Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка методов физико-химического воздействия на продукцию нефтяных скважин для предотвращения осложнений их эксплуатации

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка методов физико-химического воздействия на продукцию нефтяных скважин для предотвращения осложнений их эксплуатации"

УДК 622.276

На правах рукописи

МУХАМЕТШИН ВАЛЕРИЙ ХУСНИЗАМАНОВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКЦИЮ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ОСЛОЖНЕНИЙ ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

2 8 ИЮЛ 2011

Уфа 2011

4851750

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «РН-УфаНИПИнефть» (ООО «РН-УфаНИПИнефть») и Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР»)

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Зейгман Юрий Вениаминович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Хисамутдинов Наиль Исмагзамович

- кандидат технических наук Уметбаев Вадим Вильевич

Ведущее предприятие - ГАНУ «Институт нефтегазовых

технологий и новых материалов» АН РБ

Защита диссертации состоится 5 августа 2011 г. в 1230 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055 г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУЛ «ИПТЭР». Автореферат разослан 5 июля 2011 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук, профессор

Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Эксплуатация нефтяных месторождений в условиях прогрессирующего роста обводнённости добываемой продукции, вовлечения в разработку трудно извлекаемых запасов при моральном и физическом износе нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, обуславливает необходимость применения современных методов борьбы с осложнениями в добыче нефти, в частности, совершенствования методов разделения добываемых водонефтяных эмульсий.

Смешивание в системе поддержания пластового давления попутно добываемых вод с пресными нарушает химическое равновесие системы, создаёт условия для пластовой сульфатредукции, что приводит к повышению интенсивности коррозионных процессов.

В условиях неуклонного роста обводнённости добываемой продукции востребован метод сброса попутно добываемой воды на установках предварительного сброса воды, что существенно снижает энергозатраты на транспорт воды и коррозию металлического оборудования.

Процесс нефтедобычи осложнён наличием в добываемой продукции сероводорода, следствием чего является образование продуктов коррозии, в частности, сульфида железа, его окислов и их соединений с органическими связующими, входящими в состав нефти, что приводит к образованию значительного количества устойчивых, трудно разрушаемых эмульсий.

На эффективность процесса деэмульсации нефти существенное влияние оказывают физические методы, в частности, применение магнитной обработки. Варьируя параметры поля (напряжённость, частоту поля, длину соленоида) и скорость протекания в нём жидкости, можно получить оптимальное соотношение параметров, обеспечивающее эффективность разделения водонефтяных эмульсий.

Именно на решение этих задач - повышение качества подготовки попутно добываемых вод системы поддержания пластового давления, путём разработки методов борьбы с образованием сульфида железа, использования магнитного по-

ля для повышения качества разделения водонефтяных эмульсий направлена диссертационная работа, что определяет её актуальность.

ЦЕЛЬ РАБОТЫ

Совершенствование технологий подготовки продукции скважин, повышение качества обработки водонефтяных эмульсий.

ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ

В рамках поставленной цели решались следующие задачи:

- анализ условий эксплуатации систем сбора, подготовки воды и нефти, установок предварительного сброса воды;

- исследование особенностей коррозионных (биокоррозионных) процессов, подбор эффективных ингибиторов коррозии и биоцидов;

- разработка методики определения содержания сульфида железа и методов снижения его образования в добываемой продукции;

- исследование влияния магнитного поля на разделение водонефтяных эмульсий, подбор эффективных параметров процесса магнитной обработки;

- разработка устройства подачи реагентов на забой скважин;

- совершенствование технологических схем предварительного сброса попутно добываемых вод.

МЕТОДЫ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ

Поставленные задачи решались проведением теоретических, лабораторных и промысловых исследований с использованием стандартных контрольно-измерительных приборов и современных методов обработки результатов исследований.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА

1. Разработана методика определения сульфида железа в добываемых водонефтяных эмульсиях, содержащих в своём составе ионы окисного (Ре3+) и за-кисного (Ре2+) железа.

2. Установлено, что при обработке вод системы ППД, а также водонефтяных эмульсий, осложнённых содержанием промежуточного слоя, переменным

магнитным полем низкой частоты - 10 - 15 Гц, улучшается кинетика разделения фаз водонефтяных эмульсий. Повышение частоты переменного магнитного поля ухудшает результаты разделения вследствие передиспергации эмульсий, содержащих трудно разрушаемый промежуточный слой.

3. Подобраны математические зависимости, описывающие кинетику де-эмульсации водонефтяных смесей, обработанных переменным магнитным полем с частотой 10,15,25 и 45 Гц.

ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Результаты исследований особенностей коррозионных (биокоррозионных) процессов, подбор эффективных ингибиторов коррозии и биоцидов.

2. Методика определения содержания сульфида железа и технологии предупреждения его образования в добываемой скважинной продукции.

3. Параметры переменного магнитного поля для эффективного разделения водонефтяных эмульсий.

4. Устройство подачи реагентов на забой скважин.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ

1. Стендовые испытания ингибиторов коррозии, проведённые на объектах системы нефтесбора Правдинского месторождения, позволили рекомендовать для промышленного применения реагенты Сонкор-9701, Азимут-14Б и ИНК-1.

2. Исследованием биоцидной активности реагентов установлено, что для подавления планктонных форм СВБ наиболее эффективны реагенты ИК-5М, ХПБ-001, Данокс С1-01 и Данокс С1-120; для адгезированных форм СВБ - реагент ХПБ-001.

3. Разработана технология предотвращения образования сульфида железа в продукции скважин путём промывки затрубного пространства скважин подобранными растворителями с последующей ингибиторной обработкой.

4. Разработано устройство для дозирования реагентов на забой скважин в широком диапазоне расхода - УДР 1-100. В процессе эксплуатационных испытаний зафиксировано существенное повышение степени разделения водонефтяных эмульсий. Комиссией ОАО «АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфа» рекомендовано

организовать производство устройства с возможностью широкого применения на осложнённом фонде скважин, содержащих АСПО, агрессивные среды, агрегатно-устойчивые эмульсии.

5. Предложена технологическая схема сброса попутно добываемых вод с использованием диссертационных разработок.

ПУБЛИКАЦИИ

По результатам исследований опубликовано 9 печатных работ, в том числе 1 статья в изданиях, входящих в перечень ВАК РФ.

СТРУКТУРА И ОБЪЁМ ДИССЕРТАЦИИ

Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка использованных источников из 134 наименований, содержит 113 листов машинописного текста, 26 рисунков, 23 таблицы и 2 приложения.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель, основные задачи исследований и методы их решения, научная новизна и практическая ценность работы. Значительный вклад в решение поставленных задач ранее был внесён Абдуллиным И.Г., Андреюком Е.И., Билаем В.И., Тоником A.A., Гулерманом О.В., Гутманом Э.М., Ергиным Ю.В., Иоффе З.А., Кесель-маном Г.С., Классеном В.Н., Костровой Л.И., Леоновым В.В., Петровым A.A., Позднышевым Г.Н., Репиным H.H., Розановой Р.Х., Троновым В.П., Хазипо-вым Р.Х., Худяковым М.А., Шаммазовым A.M., Шигановой Л.К. и другими исследователями.

Первая глава посвящена анализу системы сброса попутно добываемой воды на месторождениях нефти Юганского региона, состояния систем сбора продукции скважин, поддержания пластового, давления (ППД), состава оборудования дожимных (ДНС) и кустовых насосных станций (КНС), эффективности применяемых технологий предварительного сброса воды. Рассмотрены основные факторы, влияющие на эффективность процессов сброса и подготовки воды, технологии деэмульсации нефти. Показано, что тип стабилизаторов водонефтяных

эмульсий Юганского региона - асфальтеновый, что оказывает влияние на температурный режим деэмульсации.

Источниками стабилизаторов водонефтяных эмульсий являются:

- породы, выносимые из пласта в результате суффозии - глина, песок, пирит;

- утяжелённые баритом и известью гидрофобные эмульсии, используемые для глушения эксплуатационных скважин;

- тонкодисперсные взвешенные частицы сульфида железа, его гидрооксидов, карбоната кальция, сульфатов кальция и бария и т.д., образующихся при совместном сборе нефтей различного типа.

Степень повышения устойчивости водонефтяных эмульсий, характер образования в их составе устойчивых промежуточных слоёв (ПС) и скорость их накопления, обуславливается, в частности, дисперсным состоянием мехпримесей (сульфида железа) и их количеством.

Образующиеся в результате взаимодействия закисного железа с сероводородом кристаллы сернистого железа представляют собой молекулярные агрегаты с весьма развитой поверхностью, обладающие значительной адсорбирующей способностью, преимущественно для ионов составляющих кристаллическую решётку адсорбента, и способные её достраивать. Выделяющийся из них сульфид железа стабилизирует эмульсии, налипая на поверхность бронирующих оболочек глобул воды, а в соединении со смоло-парафинистыми частицами образует устойчивые агрегаты, которые под действие сил гравитации концентрируются на границе раздела фаз и формируют ПС. При смешивании пластовых вод, содержащих сероводород, и нефти, образуются взвеси солей сульфидов и сульфата бария, что приводит к увеличению устойчивости смеси эмульсий вследствие накопления этих частиц в составе межфазных плёнок водонефтяных эмульсий. Промежуточный слой, образующийся в аппаратах установок подготовки нефти, существенно влияет на эффективность разрушения водонефтяных эмульсий, особенно стабилизированных механическими примесями и сульфидом железа.

