Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды
Подождите немного. Документ загружается.
Схема коагулирующего действия электролита может быть
представлена на примере сернокислого аммония. При растворе
нии сернокислого аммония в воде происходит его гидролиз:
Ai2 (SO 4)3^5= 2А13+ + 3SC)2-
А13+ + ЗН20 Al (OH)3 + H+.
В нефтепромысловых сточных водах при pH > 7 , т. е. в ще
лочной среде, гидролиз сернокислого алюминия идет до конца
с образованием хлопьевидного студенистого осадка гидроокиси
алюминия, который, оседая, увлекает за собой взвешенные ча
стицы механических примесей и глобулы нефти. Для сточных
вод с pH< 7 этот процесс резко замедляется из-за амфотерных
свойств гидроокисей. Поэтому для создания или поддержания
щелочной среды очищенной сточной воды одновременно с коа
гулянтом добавляют известковое масло (получаемое гашением
извести (Са0 + Н20 -> Ca (OH)2) или аммиачную воду.
Создание щелочной среды способствует очистке сточных вод
от содержания в них ионов железа, особенно для большинства
нефтепромысловых сточных вод Урало-Поволжья, в которых
содержание железа в виде двух- или трехвалентных ионов ко
леблется от 5—30 (для угленосных) до 50—300 мг/л для девон
ских пластовых вод. Поэтому при очистке таких вод целесооб
разно содержащиеся в них ионы железа использовать как
составную часть коагулянта, добавляя в такие воды для повы
шения pH лишь известковое молоко или аммиак.
Для нефтепромысловых сточных вод, содержащих повышен
ное количество нафтеновых кислот или других полярных компо
нентов нефти, в качестве коагулянтов целесообразно использо
вать такие электролиты, как хлорное железо или медный купо
рос, поливалентные катионы металлов, которые способствуют
быстрому образованию нерастворимых солей органических кис
лот, выпадающих из водной фазы в виде рыхлого хлопьевид
ного осадка. Расходы коагулянтов при очистке нефтепромыс
ловых сточных вод зависят от: общего солевого состава и pH
вод; количества взвешенных примесей, особенно эмульгирован
ной нефти. При содержании нефти в воде более 500 мг/л при
менение коагулянтов вообще нецелесообразно из-за образова
ния агломератов с плотностью, близкой к плотности водной
фазы, что замедляет скорость осаждения твердых механических
примесей. Поэтому метод химической очистки нефтепромысло
вых сточных вод, как правило, используют только после предва
рительного удаления из воды основного количества пленочной
и эмульгированной нефти.
Обычно расходы коагулянтов при химической очистке сточ
ных вод не превышают: сернокислого алюминия и хлорного же
леза— 40—100 мг/м3, извести — 40—60 г/м3 (считая на чистые
249
продукты). При этом степень очистки вод по взвешенным веще-
ствам достигает 5—10 мг/л.
Флокулянты — высокомолекулярные водорастворимые поли-
электролиты типа полиакриламида (ПАА)— применяют
в весьма малых дозах. Флокуляция (хлопьеобразование) частиц
происходит за счет того, что длинные цепи молекул полиэлект
ролита адсорбируются активными центрами (гидрофильными
группами) на дисперсных частицах. В отличие от коагулянтов
частицы не входят в контакт друг с другом, а разделены мости
ком из молекулярной цепи полиэлектролита. Эффективность
флокулянтов и коагулянтов заметно возрастает при их совмест
ном воздействии на загрязненные сточные воды. Так, при сов
местной обработке воды сернокислым алюминием и полиакрил
амидом в 2—3 раза возрастает скорость осаждения хлопьев и
существенно снижается расход коагулянтов. При этом дози
ровка флокулянтов в десятки и сотни раз ниже, чем коагулян
тов [52].
Для очистки высокоминерализованных нефтепромысловых
сточных вод применение органических флокулянтов типа поли
акриламида малоэффективно из-за их высаливания. Малоэф
фективны флокулянты и при очистке сточных вод от эмульги
рованной нефти и нефтепродуктов. В присутствии в воде повы
шенного содержания полярных поверхностно-активных веществ.
