Композиционные составы для процессов подготовки устойчивых промысловых эмульсий тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 02.00.13, кандидат наук Цыганов Дмитрий Геннадьевич

• Цыганов Дмитрий Геннадьевич
• кандидат наук
• 2017

Оглавление диссертации кандидат наук Цыганов Дмитрий Геннадьевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1. Устойчивость водонефтяных эмульсий и причины ее повышения

1.1.1. Устойчивость водонефтяных эмульсий

1.1.2. Причины образования устойчивых водонефтяных эмульсий

1.2. Влияние химических реагентов, применяемых для интенсификации добычи нефти, на формирование и устойчивость водонефтяных эмульсий

1.2.1. Влияние кислот и щелочей

1.2.2. Влияние полимеров

1.2.3. Влияние ПАВ и их композиций

1.2.4. Влияние ингибиторов коррозии

1.3. Особенности формирования устойчивых водонефтяных эмульсий промежуточных слоев

1.3.1. Причины образования устойчивых водонефтяных эмульсий промежуточных слоев

1.3.2. Свойства устойчивых водонефтяных эмульсий промежуточных слоев

1.4. Механизм разрушения водонефтяных эмульсий и эмульсий промежуточных слоев

1.4.1. Механизм разрушения водонефтяных эмульсий

1.4.2. Механизм разрушения эмульсий промежуточных слоев

ГЛАВА 2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

2.1. Выбор объектов исследования

2.2. Методы исследования поверхностно-активных свойств

2.2.1. Определение межфазного натяжения

2.2.2. Определение реологических свойств межфазных адсорбционных слоев ПАВ

2.2.3. Определение смачивающей способности ПАВ

2.3. Выделение асфальтенов из сырой нефти

2.4. Методы исследований физико-химических свойств нефти

2.5. Исследование деэмульгирующей способности ПАВ

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ФОРМИРОВАНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ И ЭМУЛЬСИЙ ПРОМЕЖУТОЧНЫХ СЛОЕВ

3.1 Выбор исходных водонефтяных эмульсий

3.2 Исследование формирования устойчивости водонефтяных эмульсий и

эмульсий промежуточных слоев

ГЛАВА 4. ИССЛЕДОВАНИЕ ПОВЕРХОСТНО-АКТИВНЫХ И РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ МЕЖФАЗНЫХ

АДСОРБЦИОННЫХ СЛОЕВ РАСТВОРОВ ПАВ И КОМПОЗИЦИЙ

НА ИХ ОСНОВЕ

4.1. Исследование поверхностно-активных свойств растворов ПАВ

4.2. Исследование смачивающих свойств растворов ПАВ

4.3. Исследование реологических свойств растворов ПАВ

ГЛАВА 5. ИССЛЕДОВАНИЕ ДЕЭМУЛЬГИРУЮЩЕЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ КОМПОЗИЦИОННЫХ СОСТАВОВ НА

ЕСТЕСТВЕННЫХ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЯХ

ГЛАВА 6. ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ КОМПОЗИЦИОННОГО СОСТАВА НА ОБЪЕКТАХ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

6.1. Опытно-промысловые испытания композиционного состава на УПСВ с ДНС-1 «Каменное»

6.2. Опытно-промысловые испытания композиционного состава на

УПН-1 и УПН-2 ЦТП «Красноленинский»

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПЕРЕЧЕНЬ ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ

УПН установка подготовки нефти

ПАВ поверхностно-активное вещество

ПАА полиакриламид

АПЭП алкоксилированный полиэтиленаминовый полимер

ПОП пентамер окиси пропилена

АСВ асфальто-смолистые вещества

УПСВ с ДНС установка предварительного сброса воды с дожимной насосной станцией

ЦТП центральный товарный парк

ПЗП призабойная зона пласта

УЭЦН установка электроцентробежного насоса

ВМС высокомолекулярные соединения

СКО солянокислотная обработка

ПП 4202-2Б-30 Простой полиэфир 4202-2Б-30

ХМАО Ханты - Мансийский автономный округ

ККМ критическая концентрация мицеллообразования

ОПИ опытно-промысловые испытания

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Композиционные составы для процессов подготовки устойчивых промысловых эмульсий»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. В настоящее время большинство крупнейших нефтяных месторождений и залежей России вступило в позднюю стадию разработки, в результате осложняется добыча нефти, возрастает ее обводненность до 80-90 %, изменяются и свойства добываемой нефти, в частности повышается ее вязкость. Кроме того, применение различных методов интенсификации добычи нефти приводит к образованию большого количества устойчивых эмульсий промежуточных слоев, формирование которых приводит к срыву технологического процесса подготовки нефти, ухудшению качества товарной нефти и дренажной воды.

Разрушение эмульсий промежуточных слоев, образующихся на нефтепромыслах, невозможно даже с применением высокоэффективных деэмульгаторов. Это впоследствии приводит к образованию «амбарных нефтей», хранение которых приводит к негативным экологическим последствиям загрязнения окружающей среды. Только в России ежегодно их образуется 6-7 млн. тонн, что составляет 1-2 % от общего объема добычи нефти в стране.

Образование эмульсий промежуточных слоев также приводит к существенным потерям нефти и повышению эксплуатационных затрат на подготовку товарной нефти. Данная проблема имеет место на большинстве месторождений России, эксплуатация которых находится на поздней стадии.

Поэтому в настоящее время актуальными остаются вопросы разработки новых деэмульгирующих составов с целью повышения эффективности процесса разрушения высокоустойчивых водонефтяных эмульсий и эмульсий промежуточных слоев с получением нефти товарного качества.

Целью работы является разработка композиционных составов деэмульгаторов для разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий, поступающих на установки подготовки нефти (УПН), и эмульсий промежуточных слоев вторичного происхождения, формирующихся и накапливающихся в отстойных аппаратах.

Поставленная цель достигалась решением следующих задач:

- обосновать причины повышения устойчивости водонефтяных эмульсий и эмульсий промежуточных слоев в результате применения химических реагентов для интенсификации добычи нефти на примере нефтей Каменного и Ем-Еганского месторождений Ханты-Мансийского автономного округа;

- исследовать поверхностно-активные, в том числе смачивающие свойства блоксополимеров и композиций на их основе в модельных системах «толуол - вода»;

- оценить влияние исследуемых ПАВ на снижение структурно-механической прочности межфазных слоев в модельных системах «нефть - вода»;

- исследовать деэмульгирующую эффективность разработанных композиционных составов и определить оптимальное соотношение компонентов на основе результатов лабораторных исследований и опытно-промысловых испытаний;

- провести опытно-промысловые испытания на УПН.

Научная новизна работы характеризуется следующими основными результатами:

1. Впервые для водонефтяных эмульсий Каменного и Ем-Еганского месторождений установлено, что в результате проведения кислотных и щелочных обработок снижается межфазное натяжение на границе раздела «нефть - вода», способствующее передиспергированию нефтяной дисперсной системы с формированием устойчивой мелкодисперной эмульсии, стабилизированной хлопьевидными частицами полиакриламида (ПАА) на межфазных адсорбционных слоях за счет полимерного воздействия.

2. Выявлены закономерности снижения вязкоупругих свойств адсорбционного слоя на границе раздела «нефть - вода» при добавлении в состав деэмульгатора алкоксилированного полиэтиленаминового полимера (АПЭП) и пентамера окиси пропилена (ПОП), позволяющих композиционной смеси приобрести более высокую поверхностную активность в сравнении с отдельно взятыми компонентами.

Практическая значимость р аботы характеризуется следующими основными результатами:

1. Разработан высокоэффективный композиционный состав деэмульгатора на основе простых полиэфиров и неионогенных ПАВ - АПЭП и ПОП.

2. Проведенные опытно-промысловые испытания разработанного композиционного состава А-3 на объектах подготовки нефти Каменного и Ем-Еганского нефтяных месторождений ОАО «ТНК-Нягань» (ОАО «РН-Няганьнефтегаз») позволили подтвердить его высокую деэмульгирующую и смачивающую способности, обеспечивающие повышение качества товарной нефти и дренажной воды, снижение удельного расхода деэмульгатора на 27,3% на объекте «Каменное» и на 26,1% на объекте «Красноленинский».

3. Промышленное применение разработанного деэмульгатора на установке предварительного сброса воды с дожимной насосной станцией (УПСВ с ДНС-1) «Каменное» позволило разрушить устойчивые эмульсии промежуточных слоев и предотвратить их повторное накопление.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на: I и II Международных научных школах «Международное сотрудничество в области химии и химической технологии: образование, наука, производство» ФГБОУ ВПО КНИТУ (Казань, 2013-2014 гг.), IV Всероссийской научно-практической конференции «Практические аспекты нефтепромысловой химии» АН РБ (Уфа, 2014 г.), XV Международной научной конференции «Наукоемкие химические технологии - 2014» (Звенигород, 2014 г.), Международной научной школе «Особенности реализации совместных образовательных программ бакалавров и магистров по химической технологии: опыт университетов ЕСША стран ЕС» ФГБОУ ВПО КНИТУ (Казань, 2014 г.), VII Международной научно-практической конференции молодых ученых «Актуальные проблемы науки и техники - 2014» ФГБОУ ВПО УГНТУ (Уфа, 2014 г.), Всероссийской научно-практической конференции с международным участием «Энергосбережение и инновационные технологии в

топливно-энергетическом комплексе» ФГБОУ ВПО КНИТУ (Казань, 2014 г.), II Международной научно-практической конференции (X Всероссийской научно-практической конференции) «Нефтепромысловая химия» (Москва, 2015 г.), V Международной научно-практической конференции с элементами научной школы для молодежи «Экологические проблемы нефтедобычи» ФГБОУ ВПО «УГНТУ» (Уфа, 2015 г.), VI Всероссийской молодежной научно-технической конференции и школы молодых ученых «Наукоемкие химические технологии - 2015» (Москва, 2015 г.).

Результаты работы также обсуждались на итоговых научных сессиях в Казанском национальном исследовательском технологическом университете в 2011-2017 гг.

Публикации. Основное содержание работы изложено в 18 научных публикациях, в том числе 8 статьях в изданиях, рекомендуемых ВАК для размещения материалов диссертаций, и 10 тезисах докладов.

Личный вклад автора состоит в активном участии во всех этапах выполненной работы: постановке цели и задач исследования, анализе существующих литературных данных, проведении лабораторных и опытно -промысловых испытаний, написании и оформлении статей, обсуждении результатов и оформлении диссертации. Результаты исследований, представленные в диссертационной работе, получены автором лично или при его непосредственном участии. Выводы сформулированы автором самостоятельно.

Автор выражает искреннюю благодарность и признательность к.т.н., доценту кафедры ХТПНГ О.Ю. Сладовской за активное участие при обсуждении результатов исследований реологических свойств межфазных пленок АСВ и исследуемых ПАВ диссертационной работы.

Работа выполнена на кафедре химической технологии переработки нефти и газа ФГБОУ ВО «Казанского национального исследовательского технологического университета» в соответствии с планом Программы развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан в 2006 - 2020 гг. (Закон Республики Татарстан от 13 января 2007 года № 7 - ЗРТ).

Структура и объем диссертационной работы. Диссертация изложена на 1 83 страницах, состоит из введения и 6 глав, выводов и списка цитируемой литературы, включающего 269 наименований. Работа иллюстрирована 50 рисунками и содержит 16 таблиц, 1 приложение.

ГЛАВА 1. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ 1.1 Устойчивость водонефтяных эмульсий и причины ее повышения 1.1.1 Устойчивость водонефтяных эмульсий

Добыча нефти происходит совместно с пластовой водой, в результате чего образуются устойчивые во времени водонефтяные эмульсии. Эффективность технологических процессов добычи, сбора и подготовки нефти тесно связана с необходимостью постоянного исследования свойств образующихся устойчивых водонефтяных эмульсий [1].

Необходимость удаления воды из нефти обусловлена рядом причин:

- с увеличением содержания воды в нефти снижается ее рыночная стоимость, а при нарушении ГОСТ Р 51858-2002 [2] (содержание воды более 1 % масс.) нефть не принимается на реализацию;

- растворенные в пластовой воде соли вызывают коррозию технологического оборудования;

- присутствие воды в нефти приводит к нарушению технологического режима работы ректификационных колонн при переработке нефти на нефтеперерабатывающих заводах;

- транспортировка воды в составе нефти экономически нецелесообразна в связи с сокращением пропускной способности нефтепроводов [3, 4].

Большое число научных работ посвящено исследованиям водонефтяных эмульсий. Среди российских ученых наибольший вклад внесли работы Ребиндера П.А. с сотруд., Воюцкого С.С., Левченко Н.Д. с сотруд., Логинова В.И., Позднышева Г.Н., Тронова В.П., Андриасова Р. С. с сотруд., Медведева В. Ф., Тонкушурова Б. П., Серб-Сербиной Н.Н., Смирновой А.М., Аванисяна В.Г., Сахабутдинова Р.З. с сотруд., Хамидуллина Р.Ф. и других отечественных зарубежных исследователей [5-13].

В нефтяной промышленности все технологические процессы добычи, сбора, подготовки нефти, газа и воды связаны с необходимостью проведения исследований свойств водонефтяных эмульсий, поступающих на УПН.

