Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование технологий борьбы с АСПО в нефтепромысловых системах на месторождениях Башкортостана

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологий борьбы с АСПО в нефтепромысловых системах на месторождениях Башкортостана"

На правах рукописи

Баймухаметов Мурат Казбекович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ БОРЬБЫ С АСПО В НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ СИСТЕМАХ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ БАШКОРТОСТАНА

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2005

Работа выполнена в обществе с ограниченной ответственностью "Нефтегазодобывающее управление Уфанефть" ОАО АНК "Башнефть".

Научный руководитель:

доктор технических наук, Михаил Константинович Рогачев

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор

Камиль Разетдинович Низамов кандидат технических наук, Иван Георгиевич Плотников

Ведущая организация:

ЗАО "Уфанипинефть"

Защита состоится " 3 " июня 2005г. в 16 часов на заседании диссертационного совета Д 520.020.01 при открытом акционерном обществе научно-производственная фирма (ОАО НПФ) "Геофизика" по адресу: 450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. 8-е Марта, 12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ "Геофизика".

Автореферат разослан " 29 " апреля 2005г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор химических наук,

старший научный сотрудник Д.А.Хисаева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Одной из актуальных проблем в нефтяной промышленности является повышение эффективности эксплуатации фонда скважин. На сегодняшний день большинство основных нефтяных месторождений отрасли и ОАО «АНК «Башнефть» находятся на поздних стадиях разработки. Особенностью этих стадий является высокая обводненность скважинной продукции (более 8090%), опреснение попутно добываемых вод и т.д. До 28% эксплуатационного фонда скважин АНК "Башнефть" осложнено по различным причинам, в том числе более 10% фонда - по причине формирования асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО).

В диссертационной работе представлены результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, посвященных разработке новых и совершенствованию известных химических реагентов, способов и технологий борьбы с осложнениями по причине образования АСПО.

Объектом исследований являются система промысловых установок, коммуникаций, добывающих и нагнетательных скважин месторождений ООО НГДУ «Уфанефть».

Предметом исследований являются физические и технологические связи и их соотношение в объекте исследований.

Цель диссертационной работы - повышение эффективности эксплуатации промысловых систем с использованием растворителей АСПО на базе исследований по обоснованному подбору их состава и технологий применения.

Основные задачи исследований:

1. Анализ применяющихся методов и технологий борьбы с АСПО на нефтяных месторождениях на поздних стадиях разработки.

2. Направленный подбор эффективных растворителей, исходя из состава

АСПО.

3. Совершенствование технологий борьбы с АСПО с использованием подобранных растворителей.

4. Выработка рекомендаций по повышению эффективности эксплуатации осложненных объектов нефтепромысловых систем.

Научная новизна:

1. Предложены и внедрены методические основы исследований термобарических процессов в нагнетательных скважинах.

2. Выполнены экспериментальные исследования вещественного состава твердой фазы АСПО методом микрошлифования образцов.

3. В развитие научных основ адгезионной теории исследованы процессы растворимости АСП. Предложена математическая модель - уравнение изотермы растворимости. На основе термодинамической модели обоснован подбор состава растворителей для конкретного состава отложений АСП.

4. Разработан новый растворитель (патент РФ 2011800), а также технология обработок ПЗП нагнетательных скважин на месторождениях с присутствием биогенного сероводорода с использованием композиции растворителя и бактерицида (патент РФ 2166621).

Защищаемые положения:

1. Результаты исследований термобарических процессов в нагнетательных скважинах.

2. Результаты исследований вещественного состава АСПО, включая твердую составляющую, по микрошлифам.

3. Методические основы исследований направленного подбора состава растворителя для борьбы с отложениями АСПО в добывающих и нагнетательных скважинах.

4. Предложенные композиции растворителей и технологии обработки призабойной зоны пластов.

Практическая ценность иреализацияработы:

1. Предложены методические основы изучения условий формирования АСПО и динамики температуры продуктивного пласта в процессе заводнения охлажденными пресными и сточными водами.

2. Предложен и внедрен методический подход комплексного исследования состава твердых фаз АСПО по микрошлифам.

3. Проведено опытно - промышленное внедрение предложенной композиции растворителя АСПО в 33 нагнетательных скважинах. Дополнительная добыча нефти от внедрения составила 3, 402 тыс.т. Разработана и внедрена технология обработки призабойной зоны нагнетательных скважин на сероводородсодержащих месторождениях композицией бактерицида и растворителя АСПО в 50 скважинах, позволившая дополнительно добыть 9, 249 тыс.т. нефти.

Апробация работы:

Основные положения диссертационной работы доложены на IV конгрессе нефтегазопромышленников России "Повышение эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений" (Уфа, 2003 г.); технических советах, совещаниях нефтегазодобывающих управлений "Чекмагушнефть" и "Уфанефть".

Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 12 печатных работ, получено 2 патента РФ. В них автору принадлежит постановка задач, методические вопросы их решения, анализ результатов и реализация в производстве.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов, библиографического списка и приложения.

Объем работы составляет 134 листа текста, содержит 25 рисунков, 24 таблицы, 90 библиографических ссылок и 1 приложение на 3 страницах.

Автор выражает благодарность научному руководителю д.т.н. Рогачеву М.К., д.г.-м.н. Баймухаметову К.С., с.н.с. Илеменовой О.Д., работникам ООО "НГДУ Уфанефть" за помощь в подготовке диссертационной работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении определены цель и задачи исследований, показана актуальность проблемы.

Первая глава посвящена исследованиям причин осложнений в промысловых системах на поздней стадии разработки месторождений, особенностям эксплуатации месторождений с присутствием сероводорода и методам борьбы с отложениями.

Современное состояние нефтегазодобывающего комплекса Башкортостана характерно тем, что большинство крупных и средних нефтяных месторождений вошли в заключительную стадию разработки. Обводненность продукции в целом по всем месторождениям превышает 92%.

В ближайшие годы наиболее перспективным представляется комплексное использование гидродинамических методов воздействия на пласты и физико -химических технологий, различных методов воздействия на эксплуатационные объекты и призабойную зону скважин для вовлечения в активную разработку недренируемых и слабодренируемых запасов. Следовательно, необходимо изучение состояния разработки элементов залежи, осуществление комплекса работ в нагнетательных и добывающих скважинах.

Любое воздействие на систему "пласт - скважина" основывается на анализе коллекторских свойств пород призабойной зоны пласта и физико -химических свойств жидкостей, участвующих в функционировании нефтепромысловой системы. Тем более, что они и определяют условия формирования различных осложнений в процессе разработки и эксплуатации месторождений.

Осложнения можно условно разделить на связанные с естественными причинами (повышенные вязкость пластовой нефти и содержание АСП в

пластовой нефти, наличие сероводорода) и техногенными (заражение продуктивного пласта СВБ и т.д).

По литературным данным из 18,5 тыс. скважин эксплуатационного фонда ОАО «АНК «Башнефть» 5,167 тыс. скважин относятся к категории осложненных по различным причинам, что составляет 28% фонда. Доля осложнений по причине отложений АСП составляет 10% от общего объема. По ООО "НГДУ Уфанефть" фонд скважин с АСПО составляет 9% эксплуатационного фонда, или более 35% от осложненного фонда.

