ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЕЙСТВИЯ ДЕЭМУЛЬГАТОРА В ПРИСУТСТВИИ СОЛЯНОЙ КИСЛОТЫ
←
→
Транскрипция содержимого страницы
Если ваш браузер не отображает страницу правильно, пожалуйста, читайте содержимое страницы ниже
Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
DOI: 10.17122/ntj-oil-2019-2-47-58
УДК 622.276
И.Н. Карпенко, В.В. Коновалов (Самарский государственный технический университет,
г. Самара, Российская Федерация)
ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЕЙСТВИЯ
ДЕЭМУЛЬГАТОРА В ПРИСУТСТВИИ СОЛЯНОЙ КИСЛОТЫ
Igor N. Karpenko, Viktor V. Konovalov (Samara State Technical University,
Samara, Russian Federation)
A STUDY OF THE DEMULSIFIER EFFECTIVENESS
IN THE PRESENCE OF HYDROCHLORIC ACID
Введение Background
Эффективная добыча нефти на ме- Efficient production of oil at the fields lo-
сторождениях, находящихся на третьей и cated on the third and fourth stages of devel-
четвертой стадиях разработки, не возможна opment is not possible without the use of oilfield
без применения нефтепромысловой химии. chemicals. Using different kinds of chemicals
Использование различного рода химических
have controversial effects on the properties of
реагентов оказывает неоднозначное влия-
oil and produced water, which in turn requires a
ние на свойства нефти и пластовой воды,
что, в свою очередь, требует постоянной constant feed amount correction demulsifier.
коррекции количества подаваемого де- Aims and Objectives
эмульгатора. Investigation of the effect of hydrochloric
Цели и задачи acid on the properties of water-oil emulsions
Исследование влияния соляной кисло- (WOE) and the effectiveness of the demulsifier
ты на свойства водонефтяной эмульсии during dehydration. The study of the variation of
(ВНЭ) и эффективности действия деэмуль- properties of the oil and aqueous phases WOE
гатора при обезвоживании. Изучение зако- associated with changes in the concentration of
номерностей изменения свойств нефтяной и hydrochloric acid in the production wells.
Methods
водной фаз ВНЭ, связанных с изменением
The paper uses the following research
концентрации соляной кислоты в продукции
methods: microscopy, determination of the de-
скважин.
gree and rate of oil dehydration, determination
Методы of the interfacial tension (IFT) at the interface of
В работе использованы следующие the «oil – formation water – hydrochloric acid»
методы исследования: микроскопирование, phase by the method of a rotating drop.
определение степени и скорости обезвожи-
вания нефти, установление величины меж-
фазного натяжения (МФН) на границе раз-
дела фаз «нефть – пластовая вода – соляная
кислота» методом вращающейся капли.
© Карпенко И.Н., Коновалов В.В., 2019
2 ( 1 1 8) • 2 0 1 9
47
Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов
Дисперсность эмульсии оценивалась с Dispersion of the emulsion was evaluated
помощью микроскопа «Альтами БИО 2». Ис- using a microscope «Altami BIO 2». Studies of
следования эффективности разрушения the effectiveness of the destruction of WOE in
ВНЭ в присутствии соляной кислоты выпол- the presence of hydrochloric acid were per-
няли общепринятым способом «Bottle Test», formed in the conventional method «Bottle
по которому определялась скорость обез- Test», which determined the rate of dehydration
воживания и остаточное содержание воды в and the residual water content in the settled oil.
отстоявшейся нефти. Исследования МФН Studies of IFT performed according to the
выполняли по методу вращающейся капли method of rotating drops on video tensiometer
на видеотензиометре SVT15N (DataPhysics). SVT15N (DataPhysics).