На процесс деэмульсации нефти существенное влияние могут оказывать физические методы. Известны методы разрушения водонефтяных эмульсий применением ультразвука, ультрафиолетового и микроволнового облучений. Однако, широкого применения эти методы, по разным причинам, не получили.

Наиболее перспективным является применение магнитного поля. Под действием переменного магнитного поля низкой частоты (до 50 Гц) на движущуюся жидкость происходит разрушение агрегатов, состоящих из субмикронных микрочастиц ферромагнитных соединений железа, парафинов и солей, являющихся основными стабилизаторами бронирующих оболочек стойких эмульсий, что приводит к коалисценции глобул воды эмульсий и её последующей седиментации. Анализ результатов исследований подтверждает позитивное влияние переменного магнитного поля низкой частоты на процесс разделения водонефтяных эмульсий и свидетельствует о том, что магнитное воздействие изменяет вязкость и дисперсность водонефтяных эмульсий, что, в свою очередь, снижает гидравлические сопротивления при перекачке жидкостей в системах сбора нефти и способствует разрушению устойчивых водонефтяных эмульсий при минимальном расходе деэмульгаторов.

Вторая глава посвящена анализу коррозионной агрессивности вод, используемых в системе ППД месторождений Правдинского региона. Наличие в составе попутно добываемых вод продуктов коррозии способствует образованию сульфида железа, в значительной мере затрудняющего процесс разделения водонефтяных смесей. В этой связи произведён подбор эффективных ингибиторов коррозии и биоцидов.

Известно, что микробиологическая составляющая вносит существенный вклад в общий коррозионный процесс. Согласно литературным источникам, более 50 % коррозионных повреждений трубопроводов может быть отнесено на счёт деятельности микроорганизмов. Помимо биокоррозии, микроорганизмы являются причиной закупоривания нефтяных пластов скоплением биомассы, либо продуктами их метаболизма, в частности, сульфидами, окислами железа, вторичными кальцитами, что приводит к существенному снижению нефтеотдачи пла-

стов, уменьшению коэффициента извлечения нефти, вплоть до полной изоляции залежи от водонапорной системы.

Микрофлора нефтяных пластов и нефтепромысловых сред характеризуется значительным разнообразием, однако с практической точки зрения интерес представляет идентификация тех групп бактериальной микрофлоры, жизнедеятельность которых вызывает коррозию металла и повышение вязкости нефтепромысловых сред. Это сульфатвосстанавливающие (СВБ), углеводородокисляющие (УОБ) и тионовые (ТБ) бактерии. Наиболее эффективным средством борьбы с микроорганизмами в нефтедобыче в настоящее время является применение биоцидов. Необходимо отметить, что бактериальная коррозия вызывается не столько планктонными, сколько прикреплёнными (адгезированными) к поверхности оборудования колониями бактерий, образующими на ней биоплёнку, активизирующую коррозионные процессы в местах локализации колоний микроорганизмов.

Анализ состава вод, используемых в системе ППД, показал, что наиболее минерализованной является сеноманская вода, содержание солей в которой достигает 15-20 г/л. Минерализация речных вод обычно не превышает 1 г/л, подтоварных и сточных вод - 7-13 г/л. При равенстве прочих коррозионных факторов, увеличение минерализации вод приводит к усилению коррозии, так как при этом повышается электропроводность среды. Из ионов наибольшее влияние на коррозию оказывают ионы СГ и НСОз". Больше всего хлорид-ионов присутствует в сеноманской и подтоварной водах Восточно-Правдинского месторождения, а также в сточной воде центрального пункта подготовки нефти (ЦППН). В этой связи наиболее коррозионноагрессивны воды Восточно-Правдинского, Правдин-ского месторождений и вода на ЦППН.

Для нефтепромысловых сред более значимыми на коррозию факторами, чем минерализация и ионный состав, является наличие растворённых коррозион-но-агрессивных газов и содержание СВБ. В пластовых и сточных водах содержится диоксид углерода и следовые количества сероводорода, а в пресных (речных) водах - растворённый кислород. Поэтому смешение этих вод крайне нежелательно, так как одновременное присутствие в среде трёх агрессивных газов

приводит к синергетическому эффекту - резкому усилению коррозионной агрессивности среды.

Среди вод, используемых в системе ППД, наиболее коррозионноопасными являются сточные воды ЦППН, содержащие все коррозионно-агрессивные газы, а также большое количество СВБ. Для снижения их коррозионного воздействия на нефтепромысловое оборудование необходимо их обязательное биообеззараживание и ингибирование.

Коррозионная агрессивность сеноманской воды связана с её высокой минерализацией и наличием растворённого СО2, в некоторых случаях сеноманские воды содержат СВБ и растворённый НгЭ. Такие воды также требуют применения антикоррозионных мер защиты. В остальных случаях сеноманская вода может транспортироваться без ингибирования.

Коррозионная агрессивность пресной воды обусловлена присутствием СВБ и растворённого кислорода, но в связи с низкой минерализацией, коррозионная активность её невысока и она может использоваться без ингибирования. Однако не следует допускать смешивания пресных вод с сеноманской и сточными водами, так как это ведёт к повышению их коррозионной агрессивности.

Анализ биозаражённости нефтепромысловых сред объектов систем ППД и нефтесбора Правдинского региона месторождений производился в соответствии с РД 39-3-973-83 «Методика контроля микробиологической заражённости нефтепромысловых вод и оценка защитного и бактерицидного действия реагентов». На ДНС, водозаборах, КНС пробы нефтепромысловых сред отбирались с выкида работающих насосов, а при обследовании оборудования установок предварительного сброса воды (УПС) и пунктах подготовки нефти (ППН) - с выхода соответствующего оборудования.

Было установлено (таблица 1), что наибольшая заражённость СВБ, характерна для подтоварных и сточных вод ЦКППН. В связи с этим водоводы системы ППД, транспортирующие эту воду, подвергаются усиленной коррозии с преобладанием микробиологической составляющей и нуждаются в защите биоцидами и ингибиторами коррозии. Заражённость СВБ пресной и сеноманской вод, также

используемых для заводнения пластов, относительно низка, поэтому транспортирующие их водоводы не нуждаются в защите. В добыемой продукции количество СВБ также невелико, что позволяет сделать вывод о том, что микробиологическая коррозия в нефтепроводах не является превалирующей. Уровень заражённости СВБ объектов ЦКППН достаточно высок (103-104 кл./см3), что указывает на

Таблица 1 - Микробиологическая заражённость нефтепромысловых объектов Правдинского региона месторождений

Объект Количество планктонных бактерий,

КЛ./СМ

СВБ УОБ ТБ

ЦКППН:

РВС-7 (нефтяной) 103 104 ю2

УПС 103 104 десятки

эдг 103 103 десятки

РВС-1 (ОС) >104 103 десятки

РВС-15 (ОС) 103 103 единицы

ЦППД:

Насос откачки ЦКППН 104 103 десятки

Приразломное м/р (пресная вода) единицы ю2 единицы

Восточно-Правдинское м/р (сеноманская

вода) единицы десятки отсутствие

ИДИ Г:

ДНС-1 (Правдинское м/р) единицы 104 десятки

ДНС-3 (Правдинское м/р) десятки ю4 десятки

ДНС (Лемпинское м/р) отсутствие ю4 единицы

ДНС-1 (Приразломное м/р) единицы ю4 десятки

ДНС-2 (Приразломное м/р) отсутствие ю4 единицы

ДНС-3 (Приразломное м/р) отсутствие 103 единицы

ДНС (м/р Северный Салым) 102 ю4 десятки

ДНС (м/р Западный Салым) десятки ю4 единицы

необходимость постоянных обработок биоцидами отстойников и резервуаров ОС ЦКППН с периодичностью не менее 1 раз в год.

Биоцидная активность реагентов определялась по подавлению планктонной культуры СВБ, содержащихся в количестве 103кл./см3 в сточной воде очистных сооружений ЦКППН. Результаты испытаний эффективности реагентов позволили расположить их, согласно эффективности, в следующей последовательности:

ИК-5М «ХПБ-001 =Данокс С1-01 «Данокс С1-120 > СНПХ-1004 «Напор-1007 «Сонцид 2204 «Сонцид 12-05 > ЛПЭ-11 «Сонцид 484-05.

Биоцидная активность реагентов в отношении адгезированных на металле форм СВБ определялась по результатам лабораторных и стендовых испытаний с помощью биоплёночных приборов фирмы «PS Biofilm Technology». Результаты стендовых испытаний по определению адгезированных форм СВБ и оценки био-цидной активности реагентов приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Биоцидная активность реагентов в отношении адгезированных форм СВБ по результатам стендовых испытаний на сточной воде ЦКППН Правдинского месторождения

Реагент Дозировка реагента, r/MJ

50 100 200

Сонцид 2204 + + +

Сонцид 12-05 + + -

ХПБ-001 + -

Данокс С1-101 + + -

Данокс С1-120 + + +

СНПХ-1004 + + -

ИНК-1 + + +

ИНК-2 + + +

Исходное количество адгезированных форм СВБ, кл./см2 2-10*

Исходное количество планктонных форм СВБ, кл./см3 2-104

Примечание. + присутствие адгезированных форм СВБ в пробе, - отсутствие адгезированных форм СВБ в пробе.

