CC BY
450
УДК 622.692.4
Транспорт нефтей с применением кавитационных технологий и определение плотности с учетом обводненности
В.Х. НУРУЛЛАЕВ, к.т.н., инженер
Государственная нефтяная компания Азербайджана (ГНКАР), Управление «Нефтепроводы» (Азербайджан, AZ1025, Баку, пр-т Ходжалы, д. 28). E-mail: veliehet1973@mail.ru
Г.Г. ИСМАЙЫЛОВ, д.т.н., проф., зав. лаб. «Сбор, подготовка и транспорт нефти и газа»
Государственная нефтяная компания Азербайджана (ГНКАР), НИПИ «Нефтегаз» (Азербайджан, AZ1012, Баку, пр-т Зардаби, д. 88а)
Рассмотрена существующая устойчивая тенденция к увеличению объемов добычи и транспортировки так называемых аномальных нефтей, содержащих большое количество парафина, и эмульсий, имеющих высокие температуры застывания и, соответственно, аномальные реологические свойства, а также необходимость разработки новых и оптимизация применяемых технологий транспортировки нефти с учетом ее реологических свойств и эксплуатационных характеристик нефтепроводов. На основании кавитационных процессов имеется возможность установить общие закономерности регулирования физико-химических свойств нефти для использования в технологии трубопроводного транспорта. Представлены результаты проведенных лабораторных исследований для оценки влияния содержания конденсата-разбавителя на реологические и физико-химические показатели транспортируемых обводненных нефтей при различных температурах. При проведении исследований были использованы конденсат и нефтяная проба с начальной обводненностью 38 и 50%. Предлагаемые математические формулы дают по сравнению с правилом аддитивности более приемлемые результаты и хорошо согласуются с данными экспериментального определения плотностей. При этом средняя погрешность определения плотности смеси не превысила 0,2%.
Ключевые слова: кавитация, аномальная нефть, физико-химические свойства, фракционный состав, трубопроводный транспорт, аддитивность.
Развитие нефтяной промышленности мира на современном этапе характеризуется снижением качества сырьевой базы. Длительная эксплуатация нефтяных месторождений и заводнение нефтеносных пластов приводят к образованию стойких водонефтяных эмульсий. Обводненность нефти вызывает интенсивное образование асфальтосмолопарафиновых отложений, повышает температуру застывания нефти, увеличивает вязкость, создавая дополнительные проблемы при ее транспортировании и хранении. В общем балансе разрабатываемых месторождений преобладают месторождения, вступившие в позднюю стадию разработки, и, как следствие, наблюдается значительное ухудшение их структуры, увеличение доли трудноизвлека-емых запасов нефти, обводнение пластов и продукции скважин. Так, при добыче парафинистых нефтей серьезной проблемой, вызывающей осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, является образование асфальтосмолопарафино-
вых отложений, формирование которых приводит к снижению производительности системы и эффективности работы насосных установок [1]. Образование эмульсий при выходе из скважины вместе с сопутствующей пластовой водой усиливает осадкообразование.
В процессе добычи на многих месторождениях пластовая вода своим напором вытесняет нефть из пористой породы к скважинам. В зависимости от свойств пласта, скорости отбора нефти, ее вязкости и других факторов приток воды в скважине вместе с нефтью может быть различным. Обычно в начальный период добычи на новом месторождении извлекается безводная или малооб-водненная нефть, но со временем обводненность нефти возрастает и на старых промыслах достигает 80-90%, образуя устойчивые нефтяные эмульсии. Увеличение объема добычи нефти все в большей степени обеспечивается за счет вовлечения в разработку месторождений с трудно извлекаемым запасом нефти. При этом возрастает удельный вес добычи тяжелой, высоковязкой нефти
в общем объеме добычи [2]. Трудности освоения новых месторождений, повышение эффективности работы скважин требуют разработки новых технологий, технологических жидкостей и мероприятий, позволяющих увеличить приток нефти. Решению вышеуказанных задач посвящены многие исследования ученых [3].