Результаты Results
Представлены результаты исследова- The results of studies evaluating the ef-
ний по оценке влияния соляной кислоты на fect of hydrochloric acid on the destruction effi-
эффективность разрушения ВНЭ с исполь- ciency WOE using microscopic techniques and
зованием методов микроскопирования, оп- determination of the degree of dehydration of oil
ределения степени и скорости обезвожива- rate, measuring the IFT at the interface «oil –
ния нефти, измерения величины МФН на formation water – hydrochloric acid». The results
границе раздела фаз «нефть – пластовая of experimental studies have confirmed the ad-
вода – соляная кислота». Результаты экспе- verse effect of hydrochloric acid on the effec-
риментальных исследований подтвердили tiveness of oil dehydration processes. It is found
негативное влияние соляной кислоты на that with increasing the acid concentration takes
эффективность процессов обезвоживания place decrease in the average size of the dis-
нефти. Установлено, что с повышением кон- persed phase droplets and increasing WOE ag-
центрации кислоты происходят снижение gregate stability, which adversely affects the
среднего размера капель дисперсной фазы operability condition and intermediate layers of
и повышение агрегативной устойчивости oil sumps. It should be noted that for each value
ВНЭ, что отрицательно влияет на состояние of the hydrochloric acid content of the emulsion
и работоспособность промежуточных слоев optimum flow demulsifier is observed. On the
отстойников нефти. Необходимо отметить, basis of the studies for the selected test object,
что для каждого значения содержания соля- the dependence of the optimal flow rate of the
ной кислоты в эмульсии наблюдается опти- demulsifier on the content of hydrochloric acid
мальный расход деэмульгатора. На основа- in the WOE was determined.
нии проведенных исследований для выбран-
ного объекта испытаний определена зави-
симость оптимального расхода деэмульга-
тора от содержания соляной кислоты в ВНЭ.
Ключевые слова: водонефтяная Key words: water-oil emulsion; hydro-
эмульсия; соляная кислота; межфазное (по- chloric acid; interfacial (superficial) tension;
верхностное) натяжение; деэмульгатор; по- demulsifier; surfactants; optimal flow rate of the
верхностно-активные вещества; оптималь-
demulsifier; aggregate stability; intermediate
ный расход деэмульгатора; агрегативная ус-
тойчивость; промежуточный слой layer
Основной целью нефтегазодобываю- дов геолого-технических мероприятий (ГТМ)
щего предприятия является поддержание вы- [2], многие из которых базируются на приме-
сокого уровня добычи углеводородов [1], в нении реагентов различного функционально-
том числе за счет применения различных ви- го действия. Интенсивное использование
48 2 (118) • 2 0 19
Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
нефтепромысловой химии, содержащей раз- верхностных свойств нефтяных эмульсий,
личные классы соединений: кислоты, поли- влияя на величину межфазного натяжения и
меры, поверхностно-активные вещества дисперсность системы. Под действием соля-
(ПАВ), электролиты, кислородсодержащие ной кислоты возможно протонирование смол
компоненты и т.д., оказывает существенное и асфальтенов [7, 9], а появление устойчивой
влияние на устойчивость водонефтяных ВНЭ осложняет работу промежуточного слоя
эмульсий (ВНЭ) и эффективность процессов отстойника нефти [5], который оказывает су-
обезвоживания нефти [3–7]. щественное влияние на эффективность раз-
Анализ проведенных ГТМ на месторо- деления нефтяной и водной фаз.
ждениях Урало-Поволжья показывает, что В качестве примера на рисунке 1 пока-
наиболее часто применяемыми мероприя- заны результаты изменения обводненности
тиями являются соляно-кислотные обработки скважинной продукции установок предвари-
[8]. В работах [4–7] было показано, что часть тельного сброса пластовых вод (УПСВ) после
непрореагировавшей соляной кислоты может проведения большеобъёмной соляно-
попадать в систему сбора и подготовки сква- кислотной обработки, промывки погружного
жинной продукции, тем самым оказывая су- оборудования и проведения обработки при-
щественное влияние на эффективность обез- забойной зоны раствором соляной кислоты.
воживания нефти. Из представленных данных следует, что при-
Соляная кислота, являясь химически менение кислотных композиций приводит к
активным веществом, способна взаимодей- увеличению обводненности нефти: регистри-
ствовать с водной и нефтяной фазами эмуль- руется превышение в 2–3 раза от норм техно-
сии, при этом, как правило, регистрируется логического регламента (10 %), причем по-
повышение устойчивости ВНЭ [4–7] и, как вышение расхода деэмульгатора на 30 % не
следствие, возникает необходимость в изме- приводит к существенному улучшению про-
нении дозировки деэмульгатора и/или кор- цесса обезвоживания нефти, пока объем
ректировка технологических параметров ра- скважинной продукции в отстойниках не за-
боты оборудования объектов подготовки местится эмульсией, которая не взаимодей-
нефти. Кислота способствуют изменению по- ствовала с кислотой.