Из представленных данных видно, что наиболее высокой биоцидной способностью обладает реагент ХПБ-001, подавляющий адгезированные формы СВБ при дозировке 100 г/м3. Реагенты Сонцид 12-05, Данокс С1-101 и СНПХ-1004 проявляют биоцидное действие при дозировке 200 г/м3 и также могут быть рекомендованы для промышленного применения.

Подбор ингибиторов коррозии

Подбор ингибиторов для защиты от коррозии систем нефтесбора и ППД Правдинского региона месторождений осуществлён на основе проведения стендовых испытаний на наиболее коррозионно-агрессивной сточной воде очистных сооружений ЦКППН. Результаты испытаний приведены в таблице 3. Результаты стендовых испытаний свидетельствуют о том, что по эффективности ингибитор

коррозии ХПК-002 ВД превосходит применяемые ныне ингибиторы И-21ДМ и Сонкор-9701, а реагент Амфикор-Н находится на уровне реагента И-21 ДМ.

Таблица 3 - Результаты стендовых испытаний ингибиторов коррозии на сточной воде ОС ЦКППН

Реагевт Дозировка, мг/л Эффективность, %

Сонкор9701 100 78,3

50 72,1

И-21ДМ 100 84,7

50 76,3 ■

Олазол 100 71,4

50 62,3

СНПХ-6301 КЗ 100 55,7

50 41,3

Кемеликс-1116 100 87,5

50 80,3

ХПК-002 100 52,6

50 47,2

ХПК-002 ВД 100 95,1

50 94,5

25 87,4

Амфикор-Н 100 84,6

50 78,1

Напор-1007 100 32,6

50 25,5

ТХ-1153 100 78,6

50 68,3

Стендовые испытания ингибиторов коррозии в системе нефтесбора проводились на территории ДНС-3 ЦЦНГ-1, перекачивающей продукцию Правдин-ского месторождения с обводнённостью 70 %. Выбор объекта для испытаний был обусловлен низкими скоростями транспортирования нефтепромысловой продукции на месторождении и, как следствие, необходимостью применения значительных объёмом ингибиторов, применяемых для защиты от коррозии нефтепроводов. Было протестировано 6 ингибиторов коррозии, 5 из которых не применяются на месторождениях региона. Дозировка реагентов соответствовала общепринятой и составляла 30 мг/л. Результаты испытаний приведены в таблице 4.

Как видно из представленных результатов, защитный эффект выше 80 % показали три реагента - Сонкор-9701, Азимут-14Б и ИНК-1, рекомендованные к промышленному использованию.

Таблица 4 - Результаты стендовых испытаний ингибиторов коррозии на нефтяной эмульсии с ДНС-3

Реагент Защитный эффект, %

Сонкор-9701 85,7

Нефтехим-1 51,2

Азимут-14Б 86,7

Данокс С1-120 78,8

ИНК-1 84,1

ХПК-002ВД 79,3

Третья глава посвящена разработке технологий повышения качества подготовки нефти и воды.

Эффективным способом борьбы с осложнениями в добыче нефти является подача на забой скважин химреагентов, преимущество которого относительно подачи реагентов на поверхности, заключается в возможности предотвращения негативных явлений. Так, в случае образования сложных водонефтяных эмульсий, закачка деэмульгатора на забой скважин или приём насосов, может полностью решить проблему - на устье скважин поступает разрушенная эмульсия с раздельными фазами, что позволяет снизить затраты на транспорт продукции, уменьшить время отделения воды от нефти на УПСВ и УПН.

Оптимальная дозировка большинства ингибиторов и деэмульгаторов составляет 20-150 г/м3. Однако, в связи с разработкой современных реагентов, эффективных в меньших дозировках, возникает проблема подачи в скважины их малых доз.

В этой связи нами было разработано устройство дозировки реагентов УДР 1-100, позволяющее закачивать реагент в затрубное пространство скважин на уровень приёма насоса или ПЭД (рисунок 1). Отличительной чертой дозатора является отсутствие потребности в электроэнергии, его работа основана на принципе капельницы при атмосферном давлении и осуществляется за счёт высоты столба реагента в баке. Ёмкость для реагента 1 представляет собой сосуд, работающий при атмосферном давлении. Ёмкость для реагентов имеет патрубки для залива 13, дренажа с запорным краном 12, забора реагентов с запорным краном 9, подсоединения уровнемера с запорными кранами 11, воздушник 14. Дозирующий кран 2 позволяет регулировать расход при выходе из ёмкости для

реагентов в широком диапазоне и размещается на линии забора реагентов из бака между запорными кранами 8 и 9. Между дозирующим 2 и запорным кранами 8 на тройнике устанавливается запорный кран 10 с открытым штуцером. Канал 3 в межтрубном пространстве скважины 4 представляет собой трубку, длиной

14

Рисунок 1 - Схема устройства для дозирования реагентов УДР 1-100

равной глубине размещения насоса в скважине от устья до приёма насоса. Канал 3 в межтрубном пространстве скважин соединяется трубкой для замера реагента, подаваемого из бака 1 после дозирующего 2, и запорного кранов 8, и воздушником 14 на баке 1 для реагентов.

Необходимым узлом устройства является тройник, соединяющий капилляр от УДР с капилляром в скважине и газоотводной трубкой. Тройник играет

роль сепаратора, стравливая газ в атмосферу, не давая запирать капилляр и позволяя избежать выброса реагента по газоотводной трубке в окружающую среду.

Разделение водонефтяных эмульсий

Исследования по подбору эффективных деэмульгаторов проводились на эмульсиях, осложнённых содержанием трудно разрушаемого промежуточного слоя, отобранных на УППН «Танып» Таныпского месторождения ООО «Чер-нушканефть». В настоящее время для их разделения используется дорогостоящий реагент Кемеликс 3319Х с удельным расходом 300 г/т нефти. С целью расширения ассортимента, а также удешевления применяемых реагентов, был исследован ряд других деэмульгаторов - LML-4312, Рекод-672 и Кемеликс 3319Х в дозировках 150 г/т и 300 г/т нефти. Было установлено, что при дозировке деэмульгаторов 150 г/т за 2 ч отстоя во всех отобранных пробах расслоения эмульсии не наблюдалось. При увеличении дозировки реагентов до 300 г/т наиболее высокую степень разделения обеспечил деэмульгатор LML-4312, содержание воды в эмульсиях было снижено от 55 до 10 %. Реагент был рекомендован для проведения опытно-промышленных испытаний по разделению водонефтяных эмульсий УППН «Танып». Кинетика деэмульсации при наличии промежуточных слоёв в водонефтяных эмульсиях УППН «Танып» представлена на рисунке 2. Как было отмечено выше, эффективность процесса предварительного обезвоживания нефти во многом определяется устойчивостью водонефтяных эмульсий, которая, в свою очередь, обусловлена присутствием в нефти асфальтенов, смол, парафинов, сульфида железа, наличием в эмульсиях промежуточного слоя. В результате накопления смол, асфальтенов и сульфида железа, промежуточный слой существенно увеличивается в объёме, при этом основной вклад в его стабилизацию вносит сульфид железа. При концентрации сульфида железа в промежуточном слое выше 300 мг/дм3 процесс обезвоживания нарушается и практически прекращается при его содержании 500 мг/дм3.

В этой связи было исследовано влияние сульфида железа на устойчивость водонефтяных эмульсий. Разработаны методика определения сульфида железа и

время отстоя, мин -♦—1.МЫ312 —и— Рекод-672 -*-Кемеликс 3319Х

Рисунок 2 - Кинетика деэмульсации водонефтяных эмульсий УППН «Танып», осложнённых наличием промежуточного слоя (дозировка реагентов 300 г/т)

технология предупреждения его образования в водонефтяных эмульсиях, позволяющая повысить качество их разделения. Исследования проводились на водонефтяных эмульсиях Таныпского и Аспинского месторождений. Разработка месторождений ведётся при высокой степени обводнённости (80-90 %). Нефть по своим физико-химическим свойствам - смолистая и парафинистая, содержит сероводород. Пластовые воды высокоминерализованные, содержат ионы закисного железа, водонефтяные эмульсии содержат сульфид железа (РеБ).

Были исследованы нефтяные эмульсии, отобранные из различных точек систем сбора, транспорта и подготовки нефти:

- из продукции скважин, поступающей на УППН «Танып»;

- с различных уровней резервуара № 2 предварительного сброса воды неф-тесборного пункта нефти Таныпского месторождения;

- с ДНС-0610 и ДНС-0613 Таныпского и Аспинского месторождений, соответственно;

- с АГЗУ-6105,6106,6107,6108,6109 Таныпского месторождения.

Представительные результаты по содержанию сульфида железа в продукции ряда скважин Таныпского месторождения приведены в таблице 5. В дальнейшем на скв. № 303, выбранной по наличию необходимого промыслового оборудования (дебит по жидкости 200 м3/сут., по нефти 50 т/сут, обводнённость до-

Таблица 5 - Результаты анализа смеси нефтяных эмульсий на содержание сульфида железа

Место отбора пробы Массовая доля ЕеБ, мг/л нефти

скв. №51 1285.0

скв. № 82 92.3

скв. № 108 97.7

скв. № 303 420.0

скв. № 107 отсутствие

бываемой продукции 75 %), были проведены опытно-промысловые работы с использованием химической обработки для предотвращения образования сульфида железа.

