Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Предотвращение осложнений при добыче высокосернистой нефти

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Предотвращение осложнений при добыче высокосернистой нефти"

На правах рукописи

МАСЛАНОВ АЛЕКСАНДР АНАТОЛЬЕВИЧ

ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ ДОБЫЧЕ ВЫСОКОСЕРНИСТОЙ НЕФТИ (на примере НГДУ «ТатРИТЭКнефть»)

Специальность: 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

УФА-2006

Работа выполнена в филиале Российской инновационной топливно-энергетической компании (РИТЭК) - в нефтегазодобывающем управлении «Тат-РИТЭКнефть».

Научный руководитель: доктор технических наук

Шайдаков Владимир Владимирович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Антипин Юрий Викторович

кандидат технических наук Уметбаев Вадим Вильевич

Ведущая организация: Институт проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР), г. Уфа

Защита состоится 09 июня 2006 года в 1530 на заседании диссертационного совета Д 520.020.01 при открытом акционерном обществе научно-производственная фирма (ОАО НПФ) «Геофизика» по адресу: 450005, г. Уфа, ул. 8-е Марта, 12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика».

Автореферат разослан 05 мая 2006 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор химических наук

Д.А. Хисаева

щг\

3

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Более половины объема добываемой в России нефти характеризуется высоким содержанием серы (свыше 1,8 % по массе). В Республике Татарстан на сегодняшний день высокосернистая нефть составляет 53 % текущей добычи нефти. К 2015 году высокосернистая нефть составит уже порядка 60 % от республиканской добычи, что связано с вовлечением в разработку мелких месторождений. Прирост добычи нефти из этих объектов обеспечивается в основном малыми и средними нефтяными компаниями, к числу которых относится НГДУ «ТатРИТЭКнефть».

Разработка и эксплуатация месторождений высокосернистых нефтей ведется в сложных геологических условиях и характеризуется комплексом проблем и осложнений, таких как высокие вязкость нефти и минерализация пластовых вод, наличие механических примесей. Сероводород и сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ) в добываемой продукции увеличивают вероятность коррозионного разрушения металла промысловых трубопроводов. Подготовка таких нефтей требует проведения дополнительных мероприятий, что, в свою очередь, сказывается на себестоимости товарной нефти.

В связи с этим использование традиционных технологий добычи и подготовки нефти становится малоэффективным. В значительной степени это объясняется недостаточной изученностью ряда процессов добычи, внутрипромыслового транспорта и подготовки высокосернистой нефти.

Актуальность исследований процессов добычи высокосернистых нефтей возрастает в связи с увеличением цен на мировом нефтяном рынке и повышением требований к качеству сдаваемой товарной нефти, заставляя изменять и совершенствовать существующие технологии подготовки нефти, а также обоснованно внедрять новые технические и технологические решения.

Цель работы. Разработка комплекса технологических мероприятий, направленных на предотвращение осложнений при добыче высокосернистой нефти и повышение качества ее подготовки.

РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ БИБЛИОТЕКА С.-Петербург

Основные задачи исследований

1 Анализ осложнений, сопровождающих разработку и эксплуатацию месторождений высокосернистых нефтей НГДУ «ТатРИТЭКнефть», и оценка перспектив их дальнейшего развития.

2 Исследование влияния добываемой высокосернистой нефти на техническое состояние промысловых трубопроводных коммуникаций.

3 Обоснование перспективности технологий нейтрализации сероводорода в скважинной продукции НГДУ «ТатРИТЭКнефть» в свете введения банка качества нефти.

4 Разработка реагента комплексного действия (ингибитор коррозии и бактерицид) для защиты от коррозии металла труб в кислородсодержащих средах и подавления СВБ в пласте.

5 Разработка способа подготовки высокосернистой нефти с повышенным содержанием хлористых солей.

Методы исследований

Решение поставленных задач осуществлялось с помощью лабораторных, промысловых и аналитических методов исследования. Для анализа использовались отчетная информация и результаты, полученные в ходе исследований, которые проводились на лабораторных моделях и промысловых объектах.

Научная новизна.

1 Экспериментальными исследованиями для оценки охрупчивания металла труб в процессе их эксплуатации в сероводородсодержащей среде установлены численные значения коэффициента относительного изменения ударной вязкости от температуры.

2 Доказаны бактерицидные свойства химического соединения 2-(4-пиридил)-3-пентил-6-бром-8-нитрилохинолин, на основе которого разработан ингибитор коррозии с бактерицидными свойствами для кислородсодержащих сред.

3 Обоснованы параметры процесса обессоливания высокосернистой нефти путем разбавления на стадии предварительного сброса пластовой воды с высокой минерализацией слабоминерализованной, а также последующей отмывкой солей

из нефтяной фазы пресной водой, которая подается непосредственно перед печами нагрева в объемах, оптимизированных относительно остаточной минерализации солей в нефти.

Основные защищаемые положения

1 Результаты анализа осложнений при добыче и подготовке высокосернистой нефти на основе результатов лабораторных и промысловых исследований.

2 Методический подход и результаты исследований охрупчивания металла труб в сероводородсодержащих средах.

3 Результаты исследований бактерицидных свойств химического соединения 2-(4-пири'дил)-3-пентил-6-бром-8-нитрилохинолин.

4 Обоснованные технологические параметры процесса и способ обессолива-ния высокосернистой нефти.

Практическая ценность и реализация работы

Разработан и внедрен в НГДУ «ТатРИТЭКнефть» технический регламент «Коррозионный мониторинг нефтепромысловых трубопроводов» ТР-26-84-05 (приказ № 363 от 31.10.05), в результате чего выявлена локальная коррозия вследствие отложения сульфида железа по нижней образующей труб, которая из-за большого количества сероводорода в добываемой продукции способна провоцировать охрупчивание и растрескивание металла труб.

Проведены опытно-промышленные испытания технологии нейтрализации сероводорода в добываемой продукции с использованием композиции по ТУ 2636-004-ОП-1-4213414-2004 и доказана перспективность ее применения в НГДУ «ТатРИТЭКнефть».

По заказу НГДУ «ТатРИТЭКнефть» в 2005 г. произведена опытно-промышленная партия реагента комплексного действия Аквакор 7202-12, в котором в качестве антибактериальной добавки используется химическое соединение 2-(4-пиридил)-3-пентил-6-бром-8-нитрилохинолин.

На установке подготовки высокосернистой нефти НГДУ «ТатРИТЭКнефть» проведена интенсификация процесса обессоливания нефти, в результате чего содержание хлористых солей в нефти снизилось до значения менее 100 мг/л, что со-

ответствует качеству товарной нефти I группы. Фактический экономический эффект от внедрения разработок составил 190 млн р. (в ценах 2004 г.)

Апробация работы

Материалы диссертации докладывались на научно-практических конференциях (Уфа, 2004 г.), Конгрессе нефтегазопромышленников (Уфа, 2005 г.), Международной учебно-научно-практической конференции (Уфа, 2005 г.), Юбилейной конференции, посвященной 10-летию Академии естествознания (Москва, 2005 г.).

Результаты работы обсуждались на научно-технических и технических советах НГДУ «ТатРИТЭКнефть» (2003-2005 гг.).

Публикации

По результатам работы опубликовано 13 научных трудов, в т. ч. одна монография, 5 статей, 7 тезисов докладов.

Диссертационная работа является обобщением результатов лабораторных и промысловых исследований автора и коллектива соавторов - сотрудников НГДУ «ТатРИТЭКнефть», Инжиниринговой компании «Инкомп-нефть», Уфимского государственного нефтяного технического университета. В работах, написанных в соавторстве, соискателем осуществлялось общее руководство, постановка задач исследований, разработка основ новых технологических мероприятий, выбор объектов, анализ результатов испытаний и внедрения, оценка эффективности новых технологических решений для предотвращения осложнений при добыче высокосернистой нефти.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов, списка использованной литературы из 106 наименований и приложений. Объем работы составляет 131 страницу машинописного текста, в т. ч. 33 рисунка и 23 таблицы.

Автор выражает благодарность к.т.н. A.B. Емельянову, к.т.н. Л.Е. Каштановой, дт.н. М.В. Голубеву, аспиранту Э.Р. Хайруллиной за помощь в процессе работы над диссертацией.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цель и основные задачи исследований, показаны научная новизна, основные защищаемые положения и практическая ценность работы.

В первой главе представлены особенности разработки и характеристика десяти месторождений, находящихся в эксплуатации в НГДУ «ТатРИТЭКнефть»: Енорусскинского, Киязлинского, Мельниковского и Черемуховского, Северо-Кадеевского, Лугового, Дружбинского, Волковского, Кучуковского, Сокольегор-ского и Киче-Наратской залежи. Месторождения относятся к сложным, насчитывая по разрезу пять продуктивных горизонтов. Продуктивными отложениями являются терригенные пласты-коллекторы нижнего и среднего карбона, девона. Эксплуатационный фонд добывающих скважин НГДУ «ТатРИТЭКнефть» составляет более 250 ед. и постепенно увеличивается. Средний дебит скважин по нефти - около 7,0 т/сут. Нефти разрабатываемых месторождений близки по составу и относятся к типу тяжелых, высокосернистых и высокосмолистых, с повышенной вязкостью. Добываемая продукция скважин характеризуется повышенным содержанием механических примесей, солей, сероводорода (692,6-1062,5 мг/дм3) и планктонных популяций СВБ (до 103 клеток/мл), средней обводненностью (массовая доля воды не более 30 %). Минерализация пластовых вод составляет 176-261 г/л, сточные воды содержат большое количество растворенных солей, а пресные отличаются высоким содержанием кислорода (около 5,0 мг/л) и наличием ионов железа. Добыча и подготовка нефти с такими характеристиками сопровождается рядом осложнений. Наличие большого количества сероводорода в добываемой продукции оказывает негативное влияние на коррозионную стойкость трубопроводов систем нефтесбора и ППД и является основной причиной появления отложений сульфида железа по нижней образующей труб, что может вызвать локальную коррозию. В местах локального поражения возможно, по литературным данным, развитие растрескивания металла труб. При концентрации кислорода более 0,4 мг/л в пресной воде скорость коррозии металла увеличивается

на порядок. Механические примеси формируют отложения по нижней образующей труб, что также служит причиной возникновения интенсивной локальной коррозии. Усиление коррозии вызывают также и продукты жизнедеятельности СВБ: их присутствие способствует развитию локальной коррозии металла под пленками отложений, а также более интенсивному наводороживанию металла, приводящему к охрупчиванию на данных участках. Содержание солей также оказывает влияние на скорость коррозионного разрушения металла оборудования. Хлористые соли, в большом количестве содержащиеся в добываемой продукции (в среднем 18745,2 мг/дм3), затрудняют подготовку нефти: увеличиваются энергетические затраты, расходы химических реагентов и объемы пресной воды.

