ISSN 0207-2351

Научно-технический журнал

НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ДЕЛО

                                                                                                                    Издается с 1965 г.

Ноябрь 2016 г.                                      11                           Выходит 12 раз в год

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

Тупысев М.К., Тупысев А.М. Оценка дебита горизонтальных скважин на стадии разведки месторождений (стр. 5-7)

 

Денисламов И.З., Рабартдинов З.Р., Ишбаев Р.Р., Денисламова Г.И. Применение многофункциональных скважин при разработке нефтяных месторождений (стр. 7-11)

 

Соколов В.С., Смирнов А.Ю., Киселев Д.А. Проблемы обеспечения коэффициента извлечения конденсата газоконденсатных объектов на примере порово-трещинных коллекторов Зайкинско-Зоринского месторождения Оренбургской области (стр. 12-16)

 

Керимов К.С., Миргейдарова А.И., Абдинов Р.М. Особенности разработки локальной залежи нефти месторождения Дракон (стр. 17-19)

 

Владимиров И.В., Альмухаметова Э.М., Габдрахманов Н.Х. Комплексная технология теплового нестационарного заводнения, предусматривающая периодическую эксплуатацию добывающих скважин. Сравнение эффективности вариантов применения технологий нестационарного заводнения и теплового воздействия (стр. 20-26)

 

МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

 

Габнасыров А.В., Шилов А.В., Устинова Ю.В. Определение минимальной составляющей поля напряжений по площади и разрезу для проведения гидроразрыва пласта (стр. 26-31)

 

Распопов А.В., Казанцев А.С., Карманов А.Ю., Жигалов В.А. Повышение эффективности опытно-промышленных работ за счет изменения подхода к выбору технологий воздействия на пласт (на примере действующего добывающего фонда группы месторождений Соликамской депрессии) (стр. 31-39)

 

Кинзябулатова К.А., Апкаримова Г.И., Шафикова Е.А., Прочухан К.Ю., Прочухан Ю.А. Гелеобразующие агенты, применяемые при кислотной обработке (стр. 39-43)

 

ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ОТЛОЖЕНИЯ ПАРАФИНА, СОЛЕЙ И ГИДРАТОВ

 

Сметанина А.А., Арасланова Д.И., Прочухан К.Ю., Прочухан Ю.А. Диспергирование асфальтосмолопарафиновых отложений с помощью поверхностно-активных веществ (стр. 44-46)

 

СБОР, ТРАНСПОРТ И ПОДГОТОВКА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ

 

Нелюбов Д.В., Ощенко А.П., Шарин Е.А., Середа С.В. Определение оптимальных параметров совместной транспортировки нефти Мессояхского и Пякяхинского месторождений (стр. 46-51)

 

Доманский В.О., Бриков А.В., Маркин А.Н., Суховерхов С.В. Метод оценки скорости углекислотной коррозии трубопроводов систем сбора нефти (стр. 51-54)

 

ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

 

Сулейманов Г.З., Расулов С.Р., Шекилиев Ф.И., Керимли В.И., Мурадханов Р.М., Мустафаева Г.Р., Келбалиев Г.И. Использование жидкофазной экстракции в процессе очистки нефтяных сточных вод (стр. 55-59)

 

ПАМЯТНЫЕ ДАТЫ

 

Памяти Ю.П. Коротаева (1926–2004 гг.) (стр. 60-61)

 

Информационные сведения о статьях (стр. 62-69)

 

 

ИНФОРМАЦИОННЫЕ СВЕДЕНИЯ О СТАТЬЯХ

 

УДК 622.279.346:532.5

 

ОЦЕНКА ДЕБИТА ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

НА СТАДИИ РАЗВЕДКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (с. 5)

 

М.К. Тупысев

 

Институт проблем нефти и газа РАН

119333, Россия, г. Москва, ул. Губкина, 3,

тел.: (499) 135-73-71,

факс: (499) 135-54-65,

e-mail: m.tupysev@mail.ru

 

А.М. Тупысев

 

Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65,

тел.: (499) 507-88-88,

факс: (499) 507-88-77,

e-mail: tupysev.a@gubkin.ru

 

Рассмотрены вопросы оценки дебита газовых скважин с горизонтальным стволом. Показана возможность упрощения расчетов и использования реальных фильтрационных параметров продуктивной залежи за счет применения результатов исследования вертикальных скважин. Выполнены расчеты по представленной схеме дебита скважины с проектным горизонтальным стволом на основании имеющихся гидродинамических исследований скважины с вертикальным стволом.