Наиболее вероятной причиной образования сульфида железа в добываемой жидкости является наличие в ней сероводорода. Существует предположение, что РеБ является продуктом взаимодействия сероводорода с ионами железа, содержащимися в пластовой жидкости. В то же время, часть осадка сульфида железа, несомненно, выносится из нефтяного пласта в виде высокодисперсной взвеси. Основная же часть сульфида железа образуется вследствие коррозии металла в присутствии сероводорода в добываемой пластовой жидкости, в частности, внутренней поверхности обсадных колонн и наружной поверхности НКТ.

Для удаления продуктов коррозии использовалась композиция, состоящая из растворителя и деэмульгатора в соотношении 1000:1, которой заполнялось межгрубное пространство скважины выше её динамического уровня. Продолжительность реакции растворения продуктов коррозии, в том числе РеБ, составляло 6 ч., затем скважина вводилась в эксплуатацию.

Для последующей защиты отмытых поверхностей НКТ и обсадной колонны от коррозии скважина обрабатывалась композицией горячей нефти с ингибитором коррозии в массовом соотношении 1:240.

Динамика содержания Ре8 определялась ежесуточным анализом проб на содержание РеБ в нефтяной фазе в течение 12 сут. Было установлено, что используемая технология позволила практически удалить сульфид железа, выносимый из скважины. Рекомендовано во избежание накопления сульфида железа на

скважинном оборудовании производить химическую обработку скважин по мере увеличения количества выносимого БеБ, однако не реже чем через 6-8 мес.

Результаты исследования влияния магнитного поля на устойчивость водонефтяных эмульсий

Исследования по намагничиванию пластовой воды были проведены на трёх образцах пластовых вод, отобранных на месторождениях ООО «Самаранефте-газ», «Белкамнефть» и «Уфанефть». Были исследованы четыре частоты магнитного поля -10, 15, 25 и 45 Гц. Кинетика деэмульсации искусственных эмульсий с исходной обводнёностью 43 %, созданных на образцах вод перечисленных месторождений с применением намагничивания вод, приведена на рисунке 3.

время отстоя, мин —»—10 Гц —а—15 Гц —*—25 Гц —в—45 Гц —»—без оыагничивания

Рисунок 3 - Кинетика деэмульсации искусственной водонефтяной эмульсии, полученной с использованием намагниченной воды

Средняя остаточная обводнённость эмульсий, полученная без намагничивания воды, составляла 34 %.

Аппроксимируя экспериментальные данные, получили уравнения, описывающие кинетику деэмульсации водонефтяных смесей - без намагничивания пластовой воды (1) и с её намагничиванием переменным магнитным полем с частотой 10,15, 25 и 45 Гц (2):

Оост=0,03-12-1,05-1 + 42,77 (1)

= 0,07-12-2,49-1 + 42,51 (2)

где, Оосг - остаточная обводнённость водонефтяной эмульсии, %;

I - время отстоя, мин.

Сравнением экспериментальных и расчётных данных было установлено, что погрешность расчётов не превышает 2 %.

По результатам исследований был сделан вывод о том, что при обработке пластовой воды переменным магнитным полем различной частоты наблюдается повышение степени разделения водонефтяных эмульсий, при этом изменение частоты магнитного поля влияет на качество разделения эмульсий несущественно. Отмечено, что пластовая вода сохраняет магнитные свойства в течение 5 сут. после обработки магнитным полем.

Намагничивание промежуточного слоя водонефтяных эмульсий

Исследования по намагничиванию промежуточного слоя водонефтяных эмульсий были проведены на двух образцах эмульсий, отобранных на месторождениях «Белкамнефть» и «Уфанефть». Как и ранее, были исследованы четыре частоты магнитного поля - 10, 15, 25 и 45 Гц. Средняя статочная обводнённость эмульсий, полученных без намагничивания воды, составляла 34 %. Кинетика де-эмульсации приведена на рисунке 4.

50

О

54 45

I 40

и 35 30 I 25

I 20

| 15

? 10 ю

° 5 0

-10 Гц

...........т !

.......................5.—-ТГгГтг..........н --:

-15 Гц

5

-25 Гц

10

15

20

-45 Гц

время отстоя, мин -без омагничивания

Рисунок 4 - Кинетика деэмульсации намагниченной искусственной эмульсии, осложнённой наличием промежуточного слоя Аппроксимируя экспериментальные данные были получены уравнения,

описывающие кинетику деэмульсации намагниченных водонефтяных смесей переменным магнитным полем с частотой 25 и 45 Гц (3) и 10,15 Гц (4):

(20СТ= 0,03 • I2- 0,93 • I + 43,29 (3)

(}осг= 0,09- ^-2,66 ■ I + 41,71 (4)

где, Оосг - остаточная обводнённость водонефтяной эмульсии, %; I - время отстоя, мин.

Сравнением экспериментальных и расчётных данных было установлено, что погрешность расчётов не превышает 2 %.

Было установлено, что при обработке водонефтяных эмульсий, осложнённых наличием промежуточного слоя, переменным магнитным полем низкой частоты - 10 и 15 Гц, наблюдается повышение степени разделения эмульсий на 8 -10 %. Повышение частоты переменного магнитного поля ухудшает результат разделения, что объясняется, вероятно, передиспергацией эмульсий.

Результаты исследований - применение дозатора реагентов на приём насосов добывающих скважин УДР 1-100 (позволяющего оптимизировать расход реагентов и тем самым снизить возможные осложнения при добыче нефти на начальном этапе), метод предотвращения образования сульфида железа (позволяющий снизить, либо полностью предотвратить его образование, что окажет позитивное влияние на качество разделения водонефтяных эмульсий, в том числе содержащих трудно разрушаемый промежуточный слой), рекомендации по использованию магнитных полей низкой частоты, заложены в предлагаемую технологическую схему предварительного сброса воды по герметизированному ва-

Примечание. 1 - добывающие скважины; 2 - УДР; 3 - трёхфазный сепаратор; 4 - газосепаратор; 5 - нефтяной отстойник; 6 - печь досжига; 7 - сепарационная установка; 8 - отстойник воды

Рисунок 5 - Принципиальная технологическая схема предварительного сброса воды по герметизированному варианту

В главе 4 приведены результаты эксплуатационных испытаний устройства дозирования реагента УДР 1-100. Испытания дозировочного устройства проводились на скв. № 49 ОАО «АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфа». Было выполнено более 100 замеров. Стабильность работы устройства определялась при подаче масла путём измерения закачиваемой дозы в течение 3 ч и составила: за 12 ч -2,90 л/сут., 13 ч. - 2,40 л/сут., 14 ч - 2,40 л/сут., 15 ч- 2,47 л/сут. Среднее значение расхода реагента составило 2,54 л/сут., максимальное отклонение от среднего значения 0,14 %. Во время эксплуатационных испытаний зафиксировано увеличение дебита скважин, а также улучшилась степень разделения водонефтяныхэ-мульсий. По результатам испытаний комиссией ОАО «АНК «Башнефть» «Баш-нефть-Уфа» рекомендовано организовать производство устройства УДР 1-100 для применения на нефтедобывающих скважинах осложнённого фонда, содержащих АСПО, агрессивные среды, агрегатно-устойчивые эмульсии.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Установлено, что наличие в составе попутно добываемых вод месторождений Правдинского региона продуктов коррозии способствует образованию сульфида железа, в значительной мере затрудняющего процесс разделения водо-нефтяных смесей. Стендовые испытания ингибиторов коррозии позволили рекомендовать для промышленного применения реагенты Сонкор-9701, Азимут-14Б и ИНК-1.

2. Выявлено, что наибольшая заражённость СВБ характерна для подтоварных и сточных вод ЦКППН Правдинского региона месторождений. На основании исследования биоцидной активности реагентов для подавления планктонных форм СВБ для промышленного применения рекомендованы реагенты ИК-5М, ХПБ-001, Данокс С1-01 и Данокс С1-120, для подавления адгезированных форм СВБ наиболее эффективен реагент ХПБ-001.

3. Разработано устройство для дозирования реагентов на забой скважин в широком диапазоне расхода - УДР 1-100. В процессе эксплуатационных испытаний зафиксировано существенное повышение степени разделения водонефтяных

эмульсий. Комиссией ОАО «АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфа» рекомендовано организовать производство устройства с возможностью широкого применения на осложнённом фонде скважин, содержащих АСПО, агрессивные среды, агрегатно-устойчивые эмульсии.

4. Разработаны методика определения содержания сульфида железа в водо-нефтяных эмульсиях и технология предупреждения его образования, позволяющая повысить качество их разделения.

5. Подобраны частоты переменного магнитного поля - 10 -15 Гц, позволяющие повысить качество разделения водонефтяных эмульсий, а также математические зависимости, описывающие кинетику деэмульсации водонефтяных смесей, обработанных переменным магнитным полем с частотой 10,15,25 и 45 Гц.

6. Результаты исследований использованы при разработке технологической схемы предварительного сброса попутно добываемых вод.

Основное содержание работы изложено в следующих публикациях:

1. Мухаметшин В.Х. Совершенствование техники и технологии подготовки скважинной продукции на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / Мухаметшин В.Х. // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Материалы докладов конференции. - Уфа, 2004. - С. 156 - 160.

2. Мухаметшин В.Х. Механизм действия деэмульгаторов на нефтяную эмульсию / Мухаметшин В.Х. // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Материалы докладов конференции. - Уфа, 2005. - С. 170 -172.

