Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Технология использования вспененных ингибирующих композиций в условиях солеотложения и коррозии при добыче нефти

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Технология использования вспененных ингибирующих композиций в условиях солеотложения и коррозии при добыче нефти"

На правах рукописи

ГИЛЬМУТДИНОВ БУЛАТ РАИСОВИЧ

ТЕХНОЛОГИЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВСПЕНЕННЫХ ИНГИБИРУЮЩИХ КОМПОЗИЦИЙ В УСЛОВИЯХ СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ И КОРРОЗИИ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ

Специальность 25 00 17 - "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

004602531

Уфа-2010

004602581

Работа выполнена на кафедре разработки и эксплуатации нефтегазовых

месторождений Уфимского университета.

государственного нефтяного технического

Научный руководитель

доктор технических наук, профессор Антипин Юрий Викторович.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Уметбаев Виль Гайсович; кандидат технических наук, старший научный сотрудник Шарафутдинов Ирик Гафуровнч.

Ведущая организация

ООО «РН-УфаНИПИнефть»

Защита состоится 15 апреля 2010 года в 1400 часов на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212 289 04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу 450062, Республика Башкортостан, г Уфа, ул Космонавтов, 1

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета

Автореферат разослан «15» марта 2010 года

Ученый секретарь совета

Ямалиев В У

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы

Отложение солей и коррозия в скважинах являются серьезными проблемами, осложняющими эксплуатацию скважин в основных нефтедобывающих регионах Российской Федерации. Особо остро эти осложнения проявляют себя на месторождениях, где активно развивалась система поддержания пластового давления (ППД) и в качестве рабочего агента в больших объемах использовались пресные, минерализованные, сточные или биозараженные воды Проявление осложнений техногенного происхождения характерно и при эксплуатации скважин крупнейшего в Республике Башкортостан Арланского нефтяного месторождения

Эти осложнения приводят к снижению дебитов нефти, выходу из строя насосного оборудования, преждевременным ремонтам и авариям Основным направлением борьбы с ними является предотвращение процессов солеотложения и коррозии с помощью ингибиторов

Наиболее важной и дорогостоящей частью скважины является обсадная колонна При эксплуатации и ремонтах начинает проявляться ее коррозионный и механический износ По мере увеличения продолжительности работы скважин текущий износ усиливается из-за многократных травмирующих ремонтов по устранению отложений солей и роста активности коррозионной среды Наиболее значительно коррозионные процессы ускоряются при добыче сероводородсодержащей продукции Совместное действие коррозионных и износообразующих факторов приводит к потере герметичности обсадной колонны Восстановить ее работоспособность можно только путем проведения трудоемких и дорогостоящих капитальных ремонтов скважин (КРС), успешность которых недостаточно высокая Поэтому для увеличения ее срока службы необходимо широкое применение мероприятий по предотвращению отложения солей и коррозии

Для защиты скважин от отложения солей и коррозии в промысловых условиях широкое распространение получил метод закачки ингибирующих

составов в призабойную зону пласта (ПЗП) Эти обработки обеспечивают надежную продолжительную защиту Выносимая потоком продукции ингибирукнцая композиция обеспечивает защиту в следующих зонах скважины обсадная колонна от интервала перфорации до приема насоса - сам насос -внутренняя поверхность насосно-компрессорных труб (НКТ) - выкидная линия При этом не защищенной остается зона межтрубного пространства обсадной колонны и НКТ от устья до приема насоса Данные о количестве нарушений обсадной колонны в скважинах Арланского УДНГ за 1995-2007 гг свидетельствуют о том, что на эту зону приходится 34% нарушений Применяемые технологии не обеспечивают длительной надежной защиты указанной зоны (эффект длится не более 30 суток) Поэтому необходимо дальнейшее развитие и усовершенствование как применяемых, так и разработка принципиально новых технологий защиты от отложения солей и коррозии поверхности межтрубного пространства обсадной колонны и НКТ от устья скважины до приема насоса

Цель работы

Уменьшение солеотложения и коррозии при эксплуатации скважин в условиях добычи сероводородсодержащих нефтей за счет использования вспененных ингибирующих композиций

Основные задачи исследований

1 Выявление характерных периодов эксплуатации скважин в условиях отложения солей и активной коррозии

2. Исследование процесса интенсивного отложения солей и активной коррозии в наклонных скважинах, приводящего к сокращению срока службы обсадных колонн

3 Разработка ингибирующих составов с повышенными ингибирующими свойствами и технологии их применения путем вспенивания Оценка изменения

скорости коррозионного разрушения в результате обработки вспененными композициями

4 Оценка результатов применения вспененных ингибиругощих композиций для защиты от отложения солей сложного состава и коррозии скважин и анализ их эффективности

Методы исследований

При решении поставленных задач использовались методы математической статистики, планирования эксперимента Для анализа результатов использовалась исходная промысловая информация, полученная с помощью современных приборов и методов измерения коррозионной агрессивности попутно добываемых вод и изучения состава отложений солей

Научная новизна

1 Установлены пять характерных периодов эксплуатации скважин, обусловленные изменением обводненности и состава добываемой продукции и, как следствие этого, возникновением и развитием процессов солеотложения и коррозии и являющихся временными диагностическими признаками осуществления геолого-технических мероприятий по поддержанию технического состояния скважин

2 Выявлена зависимость между профилем ствола скважин (максимальным зенитным углом) и продолжительностью их эксплуатации в условиях отложения солей и коррозии.

3 Установлено, что создание в межтрубном пространстве защитной пленки на поверхности оборудования и эффективное диспергирование ингибиторов в добываемой продукции для предупреждения коррозии и солеотложения происходят за счет выбранного соотношения реагентов (30-35% - ингибитор коррозии Азимут-14, 9-10% - ингибитор солеотложения СНПХ-5313, 40-45% - нефть, 15-17% - пенообразователь), а также в результате снижения плотности ингибирующей композиции вспененной азотом

Практическая ценность

1 Разработанные технология и стандарт ОАО «АНК «Башнефть», используются в филиале ОАО «АНК «Башнефть» «Башнефть-Янаул» при предотвращении коррозии и отложения солей сложного состава в скважинах В соответствии с данным стандартом в 2006-2007 гг проведено 18 обработок скважин вспененными ингибирующими композициями коррозии и солеотложения Максимально достигнутая степень защиты от коррозии составила 82,8%; продолжительность работы при степени защиты более 65% в среднем по всем скважинам составила 3-4 месяца, максимально достигнутый средний коэффициент торможения коррозии составил 6,4 Систематическое ежегодное проведение обработок в 2002-2007 гг. на пяти скважинах Арланской площади Арланского месторождения позволило увеличить МРП скважин на 33% В целом продолжительность эффекта с различной степенью защиты от обработок достигает 10 . 12 месяцев

2. Разработанная технология применения ингибирующих композиций в составе азотсодержащей пены включена в курс лекций и проведение практических занятий по дисциплине «Эксплуатация скважин в осложненных условиях», а также курсовое и дипломное проектирование со студентами горно-нефтяного факультета УГНТУ по специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на 60-ой Юбилейной Межвузовской студенческой научной конференции "Нефть и газ-2006" в Российском государственном университете нефти и газа им ИМ Губкина (г Москва, 2006), на Всероссийской научной конференции-конкурсе студентов выпускного курса в Санкт-Петербургском государственном горном институте (г. Санкт-Петербург, 2007), на 57-й, 58-й, 59-й, 60-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского

государственного нефтяного технического университета (г Уфа, 2006, 2007, 2008, 2009), на техническом совете ДООО "Геопроект" (г Уфа, 2006)

Публикации

Содержание работы опубликовано в 14 научных трудах, в том числе 6 статей опубликованы в ведущих рецензируемых изданиях ВАК Минобразования и науки РФ

Структура н объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов, списка использованных источников, состоящего из 122 наименований, и 4 приложений Текст работы изложен на 133 страницах, включая 23 рисунка и 12 таблиц

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность темы диссертационной работы, поставлены цели и задачи исследований, сформулированы научная новизна и практическая ценность результатов проведенных исследований

