Композиционные составы для процессов подготовки устойчивых промысловых эмульсий тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Цыганов Дмитрий Геннадьевич

• Цыганов Дмитрий Геннадьевич
• кандидат наук
• 2021

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 методом пластины Вильгельми

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 СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ

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

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования. 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.

Степень разработанности темы. Вопросы изучения устойчивости водонефтяных эмульсий и высокоустойчивых эмульсий промежуточных слоев изучали д.т.н. В.Н. Виноградов, д.х.н. Винокуров В.А., д.х.н. Силин М.А., д.т.н. Сафиева Р.З., к.т.н. Учаев А.Я. (РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина), д.т.н. Хамидуллин Р.Ф., к.т.н. Р.Р. Мингазов (КНИТУ), д.т.н. Сахабутдинов Р.З., к.т.н.

Губайдуллин Ф.Р. (Институт «ТатНИПИнефть» ПАО «Татнефть»), к.х.н. Небогина Н.А., Прозорова И.В., к.т.н. Юдина Н.В. (Институт химии нефти СО РАН), к.т.н. Афанасьев Е.С. и другие. Разработке и исследованию свойств композиционных составов деэмульгаторов для разрушения водонефтяных эмульсий посвящены научные работы д.х.н. Левченко Д.Н., д.т.н. Кокорев Г.И., к.т.н. Смирнов О.С., Мухамадеев Р.У., Солодов В.А. и других. Научные работы указанных авторов содержат исследования по изучению причин и факторов формирования устойчивых водонефтяных эмульсий, особое внимание уделено изучению причин образования вторичных эмульсий промежуточных слоев, исследованию их физико-химических свойств и способов их разрушения за счет применения композиционных составов деэмульгаторов. Для повышения эффективности процесса разрушения водонефтяных эмульсий и эмульсий промежуточных слоев целесообразно рассмотреть вопрос применения новых реагентов и провести исследования с целью создания эффективных композиционных составов деэмульгаторов.

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 мелкодисперсной 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.

Теоретическая значимость работы характеризуется следующими основными результатами:

1. Определены 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.

2. Показано, что добавление неионогенных ПАВ - АПЭП и ПОП в состав деэмульгаторов на основе базовых блоксополимеров - простого полиэфира 4202-2Б-30 и Лапрол 2004 позволяет повысить поверхностную активность

композиции и увеличить ее способность снижения структурно-механической прочности межфазных адсорбционных слоев на границе «нефть - вода».

Практическая значимость работы 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.

Методология и методы исследования. В работе использованы следующие методы: определение межфазного натяжения с применением пластины Вильгельми, определение реологических свойств межфазных адсорбционных слоев ПАВ с помощью метода осциллирующей капли, определение смачивающих свойств ПАВ с помощью метода определения краевого угла смачивания, определение деэмульгирующей эффективности композиционных составов деэмульгаторов с помощью методики «бутылочной пробы».

Положения, выносимые на защиту:

1. Причины повышения устойчивости водонефтяных эмульсий Каменного и Ем-Еганского нефтяных месторождений и эмульсионных слоев вторичного происхождения Каменного месторождения.

2. Результаты исследований поверхностно-активных, в том числе смачивающих свойств индивидуальных блоксополимеров и композиций на их основе.

3. Изменения во времени реологических свойств межфазных слоев, сформированных асфальто-смолистыми веществами (АСВ), выделенных из нефти Каменного месторождения, при воздействии исследуемых ПАВ и их композиций.

4. Результаты деэмульгирующей эффективности разработанных композиционных составов и определение оптимального соотношения компонентов на нефтепромысле в лабораторных условиях на свежеотобранных эмульсиях.

5. Результаты опытно-промысловых испытаний разработанного композиционного деэмульгатора на объектах подготовки нефти Каменного (УПСВ с ДНС-1 «Каменное») и Ем-Еганского (УПН-1 и УПН-2 ЦТП «Красноленинский») нефтяных месторождений.