Высокоминерализованная нефть отличается высокой вязкостью и высокой застываемо-стью, являющимися следствием формирования пространственносшитых структур в результате образования специфических связей между элементами нефти с участием компонентов как органической, так и неорганической природы, поэтому методы искусственного воздействия на призабойную зону скважины являются мощным средством повышения нефтеотдачи. Современные способы и приемы обезвоживания и обессо-ливания нефти, отстаивание в резервуарах или отстойниках, использование электрических полей различной конфигурации и напряженности, а также гидродинамические методы, различные виды промывок нефтяных эмульсий, применение коалесцирующих фильтров, представляют собой разновидности химического деэмульгирования. Использование добытой сырой нефти возможно при условии удаления из нее эмульгированной воды, так как присутствие солей в пластовой воде увеличивает коррозию оборудования, нейтрализует катализаторы нефтехимических процессов и повышает зольность конечных продуктов переработки нефти. Кроме того, содержание в нефти воды сокращает пропускную способность трубопроводов, снижает грузоподъемность средств, транспортирующих сырую нефть. В последние годы опубликовано большое число работ, посвященных исследованиям физико-химических и технологических особенностей процессов формирования эмульсий и характеристик их стабильности. Однако относительно малое число исследований было посвящено изучению реологических характеристик эмульсий в условиях изменяющихся температур.
Изучались эмульсии, характерные для процессов промышленной разработки нефти Каспийского моря. Образцы водонефтяных эмульсий с 25% об. эмульгированной пластовой воды были получены непосредственно с продуктивной скважины. Результаты исследования кинематической вязкости водонефтяных эмульсий нефти и товарной нефти изучали при температурах 5, 10, 20, 40, 60 и 80 °С. Показано, что с ростом темпе-
ратуры эксперимента вязкость всех исследованных образцов снижается. Наиболее существенное изменение кинематической вязкости, как и следовало ожидать, наблюдается для высоковязкой нефти. При этом основное снижение вязкости от 7 до 2 сСт происходит при повышении температуры от 25 до 60 °С. При дальнейшем росте температуры до 80 °С вязкость хотя и снижается, но не так значительно. Таким образом, оптимальным значением температуры процесса обессоливания нефти следует считать 60-70 °С, так как ниже названных величин вязкость резко возрастает, а поддержание температуры обезвоживания свыше 70 °С требует значительного повышения энергетических затрат. Следует отметить, что эффект влияния поверхностно-активных добавок и реагента-осадителя на снижение кинематической вязкости амбарной нефти намного ниже воздействия температурного фактора и не может в одностороннем порядке обеспечить улучшение реологических показателей нефти, а в итоге и интенсификацию процесса обессоливания и обезвоживания водонефтяной эмульсии.
Промышленное извлечение из амбарной нефти водонефтяной эмульсии требует использования новых физико-химических методов, в частности кавитационной обработки исходного материала. Большой интерес представляют результаты экспериментального исследования изменения вязкости нефти с применением кавитации [4]. Исследования авторов показывают, что кавитация может происходить не только в насосах или гидротурбинах и зависит от физико-химических и реологических свойств смесей высокопарафини-стых, асфальтосмолистых, высокозастывающих нефтей. Такие нефти образуют в процессе эксплуатации нефтепроводов кавитационные зоны [5]. Кавитационные зоны образуют асфальтосмоло-парафиновые отложения на внутренней поверхности трубы. Рабочая часть гидродинамической трубы служит для получения высоких скоростей потока. Кавитация возникает как на испытуемом образце, помещенном в эту часть трубы, так и на стенках самой трубы. Существенным преимуществом данного метода по сравнению с другими является то обстоятельство, что здесь имеет место истинная гидродинамическая кавитация. После в кавитационной зоне трубы возникает гидравлический удар. При возникновении кавитации каждое схлопывание кавитационного пузырька сопровождается микрогидроударом [6]. Таким гидроударам не под силу разрушить сразу всю
трубу, однако их длительное разрушительное действие в зоне кавитации легко может превысить ущерб от мощных, но относительно редких гидроударов. В то же время есть довольно много сведений, что при сильных одиночных гидравлических ударах или при множественных относительно слабых, в том числе и при кавитации, имеют место необычные явления, не сводимые к механике и, возможно, приводящие к появлению дополнительной энергии. Особенно часто отмечают видимое глазом свечение и аномальный нагрев жидкости в зоне кавитации. Реже обращают внимание на весьма необычные с механической точки зрения результаты кавитационной коррозии, заключающиеся не только в традиционном разрушении и изъязвлении материалов, но и образовании различных наплывов и выступов. Часто это объясняют эффектом ковки, который оказывают кавитационные пузырьки на металл деталей. Следует отметить, что на короткое время гидроудар ставит вещество в крайне экстремальные условия, давление может возрастать на сотни и даже тысячи атмосфер.