В первой главе на основе анализа литературных данных, промысловой информации и исследований, проведенных автором, рассматривается эксплуатация скважин в осложненных условиях отложения солей различного состава и коррозии скважинного оборудования на поздней стадии разработки залежей Большой вклад в изучение и развитие методов борьбы с этими осложнениями внесли Ю В. Антипин, В С Асмоловский, К Б. Аширов, Г А Бабалян, В А. Блажевич, М Д Валеев, В И Вещезеров, А.Г. Габдрахманов, Р.Ф. Габдуллин, А Ш Газизов, Ф.С Гарифуллин, Ю.В. Гаттенбергер, А А Гоник, В И Гусев, Н И Данилова, Л Т Дытюк, Н М. Дятлова, А А. Емков, Ю В. Зейгман, ЛХ Ибрагимов, ГШ Исланова, ВЕ Кащавцев, В К. Ким, РИ Кузоваткин, СФ. Люшин, Л.Б Лялина, В.Ф. Мерзляков, С.А Михайлов, И.Т Мищенко, ДС Однорог, З.Г Мурзагильдин, ММ Мухаметшин, В. А. Панов,

А С. Пантелеев, М.К, Рогачев, Ф.М. Сатарова, Т М Столбова, А Ш Сыртланов, В П Ташлыков, М А Токарев, В Г Уметбаев, K.P. Уразаков, М X Файзуллин, ЭМ Халимов, ФФ Хасанов, НИ. Хисамутдинов, А И Чистовский, Ф Д Шайдуллин, Н Р Яркеева, C.W. Blount, L С Case, J Е Davis, R S Fulford, R.W MacDonald, WL Marshai, RR Matthews, JE. Oddo, AG Ostroff, R С Phillips, R M Smith, H A Stiff, Ch С Templeton, M B. Tomson, О J. Vetter, j К Wood и многие другие отечественные и зарубежные ученые и промысловые работники

Образование отложений солей различного состава с различной интенсивностью в скважинах отмечается практически во всех нефтедобывающих регионах мира На поздней стадии разработки месторождений Башкортостана в составе солей начинают преобладать отложения сульфидов, преимущественно -сульфида железа В качестве примера приведем элементный состав осадков из скважин северо-запада Башкортостана, полученный при участии автора с использованием энергодисперсионного рентгеновского спектрометра «Mini Pal» фирмы «Philips» (табл 1)

Таблица 1 - Результаты анализа технологических осадков, извлеченных из забоев добывающих скважин ОАО «АНК «Башнефть»_

Местороэвдение, точка отбора пробы Содержание элементов, % масс

Fe Ca Ва Mg S Sr CI

Арланское, скв 6223, с забоя 1105 м 6,2 11,1 0,5 5,0 12,8 0,2 0,3

Арланское, скв 2300, с обратного клапана и сетки фильтра ЭЦН 12,8 2,3 - - 24,5 - 0,1

Арланское скв 1771 9,4 2,6 - - 183 - 0,2

Орьебашское, скв 3741 - 32,2 0,5 5,0 34,7 0,2 0,3

Татышчинское, скв 1639 3,1 17,7 0,5 5,0 24,1 7,5 0,2

Игровское, скв 702 17,4 4,4 0,5 5,0 9,3 0,2 0,1

Кузбаевское, скв 581 5,9 8,6 0,5 5,0 11,3 0,2 0,3

Бураевское, скв 3188 8,0 9,0 0,5 5,0 9,2 0,2 04

Из таблицы 1 видно, что проанализированные осадки представлены, в основном, соединениями Са, Бе и Б На основании этого можно судить о минеральном составе отложений В настоящий период разработки на большинстве залежей этого региона образуются отложения, содержащие, в основном, сульфид железа, гипс, кальцит, а в качестве примесей - галит, механические частицы глины

и песка, углеводородные компоненты нефти, выпадающие в виде твердой фазы Получаемые в результате рентгенофлуоресцентного анализа данные свидетельствуют об эффективности его применения в качестве экспресс-метода изучения элементного состава осадков

Появление в составе отложений сульфида железа связывается с наличием большого количества сероводорода Проведенные при участии автора исследования позволили выявить следующие возможные его источники нефть с содержанием реликтового сероводорода, наличие сероводорода в закачиваемой в пласт для ППД воде, продукты жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), сероводород, поступающий с углеводородным газом из выше- и нижележащих горизонтов при эксплуатации скважины

Наличие сероводорода в нефти и закачиваемой воде осложняет эксплуатацию скважин и приводит к повышенной сероводородной коррозии оборудования Поступление из пласта и ПЗП ионов железа при взаимодействии с Н2Б ведет к образованию сульфида железа Поступление ионов железа в скважины происходит из закачиваемой, содержащей ионы железа в своем составе, а также попутно добываемой воды за счет геохимических процессов взаимодействия железосодержащих минералов с кислородом воздуха в закачиваемой воде Образование отложений сульфида железа происходит при взаимодействии сероводорода с ионами железа в ПЗП и скважине. Формирование осадка сульфида железа протекает обычно при одновременном развитии сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) на поверхности стального оборудования, что значительно ухудшает эксплуатационные показатели скважин

На рисунке 1 приведена схема характерных зон образования отложений солей с сульфидом железа, интенсивной коррозии и образования колоний СВБ межтрубное пространство эксплуатационной колонны и НКТ от устья скважины до уровня жидкости (1), зона нефти от'динамического уровня до приема насоса (3), интервал эксплуатационной колонны от приема насоса до забоя (4) Отложения солей могут формироваться в ПЗП (5) При перекачке

перенасыщенных растворов отложения солей образуются в глубинном насосе (7) и на внутренней поверхности НКТ (2).

1 - попутный газ, 2 - колонна НКТ, 3 - интервал газированной нефти, 4 - пластовая жидкость с сероводородом, 5 - продуктивный пласт, 6 - эксплуатационная колонна, 7 - электроцентробежный насос с приемным фильтром, 8 - уровень приемной сетки насоса, 9 - отложения солей и продуктов коррозии

Рисунок 1 Схема скважины с зонами отложения солей сложного состава

Борьба с отложениями и коррозией делится на предотвращение их возникновения и непосредственное удаление образовавшихся осадков и восстановление производительности скважинного оборудования Проведенный автором анализ применяемых технологий защиты показывает, что наиболее эффективно защищается оборудование в следующих зонах ПЗП - интервал обсадной колонны от перфорационных отверстий до приема насоса - насос -НКТ - выкидная линия

В то же время, проведенные автором исследования показывают необходимость эффективной защиты от сероводородной коррозии межтрубного пространства обсадной колонны и НКТ. В таблице 2 приведены промысловые

данные по скважинам Арланского УДНГ за 1995-2007 гг Они свидетельствуют о том, что наибольшее количество нарушений герметичности обсадных колонн в работающих скважинах приходится на зону от интервала перфорации до приема насоса (66% в среднем за исследованный период) Остальные 34% приходятся на нарушения обсадной колонны в менее напряженном интервале - от приема насоса до устья скважины Столь значительное количество нарушений обсадной колонны требует системной защиты скважинного оборудования в интервале межтрубного пространства между обсадной колонной и НКТ выше приема насоса.

Таблица 2 - Поинтервальная доля нарушений герметичности обсадной колонны

Год Доля нарушений герметичности эксплуатационной колонны, %, в интервале

от перфорированной зоны до приема насоса от приема насоса до динамического уровня от динамического уровня до устья скважины

1995 50,0 8,3 41,7

1996 50,0 0,0 50,0

1997 80,0 0,0 20,0

1998 60,0 0,0 40,0

1999 55,6 11,1 33,3

2000 43,8 18,8 37,5

2001 63,6 6,1 30,3

2002 71,4 3,6 25,0

2003 81,8 18,2 0,0

2004 53,8 38,5 7,7

2005 84,2 15,8 0,0

2006 78,6 7,1 14,3

2007 57,1 35,7 7,1

Во второй главе рассматривается влияние техногенных факторов на продолжительность эксплуатации скважин, работающих в условиях отчожения солей, на примере разработки Акинеевского участка Арланского месторождения Геологическое строение продуктивных пластов участка является типичным для месторождения в целом

Эксплуатации скважин Акинеевского участка была серьезна осложнена ростом аварийности эксплуатационных колонн из-за их коррозионного износа, большим количеством ремонтов скважин (связанных с необходимостью очистки скважин от отложений неорганических солей), большим объемом работ по защите от коррозии выкидных линий нефтяных скважин и т д Основной причиной всех

этих осложнений является закачка пресных вод завода «Искож» для поддержания пластового давления, характеризующихся высокой коррозионной активностью, а также недостаточной очисткой этих вод от твердых компонентов, нефтепродуктов и тп Применение в системе ППД коррозионно-активного агента существенно повлияло на эксплуатацию скважин участка