Продукция скважин Енорусскинского, Киязлинского, Мельниковского и Че-ремуховского нефтяных месторождений направляется на установку подготовки высокосернистой нефти (УПВСН) Периодически на УПВСН поступает продукция предприятия ОАО «Волганефть». Технологический процесс подготовки скважинной продукции на установке ведется по схеме: первая ступень сепарации —> блок предварительного сброса пластовой воды —> блок термохимического обезвоживания —> блок обессоливания —» концевая ступень сепарации —> блок хранения и откачки товарной нефти. В результате применения данной технологической схемы товарная нефть после установки УПВСН не удовлетворяет требованиям для I группы по ГОСТ Р 51858, а пластовая вода, сбрасываемая на блоке предварительного сброса воды и в дальнейшем используемая для нужд ППД, не соответствует показателям ОСТ 39-232-89. Кроме того, планируемый к внедрению банк качества нефти ужесточает требования к содержанию сероводорода и легких меркаптанов в нефти.

Анализ условий разработки и эксплуатации представленных мелких месторождений выявил, что сопровождающие добычу и подготовку высокосернистой нефти осложнения сходны с осложнениями, характерными для крупных, давно разрабатываемых месторождений данного региона. Практика применения известных технологий для добычи и подготовки нефти, хорошо зарекомендовавших себя на других похожих месторождениях Республики Татарстан, показала их недос-

таточную эффективность в данных условиях. В связи с этим принято решение о проведении дополнительных исследований процессов и разработке новых технологий удаления сероводорода из добываемой продукции, защиты трубопроводов и нефтепромыслового оборудования от коррозии, подготовки высокосернистой нефти.

Вторая глава представляет анализ научно-технической информации по вопросам добычи и подготовки высокосернистой нефти, а также удаления серосодержащих соединений из скважинной продукции. Проблемы разработки и эксплуатации нефтяных месторождений и предотвращения осложнений при добьгче нефти подробно исследованы и изучены в работах российских ученых Ю.В. Антипина, М.В. Голубева, A.A. Гоника, ММ. Загирова, А.Х. Мирзаджанзаде, И.Т. Мищенко, K.P. Низамова, М.Н. Персиянцева, Р.З. Сахабутдинова, А.Г. Телина, В.П. Тронова, A.B. Тронова, A.M. Фахриева, Н.И. Хисамутдинова и др. исследователей.

Анализ литературных данных показал, что при добыче и подготовке высокосернистой нефти существует множество методов борьбы с сероводородом, основанных на его нейтрализации или удалении из продукции или предусматривающих предупреждение его образования. В пласте или в скважине оправдано применение бактерицидов, которые используются как для стерилизации нагнетаемой в пласт воды, так и для уничтожения микроорганизмов в пласте. В системах сбора и промысловой подготовки нефти предпочтительными методами удаления сероводорода из продукции нефтяных скважин являются дегазация нефти и воздействие на нее химическими реагентами. В качестве химических реагентов используют главным образом азотсодержащие соединения. Это существенно усложняет и удорожает подготовку нефти.

В третьей главе представлены результаты исследования влияния добываемой высокосернистой нефти на техническое состояние промысловых трубопроводов в условиях НГДУ «ТатРИТЭКнефть». Добываемая продукция характеризуется повышенным содержанием сероводорода, срок эксплуатации трубопроводов составляет в среднем 8 лет, поэтому был проведен коррозионный мониторинг промысловых трубопроводов систем нефтесбора и поддержания пластового дав-

ления. Скорость общей коррозии металла трубопроводов системы ППД, перекачивающих пресную воду, составляет 0,16-0,20 мм/год, трубопроводов систем нефтесбора в водной фазе - 0,05-0,07 мм/год (коррозионная стойкость стали в данных условиях пониженная (балл 6) и устойчивая (балл 5) соответственно).

Для прогнозирования возможного снижения безотказности трубопроводов необходимо выяснить, имеется ли локальное поражение металла труб, которое связано как с высоким содержанием сероводорода в продукции скважин, так и с наличием СВБ. Нефтяные эмульсии и воды системы ППД содержат планктонные популяции СВБ до 103 клеток/мл, при этом большая часть СВБ, содержащихся в нефтепромысловых средах, адгезирована на твердой поверхности.

Количественное содержание СВБ, адгезированных на металлической поверхности образцов-свидетелей в системе нефтесбора на месторождениях Черемухов-ское, Мельниковское, Енорусскинское, Киязлинское и перед установкой УПВСН, определенное методом предельных разведений, составляет до 700 клеток/см2. На образцах-свидетелях, где отмечены рост и развитие адгезированных форм СВБ, наблюдается начальная стадия развития питтинга, выраженная в потемнении локальных участков поверхности металла из-за образовавшейся на них пленки полисульфидов железа вследствие жизнедеятельности бактерий.

В ходе проведенных коррозионных и бактериологических исследований подтвердилась локальная коррозия металла нефтесборных трубопроводов. Разрушения металла, вызванные локальной коррозией, являясь концентраторами напряжений, в сероводородсодержащей среде могут способствовать развитию сероводородного растрескивания вследствие охрупчивания металла труб. Причем, по данным Herbert Н. Uhlig, R. Winston Revie, у низкопрочных углеродистых сталей, в частности стали 20, трещины и расслоения, ориентированные вдоль проката параллельно вектору напряжений, будут образовываться при небольших напряжениях.

Для исследования свойств металла труб, подвергающихся воздействию сероводородсодержащей среды, применяли следующие методы: испытания на ударный изгиб (ударная вязкость при температурах +20 и -40 °С), согласно ГОСТ 9454; ме-

тод световой микроскопии (металлографические исследования) и фрактографиче-ский анализ. Из трубы участка трубопровода ГЗНУ-5 НГДУ «ТатРИТЭКнефть» и не эксплуатировавшейся аналогичной трубы (159x7, материал - сталь 20) были вырезаны темплеты для изготовления образцов. Проведенные исследования показали снижение пластичности металла трубы в результате восьмилетней эксплуатации в сероводородсодержащих средах (при температуре испытаний -40 °С), а при +20 °С значения ударной вязкости оказались ниже у металла не эксплуати-> рующейся трубы. Данные трубы изготовлены в разных условиях, что, несомнен-

но, сказывается на строении, размерах, форме, взаимном расположении зерен, ( включений и различного рода дефектов кристаллической решетки. Значения

ударной вязкости могут изменяться в широком диапазоне в зависимости от перечисленных факторов, поэтому было принято решение о проведении металлографических исследований микроструктуры металла сравниваемых труб.

Металлографические исследования металла труб проводили методом световой микроскопии (с помощью оптического микроскопа «Ер1диапс» при увеличении в 500 раз), позволяющим получать информацию о строении, размерах, форме, взаимном расположении зерен, включений и некоторых дефектах кристаллической структуры, на шлифах, которые получали, разрезая металл труб в трех взаимно-перпендикулярных плоскостях. Микроструктура стали образцов из трубы, не находившейся в эксплуатации, и трубы после восьмилетней эксплуатации представляет двухфазную смесь ферритных зерен и перлитных колоний (рисунок 1).

В обоих случаях структура однородна и изотропна. Принципиальной разни-• цей структуры является различие в размерах зерен феррита и перлита. В первом

случае средний размер зерен составил 10,0 ±1,0 мкм, а для стали после эксплу-тационной наработки - 5,0 ± 0,5 мкм, что связано не с условиями эксплуатации, а с условиями производства труб. Для стали с мелкозернистой структурой при температуре испытаний +20 °С характерно более высокое значение ударной вязкости. В качестве показателя оценки охрупчивания металла трубы в процессе ее эксплуатации был выбран коэффициент относительного изменения значения ударной вязкости при снижении температуры х> так как сравнение абсолютных

значений ударной вязкости сталей не корректно вследствие значительного различия размеров зерен металла двух сравниваемых труб:

.. КСУ.*гс «С^с'

где - среднее значение ударной вязкости стали при +20 °С, Дж/см2;

КСУ - среднее значение ударной вязкости стали при -40 °С, Дж/см2.

Феррит

Феррит

Перлит

Феррит

Перли г

Перлит

Рисунок 1 - Микроструктура стали 20 из трубы: а, в - не эксплуатировавшейся; б, г - находившейся восемь лет в эксплуатации

Поскольку показатель % характеризует изменение значения ударной вязкости стали идентичной структуры, то он позволяет количественно оценить деградацию ее механических свойств в процессе эксплуатации по отношению к той же марке стали аналогичной структуры, но не находившейся в эксплуатации.

Сопоставлением ударной вязкости металла трубы, не находившейся в эксплуатации, и трубы, подвергшейся воздействию сероводородсодержащей срсды,

обнаружены признаки охрупчивания стали в процессе эксплуатации. Оно выразилось в повышении коэффициента % на 25,3 % (степень охрупчивания).