Проведенные авторами исследования показали, что кавитационные зоны улучшают реологические свойства азербайджанской нефти. Результаты экспериментального исследования показаны в табл. 1.
Необратимое изменение вязкости, давления насыщенных паров, йодного числа, фракционного состава и плотности нефти имеет место после прохода через кавитационные зоны за один раз. В результате кавитаций в нефти происходит процесс микрокрекинга, приводящий к деструкции в молекулах. Для изучения процесса микрокрекинга авторами проведена перегонка нефти при атмосферных условиях. Как видно из данных табл. 1, начало кипения в полученных светлых фракциях уменьшается, процентный объем фракций при 350 °С (при атмосферной перегонке по ГОСТ 2177) повышается. Увеличение йодного числа в этих фракциях доказывает, что при кавитации в нефти происходит процесс микрокрекинга.
Изменение характеристик нефти при трубопроводном транспорте является проблемой в
Таблица 1
Влияние кавитационной зоны на свойства азербайджанской нефти
Показатели Количество экспериментов
1 2 3 4 5
До предполагаемой кавитационной зоны
Давление насыщенных паров, кПа 31,6 32,4 34,5 33,6 31,8
Вязкость, при 20 °С мм2/сек 15,8 16,2 13,4 13,4 14,9
Плотность, при 20 °С кг/м3 863,2 859,4 854,8 855,7 861,5
Н.К. °С 69 66 62 65 68
%-й объем 350 °С фр. 59,5 56,5 56,0 57,5 58,0
Йодное число, г йода на 100 г фрак. 0,9 0,7 0,4 0,6 0,8
После предполагаемой кавитационной зоны
Давление насыщенных паров, кПа 34,7 36,7 39,8 38,3 34,5
Вязкость при 20 °С мм2/сек 13,6 14,1 11,2 11,1 12,5
Плотность при 20 °С кг/м3 861,8 858,1 853,2 854,3 860,3
Н.К. °С 60 58 56 59,5 61
%-й объем 350 °С фр. 62,5 60,0 58,5 60,0 61,5
Йодное число, г йода на 100 г фрак. 1,6 1,4 0,9 1,1 1,3
товарных операциях. Несмотря на улучшение реологических свойств нефти, если процесс происходит долговременно, увеличивается аварийная ситуация в нефтепроводных системах. Из этого следует, что на основании кавитационных процессов можно установить общие закономерности регулирования физико-химических свойств нефтей, используя их в технологии трубопроводного транспорта путем улучшения реологических свойств перекачиваемой нефти.
Весьма перспективными для разработки оказываются ресурсы высоковязких нефтей, которые вследствие особых реологических свойств являются фактически неиспользованными энергоносителями. Высоковязкие нефти, обладая уникальным химическим составом, являются ценным сырьем для нефтехимической промышленности, но, как известно, их транспортирование в условиях зимнего климата сопряжено с рядом важных особенностей [7]. В частности, снижение температуры нефти, транспортируемой морскими подводными трубопроводами, должно сопровождаться операциями по улучшению ее реологических свойств и обеспечению благоприятных гидродинамических параметров.