 

Ключевые слова: газовая скважина; горизонтальный ствол; дебит скважины.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.1/.4:622.245.01

 

ПРИМЕНЕНИЕ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНЫХ СКВАЖИН

ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (с. 7)

 

Ильдар Зафирович Денисламов,

Загит Раифович Рабартдинов,

Рустам Рауилевич Ишбаев,

Гульнур Ильдаровна Денисламова

 

Уфимский государственный нефтяной технический университет

450062, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1,

e-mail: denislamoviz@mail.ru

 

Для эффективной эксплуатации глубокозалегающих нефтяных пластов разработаны конструкции многофункциональных скважин, выполняющих одновременно обязанности нагнетательной и нефтедобывающей скважин. При разработке участка нефтяной залежи с выклиниванием продуктивного пласта экономически выгодно использовать L-образный профиль скважины, когда скважина дважды пересекает нефтенасыщенный пласт. В отдаленное пересечение пласта со скважиной с помощью колонны лифтовых труб подается вытесняющий агент (вода) системы поддержания пластового давления, а из ближайшего пересечения добывается пластовая нефть с помощью глубинного насоса и второй колонны насосно-компрессорных труб. Современные технологии бурения скважин способны обеспечить строительство такой многофункциональной скважины, которая имеет параллельные участки обсадной колонны, ответственные за закачку вытесняющего агента и отбор пластовой нефти. Организация одной скважиной плоскопараллельного движения пластовых флюидов повышает охват пласта вытеснением и снижает эксплуатационные затраты. Третья конструкция скважины с двумя функциями предназначена для внутрискважинного отбора воды из водоносного горизонта и её подачи в продуктивный нефтяной пласт с помощью электроцентробежного насоса и системы электроуправляемых пакеров. В статье рассмотрена такая дополнительная опция применения многофункциональной скважины, как возможность естественного подогрева нагнетаемой с устья скважины холодной воды благодаря теплообмену с поднимающейся по второй колонне НКТ пластовой нефтью повышенной температуры.

 

Ключевые слова: многофункциональная скважина; заводнение; горизонтальный ствол; межтрубное пространство; колтюбинговая труба; электроцентробежный насос; участок нефтяного пласта; водоносный пласт; пакерующее устройство; вытесняющий агент.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.279.23/.4

 

ПРОБЛЕМЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ КОНДЕНСАТА

ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ОБЪЕКТОВ НА ПРИМЕРЕ ПОРОВО-ТРЕЩИННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

ЗАЙКИНСКО-ЗОРИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОРЕНБУРГСКОЙ ОБЛАСТИ (с. 12)

 

Вадим Сергеевич Соколов

 

Тюменский индустриальный университет

625000, Россия, г. Тюмень, ул. Володарского, 38,

e-mail: sokolov.76@bk.ru

 

Александр Юрьевич Смирнов,

Данила Алексеевич Киселев

 

ООО "ТюменьНИИпроект"

625046, Россия, г. Тюмень, ул. Монтажников, 11/1,

тел.: (345) 251-79-96,

e-mail: smirnovau@tniip.ru, kiselev@tniip.ru

 