На основе исследования влияния такого техногенного воздействия автором проведен анализ искривленности ствола скважин и особенностей геохимических процессов, протекающих в них, на срок службы скважин

Проведен анализ эксплуатации ликвидированного фонда скважин Акинеевского участка Установлено, что искривленность ствола скважины является основным отличительным фактором, заложенным на этапе их проектирования Кроме того, искривленность является нежелательным постоянно действующим фактором, увеличивающим интенсивность механического износа и коррозии обсадной колонны в течение всего срока службы скважины По ликвидированным 24 скважинам определен срок юс службы Сопоставление сроков службы скважин с значениями искривления ствола показало, что для трех условно вертикальных скважин с зенитным углом 2-5 град срок службы изменяется в пределах 23-30 лет, причем существенного влияния осложнений и ремонтов на обсадную колонну не наблюдалось При максимальных зенитных углах (15-48 град) прослеживается зависимость срока службы скважины Гс от максимального зенитного угла (степени искривления ствола скважины г) (рисунок 2), которая выражается уравнением

Тс = 0,0088 г2 - 0,9095 г + 36,696 (1)

Уравнение справедливо для интервала максимального зенитного угла от 15 до 50 град для геолого-промысловых условий, эксплуатации и ремонта скважин Акинеевского участка Величина достоверности аппроксимации для этого уравнения составляет 0,86 Из рисунка 2 видно, что при максимальном зенитном угле около 20 град срок службы обсадной колонны достигает 23 лет и более, при 32-34 град снижается до 16-17 лет, а при сильной искривленности ствола (4548 град) снижается до 13-15 лет

Рисунок 2 Зависимость срока службы скважины от искривления ствола по Акинеевскому участку

С учетом характерных особенностей условий добычи продукции и процесса заводнения при разработке пласта С)211 Акинеевского участка установлены следующие периоды эксплуатации каждой скважины безводный, начального обводнения продукции до появления в скважине отложений гипса, добыча обводненной продукции в условиях активного отложения гипса на стенках оборудования, стабильная добыча высокообводненной продукции с опресненной водой, появление в обводненной продукции сероводорода, образование отложений солей сложного состава с сульфидом железа и завершение отбора продукции Распределение срока службы ликвидированных скважин Акинеевского участка приведено на рисунке 3

Отложение комплексных солей, 24,7 %

Отложение гипса с малой интенсивностью, 29,8 %

Добыча безводной нефти, 9,3 %

Добыча обводненной - продукции до появления отложений

Активное проявление гипса, 26,9 %

Рисунок 3. Распределение срока службы ликвидированных скважин Акинеевского участка по выделенным средним периодам эксплуатации

Анализ периодов работы скважин, эксплуатация которых завершена, показал, что доля периода безводной эксплуатации составляет в среднем 9,3% срока службы скважины. Обычно в этом периоде не происходит серьезных осложнений, требующих проведения трудоемких дорогостоящих ремонтов

С началом обводнения продукции скважин наступает новый важный период эксплуатации, поскольку до ликвидации они дают обводненную продуктшю, я большая часть срока службы характеризуется преобладающим содержанием воды При достижении в пластовой хлоркальциевой воде концентрации сульфат-ионов выше равновесной начинается отложение гипса в скважинном оборудовании

Период интенсивного отложения гипса, составляющий в среднем 26,9% срока службы скважины, характеризуется большим числом ремонтов и низким МРП По всему фонду скважин снижаются дебиты, происходят обрывы штанг, преждевременно выходят из строя насосные установки. В структуре ремонтов начинают появляться трудоемкие КРС по удалению гипса, при которых выполняются механическая очистка и шаблонирование колонны, термогазохимическое воздействие, солянокислотная обработка Обработки ПЗП проводятся с использованием композиций химических реагентов для предупреждения отложений гипса Сточная вода завода «Искож», закачиваемая в пласты до 1996 г, содержала большое количество растворенных солей. При таком техногенном воздействии происходило смешение этих вод с пластовыми, что сопровождалось интенсивным процессом гипсообразования в нефтепромысловом оборудовании и в ПЗП Коррозия обсадной колонны зависела от состава воды, в которой содержалось большое количество сульфатов кальция и ингибиторов на основе фосфоновых солей

По мере вытеснения закачиваемой водой пластовой воды минерализация последней значительно уменьшалась Попутно добываемая вода оказалась малоперенасыщенной или недонасыщенной ионами кальция, хотя содержание сульфат-ионов продолжало медленно увеличиваться Такой баланс не приводил к интенсивным отложениям солей. В скважинах выполнялось относительно небольшое число ремонтов, МРП увеличился Длительность этого периода

составила в среднем 29,8%, основным коррозионным агентом являлась попутно добываемая вода, обогащенная сульфатами и растворенным в ней кислородом

Эксплуатация скважины завершается периодом отложения комплексных солей В скважине начинается активное проявление сульфатредукции. рост СВБ и выделение сероводорода, который, взаимодействуя с ионами железа, содержащимися в попутно добываемой воде, приводит к образованию и отложению на поверхности оборудования сульфида железа Содержание последнего начинает преобладать в составе отложений Несмотря на увеличение дозировок ингибиторов, что позволило получить сравнительно высокий МРП, в скважине проводится наибольшее число трудоемких дорогостоящих КРС по восстановлению герметичности обсадной колонны Этому, как правило, предшествуют практически полное обводнение продукции, остановка скважин для перевода в пьезометрический или нерентабельный фонд. Резко изменяется плотность попутно добываемой воды, увеличивается концентрация клеток бактерий и вынос механических частиц Поэтому для выявления интервалов негерметичности крепи проводятся исследовательские работы В подобных предаварийных ситуациях скважины либо сразу переводились в консервацию и ожидание ликвидации, либо принималось решение о необходимости КРС Основным коррозионно-активным агентом являлась вода, насыщенная агрессивными солеобразующими ионами, сероводородом На поверхности оборудования развивались колонии СВБ

Для бочее продолжительной защиты скважинного оборудования в интервале межтрубного пространства эксплуатационной колонны и НКТ (зоны 1 и 3 на рисунке 1), характеризующегося недостаточно эффективной защищенностью от коррозии и солеотложения, а также защиты в других интервалах при участии автора разработана технология закачки ингибирующих композиций в межтрубное пространство во вспененном виде

В третьей главе рассматриваются особенности разработки и применения этой технологии Сущность разработанной технологии заключается в том, что в межтрубное пространство скважины подается ингибирующая композиция в

составе азотсодержащей пены Вспенивание ингибирующей композиции производится для снижения ее плотности и более равномерного заполнения межтрубного пространства Вспененная ингибирующая композиция (ВИК) способна длительное время сохранять свою структуру и обеспечивать защиту скважинного оборудования, контактируя с поверхностью НКТ и эксплуатационной колонны При этом содержащийся в ней ингибитор коррозии образует на поверхности металла защитную пленку, а ингибитор отложения солей, адсорбируясь на поверхности оборудования, предотвращает агрегацию зародышей микрокристаллов сульфида железа. Защита межтрубного пространства скважины в интервале от уровня жидкости до приема насоса, а также самого насоса и далее внутренней поверхности НКТ обеспечивается постепенным поступлением жидкой фазы ингибирующей композиции При этом жидкая фаза композиции образуется «сверху вниз» вследствие постепенного разрушения пены со свободной поверхности под воздействием сил гравитации В результате ингибирующая композиция смачивает поверхность металла, обеспечивая дополнительную защиту поверхности межтрубного пространства скважины в интервале от устья до уровня жидкости, а также обогащение жидкой фазой нижних слоев вспененной композиции Таким образом, осуществляется дозирование ингибиторов в течение опредетенного времени и достигается полная защита по схеме поверхность межтрубного пространства от устья до динамического уровня - интервал нефти -рабочие органы насоса - внутренняя поверхность НКТ - выкидная линия скважины

Ингибирующая композиция перед вспениванием должна быть по составу близкой к однородной Для этого необходимо соблюдать последовательность смешивания реагентов Вначале перемешиваются ингибирующие реагенты, а затем добавляется пенообразователь Водные растворы реагентов затворяют на нефти и тщательно перемешивают. Количественное соотношение этих реагентов, необходимость добавления или исключения какого-то из компонентов зависит от фоновой коррозии, насыщенности попутных вод солями, склонными к выпадению в виде твердой фазы, содержания сероводорода и СВБ Лабораторными и

промысловыми исследованиями определены оптимальные соотношения реагентов в композиции и объемы их закачки в составе пены ингибитор коррозии Азимут-14 (0,3-0,35 % об), нефть (0,4-0,45 % об), пенообразователь (0,150,17 % об), ингибитор солеотложения СНПХ-5313 (0,09-0,1 % об )

Разработка технологии обработки скважин с помощью ВИК потребовата создания специальной установки по получению пены и ее закачке После проведения первых обработок были определены недостатки использованной схемы и установка усовершенствована Ее принципиальная схема представлена на рисунке 4.