Наличие охрупчивания металла трубы в процессе эксплуатации подтвердилось результатами фрактографического анализа поверхности разрушения образцов после испытаний на ударный изгиб. Так, при температуре испытаний +20 "С величина хрупкой составляющей в образцах из трубы, не подвергшейся эксплутационным воздействиям сероводородсодержащей среды, составляет около 45 % от общей ' площади поверхности разрушения, а в образцах стали после эксплуатации - около

70 %. Снижение температуры деформации (до -40 °С) приводит к увеличению » доли хрупкой составляющей до 55 % в образцах не эксплуатировавшейся трубы

по сравнению с 90 % в образцах стали трубы, подвергшейся восьмилетней эксплуатации.

Проведенные исследования показали, что сероводород и колонии СВБ, находящиеся в продукции скважин, представляют определенную опасность для технического состояния промысловых трубопроводов НГДУ «ТатРИТЭКнефтъ», так как их присутствие усиливает локальное коррозионное разрушение металла труб, провоцируя в дальнейшем развитие сероводородного растрескивания. Чтобы избежать осложнений, связанных с отказами промысловых трубопроводов, было рекомендовано осуществлять постоянный контроль их технического состояния и , коррозионной активности среды. Для этой цели был разработан и внедрен в НГДУ

«ТатРИТЭКнефтъ» технический регламент ТР-26-84-05 «Коррозионный мониторинг нефтепромысловых трубопроводов».

>

Четвертая глава посвящена решению проблемы нейтрализации сероводорода в добываемой продукции и разработке реагента комплексного действия (ингибитор коррозии и бактерицид) для использования в кислородсодержащих средах для подавления жизнедеятельности СВБ.

Для удаления сероводорода из добываемой продукции НГДУ «ТатРИТЭК-нефть» на Киязлинском месторождении в ходе проведенных лабораторных и промысловых исследований некоторых известных реагентов - нейтрализаторов была рекомендована Композиция для нейтрализации сероводорода по

ТУ 2636-004-ОП-1-4213414-2004, которая оказалась самой эффективной и наименее затратной (расходный коэффициент при 100 % нейтрализации сероводорода составил 0,2 единицы).

Результаты лабораторных исследований Композиции в сравнении с гидро-ксидом аммония показали, что при применении данного реагента нефтяная эмульсия практически полностью очищается от сероводорода. Так, при исходном содержании сероводорода 1200 мг/л в нефтяной эмульсии УПВСН (обводненность 4,6 %) после добавления реагентов в количестве 2 л/т нефти в обоих < случаях наблюдалась полная нейтрализация сероводорода. Однако принципиальным отличием в применении Композиции для нейтрализации сероводорода по отношению к гидроксиду аммония является то, что в процессе нейтрализации сероводорода не осаждаются соли в сбрасываемой пластовой воде, что объясняется наличием в Композиции соответствующих комплексообразователей и поверхностно-активных веществ (ПАВ).

Были рекомендованы точки ввода Композиции для нейтрализации сероводорода: прием насоса добывающей скважины (через затрубное пространство) с использованием глубинного насоса-дозатора; начало сборного коллектора, выходящего из автоматической групповой замерной установки (АГЗУ); перед де-пульсаторами и газосепараторами сепарационных установок с насосной откачкой, дожимных насосных станций (ДНС) или в концевых совмещенных сепарационных установках в нефтесборных парках.

В НГДУ «ТатРИТЭКнефть» были поведены испытания технологии нейтрализации сероводорода рекомендованной композицией. Композиция для нейтра- 1 лизации сероводорода в количестве 6 т непрерывно подавалась перед узлом предварительного сброса воды на установке УПВСН с расходом 20 л/ч. Пресная вода подавалась перед печами нагрева в объеме 15 м3/ч. Спустя 20 ч после начала подачи композиции определяли содержание сероводорода на входе на установку через каждые 6 ч, остаточное содержание на выходе с установки - через каждые 3 ч на газовом хроматографе марки «Кристалл-2000М».

Результаты экспериментов, проводимых в течение суток, показали снижение

содержания сероводорода в нефти с 342,7-381,2 до 17,6-35,4 ррш. Таким образом, доказана перспективность использования данной композиции для нейтрализации сероводорода, которая при введении банка качества нефти позволит эффективно удалять сероводород из добываемой продукции НГДУ «ТатРИТЭКнефть».

Для подавления роста СВБ, чтобы исключить возможность образования сероводорода и, как следствие, развитие локальной коррозии металла под пленками отложений и интенсивное наводороживание металла, при участии автора разработан реагент комплексного действия Аквакор 7202-12 на базе ингибитора коррозии в кислородсодержащих средах Аквакор 7202, в котором в качестве антибактериальной добавки для подавления роста СВБ используется химическое соединение 2-(4-пиридил)-3-пентил-6-бром-8-нитрилохинолин. Необходимость разработки нового реагента обусловлена тем, что на месторождениях НГДУ «ТатРИТЭКнефть» используемые ингибиторы коррозии не обеспечивали требуемой эффективности защиты металла от коррозии, а в ряде случаев способствовали ее промотированию. Испытания подавляющего действия химического соединения 2-(4-пиридил)-3-пентил-6-бром-8-нитрохинолина проводили в соответствии с РД 39-0147103-350-89 «Оценка бактерицидной эффективности реагентов относительно адгезированных клеток СВБ при лабораторных испытаниях» в сравнении с аналогичным по структуре и действию химическим соединением 4-амино-пиридин. Результаты (таблица 1) показали преимущество химического соединения 2-(4-пиридил)-3-пентил-6-бром-8-нитрохинолина в качестве бактерицида в сравнении с аналогом, а именно в высокой степени защиты (аналог можно использовать при СВБ в количестве равном 103 клеток/мл, при большем количестве СВБ он не эффективен) и низких нормах расхода (50 мг/л против 500 мг/л у аналога).

Лабораторные исследования эффективности ингибитора коррозии и бактерицида в пресных водах позволили определить оптимальную технологию подачи реагента комплексного действия Аквакор 7202-12 (рисунок 2): ударная дозировка 150 мг/л в течение времени, необходимого для полного прохождения ингибиро-ванной водой пласта, с переходом на постоянную дозировку - 25 мг/л.

Таблица J - Эффективность 2-(4-пиридил)-3-пентил-6-бром-8-нитрохинолина

Количество СВБ, клеток/мл Исследуемое соединение Дозировка, мг/л Контрольный посев

50 75 100 150 500

101 4-аминопиридин + + + + - +

2-(4-пиридил)-3-пентил-6-бром-8-нитрохинолин - - - - - +

10" 4-аминопиридин + + + + + +

2-(4-пиридил)-3-пенгая-6-бром-8-нитрохинолин - - - - +

Примечание + Наблюдается рост СВБ.

± Частичное подавление роста СВБ. - Полное подавление роста СВБ

0,04

0,035

t 0,03 5

1 0,025

ет

I 0,02

о ^

if 0,015 о

о

о 0.01 ü и

0.005

о-

О 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 В00 Время экспозиции, мин

Рисунок 2 - Эффективность ингибитора Аквакор 7202-12 в пресных водах

Опытно-промышленные испытания ингибитора Аквакор 7202-12 показали (рисунок 3), что при соблюдении данной технологии реагент обеспечивает полное подавление роста и развития СВБ, а также защиту от коррозии металла внутренней поверхности труб системы ППД с использованием пресных вод (степень защиты не менее 90 %).

1 2

О о. о.

о *

л

I-

о

0,6 0,5 0,4 0,3 0.2

.2 0.1

О

Без ингиб А А

А Л итора А

\/ 1 А/ 1А А/ у

/ V V

А» вакор 720: 2-12

50 100 150

Время экспозиции мин

200

250

Рисунок 3 - Скорость коррозии металла в неингибированной и ингибирован-ной Аквакор 7202-12 пресной воде

В пятой главе рассматриваются вопросы усовершенствования технологии подготовки высокосернистой нефти.

На установку подготовки высокосернистой нефти поступает продукция, представляющая карбоновую, высокосернистую, парафиновую нефть с большим содержанием асфалЬ1енов, силикагелевых смол, хлористых солей (до 19000 мг/дм3)

Незначительная обводненность осложняется высокой минерализацией попутно добываемой пластовой воды.

В связи с этим затрудняется подготовка нефти, увеличиваются энергетические затраты, расходы химических реагентов, объемы пресной воды. В результате применения технологической схемы товарная нефть после установки УПВСН не удовлетворяла требованиям для I группы по солям, а пластовая вода, сбрасываемая на блоке предварительного сброса воды и в дальнейшем используемая для нужд ППД, не соответствовала показателям стандарта по содержанию нефтепродуктов.

При участии автора был проведен комплекс лабораторных экспериментов по обессоливанию и обезвоживанию нефти, в ходе которых были отработаны основ-

ные принципы совершенствования существующей технологии обезвоживания и обессоливания нефти. В лабораторных условиях в исходную нефть с обводненностью 20 % и содержанием хлористых солей 19000 мг/дм3 подавали деэмульгатор в количестве 60-100 г/т нефти. После двухчасового отстоя содержание остаточной воды составило 0,1-0,4 %, а хлористых солей - 260-320 мг/дм3. Затем в исходную нефть подавали деэмульгатор с расходом 60-100 г/т нефти, дренажную воду с температурой 30 °С (сбрасываемую с узла обессоливания) и подогретую до 70 °С нефть.