В статье обозначена и рассмотрена проблема выработки запасов газового конденсата в условиях сложно построенных залежей месторождений Оренбургской области. В качестве примера выбран нефтегазоконденсатный объект Д4 Зайкинско-Зоринского месторождения Оренбургской области, разработка которого сопряжена с рядом проблем технологического характера, обусловивших невозможность обеспечения утвержденного коэффициента извлечения конденсата. Проведен анализ разработки эксплуатационного объекта, оценена эффективность барьерного заводнения, выявлены причины неудовлетворительного состояния разработки, в том числе неудовлетворительное энергетическое состояние объекта, обусловленное интенсификацией отбора газа с 1994 по 2010 г. Увеличение отборов газа в указанный период привело к существенному снижению пластового давления и обусловило интенсивные процессы ретроградной конденсации в пласте. Наряду с проведенным анализом в статье приводится ретроспективная оценка альтернативного сценария освоения объекта. В результате проведенных расчетов установлено, что рациональный подход к выбору режимов работы скважин и стратегический подход к формированию системы разработки обеспечивают более высокие значения коэффициентов извлечения УВС.

 

Ключевые слова: газ; конденсат; потери; ретроградный; залежь; объект; заводнение; давление.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.1/.4

 

ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ЛОКАЛЬНОЙ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ

МЕСТОРОЖДЕНИЯ ДРАКОН (с. 17)

 

Керим Сеидович Керимов,

Арзу Ислам кызы Миргейдарова,

Рамиз Мамедович Абдинов

 

Азербайджанский Государственный Университет Нефти и Промышленности

AZ1010, Азербайджан, г. Баку, просп. Азадлыг, 20,

e-mail: karimov.zizik2013@yandex.com

 

В статье рассмотрен вариант повышения КИН локальных залежей месторождения Дракон, основанный на создании водяного барьера около добывающей скважины с целью недопущения прорыва воды в скважину и сокращения разгазирования пласта.

 

Ключевые слова: пласт; гидродинамические исследования; разработка скважин; толщина; контур; проницаемость.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.1/.4:622.276.43

 

КОМПЛЕКСНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ТЕПЛОВОГО НЕСТАЦИОНАРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ,

ПРЕДУСМАТРИВАЮЩАЯ ПЕРИОДИЧЕСКУЮ ЭКСПЛУАТАЦИЮ ДОБЫВАЮЩИХ

СКВАЖИН. СРАВНЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВАРИАНТОВ ПРИМЕНЕНИЯ

ТЕХНОЛОГИЙ НЕСТАЦИОНАРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ И

ТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ (с. 20)

 

И.В. Владимиров

 

ООО "Конкорд"

127422, Россия, г. Москва, ул. Дмитровский проезд, 10, стр. 3,

e-mail: igorv@ufamail.ru

 

Э.М. Альмухаметова, Н.Х. Габдрахманов

 

ФГБОУ ВПО "Уфимский государственный нефтяной технический университет" (УГНТУ), филиал в

г. Октябрьский

452600, Россия, Республика Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Девонская, 54а,

e-mail: elikaza@mail.ru

 

Изменение режима воздействия со стороны нагнетательных скважин при нестационарном заводнении приводит к изменению физических параметров заводняемых коллекторов в значительном их объеме. При сложившемся режиме заводнения образуются обводненные каналы, в которых происходит преимущественное движение закачиваемой воды. Изменение порядка включения и отключения групп нагнетательных скважин приводит к перетоку высоковязкой нефти в заводненные каналы, это сразу же отражается на результатах гидродинамических исследований скважин (ГДИС). В статье на основе анализа данных ГДИС до и после изменения режима нестационарного воздействия показано, что это приводит к росту средних показателей гидропроводности и снижению пьезопроводности.

 

Ключевые слова: коллектор; нестационарное заводнение; гидродинамическое исследование скважин; гидропроводность; пьезопроводность; изменение направления фильтрационного потока; высоковязкая нефть.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.66.001.24:550.832

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ МИНИМАЛЬНОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ ПОЛЯ НАПРЯЖЕНИЙ

ПО ПЛОЩАДИ И РАЗРЕЗУ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА

(с. 26)

 

А.В. Габнасыров, А.В. Шилов, Ю.В. Устинова

 

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ−Инжиниринг" "ПермНИПИнефть" в г. Перми

614066, Россия, Пермский край, г. Пермь, ул. Советской армии, 29,

тел: (342) 233-64-26,

e-mail: A.Gabnasirov@rambler.ru

 

Статья посвящена ряду проблем, связанных с определением упругомеханических свойств (УМС) и минимальной составляющей стресса: прогнозирование горизонтальной и минимальной составляющих поля напряжений, положения трещины в пространстве; расчет профиля минимальной составляющей стресса скважины. Выводы обоснованы результатами анализа и сопоставления параметров, рассчитанных с привлечением геофизических методов исследований скважин (ГИС) и фактических замеров после проведения ГРП.

