Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Ингибирование асфальтосмолопарафиновых отложений из обводненных нефтей

Диссертация: Ингибирование асфальтосмолопарафиновых отложений из обводненных нефтей
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Автор выражает свою глубокую признательность научному руководителю, кандидату технических наук, доценту Людмиле Вячеславовне Ивановой за постоянную и безусловную поддержку, заведующему кафедрой органической химии и химии нефти д.х.н., профессору Владимиру Николаевичу Кошелеву, заведующему кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных месторождений д.т.н., профессору Игорю Тихоновичу Мищенко… Читать ещё >

Ингибирование асфальтосмолопарафиновых отложений из обводненных нефтей (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • ГЛАВА 1. АСФАЛЬТО-СМОЛО-ПАРАФИНОВЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ (АСПО) В ПРОЦЕССАХ НЕФТЕДОБЫЧИ
    • 1. 1. Факторы, влияющие на образование АСПО
      • 1. 1. 1. Влияние химического состава нефти на формирование АСПО
      • 1. 1. 2. Ик-спектрометрия как метод исследований группового химического состава нефти
    • 1. 2. Условия и механизм формирования АСПО
      • 1. 2. 1. Механизм формирования асфальтосмолопарафиновых отложений
      • 1. 2. 2. Механизм формирования АСПО в обводненной нефти
      • 1. 2. 3. Причины образования и устойчивость водонефтяных эмульсий
    • 1. 3. Методы борьбы с АСПО в скважинах при добыче нефти
      • 1. 3. 1. Применение защитных покрытий
      • 1. 3. 2. Тепловые методы
      • 1. 3. 3. Физические методы
      • 1. 3. 4. Химические методы
    • 1. 4. Технические особенности подачи ингибитора АСПО в скважину
  • ГЛАВА 2. ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ
    • 2. 1. Объекты исследований
    • 2. 2. Методы исследования
      • 2. 2. 1. Определение относительного распределения н-парафинов нефти методом газожидкостной хроматографии (ГЖХ)
      • 2. 2. 2. Определение содержания нормальных парафинов в нефти методом газо-жидкостной хроматографии (ГЖХ)
      • 2. 2. 3. Структурно-групповой состав
      • 2. 2. 4. Определение устойчивости эмульсии
      • 2. 2. 5. Определение группового химического состава спектральных коэффициентов нефти с использованием метода ИК-спектроскопии
      • 2. 2. 6. Определение общей минерализации пластовой воды
      • 2. 2. 7. Определение эффективности ингибирования АСПО методом холодной спирали
  • ГЛАВА 3. ВЛИЯНИЕ СОСТАВА СЫРЫХ НЕФТЕЙ НА СКЛОННОСТЬ К ОБРАЗОВАНИЮ АСПО (ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ)
    • 3. 1. Исследование взаимосвязи между химическим составом нефти и ее низкотемпературными свойствами
      • 3. 1. 1. Исследование физико-химических свойств нефтей месторождений Волгоградской области
      • 3. 1. 2. Изучение группового химического состава нефтей и отдельных фракций с помощью ИК-спектрометрии
    • 3. 2. Влияние обводненности нефти на ее низкотемпературные свойства
      • 3. 2. 1. Исследование искусственных эмульсий
      • 3. 2. 2. Исследование природных эмульсий
  • ГЛАВА 4. ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЕЙСТВИЯ ИНГИБИТОРОВ АСПО В ОБВОДНЕННОЙ НЕФТИ
    • 4. 1. Исследование эффективности действия ингибиторов АСПО различной природы в нефти Дудаченского месторождения
    • 4. 2. Изучение влияния полимерных присадок на кинематическую вязкость нефти Дудаченского месторождения
    • 4. 3. Испытание эффективности действия полимерных присадок в обводненной нефти
    • 4. 4. Разработка комплексного ингибитора для предотвращения образования АСПО из обводненной нефти
    • 4. 5. Влияние термодинамических условий на процесс образования АСПО и расчет оптимальной глубины подачи реагента
  • ВЫВОДЫ

Особенностью современного этапа развития нефтяной промышленности является увеличение доли месторождений вступивших на позднюю стадию разработки, которая характеризуется уменьшением дебита скважин, утяжелением нефти, высокой обводненностью продукции скважин. Длительная эксплуатация нефтяных месторождений и заводнение нефтеносных пластов приводят к образованию стойких водонефтяных эмульсий. Обводненность нефти повышает температуру застывания нефти, увеличивает её вязкость, вызывает более интенсивное выпадение осадков. Образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) приводит к снижению производительности системы и эффективности работы насосных установок, что вызывает осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций [1]. Затраты на проведение работ по удалению АСПО составляют до 30% от себестоимости добываемой продукции.