Водонефтяные эмульсии подразделяют на три группы:

I группа - это эмульсия обратного типа («вода в масле»), в которой содержание воды (дисперсная фаза) в нефти (дисперсионная среда) изменяется от «следов» до 90-95 %. Свойства данных водонефтяных эмульсий определяют основные технологические параметры процессов добычи нефти, внутрипромыслового сбора, сепарации и влияют на выбор оборудования и технологические режимы обезвоживания нефти на УПН.

II группа - это эмульсия прямого типа («масло в воде»), которая образуется в результате разрушения эмульсии обратного типа при обезвоживании нефти. При добыче и сборе продукции добывающих скважин на высокообводненных месторождениях в случае низкой минерализации пластовых вод и нефтей с высоким содержанием нафтеновых кислот происходит образование устойчивых эмульсий прямого типа [14-16]. Такие эмульсии могут образовываться в процессе теплового воздействия на нефтяной пласт [17].

III группа - это «множественная эмульсия», в которой частицы дисперсной фазы содержат в своем составе дисперсионную среду [18-20]. Такие эмульсии трудно разрушаются известными методами и являются причиной срывов технологических процессов подготовки нефти, накапливаясь в отстойной аппаратуре на границе раздела фаз. В научной литературе встречается и другое название таких эмульсий - эмульсии промежуточных слоев [3, 8, 21-28] или «ловушечная нефть» [16, 29, 30]. Данные эмульсионные системы характеризуются повышенным содержанием механических примесей и органических стабилизаторов. Для удаления множественной эмульсии производят зачистку технологических аппаратов и далее данные эмульсии сбрасывают в амбары или нефтеловушки для их дальнейшей обработки или утилизации [16].

Водонефтяные эмульсии относятся к полидисперсным системам, содержащим частицы разных размеров. По дисперсности нефтяные эмульсии подразделяют на

мелкодисперсные с размером глобул воды от 0,02 до 20 мкм, средней дисперсности с размером глобул воды от 20 до 50 мкм и грубодисперсные с размерами глобул воды от 50 до 300 мкм [22].

Как правило, с повышением обводненности нефтяных месторождений и применением химических методов интенсификации притока и добычи нефти (закачка кислот, щелочей, мицеллярных растворов, полимеров, обратных эмульсий и т.д.) в продукции добывающих скважин происходит повышение содержания в водонефтяных эмульсиях стабилизаторов и механических примесей [31]. Это является основной причиной формирования определенного объема устойчивых во времени множественных эмульсий и, как следствие, является основной причиной срывов технологического процесса подготовки нефти и воды на УПН, приводящих к увеличению затрат на подготовку 1 тонны товарной нефти [16, 29].

1.1.2 Причины образования устойчивых водонефтяных эмульсий

В пластовых условиях нефть и вода залегают в виде отдельных, несмешанных друг с другом фаз. На нефтяных месторождениях, эксплуатация которых происходит на поздней стадии, происходит прорыв пластовой воды в призабойную зону нефтяных скважин [22, 25].

Нефтяные эмульсии в основном образуются в местах, где происходит интенсивный контакт, перемешивание нефти и пластовой воды:

- при подъеме от забоя до устья скважины [22, 32], где нефть и пластовая вода из-за непрерывно изменяющихся термобарических условий претерпевают фазовые превращения с выделением из нефти растворенных газов и парафинов [23];

- в стволе скважины, где в результате выделения газа, понижается давление и увеличивается интенсивность перемешивания нефтяной и водной фаз, а также увеличивается скорость движения продукции пласта. Газ выделяется с такой энергией, что ее достаточно для диспергирования пластовой воды в нефти [29];

- на подвижных частях погружных насосов, штуцерах и запорной арматуре. Образование нефтяных эмульсий интенсивно происходит при прохождении обводненной нефти через штуцера [3, 14, 29];

- в промысловом оборудовании при перепадах давления, пульсации газа, резкого изменения направления и диаметров технологических трубопроводов происходит турбулизация газожидкостного потока продукции эксплуатационных скважин, усиливающая диспергирование пластовой воды в нефти [3]. Кроме того, отложения парафина на внутренней поверхности технологического оборудования приводит к уменьшению поперечного сечения трубопроводов и, как следствие, к увеличению скорости движения потока продукции добывающих скважин [14].

Специалистами [32-35] было выявлено, что образование устойчивых водонефтяных эмульсий в призабойной зоне пласта (ПЗП) происходит в результате фильтрации жидкости при наличии в породе мелкозернистого песка и глинистых фракций.

Установлено образование устойчивых водонефтяных эмульсий механизированным способом добычи нефти. Наиболее устойчивые водонефтяные эмульсии образуются при использовании установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), а при использовании штанговых и винтовых насосов образуются менее устойчивые водонефтяные эмульсии. Таким образом, для добычи высоковязких асфальто-смолистых нефтей с повышенной склонностью к диспергированию пластовой воды рационально применять высокопроизводительные винтовые насосы [29].

В научных работах [36-41]выявлено, что основными факторами образования водонефтяных эмульсий при добыче нефти глубинными насосами являются основные параметры работы насоса: количество оборотов и производительность УЭЦН, число ходов и длина хода плунжера, размеры приемных и выкидных клапанов, глубина погружения насоса.

В фонтанных скважинах образуются устойчивые водонефтяные эмульсии, поскольку в данных скважинах происходит интенсивное перемешивание

пластовой воды и добываемой нефти за счет снижения давления и интенсивной дегазации нефти.

Причины образования водонефтяных эмульсий при добыче нефти компрессорными скважинами те же, что и при добыче фонтанными скважинами. Применение газлифта и эрлифта приводит к образованию высокоустойчивых водонефтяных эмульсий, поскольку происходит интенсивное окисление природных стабилизаторов (нафтеновые кислоты, парафины), которые являются эффективными эмульгаторами эмульсий [14].

Анализ литературы [5-9, 42] показал, что для объяснения механизма образования водонефтяных эмульсий имеется много гипотез, но основополагающей является теория, предложенная академиком Ребиндером П.А., согласно которой образование эмульсий происходит в три последовательные стадии.

На первой стадии капли дисперсной фазы растягиваются от первоначальной сферической формы до цилиндрической формы за счет увеличения поверхности дисперсной фазы с затратой работы по преодолению молекулярных сил поверхностного натяжения.

На второй стадии, когда длина неустойчивых капель становится больше их диаметра, происходит их распад на более мелкие. В этом процессе происходит уменьшение поверхности и свободной поверхностной энергии.

На третьей стадии происходят одновременно процессы коалесценции и диспергирования образовавшихся при этом глобул воды [42].

Высокую агрегативную устойчивость водонефтяных эмульсий с образованием на поверхности глобул прочного сольватного слоя, состоящего из молекул дисперсионной среды, объясняет сольватная теория. Так сольватная оболочка препятствует слипанию глобул дисперсной фазы при соударении в результате своих упругих свойств, а также вследствие того, что на границе сольватного слоя и дисперсионной среды отсутствует поверхностное натяжение. Строение и состав сольватного слоя зависят не только от состава нефти и количественного

содержания в ней дисперсных частиц, но и от состава пластовой воды, а также растворенных и диспергированных в ней частиц [42, 43].

В основе образования устойчивых эмульсионных систем лежат термодинамические (энергетические) силы, которые лежат в основе теории двойного электрического слоя, теории расклинивающего давления Дерягина В.Б. и Ландау Л.Д., а также надмолекулярных теорий, связанных с образованием структурно-механического барьера [42, 44]. Единство этих теорий заключается в том, что для образования эмульсий двух несмешивающихся жидкостей необходимо присутствие третьего компонента, выполняющего функции стабилизатора.

Присутствие в нефтяной фазе органических углеводородных и механических стабилизаторов, которые в результате химического воздействия на нефтяной пласт образуются и выносятся из пласта с продукцией скважин, приводит к повышению устойчивости водонефтяных эмульсий. В научных работах ученых [45-50] установлено, что в формировании устойчивых водонефтяных эмульсий участвуют:

• вещества с сильными поверхностно-активными свойствами, которые способны создавать неструктурированные молекулярные слои, адсорбируясь на границе раздела фаз. К этим веществам относятся нафтеновые и жирные кислоты, низшие смолы;

• вещества со слабыми поверхностно-активными свойствами, которые способны образовывать на границе раздела фаз структурированные слои - лиофильные коллоидные системы, обладающие упругостью и прочностью, обеспечивающие высокую стабилизацию водонефтяных эмульсий. К этим веществам относятся полярные компоненты - асфальтены, смолы, асфальтогеновые кислоты и ангидриды, содержащиеся в нефти;

• механические примеси минерального и неорганического характера, которые образуют прочные бронирующие оболочки глобул воды благодаря избирательному смачиванию, при этом размеры частиц твердых эмульгаторов должны быть значительно меньше размера диспергированных глобул воды.

Особое влияние на устойчивость нефтяных эмульсий оказывает не только концентрация, но и коллоидное состояние органических стабилизаторов, которое определяется содержанием в нефти парафиновых и ароматических углеводородов, а также веществ, обладающих дефлокулирующим действием [47-53].

Исследования Позднышева Г.Н. по изучению состава и свойств межфазного адсорбционного слоя показали, что асфальтены, смолы и тугоплавкие парафины всегда входят в состав межфазного адсорбционного слоя на границе «нефть - вода», при этом эмульгирующие свойства нефтей определяются как количественным содержанием в них асфальтенов, так и их коллоидно-дисперсным состоянием [54, 55]. Выявлено, что максимальным эмульгирующим эффектом обладают асфальтены, которые находятся в нефти в коллоидно-дисперсном состоянии, приближающемся к точке их флокуляции - выпадению из растворов. Состояние асфальтенов определяет их углеводородный состав и наличие в них веществ дефлокулирующего действия, которые препятствуют слипанию и агрегированию асфальтенов [29, 56].

В последнее время многие исследователи [57-62] считают, что основными стабилизаторами водонефтяных эмульсий являются АСВ, находящиеся в нефти в мелкодиспергированном состоянии, мицеллярном состоянии. Коллоидные частицы АСВ, образующие мицеллы, накапливаются на поверхности раздела фаз «нефть - вода», образуя прочную межфазную адсорбционную пленку на поверхности глобул воды, диспергированных по всему объему дисперсной фазы.

Степень дисперсности водонефтяных эмульсий объясняется сильными межмолекулярными взаимодействиями компонентов нефти, в первую очередь полициклических аренов и гетероорганических соединений, особенно АСВ [63].

Научными исследователями - Ермаковым С.А. и Мордвиновым А.А. [60] был проведен анализ научной литературы о влиянии асфальтенов на устойчивость водонефтяных эмульсий. Установлено, что еще в 1948 году Лоренс и Келлнер выявили стабилизирующее влияние асфальтенов на устойчивость водонефтяных эмульсий. По полученным данным Гани Х.Ф. [64] выявил закономерность, что

устойчивость водонефтяных эмульсий зависит от процентного содержания асфальтенов в нефти.

В работах [61, 65] авторами установлено, что для нефтей Фестивального, Арчинского и Верхнего месторождений основными компонентами стабилизации устойчивости водонефтяных эмульсий являются АСВ и парафины. Авторами изучена зависимость состава межфазного адсорбционного слоя глобул воды от минерализации пластовых вод. При увеличении минерализации пластовых вод в межфазных бронирующих оболочках глобул воды увеличивается доля АСВ. Такой эффект авторами объясняется взаимодействием солей пластовой воды с полярными молекулами асфальтенов. Для водонефтяных эмульсий с содержанием пластовой воды до 30 % происходит незначительное увеличение их устойчивости, а далее с увеличением обводненности устойчивость эмульсий резко увеличивается и достигает максимального значения [66]. При дальнейшем повышении в нефтяной эмульсии содержания пластовой воды ее устойчивость не повышается.

Выявлено [67-70], что увеличение минерализации пластовой воды, диспергированной в нефти, приводит к уменьшению размера глобул пластовой воды, повышению дисперсности, межфазной поверхности и, как следствие, повышению устойчивости образующихся водонефтяных эмульсий.

Основным фактором стабилизации водонефтяных эмульсий является образование на поверхности глобул воды, диспергированных в нефти, со стороны нефтяной фазы прочного межфазного адсорбционного слоя, представляющего собой сложную структурированную систему, состоящую из природных стабилизаторов нефти, в качестве которых выступают как нафтеновые кислоты, смолы, асфальтены, парафины, церезины, порфирины, металлопорфирированные комплексы, так и механические частицы [16, 44].

Появление в продукции скважин значительного количества механических примесей происходит в результате закачки с помощью системы поддержания пластового давления кислородсодержащих пресных вод. Кроме того, в результате присутствия в пресной воде кислорода происходит окисление некоторых

компонентов нефти (нафтены, парафины) с образованием новых асфальтенов [71, 72].

На высокую стабилизацию водонефтяных эмульсий оказывают влияние механические частицы (природные стабилизаторы) - частицы глины, песка, микрокристаллов неорганических солей, продуктов коррозии металла, при этом устойчивость водонефтяных эмульсий определяется размерами и количественным содержанием механических частиц природных стабилизаторов, содержащихся в нефти [73]. С увеличением размера и количественного содержания частиц механических примесей наблюдается повышение устойчивости водонефтяных эмульсий.