Наиболее серьезно проблема борьбы с АСПО стоит на Кушкульском месторождении. Доля скважин с АСПО на Кушкульском месторождении составляет более 50% всего осложненного фонда.

Известно, что эффективность применения любого способа обработки скважин с АСПО зависит от их состава. Исследования состава осадков на месторождениях ООО "НГДУ Краснохолмскнефть, Чекмагушнефть и "Уфанефть",проведенные в 1995 - 1999 г.г. институтом "БашНИПИнефть", показали, что усредненный состав отложений (в % мас.) выглядит следующим образом: гипс - 2,5%, карбонаты - 14%, сульфиды - 41%, АСПО - 12% и нерастворимый остаток - 8% . В забойных осадках из скважин ряда месторождений Башкирии доля органических компонентов достигает 60-80%. Содержание смол в органической части осадка составляет 20-60%, асфальтенов -10-20% .

На агрегацию АСВ оказывают существенное влияние: изменение термобарических условий в ПЗП; разгазирование; присутствие механических примесей; изменение состава нефти и т.д.

Существующие способы борьбы с АСПО делятся на предупреждающие образование отложений и удаляющие их. В свою очередь, по механизму действия они делятся на: химические; физические; тепловые; механические и применение гладких покрытий.

Добыча нефти на многих месторождениях Башкортостана сопровождается осложнениями, связанными с наличием сероводорода. В зависимости от происхождения различают первичный - природный сероводород и вторичный - биогенный сероводород.

Присутствие сероводорода обостряет и без того сложную ситуацию на месторождениях, эксплуатация которых затруднена из-за отложений АСП.

Во второй главе отражены особенности формирования, генезиса, состава и свойств отложений АСП Сергеевского, Кушкульского и Волковского месторождений. Обобщены материалы о применяемых методах борьбы с АСПО. Анализ показывает, что более половины осложненного АСПО фонда добывающих скважин приходится на Кушкульское месторождение.

Оценка применяемых методов борьбы с АСПО показывает, что наиболее эффективными и технологичными являются химические методы, в частности, средний межочистной период при ингибировании и применении растворителей составили 455 и 367 суток соответственно.

Кушкульское, Сергеевское и Волковское месторождения находятся на поздних стадиях разработки, характеризующихся благоприятными условиями для образования АСПО. Продуктивная толща Кушкульского и Сергеевского месторождения представлена отложениями терригенного девона, Волковского — карбонатными отложениями турнейского яруса. Добываемая продукция первых двух месторождений содержит сероводород биогенного происхождения, последнего - естественного. Нефти трех месторождений характеризуются значительным содержанием парафинов, смол и асфальтенов. Поэтому различные аспекты условий формирования, состава и свойств АСПО рассматриваются на примере вышеуказанных месторождений.

На каждое звено промысловой системы в процессе разработки месторождений оказывается техногенное воздействие: обработки химическими реагентами, закачка пресной воды и т.д. Помимо этого в жидкости, перекачиваемой по цепочке, могут содержатся сероводород, механические

примеси и т.д. Вышеуказанные факторы дополнительно осложняют условия образования АСПО. Наиболее "нагруженной" является часть "НСП- ПЗП нагнетательной скважины-пласт".

С целью оценки изменений в процессе разработки средневзвешенных пластовых температур на вышеуказанных месторождениях был проведен комплекс исследований на пьезометрических и нагнетательных скважинах.

При постановке этих исследований за исходное положение было принято, что температура в стволе скважины в интервале продуктивного пласта соответствует температуре пласта.

Исследования проводились высокочувствительным термометром МТГ-25 и ГЕО-2М. Первой целью при этих исследованиях было выявление времени восстановления температуры в интервале перфорации колонны после прекращения нагнетания воды, второй - замер пластовой температуры после длительного простоя.

Сергеевское месторождение

Начальная пластовая температура в среднем составляла 40°С.

Замеры пластовых температур в 4-х пьезометрических скважинах показали, что интервал температур составляет 37,6-39,8°С. Средневзвешенная температура составляет 38,5°С.

Кушкульское месторождение

Начальная пластовая температура в среднем составляла 30 °С.По данным замеров в 9 - ти разведочных и эксплуатационных скважинах была построена схематическая карта изотерм девонского пласта Кушкульского месторождения по состоянию на 1.01.1979г. (рисунок 1). Как следует из этой карты, максимальная температура составляла 33°С. Средневзвешенная температура составляет 29,7°С.

По данным замеров в 7-ми пьезометрических скважинах была построена карта изотерм по состоянию на 01.12.2004 г. (рисунок 2 ). Средневзвешенная температура на эту дату составляет 26,3 °С.

Рисунок 1

Карта изотерм нефтенасыщенных коллекторов терригенного девона Кушкульского месторождения по состоянию на 01.01.1979 г.

Рисунок 2

Карта изотерм нефтенасыщенных коллекторов терригенного девона Кушкульского месторождения по состоянию на 01.12.2004 г.

Была предпринята попытка оценить возможное отрицательное влияние охлаждения пласта на повышение вязкости нефти. С этой целью на вискозиметре ВНЖ-1 определялась вязкость нефти девонского объекта Кушкульского месторождения. Анализ производился в поверхностных условиях, т.е. без моделирования пластовых условий.

Динамика вязкости в диапазоне +5+30°С представлена на рисунке 3.

Рисунок 3. Результаты определения вязкости и плотности нефти Кушкульского месторождения

Как следует из этих данных, вязкость нефти увеличивается в этом интервале температур от 48 до 58 мПа-с.

Начальная вязкость нефти в пластовых условиях составляла 10.7 мПа-с. Если предположить, что динамика вязкости нефти в пластовых условиях имеет такой же характер, как и по данным, полученным на вискозиметре, то среднее

10 Л .мПа-с

увеличение вязкости составляет — = 0,4———. Увеличение вязкости

за счет охлаждения пласта составляет 3,7 • 0,4 = 1,4 мПа.с. Такое несущественное увеличение вязкости не может привести к значительному снижению коэффициента извлечения нефти (КИН).

Исследования термодинамических процессов были проведены на двух нагнетательных скважинах № 725 и № 510. Пример полученной термограммы

приведен на рисунке 4. В скважину № 510 в отличие от скв. № 725, где закачивается пресная вода, нагнетается сточная вода с более высокой температурой (27,5°С).

Скв.510

Закачиваемая водя гт|«нян(1—1?С)

При вводе скважины под закачку отмечается резкое увеличение температуры до 27,8°С. После остановки нагнетания температура продолжает повышаться в течение 8 суток (до 27,9°С).

Полное восстановление температуры в скважине № 725 - 50 суток, скв.№ 510 - менее 4 суток.

Обе скважины работали с низкой приемистостью, которая составляла в скважине № 725 - 16 м3/сутки и в скважине № 510 - 12 м3/сутки. Время прохождения закачиваемой воды от устья до интервала перфорации занимает соответственно 9 и 11 часов. За этот промежуток времени температура на скв. № 725 увеличивается от 7°С на устье до 24,1°С в интервале пласта, а на скв. № 510 от 12°С до 27,6°С соответственно.

Рисунок 4. Термограмма скважины № 510 Кушкульского месторождения

Обращает на себя внимание различная динамика температуры при вводе скважины под нагнетание. Если в скв. № 725 отмечено довольно резкое снижение температуры (на 0,6°С), то в скв. № 510 она резко возрастает (на 2°С). Видимо, это связано с температурой закачиваемой воды. На скважине № 510 после остановки нагнетания падение температуры не наблюдается.