Сложность процесса приготовления и дозировки, в совокуп
ности с отмеченными недостатками, сдерживает применение
флокулянтов, хотя иногда бывает целесообразным их использо
вание, в частности, при низкой минерализации вод, а также при
очистке производственно-дождевых стоков. Достоинство флоку
лянтов— это то, что в отличие от коагулянтов они не образуют
осадка, флокулируют только имеющиеся в воде механические
примеси.
КОРРОЗИОННАЯ АКТИВНОСТЬ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ
СТОЧНЫХ ВОД И МЕТОДЫ ЗАЩИТЫ ОТ КОРРОЗИИ
В процессах подготовки нефти и, особенно, при сборе, очи
стке, транспортировании и закачке сточных вод, отделяемых от
нефти, происходит сильная коррозия оборудования и коммуни
каций.
Агрессивные свойства нефтепромысловых сточных вод обу
словлены наличием в них большого количества различных солей,
механических взвесей и главным образом — наличием раство
ренных кислых газов: сероводорода, углекислого газа и кисло
рода.
Появление кислорода в сточных водах при их контакте с воз
духом или смешении с промышленными ливневыми или промы
вочными пресными водами особенно опасно, так как при этом
в 10 и 100 раз ускоряется сероводородная и углекислотная кор
розия металла.
250
В этой связи в отношении нефтепромысловых сточных вод
следует выделить две группы методов борьбы с коррозией:
технологические (превентивные) методы, направленные на
сохранение первоначальной относительно низкой агрессивности
пластовых вод;
специальные методы защиты, включающие применение ин
гибиторов коррозии, защитных покрытий, неметаллических ма
териалов, коррозионностойких металлов и сплавов, электрохи
мической защиты и т. д.
Переход на напорные герметизированные схемы сбора,
транспортирования, подготовки нефти и воды с применением
деаэрированных пресных вод в технологических процессах обез
воживания и обессоливания нефти и деаэрационных установках
для удаления кислорода из промливневых стоков является
основой превентивных методов защиты нефтепромыслового обо
рудования и коммуникаций от коррозии.
Ингибиторная защита. Применение ингибиторов в си
стеме сбора, подготовки нефти и воды — один из основных ме
тодов снижения коррозионной активности нефтепромысловых
сточных вод.
Ингибиторы коррозии могут быть продуктами с преимуще
ственной растворимостью как в нефтяной (маслорастворимые),
так и в водной (водорастворимых) фазах. По направленности
действия подразделяют ингибиторы сероводородной коррозии,
кислородной коррозии и углекислотной коррозии.
Реагенты-бактерициды используют для подавления жизне
деятельности сульфатвосстанавливающих бактерий (С В Б).
Основными нефтерастворимыми ингибиторами сероводородной
коррозии, производство которых освоено промышленностью, яв
ляются И-1-А (ТУ 38-103246), «Север-1» (ТУ 38-103201—73).
Начато производство водорастворимых ингибиторов сероводо
родной коррозии: И-1-E и ИК-5. Потребность отрасли в ингиби
торах кислородной коррозии в настоящее время покрывается
производством ингибиторов ИКБ-4 и ИКАР. Начато производ
ство ингибиторов И-4-Д и «Тайга-1», являющихся ингибиторами
комплексного действия от сероводородной и кислородной кор
розии.
Исследованиями [52] установлено, что эффективным сред
ством борьбы с углекислотной коррозией является применение
таких ингибиторов, как ИКСГ-1, катапин, И-1-А, СЖК (синте
тические жирные кислоты) и др.
Наиболее эффективным средством борьбы с ростом СВБ
является обработка воды реагентами-бактерицидами, получен
ными на основе азотсодержащих соединений, главным образом,
арил- и алкилзамещенных длинноцепочечных аминов. Реаген
том, применяемым для подавления СВБ, является формалин,
у которого, кроме того, заметны некоторые ингибирующие свой
ства в отношении сероводородной коррозии. В настоящее время
251
созданы реагенты, обладающие комплексным бактерицидным и
противокоррозионным действием (реагенты фирм Серво, БАСФ,
CEKA и др.)* При дозировках 50— 100 г/т защитный эффект
этих реагентов в кислород- и сероводородсодержащих средах
составляет 85—97 %.