Наличие значительного количества залежей газоконденсата в Каспийском море обуславливает высокую перспективность применения конденсата в качестве разбавителя при трубопроводном транспорте высоковязких нефтей [8, 9]. Проблеме перекачки высоковязких нефтей совместно с углеводородными разбавителями посвящено
значительное количество работ [10]. Однако опубликованных данных явно недостаточно для рационального проектирования и экономически эффективной эксплуатации подводных трубопроводов. При разбавлении нефти конденсатом вязкость полученной смеси, естественно, снижается, за счет чего уменьшаются гидравлические потери давления на трение. Как правило, допускалось, что при разбавлении гидравлический режим движения не меняется, а главные параметры смеси, в частности плотность, подчиняются правилу аддитивности. С учетом вышесказанного для оценки влияния содержания конденсата-разбавителя на реологические и физико-химические показатели транспортируемых обводненных нефтей при различных температурах были проведены лабораторные исследования.
Для экспериментов были использованы конденсат и нефтяная проба с начальной обводненностью 38 и 50%. Постепенно проводя разбавление нефти конденсатом, определялась плотность смеси. Плотности обводненной нефти, конденсата и их смесей определялись с помощью пикнометра. Опыты проводились при 5 и 20 °С. Начальная плотность нефти с обводненностью 38%, при 5 °С равна 927 кг/м3, а при 20 °С равна 915 кг/м3. Для нефти с обводненностью 50% при указанных температурах соответственно начальная плотность равна 935 и 928 кг/м3. А конденсата при 5 °С -820 кг/м3, а при 20 °С - 811 кг/м3. Обработка экспериментальных данных проводилась на компьютере, были построены графики рсм = /(Рн, Рк) в трехмерной координатной системе и получены следующие эмпирические уравнения для определения плотности смеси в зависимости от массовой доли нефти и конденсата при различных температурах и обводненностях:
рсм
а + Ь • 1п рк + -рк 1+а • 1п рк + е • рн!
и 925-
О 900
Ф
л
^ 850 О
м 825
Н
О
Ч 800
К
-V 950 926
К
900 о
ч V'0-6'
Массовая доля
нефти
875 850 825 800
Рис. 1. Зависимость изменения плотности смеси от содержания конденсата и нефти при обводненности 38% и Т = 5 °С
^ 925 И 900
к
О 825-М Ен
2 800 а
X °'0'0,5' ,
ЧЛ, V
925 ^
900 И К
825 | Ен
800 8
Массовая доля
нефти
(1)
Рис. 2. Зависимость изменения плотности смеси от содержания конденсата и нефти при обводненности 38% и Т = 20 °С
Т = 5 и 20 °С соответственно представлены на рис. 1 и 2. Результаты определения плотности нефтеводоконденсатной смеси экспериментально, по правилу аддитивности предлагаемой эмпирической формулы (1), а также соответствующие их погрешности для обводненностей 38 и 50% представлены в табл. 3 и 4 соответственно. Как видно из табл. 3 и 4, предлагаемые матема-
875
850
где рсм - плотность нефтеводо-конденсатной смеси; вк и вн -массовая доля конденсата и нефти в смеси соответственно; а, Ь, с, а и е - коэффициенты, соответствующие данной температуре и обводненности (табл. 2). В частности, зависимости изменения плотности смеси от содержания конденсата и нефти с обводненностью 38% при
Таблица 2
Коэффициенты уравнения (1), соответствующие данной температуре и обводненности исследуемых смесей
Исходная обводненность нефти, % Температура, 0C Коэффициенты уравнения
a Ь c d e
38 5 825,55 -344,18 -728,12 -0,37 -0,90
20 811,56 -180,98 -422,22 -0,20 -0,58
50 5 946,17 -1335,77 -3834,04 -1,43 -4,67
20 942,98 -2182,86 -4669,16 -2,35 -5,76
Таблица 3