3. Мухаметшин В.Х. Совершенствование развития технологий предварительного сброса воды / Мухаметшин В.Х. // Материалы докладов конференции молодых учёных ООО «РН-УфаНИПИнефть». - Уфа, 2007. - С. 60 - 65.

4. Мухаметшин В.Х. Особенности подготовки эмульсий к разделению / Мухаметшин В.Х. // Материалы докладов конференции. - Уфа, 2007. - С. 66 - 70.

5. Мухаметшин В.Х. Применение магнитного поля для интенсификации промысловой подготовки нефти / Мухаметшин В.Х // Материалы докладов конференции молодых учёных ООО «РН-УфаНИПИнефть» - Уфа, 2007. - С. 71 - 75.

6. Мухаметшин В.Х. Влияние биологической составляющей на коррозионный процесс при добыче нефти / Мухаметшин В.Х. // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Материалы докладов конференции. - Уфа, 2007. -С. 132- 135.

7. Мухаметшин В.Х. Рекомендации по предотвращению нарушений технологического режима подготовки товарной нефти с целью стабильного получения нефти 1-ой группы качества / Мухаметшин В.Х. // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Материалы докладов конференции. - Уфа, 2007. - С. 136 - 140.

8. Мухаметшин В.Х. Новое устройство для дозированной подачи реагента на забой скважины / Мухаметшин В.Х. // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 12. - С. 78 - 80.

9. Мухаметшин В.Х. Совершенствование технологий сбора и подготовки скважинной продукции нефтяных месторождений / Мухаметшин В.Х // Материалы докладов конференции молодых учёных ООО «РН-УфаНИПИнефть». - Уфа, 2009.-С. 177-182.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 16.06.2011 г. Бумага писчая. Заказ № 140. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУЛ «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Мухаметшин, Валерий Хуснизаманович

Список сокращений.

Введение.

1. ОРГАНИЗАЦИЯ СБРОСА ПОПУТНО ДОБЫВАЕМОЙ ВОДЫ (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ ЮГАНСКОГО РЕГИОНА).

1.1. Состав технологических объектов нефтяных месторождений и варианты их обустройства.

1.2. Технологии сброса и подготовки воды.

1.2.1. Установки подготовки нефти.

1.2.2. Установки подготовки воды.

1.2.3. Технологии предварительного сброса воды.

1.3. Основных факторы, влияющие на эффективность процессов сброса и подготовки воды.

1.3.1. Основные теоретические положения.

1.4. Природа нефтяных эмульсий, деэмульсация нефти.

1.4.1. Механизм действия деэмульгаторов.

1.5. Влияние сульфида железа на образование устойчивых водонефтяных эмульсий.

1.6. Влияние магнитного поля на процесс деэмульсации нефти.

1.6.1. Магнитные и электрические свойства нефти и водонефтяных эмульсий.

Выводы.

2. АНАЛИЗ КОРРОЗИОННОЙ АГРЕССИВНОСТИ ВОД СИСТЕМЫ ППД И ДОБЫВАЕМОЙ ПРОДУКЦИИ. ПОДБОР ИНГИБИТОРОВ КОРРОИИ И БАКТЕРИЦИДОВ (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ ПРАВДИНСКОГО РЕГИОНА).

2.1. Анализ коррозионной агрессивности вод.

2.2. Подбор ингибиторов коррозии.

2.3. Подбор бактерицидов.

Выводы.

3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА ПОДГОТОВКИ НЕФТИ И ВОДЫ.

3.1. Дозирование реагентов на забой добывающих скважин.

3.2. Исследование влияния сульфида железа на устойчивость водонефтяных эмульсий, методы предотвращения его образования.

3.2.1. Разработка методики определения содержания сульфида железа в продукции скважин.

3.2.2. Обследование системы сбора, транспорта и подготовки нефти по выявлению источников образования сульфида железа (на примере Таныпского и Аспинского месторождений нефти).

3.2.3. Разделение водонефтяных эмульсий УППН «Танып».

3.2.4. Технология предотвращения образования сульфида железа в скважинной продукции месторождения Северный Танып.

3.3. Результаты исследования влияния магнитного поля на устойчивость водонефтяных эмульсий.

3.4. Усовершенствованная технологическая схема сброса попутно добываемых вод.

Выводы.

4. РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ИСПЫТАНИЙ.

4.1. Результаты эксплуатационных испытаний устройства дозирования реагента УДР 1-100.

Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка методов физико-химического воздействия на продукцию нефтяных скважин для предотвращения осложнений их эксплуатации"

Эксплуатация нефтяных месторождений в условиях прогрессирующего роста обводнённости добываемой продукции, вовлечения в разработку трудно извлекаемых запасов при моральном и физическом износе нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, обуславливает необходимость реконструкции устаревших объектов промыслового обустройства, в частности, систем сбора и подготовки нефти, газа и воды. Целью реконструкции является повышение эффективности, снижение металло- и энергоёмкости, снижение техногенных нагрузок на окружающую среду /56, 83,84,90,114/.

Смешивание в системе поддержания пластового давления попутно добываемых вод с пресными, зачастую нарушает химическое равновесие системы, создаёт условия для пластовой сульфатредукции, что приводит к повышению коррозионных процессов /6,76,96/.

В условиях неуклонного роста обводнённости добываемой продукции востребован метод сброса попутно добываемой воды на установках предварительного сброса воды, что позволяет существенно снизить энергозатраты на транспорт воды, и, как следствие, снизить коррозию металлического оборудования /86,105,106,112/.

Процесс нефтедобычи зачастую осложнён наличием в добываемой продукции сероводорода, следствием чего является образование продуктов коррозии, в частности, сульфида железа, его окислов и их соединений с органическими связующими, входящими в состав нефти, что приводит к образованию значительного количества трудно разрушаемых эмульсий /31,32,35,39, 41,48,71,95.103-105,107.109,110,116/. Значительный вклад в решение поставленных задач ранее был внесён Абдуллиным И.Г., Андреюком Е.И., Билаем В.И., Гоником A.A., Гулерманом О.В., Гутманом Э.М., Ергиным Ю.В., Иофа З.А., Кесельманом Г.С., Классеном В.Н., Костровой Л.И., Леоновым В.В., Петровым A.A., Позднышевым Г.Н., Репинм H.H., Розановой Р.Х., Троновым

В.П., Хазиповым Р.Х., Худяковым М.А., Шаммазовым A.M., Шигановй JI.K. и другими исследователями.

На процесс деэмульсации нефти существенное влияние могут оказывать физические методы, в частности, магнитное поле /37,38,4952,57,63,64,70,85, 92,97,111,113-115,123,124,130,131/. Варьируя параметры поля (напряжённость, градиент, частоту, длину соленоида) и скорость протекания в нём жидкости, можно получить оптимальное соотношение параметров, обеспечивающее повышение эффективности разделения водонефтяных эмульсий/4,34,61,66,68,69,75,89/.

Именно на решение этих задач - повышение качества подготовки попутно добываемых вод для. использования в системе поддержания пластового давления, путём разработки методов борьбы с образованием сульфида железа, использования магнитного поля для повышения качества разделения водонефтяных эмульсий и направлена диссертационная работа, что определяет её актуальность.

ЦЕЛЬ РАБОТЫ

Совершенствование технологий подготовки продукции скважин, повышение качества обработки водонефтяных эмульсий.

ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ

В рамках поставленной цели решались следующие задачи:

- анализ условий эксплуатации систем сбора, подготовки воды и нефти, установок предварительного сброса воды;

- изучение особенностей коррозионных (биокоррозионных) процессов, подбор эффективных ингибиторов коррозии и биоцидов;

- разработка устройства подачи реагентов на забой скважин;

- разработка методики определения содержания сульфида железа и методов снижения его образования в добываемой продукции;

- исследование влияния магнитного поля на разделение водонефтяных эмульсий, подбор эффективных параметров процесса магнитной обработки;

- совершенствование технологических схем предварительного сброса попутно добываемых вод.

МЕТОДЫ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ

Поставленные задачи решались проведением теоретических, лабораторных и промысловых исследований с использованием стандартных контрольно-измерительных приборов и современных математических методов.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА

1. Разработана методика определения сульфида железа в добываемых водонефтяных эмульсиях, содержащих в своём составе ионы окисного (Ре3+) и закисного (Ре2+) железа.

2. Установлено, что при обработке вод системы ППД, а также водонефтяных эмульсий, осложнённых содержанием промежуточного слоя, переменным магнитным полем низкой частоты - 10 - 15 Гц, улучшается кинетика разделения фаз водонефтяных эмульсий. Повышение частоты переменного магнитного поля ухудшает результаты разделения вследствие передисперга-ции эмульсий, содержащих трудно разрушаемый промежуточный слой.

3. Подобраны математические зависимости, описывающие кинетику де-эмульсации водонефтяных смесей, обработанных переменным магнитным полем с частотой 10, 15, 25 и 45 Гц.

ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1 Результаты исследований особенностей коррозионных (биокоррозионных) процессов, подбор эффективных ингибиторов коррозии и биоцидов.

2 Методика определения содержания сульфида железа и технологии предупреждения его образования в добываемой скважинной продукции.

3 Параметры переменного магнитного поля для< эффективного разделения водонефтяных эмульсий.