Влияние деэмульгаторов на защитный эф
фект ингибиторов коррозии. Водорастворимые и
маслорастворимые деэмульгаторы оказывают антагонистическое
влияние на защитный эффект ингибиторов коррозии. Это объ
ясняется тем, что деэмульгаторы, обладая определенным мою
щим действием, препятствуют образованию прочной гидрофоб
ной (нефтяной) пленки на поверхности металла, на которой
адсорбировался ингибитор коррозии. Защитный эффект ингиби
тора коррозии как раз и определяется толщиной и прочност
ными свойствами этих нефтяных пленок. Тем не менее приме
нение маслорастворимых деэмульгаторов в сочетании с инги
биторами коррозии более предпочтительно, так как в процессе
деэмульсации нефти (разрушения водонефтяных эмульсий)
маслорастворимые деэмульгаторы практически полностью пере
ходят в нефтяную фазу и в отделившейся воде не препятствуют
образованию защитной пленки ингибиторов на поверхности ме
талла.
Электрохимическая защита и покрытия не тре
буют больших затрат на их внедрение по сравнению с другими
методами защиты нефтепромыслового оборудования и комму
никаций.
Так, по данным ПермНИПИнефти, где разработан эффек
тивный способ электрохимической (протекторной) защиты днищ
резервуаров, затраты на внедрение данного способа не превы
шают I—2 руб/м2 поверхности (при лакокрасочном покрытии
аналогичные затраты составляют 15—40 руб/м2).
На реальных конструкциях показано, что применение си
стемы защиты резервуаров-отстойников электрохимическими
методами возможно и характерное смещение потенциалов на ве
личину 0,26 в сторону минусовых значений. Точки одиночных
протекторов изменяются в результате поляризационного сопро
тивления от 0,75 до 1,45 Ом (для протекторов типа ПМР-20
Березниковского титано-магниевого комбината) при изменении
к. п. д. системы от 0,81 до 0,61.
Работами Уфимского нефтяного института установлено, что
основная причина преждевременного коррозионного разрушения
сварных соединений — их электрохимическая гетерогенность,
обусловленная, главным образом, неоднородностями физико
механических свойств и структуры металла шва и околошовной
зоны, которые, в свою очередь, формируются условиями и ре
жимами сварки. Для исключения этих недостатков была пред
ложена оптимальная технология сварки и подобран состав об
мазки электродов, которые позволяют управлять электрохими
252
ческой гетерогенностью в нужном направлении. Например, при
менение электродов с рутиловым покрытием позволяет получить
равностойкое сварное соединение на трубе из стали 20, при
годной к длительной эксплуатации в качестве водоводов высоко
минерализованных сточных вод.
Для защиты трубопроводов, эксплуатируемых в условиях
повышенной влажности и засолонения почв от внешней корро
зии, институтом ТуркменНИПИнефть предложено вместо се
рийно выпускаемых магниевых протекторов (срок службы ко
торых не превышает 4—5 лет) применять протекторы на основе
алюминия. В частности, наиболее эффективными оказались ам
моний — цинк — ртутные и алюминий — цинк — свинец — ртут
ные протекторы.
При оптимальном содержании легирующих компонентов
в грунтах засолоненностью более 2 % и влажностью более 5 %
данные сплавы имеют стационарные потенциалы (н. в. э.) на
уровне 0,85—0,87 В. Потенциалы при поляризации током
плотностью до 100 мА/дм2 0,72—0,76 В, и выход тока 2240—
2450 А-ч/кг. Протекторные сплавы на основе алюминия позво
ляют в 2—3 раза уменьшить среднегодовые затраты на защиту
трубопроводов и в 4—5 раз увеличить срок их службы.
Способ защиты нефтепромыслового оборудования и комму
никаций покрытиями из лакокрасочных материалов получил не
менее широкое применение, чем ингибиторная защита. Лако
красочные материалы, предназначенные для защиты внутренней
поверхности аппаратов или трубопроводов, должны давать по
крытия с гладкой скользящей поверхностью, стойкие к удару
и истиранию, обладающие высокой адгезией к стали и способ
ные длительное время выдерживать воздействие агрессивной
среды и колебания температур. Эти материалы не должны со
держать токсичных растворителей или содержать их ограничен
ное количество. ГИПИ JIK на основе низковязких эпоксидных
смол разработало следующие виды эмалевых покрытий с огра
ниченным содержанием растворителей: эпоксидно-каменно
угольная эмаль (ЭП-5116); эпоксидно-полиамидная эмаль (ЭП-
1155; ЭП-793); эпоксидно-фенольная эмаль (ФЛ-777).