Результаты определения плотности нефтеводоконденсатной смеси при 38% обводненности продукции
Температура, °С Плотность, кг/м3 Погрешность,%
Рк По эксперименту I По правилу аддитивности-П По модели (1)-Ш I-II I-III Н-Ш
0,01 928 925,93 928,60 0,22 0,06 0,29
0,02 928 924,86 928,18 0,34 0,02 0,36
0,04 927 922,72 926,82 0,46 0,02 0,44
0,06 926 920,58 925,04 0,59 0,10 0,48
0,08 924 918,44 922,99 0,60 0,11 0,50
0,10 919 916,30 920,72 0,29 0,19 0,48
0,20 904 905,60 907,52 0,18 0,39 0,21
5 0,30 896 894,90 893,19 0,12 0,31 0,19
0,40 886 884,20 879,31 0,20 0,76 0,55
0,50 865 873,50 866,67 0,98 0,19 0,78
0,60 853 862,80 855,59 1,15 0,30 0,84
0,70 844 852,10 846,07 0,96 0,25 0,71
0,80 839 841,40 838,01 0,29 0,12 0,40
0,90 832 830,70 831,24 0,16 0,09 0,07
0,98 832 822,14 826,61 1,19 0,65 0,54
0,01 917 913,96 918,94 0,33 0,21 0,54
0,02 920 912,92 918,46 0,77 0,17 0,61
0,04 917 910,84 916,83 0,67 0,02 0,66
0,06 915 908,76 914,79 0,68 0,02 0,66
0,08 912 906,68 912,50 0,58 0,05 0,64
0,10 910 904,60 910,06 0,59 0,01 0,60
0,20 896 894,20 896,74 0,20 0,08 0,28
20 0,30 884 883,80 883,04 0,02 0,11 0,09
0,40 875 873,40 869,89 0,18 0,58 0,40
0,50 853 863,00 857,67 1,17 0,55 0,62
0,60 847 852,60 846,48 0,66 0,06 0,72
0,70 836 842,20 836,34 0,74 0,04 0,70
0,80 827 831,80 827,19 0,58 0,02 0,55
0,90 821 821,40 818,96 0,05 0,25 0,30
0,98 812 813,08 812,98 0,13 0,12 0,01
Таблица 4 Результаты определения плотности нефтеводоконденсатной смеси при 50% обводненности продукции
Температура, °С Плотность, кг/м3 Погрешность,%
Рк По эксперименту I По правилу аддитивности-П По модели (1)-Ш I-II I-III П-Ш
0,01 928 925,93 928,60 0,22 0,06 0,29
0,02 928 924,86 928,18 0,34 0,02 0,36
0,04 927 922,72 926,82 0,46 0,02 0,44
0,06 926 920,58 925,04 0,59 0,10 0,48
5 0,08 924 918,44 922,99 0,60 0,11 0,50
0,10 919 916,30 920,72 0,29 0,19 0,48
0,20 904 905,60 907,52 0,18 0,39 0,21
0,30 896 894,90 893,19 0,12 0,31 0,19
0,40 886 884,20 879,31 0,20 0,76 0,55
Окончание таблицы 4
Температура, °C Плотность, кг/м3 Погрешность,%
ß* По эксперименту I По правилу аддитивности-II По модели (1)-III I-II I-III II-III
0,50 865 873,50 866,67 0,98 0,19 0,78
0,60 853 862,80 855,59 1,15 0,30 0,84
5 0,70 844 852,10 846,07 0,96 0,25 0,71
0,80 839 841,40 838,01 0,29 0,12 0,40
0,90 832 830,70 831,24 0,16 0,09 0,07
0,98 832 822,14 826,61 1,19 0,65 0,54
0,01 936 926,83 928,68 0,98 0,78 0,20
0,02 939 925,66 928,12 1,42 1,16 0,27
0,04 938 923,32 926,57 1,57 1,22 0,35
0,06 934 920,98 924,64 1,39 1,00 0,40
0,08 931 918,64 922,44 1,33 0,92 0,41
0,10 927 916,30 920,02 1,15 0,75 0,41
0,20 914 904,60 905,69 1,03 0,91 0,12
20 0,30 902 892,90 889,71 1,01 1,36 0,36
0,40 891 881,20 873,99 1,10 1,91 0,82
0,50 866 869,50 859,72 0,40 0,73 1,12
0,60 851 857,80 847,43 0,80 0,42 1,21
0,70 839 846,10 837,21 0,85 0,21 1,05
0,80 834 834,40 828,89 0,05 0,61 0,66
0,90 830 822,70 822,07 0,88 0,96 0,08
0,98 823 813,34 816,80 1,17 0,75 0,43
тические формулы по сравнению с правилом аддитивности дают более приемлемые результаты и хорошо согласуются с данными экспериментального определения плотностей. При этом средняя погрешность определения плотности смеси не
превышает 0,2%. Эти предварительные расчеты дают нам основу теоретического определения плотности смеси в зависимости от массовой доли нефти и конденсата при различных температурах и обводненностях.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Тронов В.П. Механизм образования смолопарафино-вых отложений и борьба с ними. - М.: Недра, 1970. 192 с.