Необходимость борьбы с названными осложнениями стимулирует развитие исследований в области изучения причин возникновения этих негативных явлений и поиска их эффективных решений. Решение названных задач не может иметь универсальный характер, поскольку каждая скважина индивидуальна и отличается как технологическими параметрами функционирования, так и составом добываемой продукции. Кроме того, характерной особенностью поздней стадии разработки месторождения является своя «история» применения различных методов увеличения нефтеотдачи пласта. Следовательно, выбор средств и способов реагирования на осложнения, возникающие при разработке месторождений, при подготовке скважинной продукции, при транспорте и хранении нефти 4 требует своих подходов в каждом конкретном случае.

Проблема АСПО в добыче нефти имеет два пути решения: профилактика (или предотвращение) отложенийудаление уже сформировавшихся отложений.

Несмотря на большое разнообразие методов борьбы с АСПО, проблема еще далека от разрешения и остается одной из самых важных в отечественной нефтедобывающей отрасли.

Выбор оптимальных способов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями и эффективность различных методов зависит от способа и условий добычи нефти, термобарического режима течения, химического состава и свойств добываемой нефти.

Нефть, являясь многокомпонентной системой, определенным образом откликается на изменяющиеся внешние условия и склонна к структурообразованию. Так, например, при понижении температуры проявляется сложный характер взаимодействий компонентов нефти, приводящий к выделению кристаллической фазы и последующему образованию асфальтосмолопарафиновых отложений на поверхности нефтепромыслового оборудования. Контакт нефти с пластовой водой так же способствует активному фазообразованию в нефтяной системе, приводящему к появлению устойчивых водонефтяных эмульсий с развитой границей.

раздела фаз, на которой адсорбируются высокомолекулярные полярные и неполярные компоненты нефти. Каждое из этих явлений по отдельности давно известно. Изучению закономерностей образования и разработке методов удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, возникновению и разрушению водонефтяных эмульсий на различных стадиях технологического процесса добычи, подготовки, транспорта и хранения 5 нефти уделено большое внимание как в научно-технической литературе, так и в технической документации, регламентирующей различные технологические операции по борьбе с осложнениями. Однако современные условия эксплуатации месторождений, вступивших в позднюю стадию разработки, выдвигают в ряд актуальных задачу комплексного решения проблем с осложнениями, в частности ингибирование асфальтосмолопарафиновых отложений в условиях высокой обводненности продукции скважин.

Целью диссертационной работы является исследование процесса образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) из высокообводненных нефтей месторождений Волгоградской области и разработка научно-обоснованного подхода к выбору ингибиторов АСПО для нефти в условиях высокого содержания попутнодобываемой воды. Основные задачи исследования:

1) изучение, обобщение и анализ передового опыта по методам борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями при эксплуатации нефтяных и газовых скважин;

2) детальное изучение группового-химического состава нефтей пяти месторождений Волгоградской области с использованием современных методов исследования;

3) оценка влияния степени обводненности нефти на состав и массу образующихся асфальтосмолопарафиновых отложений на холодной поверхности;

4) разработка ингибитора АСПО с целью предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений из обводненной нефти.

Дудаченского месторождения Волгоградской области- 6.

Научная новизна работы.

1. Применен новый методологический подход, основанный на использовании современных методов исследования: ГЖХ, ИКС, к выявлению взаимосвязи между групповым химическим составом и низкотемпературными свойствами нефти: температурой застывания, склонностью к образованию асфальто-смолопарафиновых отложений.

2. На основе комплексного подхода к изучению группового химического состава органических компонентов, участвующих в образовании природных и искусственных эмульсий объяснены основные причины их стабильности и повышенного осадкообразования на холодной поверхности.

Практическая ценность работы.

1. По результатам выполненного в работе детального исследования процесса образования асфальтосмолопарафиновых отложений из обводненной парафинистой нефти Дудаченского месторождения Волгоградской области предложен комплексный ингибитор-деэмульгатор, эффективность которого составляет 82,5% при дозировке 600 мл /т скважинной жидкости, содержащей 60% природной эмульсии.

2. Предложены рекомендации для выбора технологических параметров дозирования ингибитора в скважину, основанные на расчете температуры начала массовой кристаллизации парафина и исследовании реологических свойств нефти.

Апробация результатов исследования Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на: XVIII Губкинских чтениях «Инновационное развитие нефтяной и газовой промышленности.

России — наука и образование", Москва, РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 7.

24−25 ноября 2009 г.-VIII Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», Москва, РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 1−3 февраля 2010 г.- V Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия», Москва, РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 24−25 июня 2010 г.- 1-ом Российском нефтяном конгрессе, Москва, Центр международной торговли, 14−16 марта 2011 г.- VI Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия», Москва, РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 23−24 июня 2011 г.- XIX Губкинских чтениях «Инновационные технологии прогноза, поисков, разведки и разработки скоплений УВ и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России», Москва, РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина 22−23 ноября 2011 г.- Конкурсе ОАО «РИТЭК» на лучшую научно-техническую работу молодых специалистов и молодых работников, Нурлат, ТПП «ТатРИТЭКнефть», 21−22 июня 2010 г.- Научном семинаре кафедры органической химии и химии нефти в РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, Москва, 19 октября 2011 г.