Указанные эмали могут быть применены для защитного
внутреннего покрытия резервуаров-отстойников и водоводов,
а также наружных покрытий нефтепромыслового оборудования.
В МИНХиГП им. И. М. Губкина разработаны эпоксидный по
рошковый компаунд ЭП-49Д/3 и технология его нанесения на
детали центробежных насосов и запорной арматуры, используе
мых в системе ППД. Промышленные испытания показали вы
сокую износостойкость и коррозионную защиту компаунда
ЗП-49Д/Э.
Список литературы
1. Адамчевский И. Н. Электрическая проводимость жидких диэлектри-
ков. JI., Энергия, 1972.
2. Анисимов Б. Ф., Емельянченко В. Г. Критерий коалесценции капель
эмульсии обратного типа в однородном электрическом поле.— Коллоидный
журнал, 1977, № 3, с. 528—534.
3. Антипьев В. H., Kciean Я. М. Определение параметров трубопровода
для проектирования внутритрубопроводной деэмульсации.— Нефть и газ Тю
мени, 1971,
JNb
10, с. 90—93.
4. Аппарат для разделения водонефтяной эмульсии/Р. И. Мансуров,
И. Н. Еремин, Г. Н. Позднышев и др. Авт. свид. № 597391 — Бюл. изобрет.,
1978, № 10.
5. Байков H. М.. Колесников Б. ВЧелпанов Я. И. Сбор, транспорт
и подготовка нефти. М., Недра, 1975.
6. Байков H. M Дьячук А. Я., Репин Н. Н. Система сбора нефти и
газа на нефтяных месторождениях за рубежом. М., ВНИИОЭНГ, 1978.
7. Байков У. М. Требования к водам, закачиваемым в нефтяные пласты.—
В кн.: Метод очистки и подготовки нефтепромысловых сточных вод с целью
их использования для технологических нужд и предотвращения загрязнений
водоемов. М., ВНИИОЭНГ, 1972, с. 29—39.
8. Баррис Д. Промысловое обессоливание нефти.— Инженер-нефтяник,
1974, No 6, с. 35—39.
9. Баррис Д. Обезвоживание нефти с помощью системы двойной-поляр
ности.— Инженер-нефтяник, 1977, Ns 8, с. 17—22.
10. Влияние способа эксплуатации на степень эмульгирования нефти и
качество образуемых эмульсий/Б. Я. Зарецкий, Л. А. Пелевин, В. И. Ионов
и др.— Нефтяное хозяйство, 1976, № 10, с. 32—34.
11. Газимов M. Г., Максутов P. A., Kadeee К М. Электризация при
освоении и эксплуатации скважин. Таткнигоиздат, 1972.
12. Гидродинамический расчет распределительных устройств технологи
ческих отстойных аппаратов/С. П. Демидов, В. А. Каминский, В. И. Логинов
и др.— Нефтяное хозяйство, 1973, JNTs 3, с. 42—44.
13.
Гужов А.
Я. Совместный сбор и транспорт нефти и газа.— М., Недра,
1973.
14. Егоров А. И. Распределение воды дырчатыми трубами с постоянным
шагом отверстий.— Tp. ВНИИВОДГЕО, 1972, вып. 36, с. 142—159.
15. Исследование гидродинамических характеристик отстойников с приме
нением радиоактивного изотопа/Р. И. Мансуров, И. Н. Еремин, В. В. Волча-
нов и др.— Нефтепромысловое дело, 1975, № 9, с. 38—40.
16. Исследование структуры потоков в аппаратах подготовки нефти с при
менением радиоактивных изотопов/Р. И. Мансуров, И. Н. Еремин, Г. Н. Позд
нышев и др.— В сб.: Опыт и перспективы подготовки западно-сибирских неф
тей, Средне-Уральское книжное издательство, 1976, с. 32—45.