В пластовых водах высокой минерализацией глинистые частицы склонны к быстрой коагуляции и гидрофобизации, а в пресных водах при наличии щелочных электролитов повышается гидрофильность глин и происходит сильное разбухание и пептизация глинистых частиц с переходом их в коллоидное состояние, что приводит к увеличению содержания в нефтяной фазе частиц механических примесей [22, 46].

Авторами [74] были смоделированы межфазные адсорбционные слои на границе «нефть - вода» из агрегатов асфальтенов, частицы которых на границе раздела фаз образуют жесткий структурный каркас с высокими значениями модуля упругости, а также проведена оценка механической прочности сформированных межфазных слоев на границе «нефть - вода» в условиях применения деэмульгатора и при его отсутствии [74-76].

Проведенные исследования [78, 79] установили, что присутствие механических частиц размером 0,75 мкм максимально стабилизирует водонефтяные эмульсии. Дисперсным частицам такого размера свойственны процессы ассоциирования и агрегирования на межфазной поверхности глобул воды при формировании водонефтяных эмульсий.

Присутствие в нефти частиц асфальтенов и микрокристаллов парафинов недостаточно для стабилизации нефтяных эмульсий, поскольку для повышения их устойчивости необходимо присутствие нефтяных ПАВ, которые способны

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Цыганов Дмитрий Геннадьевич, 2017 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Ибрагимов, Н.Г. Осложнения в нефтедобыче / Н.Г. Ибрагимов, А.Р. Хафизов, В.В. Шайдаков [и др.]- Уфа: Монография, 2003. - 302 с.

2. ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия.- М.: Стандартинформ, 2006 - 12 с.

3. Маркин, А.Н. Нефтепромысловая химия: практическое руководство / А.Н. Маркин, Р.Э. Низамов, С.В. Суховерхов. - Владивосток: Дальнаука, 2011. - 288 с.

4. Гречухина, А.А. Разрушение водонефтяных эмульсий с применением реагентов-деэмульгаторов: метод. указания / А.А. Гречухина, Л.А. Кабирова, А.А. Елпидинский. - Казань: КГТУ, 2004. - 36 с.

5. Ребиндер, А.П. Современныепредставления об устойчивости, образовании и разрушении эмульсий и методы их исследования / А.П. Ребиндер. - М.: Изд-во иностранной литературы, 1950. - 323 с.

6. Воюцкий, С.С. Курс коллоидной химии / С.С. Воюцкий. - М.: Химия, 1975. -512 с.

7. Левченко, Н.Д. Эмульсии с водой и методы их разрушения / Н.Д. Левченко, Н.В. Бергштейн [и др.]- М.: Химия, 1967. - 200 с.

8. Логинов, В.И. Обезвоживание и обессоливание нефти / В.И. Логинов. - М.: Химия, 1979. - 216 с.

9. Тронов, В.П. Промысловая подготовка нефти / В.П. Тронов. - М.: Химия, 1977. - 271 с.

10. Андриасов, Р.С. Движение газоводонефтяных смесей в промысловых трубопроводах / Р.С. Андриасов, А.Н. Бочаров, Л.А. Пелевин [и др.]- М.: ВНИИОЭНГ, 1976. - 77 с.

11. Медведев, В.Ф. Оптимизация нефтесборных систем при внутритрубопроводной деэмульсации нефти / В.Ф. Медведев. - М.: ВНИИОЭНГ, 1977. - 32 с.

12. Тонкошуров, Б.П. Основы химического деэмульгирования нефтей / Б.П. Тонкошуров, Н.Н. Серб-Сербина, А.М. Смирнова. - М.: под ред. П. А. Ребиндера.-М.: Гостоптехиздат, 1946. - 67 с.

13. Becher, P. Emulsions: Theory and Practice / P. Becher //New York.-1965. -Р. 117 -154.

14. Лутошкин, Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды / Г.С. Лутошкин. - М.: ТИД Альянс, 2005. - 319 с.

15. Бурдынь, Т.А. Химия нефти, газа и пластовых вод / Т.А. Бурдынь, Ю.Б. Закс. - М.: Недра, 1978. - 277 с.

16. Позднышев, Г.Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий / Г.Н. Позднышев. - М.: Недра, 1982. - 218 с.

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

18. Пелевин, Л.А. О классификации и оценке эффективности методов подготовки нефти / Л.А. Пелевин, Г.Н. Позднышев, Р.И. Мансуров [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 1977. -№3. - С. 40.

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

20. Виноградов, В.М. Образование, свойства и методы разрушения нефтяных эмульсий: метод. указания по теме «Нефтяные эмульсии» / В.М. Виноградов. - М.: 2007. - 31 с.

21. Тронов, В.П. Деэмульсация нефти в трубопроводах / В.П. Тронов, В.И. Грайфер. У.Г. Саттаров. - Казань: Тат. книж. изд-во, 1970. - 152 с.

22. Сахабутдинов, Р.З. Особенности формирования и разрушения водонефтяных эмульсий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / Р.З. Сахабутдинов, Ф.Р. Губайдуллин, И.Х. Исмагилов, Т.Ф. Космачева. - М.: ВНИИИОЭНГ, 2005. - 324 с.

23. Дунюшкин, И.И. Сбор и подготовка скважинной продукции нефтяных месторождений / И.И. Дунюшкин. - М.: Изд-во Нефть и газ РГУ им. И.М. Губкина, 2006. - 320 с.

24. Тронов, В.П. Промысловая подготовка нефти / В.П. Тронов. - Казань: Изд-во «Фэн», 2000. - 416 с.

25. Сахабутдинов, Р.З. Формирование и разрушение устойчивых водонефтяных эмульсий в промежуточных слоях: метод. указания / Р.З. Сахабутдинов, Р.Ф. Хамидуллин. - Казань: Изд-во Казанского гос. техн. ун-та, 2009. - 60 с.

26. Афанасьев, Е.С. Факторы стабилизации и эффективность разрушения водонефтяных эмульсий: автореф. дис. ... канд. техн. наук: 05.17.07 / Афанасьев Евгений Сергеевич. - Астрахань, 2013. - 25 с.

27. Аксарин, А.В. Сбор и подготовка скважинной продукции: курс лекций / А.В. Аксарин. - Томск: Изд-во Томского политехн. ун-та, 2000. - 216 с.

28. Покрепин, П.В. Сбор и подготовка скважинной продукции: курс лекций / П.В. Покрепин. - М.: ГУУМК, 2000. - 102 с.

29. Байков, Н.М. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды / Н.М. Байков, Г.Н. Позднышев, Р.И. Мансуров. - М.: Недра, 1981. - 262 с.

30. Сахабутдинов, Р.З. Контроль качества сырья, поступающей на подготовку: методические указания / Р.З. Сахабутдинов, Ф.Р. Губайдуллин, Р.Ф. Хамидуллин. - Казань: Изд-во Казанского гос. техн. ун-та, 2009. - 24 с.

31. Сахабутдинов, Р.З. Влияние химических реагентов, применяемых при добыче, транспорте и подготовке нефти, на качество очистки нефтепромысловых сточных вод / Р.З. Сахабутдинов, Л.В Кудряшова, Ф.Р. Губайдуллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2011. - №7. - С.58-60.

32. Казымов, Ш.П. Технология разрушения эмульсий в призабойной зоне скважин / Ш.П. Казымов // Нефтепромысловое дело. - 2011. - №4. - С. 44-46.

33. Мирзаджанзаде, А.Х. Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей / А.Х. Мирзаджанзаде, А.Г. Ковалев, Ю.В. Зайцев. - М.: Недра, 1972. - 200 с.

34. Огибалов, П.М. Нестационарные движения вязкопластичных сред / П.М. Огибалов, А.Х. Мирзаджанзаде. - М.: Изд-во Московского ун-та, 1970. - 415 с.

35. Репин, Н.Н. Предупреждение образования эмульсий при добыче и сборе нефти / Н.Н. Репин, О.М. Юсупов, М.Д. Валеев [и др.] // Тематич. научн. техн. обзор: Сер. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИИОЭНГ, 1979. - 59 с.

36. Галимов, Р.М. Оценка энергоэффективности системы промыслового сбора скважинной продукции ЦДНГ №7 ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» / Р.М. Галимов, Г.Н. Чумаков, С.Е. Буртасов // Вестник Пермского нац. политехн. ун-та. - 2013.- №7. - С. 35-46.

37. Фаттахов, Р.Б. Сравнительные промысловые исследования центробежного и мультифазного насосов / Р.Б. Фаттахов, Р.З. Сахабутдинов, Л.П. Пергушев // Нефтепромысловое дело. - 2011. -№3. - С. 22-24.

38. Зейгман, Ю.В. Оптимизация работы УЭЦН для предотвращения образований осложнений / Ю.В. Зейгман, А.В. Колонских // Нефтегазовое дело. -2005. - С. 1-9.

39. Каплан, Л.С. Эксплуатация осложненных скважин центробежными электронасосами / Л.С. Каплан, А.В. Семенов, Н.Ф. Разгоняев. - М.: Недра, 1994. -89 с.

40. Габдуллин, Р.Ф. Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН в осложненных условиях / Р.Ф. Габдуллин // Нефтяное хозяйство. - 2002. -№ 4. - С. 62-64.

41. Иванов, В.Н. Основные задачи развития и совершенствования установок электроприводных центробежных насосов / В.Н. Иванов, Ю.В. Левин // УКАНГ. - 2004. -№1. - С.33-36.

42. Ребиндер, П.А. Поверхностные явления в дисперсных явлениях / П.А. Ребиндер // Коллоидная химия. Избранные труды. - М.: Наука, 1978. - 177 с.

43. Ребиндер, П.А. Поверхностные явления в дисперсных явлениях. / П.А. Ребиндер. - М.: Наука, 1978. - 368 с.

44. Orr, R. Phase Inversion in Heavy Grude Oil Production / R. Orr // Proceedings of Teknas Conference on Heavy Grude Oil Thechnology for Offshore Applications. -2009. - P. 22-27.

45. Тронов, В.П. Разрушение эмульсии при добыче нефти / В.П. Тронов. -М.: Недра, 1974. - 271 с.

46. Позднышев, Г.Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий / Г.Н. Позднышев. - М.: Недра, 1982. - 218 с.

47. Борисов, С.И. Роль отдельных компонентов высокомолекулярной части нефти в стабилизации нефтяных эмульсий / С.И. Борисов, А.А. Петров // Тр. Гипровостокнефть. - 1975. -№ 26. - С. 102-112.

48. Петров, А.А. Коллоидные стабилизаторы нефтяных эмульсий / А.А. Петров, Г.Н. Позднышев // Тр. Гипровостокнефть. - 1971. -№ 13. - С. 3-8.

49. Веретенникова, И.В. Состав потенциальных стабилизаторов нефтяных эмульсий и их связь с параметрами обезвоживания при низких температурах / И.В. Веретенникова, А.А. Петров, Б.Г. Валеев // Тр. Гипровостокнефть. - 1975. -№26. -С. 124-129.

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

51. Борисов, С.И. Состав защитных слоев, величина адсорбции и дисперности эмульсии типа В/М в зависимости от углеводородного состава растворителя высокомолекулярной части нефти / С.И. Борисов, А.А. Петров // Тр. Гипровостокнефть. - 1975. -№24. - С. 170-180.

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

53. Петров, А.А. Углеводородный состав и устойчивость нефтяных эмульсий / А.А. Петров, Г.Н. Позднышев // Труды Гипровостокнефть. - 1971. -№13.

- С. 9-13.

54. Сюняев, З.И. Нефтяные дисперсные системы / З.И. Сюняев, Р.З. Сафиева.

- М.: Химия, 1990. - 226 с.

55. Сюняев, З.И. Нефтяные дисперсные системы / З.И. Сюняев. - Л.: Химия, 1984. - 360 с.

56. Петров, А.А.Коллоидные стабилизаторы нефтяных эмульсий / А.А. Петров, Г.Н. Позднышев, Р.И. Мансуров // Нефтяное хозяйство. - 1974. - №13.-С. 3-8.

57. Шевляков, М.В. Физико-химические основы процесса формирования и стабилизации водонефтяных эмульсий высокопарафинистых нефтей / М.В. Шевляков // Новый университет. - 2011. -№3. - С. 30-35.

58. Пивоварова, Н.А. О свойствах и строении нефтяных дисперсных систем / Н.А. Пивоварова, Л.Б. Кириллова, М.А. Такаева [и др.] // Вестник АГНТУ. - 2008. -№6. - С.138-143.

59. . Урьев, Н.Б. Физико-химическая динамика дисперсных систем / Н.Б. Урьев // Успехи химии. - 2004. Т. 73. - №1. - С. 39-62.

60. Ермаков, С.А. О влиянии асфальтенов на устойчивость водонефтяных эмульсий / С.А. Ермаков, А.А. Мордвинов // Нефтегазовое дело. - 2007. -№1. - С. 19.

61. Небогина, Н.А. Влияние состава нефти и степени ее обводненности на структурно-механические свойства эмульсий: автореф. дис.... канд. хим. наук: 02.00.13 / Небогина Надежда Алексадровна. - Томск, 2009. - 22 с.