Автор выражает свою глубокую признательность научному руководителю, кандидату технических наук, доценту Людмиле Вячеславовне Ивановой за постоянную и безусловную поддержку, заведующему кафедрой органической химии и химии нефти д.х.н., профессору Владимиру Николаевичу Кошелеву, заведующему кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных месторождений д.т.н., профессору Игорю Тихоновичу Мищенко за ценные советы и понимание, с которыми они относились к автору работы, а также сотрудникам ТПП «Волгограднефтегаз» ОАО «РИТЭК» и лично Алексею Викторовичу Ханову за советы и помощь организационного характера.

выводы.

1. Применен новый методологический подход, основанный на использовании современных методов исследования: ГЖХ, ИКС, для выявления взаимосвязи между групповым химическим составом, низкотемпературными свойствами и способностью к образованию устойчивых эмульсий.

2. Показано, что при изучении парафинистых нефтей и последующем выборе ингибиторов АСПО следует руководствоваться показателем относительного содержания наиболее высокомолекулярных н-парафинов С25 и выше, как соединений, определяющих начало процесса кристаллизации в нефтяной системе.

3. Установлено, что спектральные коэффициенты, рассчитываемые по ИК-спектрам нефтей и их отдельных фракций позволяют с высокой степенью достоверности охарактеризовать групповой химический состав нефтей и являются достаточно информативными при интерпретации функциональных свойств нефтей, проявляемых при различных технологических операциях: температуры застывания, образования АСПО и стойких водонефтяных эмульсий.

4. Исследованиями процесса образования АСПО из природных и искусственных эмульсий выявлены основные причины повышенного осадкообразования на холодной поверхности из водонефтяных смесей и сформулированы рекомендации для создания эффективных композиций ингибиторов АСПО.

5. Предложен комплексный ингибитор-деэмульгатор для Дудаченского месторождения, включающий деэмульгаторы Нефтенол Д (К-5) и.

Нефтенол ТК-2 М в соотношении 1:1, эффективность которого составляет 82,5% при дозировке 0,6 л /т на скважинной жидкости.

6. Сформулированы рекомендации для выбора технологических параметров дозирования ингибитора в скважину, основанные на расчете температуры начала массовой кристаллизации парафина и исследовании реологических свойств нефтей.