17. Исследование частотной зависимости коалесценции капель в водо
нефтяной эмульсии в переменных электрических полях/Е. А. Никифоров,
М. М. Вильданов, Л. М. Измариев и др.— В сб.: Некоторые вопросы физики
жидкости. Ученые записки КазГПИ, 1976, вып. 158, № 6, с. 151—161.
18. Исследования некоторых методов интенсификации процесса коалес
ценции эмульсии типа «вода в масле»/В. В. Волчанов, Р. И. Мансуров,
И. Н. Еремин и др.— В сб.: Опыт и перспективы подготовки западно-сибир
ских нефтей, Средне-Уральское книжное издательство, 1976, с. 84—91.
254
19. Каган Я. М., Латыпов В. X. Экспериментальное исследование процес
сов внутритрубопроводной деэмульсации нефти на месторождении Трехозер
ное.— Нефтепромысловое дело, 1969, № 10, с. 25—28.
20. Каган Я. М., Латыпов В. X., Гатауллин HI. Г. Методика расчета вну
тритрубопроводной деэмульсации нефти.— Tp. Гипротюменнефтегаза, Тюмень,
1970, вып. 21, с. 39, 43.
21. Касаткин А. Г. Основные процессы и аппараты химической техноло
гии. М., Химия, 1971.
22. Каспарьянц К С. Промысловая подготовка нефти и газа. М., Недра,
1973.
23. Каспарьянц К. С., Кузин В. И., Григорян Л. Г. Процессы и аппараты
для объектов промысловой подготовки нефти. М., Недра, 1977.
24. К вопросу об оптимизации систем промыслового сбора нефти, газа
и воды/А. И. Дьячук, Н. К. Карпова, В. М. Суслов и др.— Tp. ВНИИСПТ-
нефть, Уфа, 1976, вып. 17, с. 165—168.
25. Кирилов Г, А„ Кудрявцев В. М. К вопросу изучения влияния произ
водительности аппаратов по нефти на качество сепарации нефти и газа.—
Tp. Гидровостокнефти, Куйбышевское книжное изд-во, 1974, вып. 22,
с. 113—131.
26. Коллоидные стабилизаторы нефтяных эмульсий/А. А. Петров,
Г. Н. Поздиышев, К. Г. Новикова и др.— Нефтяное хозяйство, 1974, № I,
с. 50—52.
27. Корецкий А. Ф., Глаголева Г. М. Влияние электролитов на струк
турно-механические свойства межфазных пленок на границе нефть—вода.—
Изв. CO АН СССР, сер. Химические науки, вып. 2, 1972, № 4, с. 26—31.
28. Кострюков Г. В., Голиков Л. Д. Влияние водонефтяных эмульсий
на выпадение солей в нефтяных скважинах Белоруссии.— Нефтепромысловое
дело, 1971, No 3, с. 19—20.
29. Крюков В. А. Об эффективности работы депульсаторов различных
конструкций.— Нефтепромысловое дело, 1978, № 2, с. 20—23.
30. Кузнецкий P. С. Распределение скорости и давления жидкости вдоль
трубы с отверстиями.-*-Инженерно-физический журнал, т. 20. 1971, № I,
с. 129—133.
31. Латыпов В. X Каган Я. М. Применение ПАВ при промысловом
сборе обводненных нефтей.— Нефтепромысловое дело, 1964, № 8, с. 28—30.
32. Логинов В. И. Обезвоживание и обессоливание нефтей. М., Химия,
1979, 216 с.
33. Лутошкин Г. И. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М., Недра,
1979.
34. Мавлютова М. 3. Технология и оптимальные условия процесса подго
товки нефти на промыслах.— В сб.: Опыт сбора и подготовки нефти на про
мыслах. М., ЦНИИТЭнефтегаз, 1965, с. 9—20.
35. Мавлютова М. 3 Сидурин Ю. В. О некоторых особенностях техно
логического процесса обессоливания угленосных нефтей.— Химия и техноло
гия топлив и масел, 1970, № 7, с. 11—15.
36. Мансуров Р. ИПанченков Г. М. Пленкообразующие свойства компо
нентов природного стабилизатора нефтяной эмульсии.— Изв. вузов, сер.
Нефть и газ, 1970, № 8, с. 73—75.