 

Ключевые слова: гидроразрыв пласта; упругомеханические свойства; кросс-дипольная акустика; напряжения.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.6

 

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ РАБОТ

ЗА СЧЕТ ИЗМЕНЕНИЯ ПОДХОДА К ВЫБОРУ ТЕХНОЛОГИЙ ВОЗДЕЙСТВИЯ

НА ПЛАСТ (НА ПРИМЕРЕ ДЕЙСТВУЮЩЕГО ДОБЫВАЮЩЕГО ФОНДА

ГРУППЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СОЛИКАМСКОЙ ДЕПРЕССИИ) (с. 31)

 

Алексей Владимирович Распопов

 

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ−Инжиниринг" "ПермНИПИнефть" в г. Перми

614066, Россия, Пермский край, г. Пермь, ул. Советской армии, 29,

тел.: (342) 233-64-44, (342) 233-64-36,

e-mail: Aleksej.Raspopov@pnn.lukoil.com

 

Андрей Сергеевич Казанцев,

Алексей Юрьевич Карманов,

Виктор Анатольевич Жигалов

 

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ−Инжиниринг" "ПермНИПИнефть" в г. Перми

614010, Россия, Пермский край, г. Пермь, ул. Героев Хасана, 9а,

тел.: (342) 233-64-68, (342) 233-64-10, (342) 233-64-32,

e-mail: Andrej.Kazantsev@pnn.lukoil.com, Aleksej.Karmanov@pnn.lukoil.com, Viktor.Zhigalov@pnn.lukoil.com

 

В статье представлено опробование методики оценки запасов, приходящихся на скважину, в программном обеспечении ResView, проведено ранжирование скважин по величине требуемого темпа выработки текущих извлекаемых запасов, выбраны скважины для проведения геолого-технических мероприятий и опытно-промышленных работ, сформированы требования к технологиям и реагентам для информирования потенциальных поставщиков и разработчиков технологий, разработана принципиальная схема транслирования потребностей нефтегазодобывающего общества в новых технологиях интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов потенциальным разработчикам.

 

Ключевые слова: геолого-технические мероприятия; опытно-промышленные работы; текущие извлекаемые запасы; ранжирование; коэффициент продуктивности.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.63

 

ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИЕ АГЕНТЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ

ПРИ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКЕ (с. 39)

 

Карина Азатовна Кинзябулатова,

Юрий Анатольевич Прочухан

 

Башкирский государственный университет

450076, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. З. Валиди, 32,

тел.: (347) 272-63-70,

e-mail: rector@bsunet.ru, dissovet2@rambler.ru

 

Гульназира Ишмулловна Апкаримова,

Елена Анатольевна Шафикова,

Константин Юрьевич Прочухан

 

ООО "БашНИПИнефть"

450006, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Ленина, 86/1,

тел.: (347) 262-43-40,

e-mail: bashnipineft@bashneft.ru

 

В последнее время соляно-кислотная обработка (СКО) как частный случай кислотной обработки (КО) является наиболее востребованным и популярным из множества существующих технологий обработки призабойной зоны (ОПЗ) пласта. Но, как известно, соляная кислота имеет свои минусы, в результате чего при приготовлении кислотных реагентов используются всевозможные добавки для лучшего воздействия на карбонатный коллектор. Одной из таких добавок являются гелеобразующие агенты. Их роль заключается в том, что при введении в кислотный состав они увеличивают вязкость системы, образуя вязкоупругий гель, который отклоняет кислотную композицию в необработанные зоны пласта. После чего такая система разрушается при контакте с пластовыми углеводородами. Таким образом, происходит более полная и равномерная обработка продуктивного пласта. В статье приведены результаты различных тестов, направленных на установление поведения кислотного состава при добавлении к нему гелеобразователя.