Показать весь текст

Список литературы

  1. М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М.: 000"Недра-Бизнесцентр". — 2000. — 653 с.
  2. В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. М.: Недра, 1970. — 192 с.
  3. М.Ш., Тронов В. П., Гуськов И. А., Липаев A.A. Учет особенностей образования асфальтосмолопарафиновых отложений на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. Нефтяное хозяйство.-2006.- № 3.-С.48−49.
  4. .П., Болигатова О. В. Два вида парафина, выпадающего на подземном оборудовании скважин в процессе добычи нефти. Нефтепромысловое дело. 2004. — № 12. — С.41−43.
  5. М.А., Багаутдинов Н. Я., Валеев A.M. Определение глубины образования гидратопарафиновых пробок в НКТ добывающих скважин Когалымской группы месторождений./УНефтепромысловое дело. 2007. — № 2.-с. 30−34.
  6. С. А. Влияние ингибиторов парафиноотложений на эффективность транспорта газового конденсата месторождения «Прибрежное». Автореферат дисс. на соискание учёной степени кандидата технических наук:. Краснодар, 2003.
  7. A.B., Хавкин А. Я. Особенности физико-химического механизма образования АСПО в скважинах. Бурение и нефть.-2007.- № 10.-С.30−31.
  8. H.A., Павлова А. И., Емельянычева С. Е. О проблемахформирования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) втрубопроводах и резервуарах, имеющих защитные антикоррозионные116покрытия.// Нефтепромысловое дело. 2010. № 9. С. 45−48.
  9. A.B., Табакаева JI.C. Влияние газосодержания нефти на формирование АСПО в подъемнике скважины. Бурение и нефть.-2009.-№ 2.-С.25−26.
  10. A.B., Байбекова JI.P., Сулейманов А. Т. Особенности состава и строения нефтяных отложений. Технологии нефти и газа.-2006.-№ 6.-С. 19−24.
  11. М.К. Совершенствование технологий борьбы с АСПО в нефтепромысловых системах на месторождениях Башкортостана Автореферат дисссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук:. Уфа, 2005.
  12. H.A., Прозорова И. В., Юдина Н. В. Особенности формирования и осадкообразования водонефтяных эмульсий. Нефтепереработка и нефтехимия. -2008.- № 1.-С.21−23.
  13. Ю.А., Вилков J1.B. Физические методы исследования в химии. М.: Мир, 2003. 683 с.
  14. JI.A., Куплетская Н. Б. Применение инфракрасной, ультрафио-летовой и ЯМР-спектроскопии в органической химии. М.:Высшая школа, 1971.
  15. Занозина И.И.// Нефтепереработка и нефтехимия. 2006. № 12. С.21−24.
  16. Pirati Olivier, Van-Oanh Nguyen-Thi, Parneiz Pascal, Vervioet Michel, Brechignac Philipe//Phys. Chem. Chem. Phys. 2006. 8. № 32. P. 3707−3714.
  17. Borin A., Poppi R.J.// Vibr.Spectros. 2005. 37. № 1. P.27−32.
  18. Yao Cheng, Gao Jun. J./ Nanjing Norm.Univ.Eng.And Technol. 2004. 41 172. P. 1−4.
  19. Балабин P.M.// Успехи в химии и хим.технологии. 2005. 19. № 3 С. 69−74.
  20. Pasadakis N., Sourligas S., Foteinopoulos //Ch. Fuel. 2006.85.№ 7−8. P.1131−1137.
  21. Р.Дж. Введение в фурье-спектроскопию. М.: Мир, 1975. 160 с.
  22. А.П., Спирова В. Н., Волина О. В. / Международная научно-практическая конф. «Новые топлива с присадками». С.-Пб 1−3 июня 2004. Сборник трудов. СПб: Акад. приклад, исслед. 2004. С.379−385.
  23. Н.П. // Нефтепереработка и нефтехимия. 2007. № 4. С.24−25.
  24. Ушанов В.Ж.// Нефть и газ. 2004 № 4 С.70−83.
  25. С.Г., Землянская Е. О., Гультяев С. В. Парафиновые отложения Верхнесалатского месторождения нефти Томской области. Нефтепереработка и нефтехимия.-2006.-№ 3.-С.8−12.
  26. А.Н., Анисимов A.B. //Вестник Московского Университета. Химия 2006, Т. 47, № 3, С. 226−229.
  27. В.Н., Гордадзе Т. Н., Рябов В. Д., Чернова О. Б. // Химия и технология топлив и масел . 2005. № 2 С.20−21.
  28. Л.М., Форс Т. Р., Юсупова Т. Н., Мухаметшин Р. З., Романов Г. В. Влияние отложения в пласте твердых парафинов на фазовое состояние нефтей в процессе разработки месторождений. Нефтехимия.-2005.-Т.45.-№ 3.-С.189−195.
  29. Петрова J1.M., Аббакумова H.A., Фосс Т. Р., Романов А. Г. Структурные особенности фракций асфальтенов и нефтяных смол// Нефтехимия. 2011. Т.51. № 4. С 262−266.
  30. A.A., Головко А. К. Фракционирпование смол и асфальтенов и исследование их состава и структуры на примере тяжелой нефти Усинского месторождения//Нефтехимия. 2011. Т.51. № 3. С 204−213.
  31. Л.И., Филатов Д. А., Гэрэлмаа Т., Алтунина JI.K. Оценка степени биодеструкции нефти методами ИК- и ЯМР 1Н-спектроскопии//Нефтехимия. 2009. Т.49. № 2. С 153−158.
  32. JI.M., докт. диссертация «Состав и свойства остаточных нефтей», Казань (1998).