Для поддержания температуры в отстойниках предварительного сброса Т = 35-40 °С количество теплоносителя должно составлять 50-60 м3/ч (15-18 % от общего объема сырья). После двухчасового отстоя содержание остаточной воды составило 0,01-0,1 %, хлористых солей 100-170 мг/дм3

После этого в полученную обезвоженную нефть (содержание остаточной воды 0,01-0,1 %) подавали 5-20 % (к объему нефти) пресной воды, затем нагревали до температуры 70 °С. После трехчасового отстоя количество хлористых солей в нефтяной фазе составило 40-120 мг/дм3 (рисунок 4).

Количество пресной воды, %

Рисунок 4 - Эффективность обессоливания нефти в зависимости от количества подаваемой пресной воды

При добавлении 8 % пресной воды количество солей снизилось до 98 мг/дм3. Дальнейшее увеличение добавляемой пресной воды обеспечивает стабильное уменьшение содержания солей в нефти: при 20 % пресной воды количество солей снижается до 40 мг/дм3. В работе было рекомендовано добавление 10-15 % пресной воды, в результате чего содержание солей в нефти составляет 50-70 мг/дм3. В обезвоженную нефть (содержание остаточной воды 0,01-0,1 %) подавали пресную воду в количестве 15 % (к объему нефти), затем нагревали до температуры 55-80 °С и дозировали деэмульгатор в количестве 10-30 г/т нефти. После двухчасового отстоя получили, что наименьшее содержание остаточной воды в нефти 0,1 % наблюдается при расходе деэмульгатора 20 г/т нефти при Т = 70 °С. При температурах 60 и 65 °С остаточное содержание воды составляет 0,2-1,0 %, но нагрев нефти до таких температур увеличит расход теплоносителя для обеспечения процесса деэмульсации на стадии предварительного сброса воды. Повышение температуры нагрева нефти выше 70 °С (остаточное содержание воды в нефти составляет при Т = 75 °С - 0,2-0,5 % при дозировке деэмульгатора 15-25 г/т) нецелесообразно, тем более что проектная температура нагрева в печи - не выше 70 °С.

На основании лабораторных исследований предложена усовершенствованная технология, позволяющая на существующем оборудовании стабилизировать режимы подготовки нефти и получить в итоге товарную нефть, удовлетворяющую требованиям стандартов (выход товарного продукта с содержанием хлоридов солей не более 100 мг/л, с массовой долей воды не более 0,5 %). Предлагаемый способ совершенствования технологии включает подачу реагента-деэмульгатора, отстой нефти, подачу пресной воды, нагрев и процесс обессоливания нефти, при этом на линии подачи реагента-деэмульгатора, пресной воды и подогретой дренажной воды устанавливается смесительное устройство, позволяющее интенсифицировать перемешивание деэмульгатора, дренажной и пресной воды с подготавливаемой нефтью (рисунок 5).

Разбавление солей осуществляется следующим образом: объем воды, дренируемый с узла обессоливания, через смесительное устройство подается на узел предварительного сброса, в результате чего слабоминерализованная вода разбавля-

ет пластовую воду с повышенной минерализацией на узлах предварительного сброса и глубокого обезвоживания. Для эффективной отмывки (вывода из нефтяной фазы кристаллов хлористых солей) пресную воду необходимо подавать в подготавливаемую продукцию с содержанием остаточной воды не более 1 % через смесительное устройство непосредственно перед печами нагрева в объеме 1015 % (на нефтяную фазу).

Газожвдкостная

Рисунок 5 - Способ обессоливания нефти

Для того чтобы получить остаточное содержание пластовой воды в нефтяной фазе не более 1 % предложено организовать подачу нагретой до 70 °С обезвоженной нефти (15-18 % в пересчете на объем нефти) на узел глубокого обезвоживания, в результате чего повышение температуры деэмульсации (до 35-40 °С) позволит удалять по линии дренажа максимальное количество попутно добываемой пластовой воды.

Реагент-деэмульгатор в количестве 60 г/т нефти подается в смесительное

устройство перед узлом предварительного сброса для отделения пластовой воды, и в нагретую нефть в количестве 15-20 г/т нефти перед узлом обессоливания для отделения промывочной воды.

В результате применения предлагаемого способа обессоливания нефти на установке УПВСН в НГДУ «ТатРИТЭКнефть» содержание хлористых солей в нефти составляет 55-91 мг/л (таблица 3).

Таблица 3 - Содержание хлористых солей по объектам установки подготовки высокосернистой нефти

Место отбора проб Содержание хлористых солей в нефти, мг/л

До применения предлагаемого способа После применения предлагаемого способа

Узел предварительного сброса 717-1723 382-796

Узел глубокого обезвоживания 153-299 80-107

Узел обессоливания 133-215 65-100

Товарная нефть 112-158 55-91

Таким образом, использование данных рекомендаций позволило получить достаточно высокое качество нефти с остаточным содержанием воды до 0,5 % и концентрацией хлористых солей до 100 мг/л. Экономический эффект от внедрения составил 190 млн р. (по ценам 2004 г.).

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Анализ условий разработки и эксплуатации месторождений НГДУ «ТатРИТЭКнефть» показал, что добыча нефти осложнена высоким содержанием в добываемой продукции серосодержащих соединений, в частности сероводорода, солей, наличием СВБ и механических примесей, высокой вязкостью нефти и сильной минерализацией пластовых вод. В этих условиях используемые технологии для предотвращения осложнений при добыче и подготовке нефти оказываются не всегда эффективными, что обосновывает необходимость разработки новых технологий для предотвращения осложнений при добыче высокосернистой нефти и повышения качества ее подготовки.

2 На основе лабораторных исследований для оценки охрупчивания металла рекомендован коэффициент относительного изменения значения ударной вязкости. Доказано увеличение хрупкости металла труб в сероводородсодержащей среде за восемь лет эксплуатации в условиях НГДУ «ТатРИТЭКнефть» на 25, 3 %.

3 На основании лабораторных и опытно-промышленных испытаний разработана технология нейтрализации сероводорода в продукции скважин с использованием Композиции по ТУ 2636-(Ю4-ОП-1-4213414-2004.

4 По результатам лабораторных исследований разработан, изготовлен по заказу НГДУ «ТатРИТЭКнефть» для проведения опытно-промышленных испытаний и внедрен реагент комплексного действия Аквакор 7202-12, обеспечивающий защиту металла от коррозии в кислородсодержащих средах (не менее 90 %) и полное подавление жизнедеятельности СВБ в пласте за счет высоких бактерицидных свойств соединения 2-(4-пиридил)-3-пентил-6-бром-8-нитрилохинолин.

5 По результатам лабораторных исследований и опытно-промышленных испытаний обоснованы параметры процесса и разработан способ обессоливания высокосернистой нефти путем разбавлении на стадии предварительного сброса пластовой воды с высокой минерализацией слабоминерализованной водой, а также последующей отмывкой солей из нефтяной фазы пресной водой в объемах, оптимизированных относительно остаточной минерализации солей в нефти. Это позволило на существующем оборудовании установки подготовки высокосернистой нефти получить товарную нефть I группы согласно ГОСТ Р 51858-2002 с остаточным содержанием воды до 0,5 % и концентрацией хлористых солей до 100 мг/л. Получен фактический экономический эффект 190 млн р. (в ценах 2004 г.).

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Кудасов В.В., Масланов A.A., Шайдаков В.В. и др. Сбор и подготовка сернистой нефти. - Уфа: Монография, 2005. - 128 с.

2. Масланов A.A. Проблемы добычи высокосернистой нефти в НГДУ «ТатРИТЭКнефть» // Интервал. - 2006. - № 1. - С. 4-6.

3. Гоник A.A., Журавлев Г.В., Масланов A.A. и др. Особенности микробиоло-

гического заражения нефтяных пластов сульфатвосстанавливаю'щими бактериями и техногенные последствия этого процесса при разработке нефтяных месторождений // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья: Тез. докл. Науч.-практ. конф. 19 мая 2004 г. - Уфа: ТРАНСТЭК, 2004. - С. 125-126.

4. Масланов A.A., Шайдаков В.В.. Емельянов A.B. и др. О совместимости пресных и минерализованных вод НГДУ «ТатРИТЭКнефть» // Нефтегазовое дело. - Уфа: УГНТУ, 2005. - www.ogbus.ru/authors/Maslanov/ Maslanov_l.pdf. - 4 с.

5. Масланов A.A., Шайдаков В.В.. Емельянов A.B. и др. Ингибирование пресных вод в НГДУ «ТатРИТЭКнефть» // Башкирский химический журнал. - 2005. -Т. 12,-№2.-С. 45-47.

6. Гоник A.A., Журавлев Г.В., Масланов A.A. и др. Механизм локальной коррозии на поверхности нефтегазопроводов Западной Сибири и пути предотвращения их разрушения // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья: Тез. докл. Науч.-практ конф. 19 мая 2004 г. - Уфа: ТРАНСТЭК, 2004. - С. 76-77.

7. Масланов A.A., Шайдаков В.В., Ценев Н.К. и др. Оценка степени охрупчи-вания металла промысловых труб в условиях эксплуатации // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. VI Конгресс нефтегазопромышленников: Тез. докл. Научн.-практ. конф. - Уфа: ТРАНСТЭК, 2005. - С. 48-49.

8. Масланов A.A., Хуснутдинов P.A., Емельянов A.B. Разработка реагента комплексного действия на основе ингибитора коррозии в кислородсодержащих средах // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. VI Конгресс нефтегазопромышленников: Тез. докл. Научн.-практ. конф. - Уфа: ТРАНСТЭК, 2005. - С. 90-91.

9. Масланов A.A., Шайдаков В.В.. Емельянов A.B. и др. Оценка коррозионной активносш промысловых сред НГДУ «ТатРИТЭКнефть» // Мировое сообщество: проблемы и пути решения: Сб. науч. ст. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2005. - № 17. -С. 79-82.

10. Масланов A.A., Голубев В.Ф., Голубев M.B. и др. Стабилизация режима установки подготовки нефти НГДУ «ТатРИТЭКнефть» // Нефтяное хозяйство. -2005.-№ 11.-С. 98-99.