 

Ключевые слова: кислотная обработка; соляно-кислотная обработка; гелеобразующие агенты; самоотклоняющиеся системы.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.276.72

 

ДИСПЕРГИРОВАНИЕ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

С ПОМОЩЬЮ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ (с. 44)

 

А.А. Сметанина, Ю.А. Прочухан

 

Башкирский государственный университет

450076, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. З. Валиди, 32,

тел.: (347) 272-63-70,

e-mail: rector@bsunet.ru, dissovet2@rambler.ru

 

Д.И. Арасланова, К.Ю. Прочухан

 

ООО "БашНИПИнефть"

450006, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Ленина, 86/1,

тел.: (347) 262-43-40,

e-mail: bashnipineft@bashneft.ru

 

В статье рассмотрены состав и приблизительное содержание компонентов асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Приведены основные характеристики асфальтенов, смол и парафинов, содержащихся в отложениях, и описан механизм их осаждения в призабойной зоне пласта. Подробно изложены факторы, влияющие на образование отложений. Представлены различные способы предотвращения образования и удаления АСПО и определен наиболее перспективный. Отмечено, что выбор оптимальных способов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями и их эффективность зависят, в частности, от способа добычи, состава и свойств нефти. На примере рабочих растворов поверхностно-активных веществ различных марок показана эффективность диспергирования АСПО. Приведены данные о составе исследуемого АСПО и его принадлежности к отложениям парафинового типа. По результатам исследований сделан вывод о том, какие из представленных ПАВ обладают наилучшими диспергирующей и отмывающей способностями.

 

Ключевые слова: асфальтосмолопарафиновые отложения; нефть; диспергирование; поверхностно-активные вещества.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.692

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ СОВМЕСТНОЙ ТРАНСПОРТИРОВКИ

НЕФТИ МЕССОЯХСКОГО И ПЯКЯХИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ (с. 46)

 

Д.В. Нелюбов, А.П. Ощенко, Е.А. Шарин

 

ФАУ "25 ГосНИИ химмотологии Минобороны России"

е-mail: 25gosniihim@mаil.ru

 

С.В. Середа

 

ФГБОУ ВО "РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина"

119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65

 

Для планирования совместной транспортировки тяжелой высоковязкой нефти Мессояхского месторождения и легкой парафинистой нефти Пякяхинского месторождения были проанализированы основные расчетные методы, применяемые при прогнозировании физических параметров смесей нефти и нефтепродуктов. Сопоставление результатов расчетов с экспериментальными данными показало низкую достоверность рассчитанных показателей, а в случае прогнозирования коллоидной стабильности смеси – полное её отсутствие. На основе экспериментальных исследований определен оптимальный состав, параметры нефтяной смеси и особенности её подготовки к транспортировке. Показано, что раздельная транспортировка нефти Мессояхского и Пякяхинского месторождений может вызывать осложнения и быть нерентабельной.

 

Ключевые слова: смешение нефти; транспортировка нефти; физические свойства нефтяных смесей; прогнозирование свойств нефтяных смесей.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 622.692.4.076:620.193/.197

 

МЕТОД ОЦЕНКИ СКОРОСТИ УГЛЕКИСЛОТНОЙ КОРРОЗИИ

ТРУБОПРОВОДОВ СИСТЕМ СБОРА НЕФТИ (с. 51)

 

Владимир Олегович Доманский

 

ФГБОУ ВО "Тюменский индустриальный университет"

625000, Россия, г. Тюмень, ул. Володарского, 38,

тел.: (345) 225-69-28,

e-mail: vdomanskiy@gmail.com

 

Александр Валериевич Бриков

 

"Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.", филиал в г. Южно-Сахалинске

693020, Россия, г. Южно-Сахалинск, ул. Дзержинского, 35,

тел.: (424) 266-73-95,

e-mail: Alexander.Brikov@sakhalinenergy.ru

 

Андрей Николаевич Маркин,

Святослав Валерьевич Суховерхов

 