расходомер типа «Панаметрикс», 5 - шланг подачи композиции в пеногенератор, 6 - пеногенератор с манометром, 7 - затрубная задвижка, 8 - шланг подачи азота в пеногенератор, 9 - кабель УЭЦН, 10 - выкидная линия скважины, 11 - редуктор давления, 12 - рабочий и резервный баллоны с азотом, 13 - УАЗ «Терминал»

Рисунок 4 Схема размещения оборудования при обработке скважины вспененной ингибирующей композицией

Основным элементом установки является пеногенератор 6 для вспенивания ингибирующей композиции Вспенивающим газом является азот, находящийся в баллоне 12 с редуктором давления и манометром И Жидкая часть ингибирующей композиции готовится на реагентной базе и подвозится к скважине в установке

УНЦВ-32х4. Для подачи жидкой композиции от цистерны до пеногенератора используется собственный подпорный насос 2 УНЦВ-32х4 с шлангом 5 Приготовленная вспененная ингибирующая композиция подается в межтрубное пространство скважины через затрубную задвижку скважины, к которой и подсоединяется пеногенератор

В четвертой главе рассматриваются результаты внедрения технологии обработки скважин вспененными ингибирующими композициями коррозии и солеотложения в условиях Арланского месторождения Так, за период 20002007 гг проведено 50 обработок Массовое проведение обработок начато с 2005 г, когда было проведено сразу 10 скважино-обработок Обобщение результатов этих обработок позволило подготовить стандарт ОАО «АНК «Башнефть» по технологии их проведения - СТО 03-187-2005

В качестве примера на рисунке 5 показан характер изменения скорости коррозии оборудования в скважинах 1731, 7291, 7575 Арланского месторождения после обработок ВИК. После обработки уже через 1-3 сут на устье резко снижается коррозионная активность добываемой продукции В последующие дни скорость коррозии может неоднократно увеличиться или уменьшиться Колебания этого параметра связаны с объемом закачки пенной композиции, но в любом случае завершаются за 12-15 сут При закачке повышенного количества пенной композиции, определяемого объемом межтрубного пространства от устья до приема насоса, уменьшение скорости коррозии проявится быстрее При закачке пенной композиции, количество которой определяется объемом межтрубного пространства от устья до динамического уровня, происходит сравнительно плавный вынос ингибирующей композиции к устью скважины и постепенное снижение скорости коррозии до минимального значения (через 90 сут), после чего скорость коррозии начинает увеличиваться При такой технологии период защиты оборудования может достигать 115-130 сут, что в 3-4 раза больше по сравнению с традиционно применяемыми технологиями.

0,18 -г

0,04

0

20

40

60

80 100 120

Период после обработки, сут

СКВ 1731 -О—скв 7291 -г?г-скв 7575

Рисунок 5 Изменение скорости коррозии скважинного оборудования после обработки ВИК

По фактическим значениям скорости коррозии после обработок получена универсальная зависимость скорости коррозии от времени эксплуатации по всем скважинам

где V* - скорость коррозии, мм/год, I - время после обработки скважины, сут

Достоверность аппроксимации для полученной зависимости составляет 0,84 при времени после обработки 1=12-120 сут

Проведение по 5-10 обработок в год, начиная с 2002 г, с отслеживанием параметров работы скважин позволило определить эффективность применения ВИК от их кратности по стандартной методике Установлено, что максимальный коэффициент торможения коррозии Кт получается при первых обработках, составляя 3-9,5 раза, в среднем 6,4 раза Как видно из рисунка 6, он имеет устойчивую тенденцию к снижению с увеличением кратности обработок Кр Его изменение описывается уравнением

Достоверность аппроксимации для полученной зависимости составляет 0,92

Ук = 0,000021212 - 0,003381 + 0,1967692,

(2)

Кт = -2,397Мп(Кр) +6,1486

(3)

I Кратность обработок!

Рисунок 6 Зависимость коэффициента торможения коррозии от кратности обработок

В зависимости от применяемой композиции максимальная степень защиты достигается в интервале 35-90 сут при первых обработках и составляет в среднем по 13 скважинам 82,8% При последующих обработках она стабилизируется на уровне 70% Для промысловых условий хорошей эффективностью считается степень защиты более 65%, в таком случае период защиты в среднем составляет 3-4мес

Для комплексной оценки эффективности технологии на Арланском месторождении в 2003 г был выбран базовый куст, состоящий из пяти скважин, оборудованных электроцентробежными насосами (ЭЦН) В скважинах этого куста обработки ВИК проводились ежегодно, причем их применение начато, когда сероводород только начал проявляться, отложение солей с сульфидом железа было пассивным, но фоновая коррозия стала значительной, составляя 0,328 мм/год в среднем по пяти исследуемым скважинам

Обобщение результатов этого опыта позволило установить, что регулярное проведение обработок с использованием ВИК позволило улучшить эксплуатационные показатели скважинного оборудования Были сопоставлены

результаты эксплуатации скважин базового куста и 10 ближайших скважин соседних кустов, в которых обработки ВИК не проводились Соседние скважины были также оборудованы ЭЦН и работали в аналогичных условиях

Расчет межремонтного периода (МРП) работы скважин до обработок ВИК (1998-2003 гг) как по базовому, так и по окружающим кустам показал, что до начала ежегодных обработок ВИК межремонтный период работы скважин базового куста составлял 928 сут, по окружающим скважинам -956 сут После начала регулярных обработок МРП по скважинам базового куста увеличился до 1234 сут или на 33%, а по соседним скважинам из-за начинающихся осложнений уменьшился до 902 сут, т е МРП скважин базового куста по сравнению со скважинами соседних кустов стал больше на 37%

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Установлены характерные периоды эксплуатации скважин, обусловленные динамикой обводненности и состава добываемой продукции и как следствие этого, возникновением и развитием отложения солей и коррозии, которые являются временными диагностическими признаками осуществления геолого-технических мероприятий по поддержанию технического состояния скважин

2 Установлено, что искривленность ствола скважины существенно влияет на срок ее эксплуатации Так, в условиях Акинеевского участка Арланского месторождения, характеризующегося повышенными значениями текущего коррозионного износа из-за агрессивности закачиваемых длительное время промышленных стоков ОАО «Искож», при увеличении максимального зенитного угла с 15 до 48 град происходит снижение срока службы скважин в 1,9 раза, что указывает на высокую значимость этого фактора

3 Разработана технология применения вспененных ингибирующих композиций путем их закачки в межтрубное пространство скважины, что позволило увеличить срок эффективной защиты скважин от коррозии в 3-4 раза (до 120 сут) по сравнению с известными технологиями.

4 Показано, что ежегодные обработки ВИК в течение 5 лет скважин выбранного куста на Арланском месторождении позволили увеличить МРП скважин этого куста на 33 %

5 Получены математические зависимости, описывающие изменение скорости коррозии во времени и в зависимости от кратности воздействия вспененными ингибирующими композициями, которые могут быть ксяользсезны для прогнозирования эффективности обработок ВИК

Список публикаций по теме диссертации

1 Габдуллин Р Ф Защита оборудования скважины от коррозии и отложения солей ингибирующими композициями в составе азотсодержащих пен / РФ Габдуллин, РР Мусин, ЮВ Антипин, НР Яркеева, Б.Р Гильмугдинов, С В Дорофеев//Нефтяное хозяйство. - 2005 -№7 - С 102-105

2 Гильмутдинов Б Р Технология обработки скважин вспененными ингибирующими композициями коррозии и солеотложения / Б.Р. Гильмутдинов // Материалы 60-й Юбилейной межвузовской студенческой науч конф «Нефть и газ-2006» - Том 1 -М РГУНГ им ИМ Губкина, 2006 -С. 51.