Степень достоверности. Работа выполнена на высоком экспериментальном уровне, с применением современных инструментальных физико-химических методов исследования. Теоретические положения и научно-практические аспекты поверхностно-активных и смачивающих свойств исследуемых ПАВ, а также реологическое поведение модельных систем межфазных слоев на границе «нефть - вода», результаты деэмульгирующей эффективности композиций ПАВ хорошо согласуются с известными научными данными, общепринятыми гипотезами, теориями и фундаментальными достижениями в области нефтехимии.

Апробация результатов 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.), VII Международной конференции с элементами научной школы для молодежи «Экологические проблемы нефтедобычи-2018» (Уфа, 2018 г.), IX Международной научно-практической конференции «Практические аспекты нефтепромысловой химии» (Уфа, 2019 г.), VII Международной научно-практической конференции (XV Всероссийской научно-практической конференции) «Нефтепромысловая химия» (Москва, 2020 г.), Международной научно-практической конференции «Практические аспекты нефтепромысловой химии» (Уфа, 2020 г.).

Результаты работы также обсуждались на итоговых научных сессиях в Казанском национальном исследовательском технологическом университете в 2014-2021 гг.

Публикации. Основное содержание работы изложено в 22 научных публикациях, в том числе 7 статьях в изданиях, рекомендуемых ВАК для размещения материалов диссертаций, 1 статья - в прочих изданиях, и 14 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 187 страницах, состоит из введения и 6 глав, заключения, списка сокращений и условных обозначений, 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.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Цыганов Дмитрий Геннадьевич, 2021 год

- 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. 1315.

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

B.И.,Котельников В.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. 784-792.

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. 585591.

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 // Сб. 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. - № 10. - С. 212-215.

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. - № 13. - С. 89-91.

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 Е21В37/06 / 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. 17913-17919.

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. - P. 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/nj agannef t/, 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 Алкиокс-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 на деэмульгатор Алкиокс-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.

2509-12

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 У11СВ 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.

26.09.12

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.

27.09.12

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.

28.09.12

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.

0110-12

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 нефги 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.

03.10.12

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/г до 23,4 г/г (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

25.09.2012 20,9 0,066 46,6 32,9 Алкиокс-541

26.09.2012 25,7 0,069 35 32,5 Алкиокс-541

27.09.2012 19,5 0,062 34 29,3 Алкиокс-541

28.09.2012 16,8 0,075 12 27,4 Алкиокс-541

29.09.2012 12,7 0,081 1 1 26,0 Алкиокс-541

30.09.2012 23,0 0,089 4 24,4 Алкиокс-541

01.10.2012 24,5 0,090 0 23,4 Алкиокс-541

Среднее значение 25,2 0,075 28,7 28,3 Алкиокс-541

Выводы:

1. Опытно-промышленные испытания деэмульгатора Алпнокс-541 на У ПС В с ДНС-1 «Каменное» ОАО «ТНК-Нягань» квалифицировать как успешные и проведённые в полном объёме в соответствии с программой ОПИ,

2. При дозировке 24 г/т деэмульгатор А.чкиокс-541 продемонстрировал устойчивую работу всех контрольных параметров работы У ПС В с ДНС-1 «Каменное».

3. Полученные в ходе испытаний результаты дают основание для промышленного применения деэмульгатора Алкиокс-541 на УГ1СВ с ДНС-1 «Каменное» ОАО «ТНК-Нягань» без изменения существующей технологической схемы и схем сырьевых потоков системы сбора.

Соискатель кафедры ХТПНГ КНИГУ

Данный отчет опытно-промышленных испытаний (далее ОПИ) составлен по результатам работ, проведенных на ЦППСН и ППД УНП-Актив Ем-Ега ОАО «ТНК-Нягань» в период с 08.10.12 по 17.10.12 г. по утвержденной первым заместителем генерального директора - главным инженером ОАО «ТНК-Нягань» A.B. Черепановым программе и на основании результатов предварительных лабораторных испытаний.

Цель проведения ОПИ:

- выявление эффективности деэмульгатора Алкиокс-541 при подготовке нефти на ЦППСН и ППД УНП-Актив Ем-Ега в сравнении с базовым деэмульгатором ФЛЭК Д017Ы;

- определение оптимального расхода испытуемого реагента для подготовки нефти на ЦППСН и ППД УНП-Актив Ем-Ега ОАО «ТНК-Нягань».

