SCI Библиотека

В данной статье рассматривается применение нанотехнологий в нефтегазовой отрасли России, подчеркивая их значительный потенциал для повышения эффективности и устойчивости добычи и переработки углеводородов. Описаны ключевые направления использования нанотехнологий, включая улучшение буровых и цементных растворов, повышение коэффициента извлечения нефти, разработку новых катализаторов и мембранных технологий для переработки углеводородов. Особое внимание уделено текущим тенденциям и перспективам развития нанотехнологий в российской нефтегазовой отрасли, а также вызовам и преимуществам их использования. Обсуждаются вопросы безопасности и регулирования нанотехнологий, необходимость создания нормативной базы, проведения экологических исследований и подготовки квалифицированных кадров. В статье делается вывод о важности комплексного подхода для успешного и безопасного внедрения нанотехнологий в нефтегазовую отрасль России, что может способствовать повышению конкурентоспособности и экологической устойчивости сектора.

По данным работ, описывающих результаты физического (лабораторного) и математического моделирования применения диметилового эфира (ДМЭ) для повышения нефтеотдачи, проанализированы перспективы указанной технологии. Рассмотрен механизм интенсификации извлечения нефти и повышения нефтеотдачи при закачке его в пласт. Оценены основные факторы, влияющие на коэффициент распределения ДМЭ между нефтяной и водной фазами. Выявлены преимущества нагнетания в пласт ДМЭ перед закачкой в пласт углеводородных газов и диоксида углерода. Проведен анализ комбинированных технологий повышения нефтеотдачи, включающих закачку в пласт ДМЭ, диоксида углерода, растворов полимеров, водяного пара. Кратко обсуждается возможность применения ДМЭ для разделения нефтяных шламов.

К факторам, определяющим устойчивость эмульсий нефтепродуктов в воде, относят физико-химические свойства нефти, а также состав эмульгированной воды.

Целью настоящей работы являлось исследование влияния концентрации и температуры на плотность и устойчивость эмульсий нефтепродуктов в воде.

Классические эмульсии нефти первого типа готовили на основе водного раствора CaCl2 и нефти Ярактинского месторождения. Соотношение углеводородной составляющей и водной фазы составило, % об.: 5:92, 10:87, 15:82, 20:77, 25:72, 30:67, 35:62 с добавлением эмульгатора. Исследование плотности эмульсий осуществляли пикнометрическим методом анализа с погрешностью измерений до ±0,01 кг/м3. В основе метода лежит точное определение массы исследуемого раствора и дистиллированной воды, занимающих в пикнометре известный объем (50 см3), и использование в работе высокоточных аналитических весов. Полученные уравнения регрессии позволяют рассчитывать значения плотности эмульсий нефтепродуктов в воде в изученном интервале температур (20–60 °С) и концентрации нефти (5–35 % об.). Выведенные эмпирические уравнения правомочно использовать на практике. Показано, что с увеличением концентрации нефти и температуры плотность эмульсий уменьшается. Стабилизирующую способность эмульсий нефтепродуктов в воде оценивали по коэффициенту светопропускания: оценка величины светопропускания служила критерием стабильности эмульсии в воде. Экспериментально подтверждено, что с увеличением температуры стабилизирующая способность эмульсий снижается. Результаты исследования могут быть полезны при изучении закономерностей, определяющих направление и глубину протекания химических превращений и стабилизации эмульсий нефтепродуктов в воде, а также в решении практических вопросов их разрушения.