Таким образом, анализ термодинамических изменений показывает, что они имеют сложный характер и требуют дальнейших специальных исследований. Однако уже на данной стадии можно констатировать, что каких-либо серьезных осложнений в разработке в целом не выявлено.

Анализ динамики физико-химических свойств добываемой продукции и закачиваемых вод показал:

1. По всем месторождениям наблюдается рост плотности нефти во времени. Это можно объяснить увеличением в общем объеме доли тяжелых компонентов (асфальтенов, смол). Сравнение содержания АСП в нефтях и отложениях показывает 8-20-ти кратное увеличение массовой доли парафина в отложениях, асфальтенов и смол 1,5 - 4-х и 1,2 - 2,5 кратное соответственно.

2. По всем месторождениям наблюдаются снижение плотности попутно добываемых вод; увеличение содержания сульфат - ионов и карбонатов (объясняется выщелачиванием закачиваемыми водами пород пласта); 1,52-х кратное снижение содержания ионов магния (по Волковскому месторождению).

3. По всем месторождениям наблюдаются изменения химического состава закачиваемых сточных вод: незначительное увеличение плотности (по Волковскому месторождению - незначительное снижение); заметное увеличение содержания сульфат - ионов и карбонатов.

С целью определения физико - химических параметров всех звеньев промысловой системы, а также их изменений в процессе движения добываемой продукции до НСП и сточной воды от НСП до нагнетательной скважины, были поставлены комплексные исследования. Они включали в себя анализ

отложений в различных точках системы, определение содержания сероводорода, кислорода, нефтепродуктов, механических примесей и т.д.

Выявленный по результатам исследований характер изменения состава отложений от добывающей до нагнетательной скважин показывает, что в процессе движения жидкости происходит окисление нефтепродуктов, коагуляция частиц в более крупные; продолжается химическое взаимодействие вод различного состава при смешении их в системе сбора с образованием новых соединений; нерастворимый осадок в основном остается в отстойниках на ДНС и НСП; до нагнетательной скважины доходит взвесь

сформировавшихся соединений; окислы железа появляются в нагнетательных скважинах из-за попадания кислорода в систему на линии сброса воды на ДНС и НСП.

Нами предложена методика анализа отложений микрошлифованием, который показал:

по добывающим скважинам: происходит вынос материнской породы (терригенного и карбонатного материала коллектора из ПЗП за счет химического и физического разрушения, подвергшегося пиритизации, выщелачиванию, по части скважин - с образованием гипса); а также вынос органического (битуминозного) материала, также подвергшегося пиритизации;

по нагнетательным скважинам: в твердой фазе АСПО содержатся обломки материнской породы; повсеместно отмечается наличие гипса; органического (асфальтитового) материала, подвергшегося пиритизации; отмечается коррозия зерен кварца (путем метаморфического замещения); отмечается пелитизация и регенерация зерен кварца, плагиоклазов.

Анализ микрошлифов по Волковскому месторождению показал: по добывающим скважинам: происходит вынос материнской породы (редкие обломки карбонатных пород, кремнезема); а также органического (асфальтите — парафино - битуминозного) материала;

по нагнетательным скважинам: в твердой фазе присутствуют обломки материнской породы; гипса и органического (асфальтенового) материала.

Исследования вещественного состава отложений показали, что основными причинами вторичных процессов являются:

1. Наличие в попутно добываемой воде ионов железа и сероводорода (Кушкульское и Сергеевское месторождения).

2. Насыщенность пластовой воды сульфатами и карбонатами.

3.Закачка в продуктивные пласты слабоминерализованных и пресных

вод.

4. Многолетние, постоянные тепловые и химические обработки скважин и ПЗП скважин.

5. Биогенное заражение продуктивных пластов СВБ.

Лабораторными исследованиями установлено: значительные различия

температур насыщения нефти парафином по скважинам и, как следствие, по различным участкам одного месторождения; в зависимости от обводненности и содержания нерастворимого остатка - увеличение температуры кристаллизации с увеличением обводненности и содержания нерастворимого остатка.

Промысловые исследования по изучению распределения тепла по стволу скважины показывают, что температура в интервале перфорации достигает 29-30°С; наиболее интенсивно отложения АСП начинают формироваться с глубины, где температура в стволе скважины достигает температуры насыщения нефти парафином. Основной интервал отложения АСП по Кушкульскому месторождению начинается с глубины 700 - 1100 м (при температуре насыщения 17-22 °С) вплоть до устья скважины.

Третья глава посвящена анализу эффективности применения растворителей АСПО на месторождениях республики Башкортостан. В ней обобщены результаты лабораторных и промысловых исследований эффективности применения растворителей АСПО с начала 80-х годов.

Опыт применения растворителей показывает: значительное сокращение (в 3 раза) абсолютного расхода растворителя; постепенное снижение межочистного периода работы скважин; отмечено снижение растворяющей способности растворителей (за период с начала 90-х годов по 2004 год с 91% до 62%); увеличение разброса растворяющей способности растворителей АСПО отложений; появление фонда скважин (13-20 скважин), на которых, начиная с 2000 года, эффект от обработок растворителями практически отсутствует.

Таким образом, несмотря на определенные результаты, проблема направленного подбора растворителя с учетом природы нефти и АСПО далека от разрешения. В настоящее время подбор растворителей АСПО, как правило, проводится полуэмиирически из-за недостаточной изученности термодинамических и физико-химических основ подбора растворителей. Кроме того, существует недостаток информации о составе, структуре и свойствах основных компонентов АСВ - асфальтенов и нефтяных смол, и детальном механизме взаимодействия АСПО с растворителями. Были проведены исследования по физико-химическому обоснованию подбора растворителей АСПО с использованием представления об адгезионном взаимодействии неионогенных растворителей с поверхностью ограниченно растворимых твердых веществ.

Как известно, основными структурообразующими компонентами АСПО являются различные по природе вещества: высшие твердые алканы - парафины и гетероароматические вещества-АСВ.

Для растворения парафинов используются парафинонафтеновые углеводородные фракции (ПНФ), а для растворения АСВ - ароматические углеводородные фракции (АФ). Таким образом, межфазную поверхность АСПО можно представить в виде взаимодействующих с соответствующим растворителем двух подсистем АСПО - парафинов и АСВ. Подсистема парафинов взаимодействует с парафинонафтеновыми фракциями сложных растворителей, а подсистема АСВ - главным образом с ароматическими

фракциями. При этом ПНФ избирательно сорбируются за счет сил адгезии на парафинах, а АФ - на АСВ.

На основе исследований предложена математическая модель (уравнение изотермы растворимости), которая позволяет определить оптимальный состав растворителя, исходя из конкретного состава отложений АСП:

У^С^С,1) ехр[(\¥д +ТА8)/КТ],

где - концентрация активного компонента растворителя.

- эмпирические коэффициенты.

среднее сродство к электрону (СЭ) электроноакцепторного фрагмента твердого вещества;

,1ь - средний потенциал ионизации (ПИ) растворителя;

- средняя энергия кулоновского взаимодействия зарядов в системе растворитель - акцепторный фрагмент твердого вещества;

- среднее изменение энтропии процесса растворения твердой фазы; Т - температура;

Я - универсальная газовая постоянная.