11. Масланов A.A. Предотвращение осложнений при добыче высокосернистой нефти // Современные проблемы науки и образования. Юбилейная конф., по-свящ. 10-летию Академии естествознания: Тез. докл. - Москва, 2005. - С. 36-37.

12. Кудасов В.В., Масланов A.A., P.A. Хуснутдинов и др. Ингибирование кислородсодержащих сред // Трубопроводный транспорт - 2005: Тез. Докл. Между-нар. уч.-науч.-практ. конф. - Уфа: УГНТУ, 2005. - С. 104-105.

13. Шайдаков В.В., Емельянов A.B., Масланов A.A. Проблема эксплуатации промысловых трубопроводов на месторождениях высокосернистой нефти // Трубопроводный транспорт - 2005: Тез. докл. Междунар. уч.-науч.-практ. конф. -Уфа: УГНТУ, 2005. - С.163-164.

Подписано в печать 3.05.2006 г. Формат 60x84'/16. Усп.печ л 1,26. Бумага офсетная. Гарнитура Times. Тираж 100 экз Заказ № 18-06.

Отпечатано в типофафии ООО «Мастер-Копи» г Уфа, ул Айская, 46

г

*

(

I

Í

i I

*

/ »

¿QOGfl AW2À

»11121

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Масланов, Александр Анатольевич

ВВЕДЕНИЕ

1. ОСОБЕННОСТИ ДОБЫЧИ, СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ В НГДУ «ТАТРИТЭКНЕФТЬ»

1.1. Характеристика месторождений

1.2. Свойства скважинной продукции и вод систем ППД

1.3. Система сбора и подготовь нефти 24 Выводы по первой главе

2. АНАЛИЗ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ ПО ВОПРОСАМ ДОБЫЧИ И ПОДГОТОВКИ ВЫСОКОСЕРНИСТОЙ НЕФТИ

2.1. Негативное воздействие серосодержащих соединений при добыче, сборе и подготовки нефти

2.2. Способы нейтрализации сероводорода 39 Выводы по второй главе

3. ВЛИЯНИЕ ДОБЫВАЕМОЙ ВЫСОКО СЕРНИСТОЙ НЕФТИ НА ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДНЫХ КОММУНИКАЦИЙ НГДУ «ТАТРИТЭКНЕФТЬ»

3.1. Коррозионные испытания

3.2. Оценка уровня колонизации СВБ металлической поверхности трубопроводов

3.3. Механические свойства трубной стали

3.4. Металлографические исследования трубной стали 69 Выводы по третьей главе

4. ТЕХНОЛОГИЯ НЕЙТРАЛИЗАЦИИ СЕРОВОДОРОДА В ДОБЫВАЕМОЙ ПРОДУКЦИИ НГДУ «ТАТРИТЭКНЕФТЬ» 85 4.1. Сравнительный анализ реагентов-нейтрализаторов сероводорода

4.2. Разработка технологии нейтрализации сероводорода в НГДУ «ТатРИТЭКнефть»

4.3. Технология подавления жизнедеятельность СВБ в НГДУ «ТатРИТЭКнефть» 95 Выводы по четвертой главе 98 5. УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПОДГОТОВКИ ВЫСОКОСЕРНИСТОЙ НЕФТИ

5.1. Особенности подготовки нефти в НГДУ «ТатРИТЭКнефть»

5.2. Деэмульсация и обессоливание нефти

5.3. Рекомендации по усовершенствованию технологии подготовки высокосернистой нефти 111 Выводы по пятой главе 113 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 114 Список используемой литературы 116 ПРИЛОЖЕНИЕ А 126 ПРИЛОЖЕНИЕ Б 127 ПРИЛОЖЕНИЕ В 128 ПРИЛОЖЕНИЕ Г 129 ПРИЛОЖЕНИЕ Д 130 ПРИЛОЖЕНИЕ Е

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Предотвращение осложнений при добыче высокосернистой нефти"

Более половины объема добываемой в России нефти характеризуется высоким содержанием серы (свыше 1,8 % по массе). В Республике Татарстан на сегодняшний день высокосернистая нефть составляет 53 % текущей добычи нефти. К 2015 году высокосернистая нефть составит уже порядка 60 % от республиканской добычи, что связано с вовлечением в разработку мелких месторождений. Прирост добычи нефти из этих объектов обеспечивается в основном малыми и средними нефтяными компаниями, к числу которых относится НГДУ «ТатРИТЭКнефть».

Разработка и эксплуатация месторождений высокосернистых нефтей ведется в сложных геологических условиях и характеризуется комплексом проблем и осложнений, таких как высокие вязкость нефти и минерализация пластовых вод и наличие механических примесей. Сероводород и сульфат-восстанавливающие бактерии (СВБ) в добываемой продукции увеличивают вероятность коррозионного разрушения металла промысловых трубопроводов. Подготовка таких нефтей требует проведения дополнительных мероприятий, что, в свою очередь, сказывается на себестоимости товарной нефти.

В связи с этим использование традиционных технологий добычи и подготовки нефти становится малоэффективным. В значительной степени это объясняется недостаточной изученностью ряда процессов добычи, внутри-промыслового транспорта и подготовки высокосернистой нефти.

Актуальность исследований процессов добычи высокосернистых нефтей возрастает в связи с увеличением цен на мировом нефтяном рынке и повышением требований к качеству сдаваемой товарной нефти, заставляя изменять и совершенствовать существующие технологии подготовки нефти, а также обоснованно внедрять новые технические и технологические решения.

Цель работы.

Разработка комплекса технологических мероприятий, направленных на предотвращение осложнений при добыче высокосернистой нефти и повышение качества ее подготовки.

Основные задачи исследований.

1. Анализ осложнений, сопровождающих разработку и эксплуатацию месторождений высокосернистых нефтей НГДУ «ТатРИТЭКнефть», и оценка перспектив их дальнейшего развития.

2. Исследование влияния добываемой высокосернистой нефти на техническое состояние промысловых трубопроводных коммуникаций.

3. Обоснование перспективности технологий нейтрализации сероводорода в скважинной продукции НГДУ «ТатРИТЭКнефть» в свете введения банка качества нефти.

4. Разработка реагента комплексного действия (ингибитор коррозии и бактерицид) для защиты от коррозии металла труб в кислородсодержащих средах и полного подавления СВБ в пласте.

5. Разработка способа подготовки высокосернистой нефти с повышенным содержанием хлористых солей.

Методы исследований.

Решение поставленных задач осуществлялось с помощью лабораторных, промысловых и аналитических методов исследования. Для анализа использовались отчетная информация и результаты, полученные в ходе исследований, которые проводились на лабораторных моделях и промысловых объектах.

Научная новизна.

1. Экспериментальными исследованиями для оценки охрупчивания металла труб в процессе их эксплуатации в сероводородсодержащей среде установлены численные значения коэффициента относительного изменения ударной вязкости от температуры.

2. Доказаны бактерицидные свойства химического соединения 2-(4-пиридил)-3-пентил-6-бром-8-нитрилохинолин, на основе которого разработан ингибитор коррозии с бактерицидными свойствами для кислородосодер-жащих сред.

3. Обоснованы параметры процесса обессоливания высокосернистой нефти путем разбавления на стадии предварительного сброса пластовой воды с высокой минерализацией слабо минерализованной и последующей отмыв кой солей из нефтяной фазы пресной водой, которая подается непосредственно перед печами нагрева в объемах, оптимизированных относительно остаточной минерализации солей в нефти.

Основные защищаемые положения.

1. Результаты анализа осложнений при добыче и подготовке высокосернистой нефти на основе результатов лабораторных и промысловых исследований.

2. Методический подход и результаты исследований охрупчивания металла труб в сероводородсодержащих средах.

3. Результаты исследований бактерицидных свойств химического соединения 2-(4-пиридил)-3-пентил-6-бром-8-нитрилохинолин.

4. Обоснованные технологические параметры процесса и способ обессоливания высокосернистой нефти.

Практическая ценность и реализация работы.

Разработан и внедрен в НГДУ «ТатРИТЭКнефть» технический регламент «Коррозионный мониторинг нефтепромысловых трубопроводов» ТР-26-84-05 (приказ № 363 от 31.10.05), в результате чего выявлена локальная коррозия вследствие отложения сульфида железа по нижней образующей труб, которая, из-за большого количества сероводорода в добываемой продукции, способна провоцировать охрупчивание и растрескивание металла труб.

Проведены опытно-промышленные испытания технологии нейтрализации сероводорода в добываемой продукции с использованием композиции по

ТУ 2636-004-ОП-1-4213414-2004 и доказана перспективность ее применения в НГДУ «ТатРИТЭКнефть».

По заказу НГДУ «ТатРИТЭКнефть» в 2005 г. произведена опытно-промышленная партия реагента комплексного действия Аквакор 7202-12, в котором в качестве антибактериальной добавки используется химическое соединение 2-(4-пиридил)-3-пентил-6-бром-8-нитрилохинолин.

На установке подготовки высокосернистой нефти НГДУ «ТатРИТЭКнефть» проведена интенсификация процесса обессоливания нефти, в результате чего содержание хлористых солей в нефти снизилось до значения менее 100 мг/л, что соответствует качеству товарной нефти I группы. Фактический экономический эффект от внедрения разработок составил 190 млн. руб. (в ценах 2004 г.).

Апробация работы.

Материалы диссертации докладывались на научно-практических конференциях (Уфа, 2004 г.), конгрессе нефтегазопромышленников (Уфа, 2005 г.), международной учебно-научно-практической конференции (Уфа, 2005 г.), юбилейной конференции, посвященной 10-летию Академии естествознания (Москва, 2005 г.).