3 Гильмутдинов Б Р Результаты обработок скважин вспененными ингибирующими композициями / Б Р Гильмутдинов, Ю В Антипин // Материалы 57-й науч -техн конф студентов, аспирантов и молодых ученых - Уфа УГНТУ, 2006 - С 220

4 Мусин Р.Р Обработка скважин вспененными ингибирующими композициями коррозии и солеотложения / Р Р Мусин, А.Р Аюпов, Б Р Гильмутдинов, Р С Мустафин // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. науч тр - Уфа ТРАНСТЭК, 2006 - Вып 66 -С 85-94.

5 Антипин ЮВ Повышение эффективности эксплуатации скважин при добыче сероводородсодержащей продукции / Ю В Антипин, Б Р Гильмутдинов, Р Р. Мусин // Нефтяное хозяйство. - 2006 - №12. - С 118-120.

6 Гильмутдинов Б Р Результаты обработок скважин вспененными ингибирующими композициями / Б Р Гильмутдинов, Ю В. Антипин // Материалы 58-й науч -техн конф студентов, аспирантов и молодых ученых - Уфа УГНТУ,

2007 - С 233

7 Шакрисламов А Г. Повышение надежности эксплуатационной колонны в условиях солеотложения и коррозии / А Г Шакрисламов, Ю В, Антипин, Б Р Гильмутдинов, Ф С. Гарифуллин // Нефтяное хозяйство - 2007 - №8 -С 128-131

8 Гильмутдинов Б Р Предупреждение коррозии и солеотложения ингибирующими пенными системами в скважинах месторождений северо-запада Башкортостана / Б Р Гильмутдинов // Записки горного института - 2008 -Том 174 -С 46-49

9 Шакрисламов А Г Влияние искривленности ствола и геохимических процессов в пластах на срок службы скважин / А Г. Шакрисламов, Ю В Антипин, Б Р Гильмутдинов, Н Р Яркеева // Нефтяное хозяйство - 2008 - №6 -С 112-115

10 Гильмутдинов Б Р. Влияние профиля скважины на долговечность обсадных колонн / Б Р Гильмутдинов, Р Р Шаталин, Ю В Антипин // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти Экономика и управление Со статей аспирантов и молодых специалистов - Уфа Изд-во НПФ «Геофизика»,

2008 - Вып 5 - С 147-156

11 Гильмутдинов Б Р Зависимость срока службы обсадной колонны от геометрии ствола скважины / Б Р Гильмутдинов, Р Р Шаталин, Ю В Антипин // Материалы 59-й науч -техн конф студентов, аспирантов и молодых ученых -Уфа УГНТУ, 2008 - С. 207

12 Гильмутдинов Б Р. Оценка структуры периодов работы скважины при закачке промышленных стоков / Б Р Гильмутдинов, Н Р Яркеева, Ю В Антипин // Материалы 59-й науч -техн конф студентов, аспирантов и молодых ученых -Уфа УГНТУ, 2008.-С 208

13 Гильмутдинов Б Р. Применение вспененных азотом ингибирующих композиций при борьбе с осложнениями в скважинах Арланского месторождения / Б Р Гильмутдинов, Ю.В Антипин, А Г Шакрисламов // Нефтяное хозяйство -2009 -№1 -С 66-68

14 Антипин ЮВ Использование ингибирующих композиций в составе азотсодержащей пены для борьбы с коррозией и солеотложением в скважинах / Ю В Антипин, Б Р Гильмутдинов, Р С Мустафин, А Р Аюпов // Нефтегазовое дело -2009.-Том7 -№1.-С. 149-154

Подписано в печать 10 03 10 Бумага офсетная Формат 60x84 1/16 Гарнитура «Times» Печать трафаретная Уел печ л 1 Тираж 100 Заказ 40 Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрсс типографии 450062, Республика Башкортостан, г Уфа, ул Космонавтов, 1

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Гильмутдинов, Булат Раисович

ВВЕДЕНИЕ.

1 ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ.

1.1 Характер проявления осложнений при эксплуатации скважин.

1.2 Современные методы борьбы с отложением солей и коррозией в скважинном оборудовании.

1.3 Особенности защиты обсадной колонны от коррозии, отложения солей и развития СВБ.

Выводы по разделу 1.

2 ВЛИЯНИЕ ТЕХНОГЕННЫХ ФАКТОРОВ НА ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТЬ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН, РАБОТАЮЩИХ В УСЛОВИЯХ ОТЛОЖЕНИЯ СОЛЕЙ И КОРРОЗИИ В СКВАЖИННОМ ОБОРУДОВАНИИ.

2.1 Применение закачки пресных и сточных вод на Арланском месторождении.

2.2 Факторы, влияющие на срок эксплуатации обсадных колонн.

2.3 Структура характерных периодов эксплуатации скважин, работающих в осложненных условиях отложения солей и коррозии.

Выводы по разделу 2.

3 ПРИМЕНЕНИЕ ВСПЕНЕННЫХ АЗОТОМ ИНГИБИРУЮЩИХ КОМПОЗИЦИЙ КОРРОЗИИ И СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ ДЛЯ ЗАЩИТЫ СКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ.

3.1 Разработка технологии обработки скважин вспененными ингибирующими композициями коррозии и солеотложения.

3.2 Требования к приготовлению вспененной ингибирующей композиции и его расчет.

3.3 Установки по приготовлению и закачке вспененных ингибирующих композиций коррозии и солеотложения и их совершенствование.

Выводы по разделу 3.

4 РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН ВСПЕНЕННЫМИ ИНГИБИРУЮЩИМИ КОМПОЗИЦИЯМИ КОРРОЗИИ И СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ.

4.1 Влияние обработок ВИК на снижение скорости коррозии.

4.2 Влияние кратности обработок ВИК на их технологическую эффективность.

4.3 Улучшение эксплуатационных характеристик скважин, систематически обрабатываемых ВИК.

Выводы по разделу 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Технология использования вспененных ингибирующих композиций в условиях солеотложения и коррозии при добыче нефти"

Отложение солей и коррозия в скважинах являются серьезными проблемами, осложняющими эксплуатацию скважин в основных нефтедобывающих регионах Российской Федерации. Особо остро эти осложнения проявляют себя на месторождениях, где активно развивалась система поддержания пластового давления (ППД) и в качестве рабочего агента в больших объемах использовались пресные, минерализованные, сточные или биозараженные воды. Проявление осложнений техногенного происхождения характерно и при эксплуатации скважин крупнейшего в Республике Башкортостан Арланского нефтяного месторождения.

Эти осложнения приводят к снижению дебитов нефти, выходу из строя насосного оборудования, преждевременным ремонтам и авариям. Основным направлением борьбы с ними является предотвращение процессов солеотложения и коррозии с помощью ингибиторов.

Наиболее важной и дорогостоящей частью скважины является обсадная колонна. При эксплуатации и ремонтах начинает проявляться ее коррозионный и механический износ. По мере увеличения продолжительности работы скважин текущий износ усиливается из-за многократных травмирующих ремонтов по устранению отложений солей и роста активности коррозионной среды. Наиболее значительно коррозионные процессы ускоряются при добыче сероводородсодержащей продукции. Совместное действие коррозионных и износообразующих факторов приводит к потере герметичности обсадной колонны. Восстановить ее работоспособность можно только путем проведения трудоемких и дорогостоящих капитальных ремонтов скважин (КРС), успешность которых недостаточно высокая. Поэтому для увеличения ее срока службы необходимо широкое применение мероприятий по предотвращению отложения солей и коррозии.

Для защиты скважин от отложения солей и коррозии в промысловых условиях широкое распространение получил метод закачки ингибирующих составов в призабойную зону пласта (ПЗП). Эти обработки обеспечивают надежную продолжительную защиту. Выносимая потоком продукции ингибирующая композиция обеспечивает защиту в следующих зонах скважины: обсадная колонна от интервала перфорации до приема насоса - сам насос — внутренняя поверхность насосно-компрессорных труб (НКТ) -выкидная линия. При этом не защищенной остается зона межтрубного пространства обсадной колонны и НКТ от устья до приема насоса. Данные о количестве нарушений обсадной колонны в скважинах Арланского УДНГ за 1995-2007 гг. свидетельствуют о том, что на эту зону приходится 34% нарушений. Применяемые технологии не обеспечивают длительной надежной защиты указанной зоны (эффект длится не более 30 суток). Поэтому необходимо дальнейшее развитие и усовершенствование как применяемых, так и разработка принципиально новых технологий защиты от отложения солей и коррозии поверхности межтрубного пространства обсадной колонны и НКТ от устья скважины до приема насоса.