62. Доброскок, И.Б. Анализ природных стабилизаторов неразрушенной части нефтяной эмульсии в процессе подготовки нефти / И.Б. Доброскок, Л.А. Лапига, Л.З. Климова //Нефтепромысловое дело. - 1994. -№7. - С. 17-18.

63. Сюняев, З.И. Физико-химия и технология нефтяных дисперсных систем (НДС) / З.И. Сюняев, Р.З. Сафиева, Р.З. Сюняев // Сб. докладов. - М.: Химия, 2001. -210 с.

64. Гани, Х.Ф. Физико-химические факторы образования и разрушения водонефтяных эмульсий: дис. ... канд. техн. наук: 02.00.13/ Гани Хаттал Фазал. -М.,1976. - 316 с.

65. Небогина, Н.А. Процесс стабилизации и осадкообразования водно-нефтяных систем / Н.А. Небогина, И.В. Прозорова, Н.В. Юдина // Нефтегазовое дело. - 2007. -№12. - С. 1-7.

66. Крикунов, В.В. Реологические свойства водонефтяных эмульсий, образованных высокоминерализованными пластовыми рассолами / В.В. Крикунов, Е.В. Бобров, В.И. Шилов [и др.] // Вестник Тюменского гос. ун-та. - 2007. -№3. - С. 10-20.

67. Кирбижекова, Е.В. Зависисмость реологических свойств водонефтяных эмульсий от содержания и минерализации водной фазы / Е.В. Кирбижекова, И.В. Прозорова, Н.В. Юдина, Н.Ю. Марголис // Нефтяное хозяйство. - 2013. -№10. - С. 112-115.

68. Кашаев, Р.С. Определение параметров дисперсного распределения водонефтяных эмульсий методом ближней ИК-спектроскопии / Р.С. Кашаев // Нефтехимия и нефтепереработка. - 2000. -№6. - С. 30-35.

69. Moradi, M. Effect of salinity on water-in-crude emulsion: evaluation through drop-size distribution proxy / M. Moradi // Energy and Fuels. - 2011.-№ 24 (1).-Р. 260268.

70. Махонин, Г.М. Состав и структура смолисто-асфальтеновых компонентов стабилизаторов нефтяных эмульсий / Г.М. Махонин, А.А. Петров // Тр. Гипровостокнефть. - 1977. -№30. - С. 160-170.

71. Хисамов, Р.С. Динамика дисперсного строения нефтей на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения / Р.С. Хисамов, Н.Н. Файзуллин, В.Ф. Шарафутдинов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2004.-№ 7. - С. 55-57.

72. Петрова, Л.М. Изменение состава нефти в процессе добычи / Л.М. Петрова, Г.В. Романов, Т.Р. Фосс, Н.А. Аббакумова // Нефтяное хозяйство. - 2004. -№7. - С. 62-64.

73. Хамидуллин, Р.Ф. Изучение дисперсной фазы нефтяной эмульсии, добываемой методом внутрипластового горения / Р.Ф. Хамидуллин, И.Н. Дияров. // Известия вузов. Нефть и газ. - 1990.-№4. - С. 49-54.

74. Ахмадиева, А.Ш. Оценка структурно-механической прочности межфазных слоев нефть-вода / А.Ш. Ахмадиева, Р.Р. Мингазов, Р.Р. Рахматуллин [и др.] // Вестник Казанского технологического университета. - 2013. Т. 16. -№11. -С. 242-244.

75. Мансуров, Р.И. Пленкообразующие свойства компонентов природного эмульгатора нефтяной эмульсии / Р.И. Мансуров, Г.М. Панченков // Известия вузов. Нефть и газ. - 1970. -№8. - С. 73-75.

76. Мансуров, Р.И. Новый прибор для определения сдвиговой прочности / Р.И. Мансуров, Г.М. Панченков // Известия вузов. Нефть и газ. - 1969. -№ 12.- С. 83-87.

77. Сахабутдинов, Р.З. Причины повышения устойчивости водонефтяных эмульсий / Р.З. Сахабутдинов, Т.Ф. Космачева, Ф.Р. Губайдуллин, О.С. Татьянина // Нефтяное хозяйство. - 2007. -№1. - С. 74-77.

78. Хамидулин, Р.Ф. Оценка количественного содержания дисперсных частиц

- как стабилизаторов нефтяной эмульсии (суспензии) / Р.Ф. Хамидуллин, Р.Х. Мингазов, М.Р. Хамиди [и др.] // Вестник Казанского технологического университета. - 2013. - Т. 16. -№11. - С. 281-286.

79. Урьев, Н.Б. Физико-химическая динамика дисперсных систем / Н.Б. Урьев // Успехи химии. - 2004. - Т. 73. -№1. - С. 39-62.

80. Сергиенко, С.Р. Высокомолекулярные соединения нефти / С.Р. Сергиенко.

- М.: Химия, 1974. - 539 с.

81. Эйгенсон, А.С. О механизме влияния смол и асфальтенов на некоторые внутрипластовые процессы при вторичных методах добычи / Эйгенсон А.С., Шейх-Али Д.М. // Нефтяное хозяйство. - 1992.-№7. - С. 17-18.

82. Поконова, Ю.В. Химия высокомолекулярных соединений нефти / Ю.В. Поконова. - Л.: Изд-во Ленинградского ун-та, 1980. - 172 с.

83. Петров, А.А. Структура асфальто-смолистых веществ в нефти и их эмульгирующие свойства / А.А. Петров, Г.Н. Позднышев, С.И. Борисов // Труды Гипровостокнефть. - 1971. -№13. - С.23-27.

84. Петров, А.А. Исследование поверхностных эмульгирующих и дефлокулирующих свойств фракций, полученных при экстракционном разделении нефти / А.А. Петров, Г.Н. Позднышев, С.И. Борисов // Химия и технология топлив и масел. - 1969. -№3. - С. 11-14.

85. Махонин, Г.М. Поверхностно-активные компоненты стабилизаторов нефтяных эмульсий / Г.М. Махонин, А.А. Петров, С.И. Борисов // Химия и технология топлив и масел. - 1979. -№21. - С. 28-31.

86. Левченко, Д.Н. Технология обессоливания нефтей на нефтеперерабатывающих предприятиях / Д.Н. Левченко, К.Б. Бергштейн, М.Н. Николаева. - М.: 1985. - 168 с.

87. Позднышев, Г.Н. Влияние структуры смолисто-асфальтеновых веществ на их коллоидно-химические свойства / Г.Н. Позднышев, А.А. Петров, Г.М. Манохин // Тр. СоюздорНИИ. - 1971. -№49. - С. 62

88. Шарифуллин, А.В Особенности структурно-группового состава асфальто-смоло-парафиновых отложений / А.В. Шарифуллин, Л.Р. Байбекова, Р.Ф. Хамидуллин, Л.Ф. Фаррахова // Вестник Казанского технологического университета. - 2006. -№1. - С. 190-198.

89. Smith, D.F. Petroleomics. Applications of Fourier Transform Ion Cyclotron Resonance Mass SpectrometryCrude Oil and Bitumen Analysis:Thesis / D.F. Smith. -Tallahassee: Florida State University, 2007. -198 p.

90. Smith, D.F. Self-Association of Organic Acids in Petroleum and Canadian Bitumen Characterized by Low- and High-Resolution Mass Spectrometry / D.F. Smith, T.M. Schaub, P. Rahimi// Energy and Fuels.- 2007.-№21(3).-Р.1309-1316.

91. Ostlund, J. A. Properties of Asphaltenes with emphasis on NMR self-diffusion as the investigating technique: PhD Thesis /J.A Ostlund. - Goteborg: Chalmers University of Technology,2003. -170 p.

92. Ostlund, J.A Interactions between asphaltenes and naphthenic acids / J.A.Ostlund, A.F. Nyden, M.G. Auflem, I. H. Sjoblom //Energy and Fuels. - 2003. - № 17(1). - Р. 113-119.

93. Auflem, I.H. Influence of Asphaltene Aggregation and Pressure on Crude Oil Emulsion Stability: Dr. Ing. Thesis / I.H. Auflem. -Trondheim: Norwegian University of Science and Technology, 2002. - 58 p.

94. Auflem, I. H.Near-IR study on thedispersive effects of amphiphiles and naphthenic acids on asphaltenes in model heptane-toluene mixtures/ I.H. Auflem, T.E Havre, J. Sjoblom// Colloid and Polymer Science. - 2002.- № 280(8). - P. 695-700.

95. Havre, T.E. Formation of Calcium Naphthenate in Water/OilSystems, Naphthenic Acid Chemistry and Emulsion Stability: Dr. Ing. Thesis / T.E. Havre. -Trondheim:Norwegian University of Science and Technology, 2002. - 71 p.

96. Varadaraj, R. Molecular Origins of Heavy Oil Interfacial Activity Part 1: Fundamental Interfacial Properties of Asphaltenes Derived from Heavy Crude Oils and Their Correlation To Chemical Composition / R. Varadaraj, C. Brons // Energy and Fuels. - 2007. - № 21. - P. 195-198.

97. Buckley, J.S. Some mechanisms of crude oil/brine/solid interactions / J.S. Buckley, Y. Liu // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 1998. - № 20. - P 155-160.

98. Lowe, A.C. Wetting of carbonate surfaces by oil and water / A.C. Lowe, M.C. Phillips, A.C. Riddiford // Journal of Canadian Petroleum Technology. - 1973. - № 12. -P 33-40.

99. Thomas, M.M. Adsorption of organic compounds on carbonate minerals. 1. Model compounds and their influence on mineral wettability / M.M. Thomas, J.A. Clouse, J.M. Longo // Chemical Geology. - 1993. - № 109.- P 201-213.

100. Spildo, K., H0iland, H., Olsen, M.K. Adsorption of benzoic and 4-heptylbenzoic acid on different silica substrates from organic and aqueous solution / K. Spildo H. H0iland, M.K. Olsen // Journal of Colloid and Interface Science. - 2000.- № 221.- P124-132.

101. Rousseau, G. Calcium Carbonate and Naphthenate Mixed Scale in Deep-Offshore Fields: SPE 3rd International Symposium on Oilfield Scale / G. Rousseau, H. Zhou, C. Hurteven. - Aberdeen, UK, 2001. - 263 p.

102. Кутырев, Е.Ф. О роли газа при формировании эмульсий в процессах нефтедобычи / Е.Ф. Кутырев., Р.У. Рамазанов, А.А. Каримов // Нефтепромысловое дело - 2008. -№6. - С. 52-55.

103. Непримеров, Н.Н Исследование скважин и разработка превентивных методов борьбы с парафином / Н.Н. Непримеров, Шарагин А.Г. // Казань: Изд-во КГУ, 1957. Т. 117. - 236 с.

104. Шедловский, А.Н. Исследование процесса выделения газа из нефти в пористой среде: дис. ... канд. техн. наук: 05.17.07 / Андрей Николаевич Шедловский. - М., 1963. - 145 с.

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

106. Дмитрук, В.В. Новый состав для интенсификации «Сеноманских» скважин и результаты опытно-промышленных испытаний / В.В. Дмитрук, А.А. Сингуров, А.В. Кононов // Нефтегазовое дело. - 2011. - №5. - С. 196-205.

107. Басарыгин, Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: учебник для вузов / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. - Краснодар: «Советская Кубань»,2002. - 582 с.

108. Шакурова, А.Ф. Результаты исследований геолого-физических факторов на эффективность соляно-кислотных обработок в условиях Среднего Поволжья / А.Ф. Шакурова // Электронный журнал Нефтегазовое дело. - 2008. -№2. - С. 1-14.

109. Ибрагимов, Г.З. Химические реагенты для добычи нефти: справочник / Г.З. Ибрагимов, В.А. Сорокин, Н.И. Хисамутдинов. - М.: Недра,1986. - 240 с.

110. Тронов, В.П. Химизация технологических процессов разработки месторождений и добычи нефти и их взаимное влияние / В.П. Тронов // Интервал. - 2002. - № 7(42). - С.14-18.

111. Губайдуллин, Ф.Р. Влияние химических реагентов, применяемых при добыче нефти, на устойчивость водонефтяных эмульсий / Ф.Р. Гибайдуллин, О.С. Татьянина, Т.Ф. Космачева [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2003. - №8. - С.68-70.

112. Глумов, И.Ф. Влияние соляной кислоты на устойчивость водонефтяных эмульсий / И.Ф. Глумов, В.В. Слесарева, Н.М. Петрова // Сб.Тр.ТатНИПИнефть: Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Татарстана, Бугульма, 2000. - № 1. - С. 114-117.

113. Bansal, V. The effect of caustic concentration on interfacial charge, interfacial tension and droplet size: a simple test for optimum caustic concentration for crude oils / V. Bansal // The Journal of Canadian Petroleum Technology. - 1978. - № 1-Р. 69-74.

114. Тронов, В.П. Исследование прочности адсорбционных пленок на границе раздела нефть-вода / В.П. Тронов, В.П. Орлинская, Л.А. Золотухина [и др.] // Сб. Тр. ТатНИПИНефть, Бугульма, 1977. - Вып. 35а. - С. 254-267.