Результаты работы обсуждались на научно-технических и технических советах НГДУ «ТатРИТЭКнефть» » (2003-2005 гг.).

Публикации.

По результатам работы опубликовано 13 научных трудов, в том числе одна монография, 5 статей, 7 тезисов докладов.

Диссертационная работа является обобщением результатов лабораторных и промысловых исследований автора и коллектива соавторов - сотрудников НГДУ «ТатРИТЭКнефть», Инжиниринговой компании «Инкомп-нефть», Уфимского государственного нефтяного технического университета. В работах написанных в соавторстве соискателю принадлежит общее руководство, постановка задач исследований, разработка основ новых технологи-ческихмероприятий, выбор объектов, анализ результатов испытаний и внедрения, оценка эффективности новых технологических решений для предотвращения осложнений при добыче высокосернистой нефти.

Структура работы и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов, списка использованной литературы из 106 наименований и приложений. Объем работы составляет 131 страницу машинописного текста, в том числе 33 рисунка и 23 таблицы.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Масланов, Александр Анатольевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Анализ условий разработки и эксплуатации месторождений НГДУ «7 гРИТЭКнефть» показал, что добыча нефти осложнена высоким содержанием в добываемой продукции серосодержащих соединений, в частности, сероводорода, солей, наличием СВБ и механических примесей, высокой вязкостью нефти и сильной минерализацией пластовых вод. В этих условиях используемые технологии для предотвращения осложнений при добыче и подготовки нефти оказываются не всегда эффективными, что обосновывает необходимость разработки новых технологий для предотвращения осложнений при добыче высокосернистой нефти и повышения качества ее подготовки.

2. На основе лабораторных исследований для оценки охрупчивания металла рекомендован коэффициент относительного изменения значения ударной вязкости. Доказано увеличение хрупкости металла труб в сероводород-содержащей среде за восемь лет эксплуатации в условиях НГДУ «ТатРИ-ТЭКнефть» на 25,3 %.

3. На основании лабораторных и опытно-промышленных испытаний разработана технология нейтрализации сероводорода в продукции скважин с использованием композиции по ТУ 2636-004-ОП-1-4213414-2004.

4. По результатам лабораторных исследований разработан и изготовлен по заказу НГДУ «ТатРИТЭКнефть» для проведения опытно-промышленных испытаний реагент комплексного действия Аквакор 7202-12, обеспечивающий защиту металла от коррозии в кислородсодержащих средах (не менее 90 %) и полное подавление жизнедеятельности СВБ в пласте за счет высоких бактерицидных свойств соединения 2-(4-пиридил)-3-пентил-6-бром-8-нитрилохинолин.

5. По результатам лабораторных исследований и опытно-промышленных испытаний обоснованы параметры процесса и разработан способ обессоли-вания высокосернистой нефти путем разбавлении на стадии предварительного сброса пластовой воды с высокой минерализацией слабо минерализованной водой и последующей отмывкой солей из нефтяной фазы пресной водой в объемах, оптимизированных относительно остаточной минерализации солей в нефти. Это позволило на существующем оборудовании установки подготовки высокосернистой нефти получить товарную нефть I группы согласно ГОСТ Р 51858-2002 с остаточным содержанием воды до 0,5 % и концентрацией хлористых солей до 100 мг/л. Получен фактический экономический эффект 190 млн. руб. (в ценах 2004 г.).

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Масланов, Александр Анатольевич, Уфа

1. Масланов A.A., Шайдаков В.В., Емельянов A.B. и др. Оценка коррозионной активности промысловых сред НГДУ «ТатРИТЭКнефть» // Мировое сообщество: проблемы и пути решения: Сб. науч. ст. Уфа: изд-во УГНТУ, 2005. -№ 17.-79-82.

2. Масланов A.A., Шайдаков В.В. Емельянов A.B. и др. О совместимости пресных и минерализованных вод НГДУ «ТатРИТЭКнефть» // Нефтегазовое дело. Уфа: УГНТУ, 2005. - www.ogbus.ru/authors/Maslanov/ Maslanovl.pdf. -4 стр.

3. Гумеров А.Г., Дьячук А.И., Радионова C.B. Системы сбора продукции скважин. Пути обеспечения их безопасной работы. Уфа: Транстэк, 2001. - 80 с.

4. Куликов В.Д., Шибнев А. В., Яковлев А.Е., Антипьева В.Н. Промысловые трубопроводы. М: Недра, 1994. - 303 с.

5. Шайдаков В.В., Емельянов A.B., Масланов A.A. Проблема эксплуатации промысловых трубопроводов на месторождениях высокосернистой нефти // Трубопроводный транспорт 2005: Тез. Докл. Междунар. Уч.-науч.-практ. Конф. - Уфа: УГНТУ, 2005. - С.163-164.

6. Масланов A.A. Проблемы добычи высокосернистой нефти в НГДУ «ТатРИТЭКнефть» // Интервал. 2006. - № 1. - С. 4-6.

7. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти. Уфа: Башк. кн. изд-во, 1987. - 168 с.

8. Валеев М.Д., Антипин Ю.В., Уразаков K.P. Пути повышения межремонтного периода эксплуатации скважин. Деп. ВНИИОЭНГ, № 2001-НГ93 биб. Указатель ВНИТИ «Депонированные научные работы», 1993. № 8. - С. 7-9.

9. Ибрагимов Н.Г., Хафизов А.Р., Голубев М.В. и др. Осложнения в нефтедобыче / Под ред. Е.И. Ишемгужина. Уфа: ООО «Издательство научно-технической литературы «Монография». - 2003. - 302 с.

10. Пат. 2175712 РФ. Способ нейтрализации сероводорода в скважине / В.Ф. Голубев, H.H. Хазиев, JIM. Мамбетова, М.В. Голубев, Ф.Д. Шайдуллин // Б.И.-2000.

11. Заявка № 2005102677 на выдачу пат. РФ. Состав для нейтрализации сероводорода / В.Ф. Голубев, М.В. Голубев, JIM. Мамбетова и др. // Дата подачи 03.02.2005.

12. Котов В.А., Гарифуллин И.Ш., Гоник A.A. и др. Образование осадков сульфидов железа в скважинах и влияние их на отказы ЭЦН // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 4. - С. 58-62.

13. Гоник A.A. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее предупреждения. М.: Недра, 1976. - 192 с.

14. Галеев Р.Г., Тахаутдинов Ш.Ф., Загаров М.М. и др. Основные направления и результаты работ по борьбе с коррозией нефтепромыслового оборудования // Нефтяное хозяйство. — 1998. № 7.

15. Лобанов Б.С., Магалимов А.Ф., Загаров М.М. и др. Основные направления борьбы с коррозией нефтепромыслового оборудования // Нефтяное хозяйство. 1985. - № 2.

16. Лобанов Б.С., Магалимов А.Ф., Загаров М.М. и др. Основное направление борьбы с коррозией нефтепромысловых трубопроводов // Нефтяное хозяйство. 1987. - № 2.

17. Загаров М.М., Тахаутдинов Ш.Ф., Магалимов А.Ф. и др. Повышение эксплуатационной надежности промысловых трубопроводов // Нефть татарстана.- 1998. -№ 1.-С. 91-95.

18. Мирзаджанзаде А.Х., Ковалев А.Г., Зайцев Ю.В. Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей. -М.: Недра, 1972. 200 с.

19. Мирзаджанзаде А.Х., Алиев H.A., Юсифзаде Х.Б., Салаватов Т.Ш., Шейдаев А.Ч. Фрагменты разработки морских нефтегазовых месторождений. — Баку: Элм, 1997.-408 с.

20. Лисовский Н. Н., Жданов С. А., Мищенко И. Т. Совершенствование технологии разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство, 1996.-№9-с. 36.

21. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учеб. пособие для вузов. -М.: Нефть и газ, 2003. 816 с.

22. Низамов K.P., Калимуллин A.A. Разработка методов повышения эксплуатационной надежности нефтепромысловых трубопроводов // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 11. - С. 35-36.

23. Гутман Э.М., Низамов K.P., Гетманский М.Д., Низамов Э.А. и др. Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии. М.: Недра, 1983. — 235 с.

24. Мурзагильдин З.Г., Низамов K.P., Пестрецов Н.В. и др. Нейтрализация сероводорода в продукции добывающих скважин // нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ. -1995. № 6. - С. 35-36.

25. Сабирова А.Х., Юдина Е.Г., Мурзагильдин З.Г., Низамов K.P., Юмагу-жин М.С. Исследование адгезированных на металле сульфатвосстанавливаю-щих бактерий // Нефтяное хозяйство. 1986. - № 7.

26. Сафонов E.H., Волочков Н.С., Низамов K.P. Повышение эксплуатационной надежности систем сбора, подготовки нефти, газа и воды // Нефтяное хозяйство. 2004. -№ 9.

27. Низамов K.P. Проблемы зашиты металлов от коррозии в нефтегазодобыче // Нефтяное хозяйство. — 1990. № 9.

28. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. 653 с.

29. Персиянцев М.Н., Гришагин A.B., Андреев В.В., Рябин А.Н. О влияниисвойств нефтей на качество сбрасываемой воды при предварительном обезвоживании продукции скважин // Нефтяное хозяйство. 1999. - № 3. - С. 47-49.

30. Пат. 1236244 СССР. Способ подготовки сероводородсодержащей нефти к трубопроводному транспорту / В.П. Тронов, Р.З. Сахабутдинов, А.И. Ши-реев и др. // Б.И. -1986. № 21.

31. Пат. 2016633 РФ. Установка для очистки газа от сероводорода / Р.З. Сахабутдинов, В.П. Тронов, P.M. Гарифуллин и др. // Б.И. 1994.

32. Хисамутдинов Н.И., Тахаутдинов Ш.Ф., Телин А.Г. и др. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. - 2001. - 184 с.