  33. Г. П., Киямова A.M., Нигмедзянова JI.3., Рахманкулов Ш. М., Шарипова Н. С., Смелков В. М. Превращение остаточной нефти продуктиыных пластов Ромашкинского месторождения при гидротермальном воздействии // Нефтехимия. 2007. Т.47. № 5. С 349−361.
  34. И.В., Госсен Л. П., Боянкова О.С.// Нефтехимия. 2005. Т.45. № 5. С.339−343.
  35. Д.А., Бурдельная Н. С., Шанина С. Н., Макарова Е. С. // Нефтехимия 2004. Т.44. № 6 С.449−458.
  36. О.В. //Нефтехимия. 2004. Т.44. № 6. С.459−465.
  37. В.Р., Голубина O.A., Певнева Г. С., Савельева В.В.//Нефтехимия. 2006. Т.46.№ 6. С.419−427.
  38. Ф.И., Гусейнова Б. А., Алиев Б. М., Кулиев Ф.А.// Нефтехимия. 2004, Т.44. № 2. С.110−112.
  39. Г. А. Об исследованиях и практических результатах борьбы сотложениями парафина в нефтепромысловом оборудовании.// Борьба с119отложениями парафина: Сб. статей. М.: Недра, 1965. — С. 5−18.
  40. С.Ф., Иксанова P.P. О влиянии состава твердых углеводородов на формирование парафиновых отложений.// Борьба с отложениями парафина: Сб. статей. М.: Недра, 1965. — С. 122−134.
  41. .А. Гранулярный характер формирования парафиновых отложений.// Геология, разработка, бурение и эксплуатация нефтяных месторождений Пермского Приуралья: Сб. науч. Тр. ПермНИПИнефть. -Пермь:-1976.-С. 186−189.
  42. А.З., Валитова О. Ю. К механизму парафиноотложения// Материалы Второго Межд. симп. «Наука и технология углеводородных дисперсных систем». Уфа: Реактив, 2000. — Т.2. — С. 94 — 96.
  43. .М., Рупенко А. И., Хабибуллин Р. Н. Влияние обводненности продукции скважин на устьевую температуру и интенсивность парафинизации// НТС. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1970. -№ 1. — С. 28−31.
  44. И.З., Требин Г. Ф., Фокеев В. М. К вопросу о влиянии скорости движения нефти на интенсивность отложения парафина в трубах/JI 1 В. Нефть и газ. 1960. — № 10. — С.49−53.
  45. В.П. Уточнение роли некоторых факторов, влияющих на процесс выпадения твердой фазы в потоке// Вопросы бурения скважин и добычи нефти: Тр.ТатНИИ. М.: Недра, 1964. — Вып.5. — С. 223−230.
  46. H.H. Экспериментальное исследование некоторых особенностей добычи парафинистой нефти. Изд-во Казанского университета. — 1958. — 150с.
  47. .А. Исследование некоторых особенностей механизмазакрепления частиц твердой фазы на поверхностях.// Сбор, транспорт и120подготовка нефти: Тр. Пермского филиала Гипровостокнефть. Пермь: -1967.-Вып. З.-С. 60−74
  48. С.Р. Высокомолекутярныесоединения нефти. М.: Химия, 1964.
  49. З.Р., Ильясов С. Е. Исследование механизма магнитной обработки нефтей на основе результатов лабораторных и промысловых испытаний// Нефтепромысловое дело: НТЖ. М.: ВНИИОЭНГ. — 2002. — № 9.-с. 38−44.
  50. В.Н., Силин М. А. Нефтепромысловая химия: Изд. в 5-ти т. М.: Интерконтакт Наука, 2009 г. — Т.5. В. Н. Глущенко, М. А. Силин, Ю. Г. Герин. Предупреждение и устранение асфальтеносмолопарафиновых отложений. 475 с.
  51. В.М. Методы борьбы с отложениями парафина, применяемые в отечественной и зарубежной практике// НТС по добыче нефти: Тр.ВНИИ. -М.: Гостоптехиздат, 1959. Вып.5. — С.78 — 91.
  52. П.П. Борьба с парафином при добыче нефти. Теория и практика. -М.: Гостоптехиздат, 1955. -151с.
  53. Shock D. A., Sudbury J.O., Crockett J.J. Studies of the mechanism of paraffin deposition and its control// JPT. -1955. -Sept. -P.23 28.
  54. H.H., Шаратин Ф. Г. Исследование скважин и разработка превентивных методов борьбы с парафином: Ученые записки Казанского университета. Казань: 1957.-Т.117.-Кн.З.-110с.
  55. И.З., Фокеев В. М. О скорости роста отложений парафина в трубах// ИВ. Нефть и газ. 1961. — № 9. — С.53−59.
  56. .А. Парафинизация нефтесборных систем и промыслового оборудования. М.: Недра, 1966. — 182 с.
  57. В.П., Гуськова И. А. Механизм формирования АСПО на121поздней стадии разработки месторождений// Нефтяное хозяйство, 1999. № 4-с. 24−25.
  58. Ф.М. Ловушечные водонефтяные эмульсии: состав, свойства эмульгаторов и механических примесей и их влияние на устойчивость эмульсий//Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. 2010. № 7. с. 24−31.
  59. А.Г., Карамышев В. Г., Тогашева А. Р. Подготовка высокообводненной нефти к трубопроводному транспорту// Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2006. № 66. с. 20−26.
  60. М.Ю. Исследование способов регулирования реологических свойств высоковязкой продукции скважин Вынгапуровского месторождения// Нефтяное хозяйство. 2006. № 7. с. 115−117.