Цель работы

Уменьшение солеотложепия и коррозии при эксплуатации скважин в условиях добычи сероводородсодержащих псфтей за счет использования вспененных ингибирующих композиций.

Основные задачи исследований

1. Выявление характерных периодов эксплуатации скважин в условиях отложения солей и активной коррозии.

2. Исследование процесса интенсивного отложения солей и активной коррозии в наклонных скважинах, приводящего к сокращению срока службы обсадных колонн.

3. Разработка ингибиругощих составов с повышенными ингибирующими свойствами и технологии их применения путем вспенивания. Оценка изменения скорости коррозионного разрушения в результате обработки вспененными композициями.

4. Оценка результатов применения вспененных ингибирующих композиций для защиты от отложения солей сложного состава и коррозии скважин и анализ их эффективности.

Методы исследований

При решении поставленных задач использовались методы математической статистики, планирования эксперимента. Для анализа результатов использовалась исходная промысловая информация, полученная с помощью современных приборов и методов измерения коррозионной агрессивности попутно добываемых вод и изучения состава отложений солей.

Научная новизна

1. Установлены пять характерных периодов эксплуатации скважин, обусловленные изменением обводненности и состава добываемой продукции и, как следствие этого, возникновением и развитием процессов солеотложения и коррозии и являющихся временными диагностическими признаками осуществления геолого-технических мероприятий по поддержанию технического состояния скважин.

2. Выявлена зависимость между профилем ствола скважин (максимальным зенитным углом) и продолжительностью их эксплуатации в условиях отложения солей и коррозии.

3. Установлено, что создание в межтрубном пространстве защитной пленки на поверхности оборудования и эффективное диспергирование ингибиторов в добываемой продукции для предупреждения коррозии и солеотложения происходят за счет выбранного соотношения реагентов (30-35% - ингибитор коррозии Азимут-14, 9-10% - ингибитор солеотложения СНПХ-5313, 40-45% - нефть, 15-17% - пенообразователь), а также в результате снижения плотности ингибирующей композиции вспененной азотом.

Практическая ценность

1. Разработанные технология и стандарт ОАО «АНК «Башнефть», используются в филиале ОАО «АНК «Башнефть» «Башнефть-Янаул» при предотвращении коррозии и отложения солей сложного состава в скважинах. В соответствии с данным стандартом в 2006-2007 гг. проведено 18 обработок скважин вспененными ингибирующими композициями коррозии и солеотложения. Максимально достигнутая степень защиты от коррозии составила 82,8%; продолжительность работы при степени защиты более 65% в среднем по всем скважинам составила 3-4 месяца; максимально достигнутый средний коэффициент торможения коррозии составил 6,4. Систематическое ежегодное проведение обработок в 2002-2007 гг. на пяти скважинах Арланской площади Арланского месторождения позволило увеличить МРП скважин на 33%. В целом продолжительность эффекта с различной степенью защиты от обработок достигает 10. 12 месяцев.

2. Разработанная технология применения ингибирующих композиций в составе азотсодержащей пены включена в курс лекций и проведение практических занятий по дисциплине «Эксплуатация скважин в осложненных условиях», а также курсовое и дипломное проектирование со студентами горно-нефтяного факультета УГНТУ по специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на 60-ой Юбилейной Межвузовской студенческой научной конференции "Нефть и газ-2006" в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина (г. Москва, 2006), на Всероссийской научной конференции-конкурсе студентов выпускного курса в Санкт-Петербургском государственном горном институте (г. Санкт-Петербург, 2007), на 57-й, 58-й, 59-й, 60-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета (г. Уфа, 2006, 2007, 2008, 2009), на техническом совете ДООО "Геопроект" (г. Уфа, 2006).

Публикации

Содержание работы опубликовано в 14 научных трудах, в том числе 6 статей опубликованы в ведущих рецензируемых изданиях ВАК Минобразования и науки РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов, списка использованных источников, состоящего из 122 наименований, и 4 приложений. Текст работы изложен на 133 страницах, включая 23 рисунка и 12 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Гильмутдинов, Булат Раисович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Установлены характерные периоды эксплуатации скважин, обусловленные динамикой обводненности и состава добываемой продукции и как следствие этого, возникновением и развитием отложения солей и коррозии, которые являются временными диагностическими признаками осуществления геолого-технических мероприятий по поддержанию технического состояния скважин.

2 Установлено, что искривленность ствола скважины существенно влияет на срок ее эксплуатации. Так, в условиях Акинеевского участка Арланского месторождения, характеризующегося повышенными значениями текущего коррозионного износа из-за агрессивности закачиваемых длительное время промышленных стоков ОАО «Искож», при увеличении максимального зенитного угла с 15 до 48 град происходит снижение срока службы скважин в 1,9 раза, что указывает на высокую значимость этого фактора.

3 Разработана технология применения вспененных ингибирующих композиций путем их закачки в межтрубное пространство скважины, что позволило увеличить срок эффективной защиты скважин от коррозии в 3-4 раза (до 120 сут) по сравнению с известными технологиями.

4 Показано, что ежегодные обработки в течение 5 лет скважин выбранного куста на Арланском месторождении позволили увеличить МРП скважин этого куста на 33 %.

5 Получены математические зависимости, описывающие изменение скорости коррозии во времени и в зависимости от кратности воздействия вспененными ингибирующими композициями (ВИК), которые могут быть использованы для прогнозирования эффективности обработок ВИК.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Гильмутдинов, Булат Раисович, Уфа

1. Алексеев Д.Л. Повышение долговечности эксплуатационных колонн при работе и ремонте скважин: автореф. дис. канд. техн. наук. Уфа, 2002. -24 с.

2. Амиян В. А. Повышение производительности скважин. М.: Гостоптехиздат, 1961. 304 с.

3. Амиян В.А. Освоение скважин с применением пенных систем // Обзорная информ. Сер. нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. Вып. 3(75). 48 с.

4. Амиян В.А., Амиян A.B., Казакевич Л.В. и др. Применение пенных систем в нефтегазодобыче. М.: Недра, 1987. 229 с.

5. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти. Уфа: Башкирское книжное издательство, 1987. 168 с.

6. Антипин Ю.В., Гильмутдинов Б.Р., Мусин P.P. Повышение эффективности эксплуатации скважин при добыче сероводородсодержащей продукции // Нефтяное хозяйство. 2006. - № 12. - С. 118-120.

7. Антипин Ю.В., Гильмутдинов Б.Р., Мустафин P.C., Аюпов А.Р. Использование ингибирующих композиций в составе азотсодержащей пены для борьбы с коррозией и солеотложением в скважинах // Нефтегазовое дело. -2009. Том 7. - №1. - С. 149-154.

8. Антипин Ю.В. Яркеева Н.Р., Исланова Г.Ш., Камалов P.P. Повышение эффективности использования ингибиторов отложения солей // Интервал. 2003. - №8. - С. 65-67.

9. Баймухаметов К.С., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х. и др. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана. Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. 424 с.

10. Баймухаметов К.С., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш. и др. Геологическое строение и разработка Арланского нефтяного месторождения. Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. 368 с.

11. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации: Справ. Пособие: В 6 т. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. Т. 5. 431 с.

12. Будников В.Ф., Макаренко П.П., Юрьев В.А. Диагностика и капитальный ремонт обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах. М.: Недра, 1997. 226 с.

13. Булатов А.И., Крылов В.И., Кисельман М.Л., Юрьев В.А., Зарецкий Б.Ю. Ремонт скважин стальными пластырями // Нефтяное хозяйство. -1980.-№5.-С. 39-42.

14. Булатов А.И., Рябоконь С.А. Состояние и пути повышения эффективности ремонтно-восстановительных работ // Нефтяное хозяйство. -1985. №6.-С. 26-30.

15. Вахитов Т.М., Хасанов Ф.Ф., Гарифуллин И.Ш., Акшенцев В.Г., Вахитова В.Г. Методы предупреждения коррозии скважинного оборудования в НГДУ «Уфанефть» // Нефтяное хозяйство. 2004. - №1. — С. 75-77.

16. Газизов А.Ш., Газизов A.A. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. М.: Недра, 1999. 285 с.

17. Гарифуллин Ф.С. Предупреждение образования комплексных сульфидсодержащих осадков в добыче обводненной нефти. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002. 267 с.

18. Гарифуллин Ф.С., Габдуллин Р.Ф. Изучение условий образования зон отложения комплексных осадков в добывающих скважинах // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Сб. науч. тр. Уфа: УГНТУ, 1999. — С. 33-38.