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

116. Шигигузов, Л.М. Анализ причины образования промежуточного слоя на Каменноложской УППН и пути его сокращения / Л.М. Шигигузов, М.Г. Исаев, Н.Л. Шилкова, Ю.В. Байваровская // Нефтепромысловое дело. - 1981. - №2 2. - С.24-25.

117. Гафаров, Ш.А. Поверхностно-активный состав для интенсификации добычи нефти / Ш.А. Гафаров, В.Г. Султанов // Электронный журнал Нефтегазовое дело. - 2005. - №2. - С. 1-16.

118. Сборник инструкций, регламентов и РД по технологиям ОПЗ пластов и стимуляции работы скважин. - Альметьевск: ОАО «Татнефть», 1998. - 346 с.

119. РД 153-39.0-390-05 Инструкция по стабилизации работы ступеней предварительного обезвоживания установок подготовки нефти в условиях применения химреагентов в нефтедобыче. - Альметьевск: ОАО «Татнефть», 2005. - 254 с.

120. Ибрагимов, Г.З. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти / Г.З. Ибрагимов, Н.И. Хисамутдинов. - М.: Недра, 1983.

- 312 с.

121. Волков, А.А. К вопросу разрушения стабильных водонефтяных эмульсий / А.А. Волков, В.Д. Балашова, О.Ю. Коновальчук // Нефтепромысловое дело. - 2013. - №5. - С.40-42.

122. Орлов, Г.А. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче / Г.А. Орлов, М.Ш. Кендис, В.Н. Глущенко. - М.: Недра, 1991. - 224 с.

123. Борисов, С.И. Методы управления технологическим процессом подготовки нефти / С.И. Борисов, О.С. Калинина, Н.П. Мелошенко [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2003. - №1. - С. 76-78.

124. Борисов, С.И. Промысловая подготовка нефти в условиях применения на промыслах полимеров для повышения нефтеотдачи / О.С. Калинина, Н.П. Мелошенко [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2003. - №9. - С. 104-107.

125. Калинина, О.С. Микроскопическая картина взаимодействия капелек нефти с водным раствором неиногенного поверхностно-активного полимерсодержащего состава в присутствии и отсутствии органического растворителя / О.С. Калинина, Е.С. Калинин, Е.В. Кирьякова // Нефтепромысловое дело. - 2002. - № 3. - С.24-26.

126. Исмагилов, И.Х. Экспериментальные исследования и разработка технологии обезвоживания природных битумов месторождений Татарии / И.Х. Исмагилов, В.П. Тронов, А.И. Ширяев, Р.З. Сахабутдинов // ОИ Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - 44 с.

127. Мурзина, Л.А. Ассоциативные полимеры для повышения нефтеотдачи пластов: сборник тезисов докладов IV Всерос. науч. практ. конф. «Практические аспекты нефтепромысловой химии» / Л.А. Мурзина, Е.М. Захарова, В.П. Захаров.

- Уфа: УГТУ, 2014. -160 с.

128. Агзамов, Ф.А. Применение биополимеров для водоизоляции пластов / Ф.А. Агзамов, Д.В. Морозов // Электронный журнал Нефтегазовое дело. - 2002. -№ 1. - С. 1-8.

129. Ибатуллин, Р.Р. Биополимеры-полисахариды для увеличения нефтеотдачи пластов / Р.Р. Ибатуллин, И.Ф. Глумов, Р.М. Хисаметдинов, С.Г. Уваров // Нефтяное хозяйство. - 2006. - №3. - С. 46-47.

130. Гафаров, Ш.А. Экспериментально-лабораторное обоснование и оценка результатов закачки «ПДС+ПАВ» в порово-кавернозно-трещинные карбонатные пласты Балканского месторождения АНК «Башнефть» / Ш.А. Гафаров // Электронный журнал Нефтегазовое дело. - 2005. - № 2. - С. 1-8.

131. Федорова, А.Ф. Исследование возможности применения растворов полимеров в качестве агентов вытеснения нефти на месторождениях с аномально низкими пластовыми температурами / А.Ф. Федорова, Е.Ю. Щиц, А.С. Портнягин // Электронный журнал Нефтегазовое дело. - 2008. - № 1. - С. 1-12.

132. Судобин, Н.Г. Композиции для повышения нефтеотдачи на основе биополимера и КМЦ (карбометилцеллюлозы): сборник тезисов докладов IV Всерос. науч. практ. конф. «Практические аспекты нефтепромысловой химии» / Н.Г. Судобин, В.В. Балакин, А.М. Полищук [и др.]. - Томск. 2003. - 325 с.

133. Кудашева, Ф.Х. Составы для нефтевытеснения на основе отходов нефтехимии / Ф.Х. Кудашева, А.Д. Бадикова, А.М. Мусина, И.Ю. Муталлов // Электронный журнал Нефтегазовое дело. - 2010. - № 1. - С. 1-6.

134. Композиция для третичной добычи нефти [Текст]: пат. 2191256 Российская Федерация: МПК7 Е21В43/22 / Миргород Ю.А., Захаров И.С.; заявитель и патентообладатель Курский государственный технический университет. - № 2001107458/03; заявл. 20.10.2002; опубл. 20.03.2001, Бюл. № 18. -1 с.

135. Способ получения сульфата аммония [Текст]: пат. 2325324 Российская Федерация: МПК С01С1/24 / Мустафин А.Г., Гимаев Р.Н., Усманов Р.Т., Кудашева Ф.Х. [и др.]; заявитель и патентообладатель Мустафин Ахат Газизьянович. -№ 2006125283/15; заявл.03.07.2006; опубл. 20.01.2008, Бюл. № 15. - 3 с.

136. Состав для повышения нефтеотдачи пластов [Текст]: пат. 2043487 Российская Федерация:МПК Е21В43/22 / Гусев С.В.; Мазаев В.В.; Салмин А.В.

[и др.];заявитель и патентообладатель Гусев Сергей Владимирович. -№ 5054003/03; заявл. 10.07.1992, опубл. 10.09.1995, Бюл. № 13. - 5 с.: - ил.

137. Ганиева, Г.Г. Результаты опытно-промыслового применения реагента многофункционального действия (РМД) для повышения производительности малодебитных добывающих скважин НГДУ Бавлынефть / Г.Г. Ганиева, Р.Г. Ханнанов, А.Ш. Газизов [и др.] // Нефтепромысловое дело. - 2001. - №9. - С. 13-15.

138. Собанова, О.Б. Применение углеводородных композиций ПАВ для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи / О.Б. Собанова, Г.Б. Фридман, Н.Н. Брагина [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 1998. - №2. - С. 35-38.

139. Позднышев, Г.Н. Новые эмульсионно-дисперсные системы для добычи нефти на основе реагента - РДН / Г.Н. Позднышев // Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов.- 1998. - № 1. - С. 19-22.

140. Фридман, Г.Б. Применение водных композиций ПАВ с высоким моющим действием для увеличения приемистости скважин и нефтеотдачи пластов / Г.Б. Фридман, О.Б. Собанова, И.Л. Федорова [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 1998. - № 2. - С. 31-34.

141. Собанова, О.Б. Применение композиций углеводородов и ПАВ для ограничения водопритока добывающих скважин / О.Б. Собанова, Г.Б. Фридман,

A.Н. Арефьев. // Нефтепромысловое дело. - 1995. - №2. - С. 34-37.

142. Фридман, Г.Б. Разработка композиционных систем для химического воздействия на пласт / Г.Б. Фридман, О.Б. Собанова, И.Л. Федорова [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 1994. - №9. - С. 42-43.

143. Способ получения гидрофобного, органофильного кремнезема [Текст]: пат. 2152967 Российская Федерация: МПК С09С3/12 / Грайфер В.И.,Котельников

B.А.; заявитель и патентообладатель Котельников Виктор Александрович. - № 3054003/03; заявл.27.04.1999; опубл. 20.07.2008, Бюл. № 18. - 3 с.: - ил.

144. Насыбуллина, А.Ш. Исследование моющей, диспергирующей и смачивающей способности ингибитора парафиноотложений СНПХ-7941М. Результаты применения водных растворов СНПХ-7941М для очистки скважин от

АСПО / А.Ш. Насыбуллина, Е.В. Пивсаева, И.Ю. Якупов, Я.С. Громова // Нефтепромысловая химия. - 2012. № 1 - С.77-75.

145. Состав для добычи нефти и способ его приготовления [Текст]: пат. 2125647 Российская Федерация: МПКЕ21В43/22 / Позднышев Г.Н.; заявитель и патентообладатель Позднышев Геннадий Николаевич. - № 3064005/03; заявл. 01.04.1999; опубл. 27.01.1999, Бюл. № 16. - 3 с. - ил.

146. Рогачев, М.К. Разработка эмульсионных составов для регулирования фильтрационных характеристик призабойной зоны нагнетательных скважин / М.К. Рогачев, Д.В. Мардашов, А.Р. Мавлиев / Электронный журнал Нефтегазовое дело. - 2011. - № 3. - С. 180-190.

147. Рогачев, М.К. Новые химические реагенты и составы технологических жидкостей для добычи нефти / М.К. Рогачев. Уфа: Изд-во «Гилем», 1999. - 75 с.

148. Рахманкулов, Д.Л. Химические реагенты в добыче и транспорте нефти: справочник / Д.Л. Рахманкулов, С.С. Злотский, В.И. Мархасин [и др.]. - М.: Химия, 1987. - 144 с.

149. Дергач, С.Р. Использование ПАВ для интенсификации нефтедобычи при первичном и вторичном вскрытии пластов / С.Р. Дергач, Г.И. Брестова, Т.А. Мотылева // Вестник Мурманского гос. техн. ун-та. - 2010. - Т.13. - №4-1. - С. 784792.

150. Глущенко, В.Н. Технологические процессы вскрытия пластов и добычи нефти с использованием обратных эмульсий / В.Н. Глущенко, Г.А. Орлов, М.А. Силин. - М.: Инерконтакт «Наука», 2008. - 360 с.

151. Сладовская, О.Ю. Применение коллоидных систем для увеличения нефтеотдачи пластов / О.Ю. Сладовская, Н.Ю. Башкирцева, Д.А. Куряшов [и др.] // Вестник Казанского технологического университета. - 2010. - № 10. - С. 585-591.

152. Газизов, А.Ш. Гидрофобизация пород ПЗП как метод увеличения дебитов скважин и уменьшения обводненности добываемой жидкости / А.Ш. Газизов, Р.Г. Ханнанов, А.А. Газизов // Электронный журнал Нефтегазовое дело. -2005. - № 1. - С. 1-12.

153. Плохова Е.С. Изучение влияния моющих ПАВ на деэмульгирующую эффективность неионогенных ПАВ / Е.С. Плохова, А.А. Елпидинский // Вестник Казанского технологического университета. - 2013. -Т.16. - № 10. - С. 271-272.

154. Губайдуллин, Ф.Р. Проблемы применения химических реагентов в нефтедобыче: материалы XVII Менделеевского съезда по общей и прикладной химии / Ф.Р. Губайдуллин, Р.З. Сахабутдинов. - Казань, 2009. Т.4. - 380 с.

155. РД 39-0148311-605-86. Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов. -Куйбышев: Гипровостокнефть, 1986. - 49 с.

156. Романков, П.Г. Гидродинамические процессы химической технологии / П.Г. Романков, М.И. Курочкин. - Л.: Химия, 1974. - 288 с.

157. Мавлютова, М.З. Нефтяные отходы при подготовке нефти на промыслах и способы их утилизации / М.З. Мавлютова, Л.М. Мамбетова // Тр. БашНИПИнефть. - Уфа, 1975. - Вып. 42. -с.97-104.

158. Липович, Р.Н. Выделение и исследование природных эмульгаторов Башкирских нефтей / Р.Н. Липович [и др.] // Обзор. инф-ия: Сер. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1967. - Вып. 5. - С.2-4.

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

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

161. Морданенко, В.П. Строение и роль промежуточного слоя при подготовке нефти / В.П. Морданенко, С.Ф. Мойсейков, А.Н. Вовк // Нефтяное хозяйство. - 1985. - №11. - С.16-17.

162. Тронов, В.П. Взаимовлияние смежных технологий при разработке нефтяных месторождений / В.П. Тронов. - Казань: Изд-во «Фэн», 2006. - 736 с.

163. Мансуров, Р.И. Сравнительные промышленные испытания новых отстойников / Р.И. Мансуров, И.Н. Еремин, Г.Н. Позднышев [и др.]// РНТС Нефтепромысловое дело. - М.:ВНИИОЭНГ, 1979. - Вып. 9. - С.41-43.

164. Голубев, М.В. Разрушение промежуточных слоев в отстойных аппаратах на примере НПС-1 «Сергеевка» НГДУ «Уфанефть» / М.В. Голубев, Р.Р. Фахретдинов, В.Ф. Голубев [и др.] // Сб. трудов БашНИПИнефть. -Уфа, 2003. -Вып.12. - С.149-152.

165. Зарипов, А.Г. Разработка технологии и техники подготовки нефтей с повышенным содержанием механических примесей / А.Г. Зарипов, Б.Д. Семенов // Обзор. инф-ия: Сер. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1982. - Вып. 1. -С.27-29.

166. Позднышев, Г.Н. О контроле содержания мехпримесей в системе подготовки нефти / Г.Н. Позднышев, Р.М. Ручкина, Р.И. Мансуров, Ю.В. Сидурин // Нефтепромысловое дело. - 1980. - №6. - С.47-48.