Уравнение представляет собой адекватную термодинамическую модель растворимости АСПО, учитывающую адгезию компонентов растворителя и их хемосорбционное взаимодействие с компонентами отложений на стадии, предшествующей растворимости, и связывающую растворимость с объемной концентрацией активного компонента растворителя.

Таким образом, процесс растворения АСПО должен описываться экстремальной параболической зависимостью растворимости от концентрации активного компонента растворителя.

Для проверки полученной математической модели были проведены экспериментальные исследования растворимости АСПО.

Из полученного уравнения изотермы растворения АСПО следует, что лучшими растворителями должны быть многокомпонентные неидеальные композиции, состоящие из арил-, алкил-, алкилариловых углеводородов. В

опытах в качестве растворителей АСПО использовались АФ и ПНФ, при этом в качестве АФ - нефтяные растворители марок «Нефрас А 120/200» и «Нефрас А 150/330», а в качестве ПНФ - фракции для производства бензола и толуола на установке каталитического риформинга АО «Башнефтехимзаводы».

Результаты лабораторных исследований растворимости АСПО свидетельствуют об ее экстремальном характере. С коэффициентом корреляции 0,99 выполняется уравнение параболы для растворимости АСПО как функции концентрации АФ, что подтверждает адекватность уравнения изотермы растворимости.

С учетом сформулированных выше требований к оптимальному растворителю АСПО разработан химический состав для восстановления приемистости нагнетательных скважин ( патент РФ 2011800).

По результатам опытно-промысловых испытаний предложена композиция, состоящая из растворителя и бактерицида, и технология обработки данной композицией призабойных зон нагнетательных скважин на месторождениях, осложненных изначальным присутствием АСП и сероводорода биогенного происхождения (патент РФ 2166621).

Четвертая глава посвящена выбору объектов и технологий применения разработанных составов растворителей АСПО для промысловых испытаний.

Выбор объектов основывается на анализе наиболее нагруженной части промысловой системы, каковой является призабойная зона добывающих и особенно нагнетательных скважин. Сюда совместно с закачиваемой в нагнетательные скважины сточной водой попадают окисленные и неокисленные нефтепродукты, различные механические частицы. При значительных объемах нагнетания сточных вод в продуктивный пласт высокое содержание попутных "загрязнителей" может привести к достаточно сильным изменениям характеристик пласта и призабойной зоны.

Таким образом, условия формирования АСПО в системе "пласт -скважина" определяют свойства и состав АСПО. Исследование свойств и

состава отложений позволяет подобрать ассортимент и очередность технологий воздействия на ПЗП.

Внедрение технологии обработки ПЗП нагнетательных скважин по патенту РФ 2011800 было направлено на оценку результатов лабораторных исследований по подбору и разработке новых растворителей АСПО.

Технология обработки № 1

Обработка нагнетательных скважин проводится при традиционной компоновке глубинно-насосного оборудования: в скважину спускается колонна насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм с пакером на глубину выше интервала перфорации. Закачка растворителя АСГЮ производится агрегатом (ЦА-320, АН-700) через НКТ. Необходимое количество растворителя принимается из расчета 0,7м3 на 1м вскрытой толщины пласта, но не менее 5м3 на 1 скважино-операцию. После продавки растворителя производится закачка продавочной жидкости (пресной воды) в количестве, равном объему НКТ. После 16-24-часовой выдержки скважина вводится под закачку.

Данная технология предусматривает производство работ без привлечения бригад капитального ремонта скважин.

Технология обработки № 2

Предназначена для нагнетательных скважин, восстановление приемистости которых производится с использованием соляной кислоты.

1 этап. Очистка ствола скважины от накопившихся отложений АСПО.

В скважину спускается колонна НКТ до интервала перфорации. Заливается растворитель в количестве объема НКТ и с помощью агрегата производится циркуляция в течение 2-4 часов. Затем скважина промывается водой.

2 этап. Очистка ствола скважины от накопившихся отложений неорганических солей соляно-кислотной ванной.

3 этап. По технологии № 1.

4 этап. Соляно-кислотная обработка призабойной зоны пласта.

Следующим шагом в предложенной методике является применение композиции химических реагентов различного действия для ОПЗ скважин ППД. Способ предназначен для использования на месторождениях, где продуктивные пласты заражены сульфатвосстанавливающими бактериями (технология № 3). Она включает в себя тот же комплекс мероприятий, что и ранее перечисленные две. Единственным отличием является закачка растворителя в смеси с биоцидом из расчета 50-100 л бактерицида на 1 м3 растворителя.

Проверка разработанного подхода к подбору растворителей АСПО проводилась в ООО "НГДУ Уфанефть", в ООО "НГДУ Чекмагушнефть" в течение нескольких лет. Основной объем внедрения проходил на Кушкульском месторождении из-за наиболее сложного и "жесткого" состава отложений АСП.

Опытно-промышленные испытания были проведены в 28 скважинах Кушкульского месторождения и дали положительные результаты. Дополнительная добыча нефти составила 3,402 тыс.т. Экономический эффект составил 2,052 млн. руб.

За период 1999-2001г.г. проведены ОПЗ на 35 скважинах ППД ООО "НГДУ Уфанефть" и 24 скважинах ООО "НГДУ Чекмагушнефть". По Кушкульском у месторождению дополнительная добыча нефти составила 6,165тыс. т., экономия от высвобождения бригад КРС - 5, 059 млн. руб., экономический эффект-4, 940 млн. руб. Дополнительная добыча нефти по НГДУ "Чекмагушнефть" на 1.06.2004 года составила 5,084 тыс. т.

С целью оценки изменения профиля приемистости нагнетательных скважин после ОПЗ по ряду скважин Кушкульского месторождения в 20022004 гг. был проведен комплекс геофизических исследований.

По результатам этих исследований на скважине №10205 установлено расширение профиля приемистости практически до кровли пласта из-за подключения в работу ранее загрязненных отложениями пропластков.

Значительное увеличение приемистости в нижней части пласта (промытый участок) объясняется эффектом соляно-кислотной обработки.

На скважине № 695 произошло выравнивание профиля приемистости, вовлечение в работу неработающей части пласта и снижение приемистости по промытой зоне продуктивной части пласта. Общая приемистость скважины увеличилась незначительно.

Таким образом, многолетние испытания подобранных композиций растворителей АСПО (патент РФ 2011800), композиций растворителя и бактерицида и новые технологии их совместной закачки (патент РФ 2166621) подтвердили целесообразность предложенного нами подхода.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. На месторождениях Башкортостана осложненный по различным причинам фонд скважин составляет 23-28% от эксплуатационного. Основной причиной осложнений являются отложения сульфидов и АСПО. Наиболее эффективными и технологичными являются химические методы борьбы с АСПО.

2. Лабораторные и промысловые исследования условий формирования, состава и свойств АСПО показали:

- изменения пластовых температур на 2 - 3°С;

- усложнение состава отложений за счет увеличения содержания сульфидов, неорганических солей и соединений их в конгломераты с углеводородами, рост в составе АСПО доли тяжелых компонентов;

- изменение физико-химических свойств отложений АСП в зависимости от температуры насыщения нефти парафином; от обводненности и содержания механических примесей; различия температур насыщения по скважинам одного месторождения (на 3 - 10°С).