19. Гарифуллин Ф.С., Дорофеев C.B., Шайхулов А.М., Файзуллин М.Х., Сергеева Р.Ф., Гильмутдинов Б.Р. Определение элементного состава сложных осадков, образовавшихся в нефтепромысловом оборудовании // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 11. - С. 68-69.

20. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Кушнаренко В.М. Коррозия и защита оборудования сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений. М.: Недра, 1998. 437 с.

21. Гафаров H.A., Кушнаренко В.М., Бугай Д.Е. и др. Ингибиторы коррозии: В 2-х томах.: Том 2. Диагностика и защита от коррозии под напряжением нефтегазопромыслового оборудования. М.: Химия, 2002. 367 с.

22. Гильмутдинов Б.Р. Технология обработки скважин вспененными ингибирующими композициями коррозии и солеотложения // Материалы 60-й Юбилейной Межвузовской студенческой науч. конф. «Нефть и газ-2006» -Том 1.-М.: РГУНГ им. И.М. Губкина, 2006. С. 51.

23. Гильмутдинов Б.Р. Предупреждение коррозии и солеотложения ингибирующими пенными системами в скважинах месторождений северо-запада Башкортостана // Проблемы недропользования. СПб, 2008. 238 с. (Записки горного института. Т. 174). - С. 46-49.

24. Гильмутдинов Б.Р., Антипин Ю.В. Результаты обработок скважин вспененными ингибирующими композициями // Материалы 57-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. Уфа: УГНТУ, 2006. - С. 220.

25. Гильмутдинов Б.Р., Антипин Ю.В. Способы защиты подземного оборудования от солеотложения и коррозии // Материалы 58-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. Уфа: УГНТУ, 2007. - С. 233.

26. Гильмутдинов Б.Р., Антипин Ю.В., Шакрисламов А.Г. Применение вспененных азотом ингибирующих композиций при борьбе с осложнениями в скважинах Арланского месторождения // Нефтяное хозяйство. — 2009. №1. — С. 66-68.

27. Гильмутдинов Б.Р., Шагалин P.P., Антипин Ю.В. Зависимость срока службы обсадной колонны от геометрии ствола скважины // Материалы 59-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. Кн. 1. - Уфа: УГНТУ, 2008.-С. 207.

28. Гильмутдинов Б.Р., Яркеева Н.Р., Антипин Ю.В. Оценка структуры периодов работы скважины при закачке промышленных стоков // Материалы 59-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. Кн. 1. -Уфа: УГНТУ, 2008. - С. 208.

29. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта/ Учебник для вузов. М.: Недра-Бизнесцентр, 2005. 311 с.

30. Гоник A.A. Сероводородная коррозия и меры ее предупреждения. М.: Недра, 1966. 175 с.

31. ГОСТ 17.1.3.12-86. Охрана природы. Гидросфера. Общие правила охраны вод от загрязнения при бурении и добыче нефти и газа на суше.

32. Дятлова Н.М., Дытюк Л.Т., Самакаев Р.Х. и др. Применение комплексонов в нефтедобывающей промышленности. М.: НИИТЭМХИМ, 1983. 47 с.

33. Зейгман Ю.В., Шамаев Г.А. Справочник нефтяника. 2-е изд., доп. и перераб. Уфа: Tay, 2005. 272 с.

34. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: Справочник. М.: Недра, 1991.384 с.

35. Ибрагимов JI.X., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000. 414 с.

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

37. Инюшин Н.В., Ишемгужин A.A., Лаптев А.Б. и др. Аппараты для магнитной обработки жидкости. М.: Недра, 2001. 144 с.

38. Исланова Г.Ш. Применение гелеобразующих композиций для повышения эффективности предотвращения отложения солей в скважинах: автореф. дис. канд. техн. наук. Уфа, 2001. - 24 с.

39. Каменщиков Ф.А., Черных Н.Л. Борьба с сульфатвосстанавливающими бактериями на нефтяных месторождениях. М.Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Институт компьютерных исследований, 2007. 412 с.

40. Канн К. Б. Капиллярная гидродинамика пен. Новосибирск: Наука, 1989. 167 с.

41. Кащавцев В.Е., Гаттенбергер Ю.П., Лющин С.Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. -М.: Недра, 1985. 215 с.

42. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. М.: Орбита-М, 2004. 432 с.

43. Корнев К.Г. Пены в пористых средах. М.: Физматлит, 2001. 192 с.

44. Котов В.А., Гарифуллин И.Щ., Тукаев Ш.В., Гоник A.A., Тукаев А.Ш., Вахитов Т.М. Образование осадков сульфидов железа в скважинах и влияние их на отказы ЭЦН // Нефтяное хозяйство. — 2001. № 4. — С. 58-62.

45. Кругляков П.М., Ексерова Д.Р. Пены и пенные пленки. М.: Химия, 1990. 432 с.

46. Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1998. 394 с.

47. Лобанов Б.С., Магалимов А.Ф., Юсупов И.Г., Загиров М.М. Основные направления борьбы с коррозией нефтепромыслового оборудования // Нефтяное хозяйство. 1985. - №2. - С. 6-10.

48. Ломако П.М., Имра Т.Ф. Борьба с коррозией на месторождениях с сероводородсодержащей продукцией // Обзорная информ. Сер. коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. Вып. 3(47). 54 с.

49. Лялина Л.Б. Формирование состава попутно-добываемых вод и их влияние на гипсоотложение при эксплуатации нефтяных месторождений / Л.Б. Лялина, М.Г. Исаев. М., 1983. - 48 с. - (Нефтепромысловое дело: Тем. обзоры /ВНИИОЭНГ).

50. Макаренко В.Д., Огородников В.В., Смолин Н.И., Ерофеев В.В., Шарафиев Р.Г. Надежность нефтегазопромысловых систем. Челябинск: ЦНТИ, 2006. 826 с.

51. Малахов А.И. Использование химических реагентов в технологических процессах добычи, сбора и подготовки газа. Уфа: УГНТУ, 2003. 48 с.

52. Мелинг К.В. Разработка техники и технологии восстановления крепи скважин профильными перекрывателями: автореф. дис. канд. техн. наук. Бугульма, 2000. - 24 с.

53. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. М.: Нефть и газ, 2003. 816 с.

54. Молявко М.А., Чалова О.Б. Коррозия металлов: Учебное пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008. 100 с.

55. Мурзагильдин З.Г., Шайдуллин Ф.Д., Шайхаттаров Ф.Х., Рекин С.А. Особенности коррозии и защиты нефтепромыслового оборудования в сероводородсодержащих средах // Нефтепромысловое дело. 2002. - №5. -С. 38-41.

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

57. Пат. 2174590 Россия, МКИ Е21 В41/02 Способ защиты от коррозии и солеотложений внутрискважинного оборудования /Ю.В. Антипин, Р.Ф. Габдуллин, Н.Р. Яркеева и др. -№ 2000130180/03; Опубл. 2001, Бюл. № 28

58. ПБ 07-601-03 Правила охраны недр.

59. ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

60. Рахманкулов Д.Л., Бугай А.И., Габитов А.И. Ингибиторы коррозии. Уфа.: Изд-во «Реактив», 1997. 294 с.

61. Рахманкулов Д.Л., Злотский С.С., Мархасин В.И., Пешкин О.В., Щекотурова В.Я., Мастобаев Б.Н. Химические реагенты в добыче и транспорте нефти. М.: Химия, 1987. 144 с.

62. Рахманкулов Д.Л., Кузнецов М.В., Габитов А.И. и др. Современные системы защиты от электрохимической коррозии подземных коммуникаций. Том 1. Уфа: Реактив, 1999. 232 с.

63. Рахманкулов Д.Л., Кузнецов М.В., Гафаров H.A. и др. Электрохимическая защита от коррозии в примерах и расчетах. Том 2. Уфа: Реактив, 2003. 160 с.

64. РД 153-39-023-97 Правила ведения ремонтных работ в скважинах.

65. Ребров И.Ю., Крылов Г.В., Маслов В.Н. и др. Биогенная сульфатредукция и способы борьбы с ней. // Защита от коррозии оборудования в газовой промышленности: обзорная информация ИРЦ Газпром, 2004. 64 с.

66. Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти. М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 2006. 295 с.

67. Саакиян Л.С., Ефремов А.П., Соболева И.А. и др. Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии. М.: Недра, 1985. 206 с.