40
Обводненность, % об.
35
30
25
20
15
10
5
0
0 2 4 6 8 10 12 14 16
Время, ч
УПСВ №1 после БСКО УПСВ №2 после ОПЗ
Рисунок 1. Изменение обводненности на выходе УПСВ после применения кислотных
обработок на скважинах
2 ( 1 1 8) • 2 0 1 9
49
Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов
В настоящей работы представлены ре- эмульгатора – блоксополимера окиси этилена
зультаты лабораторных исследований, на- и пропилена, растворенного в органическом
правленных на установление влияние соля- растворителе. Испытания проводились на ис-
ной кислоты на процессы обезвоживания кусственной эмульсии с обводненностью
нефти, а также оптимизацию расхода де- 50 %, что соответствует средней обводненно-
эмульгатора для разрушения ВНЭ в присут- сти продукции скважин исследуемого объек-
ствии соляной кислоты. та. Эмульсия готовилась с использованием
Для приготовления искусственных высокооборотистой лабораторной мешалки,
эмульсий использовали образец нефти с позволяющей приготавливать искусственные
3
плотностью 869 кг/м , вязкостью при 20 °С эмульсии, по степени дисперсности глобул
22 сП, содержанием силикагелевых смол воды соответствующие реальным промысло-
9,31 %, асфальтенов 3,13 %, парафинов 4,6 вым эмульсиям.
%, серы 1,92 %. В качестве водной фазы ис- Результаты микроскопирования ВНЭ с
пользовалась минерализованная пластовая различной концентрацией соляной кислоты в
вода хлоридно-кальциевого типа с общей ми- присутствии и отсутствии деэмульгатора
3
нерализацией 259 г/дм и плотностью 1,185 представлены на рисунках 2–5. Отбор проб
3
г/см , содержание ионов натрия и калия – 58,8 для микроскопирования осуществляли со
3 3 3
г/дм , кальция – 33,2 г/дм , магния – 4,6 г/дм , среднего уровня эмульсионного слоя, сразу
3
хлора – 162,4 г/дм , гидрокарбонатов – 0,24 после приготовления эмульсии (рисунки 2 и
3 3
г/дм , сульфатов – 0,29 г/дм . Исследование 3), а также со среднего уровня углеводород-
проводили в присутствии промышленного де- ного слоя, после отстоя эмульсии (рисунок 3).
HCl – 0 ppm HCl – 259 ppm HCl – 517 ppm HCl – 1034 ppm
HCl – 2155 ppm HCl – 5387 ppm HCl – 10775 ppm
микроскопирование пробы сразу после приготовления эмульсии,
отбор пробы со среднего уровня эмульсионного слоя
Рисунок 2. Влияние кислоты на процесс обезвоживания водонефтяной эмульсии
(увеличение x 20)
50 2 (118) • 2 0 19
Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
HCl – 0 ppm HCl – 259 ppm HCl – 517 ppm HCl – 1034 ppm
микроскопирование пробы сразу после приготовления эмульсии,
отбор пробы со среднего уровня эмульсионного слоя
HCl - 0 ppm HCl - 259 ppm HCl - 517 ppm HCl - 1034 ppm
микроскопирование пробы после отстоя эмульсии,
отбор пробы со среднего уровня углеводородного слоя
Рисунок 3. Влияние кислоты на процесс обезвоживания водонефтяной эмульсии
(увеличение x 20) в присутствии деэмульгатора с дозировкой 100 г/т
60
50
40
Средний диаметр, мкм
30
20
10
0
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100
Концентрация HCl, ppm
ВНЭ
Рисунок 4. Зависимость влияния концентрации соляной кислоты
на средний диаметр капель ВНЭ
2 ( 1 1 8) • 2 0 1 9
51Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов
4500
4000
3500
3000
Дисперсия
2500
2000
1500
1000
500
0
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100
Концентрация HCl, ppm
ВНЭ
Рисунок 5. Зависимость влияния концентрации соляной кислоты
на дисперсию капель ВНЭ
Результаты исследования показали, и нижней (10 % от общей высоты) частей
что увеличение концентрации соляной кисло- эмульсионного слоя, сразу после приготовле-
ты приводит к повышению дисперсности ВНЭ. ния эмульсии. Величины АУ при увеличении
В наибольшей степени изменение среднего концентрации соляной кислоты повышаются,
диаметра дисперсной фазы и дисперсии ха- а при достижении концентрации соляной ки-
рактерно для ВНЭ с деэмульгатором: наблю- слоты в ВНЭ 534 ppm составляет 100 %, при-
дается резкое снижение дисперсности ВНЭ, а чем АУ средней части более высокая, чем у
свыше концентрации HCl 500 ppm дисперс- нижней части ВНЭ (рисунок 6). Таким обра-
ность повышается незначительно. Различия в зом, присутствие соляной кислоты в ВНЭ
дисперсности средней части промежуточного способствует росту промежуточного слоя и
(углеводородного) слоя сразу после приго- повышению его агрегативной устойчивости
товления эмульсии, а также после ее отстоя, [10].