3. Предложена методика исследований вещественного состава АСПО по микрошлифам. Исследования показали наличие вторичных процессов в

коллекторах, связанных с техногенным воздействием, в частности, вследствие применения тепловых и химических обработок ПЗП.

4. В развитие научных основ адгезионной теории исследованы процессы растворимости АСВ. На этой основе предложена математическая модель (уравнение изотермы растворимости), которая позволяет определить оптимальный состав растворителя, исходя из конкретного состава отложений АСП. Разработаны новые растворители, состоящие из ароматических и нафтеновых углеводородов (патент РФ 2011800). Предложена композиция, состоящая из растворителя и бактерицида, и технология обработки данной композицией призабойных зон нагнетательных скважин на месторождениях, осложненных изначальным присутствием АСП и сероводорода биогенного происхождения (патент РФ 2166621).

5. Разработаны и внедрены технологии борьбы с АСПО в промысловых системах, адаптированные к осложненным условиям поздней стадии разработки месторождений Башкортостана (патенты РФ 2011800, 216621).

Внедрение вышеуказанных технологий позволило получить дополнительно:

- по технологии обработок ПЗП нагнетательных скважин (по патенту РФ 2011800) 7,567 тыс. т нефти.

- по технологии закачки в ПЗП нагнетательных скважин композиции (по патенту РФ 2166621) 5,084 тыс. т нефти.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Баймухаметов М.К., Рогачев М.К. Повышение эффективности эксплуатации нефтепромысловых систем в осложненных условиях// Повышение эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений: Тез. докл./ IV конгресс нефтегазопромышленников России. - Уфа, 2003.-С.68.

2. Баймухаметов М.К., Доломатов М.Ю., Рогачев М.К. Разработка эффективных растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений//

Повышение эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений: Тез. докл./ IV конгресс нефтегазопромышленников России.-Уфа, 2003.-С.78.

3. Доломатов М.Ю., Хисамутдинов Н.И., Баймухаметов М.К. и др. Физико-химические основы направленного подбора растворителей асфальто-смолистых веществ. - М.: ЦНИТЭНефтехим, 1991. -С.47.

4. Мухаметшин М.М., Баймухаметов М.К., Рогачев М.К. и др.Условия возникновения отложений сульфида железа в добывающих скважинах и методы предотвращения осадкообразования в рабочих органах глубинно-насосного оборудования // Интервал.- 2000.- № 8(19). -С.9-14.

5. Патент № 2011800. Состав для удаления асфальтосмолопарафинистых отложений в водонагнетательных скважинах/Телин А.Г., Доломатов М.Ю., Баймухаметов М.К. и др.-№4955518/03; заявл. 18.03.91; опубл. 30.04.94, Бюл. №8.-С.94.

6. Патент № 2166621. Способ обработки призабойной зоны пласта и регулирования проницаемости водонефтенасыщенного коллектора/Алмаев Р.Х., Ежов М.Б., Баймухаметов М.К. и др.-№2000110915/03; заявл. 25.04.00; опубл. 10.05.01, Бюл.№13.-С.341.

7. Повышение эффективности работ при восстановлении приемистости нагнетательных скважин/Галлямов И.М., Ежов М.Б., Баймухаметов М.К. и др.//Сб. науч. тр. ДООО БашНИПИнефть, вып. 106.-Уфа, 2001.-С.10-14.

8. Повышение эксплуатационной надежности подземного оборудования скважин/Мурзагильдин З.Г., Зайлалова И.Ф., Баймухаметов М.К., Валитова Н.И.//Сб. науч. тр. ДООО БашНИПИнефть, вып.110.-Уфа, 2002.-С.122-126.

9. Разработка и подбор высокоэффективных растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений/М.К. Рогачев, М.Ю. Доломатов, М.К. Баймухаметов//Интервал.- 2003.- № 8.- С.59-61.

10.Рогачев М.К., Мухаметшин М.М., Баймухаметов М.К, Гарифуллин И.Ш. Современное состояние развития и перспективы применения методов борьбы с

сероводородом на нефтяных месторождениях Башкортостана // Нефтяное хозяйство.- 2002,- №4. -С.65-67.

11. Шайдаков В.В., Лаптев А.Б., Баймухаметов М.К. и др. Лабораторные исследования влияния магнитного поля на коррозию стали в условиях ООО "НГДУ Уфанефть"/Деп. в ВИНИТИ 07.05.01, № 1177-В 2001.

12. Шайдаков В.В., Лаптев А.Б., Баймухаметов М.К. и.др. Лабораторные исследования влияния магнитного поля на водонефтяные эмульсии ООО "НГДУ Уфанефть"/Деп. в ВИНИТИ 07.05.01, № 1175-В 2001.

Баймухаметов Мурат Казбекович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ БОРЬБЫ С АСПО В НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ СИСТЕМАХ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ БАШКОРТОСТАНА

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Сдано в набор 23.04.2005 г. Подписано в печать 27.04.2005 г. Формат 60x84'/i6. Ул. печ. л. 1,34. Бумага офсетная. Гарнитура Times. Тираж 100 экз Заказ № 27-05 Печать методом ризографии..

Типография ТУП НИИБЖД РБ 450005, Уфа, ул. 8 Марта, 12/1.

S S. 00

N,

I % s ч

s

'г/

I i I

7 9 МДи 2005"

i

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Баймухаметов, Мурат Казбекович

СПИСОК ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ.

ВВЕДЕНИЕ.

1 ОСНОВНЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И МЕТОДЫ БОРЬБЫ С НИМИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ РЕСПУБЛИКИ БАШКОРТОСТАН.

1.1 Основные осложнения при добыче нефти на поздней стадии разработки.

1.2Современное состояние и перспективы применения методов борьбы с

АСПО.

1.3 Опыт применения методов борьбы с сероводородом и связанными с ним осложнениями.

Выводы к главе 1.

2 ИССЛЕДОВАНИЕ УСЛОВИЙ ФОРМИРОВАНИЯ, СОСТАВА И СВОЙСТВ АСПО НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

2.1 Анализ эффективности эксплуатации скважин, осложненных образованием АСПО.

2.2 Исследование условий образования АСПО в системе "пласт-скважина" на поздней стадии разработки нефтяного месторождения.

2.3 Исследование генезиса, состава и свойств отложений, формируемых в системе "пласт-скважина" в процессе ее эксплуатации.

Выводы к главе 2.

3 РАЗРАБОТКА ЭФФЕКТИВНЫХ РАСТВОРИТЕЛЕЙ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ.

3.1 Анализ эффективности применения растворителей АСПО на месторождениях республики Башкортостан.

3.2 Физико-химические основы направленного подбора растворителей АСПО.

3.3 Разработка новых химических составов-растворителей АСПО.

Выводы к главе 3.

4 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ УДАЛЕНИЯ АСПО В СИСТЕМЕ "ПЛАСТ-СКВАЖИНА" С ПОМОЩЬЮ РАСТВОРИТЕЛЕЙ.

4.1 Выбор объектов и технологий применения разработанных составов растворителей АСПО для промысловых испытаний.

4.2 Промысловые испытания разработанных составов растворителей АСПО.