Ход испытаний: В соответствии с утвержденной программой опытно-промышленных испытаний проведены следующие этапы:

1. Сбор рабочих параметров процесса подготовки нефти и параметров эффективности при использовании базового деэмульгатора ФЛЭК Д 017 N.

Контролируемые рабочие параметры на ЦТП «Красноленинский» ЦППСН и ППД УНП-Актив Ем-Ега:

УПН-1:

- обводненность нефти после первой ступени сброса воды - ОТ-200/1 и ОГ-200/2;

- обводненность нефти после второй ступени сброса воды - ЭГ-200/1 и ЭГ-200/2.

УПН-2:

- обводненность нефти после первой ступени сброса воды УПСВ-1;

- содержание нефтепродуктов в подтоварной воде после УПСВ-1;

- обводненность нефти после второй ступени сброса воды - УПТН-2 и УПТН-4;

- содержание нефтепродуктов после УПТН-2 и УПТН-4;

После УПН-1 и УПН-2:

- содержание нефтепродуктов в подтоварной воде после очистных резервуаров перед откачкой на КНС;

- обводненность нефти на перетоке из технологического резервуара в товарный резервуар;

- средний удельный расход деэмульгатора.

Поскольку на ЦТП «Красноленинский» ЦППСН и ППД УНП-Актив Ем-Ега кроме подготавливаемой на УПН-1 и УПН-2 в товарный РВС-10000 № 3 поступает еще товарная нефть с ЦПС «Южный» и УПСВ с ДНС-1 «Каменное», таким образом при оценке эффективности действия деэмульгатора Алкиокс-541 показатель «обводненность нефти» на узле учета нефти (далее - УУН) не принимался во внимание.

Оценка эффективности осуществлялась методом сравнения показателей подготовки нефти с применением деэмульгатора ФЛЭК Д 017 N в период с 24.09.12 по 07.10.12 («период сравнения») с показателями, зафиксированными в ходе опытно-промышленных испытаний Алкиокс-541.

Проработка режимных листов за период с 24.09.12 г. по 07.10.12 г. показала, что в течение этого времени технологические параметры изменялись в следующих пределах:

УПН-1:

- обводненность нефти после первой ступени сброса воды: после ОГ-200/1 от 4,9 % до 55,2 %, среднее 10,1 %;

- после ОГ-200/2 от 1,0 % до 4,7 %, среднее 2,6 %;

- обводненность нефти после второй ступени сброса: после ЭГ-200/1 от 0,08 % до 0,26 %, среднее 0,13 %; после ЭГ-200/2 от 0,09 % до 0,24 %, среднее 0,19 %.

УПН-2:

- обводненность нефти после первой ступени сброса: после УПСВ-1 от 2,4 % до 70,6 %, среднее 19,3 %;

- обводненность нефти после второй ступени сброса: после УПТН-2 от 0,1 % до 3,7 %, среднее 0,50 %; после УПТН-4 от 0,09 % до 1,68 %, среднее 0,74 %;

- содержание нефтепродуктов в подтоварной воде после первой ступени сброса: после УПСВ-1 от 27,5 мг/л до 167,9 мг/л, среднее 54,3 мг/л;

- содержание нефтепродуктов в подтоварной воде после второй ступени сброса

воды:

- после УПТН-2 от 10,5 мг/л до 47,3 мг/л, среднее 26,5 мг/л;

- после УПТН-4 от 11,6 мг/л до 49,3 мг/л, среднее 27,6 мг/л.

После УПН-1 и УПН-2:

- содержание нефтепродуктов в подтоварной воде после очистных резервуаров перед откачкой на КНС:

- после РВС-5000 № 24 от 30,04 мг/л до 39,4 мг/л, среднее 36,9 мг/л.

- обводненность нефти на перетоке из технологического резервуара в товарный резервуар:

- после РВС-10000 №1 от 0,06 % до 0,15 %, среднее 0,08 %.