  61. Е.С., Римаренко Б. И., Ясьян Ю. П., Горлов С. Г. Смолы в процессах формирования водонефтяных эмульсий.//Нефтепереработка и нефтехимия. Научно-технические достижения и передовой опыт. 2009. № 10. с. 39−41.
  62. Е.С. Изучение коалесцирующих свойств материалов, используемых при подготовке нефтепромысловых сточных вод// Нефтепромысловое дело. 2008. № 11. с. 53−54.
  63. Л.А., Миннигалимов Р. З., Зиннатуллин P.P. Исследование устойчивости водонефтяной эмульсии в электромагнитном поле в зависимости от её диэлектрических свойств// Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2010. № 2. с. 59−62.
  64. Е.С., Горлов С. Г., Ясьян Ю. П. Факторы стабилизации водонефтяных эмульсий// Нефтепереработка и нефтехимия. Научнотехнические достижения и передовой опыт. 2008. № 3. с. 57−60.122
  65. Д. Н., Бергштейн Н. В. и др. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения. М.: Химия, 1967. — 200 с.
  66. H.A., Прозорова И. В., Юдина Н. В. Влияние минерализации водной фазы и обводненности на состав межфазного слоя водонефтяных эмульсий// Химия в интересах устойчивого развития. 2009. № 2. с. 209−214.
  67. П.А. Поверхностные явления в дисперсных системах. Коллоидная химия. Избранные труды. М.: Наука, 1978. — 177 с.
  68. А.П. Установление структурных и реологических характеристик промысловых водонефтяных эмульсий. Дисс. канд техн. наук. Москва.2011.
  69. И.Н., Лосев А. П., Новиков М. А. Особенности внутренней структуры природных водонефтяных эмульсий.// Бурение и нефть, 2007, № 4, С.20−21.
  70. Р.З., Космачевский Т. Ф., Губайдуллин Ф. Р., Татьянин О. С. Причины повышения устойчивости водонефтяных эмульсий.// Нефтяное хозяйство, 2007, № 1, С.74−77.
  71. И.Н., Елисеев Н. Ю., Иктисанов В. А. Особенности формирования промежуточных слоев в водонефтяных эмульсиях// Химия и технология топлив и масел. 2005. № 4. с. 37−39.
  72. Ю.А., Хамидуллин Р. Ф., Башкирцева Н. Ю., Сладовская О. Ю., Нефёдов В. П. Влияние реагентов многофункционального действия марки «СТХ-ДП» на свойства нефтяных эмульсий// Технологии нефти и газа. 2010. № 2. с. 15−19.
  73. А.И., Тронов В. П., Исмагилов И. Х., Закиев Ф. А. Основные факторы, влияющие на повышение устойчивости эмульсий на поздней стадииразработки месторождений// Нефтяное хозяйство. 1998. № 12. С. 20−21.123
  74. H.A., Прозорова И. В., Савиных Ю. В., Юдина Н. В. Влияние природных поверхностно-активных веществ на стабилизацию водонефтяных эмульсий/УНефтехимия. 2010. т. 50. № 2. с. 168−173.
  75. К.О. Повышение эффективности деэмульсации высокопарафинистых нефтей месторождений Южно-Торгайского прогиба: дисс. канд. техн. наук: 25.00.17. Москва, 2005. — 125 с.
  76. В.П. Промысловая подготовка нефти, 2000, 417 с.
  77. H.A., Прозорова И. В., Юдина Н. В. Влияние содержания воды в нефти на формирование и реологические свойства водонефтяных эмульсий.// Нефтяное хозяйство, 2008, № 12, С.90−92.
  78. Л.В., Васечкин A.A., Кошелев В. Н. Влияние химического состава и обводненности нефти на количество асфальтосмолопарафиновых отложений// Нефтехимия. 2011. т. 51. № 6. с. 403.
  79. Р.З. Особенности формирования и разрушения водонефтяных эмульсий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, 2005, 335 с.
  80. Е.Ф., Рамазанов Р. У., Каримов A.A. О роли газа при формировании эмульсий в процессах нефтедобычи// Нефтепромысловое дело. 2008. № 6. с. 52−56.
  81. И.П., Якубов М. Р., Халиков Т. Р., Якубова С. Г. Особенности подготовки высокоэмульсионной нефти.// Нефтяное хозяйство. 2006. № 4. с. 124−125.
  82. Д.Г., Бекбаулиева A.A., Карамышев В. Г. Технология разрушения нефтяных эмульсий как прямого, так и обратного типа// Нефть. Газ. Новации. 2008. № 5. с. 48−52.
  83. А.Г., Карамышев В. Г., Ямлихин P.P., Бекбаулиева A.A., Хазипов Р. Х. Предотвращение образования стойких нефтяных эмульсий в насосах// Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2006. № 66. с. 13−19.
  84. О.М., Федоров Ю. В., Ахмадуллин Б. Г., Емельянов Д. В. К вопросу об агрегативной устойчивости водонефтяной эмульсии.// Нефтепромысловое дело. 2010. № 5. С. 41−43.
  85. Ф.Р., Татьянина О. С., Космачева Т. Ф., Сахабутдинов Р.З, Исмагигилов И. Х. Влияние химических реагентов, применяемых в системе нефтедобычи, на устойчивость водонефтяных эмульсий.// Нефтяное хозяйство 2003. № 8. С.68−70.
  86. М.Ю., Столбов И. В., Магомедшерифов H.H. Технологические режимы процессов термохимической подготовки нефти в ОАО «Сибнефть-Ноябрьсквнефтегаз». // Нефтяное хозяйство. 2004. № 3