4 Устройство подачи реагентов на забой скважин.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ

1. Стендовые испытания ингибиторов коррозии, проведённые на объектах системы нефтесбора Правдинского месторождения, позволили рекомендовать для промышленного применения реагенты Сонкор-9701, Азимут-14Б и ИНК-1.

2. Исследованием биоцидной активности реагентов установлено, что для подавления планктонных форм СВБ наиболее эффективны реагенты ИК-5М, ХПБ-001, Данокс С1-01 и Данокс С1-120; для адгезированных форм СВБ -реагент ХПБ-001.

3. Разработана технология предотвращения образования сульфида железа в продукции скважин путём промывки затрубного пространства скважин подобранными растворителями'с последующей ингибиторной обработкой.

4. Разработано устройство для дозирования реагентов на забой скважин в широком диапазоне расхода - УДР 1-100. В процессе эксплуатационных испытаний зафиксировано существенное повышение степени разделения во-донефтяных эмульсий. Комиссией ОАО «АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфа» рекомендовано организовать производство устройства с возможностью широкого применения на осложнённом фонде скважин, содержащих АСПО, агрессивные среды, агрегатно-устойчивые эмульсии.

5. Предложена технологическая схема сброса попутно добываемых вод с использованием диссертационных разработок.

ПУБЛИКАЦИИ

По результатам исследований опубликовано 9 научных работ, в том числе 1 статья в изданиях, входящих в перечень ВАК РФ.

СТРУКТУРА И ОБЪЁМ ДИССЕРТАЦИИ

Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка использованных источников из 134 наименований, содержит 113 листов машинописного текста, 26 рисунков, 23 таблицы и два приложения объёмом 11с.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Мухаметшин, Валерий Хуснизаманович

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1 Установлено, что наличие в составе попутно добываемых вод месторождений Правдинского региона продуктов коррозии способствует образованию сульфида железа, в значительной мере затрудняющего процесс разделения водонефтяных смесей. Стендовые испытания ингибиторов коррозии позволили рекомендовать для промышленного применения реагенты Сонкор-9701, Азимут-14Б и ИНК-1.

2 Выявлено, что наибольшая заражённость СВБ характерна для подтоварных и сточных вод ЦКППН Правдинского региона месторождений. На основании исследования биоцидной активности реагентов для подавления1 планктонных форм СВБ для промышленного применения рекомендованы реагенты ИК-5М, ХПБ-001, Данокс С1-01 и Данокс С1-120, для подавления адгезированных форм СВБ наиболее эффективен реагент ХПБ-001.

3 Разработано устройство для дозирования реагентов на забой скважин1 в широком диапазоне расхода - УДР 1-100. В процессе эксплуатационных испытаний зафиксировано существенное повышение степени разделения водонефтяных эмульсий. Комиссией ОАО «АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфа» рекомендовано организовать производство^устройства с возможностью широкого применения на осложнённом фонде скважин, содержащих АСПО, агрессивные среды, агрегатно-устойчивые эмульсии.

4 Разработаны методика определения содержания сульфида железа в водонефтяных эмульсиях и технология предупреждения его образования, позволяющая повысить качество их разделения.

5 Подобраны частоты переменного магнитного поля - 10 -15 Гц, позволяющие повысить качество, разделения водонефтяных эмульсий; а также математические зависимости, описывающие кинетику деэмульсации водонефтяных смесей, обработанных переменным магнитным полем с частотой 10, 15, 25 и 45 Гц.

6 Результаты исследований использованы при разработке технологической схемы предварительного сброса попутно добываемых вод.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Мухаметшин, Валерий Хуснизаманович, Уфа

1. Абдуллин И.Г., Давыдов С.Н., Худяков М.А. Коррозия нефтегазового и нефтепромыслового оборудования: Учебное пособие. -Уфа.: Изд. УНИ, 1990. -72 с.

2. Абдуллин И.Г., Давыдов С.Н., Худяков М.А., Маричев Ф.Н., Гатаулин Ш.Г. Механизм канавочного разрушения нижней образующей труб нефтес-борных коллекторов // Нефтяное хозяйство. 1984. - № 3. - С. 51 - 52.

3. Абрамян A.A. Исследование процессов углекислотной коррозии при изменении температуры и концентрации углекислоты // Коррозия и защита. -1972.-№ 4.-С. 9-11.

4. Агаларов Д.М. Экспериментальное исследование влияния магнитного поля на солеотложения в трубопроводе // Нефтепромысловое дело. 1973. -№ 1.-С. 24-26.

5. Агаев Н.М., Гусейнов М.М., Смородин А.Е. Бактериальная коррозия углеродистой стали / Тезисы докл. 2 Всесоюз. конф. по биоповреждениям. -Горький, 1981. -Ч. 1.

6. Андреюк Е.И., Билай В.И., Коваль Э.З., Козлова HiA. Микробная коррозия и её возбудители. Киев : Наукова думка. - 1980. - 288 с.

7. Антипьев В.Н., Архипов В.П., Земенков Ю:Д. Определение количества нефти, вытекшей из повреждённого трубопровода при работающих насосных станциях / Сер. «Нефтепромысловое дело и транспорт нефти». М.: ВНИИОЭНГ - 1985. - Вып. 9. - С.43 - 45.

8. Антропов JI.H. Теоретическая электрохимия. М.: Высшая школа,11984.-519 с.

9. А. с. 1212973 СССР. Бактерицид сульфатвосстанавливающих бактерий / А.У. Шарипов, С.И. Долганская, Р.Х. Хазипов // РЖ Химия. 1986. - 17 П 152 П.

10. А. с. 1214600 СССР. Способ предотвращения роста сульфатвосста-навливающих бактерий / Т.В. Тернован, И.К. Курдши, JI.M. Хепкина, E.JI. Ильницкая // Бюл. Открытия. Изобретения. 1986. - № 8.

11. А. с. 1535841 СССР. Способ подавления роста сульфатвосстанавли-вающих бактерий в заводнённом нефтяном пласте / В.В. Лисицкий, Е.Г. Юдина , Р.Ф. Гатауллин и др. // РЖ Химия. 1990. - 13 И 389 П.

12. А. с. 690166 СССР. Реагент для.подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий в заводняемом! нефтяном пласте / Г.А. Бабалян, Р.Х. Ха-зипов, У.М. Байков и др. // Бюл. Открытия. Изобретения. 1979. - № 37. - С. 126.

13. А. с. 724705 СССР. Реагент для подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий / Р.Х. Хазипов, Д'.М. Ториков, Р.Б. Валитов, О.И. Маты-цина // РЖХимия . 1980. - 23 0 362 П.

14. А. с. 739218 СССР. Реагент для предотвращения сульфатвосстанавливающих бактерий / Р.Х. Хазипов., Ф.Н. Латыпова, Б.Ф. Унковский // РЖ Химия. 1981. - 4 0 379П.

15. А. с. 791620 СССР. Способ предотвращения роста сульфатвосстанавливающих бактерий / Р.Х. Хазипов., Ф.Н. Латыпова, Б.Ф. Унковский // РЖ Химия. 1981. - 14 И 353 П.

16. А. с. 798049 СССР. Реагент для предотвращения роста сульфатвосстанавливающих бактерий / И.А. Мархасин, Р.Х. Хазипов, А.Г. Жданов, У. М. Байков // РЖ Химия. 1982. - 10 №165 П.

17. А. с. 833558 СССР. МКИ С 02 F 1/50. Способ предотвращения образования сульфатвосстанавливающих бактерий в пластовых водах / М.В. Гаса-нов, Х.А. Абдуллаева, И.С. Земцова и др. // Бюл. Открытия. Изобретения. -1981.-№20.

18. А. с. 833564 СССР. МКИ С 02 F 1/50. Способ очистки нефтепромысловых сточных вод / М.В. Гасанов, И.С. Земцова // Бюл. Открытия. Изобретения. 1981.-№20.

19. А. с. 861344 СССР. Реагент для предотвращения роста сульфатвосста-навливающих бактерий / Р.Х. Хазипов, JI.K. Шиганова // РЖ Химия. 1982. -15 П 163 П.

20. А. с. 865833 СССР. Способ предотвращения роста сульфатвосстанав-ливающих бактерий / Р.Х. Хазипов, У.М. Байков, А.И. Васильев, В.И. Левашова, В.И. Понамаренко, Н.Я. Ерёменко, A.A. Калимуллин, Б.Л. Ирхин // РЖХимия . 1982. - 13 П 194 П.

21. А. с. 926249 СССР. Реагент для подавления роста сульфатвосстанав-ливающих бактерий в заводняемом нефтяном пласте / А.З. Гарейшина, В.И. Гусев, Т.А. Кузнецова и др. // РЖ Химии. 1983. - 15 П 140 П.

22. А. с. 967962 СССР. МКИ С 02 F 1/50. Бактерицидный водный раствор на основе 2,4 динитрофенола / Г.М. Новикова, Н.С. Илюхина, В.Е. Блохин // Бюл. Открытия. Изобретения. - 1982. - № 39.

23. А. с. 967963 СССР. Бактерицидный водный раствор на основе 2,4-динитрофенола / Н.И. Таюшева, Г.М. Новикова, Т.Ф. Шкляр, Н.С. Илюхина, В.Е. Блохин, Л.И. Чириков // Бюл. Открытия. Изобретения. 1982. - № 39.