167. Доброскок, И.В. Анализ природных стабилизаторов неразрушенной части эмульсии / И.В. Доброскок, Е.Я. Лапига, А.М. Черек //Нефтепромысловое дело. - 1994. - №7. - С.17-18.

168. Доброскок, И.В. Технология подготовки дренажных и ловушечных эмульсий угленосных нефтей на базе электрокоалисцирующей установки ЭКУ-300 НГДУ Первомайнефть / И.В. Доброскок, Е.Я. Лапига, А.М. Черек //Нефтепромысловое дело. - 1997. - №2. - С.10-13.

169. Байваровская, Ю.В. Влияние механических примесей на процесс подготовки нефти / Ю.В. Байваровская, Е.И. Гординский, М.И. Шипигузов, И.Ю. Поносова // Нефтепромысловое дело. - 1983. - №7. - С.18-19.

170. Евдокимов, И.Н. Особенности формирования промежуточных слоев в водонефтяных эмульсиях / И.Н. Евдокимов, Н.Ю. Елисеев, В.А. Иктисанов // ХТТМ. - 2005. - № 4. - С. 37-39.

171. Сахабутдинов, Р.З. Современное состояние проблемы переработки промежуточных слоев / Р.З. Сахабутдинов, И.И. Шавалеева, Р.М. Гарифуллин, А.В. Савельев // Сб. научн. трудов ТатНИПИнефть. - Бугульма. 2000. - С. 273-285.

172. Ширеев, А.И. Основные причины повышения устойчивости нефтяных эмульсий в процессе добычи, сбора и внутрипромыслового транспорта / А.И. Ширеев, В.П. Тронов, И.Х. Исмагилов, Р.З. Сахабутдинов // C6. научн. трудов ТатНИПИнефть. Бугульма, 2000. - С. 234-238.

173. Позднышев, Г.Н. О влиянии мехпримесей в нефти на эффективность деэмульгатора / Г.Н. Позднышев, Р.М. Ручкина, Р.И. Мансуров // Нефтепромысловое дело. - 1978. - №6. - С.49-50.

174. Мамлев, Р.А. Исследование условий формирования стойких эмульсий с повышенным содержанием мехпримесей РНТС / Р.А. Мамлев // Нефтепромысловое дело. - 1980. - №10. - С.38-41.

175. Шипигузов, Л.М. Исследование состава и характера механических примесей в нефти на Нагиевском месторождении / Л.М. Шипигузова, Н.Л. Шилкова, Ю.В. Байваровская // Нефтепромысловое дело. - 1981. - № 6. - С.49-51.

176. Смирнов, Ю.С. К вопросу стабилизации смеси эмульсий девонских и угленосных нефтей / Ю.С. Смирнов // Тр. Гипровостокнефть. Обустройство месторождений, содержащих сероводород, Куйбышев, 1987. - С. 122-131.

177. Гарифуллин, Ф.С. Лабораторные исследования по созданию эффективных композиционных составов и оптимальных соотношений химреагентов / Ф.С. Гарифуллин, Р.С. Гильмутдинов, И.Р. Саитов [и др.] // Сб. тр. БашНИПИнефть. - Уфа, 2003. - Вып.112. - С.56-61.

178. Емков, А.А. Оценка эффективности деэмульгатора при промышленных испытаниях на УПН в условиях формирования промежуточного слоя в технологическом резервуаре / А.А. Емков, А.Г. Исинбаева, Л.А. Протасова, А.Ф. Гурьенов // Тр. ИПТЭР. Эксплуатация нефтепромыслового оборудования и трубопроводов. - 1993. - С.18-22.

179. Петров, А.А. О допустимых пределах смешения сероводоросодержащих водонефтяных эмульсий / А.А. Петров, С.И. Борисов // Нефтяное хозяйство. - 1979. - № 11. - С.37-40.

180. Мансуров, Р.И. Особенности стабилизации и перспективные пути разрушения ловушечных эмульсий / Р.И. Мансуров, В.П. Юровский, Ю.В. Сидурин, В.М. Шутова // Тр. ВНИИСПТнефть. - Уфа, 1991. - С.43-50.

181. Сидурин, Ю.В. О роли мехпримесей в стабилизации водонефтяных эмульсий / Ю.В. Сидурин. Р.И. Мансуров // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. - 1985. - № 2. - С.17-19.

182. Михайловский, М.К. Исследование факторов, влияющих на качество подготовки Удмуртской нефти / М.К. Михайловский, В.Г. Агеев, Р.М. Миргасимов [и др.] // Обзор. информ. Сер. Нефтепромысловое дело. - 1982. - Вып. 9. - С.32-34.

183. Позднышев, Г.Н., Современные достижения в области подготовки нефти (Реагенты-деэмульгаторы для подготовки нефти) / Г.Н. Позднышев, А.А. Емков. -М.: 1979. - 52 с.

184. Губайдуллин, Ф.Р. Методы стабилизации работы установок подготовки нефти / Ф.Р. Губайдуллин, Т.Ф. Космачева, В.П. Тронов, Р.З. Сахабутдинов // Нефтяное хозяйство. - 2003. - №3. - С.66-68.

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

186. Живаев, А.А. Исследование состава и свойств промежуточных эмульсионных слоев из резервуаров подготовки нефти / А.А. Живаев, Р.Э. Низамов // Мир Новых Технологий. - 2007. - № 2. - С.43-46.

187. Губайдуллин, Ф.Р. Исследование особенностей формирования водонефтяных эмульсий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и разработка технологий их разделения: автореф. дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17 / Губайдуллин Фоат Равильевич. - Бугульма, 2004. - 26 с.

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

189. Langmur, J. Self-Assembly of Regioregular, Amphiphilic Polythiophenes into Highly Ordered п-Stacked Conjugated Polymer Thin Films and Nanocircuits / J. Langmur // Am. Chem. Soc. - 1997. - №39. - Р.1848.

190. Копылева, Б.Б. Влияние ПАВ на свойства дисперсных систем и процессы их разделения / Б.Б. Копылева, В.Н. Белов, М.С. Бабурина.- М.: НИИТЭХИМ, 1983. - 38 с.

191. Neumann, H.J. Research on colloid chemistry Erdol kehle / H.J. Neumann // Erdgas Petrochem. - 1965. - №10. - Р. 865-870.

192. Клейтон, В. Эмульсии, их теории и технические применения / В. Клейтон. - М.: Иностранная лит-ра, 1950. - 674 с.

193. Петров, А.А. Деэмульгаторы для обезвоживания и обессоливания нефти: доклад Голландской фирмы «Серво» / А.А. Петров/ Куйбышев: Гипровостокнефть, 1968. - 19 с.

194. Чарльз, М. Межфазный катализ. Химия, катализаторы, применение / М. Чарльз. - М.: Химия, - 1987. - 158 с.

195. De Grote, V. The Science of Petroleum Oxford University Press / V. De Grote. - London, 1938. V.1 - P. 616.

196. Шенфельд, H. Поверхностно-активные вещества на основе оксида этилена / Н. Шенфельд. - М.: Иностр. лит-ра, 1982. - 752 с.

197. Chevalie, V. Acknowledgments made to the donors of the Petroleum / V. Chevalie // American Chem Soc. - 1985. - V.107. - №5. - Р.1102-1109.

198. Кабирова, Л.А. К вопросу о механизме действия реагентов-деэмульгаторов нефтяных эмульсий / Л.А. Кабирова, А.А. Гречухина // Тр. Всерос. научн. техн. конфер. «Большая нефть, реалии, проблемы, перспективы», Альметьевск, - 2001, - Т.1. - С.300-312.

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

200. Menger, F.M. Molecular Recognition with Convergent Functional Groups/ F.M. Menger, L.G. Whetesell // American Chem Soc. - 1985. - V.107. - №3. - Р.707-712.

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

202. Смирнов, Ю.С. Проблемы снижения капитальных и эксплуатационных затрат на обустройство объектов нефтедобычи. К вопросу о подборе деэмульгаторов при обработке эмульсий нефтей, содержащих мехпримеси / Ю.С. Смирнов, О.С. Калинина // Сб. тр. Гипровостокнефть. - 1988. - С.55-63.

203. Хамидуллина, Ф.Ф. Поиск эффективного деэмульгатора для технологии подготовки продукции нефтяных скважин на поздней стадии эксплуатации месторождений / Ф.Ф. Хамидуллина, Р.Ф. Хамидуллин, Р.Х. Мингазов, И.К. Киямов // Вестник КГТУ. - 2014. - Т.17. - № 17. - С.266-271.

204. Хамидуллина, Ф.Ф. Разработка композиционного дкеэмульгатора для процессов подготовки продукции нефтяных скважин на поздней стадии эксплуатации месторождений / Ф.Ф. Хамидуллина, Р.Ф. Хамидуллин, Р.Х. Мингазов, И.К. Киямов // Вестник КГТУ. - 2014. - Т.17. - №7. - С.258-262.

205. Хамидуллин, Р.Ф. Физико-химические основы и технология подготовки высоковязких нефтей: дис. ...д-ра техн. наук: 02.00.13 / Хамидуллин Ринат Фаритович. -Казань, 2002 -363 с.

206. Сергиенко, Н.Д. Исследование, разработка и внедрение процесса подготовки к переработке стойких высокообводненных водонефтяных эмульсий с повышенным содержанием механических примесей: автореф. дис. ... канд. техн. наук: 05.17.07 / Сергиенко Николай Дмитриевич. - М., 2005. - 26 с.

207. Дияров, И.Н. Синтез и исследование олигоуретанов для процессов подготовки тяжелых высоковязких нефтей / И.Н. Дияров, Н.Ю. Башкирцева, О.Ю. Сладовская, Р.Р. Мингазов, Ю.А. Ковальчук, А.В. Лужецкий // Вестник Казанского технологического университета. - 2009. - № 5. - С. 343-348.

208. Саундерс, Дж. Х. Химия полиуретанов / Дж. Х. Саундерс, К.К. Фриш. -М: Химия, 1968. - 470 с.

209. Loglio, G. Nonequilibrium properties of fluid interfaces: aperiodic diffusion-controlled regime 2. Experiments / G. Loglio, R. Miller, A. Stortini, U. Tesei, N. Degli

Innocenti, R. Cini // Colloids and Surfaces A: Physicochemical andEngineering Aspects.-1995.- №. 95.- P. 63-68.

210. Деркач, С.Р. Методы измерения реологических свойств межфазных слоев (экспериментальные методы 2D реологии) / С.Р. Деркач, J. Kragel, R. Miller // Коллоидный журнал. - 2009. - Т. 71(1). - С. 5-22.

211. Sztukowski, D.M. Rheology of Asphaltene-Toluene / Water Interfaces / D.M. Sztukowski, H.W. Yarranton // Langmuir. - 2005. - V.21. - P. 11651-11658.

212. Башкирцева, Н.Ю. Поверхностно-активные вещества и методы исследования их свойств: учебно-методическое пособие / Н.Ю. Башкирцева [и др.].- Казань: Изд-во Казан. гос. технол. ун-та, 2009. - 130 с.

213. Рыбак, Б.М. Анализ нефти и нефтепродуктов / Б.М. Рыбак. - М.: Гостоптехиздат, 1962. - 888 с.

214. Цыганов Д.Г. Исследование формирования водонефтяных эмульсий Каменного и Ем-Еганского нефтяных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа / Д.Г. Цыганов, Н.Ю. Башкирцева // Вестник Казанского технологического университета. - 2014. - Т.17. - № 6. - С. 242-246.

215. Цыганов Д.Г. Формирование устойчивых водонефтяных эмульсий в условиях применения химических реагентов для увеличения нефтеотдачи нефтяных пластов Каменного и Ем-Еганского нефтяных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа / Д.Г. Цыганов, Н.Ю. Башкирцева, О.Ю. Сладовская // Нефтепромысловое дело. - 2015. - № 5. - С. 38-43.

216. Цыганов Д.Г. Исследование состава и свойств промежуточного эмульсионного слоя на УПСВ «Каменное» / Д.Г. Цыганов, Н.Ю. Башкирцева // Вестник Казанского технологического университета. - 2014. - Т.17. - №2 10. - С. 212215.

217. Цыганов Д.Г. Особенности формирования устойчивых водонефтяных эмульсий промежуточного слоя / Д.Г. Цыганов, Н.Ю. Башкирцева, О.Ю. Сладовская // Вестник технологического университета. 2015. - Т.18. - №2 13. - С. 8991.

218. Силин, М.А. Зависимость солюбилизирующих свойств ПАВ, применяемых во внутрипромысловой системе сбора и подготовки скважинной продукции, от числа относительной растворимости (RSN) / М.А. Силин, М.С/ Подзорова, Н.М. Журавлева [и др.] // Нефтепромысловая химия. - 2012. - С.105-107.

219. Способ реагентно-импульсного воздействия на скважину и продуктивный пласт и установка для его осуществления [Текст]: пат. 2275495 Российская Федерация: МПК51 E21B37/06 / П.И. Кононенко; В.А. Богуслаев [и др.];заявитель и патентообладатель Кононенко Петр Алексеевич. - № 2005112941/03; заявл. 29.04.2005; опубл. 27.04.2006, Бюл. № 12. - 7 л.