2. Малышев А.Г., Черемисин Н.А., Шевченко Г.В. Выбор оптимальных способов борьбы с парафиноотло-жением // Нефтяное хозяйство, 1997. № 9. С. 62-69.
3. Самедова Ф.И. Азербайджанские нефти и их компонентный состав. - Баку: Элм, 2002. 247 с.
4. Рахматуллин Ш.И. Кавитация в гидравлических системах магистральных нефтепроводов. - М.: Недра, 1986. 165 с.
5. Нуруллаев В.Х., Алиев С.Т. О перспективности применения кавитационных технологий при транспортировке и переработке нефти // Известия высших технических учебных заведений Азербайджана, 2011. № 5 (75). С. 23-28.
6. G.G. Ismailov, V.X. Nurullayev, E.A. Zeynalov, S.T. Aliyev. About the change of quality indicators of cargo oil in cavitation zone // Экология и нефтега-
зовый комплекс: Сб. науч. тр. международной научно-практической конференции, Атырау, 2013. С.422-423.
7. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти, 1977. 271 с.
8. Исмаилов Г.Г., Нуруллаев В.Х., Нурмамедова Р.Г. Об определении плотности разбавленной нефти с учетом обводненности смеси // Проблемы инновационного развития нефтегазовой индустрии (Тр. 5-й Международной науч.-практ. конф.). - Алматы: КБТУ, 2013. С. 306-310.
9. Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т., Елисеева Е.И. Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды: Учеб. пособие для вузов. -М: Нефть и газ, 2004. 448 с.
10. Небогина Н.А., 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.
OF QUALITY INDICATORS CARGO CRUDE OILS WITH CAVITATION TECHNOLOGIES AND GRAVITY DETERMINATION TAKING INTO ACCOUNT THE WATER CUT
Nurullayev V. X., Engineer
Management oil pipelines State Oil Company of the Azerbaijan Republic (SOCAR) (28, Khodjali Avenue, Baku, AZ1025, Azerbaijan)
Ismailov G.G., Dr. Sci. (Tech.), Prof., Head of the Laboratory collecting, preparation and transport of oil and gas
NIPI «Oil & gas» State Oil Company of the Azerbaijan Republic (SOCAR) (88A, Zardabi, Avenue, Baku, AZ1012, Azerbaijan)
ABSTRACT
Recently the steady tendency to magnification of bulks of extraction and haul, so-called anomalistic crude oils high in paraffin and emulsion which one have high temperatures of congelation and, accordingly, anomalistic rheological behaviour was outlined. Thus, for problem solution on magnification of bulk of pumping-over of emulsion and high-viscosity, high-wax oils developments new and optimisation of applied technologies of haul crude oils taking into account their rheological behaviour and operating characteristics of oil pipelines are indispensable. On the basis of cavitation processes it is possible to erect communal laws of regulation of physical and chemical properties crude oils, to use in technology of a pipeline transportation of emulsion and high-wax oils, by meliorating of rheological behaviour of flowed through oil. For an appraisal of influencing of the maintenance of a condensate - of a diluent on rheological and physical and chemical indexs of heliportable water cut oils at various temperatures laboratory investigations have been held. For experiments the condensate and oil hallmark with an original water cut of 38% and 50% have been used. Tendered mathematical formulas in comparison with an additivity rule yield more comprehensible results and will well be matched the data of experimental definition of gravities. Thus mean inaccuracy of gravity determination of a mixture does not exceed 0,2%.