Выводы к главе 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование технологий борьбы с АСПО в нефтепромысловых системах на месторождениях Башкортостана"

Актуальность проблемы

Одной из актуальных проблем в нефтяной промышленности является повышение эффективности эксплуатации фонда скважин. На сегодняшний день большинство основных нефтяных месторождений отрасли и ОАО «АНК «Башнефть» находятся на поздних стадиях разработки. Особенностью этих стадий является высокая обводненность скважинной продукции (более 8090%), опреснение попутно добываемых вод и т.д. До 28% эксплуатационного фонда скважин АНК "Башнефть" осложнено по различным причинам, в том числе более 10% фонда - по причине формирования асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО).

В диссертационной работе представлены результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, посвященных разработке новых и совершенствованию известных химических реагентов, способов и технологий борьбы с осложнениями по причине образования АСПО.

Объектом исследований являются система промысловых установок, коммуникаций, добывающих и нагнетательных скважин месторождений ООО НГДУ «Уфанефть».

Предметом исследований являются физические и технологические связи и их соотношение в объекте исследований.

Цель диссертационной работы - повышение эффективности эксплуатации промысловых систем с использованием растворителей АСПО на базе исследований по обоснованному подбору их состава и технологий применения.

Основные задачи исследований:

1. Анализ применяющихся методов и технологий борьбы с АСПО на нефтяных месторождениях на поздних стадиях разработки.

2. Направленный подбор эффективных растворителей, исходя из состава АСПО.

3. Совершенствование технологий борьбы с АСГТО с использованием подобранных растворителей.

4. Выработка рекомендаций по повышению эффективности эксплуатации осложненных объектов нефтепромысловых систем.

Научная новизна:

1. Предложены и внедрены методические основы исследований термобарических процессов в нагнетательных скважинах.

2. Выполнены экспериментальные исследования вещественного состава твердой фазы АСПО методом микрошлифования образцов.

3. В развитие научных основ адгезионной теории исследованы процессы растворимости АСВ. Предложена математическая модель - уравнение изотермы растворимости. На основе термодинамической модели обоснован подбор состава растворителей для конкретного состава отложений АСП.

4. Разработан новый растворитель (патент РФ 2011800), а также технология обработок ПЗП нагнетательных скважин на месторождениях с присутствием биогенного сероводорода с использованием композиции растворителя и бактерицида (патент РФ 2166621).

Практическая ценность и реализация работы:

1. Предложены методические основы изучения условий формирования АСПО и динамики температуры продуктивного пласта в процессе заводнения охлажденными пресными и сточными водами.

2. Предложен и внедрен методический подход комплексного исследования состава твердых фаз АСПО по микрошлифам.

3. Проведено опытно - промышленное внедрение предложенной композиции растворителя АСПО в 33 нагнетательных скважинах. Дополнительная добыча нефти от внедрения составила 3, 402 тыс.т. Разработана и внедрена технология обработки призабойной зоны нагнетательных скважин на сероводородсодержащих месторождениях композицией бактерицида и растворителя АСПО в 50 скважинах, позволившая дополнительно добыть 9, 249 тыс.т. нефти.

Апробация работы:

Основные положения диссертационной работы доложены на IV конгрессе нефтегазопромышленников России "Повышение эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений" (Уфа, 2003 г.); технических советах, совещаниях нефтегазодобывающих управлений "Чекмагушнефть" и "Уфанефть".

Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 12 печатных работ, получено 2 патента РФ. В них автору принадлежит постановка задач, методические вопросы их решения, анализ результатов и реализация в производстве.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов, библиографического списка и приложения.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Баймухаметов, Мурат Казбекович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

Анализ результатов выполненных исследований позволяет сформулировать основные выводы по совершенствованию технологий борьбы с АСПО в нефтепромысловых системах на поздней стадии разработки месторождений.

1. На месторождениях Башкортостана осложненный по различным причинам фонд скважин составляет 23-28% от эксплуатационного. Основной причиной осложнений являются отложения сульфидов и АСПО. Наиболее эффективными и технологичными являются химические методы борьбы с АСПО.

2. Лабораторные и промысловые исследования условий формирования, состава и свойств АСПО показали:

- изменения пластовых температур на 2 - 3°С;

- усложнение состава отложений за счет увеличения содержания сульфидов, неорганических солей и соединений их в конгломераты с углеводородами, рост в составе АСПО доли тяжелых компонентов;

- изменение физико-химических свойств отложений АСП в зависимости от температуры насыщения нефти парафином; от обводненности и содержания механических примесей; различия температур насыщения по скважинам одного месторождения (на 3 - 10°С).

3. Предложены методические основы исследований вещественного состава АСПО по микрошлифам. Исследования показали наличие вторичных процессов в коллекторах, связанных с техногенным воздействием, в частности, вследствие применения тепловых и химических обработок ПЗП.

4. В развитие научных основ адгезионной теории исследованы процессы растворимости АСВ. На этой основе предложена математическая модель (уравнение изотермы растворимости), которая позволяет определить оптимальный состав растворителя, исходя из конкретного состава отложений АСП. Разработаны новые растворители, состоящие из ароматических и нафтеновых углеводородов (патент РФ 2011800). Предложена композиция, состоящая из растворителя и бактерицида, и технология обработки данной композицией призабойных зон нагнетательных скважин на месторождениях, осложненных изначальным присутствием АСП и сероводорода биогенного происхождения (патент РФ 2166621).

5. Разработаны и внедрены технологии борьбы с АСПО в промысловых системах, адаптированные к осложненным условиям поздней стадии разработки месторождений Башкортостана (патенты РФ 2011800,216621).

Внедрение вышеуказанных технологий позволило получить дополнительно:

- по технологии обработок ПЗП нагнетательных скважин (по патенту РФ 20И800) 7,567 тыс. т нефти.

- по технологии закачки в ПЗП нагнетательных скважин композиции (по патенту РФ 2166621) 5,084 тыс. т нефти.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Баймухаметов, Мурат Казбекович, Уфа

1. Абызбаев И.И., Сыртланов А.Ш., Викторов П.Ф., Лозин Е.В. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана. -Уфа: Китап, 1994. -С. 16-178.

2. Андреева Л.Н., Кадычагов П.В., Туров Ю.П. и др. Инструментальные методы исследования нефтяных дисперсных систем. Препринт N 15, ТНЦ СО АН СССР, 1990.-С. 3.

3. Апостолов С. А. Структура коллоидных частиц нефтяных смол и асфальтенов //Нефтехимия.- 2000.- Т.28, № з. -С.416-420.

4. Баймухаметов К.С., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана. -Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. -С. 10424.

5. Бадретдинов A.M., Валеев А.М. Перспективы внедрения винтовых насосов для добычи нефти в Урало-Поволжье.//Науч.-практ. конф-я "60 лет девонской нефти".-Октябрьский.- 2004.-С.174.

6. Борьба с парафиноотложениями в газонефтедобыче:Учебное пособие / З.А.Хабибуллин, З.М.Хусаинов, Г.А.Ланчаков. -Уфа: УНИ, 1992. -С.105.

7. Вахитов Т.М., Гарифуллин И.Ш., Тимерханов М.Н., Вахитова В.Г. Повышение эффективности термических обработок глубинно-насосного оборудования от асфальтосмолопарафиновых веществ//Интервал.- 2004.- №2.-С.16-19.