33. Муравленко C.B., Артемьев В.Н., Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г. 3., Телин А.Г. и др. Разработка нефтяных месторождений. Том Ш. Сбор и подготовка промысловой продукции. 1994. - 148 с.

34. Смолянец Е.Ф., Телин А.Г., Кузнецов О.Э. и др. Осложнения в добыче нефти и борьба с ними // Нефтяное хозяйство. 1994. - № 2.

35. Тронов В.П., Ахмадеев Г.М., Саттаров У.Г. Развитие техники и технологии промысловой подготовки нефти в Татарии / Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1981. - Вып. 18. - 39 с.

36. Тронов В.П., Ширеев А.И., Тронов A.B. и др. Повышение эффективности промысловой подготовки продукции скважин // Нефтяное хозяйство. — 1987.- №2.

37. Тронов В.П., Ширеев А.И., Тронов A.B. и др. Научно-технический прогресс в области подготовки продукции скважин //Нефть Татарстана. — 1998. № 1.-С. 49-53.

38. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. -М.: Недра, 1977. 271 с.

39. Тронов В.П., Ширеев А.И., Исмагилов И.Х. и др. Научно-технический прогресс в области подготовки нефти на месторождениях Татарстана //Нефтяное хозяйство. 1994. - № 7. - С. 60-63.

40. Пат. 2187627 РФ. Способ нейтрализации сероводорода в нефтяной скважине / А.М. Фахриев, P.A. Фахриев // Б.И. 2002.

41. Пат. 2228946 РФ. Состав для нейтрализации сероводорода, подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий и ингибирования коррозии в нефтепромысловых средах / A.M. Фахриев, P.A. Фахриев // Б.И. 2002.

42. Пат. 2241018 РФ. Состав для нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в нефтяных средах / А.М. Фахриев, P.A. Фахриев // Б.И. — 2004.

43. Пат. 2107085 РФ. Способ очистки жидких углеводородных фракций от сероводорода и меркаптанов / A.M. Фахриев, P.A. Фахриев, М.М. Белкина // Б.И — 1998.

44. Пат. 2121492 РФ. Способ очистки нефти, газоконденсата и их фракций от меркаптанов и сероводорода / A.M. Фахриев, P.A. Фахриев // Б.И. 1998. - № 31.-С. 265.

45. Пат. 2121491 РФ. Способ очистки нефти, газоконденсата от сероводорода и меркапатанов / А.М. Фахриев, P.A. Фахриев // Б.И. -1998.

46. Пат. 2107086 РФ. Способ очистки нефти, газоконденсата и их фракций от сероводорода / А.М. Фахриев, P.A. Фахриев, М.М. Белкина // Б.И. 1998.

47. Пат. 2167187 РФ. Способ очистки нефти, газоконденсата и нефтепродуктов от сероводорода / A.M. Фахриев, P.A. Фахриев // Б.И. — 2001.

48. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. М.: Недра, 1983. - 312 с.

49. Хисамутдинов Н.И. и др. Опыт восстановления и регулирования производительности добывающих и нагнетательных скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1990.-52 с.

50. Мухаметшин М. М., Рогачев М. К. Повышение эффективности эксплуатации нефтепромысловых систем на месторождениях сероводородсодер-жащих нефтей. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2001. -127 с.

51. Фомин Г. Ф., Тихомиров А. А. Методы и средства контроля загрязнения атмосферного воздуха серосодержащими соединениями. М: ВНИИОЭНГ, 1986.-Вып. 2 (54).-48 с.

52. Степанова Г. С., Зайцев И. Ю., Бурмистров А. Г. Разработка сероводо-родсодержащих месторождений углеводородов. М: Недра, 1986. - 163 с.

53. Стеклов О.И., Аладинский В.В., Есиев Т.С. Методика оценки остаточного ресурса нефтегазопроводов, имеющих коррозионное повреждение. М.: Недра, 1996. - 320 с.

54. Гульянц Г.М. Противовыбросовое оборудование скважин, стойкое к сероводороду. М.: Недра, 1991. - 348с.

55. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Кушнаренко В.Н. Коррозия и защита оборудования сероводородсодержащих нефтяных месторождений /Под ред. В.Н. Кушнаренко. М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. - 437 с.

56. Плугатырь В.И. Коррозия металлических конструкций и защитные покрытия в сероводородсодержащих средах. -М.: Химия, 2004. 128 с.

57. Курбанов Ф.К., Икрамов А., Юсупова С. и др. Влияние различных факторов на сероводородную коррозию стали 20 в электролите // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности: РНТС. М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - Вып. 3. -С. 1-2.

58. Иофа З.А. О механизме действия сероводорода и ингибиторов на коррозию железа в кислых растворах // Защита металлов. 1980. - Т. 16, № 3. -С. 285-300.

59. Туманова Т.А., Мищенко К.И. и др. О диссоциации сероводорода в водных растворах при разных температурах. Т. 2. М.: Неорганическая химия, 1957.-С. 1980-1997.

60. Улиг Г.Г., Реви Р.У. Коррозия и борьба с ней. Введение в коррозионную науку и технику: Пер. с англ./Под ред. А.М. Сухотина. JL: Химия, 1989. — Пер. изд., США, 1985. - 456 с.

61. Борисов С.И., Петров A.A., Веретенникова И.В. К вопросу об устойчивости смесей сероводород- и железосодержащих нефтяных эмульсий // Тр. Ги-провостокнефть. Куйбышев, 1974. - Вып. 22. - С. 24-30.

62. Зарипов Т.М., Нургалиев Ф.Н. К вопросу очистки нефти от сульфида // Нефтяное хозяйство. 1985. - № 4. - С. 33-34.

63. Поисковая система по нефтегазовому комплексу. http://www.neflegaz.ru

64. Шаталов А. Решение проблемы удаления сероводорода из товарной нефти // Нефтяник Татарстана. 2004. - № 62(1406). - С. 2.

65. Нефть и газодобывающая промышленность // Экспресс-информация, 1974.-№29.-С. 9-15.

66. Пат. 2136864 РФ. Способ нейтрализации сероводорода в нефтяной скважине / М.К. Рогачев, Ю.В. Зейгман, М.М. Мухаметшин и др. // Б.И. 1999.

67. A.C. 833291. Раствор для нейтрализации сероводорода / Т.С. Овтина, J1.C. Леонтьева // Б.И. 1981. - № 20.

68. A.C. 1368427. Способ нейтрализации и изоляции проявления сероводорода / М.А. Хромых, A.A. Фшурак // Б.И: 1988. - № 3.

69. Пат. 2134285 РФ. С 10 G 17/02. Способ очистки нефти, нефтепродуктов и газоконденсата от сернистых соединений / Ф.Г. Шакиров, А.М. Мазгаров, А.Ф. Вильданов и др. /Б.И. 1999.

70. Саппаева А.М. Жидкофазная демеркаптанизация нефтей и газовых конденсатов / Автореф. дисс. на соискание уч. степени канд. техн. наук. — М.: РГУ им. И.М. Губкина, 1999. -25 с.

71. A.C. 1616958. Способ очистки нефти и нефтепродуктов от сероводорода / Т.М. Кулиев, Р.Б.-А. Кулиев // Б.И. 1990. - № 48.

72. Пат. 2160761 РФ. Способ дезодорирующей очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и меркаптанов / Ф.Г. Шакиров, А.М. Мазгаров, А.Ф. Вильданов, И.К. Хрущева // Б.И. 2000.

73. Пат. 2114896 РФ. Способ дезодорирующей очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и легких меркаптанов / А.М. Мазгаров, А.Ф. Вильданов, Ф.Г. Шакиров, И.К. Хрущева // Б.И. 1998.

74. Пат. 2140960 РФ. Способ дезодорирующей очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и меркаптанов / Ф.Г. Шакиров, A.M. Мазгаров, А.Ф. Вильданов, И.К. Хрущева // Б.И. 1999.

75. Пат. 2120464 РФ. Способ дезодорирующей очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов и установка для его осуществления / Ф.Г. Шакиров, A.M. Мазгаров, А.Ф. Вильданов // Б.И.1998.

76. Пат. 2109033 РФ. Способ очистки нефти и газоконденсата от сероводорода / Ф.Г. Шакиров, А.М. Мазгаров, А.Ф. Вильданов, И.К. Хрущева // Б.И. -1998.

77. Пат. 2119526 РФ. Способ очистки газоконденсата, нефти и нефтепродуктов от сероводорода / А.М. Фахриев, P.A. Фахриев // Б.И. 1998.

78. Пат. 2177494 РФ. Способ очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и меркаптанов / Ф.Г. Шакиров, A.M. Мазгаров, А.Ф. Вильданов, И.К. Хрущева //Б.И. -2001.

79. A.C. 971815. Способ очистки нефти и пластовых вод от сероводорода / В.Н. Дядечко, И.Н. Нестеров, Б.П. Ставицкий и др. // Б.И. 1982. - № 41.

80. Дрожалина Н.Э. Адсорбция сероводорода из водных растворов торфяными активированными углями //Известия АН БССР: серия хим. наук. -Минск: Наука и техника, 1972. № 3.

81. Заявка на пат. 94030063/26 от 08.05.1994. Способ очистки сточных вод от сероводорода / С.Н. Линевич, Н.В. Енгибарьянц, Н.Э. Пышнова // Б.И. -1996.

82. A.C. 552101 СССР. Способ очистки попутных нефтяных газов от сероводорода / Ю.М. Баженов, А.М. Цыбулевский, A.A. Федецова, Н.П. Морева // Б.И. 1977.-№ 12.

83. A.C. 1565498 СССР. Способ очистки нефтяных газов от меркаптанов или сероводорода / З.К. Оленина, Н.П. Морева, Ю.П. Ясьян, А.Ю. Аджиев и др. // Б.И. 1990. -№ 19.