Keywords: cavitation, anomalistic crude oil, physical and chemical properties, fractional composition, pipeline transportation, additiviti.
REFERENCES
1. Tronov V.P. Mehanizm obrazovanija smoloparafinovyh otlozhenij i borba s nimi [Mekhanizm of education gamvaxsing of deposits and fight against them]. Moscow, Nedra Publ., 1970. 192 p. (in Russian).
2. Malyshev A.G., Cheremisin N.A., Shevchenko G.V. Vybor optimal'nyh sposobov borby sparafinootlozheniem [Optimum ways of fight against a vaxiing]. Neftyanoe khozyaistvo [Oil Industry], 1997, no. 9, pp. 62-69. (in Russian).
3. Samedova F.I. Azerbajdzhanskie nefti i ih komponentnyj sostav [Azerbaijanian crude oils and their component structure]. Baku, Elm Publ., 2002, 247 p. (in Russian)
4. Rahmatullin Sh.I. Kavitacija v gidravlicheskih sistemah magistral'nyh nefteprovodov [Cavitation in hydraulic systems of the main oil pipelines]. Moscow, Nedra Publ., 1986. 165 p. (in Russian).
5. Nurullaev V.H., Aliev S.T. O perspektivnosti primenenija kavitacionnyh tehnalogij pri transportirovke i pererabotke nefti [About prospects of application of cavitational technologies during the transporting and oil refining]. Izvestija vysshih tehnicheskih uchebnyh zavedenij Azerbajdzhana [News of the highest technical educational institutions of Azerbaijan], 2011, no. 5(75), pp. 23-28. (in Azerbaijanian).
6. Ismailov G.G., Nurullayev V.H., Zeynalov E.A., Aliyev S.T. About the change of quality indicators of cargo oil in cavitation zone. Jekologija i neftegazovyj kompleks. Sbornik nauchnyh trudov mezhdunarodnoj nauchno-prakticheskoj konferencii [Ecology and oil and gas complex. Collection of scientific works of
the international scientific and practical conference] Atyrau - 2013. pp. 422-423. (in English).
7. Tronov V.P. Promyslovaja podgotovka nefti [Trade preparation of oil]. Moscow, Nedra Publ., 1977. - 271 p. (in Russian).
8. Ismailov G.G., Nurullaev V.H., Nurmamedova R.G. Ob opredelenii plotnosti razbavlennoj nefti s uchetom obvodnennosti smesi [About determination of density of the diluted oil taking into account water content of mix]. Trudy pjatoj Mezhdunarodnaja nauchno-prakticheskaja konferencija. Problemy innovacionnogo razvitija neftegazovoj industrii [Works by a heel International scientific and practical conference. Problems of innovative development of the oil and gas industry]. Almaty: KBTU, 2013. pp. 306310. (in Russian).
9. Dunjushkin I.I., Mishhenko I.T., Eliseeva E.I. Raschety fiziko-himicheskih svojstv plastovoj i promyslovoj nefti i vody [Calculations of physical and chemical properties of reservoir and trade oil and water]: Uchebnoe posobie dlja VUZov. Moscow, «Neft' i gaz» RGU nefti i gaza im. I.M. Gubkina, [The manual for HIGHER EDUCATION INSTITUTIONS, M., Oil and gas RGU of oil and gas of I.M. Gubkin]. 2004, 448 p. (in Russian).
10. Nebogina N.A., Prozorova I.V., Judina N.V. Vlijanie soderzhanija vody v nefti na formirovanie i reologicheskie svojstva vodoneftjanyh jemul'sij [Influence of the content of water in oil on formation and rheological properties of water oil emulsions]. Neftyanoe khozyaistvo [Oil Industry], 2008, no. 12, pp. 90-92. (in Russian).