68. Саттаров М.М., Андреев Е.А., Ключарев B.C. и др. Проектирование разработки крупных нефтяных месторождений. М.: Недра, 1969. 240 с.

69. Свиридов B.C. Стабилизация фонтанирования обводненных скважин с применением пенообразующих систем // Обзорная информ. Сер. нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1986. Вып. 1(108). 40 с.

70. Семенова И.В., Флорианович Г.М., Хорошилов A.B. Коррозия и защита от коррозии. М.: Физматлит, 2002. 336 с.

71. Скорчеллетти B.B. Теоретические основы коррозии металлов. JL: Химия, 1973. 263 с.

72. Столяров Е.В., Кагарманов Н.Ф., Белозеров Г.И. Индустриально-комплексный метод разработки нефтяных месторождений Уфа: Башкирское книжное издательство, 1980. 96 с.

73. Сюняев З.И., Сафиева Р.З., Сюняев Р.З. Нефтяные дисперсные системы. М.: Химия, 1990. 226 с.

74. Тагиров K.M., Тагиров O.K., Димитриади Ю.К., Бекетов С.Б., Георгиев А.И. Вскрытие продуктивных отложений с использованием пенных систем // Нефтяное хозяйство. 2005. - №10. - С. 32-34.

75. Тарат Э.Я., Мухленов И.П., Туболкин А.Ф., Тумаркина Е.С. Пенный режим и пенные аппараты. Д.: Химия, 1977. 304 с.

76. Ташлыков В.П. Особенности отложений неорганических солей при добыче нефти и методы их предотвращения на месторождениях Пермского Прикамья: дис. канд. техн. наук. -Уфа, 1985. 190 с.

77. Тихомиров В.К. Пены. Теория и практика их получения и разрушения. М.: Химия. 1983. 264 с.

78. Томашов Н.Д. Теория коррозии и защиты металлов. М.: Изд-во АН СССР, 1959. 591 с.

79. Томашов Н.Д., Чернова Г.П. Теория коррозии и коррозионностойкие конструкционные сплавы. М.: Металлургия, 1986. 359 с.

80. Требин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза. М.: Недра, 1980. 583 с.

81. Тронов В.П. Системы нефтегазосбора и гидродинамика основных технологических процессов. Казань: Фэн, 2002. 512 с.

82. Уметбаев В.Г., Мерзляков В.Ф., Волочков Н.С. Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы. Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 2000. 424 с.

83. Уразаков K.P. Эксплуатация наклонно направленных скважин. М.: Недра, 1993. 169 с.

84. Хазипов Р.Х., Резяпова И.Б., Силищев H.H. Особенности сульфатредукции при применении химических продуктов в процессах добычи нефти // Нефтяное хозяйство. 1991. - №6. - С. 36-38.

85. Хамский Е.В. Кристаллизация в химической промышленности. М.: Химия, 1979. 343 с.

86. Хатмуллин Ф.Х., Назмиев И.М., Андреев В.Е. и др. Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений северо-запада Башкортостана. М.: ВНИИОЭНГ, 1999. 284 с.

87. Черепашкин С.Е., Бугай Д.Е., Лаптев А.Б., Абдуллин И.Г. Коррозия нефтепроводов при магнитной и акустической обработке флюидов // Известия вузов. Нефть и газ. 2003. - № 5. - С. 85-91.

88. Шакрисламов А.Г., Антипин Ю.В., Гильмутдинов Б.Р., Гарифуллин Ф.С. Повышение надежности эксплуатационной колонны в условиях солеотложения и коррозии // Нефтяное хозяйство. — 2007. № 8. -С. 128-131.

89. Шакрисламов А.Г., Антипин Ю.В., Гильмутдинов Б.Р., Яркеева Н.Р. Влияние искривленности ствола и геохимических процессов в пластах на срок службы скважин // Нефтяное хозяйство. 2008. - №6. - С. 112-115.

90. Шаммазов A.M., Хайдаров Ф.Р., Шайдаков В.В.; под ред. проф. Ишемгужина Е.И. Физико-химическое воздействие на перекачиваемые жидкости. Уфа: Монография, 2003. 187 с.

91. Шейх-Али Д.М. Изменение свойств пластовой нефти и газового фактора в процессе эксплуатации нефтяных месторождений. Уфа: БашНИПИнефть, 2001. 140 с.

92. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. Учебник для вузов. М.: Недра-Бизнесцентр, 2005. 510 с.

93. Эфенди-заде С.М., Попов А.А. Эффективность применения ингибиторов коррозии на нефтяных и газовых промысл лах за рубежом // Обзорная информ. Сер. борьба с коррозией и защита окружающей среды. М.: ВНИИОЭНГ, 1987. Вып. 11(73). 46 с.

94. Яркеева Н.Р. Повышение эффективности предотвращения солеотложений в скважинах на поздней стадии разработки залежей: автореф. дис. канд. техн. наук. Уфа, 2003. - 24 с.

95. Anti-Corrosion Methods and Materials. 1982. - №5. - Vol. 29. - P. 3.

96. Case L.C. Water problems in oil production // The petroleum publishing CO. 211 So. Cheyenne Tulsa, Oklahoma. USA, 1974. - 133 p.

97. Corrosion control in petroleum production / Publish by NACE. 1979. -P. 47-52.

98. Corrosion controls programs improve profits. Part. 2: Corrosion detection and monitoring // Petrol. Eng. Int. 1985. - №12. - Vol. 57. - P. 50-58.

99. Dean Sh.W., Derby R., Von Dem Bussche G.T. Inhibitor types // Materials Performance. 1981. - №12. - Vol. 20. - P. 47-51.

100. Englunder H.E. Conductometric measurement of carbonate scale deposition and scale inhibitor effectiveness // J. Petrol. Technol. 1975. - №7. -Vol. 27. - P. 827-834.

101. Evans Sh., Doran C.R. Batch treatment controls corrosion in pumping wells // World Oil. 1984. - №2. - Vol. 198. - P. 55-57.

102. Farooqui M.A.S.Z., Bitar G.E. Corrosion Problems in Below-Grade Wellhead Equipment and Surface Casings // J. Petrol. Technol. — 1997. №5. - Vol. 49.-P. 525-526.

103. Fulford R.S. Oil field scale inhibition with polymers // AIHM symposium series. 1973. - №127. - Vol. 69. - P. 37-38.

104. Hausler R.H. Predicting and controlling scale from oil-field brines // Oil and Gas J. 1978. - №38. - Vol. 76. - P. 146-154.

105. Houghton C.J., Nice P.J., Rugtveit A.O. Automated corrosion monitoring for downhole corrosion control // Materials Performance. 1985. - №4. -Vol. 24. - P. 9-17.

106. Kelley J.A. The chemistry of corrosion inhibitors used in oil production / Chem. Oil Ind. Proc. Symp. London, 1983. - P. 150-158.

107. Martin J.R., Walone P.W. The existence of imidazoline corrosion inhibitors // Corrosion. NACE. 1985. - №5. - Vol. 41. - P. 281-287.

108. Rogers L.A., Varughese K., Prestwich S.M., Waggeot C.Q.Salmf M.H., Oddo J.H., Street E.H., Tomson M.B. Use of inhibitors for scale control in brine-producing gas and oil wells // SPH Prod. Eng. 1990. - №1. - Vol. 5. - P. 77-82.

109. Shen I., Grosby C. Insight into strontium and calcium sulfate scaling mechanisms in a wet producer // J. Petrol. Technol. 1983. - №10. - Vol. 35. -P. 1249-1255.

110. Spectroscopic techniques for quality assurance of oil field corrosion inhibitors // Corrosion. NACE. - 1985. - №8. - Vol. 41. - P. 465-473.

111. Staicup F.I. Carbon dioxide miscible flooding : Past, Present and outlook the Future // J. Petrol. Technol. 1978. - №8. - Vol. 38. - P. 1102 -1112.

112. Stret E.H., Oddo J.E., Tomson M.B. Scale control aids gas recovery // J. Petrol. Technol. 1989. - №10.- Vol. 41. - P. 1080-1086.

113. Vetter O.J.G. Oilfield scale Can we handle it? // J. Petrol. Technol. -1976. - №12. - Vol. 23. - P. 1402-1408.

114. Vetter O., Candarpa V., Harouaka A. Production of scale problems due to injection of incompatible waters // J. Petrol. Technol. 1982.- №2,- Vol. 34. -P. 273-284.