отличаются незначительно, но во всем диа- Для оценки механизма повышения ус-
пазоне концентраций соляной кислоты в ВНЭ тойчивости эмульсии в присутствии соляной
меньший средний диаметр капель и диспер- кислоты проведены дополнительные иссле-
сия характерны для углеводородного слоя дования по изменению величины МФН. На
эмульсии после ее отстоя, чем после приго- рисунке 7 представлено изменение величины
товления. МФН на границе раздела фаз «нефть – пла-
На следующем этапе исследования оп- стовая вода – HCl» при расходе деэмульгато-
ределяли агрегативную устойчивость (АУ) ра 0, 100 и 200 г/т.
ВНЭ с концентрацией деэмульгатора 100 г/т, Как следует из представленных дан-
изменяя содержание соляной кислоты. Оце- ных, повышение концентрации деэмульгатора
нивалась АУ средней (50 % от общей высоты) приводит к снижению величины МФН.
52 2 (118) • 2 0 19Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
100
Агрегативная устойчивость, %
80
60
40
20
0
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100
Концентрация HCl, ppm
Нижняя часть Средняя часть
Рисунок 6. Зависимость агрегативной устойчивости промежуточного слоя
от содержания соляной кислоты
14
12
Межфазное натяжение, мН/м
10
8
6
4
2
0
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200
Концентрация HCl, ppm
Без ДЭ 100 г/т ДЭ 200 г/т ДЭ
Рисунок 7. Изменение межфазного натяжения «нефть – вода» от концентрации
соляной кислоты и дозировок деэмульгатора
2 ( 1 1 8) • 2 0 1 9
53Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов
Характер зависимости изменения МФН тельное. Наблюдаемые закономерности при
на границе «нефть – пластовая кислота – HCl» высоких концентрациях соляной кислоты мо-
в отсутствии деэмульгатора, а также при его гут быть связаны с процессом протонирова-
различных дозировках, оказался симбатным: ния смол и асфальтенов нефти [7, 9] и обра-
сначала наблюдается уменьшение МФН, да- зованием дополнительной поверхности раз-
лее регистрируется область постоянных зна- дела фаз, что влияет на величину МФН при
чений МФН, а при концентрации соляной ки- различных концентрациях деэмульгатора в
слоты свыше 1300–1400 ppm происходит рост ВНЭ.
МФН. Результаты исследования процесса
Данная закономерность проявляется в обезвоживания ВНЭ при различных дозиров-
наибольшей степени в отсутствии деэмульга- ках деэмульгатора и концентрации соляной
тора, при увеличении концентрации деэмуль- кислоты представлены в таблице 1 и на ри-
гатора до 200 г/т повышение МФН незначи- сунках 8–10.