  87. М.Ю., Зенцов А. Е., Долгушева Е. А. Проблемы подготовки высокоэмульсионных нефтей новых нефтяных регионов Сибири и пути ихрешения .//Нефтяное хозяйство. 2004. № 3.125
  88. Н.Г. Повышение эффективности добычи нефти на месторождениях Татарстана. М.: ООО «Недра-Бизнес-центр», 2005. — 316 с.
  89. Осложнения в нефтедобыче./ Н. Г. Ибрагимов, А. Р. Хафизов, В. В. Шайдаков и др. Уфа: Могография, 2003. — 302 с.
  90. Каменщиков В. А, Смирнов ЯЛ., Ходырева Г. В. Исследование возможности применений реагента № 1 для удаления и предупреждения отложений парафина в скважинах месторождения Удмуртии //Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. — 1980. — № 5. — С. 38−39.
  91. Ф.А. Эффективность применения полиакриламида для предотвращения смолопарафиновых отложений/Нефтепромысловое дело. -М: ВНИИОЭНГ. 1983. — Вып. 1. — С. 14−15.
  92. В.Т. О борьбе с отложениями парафина в лифтовых трубах скважин Усинского месторождения//Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. — 1979. — № 8. — С. 34.
  93. О.Ф. О борьбе с отложениями асфальтосмолистых веществ и парафинами в объединении «Удмуртнефть»//Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. — 1980. — № 4. — С. 18.
  94. Г. З., Сорокин В.А, Хисамутдинов Н. И. Химические реагенты для добычи нефти: Справочник. М.: Недра, 1986.- 240 с.
  95. В.Н., Юрпалов И. А., Шипигузов Л. М. Оценка эффективности ингибиторов асфальтосмолопарафиновых отложений. Нефтяное хозяйство.-№ 5. 2007. — С. 84−87.
  96. A.A., Четверкина В. Н. О применении поверхностно-активных веществ для ингибирования парафиноотложения// РНТС. Нефтепром. Дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1983. — № 5. — С. 10−11.
  97. М.А., Багаутдинов Н. Я., Фатыхов Л. М. Предотвращение126отложения парафина, солей и гидратов.// Нефтепромысловое дело. 2007. № 7. С. 48−51.
  98. В.А. Исследования особенностей изменения температуры насыщения нефти парафином и разработка мероприятий по предупреждению его отложения// Автореф. дис. канд. техн. наук// Уфа, 1989. 18 с.
  99. С.Ф., Рассказов В. А., Шейх-Али Д.М., Иксанова P.P., Линьков Е. П. Борьба с отложениями парафина при добыче нефти. М.: Гостоптехиздат, 1961. -151с.
  100. .А. Защита нефтепромыслового оборудования от парафиновых отложений. М.: «Недра», 1972. — 120 с.
  101. Э.Р. Опыт и перспективы ингибиторной защиты нефтепромыслового оборудования. Нефтепромысловое дело.-№ 5. -2004.-С. 23−26.
  102. Анализ результатов экспериментальных работ по депарафинизации скважин горячей нефтью и растворителем/А.Ф. Кузнецов, М. Н. Ромашев, И. И. Солохин и др.//Нефтепромысловое дело. 1979. № 2. — С. 12−14.
  103. В.В., Кабиров М. М., Фазлутдинов АР. Борьба с гидратами при эксплуатации газлифтных скважин: Учебн. пособие. Уфа: УНИ, 1984.-82 с.
  104. М.Ш., Ибрагимов Н. Г., Сокрюкин Е. В. Борьба с парафиноотложениями путем электропрогрева НКТ. Проблемы разработки нефтяных месторождений и подготовки специалистов в ВУЗе: Тез. докл. научно-практической конференции. — Альметьевск. 1996. — С. 64.
  105. В.И. Физико-химический механизм предотвращения парафиноотложений с помощью постоянных магнитных полей//
  106. Нефтепромысловое дело: РНТС. М.: ВНИИОЭНГ — 2001. — № 5. — с. 31−33.127
  107. З.А., Хусаинов З. М., Ланчаков Г. А. Борьба с парафиноотложениями в нефтедобыче. Уфа: УГНТУ, 1992. — 105 с.
  108. Борьба с отложением парафина в насосно-компрессорных трубах/И.В. Смольников и др.//Нефтепромысловое дело. — М.: ВНИИОЭНГ.- 1979.-Вып. 7.-С. 38 -40.
  109. Предотвращение отложения парафина и аефальтосмолистых веществ в добыче нефти на месторождениях с различными геолого-физическими условиями//Обзор. информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ.- 1987.-Вып. 7(136).-С. 58.
  110. Борьба с парафиноотложениями при добыче, подготовке и транспорте газа и конденсата Карачаганакского ГКМ/А.Г. Алиев, В. П. Кузнецов, А. П. Ильясов и др. М: ВНИИЭгазпром. 1985. Вып. 9. 45 с.
  111. Ф.А. Тепловая депарафинизация скважин. М.-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2005. — 254 с.
  112. Каменщиков Ф. А и др. Борьба с парафиноотложениями на месторождениях Удмуртии/Нефтяная промышленность. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. — 1979. — № 9. — С. 27−29.
  113. Процесс парафинизации и методы борьбы с парафиноотложениями в нефтепромысловом оборудовании//Газовая промышленность. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата. Обзор, информ. М.: ВНИИЭгазпром. — 1989. — Вып. № 9. -26 с.