Федеральное бюджетное учреждение науки "Институт химии Дальневосточного отделения Российской академии наук" (ИХ ДВО РАН)

690022, Россия, г. Владивосток, пр. 100-летия Владивостока, 159,

тел.: (423) 231-25-90,

e-mail: Andrey.N.Markine@gmail.com, svs28@ich.dvo.ru

 

Статья посвящена исследованию углекислотной коррозии трубопроводов систем сбора нефти (ТССН). Показано, что внутренняя коррозия ТССН месторождений Западной Сибири – Самотлорского, Варьеганского и Северо-Покурского – протекает по углекислотному механизму, но существенно отличается по среднеповерхностной скорости потери массы металла и глубине проникновения локальной коррозии. Рассмотрены химический состав вод данных месторождений и его влияние на характер и скорость коррозии. Авторы показали, что отличия характера углекислотной коррозии, среднеповерхностной скорости потери массы металла и глубины проникновения локальной коррозии на трех месторождениях связаны с различиями в химическом составе вод этих месторождений. На основе изучения отношений концентраций ионов методами математического анализа описана геометрическая область точек, характеризующая коррозионную агрессивность вод, и спрогнозирован характер углекислотной коррозии Когалымского месторождения. Применяемый подход отличается простотой, доступностью и наглядностью при ранжировании возможной скорости потери массы металла и характера повреждений при углекислотной коррозии.

 

Ключевые слова: система сбора нефти; углекислотная коррозия; химический состав вод; коррозия трубопроводов.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

УДК 628.543.15:547

 

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЖИДКОФАЗНОЙ ЭКСТРАКЦИИ

В ПРОЦЕССЕ ОЧИСТКИ НЕФТЯНЫХ СТОЧНЫХ ВОД (с. 55)

 

Гюльмамед Зиаддин оглы Сулейманов,

Фикрет Ибрагим оглы Шекилиев,

Вефа Имран кызы Керимли,

Ровшан Мурад оглы Мурадханов,

Гудрет Исфендияр оглы Келбалиев

 

Институт катализа и неорганической химии НАН Азербайджана

AZ1143, Азербайджан, г. Баку, просп. Джавида, 29,

e-mail: kudret.kelbaliyev@mail.ru

 

Сакит Рауф оглы Расулов,

Гюльшан Расул кызы Мустафаева

 

Азербайджанский Государственный Университет Нефти и Промышленности

AZ1010, Азербайджан, г. Баку, просп. Азадлыг, 34,

e-mail: rasulovsakit@gmail.ru

 

В статье рассматриваются проблемы, связанные с очисткой сточных нефтяных вод жидкофазной экстракцией с использованием толуола в качестве растворителя и органического коагулянта. Анализируются массоперенос между каплями толуола и изотропным турбулентным потоком, условия дробления растворителя, коалесценция капель и расслоение рафината и экстракта. Показано, что частота дробления капель экстрагента в вязкой области или в жидкой среде обратно пропорциональна вязкости среды. Предложена технологическая схема и аппаратурное оформление процесса жидкофазной экстракции и расслоения фаз с использованием коагулянта. Реализация технологии может осуществляться в трех последовательно соединенных экстракторах с подачей толуола в каждый аппарат и выводом экстрагента в отстойник. Использование коагулянта позволяет создать эффективную схему разделения мелкодисперсной твердой фазы от воды. Очевидно, эффективность этой технологии определяется степенями экстракции, расслоения фаз в отстойниках и достаточной степенью разделения в ректификационной колонне, а также соотношением количества воды и растворителя.

 

Ключевые слова: жидкофазная экстракция; массоперенос; растворитель; коалесценция капель; турбулентный поток; процесс; мешалка; диффузия; диспергирование; вязкость.

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

ПАМЯТИ Ю.П. КОРОТАЕВА (1926–2004 гг.)

(с. 60)

 

Заказать статью в электронной библиотеке

 

 

ОАО «ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ОРГАНИЗАЦИИ, УПРАВЛЕНИЯ И ЭКОНОМИКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ»

Главная страница журнала