Таблица 1. Результаты исследования влияния кислоты на разделение эмульсии в присутствии
деэмульгатора с концентрацией 100 г/т
Концентрация соляной Степень обезвоживания, %
Остаточное содержание воды
кислоты в эмульсии, 20 40 60 100
в нефти после отстоя, %
ppm мин мин мин мин
0 82 92 94 98 2,0
431 77 90 94 98 2,0
1293 48 60 66 70 30,0
2155 14 34 44 50 50,0
100
90
80
Степень обезвоживания, %
70
60
50
40
30
20
10
0
0 20 40 60 80 100 120
Время, мин
100 г/т ДЭ без HCL 50 г/т ДЭ 100 г/т ДЭ 150 г/т ДЭ
Рисунок 8. Зависимость степени обезвоживания от дозировок реагента деэмульгатора
при концентрации соляной кислоты 431 ppm
54 2 (118) • 2 0 19Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
100
Степень обезвоживания, %
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0 20 40 60 80 100 120
Время, мин
100 г/т ДЭ без HCl 50 г/т ДЭ 100 г/т ДЭ
Рисунок 9. Зависимость степени обезвоживания от дозировок реагента деэмульгатора
при концентрации соляной кислоты 2155 ppm
250
Оптимальный расход деэмульгатора,
200
y = -1E-05x2 + 0,0758x + 89,643
R² = 0,9349
150
г/т
100
50
0
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500
Концентрация HCl, ppm
Рисунок 10. Зависимость изменения оптимального расхода деэмульгатора
от содержания HCl
Повышение содержания концентрации свыше 431 ppm. Причем при данной концен-
соляной кислоты в ВНЭ оказывает влияние трации соляной кислоты оптимальным расхо-
на остаточное содержание воды в нефти и дом является дозировка деэмульгатора
скорость обезвоживания эмульсии, в наи- 100 г/т (результаты представлены на рисун-
большей степени при концентрациях HCl ке 8), дальнейшее повышение расхода де-
2 ( 1 1 8) • 2 0 1 9
55Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов
эмульгатора приводит к снижению эффек- ботоспособность промежуточных слоев от-
тивности обезвоживания за счет передиспер- стойников нефти. Исследования межфазной
гирования [11]. активности на границе раздела фаз «нефть –
На следующем этапе работы выполне- пластовая вода – соляная кислота» при ва-
на оценка влияния расхода деэмульгатора на риации концентрации кислоты и расхода де-
разделение ВНЭ в присутствии повышенной эмульгатора показали, что характер измене-
концентрации соляной кислоты – 2155 ppm. ния МФН оказался симбатным: наблюдается
Эксперимент выполняли при расходе де- уменьшение МФН, далее регистрируется об-
эмульгатора от 50 до 300 г/т. Результаты ис- ласть постоянных значений МФН, а при кон-
следований представлены на рисунке 9. Наи- центрации соляной кислоты свыше
лучшие результаты получены при дозировке 1300–1400 ppm происходит рост МФН. На-
деэмульгатора 200 г/т, увеличение расхода блюдаемые закономерности при высоких
до 300 г/т ухудшает процесс разделения концентрациях соляной кислоты могут быть
эмульсии. связаны с процессом протонирования смол и
Анализ результатов исследования по- асфальтенов нефти и образованием допол-
казывает, что в зависимости от концентрации нительной поверхности раздела фаз, что
соляной кислоты в ВНЭ существует опти- влияет на величину МФН при различных кон-
мальный расход деэмульгатора, обеспечи- центрациях деэмульгатора в ВНЭ. Оценка
вающий максимальную эффективность про- изменения эффективности процесса обезво-
цесса обезвоживания нефти, но не позво- живания нефти от содержания соляной ки-
ляющий достигнуть значений, характерных слоты показала, что при концентрации до 430
для разделения эмульсии в отсутствии соля- ppm HCl влияние на процесс обезвоживания
ной кислоты (см. таблицу 1). нефти незначительное, дальнейшее увеличе-
По результатам проведенных экспери- ние концентрации кислоты приводит к суще-
ментальных исследований определена зави- ственному ухудшению процесса обезвожива-
симость оптимального расхода деэмульгато- ния нефти, причем корректировка расхода
ра от концентрации соляной кислоты, пред- деэмульгатора позволяет повысить эффек-
ставленная на рисунке 10. тивность разрушения ВНЭ, но достичь значе-
ний, характерных для обезвоживания нефти в
Выводы отсутствии соляной кислоты, не удается. Не-
Результаты экспериментальных иссле- обходимо отметить, что для каждого значе-
дований подтвердили негативное влияние со- ния содержания соляной кислоты в эмульсии
ляной кислоты на эффективность процессов наблюдается оптимальный расход деэмуль-
обезвоживания нефти. С повышением кон- гатора. На основании проведенных исследо-
центрации кислоты происходит снижение ваний для выбранного объекта испытаний
среднего размера капель дисперсной фазы и определена зависимость оптимального рас-
повышение агрегативной устойчивости ВНЭ, хода деэмульгатора от содержания соляной
что отрицательно влияет на состояние и ра- кислоты в ВНЭ.