- удельный расход деэмульгатора ФЛЭК Д-017 N от 25,5 г/т до 25,4 г/т, среднее значение - 22,9 г/т.

2. Переход на деэмульгатор Алкиокс-541.

В ходе выполнения данного этапа работ 08.10.2012 г. были подготовлены и заправлены деэмульгатором Алкиокс-541 блоки дозирования реагента на УПН-1 и УПН-2.

3. Осуществление постоянного контроля за рабочими параметрами системы подготовки нефти.

На данном этапе осуществлялось наблюдение за технологическими параметрами работы на ДТП «Красноленинский» ЦППСН и ППД УНП-Актив Ем-Ега.

Хронология ОПИ.

08.10.12

Начальная дозировка деэмульгатора на ЦТП «Красноленинский» ЦППСН и ППД УНП-Актив Ем-Ега была установлена на уровне 27 г/т.

В 14:00 начало подачи деэмульгатора Алкиокс-541 на прием УПН-1 и УПН-2 со средним удельным расходом 27 г/т.

Средние суточные технологические параметры подготовки нефти на ЦТП «Красноленинский» ЦППСН и ППД УНП-Актив Ем-Ега следующие:

УПН-1:

- обводненность нефти после ОГ-200/1 и ОГ-200/2 - 6,6 % и 2,0 %;

- обводненность нефти после ЭГ-200/1 и ЭГ-200/2 - 0,09 % и 0,08 %.

УПН-2:

- обводненность нефти после УПСВ-1 - 1,1 %;

- обводненность нефти после УПТН-2 и УПТН-4 - 0,10 % и 0,09 %;

- содержание нефтепродуктов в подтоварной воде после УПСВ-1 - 39,5 мг/л;

-содержание нефтепродуктов в подтоварной воде после УПТН-2 и

УПТН-4 - 25,2 мг/л и 21,4 мг/л соответственно.

после УПН-1 и УПН-2:

- содержание нефтепродуктов перед КНС - 38,5 мг/л;

- обводненность нефти на перетоке в товарный резервуар - 0,11 %;

- средний удельный расход деэмульгатора - 24,05 г/т.

09.10.12

Средние суточные технологические параметры подготовки нефти на ЦТП «Красноленинский» ЦППСН и ППД УНП-Актив Ем-Ега следующие:

УПН-1:

- обводненность нефти после ОГ-200/1 и ОГ-200/2 - 8,2 % и 2,9 %;

- обводненность нефти после ЭГ-200/1 и ЭГ-200/2 - 0,09 % и 0,08 %.

УПН-2:

- обводненность нефти после УПСВ-1 - 1,05 %;

- обводненность нефти после УПТН-2 и УПТН-4 -0,09 % и 0,13 %;

- содержание нефтепродуктов в подтоварной воде после УПСВ-1 - 50,7 мг/л;

- содержание нефтепродуктов в подтоварной воде после УПТН-2 и УПТН-4 - 19, 8 мг/л и 18,9 мг/л соответственно.

после УПН-1 и УПН-2:

- содержание нефтепродуктов перед КНС - 38,6 мг/л;

- обводненность нефти на перетоке в товарный резервуар - 0,09 %;

- средний удельный расход деэмульгатора - 27,6 г/т.

10.10.12

Средние суточные технологические параметры подготовки нефти на ДТП «Красноленинский» ЦППСН и ППД УНП-Актив Ем-Ега следующие: УПН-1:

- обводненность нефти после ОГ-200/1 и ОГ-200/2 - 6,4 % и 2,9 %;

- обводненность нефти после ЭГ-200/1 и ЭГ-200/2 - 0,11 % и 0,11 %. УПН-2:

- обводненность нефти после УПСВ-1 - 0,9 %;

- обводненность нефти после УПТН-2 и УПТН-4 - 0,09 % и 0,11 %;

- содержание нефтепродуктов в подтоварной воде после УПСВ-1 - 52,4 мг/л;

- содержание нефтепродуктов в подтоварной воде после УПТН-2 и УПТН-4 - 20,5 мг/л и 21,5 мг/л соответственно.