37. Методика расчетов расслоения водонефтяной смеси при проектиро
вании внутритрубопроводной деэмульсации/В. Н. Антипьев, В. X. Латыпов,
Я. М. Каган и др.— Нефтепромысловое строительство, 1970, Ns 5, с. 16—19.
38. Миронов Е. А. Закачка сточных вод нефтяных месторождений в про
дуктивные и поглощающие горизонты. М., Недра, 1976.
39. Митрофанов А. 3. Отстойник для установок подготовки нефти.—
Нефтепромысловое дело, 1975, Ns 12, с. 41—43.
40. Назаров Ф. Ф. Состояние и направление работ в области подготовки
нефти на месторождениях Западной Сибири.— В сб.: Опыт и перспективы
подготовки западно-сибирских нефтей, Средне-Уральское книжное издатель
ство, 1976, с. 3—11.
255
41. О влиянии солевого состава водной фазы на устойчивость нефтяных
эмульсий/Р. И. Мансуров, Р. М. Ручкина, К. Г. Новикова и др.— Tp.
ВНИИСПТнефть, Уфа, 1973, вып. 11, с. 265—268.
42. О классификации и оценке эффективности методов подготовки нефти/
JI. А. Пелевин, Г. Н. Поздиышев и др.— Нефтяное хозяйство, 1975, № 3,
с. 40—42.
43. О количественном критерии оценки эмульгирующих свойств нефтей/
Р. И. Мансуров, Г. Н. Позднышев, Г. М. Панченков и др.— Tp. ВНИИСПТ
нефть, Уфа, вып. 11, с. 260—264.
44. Определение пенообразующей способности белорусской нефти и оценка
эффективности действия антипенных присадок/Г. Н, Позднышев, А. А. Емков,
К. Г. Новикова и др.— Нефтепромысловое дело, 1976, № 7, с. 39—41.
45. О роли «промывки» эмульсии через слой воды и процессах обезво
живания нефти/И. Н. Еремин, В. В. Волчанов, Р. И. Мансуров и др.— Tp.
ВНИИСПТнефть, Уфа, 1975, вып. 13, с. 89—97.
46. О совместной подготовке нефти и воды/П. А. Палий, Г. Н. Григора-
щеико, А. Г. Соколов и др.— Нефтяное хозяйство, 1975, № 9, с. 37—39.
47. Отстойный аппарат для отделения воды при подготовке глубокообес-
соленной нефти/Т. И. Федорищев, Г. Е. Алпатов, С. Ф. Чернавский и др.—
Tp. СибНИИНП, Тюмень, 1976, вып. 5, с. 93—98.
48. Очистка сточных вод нефтью при капельном противотоке/Ю. М. Ни
китин, А. Г. Соколов, А. А. Петров и др.— Tp. Гипровостокнефти, Куйбышев
ское книжное изд-во, вып. 24, 1975, с. 237—241.
49. Панченков Г. M Виноградов В. М., Папко В. Б. Исследование дви
жения заряженных водяных капелек в однородном электрическом поле посто
янного тока.— Химия и технология топлив и масел, 1970, № 2, с. 34—36.
50. Панченков Г. М., Мансуров Р. Я. О реологических свойствах меж
фазных пленок на границе раздела вода—нефть.— Изв. вузов, сер. Нефть
и газ, 1970, № 12, с. 59—61.
51. Панченков Г. M Серикова Л. АПапко В. В. Исследование влияния
солевого состава и pH водной фазы на стабильность нефтяных эмульсий.—
Нефтепромысловое дело, 1976, № 7, с. 49—61.
52. Перевалов В, Г., Алексеева В. А. Очистка сточных вод нефтепромыс
лов, М., Недра, 1969.
53. Петров А. А., Позднышев Г. H. Коллоидные стабилизаторы нефтяных
эмульсий.— Tp. Гипровостокнефти. М., Недра, вып. 13, 1971, с. 3—8.
54. Петров А. А., Позднышев Г. Я. Углеводородный состав и устойчи
вость нефтяных эмульсий.— Tp. Гипровостокнефти. М., Недра, вып. 13, 1971,
с. 9—13.