Список литературы References
1. Энергетическая стратегия России на период 1. Energeticheskaya strategiya Rossii na period
до 2030 года (Утверждена распоряжением Прави- do 2030 goda (Utverzhdena rasporyazheniem
тельства Российской Федерации от 13 ноября Pravitel'stva Rossiyskoy Federatsii ot 13 noyabrya
2009 г.). 2009. № 1715-р. 2009 g.) [Energy Strategy of Russia for the Period up
2. Крянев Д.Ю. Применение методов увели- to 2030 (Approved by the Order of the Government of
чения нефтеотдачи пластов в России и за рубе- the Russian Federation dated November 13, 2009)].
жом. Опыт и перспективы // Бурение и нефть. 2009, No. 1715-o. [in Russian].
2011. № 2. С. 22-26. 2. Kryanev D.YU. Primenenie metodov
3. Тронов В.П. Химизация технологических uvelicheniya nefteotdachi plastov v Rossii i za
rubezhom. Opyt i perspektivy. [Use of Advanced
процессов разработки месторождений и добычи
56 2 (118) • 2 0 19Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
нефти и их взаимное влияние // Интервал. 2002. Reservoir Recovery Methods in Russia and Abroad.].
№ 42. С. 14-18. Burenie i neft' − Drilling and Oil, 2011, No. 2, pp. 22-
4. Губайдуллин Ф.Р., Татьянина О.С., Косма- 26. [in Russian].
чева Т.Ф., Сахабутдинов Р.З., Исмагилов И.Х. 3. Tronov V.P. Khimizatsiya tekhnologicheskikh
Влияние химических реагентов, применяемых в protsessov razrabotki mestorozhdenii i dobychi nefti i
системе нефтедобычи, на устойчивость водонеф- ikh vzaimnoe vliyanie [Chemization of Technological
тяных эмульсий // Нефтяное хозяйство. 2003. № Processes of Oil Field Development and Production
8. С. 68-70. and Their Mutual Influence]. Interval – Interval, 2002,
5. Сахабутдинов Р.З., Губайдулин Ф.Р., Исма- No. 42, pp. 14-18. [in Russian].
4. Gubaidullin F.R., Tat'yanina O.S.,
гилов И.Х., Космачева Т. Ф. Особенности форми-
Kosmacheva T.F., Sakhabutdinov R.Z., Ismagilov
рования и разрушения водонефтяных эмульсий I.Kh. Vliyanie khimicheskikh reagentov,
на поздней стадии разработки нефтяных место- primenyaemykh v sisteme neftedobychi, na
рождений. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005. 324 с. ustoichivost' vodoneftyanykh emul'sii [Effect of The
6. Глумов И.Ф., Слесарева В.В., Петрова Н.М. Chemical Reagents, Used at an Oil Recovery, on
Влияние соляной кислоты на устойчивость водо- Stability of Oil-in-Water Emulsions]. Neftyanoe
нефтяных эмульсий // Разработка и эксплуатация khozyajstvo − Oil Industry, 2003, No. 8, pp. 68-70. [in
нефтяных месторождений Татарстана: сб. тр. Russian].
ТатНИПИнефть. Бугульма, 2000. С. 114-117. 5. Sakhabutdinov R.Z., Gubaidulin F.R.,
7. Давлетшина Л.Ф., Толстых Л.И., Михайлова Ismagilov I.Kh., Kosmacheva T. F. Osobennosti
П.С. О необходимости изучения особенностей formirovaniya i razrusheniya vodoneftyanykh emul'sii
поведения углеводородов для повышения эф- na pozdnei stadii razrabotki neftyanykh
фективности кислотных обработок скважин // mestorozhdenii [Features of Formation and Destruc-
Территория Нефтегаз. 2016. № 4. С. 90-96. tion of Water-Oil Emulsions at the Late Stage of De-
8. Карпенко И.Н., Мельников А.П. Анализ эф- velopment of Oil Fields]. Moscow, VNIIOEHNG,
фективности геолого-технических мероприятий // 2005. 324 p. [in Russian].
Ашировские чтения: тр. междунар. науч.-практ. 6. Glumov. I.F., Slesareva V.V., Petrova N.M.