8. Волошин А.И., Рагулин В.В., Телин А.Г. и др. Диагностика отложений АСПО в околоскважинной зоне пласта // Интервал.-2003.-№8-С.5-11.

9. Габдрахимов Н.М., Габдрахимова Л.М. Вибратор-пульсатор для обработки удалителем АСПО скважинного оборудования и трубопроводов// Науч.-практ. конф-я "60 лет девонской нефти".-Октябрьский.- 2004.-С.53

10. Гарифуллин Ф.С. Повышение эффективности эксплуатации скважин, осложненных осадками сложного состава//Нефтяное хозяйство.-2004.- №8.-С.99-101.

11. Гарифуллин И.Ш., Хасанов Ф.Ф., Гизатуллин И.Р. и др. Повышение эффективности очистки промысловых жидкостей от механических примесей//Нефтяное хозяйство.- 2004.- №4.-С. 109-111.

12. Доломатов М.Ю. Физико-химические основы новых методов исследования сложных многокомпонентных систем. Перспективы практического использования. -М.: ЦНИТЭНефтехим, 1991. -СЛ.

13. Доломатов М.Ю. Применение электронной спектроскопии в физико-химии многокомпонентных стохастических и сложных молекулярных систем. -Уфа: ЦНТИ, 1989. -С.47.

14. Доломатов М.Ю., Марушкин А.Б., Гимаев Р.Н., Селивестров М.М. Термодинамика формирования надмолекулярной структуры асфальтенов // Химия и технология топлив и масел.-1986.- №6. С.83-86.

15. Доломатов М.Ю., Рогачев М.К., Касьянова А.Б. Донорно-акцепторные свойства и растворимость асфальтосмолистых веществ // Башкирский химический журнал.- 2001.- Т.8, №5.-С.12-21.

16. Доломатов М.Ю., Хисамутдинов Н.И., Баймухаметов М.К. и др. Физико-химические основы направленного подбора растворителей асфальтосмолистых веществ. М.: ЦНИТЭНефтехим, 1991. -С.47.

17. Доломатов. М.Ю., Телин А.Г., Хисамутдинов Н.И., Исмагилов Т.А. Новый подход к направленному подбору растворителей асфальто-смолистых веществ //Нефтепромысловое дело.- 1995.- №8-10. -С.63-67.

18. Жадаев Ю.В., Щербинин A.A., Кадыров P.M. Будущее возрождение скважин за УВНП!// Науч.-практ. конф-я "60 лет девонской нефти".-Октябрьский, 2004.-С.84.

19. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти:Справочник.-М.:Недра, 1991.-С.384.

20. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И., Кобяков Н.И. Опыт восстановления и регулирования производительности добывающих и нагнетательных скважин.- М.: ВНИИОЭНГ, 1990. -С.51.

21. Ибрагимов Н.Г., Хафизов А.Р., Шайдаков В.В. и др. Осложнения в нефтедобыче.-Уфа: Изд-во научно-технической литературы "Монография", 2003.-С.46-79.

22. Инюшин Н.В., Ишемгужин Е.И., Каштанова J1.E. и др. Аппараты для магнитной обработки жидкости.-М: Недра, 2001.-С. 106.

23. Исмагилов Ф.Р., Трюшин В.М., Каспранская С.Г. Природоохранная технология очистки нефтяных газов. Сб. докл. По проблеме экологического мониторинга: Материалы конференции.-Уфа:Гилем, 1995.-С. 78-80.

24. Карамышев В.Г. и др. Эффективность обработки нефтяных скважин широкой фракцией легких углеводородов // Эксплуатация нефтепромыслового оборудования и трубопроводов. Ин.-т проблем транспорта энергоресур-сов. -Уфа, 1993.-С.23-26.

25. Мухаметшин М.М., Рогачев М.К. Повышение эффективности эксплуатации нефтепромысловых систем на месторождениях сероводородсодержащих нефтей. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 2001. -С.6-127.

26. Некозырева Т.Н. Совершенствование физико-химических методов воздействия на ПЗП (применительно к месторождениям Зап. Сибири): Дис. . канд. техн. наук. Тюмень, 1993. -С. 151.

27. Нейтрализация сероводорода в продукции добывающих скважин / Мурзагильдин З.Г., Низамов K.P., Пестрецов Н.В., Калимуллин А.А.//Нефтепромысловое дело.-1995.-№6-С.35-36.

28. Нефтегазовые технологии (нефть, газ, и нефтехимия за рубежом)/Топливо и энергетика.-1990.-№6.-С.50-53.

29. Патент №2011800. Состав для удаления асфальтосмолопарафинистых отложений в водонагнетательных скважинах/Телин А.Г., Доломатов М.Ю., Баймухаметов М.К. и др.-№4955518/03; заявл. 18.03.91; опубл. 30.04.94, Бюл.№8.-С.94.

30. Патент №2166621. Способ обработки призабойной зоны пласта и регулирования проницаемости водонефтенасыщенного коллектора/Алмаев Р.Х., Ежов М.Б., Баймухаметов М.К. и др.-№2000110915/03; заявл. 25.04.00; опубл. 10.05.01, Бюл.№13.-С.341.

31. Повышение эффективности работ при восстановлении приемистости нагнетательных скважин/Галлямов И.М., Ежов М.Б., Баймухаметов М.К. и др.//Сб. науч. тр. ДООО БашНИПИнефть, вып. 106.-Уфа, 2001.-С.10-14.

32. Повышение эксплуатационной надежности подземного оборудования скважин/Мурзагильдин З.Г., Зайлалова И.Ф., Баймухаметов М.К., Валитова Н.И.//С6. науч. тр. ДООО БашНИПИнефть, вып.110.-Уфа, 2002.-С.122-126.

33. Поконова Ю.В. Химия высокомолекулярных соединений нефти.-Л.:Химия, 1980.-С.181.

34. Поконова Ю.В. Высокоэффективные углеродные адсорбенты из продуктов переработки горючих ископаемых//Итоги науки и техники. Сер. Технология органических веществ.-М., 1988.-С.З-19.

35. Рагулин В.А., Благовещенский В.Е., Гарифуллин Ф.С. и др. Применение химических реагентов для борьбы с отложениями парафина на нефтепромыслах Башкирии // Сб. науч. тр. БашНИПИнефть, вып.72.-Уфа, 1985.-С.З-9.

36. Разработка и подбор высокоэффективных растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений/М.К. Рогачев, М.Ю. Доломатов, М.К. Баймухаметов М.К.//Интервал.- 2003.- №8.-С.59-61.

37. РД-153-391-004-96. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения тепловых, газовых и физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов — М:, 1993.

38. Ревизский Ю.В., Уразбаев У.Н., Ражетдинов У.З и др. Об эффективности применения химреагентов для борьбы со смолопарафиновыми отложения-ми в скважинах // Нефтепромысловое дело,- 1980.- №1. -С.24-26.

39. Рогачев М.К., Мухаметшин М.М., Баймухаметов М.К, Гарифуллин И.Ш. Современное состояние развития и перспективы применения методов борьбы с сероводородом на нефтяных месторождениях Башкортостана // Нефтяное хозяйство.- 2002.- №4.-С.65-67.

40. Салатинян И. 3., Фокеев В. М. Предупредительные меры борьбы с отложениями твердых веществ при эксплуатации нефтяных скважин // Науч.-тех. сб. по добыче нефти. -М.: ВНИИнефть, вып 16.-1962. -С.88-93.

