеев; заявитель и патентообладатель ФГБОУ ВО «БашГУ»; заявл. 27.07.2018; опубл. 19.09.2019, Бюл. № 26. - 5 с. ил.

123. Мухамадеев, Р. У. Оценка эффективности интенсифицирующих устройств для процесса подготовки тяжелых нефтей / Р. У Мухамадеев, А. Д. Бадикова, Р. Н. Ширяева, А. В. Рулло, Д. Л. Изилянова // Всероссийская научно-практическая конференция (к 100-летию со дня рождения д.т.н., профессора Варфоломеева Д.Ф.) «Российская нефтепереработка и нефтехимия - проблемы и перспективы»: сборник материалов науч. конф. - Уфа: Изд-во Фонд поддержки и развития науки, 2018. - С. 60-66.

124. Мухамадеев, Р. У. Проведение лабораторных исследований эффективности интенсифицирующих устройств для процесса подготовки тяжелых нефтей / Р. У. Мухамадеев, А. Д. Бадикова, Р. Н. Ширяева, А. В. Рулло, Д. Л. Изилянова // Наукоемкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса - 2018: материалы VIII Международной молодежной научной конференции. - Уфа:РИЦ БашГУ, 2018. - С. 214-215.

125. Мухамадеев Р. У. Определение содержания асфальтенов, смол и углеводородов в образце асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) нефтяной скважины Вынгапурского месторождения (ЯНАО) / Р. У. Мухамадеев, Д. Л. Изилянова, А. Д. Бадикова // Актуальные проблемы науки и техники-2019: материалы XII Международной научно-практической конференции молодых ученых. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2019. - С.241-242.

ПРИЛОЖЁНИВ

НК ;Д) АЛЬЯНС

В диссертационный совет

АП^-КЖвия 1Г-Ч.

пф<х»01 д.в. Лл««» »вяучлл^к.-«.. 'Л. Роа»» деп_ 1 к

*** «7*1144 41 > 19 г паи Мофсм патент т *з.| ги м»1.и

Настоящим ахтом подтверждаем. что в ОАО «Лечоранефть» на установках подготовки и перекачки нефти «ПСИН Лекхарьяга». внедрены интенсифицирующие процесс разделения водонефтхной эмульсии внутренние устройства для смесителей и отстойников нефти, разработанные при участии Мухамадесва Рншага Уралопича.

Внедрение устройств позволило увеличить производительность отстойников и добиться более глубокого обезвоживания нефти.

И«.* /V //• /9

Ил исхЛс от

Акт внедрения

Г.ШШМИ 1Г\П<МО| но III 11III

Фиреон А.А.

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ

«У рал Ой л»

_/

•'• ^ 20

лат»

В лиссер1ацношшй совет

на Л»

от

20 г.

Акт внедрения

Настоящим актом подтверждаем, что в ООО «УралОЙл», на установке подготовки нефти УППН «Беляспка» ЦДНГ-5 внедрен и 2016 г. смеситель нефти с интенсифицирующими устройсгваыи, разработанный при участии Мухамадеева Р и тага Ураповнча.

В ходе эксплуатации данного оборудования нашим предприятием удалось достигнуть желаемого эффекта, а именно: расход пресной вода, поступающей п термо-химичесюсй блок УППН «Белисвкп» снизился н б рад (до внедрения 3 м3/час, после внедрения 0,5 м3/час) без изменения основных показателей товарной нефти I группы качества на выходе из установки.

Главный инженер

Начашлпш иш^па по .погон* и. гааислота