конф. Самара: СамГТУ, 2015. С. 314-317. Vliyanie solyanoi kisloty na ustoichivost'
9. Rietjens M., Mieuwpoort M. Acid-Sludge: How vodoneftyanykh emul'sii [Effect of Hydrochloric ACID
on the Stability of Oil-Water Emulsions]. Sbornik
Small Particles Can Make a Big Impact. The Hague,
trudov TatNIPIneft' «Razrabotka i ehkspluatatsiya
SPE European Formation Damage Conference, neftyanykh mestorozhdenij Tatarstana» [Proceedings
1999. of the TatNIPIneft «Development and Exploitation of
10. Тронов В.П. Промысловая подготовка Oil Fields in Tatarstan»]. Bugul'ma, 2000. pp. 114-
нефти. Казань: Фэн, 2000. 416 с. 117. [in Russian].
11. Черек А.М., Трейгер Л.А. Практика исполь- 7. Davletshina L.F., Tolstykh L.I., Mikhailova P.S.
зования параметра «поверхностное (межфазное) O neobkhodimosti izucheniya osobennostei
натяжение» при настройке технологии подготовки povedeniya uglevodorodov dlya povysheniya
нефти // Нефть. Газ. Новации. 2011. № 10 (153). effektivnosti kislotnykh obrabotok skvazhin [About
С. 28-31. Reliance on Analysis of Hydrocarbon''s Behavior for
Improvement of the Acidizing Effectiveness].
Territoriya neftegaz − Oil and Gas Territory, 2016,
No. 4, pp. 90-96. [in Russian].
8. Karpenko I.N., Mel'nikov A.P. Analiz
effektivnosti geologo-tekhnicheskikh meropriyatii
[Analysis of the Effectiveness of Geological and
Technical Measures]. Trudy Mezhdunarodnoi
nauchno-prakticheskoj konferentsii «Аshirovskie
chteniya» [Proceedings of the International Scientific-
Practical Conference «Ashirov Readings»]. Samara,
SamGTU, 2015. pp. 314-317. [in Russian].
9. Rietjens M., Mieuwpoort M. Acid-Sludge: How
Small Particles Can Make a Big Impact. The Hague,
SPE European Formation Damage Conference,
1999.
10. Tronov V.P. Promyslovaya podgotovka nefti
[Oil Field Preparation]. Kazan, Fehn Publ., 2000. 416
p. [in Russian].
11. Cherek A.M., Treiger L.A. Praktika
ispol'zovaniya parametra «poverkhnostnoe
(mezhfaznoe) natyazhenie» pri nastroike tekhnologii
podgotovki nefti [Practical Application Surface (Inter-
face) Tension for Oil Treatment Procedure Adjust-
ments]. Neft'. Gaz. Novatsii – Oil. Gas. Innovations,
2011, No. 10 (153), pp. 28-31. [in Russian].
2 ( 1 1 8) • 2 0 1 9 57Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов
Авторы The Authors
• Карпенко Игорь Николаевич • Karpenko Igor N.
Самарский государственный технический Samara State Technical University
университет Post-Graduate Student of Design and Operation
Аспирант кафедры «Разработка и эксплуатация of Oil and Gas Fields Department
нефтяных и газовых месторождений» 244, Molodogvardeyskaya str., Samara, 443100,
Российская Федерация, 443100, г. Самара, Russian Federation
ул. Молодогвардейская, 244 e-mail: karpenko-in-998@yandex.ru
e-mail: karpenko-in-998@yandex.ru
• Коновалов Виктор Викторович, канд. хим. наук • Konovalov Viktor V., Candidate of Chemical
Самарский государственный технический Sciences
университет Samara State Technical University
Доцент кафедры «Разработка и эксплуатация Assistant Professor of Design and Operation
нефтяных и газовых месторождений» of Oil and Gas Fields Department
Российская Федерация, 443100, г. Самара, 244, Molodogvardeyskaya str., Samara, 443100,
ул. Молодогвардейская, 244 Russian Federation
тел. (846) 279-03-64 tel: (846) 279-03-64
e-mail: konovalov-samgtu@yandex.ru e-mail: konovalov-samgtu@yandex.ru
58 2 (118) • 2 0 19Вы также можете почитать