41. Сафонов E.H., Алмаев Р.Х. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана. -Уфа: РИЦ АНУ «Башнефть», 1997. -С.7-247.

42. Сафонов E.H., Гарифуллин Ф.С., Волочков Н.С. и др. Новые ресурсосберегающие технологии применения химических реагентов в процессах добычи нефти//Нефтяное хозяйство.- 2004.- №8.-С.42-43.

43. Сафронова Н.В. Разработка эффективных растворителей и технологии удаления органических отложений в скважинах: Дис. . канд. техн. наук. -Уфа, УГНТУ, 1998. -С. 161.

44. Сафиева Р.З. Физическая химия нефти. М.: Химия, 1996.440с.

45. Сергиенко С.Р., Таимова Б.А., Талалаев Е.И. Высокомолекулярные неуглеводородные соединения нефти. -М.: Наука, 1979. -С.269.

46. Состав для борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями / Ф.А.Канзафаров, Л.М.Ганиева, Н.К.Нам и др. A.c. 1562432, Б.И. № 17, 1990.

47. Состав для борьбы со смолопарафиновыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании / В.А.Ершов, Е.А.Чернобривенко A.c. 1495354, Б.И. №27, 1989.

48. Состав для удаления АСПО / И.С.Хаеров, В.А.Елфимов, В.Н.Поляков и др. -A.c. 1620465, Б.И. №1,1991.

49. Состав для удаления асфальтосмолистых и парафинистых отложений / Ш.С.Гарифуллин, Н.Н.Силищев, Р.Х.Хазипов и др. A.c. 1209829, Б.И. №5, 1986.

50. Состав для удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений / Я.Г.Мухтаров, Ш.С.Гарифуллин, Р.С.Аптикаев и др. -A.c. 1399319, Б. И. №20, 1988.

51. Состав для удаления асфальтосмолистых отложений / А.И.Пагуба, Ю.Я.Кулиджанов A.c. 1562433, Б.И. № 17, 1990.

52. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений /

53. A.У.Бальденов, Е.П.Каштанов, В.А.Симонов A.c. 1135746, Б.И. № 3, 1985.

54. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений /

55. B.А.Акчурин, С.Б.Давлетгильдина, С.С.Задуллин A.c. 1685967, Б.И. №39, 1991.

56. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений / Ю.В.Шамрай, В.Ф.Новиков, Р.Г.Шакирзянов и др. A.c. 1613472, Б.И. № 46, 1990.

57. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений и способ его получения / А.И.Пагуба, Ю.Я.Кулиджанов, В.М.Богородский и др. -A.c. 1613471, Б.И. №46, 1990.

58. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений из скважин / А.И.Пагуба, Ю.Я.Кулиджанов, В.М.Богородский A.c. 1609807, Б.И. №44, 1990.

59. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложенй / Э.В.Соколовский, А.В.Кузьмин, Г.Б.Соловьев и др. A.c. 1782234, Б.И. № 46, 1992.

60. Состав для удаления и предотвращения АСПО / Л.Б.Лялина, М.Г.Исаев, В.Г.Южанинов и др. А. с. 2009155, Б.И. № 5, 1994.

61. Состав для удаления и предотвращения АСПО / Ю.В.Шамрай, А.В.Солодов, В.И.Гусев и др. A.c. 1606518, Б.И. № 42, 1990.

62. Состав для удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений / С.Ф.Люшин, М.Н.Галлямов, Л.А.Морева и др. A.c. 1242504, Б.И. № 25,1986.

63. Состав для удаления и предотвращения смолопарафиновых отложений / В.А.Ершов, С.Н.Данияров, Л.А.Некрасова и др. A.c. 981335, Б.И. №46,1986.

64. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений / С.Н.Головко, Ю.В.Шамрай, И.Н.Головин и др. A.c. 1204622, Б.И. № 2,1986.

65. Стандарт предприятия. Методика лабораторная по определению растворяющей и удаляющей способности растворителей АСПО.-Уфа:БашНИПИнефть, 2001.

66. Тронов В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. М.: Недра, 1970. -С. 190.

67. Тронов В.П., Гуськова И.А. Механизм формирования асфальтосмолопарафиновых отложений на поздней стадии разработки месторождений // Нефтяное хозяйство.- 1999.- №4. -С.24-25.

68. Тронов В.П., Тронов A.B. Очистка вод различных типов для использования в системе ППД.-Казань:Фэн, 2001.-С.524.

69. Уметбаев В.В. Повышение эффективности эксплуатации скважин с применением растворителей АСПО на поздней стадии разработки нефтяных месторождений: Диссертация на соискание уч. ст. канд. техн. наук-Уфа, ОАО Башнефтегеофизика, 2003.-С.21-111.

70. Унгер Ф.Г., Андреева JI.H. Фундаментальные аспекты химии нефти. Природа смол и асфальтенов. -Новосибирск: Наука, 1995. -С.192.

71. Унгер Ф.Г., Красногорская H.H., Андреева JI.H. Роль парамагнитных молекул в межмолекулярном взаимодействиях нефтяных дисперсных систем. Препринт N11. Томск: СО АН СССР, 1987. С.46.

72. Унгер Ф.Г., Красногорская H.H., Андреева JI.H. Механизм растворения нефтяных дисперсных систем в условиях гомолитических процессов. Препринт N 12.- Томск: СО АН СССР, 1987. С.37.

73. Уразбаев У.Н., Ражетдинов У.З., Исланов Р.Г. и др. Выбор наиболее рационального способа борьбы с органическими отложениями в скважинах. // Нефтепромысловое дело.-1979 №11. -С.27-30.

74. Химические реагенты в добыче и транспорте нефти: Справ, изд. // Д.Л.Рахманкулов, С.С.Злотский, В.И.Мархасин и др. -М.: Химия, 1987. -С. 144.

75. Шайдаков В.В., Лаптев А.Б., Баймухаметов М.К. и др. Лабораторные исследования влияния магнитного поля на коррозию стали в условиях ООО "НГДУ Уфанефть'УДеп. в ВИНИТИ 07.05.01, №1177-В 2001.

76. Шайдаков В.В., Лаптев А.Б., Баймухаметов М.К. и др. Лабораторные исследования влияния магнитного поля на водонефтяные эмульсии ООО "НГДУ Уфанефть'УДеп. в ВИНИТИ 07.05.01, №1175-В 2001.

77. Эмульсия для удаления АСПО / А.И.Пагуба, Ю.Я.Кулиджанов, Н.Б.Кизамбаев и др. A.c. 1615169, Б.И. №47, 1990.

78. Эффективность воздействия на асфальтосмолопарафиновые отложения различных углеводородных композитов / Н.М.Нагимов, Р.К.Ишкаев, А.В.Шарифуллин, В.Г.Козин // Нефтяное хозяйство.- 2002.- №2. — С.68-70.

79. Эффективность применения растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений в добыче нефти / С.Н.Головко, Ю.В.Шамрай, И.В.Гусев и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. - С.66.

80. Эффективность применения физико-химических технологий воздействия в нагнетательных скважинах/А.Я. Соркин, В.А. Кан, В.Е. Ступоченко, С.А. Жданов//Нефтяное хозяйство.- 2004.- №4.-С.65.