220. Фазулзянов, Р. Р., Исследование деэмульгирующих и поверхностных свойств композиционных реагентов для нефтепромыслов / Р.Р. Фазулзянов, А.А. Елпидинский, А.А. Гречухина // Вестник Казанского технологического университета. - 2011. - №10. - С. 169-172.

221. Мавлютова, М.З. Опыт подготовки нефти на промыслах Башкирии / М.З. Мавлютова [и др.]. - Уфа: Башкнигоиздат, 1966. - 152 с.

222. Петров, А.А. Изучение синергетического эффекта деэмульгирующей способности при смешении реагентов деэмульгаторов / А.А. Петров, Н.П. Борисова // Труды Гипровостокнефть. - 1967. - Вып. 10. - С.88-95.

223. Смирнов Ю.С. Разработка и исследование композиций деэмульгаторов на основе неионогенных поверхностно-активных веществ / Ю.С. Смирнов, А.Ф. Симинькова, А.А. Петров // Труды Гипровостокнефть. - 1975. - Вып. 26. - С.96-101.

224. Позднышев Г.Н. Деэмульгирующее действие неионогенных поверхностно-активных веществ на нефтяные эмульсии / Г.Н. Позднышев, А.А. Петров // Труды Гипровостокнефть. - 1971. - Вып. 13. - С.140-146.

225. Состав для обезвоживания и обессоливания нефти и защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии [Текст]: пат. 2265396 Российская Федерация: МПК C10G33/04 / Г.А. Тудрий; О.А. Варнавская; Т.В. Юдина; Л.К. Хватова; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество

«Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии». - № 98103496/04; заявл. 11.03.98; опубл. 27.04.99. - 3 с.

226. Способ получения деэмульгатора для обезвоживания и обессоливания водонефтяных эмульсий [Текст]: пат. 2089593 Российская Федерация: МКП C10G33/04 / Г.А. Тудрий, О.А. Варнавская, Н.А. Лебедев, Л.К. Хватова, Ю.Н. Хакимуллин; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии». - № 94030510/04; заявл. 18.08.94; опубл. 10.09.97 - 4 с.

227. Состав для обезвоживания и обессоливания нефти и защиты нефтепромыслового оборудования от асфальтеносмолопарафиновых отложений [Текст]: пат. 2150487 Российская Федерация: МПК C10G33/04 / О.А. Варнавская, Л.К. Хватова, Л.Н. Орлова, Б.Р. Фахрутдинов, Н.А. Лебедев, В.Н. Хлебников; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии». - № 99119544/04; заявл. 16.09.99; опубл. 10.06.00 - 5 с.

228. Дияров, И.Н. Синтез и исследование олигоуретанов для процессов подготовки тяжелых высоковязких нефтей / И.Н. Дияров, Н.Ю. Башкирцева, О.Ю. Сладовская, Р.Р. Мингазов, Ю.А. Ковальчук, А.В. Лужецкий // Вестник Казанского технологического университета. - 2009. - № 5. - С. 343-348.

229. Noskov, B.A. Dynamic Surface Properties of Poly (N-isopropylacrylamide) Solutions / B.A. Noskov, A.V. Akentiev, A.Yu. Bilibin, D.O. Grigoriev, G. Loglio, I.M. Zorin, R. Miller // Langmuir. - 2004. - V.20. - P. 9669-9676.

230. Poteau, S. Influence of pH on Stability and Dynamic Properties of Asphaltenes and Other Amphiphilic Molecules at the Oil-Water Interface / S. Poteau, J.F. Argillier // Energy and Fuels. - 2005.- V.19 (4). - P. 1337-1341.

231. Binks, B.P. Stability of Oil-in-Water Emulsions in a Low Interfacial Tension System / B.P Binks, W.G. Cho, P.D. Fletcher, D.N Petsev // Langmuir. - 2000.- V. 16 (3).- P. 1025-1034.

232. Razi, M. Effect of a different Formulation of Demulsifiers on the Efficiency of Chemical Demulsification of Heavy Crude Oil / M. Razi, M.R. Rahimpour, A. Jahanmiri, F. Azad // J. Chem. Eng. Data. - 2011.- V. 56 (6).- P. 2936-2945.

233. Kailey, I. Influence of Structural Variations of Demulsifiers on their Performance / I. Kailey, X.H. Feng // Ind. Eng. Chem. Res. - 2013.- V. 52 (2).- P. 785793.

234. Xu, Y. Breaking Water-in-Bitumen Emulsions Using Polyoxyalkylated DETA Demulsifier / Y. Xu, J. Wu, T. Dabros, H. Hamza, S. Wang, M. Bidal, J. Venter, T. Tran // Can. J. Chem. Eng. - 2004.- V. 82 (5).- P. 829-837.

235. Rosano, H.L.Considerations on Formation and Stability at Oil/Water Dispersed Systems / H.L. Rosano, D. Jon, J.H. Whittam // J. Am. Oil Chem. Soc. - 1982.- V. 59 (8).- P. 360-363.

236. Kailey, I. Collaborative Interactions between EO-PO Copolymers upon Mixing / I. Kailey, C. Blackwell, J. Behles // Ind. Eng. Chem. Res. - 2013.- V.52 (50).- P. 1791317919.

237. Kang, W.L. Influence of Demulsifier on Interfacial Film Between Oil and Water / W.L. Kang, G.L. Jing, H.Y. Zhang, M.Y. Li, Z.L. Wu // Colloids Surf. A. - 2006. - V. 272.- P. 27-31.

238. Kim, Y.H. Demulsification of Water-in-Crude Oil Emulsions: Effect of Film Tension, Elasticity, Diffusivity and Interfacial Activity of Demulsifier Individual Components and Their Blends / Y.H. Kim, A.D. Nikolov, D.T. Wasan, H. Diaz-Arauzo, C.S. Shelly // J. Dispersion Sci. Technol. - 1996.- V. 17.- P. 33-39.

239. Башкирцева, Н.Ю. Поверхностно-активные вещества и методы исследования их свойств: учебно- методическое пособие / Н.Ю. Башкирцева, О.Ю. Сладовская [и др.]. - Казань: Изд-во Казан. гос. технол. ун-та, 2009. - С 20.

240. Деэмульгатор для разрушения водонефтяных эмульсий [Текст]: пат. 2491323 Российская Федерация МПК7 C10G33/04 / А.С. Акимов; В.А. Кувшинов; Т.А. Федущак; заявитель и патентообладатель Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения

Российской академии наук (ИХН СО РАН). - № 74030710/03; заявл. 24.04.2012; опубл. 27.08.2013; - 8 с.

241. Силин, М.А. Зависимость солюбилизирующих свойств ПАВ, применяемых во внутрипромысловой системе сбора и подготовки скважинной продукции: сборник трудов. - М., 2012. - 315 с.

242. Реагентно-импульсное воздействие на скважину и продуктивный пласт [Текст]: пат. 2275496 Российская Федерация: МПК 51E21B37/06/ П.И. Кононенко, В.А. Богуслаев;заявитель и патентообладатель Кононенко Петр Алексеевич. - № № 2005112941/03; заявл. 29.04.2005; опубл. 27.04.2006. - 5 л.

243. Жидкая моющая композиция для улучшенного удаления жировых загрязнений [Текст]: пат. 2440409 Российская Федерация МПК7 C11D3/37 / К. Биттнер; Д. Боесх; А.М. Мисске; заявитель и патентообладатель Дзе Проктер энд Гэмбл Компани; заявл. 21.05.2007; опубл. 20.01.2012. - 7 с.

244. Pensini, E. Demulsification mechanism of asphaltene-stabilized water-in-oil emulsions by a polymeric EO-PO demulsifier / E. Pensini, F. Yang, P. Tchoukov, Z. Li // Energy and Fuels.- 2014.- V. 28 (11). - P. 6760-6771.

245. Богданова, Ю.Г. Адгезия и ее роль в обеспечении прочности полимерных композитов: учебно-методическое пособие / Ю.Г. Богданова. - М: Изд-во МГУ им. М.В. Ломоносова, 2010. - 68 с.

246. Исследование поверхностных свойств реагентов, используемых для разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий / Д.Г. Цыганов, Н.Ю. Башкирцева,О.Ю. Сладовская, Л.И. Гарифуллина, А.Ю. Трушин // Вестник технологического университета.- 2016. - Т.19. - №14. - C. 108-111.

247. Ali, M.F. The Role of Asphaltenes, Resins and Other Solids in the Stabilization of Water in Oil Emulsions and Its Effects on Oil Production in Saudi Oil Fields / M.F. Ali, М.Н. Alqam //Fuel. - 2000. № 79.- Р.1309.

248. Fan, Y.R. Interfacial Shear Rheology of Asphaltenes at Oil-Water Interface and Its Relation to Emulsion Stability: Influence of Concentration, Solvent Aromaticity and Nonionic Surfactant / Y.R. Fan, S. Simon, J. Sjoblom // Colloids Surf.- 2010. - № 366. -Р. 120.

249. Spiecker, P.M. Effect of Petroleum Resins on Asphaltene Aggregation and Water-in- Oil Emulsion Formation / P.M. Spiecker, K.L. Gawrys, C.B. Trail, P.K. Kilpatrick // Colloids Surf. - 2003. - №9. - P. 220.

250. Zaki, N. Effect of Asphaltene and Resin on the Stability of Water-in-Waxy Oil Emulsions / N. Zaki, P.C. Schorling, I. Rahimian // Pet. Sci. Technol. - 2000. - № 18. - P. 945.

251. Li, M.Y. Interfacial Film Properties of Asphaltenes and Resins /M.Y. Li, M.J. Xu, Y. Ma, Z.L. Wu, A.A. Christy // Fuel.- 2002. - № 81. - P. 1847.

252. Rane, J.P. Interfacial Rheology of Asphaltenes at Oil-Water Interfaces and Interpretation of the Equation of State / J.P. Rane, V. Pauchard, A. Couzis, S. Baneriee // Langmuir.- 2013.- № 29. - P. 4750.

253. Sun, T.L. Influence of Demulsifiers of Different Structures on Interfacial Dilational Properties of an Oil-Water Interface Containing Surface- Active Fractions from Crude Oil. / T.L. Sun, L. Zhang, Y.Y. Yang, S. Zhao, B. Peng, M.Y. Li, J.Y. Yu // Colloid Interface Sci. - 2002. -№ 255. - P. 241.

254. Yarranton, H. W. Water-in- Hydrocarbon Emulsions Stabilized by Asphaltenes at Low Concentrations / H.W. Yarranton, H. Hussein, J.H. Masliyah // Colloid Interface Sci. - 2000. - № 228. - P. 52.

255. Goncalves, S. Absorbance and Fluorescence Spectroscopy on the Aggregation Behavior of Asphaltene-Toluene Solutions / S. Goncalves, J. Castillo, A. Fernandez, J. Hung // Fuel. - 2004. -№ 83.- P. 1823.

256. Xia, L.X.Stability and Demulsification of Emulsions Stabilized by Asphaltenes or Resins / L.X. Xia, S.W. Lu, G.Y. Cao // Colloid Interface Sci. - 2004. - № 271.- P. 504.

257. Wang, Y.Y. A Study of Interfacial Dilational Properties of Two Different Structure Demulsifiers at Oil-Water Interfaces / Y.Y. Wang, L. Zhang, T.L. Sun, S. Zhao, S.Y. Yu // Colloid Interface Sci. - 2004. - № 270.- P. 163.

258. Zhang, P.The Dynamic Interfacial Adsorption and Demulsification Behaviors of Novel Amphiphilic Dendrimers / P. Zhang, H. Wang, X. Liu, X.F. Shi //Colloids Surf. - 2014.- № 443. - P. 473.

259. Kumar, K. Mechanisms of Stabilization of Water-in-Crude Oil Emulsions / K. Kumar, A.D. Nikolov, D.T. Wasan // Ind. Eng. Chem. Res. - 2001. - № 40.- P.3009.

260. Dicharry, C. Stability of Water/Crude Oil Emulsions Based on Interfacial Dilatational Rheology / C. Dicharry, D. Arla, A. Sinquin, A. Graciaa, B.J. Patrick // Colloid Interface Sci. - 2006. - № 297.- P. 785.

261. Kim, Y.H. Effect of Demulsifier Partitioning on the Destabilization of Water-in-Oil Emulsions / Y.H. Kim, D.T. Wasan // Ind. Eng. Chem. Res. - 1996.- № 35 (4).- P

1141-1149.

262. Sztukowski, D.M. Rheology of Asphaltene-Toluene / Water Interfaces / D.M. Sztukowski, H.W. Yarranton // Langmuir. - 2005. - № 21. - P. 11651-11658.

263. Пак, А.Ю. Реологические свойства межфазных адсорбционных пленок различных компонентов нефти / А.Ю. Пак, Р.Р. Мингазов, О.Ю. Сладовская, Н.Ю. Башкирцева, Л. Ш. Сибгатуллина // Вестник Казанского технологического университета - 2013.- Т.16. - № 18. - С. 240-243.