24. А. с. 968865 СССР. Реагент для подавления сульфатвосстанавли-вающих бактерий / A.A. Лапшова., В.В. Зорин, В.И. Узикова и др. // РЖ Химия. 1983. - 21 П 216 П.

25. А. с. 976039 СССР. МКИ Е 21в 43/22. Способ подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий / В.Л. Усов, В.И. Вавер // Бюл. Открытия. Изобретения. 1982. - № 39.

26. А. с. 981244 СССР. Способ подавления жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий / Л.Г. Шакиров, Р.Х. Хазипов, А.З. Биккулов и др. //Бюл. Открытия. Изобретения. 1982. - № 46.

27. Асфандияров Ф.А., Астрова Ф.А., Липович Р.Н. и др. Методы контроля скорости коррозии и содержания агрессивных компонентов в промыеловых средах / Сер: «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности» -М.: ВНИИОЭНГ. 1980: - 64 с.

28. Асфандияров Ф.Д., Рождественский Ю.Г., Низамов K.P. Изучение условий образования водных скоплений в нефтепроводе Узень Куйбышев для прогнозирования внутренней коррозии // Коррозия и защита, 1976. - № 6. - С. 4- 8.

29. Бабалян Г.А., Кравченко И.И., Мархасин И.Л., Рудаков Г.В. Физико-химические основы применения поверхностно-активных веществ при разработке нефтяных пластов. М.: Гостоптехиздат, 1962. - 283 с.

30. Байков H.M., Колесников Б;В., Челпанов Г.И: Сбор, транспорт и подготовка нефти. М;: Недра, 1975.- 317 с.

31. Байков U.M., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. М.: Недра, 1981. - 261 с.

32. Балабанирменин Ю.В. О механизме и причинах локализации? коррозии сталей в природной воде // Практика противокоррозионной защиты. -1999. -№'1. С. 29 - 35.

33. Борсуцкий З.Р., Терентьев Б.В., Рудаков С.Г. Влияние магнитной обработки воды на проницаемость пород коллекторов // Нефтепромысловое дело. 2000: - № 3. - С. 17 - 22.

34. Валяев Б.Г., Трофимов В1В. Обезвоживание нефти в промысловых условиях без нагревания эмульсии / Тр. Гипровостокнефть. 1971. - Вып. 13. -С. 67.-77.

35. Вигдорович В;И., Шель Н.В. Об экономической оптимизации противокоррозионной защиты // Защита металлов. .- 1993. № 6. - С. 953 - 959.

36. Вонсовский С.В. Современное учение о магнетизме. М:, 1955.

37. Гарифуллин Ф.С. и др. Критерий оценки интенсивности процесса сульфидообразования в добывающих скважинах // Нефтяное хозяйство. -2002. -№ 11.-С. 100- 101.

38. Герцог Э. Коррозия сталей в сероводородной среде. Коррозия металлов. М.: Металлургия, 1964. - С. 31 - 34.

39. Гидродинамические условия гравитационного расслоения эмульсий при движении по трубопроводам в турбулентном режиме // Тр. ТатНИПИ-нефть.- 1974.- Вып. 29.- С. 15-21.

40. Гоник A.A. Динамика нарастания коррозионной активности пластовой жидкости при разработке нефтяных месторождений и пути предотвращения коррозии металлического оборудования в этих условиях // Башкирский химический журнал, 1998. - № 4. - С. 3 - 7.

41. Гоник A.A., Корнилов Г.Г. Причины и механизм локальной коррозии внутренней поверхности нефтесборных трубопроводов на месторождениях Западной Сибири // Защита от коррозии и охрана окружающей среды -1997. № 6 - 7. - С .2 - 6.

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

43. Гоник A.A. Сероводородная коррозия и меры её предупреждения. -М.: Недра, 1966. 175 с.

44. Гужов А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1973. - 280 с.

45. Гутман Э.М. Механохимия металлов и защита от коррозии. М.: Металлургия, 1981. - 271 с.

46. Д'Есте Ф. Защита оборудования нефтеперерабатывающих заводов от электрических разрядов / IV Междунар. нефтяной конгресс. Гостоптехиз-дат, 1956. - т. VIII.

47. Дорфин Я.Г. Диамагнетизм и химическая связь. М., 1961.

48. Ергин Ю.В., Кострова Л.И., Мавлютова М.З. и др. Магнитные свойства нефтей и водонефтяных эмульсий Башкирии / Отчёт по теме 9-68. Фонды УфНИИ, 1968.

49. Ергин Ю.В., Кострова Л.И. Магнитные свойства нефтей, водонефтяных эмульсий и пластовых вод Татарии / Отчёт по теме 15-57. Фонды БГУ, 1967.

50. Ефимов А.А., Гусев Б.В., Пыхтеев В.В. Локальная коррозия углеродистых сталей нефтепромыслового оборудования // Защита металлов. 1995. -№6.- С. 604-608.

51. Жук Н.П. Курс теории коррозии и защиты металлов. М.: Наука, 1986. - 356 с.

52. Зайнулин Р.С. Кинетика механохимического разрушения Уфа: Баш-техинформ, 1996. - 439 с.

53. Ибрагимов Н.Г., Шайдаков В.В., Хафизов А.Р. и др: Осложнения в нефтедобыче.: Уфа, 2003. 302 с.

54. Инюшин Н.В., Каштанова Л.Е., Лаптев А.Б. и др. Магнитная обработка промысловых жидкостей. Уфа: Гос. Изд-во научно-технической литературы «Реактив». - 2000. - 58 с.

55. Иофа З.А. Механизм действия ингибиторов .кислотной коррозии железа и кобальта // Защита металлов. 1975, - № 6. - Т. 6.-491 с.

56. Иофа З.А. О механизме ускоряющего действия сероводорода на реакцию разряда ионов водорода на железе // Защита металлов. 1974. - № 1.- С. 17-21.

57. Иофа З.А., Фан Лыонг Кам. Влияние сероводорода, ингибитора и рН среды на скорость электрохимических реакций и коррозию железа // Защита металлов. 1974. - № 3. - С. 300 - 303.

58. Карпов Б.В., Воробьев В.П., Казаков В.Т. и др. Предупреждение па-рафиноотложений при добыче нефти из скважин в осложнённых условиях путём применения магнитных устройств // Нефтепромысловое дело. 1996.- № 12. - С. 17- 18.

59. Кессельман Г.С., Курмаева Н.М., Левитанская О.В., Лукин* Н;В., Шафраник Ю.К. Влияние коррозии на технико-экономические показатели производственного объединения / Сер. «Защита от коррозии и охрана окружающей среды». М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - 50 с.

60. Классен В.Н. Омагничивание водных систем. М.: Химия, 1978. - 240с.

61. Классен В.И. Развитие и проблемы магнитной обработки водных систем / Вопросы теории практики магнитной обработки воды и водных систем. -Новочеркасск, 1975.

62. Космачев Т.Ф., Губайдуллин Ф.Р. и др. Исследование возможности деэмульгаторов образовывать аномально устойчивые структуры, // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 1 - С. 90 - 92.

63. Кострюков Г.В., Голиков А.Д:, Юсупов М.М. Экспериментальная установка для определения влияния магнитного поля на процесс кристаллизации отложения солей // Нефтепромысловое дело. 1972. - № 8. - С. 13 - 16.

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

65. Кусакин А.В., Курников Ю.Л., Концур И.Ф. Результаты испытаний омагничивающих устройств для предупреждения солеотложений // Газовая промышленность. 1990. - № 7.- С. 33 - 34.

66. Куценко А.Н., Кулебяшкин В.А. Влияние электрического тока на подготовку воды // Нефтепромысловое дело. 1975. - № 8. - С. 28 - 30.

67. Левин В.Г. Об одном сенсационном эффекте / Успехи физических наук, 1966. № 6. - С. 787.

68. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Худякова А.Д., Николаева Н.М. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения. М.: Химия, 1967.

69. Леонов В.В. и др. Коррозионная активность микрофлоры нефтепромысловых вод и ингибиторная защита от неё // Нефтяное хозяйство. 1994. -№ 8. - С. 53 - 56.

70. Мамаев В.А., Одишария Г.Э., Клапчук О.В. и* др. Движение газожидкостных смесей в трубах. М.: Недра, 1978. - 270 с.

71. Маричев Ф.Н., Гетманский М;А., Тетерина О.П. и др. Внутренняя' коррозия и защита трубопроводов на месторождениях Западной Сибири / Сер. «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности». М.: ВНИИОЭНГ. -1981.- Вып. 10.-43 с.

72. Межидов В.Х., Гужов А.И., Ибрагимов Р.Н. Эффективность ингибиторов отложения солей в условиях трения // Нефтяное хозяйство. 1987.- № 12.-С. 54-57.

73. Мухаметшин В.Х. Влияние биологической составляющей на коррозионный процесс при добыче нефти /Докл. конф. «Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти».: Уфа, 2007. Выпуск 4. - С. 132 - 135.

74. Мухаметшин В.Х. Механизм действия деэмульгаторов на нефтяную эмульсию / Докл. конф. «Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти».: Уфа, 2005. Выпуск 2. - С. 170 - 172.

75. Мухаметшин В.Х. Новое устройство для дозированной подачи реагента на забой скважины // Нефтяное хозяйство. 2008. - № 12. - С. 78 - 801

76. Мухаметшин В.Х. Особенности подготовки эмульсий к разделению / Материалы 1-ой научно-практической конференции молодых специалистов.: Уфа, 2007. С. 66 - 70.