  114. Э.М., Мусавирова Г. А. Изучение воздействия комплексных реагентов, содержащих ПАВ, на асфальтосмолистые и парафинистые отложения. Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. -2007.-№ 8. -С.14−17.
  115. P.O. Проблемы борьбы с парафиноотложениями. — М: ВНИИЭгазпром. 1986. — Вып. 5. — 42 с.
  116. Эффективные ингибиторы отложений парафина из нефти. /Л.Г. Шаров, В. Н. Иванови др.//Нефтяное хозяйство. — 1980. — № 7. С. 50−52.
  117. Борьба с отложениями парафина/Под. ред. Г. А. Бабаляна. -М: Недра, 1965.-339 с.
  118. И.З., Фокеев В. М. Предупредительные меры борьбы с отложениями твердых веществ при эксплуатации нефтяных скважин//Науч.-тех. сб. по доб. нефти. Всесоюз. нефтегаз. н.-и. ин-та. М.: 1962. — Вып. 16. -С. 88−93.
  119. М.К. Совершенствование технологий борьбы с АСПО в нефтепромысловых системах на месторождениях Башкортостана Автореферат дисссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук: Уфа, 2005.
  120. С.Г., Гребнев А. Н., Гурова A.A. Ингибирование химическими реагентами асфальто-смоло-парафиновых отложений Вынгапуровского и Аганского месторождений нефти Тюменской области.// Известия высшихучебных заведений. Нефть и газ. 2009. № 1. С. 55−61.129
  121. С.Л., Фламберг А., Кикабхан Т. Выбор оптимальной дисперсионной присадки. Нефтегазовые технологии. -1999.- № 2. -С. 90−92.
  122. Л.Н., Титов В. Н., Елашева О. М., Бадыштова K.M., Клямкин A.A. Испытания реагента «Primene 81-R» в скважинах и трубопроводе в НГДУ «Жигулевскнефть». Нефтяное хозяйство.-2000.-№ 5.-С.47−78.
  123. В.В. Методы борьбы с парафином на месторождении «Узень»//Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1979,-Вып. 10. С.26−27.
  124. Т.В., Волынец И. Г. Оценка эффективности двухкомпонентных композиций ингибиторов асфальтосмолопарафиновых отложений с депрессорными присадками.// Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2010. № 2. С. 43−49.
  125. Т.В., Грачев С. И. Исследование эффективности трех- и четырехкомпонентных композиций ингибиторов асфальтосмолопарафиновых отложений с депрессорными присадками.// Нефтепромысловое дело. 2010. № 6. С. 50−52.
  126. М.А., Бондалетов В. Г., Прозорова И. В. Депрессорнаяприсадка на основе темных нефтеполимерных смол. /Материалы VI130
  127. Международной конференции Химия нефти и газа.5−9 сент.2006 г. Томск., с.238−240.
  128. JI.H., Березовская М. В., Унгер Ф. Г. Нефтяные вещества с переменными спиновыми свойствами как депрессорные присадки. Химия и технология топлив и масел. -2005.-№ 2.-С.38−39.
  129. С.Г., Гребнев А. Н., Землянский Е. О. Ингибиторы парафиноотложений бинарного действия. Нефтепромысловое дело.-2008.-№ 9.-С.46−52.
  130. В.В., Новикова A.A., Ярцева Г. Н. О возможностях использования товарных и побочных нефтепродуктов в качестве удалителей отложения парафинов. Деп. ВНИИОЭНГ, 26.05.77. — № 405.
  131. В.В. Особенности применения методов удаления отложений парафина на месторождениях Нижнего Поволжья//Нефтепромысловое дело. -М: ВНИИОЭНГ. 1985. — № 9. — С. 12−14.
  132. .П. Научные и прикладные аспекты теории нефтяныхдисперсных систем. М.: ООО «ТУМАГРУПП». Издательство «Техника», 1 312 000.-336 с.
  133. Г. В., Таюшева H.H. Влияние ПАВ на интенсивность парафиновых отложений// Добыча, сбор, транспорт и подготовка нефти на месторождениях Западной Сибири: Тр. Гипротюменнефтегаз. Тюмень: 1971.-Вып. 23.-с. 119−127.
  134. С.Г., Землянский Е. О., Гребнев А. Н., Гультяев C.B., Яковлев Н. С. Парафиновые отложения в условиях добычи нефти и депрессорные присадки для их ингибирования.// Журнал прикладной химии. 2006. Т. 79. № 8. С. 1373−1378.
  135. В.В., Шайдаков Е. В., Аптыкаев Г. А., Акшенцев В. В. Капиллярная система подачи ингибиторов солеотложений в скважину. Уфа: ООО «Монография», 2008. 56 с.
  136. В.В., Людвиницкая А. Р., Шайдаков Е. В., Стефамиров A.B. Капиллярная насосная подача химических реагентов в скважину.// Интервал. 2009. № 1.С. 46−48.
  137. В.В., Гарифуллин И. Ш., Уметбаев В. В., Масланов A.A., Емельянов A.B., Бухарцев A.B. Унификация капиллярных трубопроводов для подачи химических реагентов в скважину.// Нефтяное хозяйство. № 3. 2007. С. 80−81.
  138. Патент 74 161 РФ. Капиллярный трубопровод.// Шайдаков В. В., Полетаева О. Ю., Шайдаков Е. В. и др. // Б.И. 2008. № 17. С. 214.
  139. Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов: II Международный научный симпозиум. Т. 2. М.: ОАО «ВНИИнефть», 2009. — 257 с.
  140. И.Т. Расчеты в добыче нефти: Учебное пособие длятехникумов. М.: Недра, 1989. — 245 с.132
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!