55. Петров А. А., Позднышев Г. H Борисов С. И. Методика выделения
природных стабилизаторов нефтяных эмульсий.— Нефтяное хозяйство, 1971,
Ко 10, с. 52—56.
56. Пилотные испытания совместной подготовки нефти и воды/А. Г. Со
колов, А. А. Петров, П. А. Палий и др.— Tp, Гипровостокнефти, Куйбышевское
книжное изд-во, вып. 22. 1974, с. 30—36.
57. Пинковский Я. Я. Поведение дисперсных водяных капелек в неодно
родном электрическом поле.— Химия и технология топлив и масел, 1976,
№ 8, с. 16, 20.
58. Плит И, ГМельникова Г. П. Исследование дисперсности распыла
жидкости в жидкую среду прямоструйной механической форсункой низкого
давления.— Химическая технология (Респ. межвед. НТС), вып. 14, 1968,
с. 108—113.
59. Позднышев Г. H Емков А. АПлахута Г. Я. Применение колло
идно-химических методов для разработки синергетических смесей неионоген
ных и анионактивных ПАВ при разрушении нефтяных эмульсий.— Tp.
ВНИИСПТнефть, Уфа, вып. 13, 1975, с. 98—106.
60. Позднышев Г. Я., Петров А. А. Природные стабилизаторы и устой
чивость нефтяных эмульсий.— Tp. ТатНИПИнефти, Куйбышевское книжное
изд-во, вып. 19, 1971, с. 214—223.
256
61. Позднышев Г. H., Шмелев M. В. Разрушение стойких нефтяных
эмульсий.— Нефтяное хозяйство, 1977, № 2, с. 51—54.
62. Последние достижения в области жидкостной экстракции. Под ред.
К. Хансона. Пер. с англ. М., Химия, 1974, с. 291—300.
63. Промысловые исследования отстойников двух конструкций/Р. И. Ман
суров, И. Н. Еремин, В. В. Волчанов и др.— Нефтепромысловое дело, 1977,
№ 5, с. 35—36.
64. Промышленные испытания регулируемого гидродинамического диспер-
гатора промывной воды при обессоливании нефти/С. Ф. Моисейков,
П. С. Жбанов, В. М. Соболева и др.— Нефтяное хозяйство, 1977, № 5,
с. 39—42.
65. Промышленные исследования совместной подготовки нефти и воды/
А. Г. Соколов, А. А. Петров, П. А. Палий и др.— Tp. Гипровостокнефти,
Куйбышевское книжное изд-во, вып. 22, 1974, с. 36—43.
66. Репин H. H Крюков В. А, Принцип работы и методика расчета
депульсаторов.— Нефтяное хозяйство, 1977, Jsfe 7, с. 34—36.
67. Ручкина P. М., Мансуров P. И., Позднышев Г. Н. Определение сте
пени разрушения водонефтяных эмульсий в технологической схеме установки
подготовки нефти.— Нефтепромысловое дело, 1975, № 8, с. 24—26.
68. Савватеев Ю. H.t Маринин Н. С., Рубан JI. И. Влияние поверхност
ного натяжения на процесс промысловой дегазации нефти.— Нефтепромысло
вое дело, 1978, № 2, с. 31—32.
69. Свердлов Г. M Ягудин Р. Ю. Технологические объекты нефтедобываю
щих предприятий и их автоматизация. М., Недра, 1975.
70. Сергиенко С. P,, Таимова Б. А., Талалаев Е. И. Высокомолекулярные
неуглеводородные соединения нефти. Смолы и асфальтены. М., Наука, 1979.
71. Середа А. Г. Новая методика определения эффективности ЭЛОУ.—
Нефтепереработка и нефтехимия, 1975, № I, с. 6—8.
72. Скипин В. С. Определение параметров внутритрубопроводной деэмуль
сации нефти.— Проблемы нефти и газа Тюмени, вып. 24, 1974, с. 52—54.
73. Совмещение подготовки нефти и воды — основа промысловой водопод-
готовки/Ю. В. Зайцев, К. С. Каспарьянц, П. А. Палий и др.— Нефтяное хозяй
ство, 1972, № 4, с. I—4.
74. Соколов А. ГНикитин Ю. М. Повышение качества дренажных вод
при обезвоживании нефти.— Нефтепромысловое дело, 1975, № 2, с. 41—43.