264. Деркач, С.Р. Методы измерения реологических свойств межфазных слоев (экспериментальные методы 2D реологии) / С.Р. Деркач, J. Kragel, R. Miller // Коллоидный журнал. - 2009. - Т. 71 (1). - С. 5-22.

265. Цыганов, Д.Г. Исследование эффективности деэмульгаторов для разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий Каменного и Ем-Еганского нефтяных месторождений / Д.Г. Цыганов, С.В. Агниев, Н.Ю. Башкирцева, О.Ю. Сладовская // Нефтепромысловое дело. - 2015. - № 7. - С. 53-59.

266. Цыганов, Д.Г. Особенности формирования устойчивых водонефтяных эмульсий промежуточного слоя / Д.Г. Цыганов, Н.Ю. Башкирцева, О.Ю. Сладовская // Вестник технологического университета. - 2015.- Т.18. - № 13. - С. 89-91.

267. Цыганов, Д.Г. Результаты опытно-промышленных испытаний композиционного деэмульгатора Алкиокс-541 на УПСВ-ДНС «Каменное» / Д.Г. Цыганов, Н.Ю. Башкирцева, О.Ю. Сладовская, С.В. Агниев // Нефтепромысловое дело. - 2015. - № 8. - С. 55-59.

268. Цыганов, Д.Г. Результаты опытно-промышленных испытаний композиционного деэмульгатора Алкиокс-541 на ЦТП «Красноленинский» / Д.Г. Цыганов, Н.Ю. Башкирцева, О.Ю. Сладовская, С.В. Агниев // Нефтепромысловое дело. - 2015. - № 10. - С. 55-59.

269. ОАО «РН-Няганьнефтегаз» [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.rosneft.ru/Upstream/ProductionAndDevelopment/western_siberia/njagannef V, свободный.

г.Нягань 2012 г.

Данный отчет опытно-промышленных испытаний (далее - ОПИ) составлен по результатам работ, проведенных на УПСВ с ДНС-1 «Каменное» ОАО «ТНК-Нягань» в период с 24.09.12 по 02.10.12 г. по утвержденной первым заместителем генерального директора - главным инженером ОАО «ТНК-Нягань» A.B. Черепановым программе и на основании результатов лабораторных испытаний.

Цель проведения ОПИ:

- выявление эффективности деэмульгатора Апкиокс-541 при подготовке нефти на УПСВ с ДНС-1 «Каменное» в сравнении с базовым деэмульгатором Геркулес 2022 С;

- определение оптимального расхода испытуемого реагента для подготовки нефти на УПСВ с ДНС-1 «Каменное» ОАО «ТНК-Нягань».

Проведение испытаний: в соответствии с программой опытно-промышленных испытаний проведены следующие этапы:

1. Сбор рабочих параметров процесса подготовки нефти при применении базового деэмульгатора Геркулес 2022 С

Контролируемые рабочие параметры на УПСВ с ДНС-1 «Каменное»:

- содержание воды в нефти на узле учета нефти;

- содержание нефтепродуктов в подтоварной воде;

- удельный расход деэмульгатора.

Проработка режимных листов за период с 10.09.12 г. по 23.09.12 г. показала, что в течение этого времени технологические параметры изменялись в следующих пределах:

- содержание воды в нефти на узле учета - от 0,039 до 0,246 %, среднее значение - 0,088 %;

- содержание нефтепродуктов в подтоварной воде - от 16,6 до 41,4 мг/л, среднее значение - 25,9 мг/л;

- средний удельный расход деэмульгатора - 31,2 г/т.

2. Переход па деэмульгатор Алкнокс-541

В ходе выполнения данного этапа работ 24.09.12 г. были подготовлены и заправлены деэмульгатором Алкиокс-541 блоки дозирования реагента на УПСВ с ДНС-1 «Каменное».

3. Мониторинг технологических параметров подготовки нефти

На данном этапе осуществлялось наблюдение за технологическими параметрами работы УПСВ с ДНС-1 «Каменное». Эффективность действия деэмульгатора оценивали

по содержанию нефтепродуктов в подтоварной воде, остаточному содержанию воды в товарной нефти и величине промежуточного слоя (далее - промслоя) в РВС-1.

4. Хронология ОПИ.

24.09.12

В 14:00 начало подачи деэмульгатора Алкиокс-541 на прием УПН-2 со средним удельным расходом 33 г/т.

В 14:30 начало подачи деэмульгатора Алкиокс 541 на прием УПН-1 со средним удельным расходом 33 г/т. Содержание воды в товарной нефти 0,046%, нефтепродукты в подтоварной воде 20,3 мг/л.

В 20:00 содержание воды в товарной нефти 0,050%, нефтепродукты в подтоварной воде 24,6 мг/л, величина промслоя - 90,9 см.

Средние суточные технологические параметры подготовки нефти на УПСВ с ДНС-1 «Каменное» следующие:

- величина промслоя - 90,9 см.

- обводненность нефти на узле учета нефти - 0,053 %;

- содержание нефтепродуктов в подтоварной воде - 22,5 мг/л;

- средний удельный расход деэмульгатора - 30,1 г/т.

25.09.12

В 8:00 содержание воды в товарной нефти 0,050 %, содержание нефтепродуктов в подтоварной воде 17,1 мг/л.

В 20:00 содержание воды в товарной нефти 0,040%. содержание нефтепродуктов в подтоварной воде 24,6 мг/л. величина промслоя - 46,6 см.

Средние суточные технологические параметры подготовки нефти на УПСВ с ДНС-1 «Каменное» следующие:

- величина промслоя - 46,6 см.

- обводненность нефти на узле учета нефти - 0,066 %;

- содержание нефтепродуктов в подтоварной воде - 20,9 мг/л;

- средний удельный расход деэмульгатора - 32,9 г/т.

26-99-12

По состоянию на 8:00 наблюдалось увеличение анализов по содержанию нефтепродуктов в подтоварной воде до 56,8 мг/л, что объясняется эффектом адаптации системы подготовки нефти к новому деэмульгатору, а также с отмывом асфальто-смолистых и парафиновых отложений от внутренней поверхности оборудования УПСВ. Обводненность нефти на узле учета нефти 0,080%. Далее наблюдалось снижение содержания нефтепродуктов в подтоварной воде.

В 20:00 обводненность нефти составила 0,079%, а нефтепродуктов - 44,6 мг/л, величина промслоя - 35 см.

Средние суточные технологические параметры подготовки УПСВ с ДНС-1 «Каменное» следующие:

- величина промслоя - 35 см;

- обводненность нефти на узле учета нефти - 0,069 %;

- содержание нефтепродуктов в подтоварной воде - 22,5 мг/л;

- средний удельный расход деэмульгатора - 32,5 г/т.

27.Q9.12

Снижение удельного расхода деэмульгатора Алкиокс-541 до 29 г/т.

По состоянию на 8:00 наблюдалось снижение анализов по содержанию нефтепродуктов в подтоварной воде 21,2 мг/л, обводненность нефти на узле учета нефти - 0,058 %.

Далее также наблюдалось снижение содержания нефтепродуктов в подтоварной воде. В 20:00 обводненность нефти составила 0,079 %, а содержание нефтепродуктов - 17,8 мг/л, величина промслоя - 35 см.

Средние суточные технологические параметры подготовки нефти на УПСВ с ДНС-1 «Каменное» следующие:

- величина промслоя - 34 см;

- обводненность нефти на узле учета нефти - 0,062 %;

- содержание нефтепродуктов в подтоварной воде - 19.5 мг/л;

- средний удельный расход деэмульгатора - 29,3 г/т.

2Ш.12

Снижение удельного расхода деэмульгатора Алкиокс-541 до 27 г/т. В 8:00 содержание нефтепродуктов в подтоварной воде - 24,7 мг/л, а содержание воды в товарной нефти - 0,067 %.

В 20:00 обводненность нефти составила 0,081 %, а содержание нефтепродуктов в подтоварной воде - 14,9 мг/л.

Средние суточные технологические параметры подготовки нефти на УПСВ с ДНС-1 «Каменное» следующие:

- величина промслоя - 12 см;

- обводненность нефти на узле учета нефти - 0,075 %;

- содержание нефтепродуктов в подтоварной воде - 16,8 мг/л;

- средний удельный расход деэмульгатора - 27,4 г/т.

29,09-12

В 8:00 содержание нефтепродуктов в подтоварной воде - 15 мг/л, а содержание воды в товарной нефти - 0,079 %.

содержание нефти на

В 20:00 обводненность нефти составила 0,088 %, а содержание нефтепродуктов в подтоварной воде - 10,5 мг/л.

Средние суточные технологические параметры подготовки нефти на УПСВ с ДНС-1 «Каменное» следующие:

- величина промслоя - 11 см;

- обводненность нефти на узле учета нефти - 0,081 %;

- содержание нефтепродуктов в подтоварной воде -12,7 мг/л;

- средний удельный расход деэмульгатора - 26,0 г/т.

30.09.12

Снижение среднего удельного расхода деэмульгатора до 25 г/т. В 8:00 содержание нефтепродуктов в подтоварной воде - 24 мг/л, а содержание воды в товарной нефти - 0,111 %.

В 20:00 обводненность нефти составила 0,088 %, а содержание нефтепродуктов в подтоварной воде - 22,1 мг/л., величина промлоя - 4 см. Средние суточные технологические параметры подготовки нефти на УПСВ с ДНС-1 «Каменное» следующие:

- величина промслоя - 4 см;

-обводненность нефти на узле учета нефти - 0,089 %;

- содержание нефтепродуктов в подтоварной воде - 23 мг/л;

- средний удельный расход деэмульгатора - 24.4 г/г.

011012

В 8:00 содержание нефтепродуктов в подтоварной воде - 31,4 мг/л, а содержание воды в товарной нефти - 0,074%.

В 20:00 обводненность нефти составила 0,090 %, а содержание нефтепродуктов -17,6 мгУл, величина промлоя - 0 см.

Средние суточные технологические параметры подготовки нефти на УПСВ с ДНС-1 «Каменное» следующие:

- величина прослоя - 0 см;

- обводненность нефти на узле учета нефти - 0,090 %;

- содержание нефтепродуктов в подтоварной воде - 24,5 мг/л;

- средний удельный расход деэмульгатора - 23,4 г/т.

О?-Ю-12

В 8:00 содержание нефтепродуктов в подтоварной воде - 32,0 мг/л, а содержание воды в товарной нефти - 0,098 %.

В 9:00 окончание опытно-промышленных испытаний Алкиокс 541, переход на базовый деэмульгатор Геркулес 2022 С.

В 20:00 обводненность нефти составила 0,089 %, а содержание нефтепродуктов в подтоварной воде - 34,4 мг/л.

Важно отметить, что рост содержания нефтепродуктов в подтоварной воде 26.09.12 до 56 мг/л связан с процессом адаптации системы к новому деэмульгатору, а также с отмывом асфальто-смолистых и парафиновых отложений от внутренней поверхности оборудования УПСВ с ДНС-1 «Каменное». В последующие сутки наблюдалось снижение содержания нефтепродуктов в подтоварной воде.

В ходе опытно-промышленных испытаний технологические параметры изменялись в следующих пределах:

- содержание воды в товарной нефти изменялось от 0,037 % до 0,111 % (среднее значение - 0,075 %),

- содержание нефтепродуктов в подтоварной воде изменялось от 10,5 мг/л до 35,7 мг/л (среднее значение - 20,7 мг/л).

- средний удельный расход деэмульгатора от 33,0 г/т до 23,4 г/т (среднее значение - 28,4 г/т).

Среднесуточные значения показателей параметров подготовки нефти на УПСВ с ДНС-1 «Каменное» за период с 10.09.12 по 02.10.12 приведены в таблице 1.

Таблица 1 Среднесуточные значения технологических параметров подготовки нефти на УПСВ с ДНС-1 «Каменное»

Дата Содержание нефтепродуктов, мг/л Обводненность нефти на УУН, % масс. Величина промежуточного слоя, см Удельный расход, г/т Реагент

1 2 3 4 5 6

10.09.2012 16,6 0,097 н/д 29,1 Геркулес 2022 С

11.09.2012 27,1 0,071 н/д 32,6 Геркулес 2022 С

12.09.2012 18,1 0,054 н/д 33,5 Геркулес 2022 С

13.09.2012 27,3 0,040 н/д 32,1 Геркулес 2022 С

14.09.2012 36,1 0,039 н/д 33,2 Геркулес 2022 С

15.09.2012 18,1 0,108 н/д 31,4 Геркулес 2022 С

16.09.2012 25,8 0,202 н/д 30,9 Геркулес 2022 С

17.09.2012 23,5 0,246 н/д 30,4 Геркулес 2022 С

18.09.2012 35,6 0,200 н/д 31,9 Геркулес 2022 С

19.09.2012 17,2 0,086 н/д 31,6 Геркулес 2022 С

20.09.2012 41,4 0,071 97,6 31,3 Геркулес 2022 С

21.09.2012 31,0 0,061 97,5 29,7 Геркулес 2022 С

22.09.2012 21,9 0,061 97,8 32,1 Геркулес 2022 С

23.09.2012 22,3 0,056 98,6 30,6 Геркулес 2022 С

Среднее значение 25,9 0,088 97,9 31,2 Геркулес 2022 С

24.09.2012 22,5 0,053 90,9 30,1 Алкиокс-541