84. A.C. 1599063 СССР. Способ очистки природных и попутных газов от сероводорода / Э.В. Маленко, Р.Г. Мендыбаев, Ю.Ф. Макогон, Г.В. Лисичкин // Б.И. 1990.-№ 38.

85. A.C. 1230650 СССР. Способ нейтрализации сероводорода / A.C. Агаев, Т.М. Кулиев, С.М. Солтанов, Ф.К. Абдуллаева и др. // Б.И. 1986. № 18.

86. А. С. 202034. Способ борьбы с образованием сероводорода при заводнении нефтяных пластов / А. Д. Ли, В. А. Кузнецова // Б.И. 1967. - № 19.

87. А. С. 449146. Способ борьбы с образованием сероводорода при заводнении нефтяных пластов / Г.Ю. Валуконис // Б.И. -1974. № 4.

88. А. С. 1714097. Способ предотвращения образования сероводорода при длительном хранении нефти в подземном резервуаре / А.А. Гоник, А.Х. Сабирова, Е.Г. Юдина // Б .И. 1992. - № 7.

89. Nakasugi H., Matsuda H. Development of New Dine-Pipe Steels for Sour Gas Servis// Nippon Steel. Techn. rep. -1979. -N. 14. P. 66 - 78.

90. Greco E.C., Wright W.B.//Coixosion. 1962. - Vol. 18.-NI 19t.

91. Иино И. Водородное вспучивание и растрескивание. Перевод ВЦП № В - 27457,1980, Босеку гидзюцу, т. 27, № 8,1978. - С. 312-424.

92. Townsend H. Hydrogen Sulfide Stress Corrosion Cracking of High Strenght Steel Wire// Corrosion. -1972. V. 28. - № 2 - P. 39-46.

93. Алексеев В.Н. Курс аналитической химии. М.: Госхимиздат, 1985.

94. Мавлютова М.З., Мамбетова JÏ.M. Повышение эффективности процессов подготовки нефтей на промыслах с применением аммиака / Тр. Башнипи-нефть. Вып. 72. - 1985. - С 66-73.

95. Мавлютова М.З., Мамбетова JI.M. Совмещение обессоливания высокосернистых нефтей с очисткой их от сероводорода / Тр. Башнипинефть. Вып. XXXI. - 1972. - С. 289-293.

96. Кудасов В.В., Масланов А.А., Шайдаков В.В. и др. Сбор и подготовка сернистой нефти. Уфа: Монография, 2005. -128 с.

97. Кудасов В.В., Масланов A.A., P.A. Хуснутдинов и др. Ингибирование кислородсодержащих сред // Трубопроводный транспорт 2005: Тез. Докл. Междунар. Уч.-науч.-практ. Конф. - Уфа: УГНТУ, 2005. - С. 104-105.

98. Масланов A.A., Шайдаков В.В. Емельянов A.B. и др. Ингибирование пресных вод в НГДУ «ТатРИТЭКнефть» // Башкирский химический журнал. — 2005. Т. 12. - № 2. - С. 45-47.

99. A.C. 836075 СССР, С 10 G 33/04. Способ обезвоживания и обессоли-вания нефти / В.П. Тронов, Ф.Ф. Хамидуллин, А.И. Ширеев и др. / Заявл. 24.08.79, заяв. № 2811586/23-04. Опубл. 07.06.81. Бюл. № 21.

100. А. С. 980755 СССР. В 01 D 17/00. Установка для обезвоживания и обессоливания нефти / В.П. Тронов, Ф.Ф. Хамидуллин, А.И. Ширеев и др. / Заявл. 12.03.81, заяв. № 3258876/23-26. Опубл. 15.12.82. Бюл. № 46.

101. A.c. 982713 СССР, В 01 D 17/00. Способ обезвоживания и обессоливания нефти / Ф.Ф. Хамидуллин, В.П. Тронов, АЛ. Килеев и др. / Заявл. 12.03.81, заяв. № 3258875/23-26. Опубл. 23.12.82. Бюл. № 47.

102. Масланов A.A., Голубев В.Ф., Голубев М.В. и др. Стабилизация режима установки подготовки нефти НГДУ «ТатРИТЭКнефть» // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 11. - С. 98-99.

103. ОАО «РОССИЙСКАЯ ИННОВАЦИОННАЯ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ КОМПАНИЯ»

104. Нефтегазодобывающее управление «ТатРИТЭКнефть»-¿О 2005 г117917, Москва, Ленинский пр., д.63/2 Тел.: (095) 135-05-06. Факс: (095) 930-96-20

105. Россия, 423040, Республика Татарстан, г.Нурлат, ул. Ленинградская, д. 1Б Тел.: (84345) 2-45-00, Факс: (84345) 2-45-06 e-mail: ritek@tatais.ru

106. Для предоставления в диссертационный совет1. СПРАВКА о внедрении

107. В НГДУ «ТатРИТЭКнефть» внедрен технический регламент «Коррозионный мониторинг нефтепромысловых трубопроводов» ТР-26-84-05 (приказ № 363 от 31.10.05), разработанный авторами A.A. Маслановым, A.B. Емельяновым, В.В. Шайдаковым, Э.Р. Хайруллиной и др.

108. Заместитель генерального директора ОАО «РИТЭК», начальник НГДУ «ТатРИТЭЬШ1. В.В. Кудасов

109. ОАО «РОССИЙСКАЯ ИННОВАЦИОННАЯ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ КОМПАНИЯ»уф Нефтегазодобывающее управление «ТатРИТЭКнефть»l£>£i>. ¿D 2005 г 117917, Москва, Ленинский пр., д.63/2

110. N9 a- Тел.: (095) 135-05-06. Факс: (095) 930-96-20

111. Россия, 423040, Республика Татарстан, г.Нурлат, ул. Ленинградская, д. 1Б Тел.: (84345) 2-45-00, Факс: (84345) 2-45-06 e-mail: ritek@tatais.ru- Для предоставленияв диссертационный совет1. СПРАВКА о внедрении

112. Заместитель генерального директора ОАО «РИТЭК», начальник НГДУ «ТатРИТЭЩШк В.В. Кудасовi' а1. Ч /л /7 . —»w --~~ м8Сече«1 ,

113. РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ РЕСПУБЛИКА БАШКОРТОСТАН

114. Для предоставления в диссертационный совет1. СПРАВКА

115. ОАО «РОССИЙСКАЯ ИННОВАЦИОННАЯ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ КОМПАНИЯ»у. ' ' ■ ■

116. Нефтегазодобывающее управление «ТатРИТЭКнефть»2005 г 117917, Москва, Ленинский пр., д.63/2

117. Тел-: (095) 135-05-06. Факс: (095) 930-96-20

118. Россия, 423040, Республика Татарстан, г.Нурлат, ул. Ленинградская, д. 1Б Тел.: (84345) 2-45-00, Факс: (84345) 2-45-06 e-mail: ritek@tatais.ruj Для предоставленияj в диссертационный совет1. СПРАВКА о внедрении

119. Заместитель генерального директора ОАО «РИТЭК», начальник НГДУ «ТатРИТ1. В.В. Кудасов

120. ОАО «РОССИЙСКАЯ ИННОВАЦИОННАЯ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ КОМПАНИЯ»

121. Нефтегазодобывающее управление «ТатРИТЭКнефть»117917, Москва, Ленинский пр., д.63/2 Тел.: (095) 135-05-06. Факс: (095) 930-96-20

122. Россия, 423040, Республика Татарстан, г.Нурлат, ул Ленинградская, д. 1Б Тел.: (84345) 2-45-00, Факс: (84345) 2-45-06 e-mail: ritek@tatais.ru1. Для предоставленияf\. в диссертационный совет1. СПРАВКА о внедрении

123. Экономический эффект от внедрения составил 190220718,45 руб.

124. Расчет экономического эффекта прилагается.яГ»2005 г-f^A

125. Заместитель генерального директу начальник НГДУ «ТатРИТЭКне1. В.В. Кудасов• УТВЕРЖДАЮ • Зам.пЦерального директора ОАО "РИТЭК" 4икНГДУ 'ТатРИТЭКнефть" '1. Зам.пен!1. В.В. Кудасов2005 г.

126. Расчёт экономиче«г!й%1 технологической схемК&Ё1. ДОшговке товарной нефти.недрению новой1. Исходные данные:

127. Цена реализации 1 тн. нефти:а) на внутреннем рынке 3469,49 руб. . б) на внешнем рынке 4655,85 руб.

128. Количество и качество подготовленной нефти в 2004 году: Нефть 1 группы 335764 тн.

129. Нефть 2 группы -161679 тн.3. Капитальные вложенияа) Труба 114x6 (150 м.) 30000 руб.б) Задвижки ДУ 100 ПУ-16 (2 шт.)- 9400 руб.

130. Расходы на электроэнергию за 9 мес. 2004 года при водопотреблении 1,5 мЗ/час- 221,4 тыс.квт/час

131. Расходы на электроэнергию за 9 мес.2004 года при водопотреблении 11 мЗ/час -1697 тыс.квт/час1. Расчёт

132. Фактическая выручка от реализации нефти за 9 мес.2004 года:по 1 гр: 335764 X 4655,85 = 1563266819,4 руб.по 2 гр: 161679 х 3469,49 = 560943673,7 руб.итого: 1563080585,4+560943673,7 = 2124210493,1 руб.

133. Расчётная выручка от реализации нефти за 9 мес.2004 года:по 1гр: 497443 х 4655,85 = 2316019991,55

134. Увеличение затрат на электроэнергию при внедрении новой техологической схемы:1697000-221400) х 1,05 = 1549380 руб.3. Экономический эффект:2316019991,55 (2124210493,1+39400+1549380) = 190220718,45 руб1. Начальник 0Э