после УПН-1 и УПН-2:

- содержание нефтепродуктов перед КНС - 35,3 мг/л;

- обводненность нефти на перетоке в товарный резервуар - 0,09 %;

- средний удельный расход деэмульгатора - 27,3 г/т.

11.10.12

Во время проведения опытно-промышленных испытаний деэмульгатора в соответствии с Программой, с целью установления минимального удельного расхода деэмульгатора Алкиокс-541, необходимого для получения нефти и воды заданного качества, было произведено снижение удельного расхода реагента. Таким образом, в 8:00 ч был снижен средний удельный расход деэмульгатора Алкиокс-541 до 24 г/т.

Средние суточные технологические параметры подготовки нефти на ЦТП «Красноленинский» ЦППСН и ППД УНП-Актив Ем-Ега следующие: УПН-1:

- обводненность нефти после ОГ-200/1 и ОГ-200/2 - 5,0 % и 2,5 %;

- обводненность нефти после ЭГ-200/1 и ЭГ-200/2 - 0,09 % и 0,11 %. УПН-2:

- обводненность нефти после УПСВ-1 - 0,95 %;

- обводненность нефти после УПТН-2 и УПТН-4 - 0,16 % и 0,17 %;

- содержание нефтепродуктов в подтоварной воде после УПСВ-1 - 55,2 мг/л;

- содержание нефтепродуктов в подтоварной воде после УПТН-2 и УПТН-4 - 29,7 мг/л и 22,2 мг/л соответственно.

после УПН-1 и УПН-2:

- содержание нефтепродуктов перед КНС - 37,1 мг/л;

- обводненность нефти на перетоке в товарный резервуар - 0,10 %;

- средний удельный расход деэмульгатора - 23,9 г/т.

12.10.12

В 8:00 ч был снижен средний удельный расход деэмульгатора Алкиокс-541 до 21 г/т. В связи с перекачкой нефтяной эмульсии с товарного резервуара РВС-10000 № 2 на вход в установку произошло увеличение анализов по подготовке нефти.

Средние суточные технологические параметры подготовки нефти на ЦТП «Красноленинский» ЦППСН и ППД УНП-Актив Ем-Ега следующие: УПН-1:

- обводненность нефти после ОГ-200/1 и ОГ-200/2 - 5,6 % и 1,9 %;

- обводненность нефти после ЭГ-200/1 и ЭГ-200/2 - 0,17 % и 0,15 %. УПН-2:

- обводненность нефти после УПСВ-1 -1,2 %;

- обводненность нефти после УПТН-2 и УПТН-4 -0,16%и0,17%;

- содержание нефтепродуктов в подтоварной воде после УПСВ-1 - 58,1 мг/л; -содержание нефтепродуктов в подтоварной воде после УПТН-2 и

УПТН-4 - 32,2 мг/л и 27,5 мг/л соответственно, после УПН-1 и УПН-2:

- содержание нефтепродуктов перед КНС - 37,9 мг/л;

- обводненность нефти на перетоке в товарный резервуар - 0,12 %;

- средний удельный расход деэмульгатора - 20,9 г/т.

13.10.12

Средние суточные технологические параметры подготовки нефти ЦТП «Красноленинский» ЦППСН и ППД УНП-Актив Ем-Ега следующие: УПН-1:

- обводненность нефти после ОГ-200/1 и ОГ-200/2 -4,8 % и 1,9 %;

- обводненность нефти после ЭГ-200/1 и ЭГ-200/2 - 0,10 % и 0,11 %. УПН-2:

- обводненность нефти после УПСВ-1 - 1,75 %;

- обводненность нефти после УПТН-2 и УПТН-4 - 0,12 % и 0,13 %;

- содержание нефтепродуктов в подтоварной воде после УПСВ-1 - 63,2 мг/л;

- содержание нефтепродуктов в подтоварной воде после УПТН-2 УПТН-4 - 30,5 мг/л и 24,1 мг/л соответственно.

после УПН-1 и УПН-2:

- содержание нефтепродуктов перед КНС - 38,5 мг/л;

- обводненность нефти на перетоке в товарный резервуар -0,10 %;