77. Мухаметшин В.Х. Применение магнитного поля для интенсификации промысловой подготовки нефти / Материалы 1-ой научно-практической конференции молодых специалистов.: Уфа, 2007. С. 71 - 75.

78. Мухаметшин В.Х. Совершенствование развития технологийi предварительного сброса воды / Материалы. 1-ой научно-практической конференции молодых специалистов.: Уфа, 2007. С. 60 - 65.

79. Мухаметшин В.Х. Совершенствование техники и технологии подготовки скважинной-продукции на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / Докл. конф. «Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти».: Уфа, 2004. Выпуск 1. - С. 156 - 160.

80. Мухаметшин В.Х. Совершенствование технологий сбора и подготовки скважинной продукции нефтяных месторождений / Материалы 3-ей научно-практической конференции молодых специалистов.: Уфа, 2009. С. 177 -182.

81. ОСТ 39-225-88. Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству. М.: Изд-во стандартов, 1988.- 8 с.

82. Пат. 44999 РФ, МПК7 Е21 В'37/06, 43/00. Устройство для дозировки реагента1/ В.Ф. Голубев, А.Р. Латыпов, H.H. Хазиев, П.К. Васильев, В.Г. Ак-шенцев, М.В. Голубев. Заявл. 24.11.2004 ; опубл. 10.04.2005, Бюл. № 10.

83. Пат. 50300 РФ, МПК7 G01 F 1,1/12. Дозировочный, клапан / А.Р. Латыпов, В.Ф. Голубев, H.H. Хазиев, И.А. Латыпов, М.В. Голубев, А.Б. Тамбов. Заявл. 01.09.2005 ; опубл. 27.12.2005, Бюл. № 36.

84. Персиянцев М.Н., Василенко И.Р., Лесин В.И. Магнитные де-парафинизаторы МОЖ // Газовая промышленность. 1999 - № 8. - С. 52 - 53.

85. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложнённых условиях.: М, Недра, 2000. 653 с.

86. Петров A.A., Позднышев Г.Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий. М.: Недра, 1982.

87. Пяртман К.И. Электрические заряды в трубопроводах / Электричество. 1937. -№ 17-18.

88. Рахманкулов Д.Л., Бугай Д.Е., Габитов А.И., Голубев М.В., Лаптев А.Б. Ингибиторы коррозии. Том 1. Основы теории и практики применения. -Уфа.: Гос. изд-во научн.-техн. лит-ры «Реактив», 1997. 296 с.

89. РД 39-0147323-339-Р. Инструкция по проектированию и эксплуатации антикоррозионной защиты трубопроводов систем нефтесбора на месторождениях Западной Сибири. М.: Миннефтепром, 1989. - 43 с.

90. Репин H.H., Юсупов О.М., Валеев М.Д., Карпова И.К. Предупреждение образования эмульсий при добыче и сборе нефти // Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело.- М.:ВНИИОЭНГ.- 1979.- С. 15 44.

91. Розанова Е.П., Кузнецов С.И. Микрофлора«нефтяных месторождений. М.: Наука. - 1974. - 193 с.

92. Селвуд П. Магнитохимия. М., 1956.

93. Синайский Э.Г. Разделение двухфазных многокомпонентных смесей в нефтегазопромысловом оборудовании.- М.: Недра, 1990. 272 с.

94. Смирнов Ю.С. Применение деэмульгаторов для подготовки нефти на промыслах // Нефтепромысловое дело. 1987. - № 20. - С. 25 - 27.

95. Соколов А.Г., ШабашеВ( Е.Ф., Владимиров» Ю.Д. Современные состояние и пути совершенствования предварительного обезвоживания нефти. М.: ВНИИОЭНГ, 1984.

96. Стандарт предприятия СТП-0147276-009-88. Подготовка нефти «Метод анализа промежуточного слоя в процессе обследования установки подготовки нефти (УПН)».

97. Стрижевский И.В. Некоторые аспекты борьбы с микробиологической коррозией нефтепромыслового оборудования и трубопроводов / Сер. «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности». М.: ВНИИОЭНГ, 1979. - 56 с.

98. Тронов В.П., Грайфер В.И. Обезвоживание и обессоливание нефти. -Казань: Тат. книжн. изд-во, 1974. 184 с.

99. Тронов В.П., Грайфер В.И., Сатаров У.Г. Деэмульсация нефтив трубопроводах. Казань: Тат. книжн. изд-во, 1970. - 152 с.

100. Тронов В.П. О повышении производительности отстойной аппаратуры при подготовке нефти / Тр. Татнипинефть. 1975. - Вып. 33. - С. 39 - 46.

101. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти.- М.: Недра, 1977. 270с.

102. Тронов В.П. Разрушение эмульсий при добыче нефти. М.: Недра, 1974.

103. Тронов В.П. Системы нефтегазосбора и гидродинамика основных технологических процессов.: Казань, Изд во «ФЭН», 2002 г.

104. Фаттахов К.Н. Обезвоживание нефти при сохранении в ней растворённых углеводородов под давлением / Тр. ВНИИСПТнефть. 1982.- С. 59 -62.

105. Фаттахов К.Н. Сбор и подготовка нефти для транспорта её в газонасыщенном состоянии / Тр. ВНИИСПТнефть. 1984. - С. 41 - 47.

106. Федорищев Т.И., Мирошниченко Е.В., Анзоров Х.В. Совершенствование аппаратуры и технологии предварительного обезвоживания нефти иочистки воды на Южно-Сургутском месторождении / Тр. СибНИИНП. 1991.- С. 59 62.

107. Шаммазов A.M., Хайдаров Ф.Р., Шайдаков В.В. Физико-химическое воздействие на перекачиваемые жидкости / Под ред. Е.И. Ишемгужина. Уфа.- 2003. 187 с.

108. Шейх-Али Д.М. Геология, разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений / Труды УФНИИ, вып. IX-X. М.: Гостоптехиздат, 1963.-С. 394-402.

109. Ярославский З.Я., Долгоносов Б.М. Исследование механизма воздействия магнитных полей на воду / Вопросы теории и практики магнитной обработки воды и водных систем // Под ред. В.И. Классена. М.: Цветметин-формация, 1971.

110. Яцинирский К.Б. Термохимия комплексных соединений. М.: Изд-во АН СССР, 1957.

111. Booth J. Microbiological corrosion. London: Mills & Booth Ltd., 1972 -276 p.

112. Bowden J.P., D. Tabor Propertties of the metallic surfaces. Inst. Metall., 1953. - 479 p.

113. Ckolet I.L., Bonis M.R. Measurment under high pressures ССЬ and H2S. // Materials Perfomance. 1984. - No. 5. - P. 45 - 51.

114. DeWaard C., Milliams D.E. Carbonic asid corrosion of steel. // Corrosion, 1975 No. 5. - P. 177 - 179.

115. Grego E., Wright W. Corrosion of Iron an H2S C02 - H20 Sistem. -Corrosion, 1962. - No. 5, - V. 11. - P. 93.

116. Iverson W. P. Biological corrosion. Advances in corrosion science and technology. New-York :Fontana M. G. and Stackle, 1972. - 265 p.

117. Klinkenberg A. Antistatic doping safeguards shipments of petroleum products // The oil and gas, 1957. 18/XI. - Vol. 55. - P. 204 - 210.

118. Klinkenberg A., Paulston B. Antistatic additires in the petroleum industry // Journal of the Institute of Petroleum, 1958. vol. 44, No. 419. - P. 379 - 393.

119. Raawenswaay van T.C., Van der Linden C.A. 1971. Substrate specificity of the paraffin hydroxylase of Pseudomonas aeruginosa / Antonie van Lewen-hoek. J. Microbiol, and Serol. 1971. - No. 37. - P. 339.

120. Raymond R.L., Jamison V.W., Hudson J.O. Hydrocarbon co-oxidatin in microbial systems / Lipids. 1971. - No. 6. - P. 453.

121. Sekiguchi T., Yoshiaki N. Pyruvate-supported acetylene and sulfate-reduction cell-free extracts of Desulfovibrio desulfuricans / Biochem. and Biophys. Res. Communs. 1973. - No. 51. - P. 331.

122. Slezacek A., Rosypalova A. Study of growth qualities of Desulfovibrio desulfuricans / Scripta Fac.sci. natur. UTEP.Brun. Biol. 1972. - No. 1. - P. 55.

123. Tezuka Y. A. Commensalism between the sulfate-reducing bacteria Desulfovibrio desulfuricans and other geterotrophic bacteria / Bot. Mag. 1966. -No. 79. - P. 174.

124. Van-Vleck J.H. The theory of electric and magnetic susceptibilities or ford. 1932.

125. Vermeiren T. // Corrosion Technology, 1969. V.5. - P. 215.

126. Yoshida F., Yamane t. Yagi H. Mechanism of uptake of liquid hydrocarbons by microorganisms / Biotechnol. and Bioengin. 1971. - No.13. - P. 215.

127. Yuri V. Fairuzov Flow pattern transitions in horizontal pipelines earring oil-water mixtures: full-scale experiments // Journal of resources technology. 2000 - No. 12. - P. 169 - 176.

128. Zo Bell C.E. Ecology of sulfate-reducing bacteria / Producers Monthly. -1958.-No. 22. P. 12.