75. Сравнительные испытания электродегидраторов трех конструкций/
Р. И. Мансуров, И. Н. Еремин, В. П. Выговский и др.— Нефтяное хозяйство,
1976, No 12, с. 50—53.
76. Статическое электричество в химической промышленности/Б. Г. По
пов, В. Н. Веревкин, В. А. Бондарь и др. JI., Химия, 1977.
77. Тихомиров В. К Пены. Теория и практика их получения и разруше
ния. М„ Химия, 1975.
78. Тронов В. ПГрайфер В. ИСаттаров У. Г. Деэмульсация нефти
в трубопроводах. Таткнигоиздат, 1970.
79. Тронов В. П. Разрушение эмульсий при добыче нефти, М., Недра,
1974.
80. Тронов В. П., Грайфер В. И. Обезвоживание и обессоливание нефти.
Таткнигоиздат, 1974.
81. Тронов В. П., Розенцвайг А. /С О повышении эффективности обессо
ливания нефти.— Tp. ТатНИПИнефть, вып. 33, 1975, с. 30—39.
82. Тронов В. П. Промысловая подготовка нефти. М., Недра, 1977.
83. Халфин И. Щ. Строительство глубоководных стационарных платформ
для освоения морских месторождений нефти и газа. М., ВНМИОЭНГ,
1976.
84. Хамидуллин Ф. Ф., Тронов В. П. Повышение производительности
отстойных аппаратов.— Нефтепромысловое дело, 1977, № 6, с. 29—31.
85. Хапель ДжБренер Г. Гидродинамика при малых числах Рейнольдса.
М., Мир, 1976.
86. Электризация жидкостей и ее предотвращение/В. В. Захарченко,
Н. И. Крячко, Е. Ф. Мажара и др. М., Химия, 1975.
17 Заказ No 144
257
87. API recommended practice (API RP2G) for analysis, design instal
lation and testing of basic surface safety systems on offshore rpoduction plat
forms. American Petroleum Institute, Washington, D. C., 1974.
88. API recommended practice (API RP 2G) for production facilities on off
shore structures. American Petroleum Institute, Washington, D. C., 1974.
89. API recommended practice (API RP 14E) for design and installation
of offshore production platform piping systems. American Petroleum Institute»
Washington, D. C., 1975.
90. Barnea E., Mizrahi /. Separation mechanism of liquid—liquid disper
sion in a deep—layer gravity settler.— Trans. Inst. Chem. Engrs.", 1975, vol. 53,
pp. 61—92.
91. Drown D. C., Thomson W. L Fluid Mechanic Consideration in Liquid—
Liquid Settlers.— “Ind. Eng. Chem. Process Des. Dev.”, 1977, v. 16, No 2,
pp. 197-206.
92. Groche Dt Die Messung von Fliessvorgangen mit Hilfe von Isotopen.—
„Stuttgarten Berichte Zur Siedlungswasserwirtschattw, Munchen1 1964, No 13,
s. 1—235 (перевод ВЦП № 8158/0. М., 1970).
93. Hulisz S. Badania nad przemystowimi procesami odsalania rapy nafto-
wey. wNaf ta”, 1976, 32, No I, s. 21—28.
94. Levenspiel OLai B. W., Chatlynne C. Y. Tracer curves and the resi
dence time distribution.— “Chemical Engineering Science”, 1970, 25, No 10,
pp. 1611—1613.
95. Meijs F. H., Mitchell R. W. Studies on the improvement of Coalescence
Conditions of oilfield emulsions.— “Journal of Petroleum technology”, 1974,
May, p. 563—570.
96. Me. Ghee E. Big Wash Tanks Hande Record Volumes of Heavy Oil
Emulsion.— The Oil and Gas Journal, 1965, v. 63, No 38, p. 201—202.
97. Narayanan S., Anjali Basaf Roy N. K. The prediction of droplet size
during their formation — “Chem. Eng. Sci.’S 1970. v. 25, pp. 1950—1951.
98. Strassner I. E. Effect of ph Interfacial Films and Stability of Crude
Oil—Water E m ulsions-wJourn. of Petrol. Techn.’\ 1968, March, pp. 303—312.