автореферат диссертации по безопасности жизнедеятельности человека, 05.26.02, диссертация на тему:Разработка и внедрение высокоэффективной технологии предупреждения чрезвычайных ситуаций на объектах топливно-энергетического комплекса (ТЭК)

На правах рукописи

ШАЙДУЛЛИН ФИДУС ДИНИСЛАМОВИЧ

РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ ВЫСОКОЭФФЕКТИВНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЙ НА ОБЪЕКТАХ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА (ТЭК)

Специальность 05.26.02. «Безопасность в чрезвычайных ситуациях (в энергетике), (по техническим наукам)».

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2004

Диссертация выполнена на кафедре промышленной экологии и безопасности жизнедеятельности экологического факультета Российского Университета дружбы народов и ООО НГДУ «Чекмагушнефть»

Научный руководитель:

Научный консультант:

Доктор технических наук, профессор Низамов Х.Н.

Доктор химических наук, профессор Сидоренко С.Н.

Официальные оппоненты:

Доктор технических наук, профессор, лауреат Государственной премии Казахстана Вахитов Г.Г.

Ведущая организация

Доктор технических наук, профессор Кашпар Л.Н.

НГДУ «Азнакаевскнефть» ОАО «Татнефть»

«¿1$ г.в/^с,

Защита состоится «¿Се/ » ' '~2004 Г. В /часов на заседании

диссертационного совета К212.203.12 в Российском университете дружбы народов по адресу: 117302, г. Москва, ул. Орджоникидзе, д. 3.

С диссертацией можно ознакомиться в Научной библиотеке Российского университета дружбы народов по адресу: 117923, г.Москва, ул.Миклухо-Маклая, д.6

Автореферат разослан

мм^рфгт г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук, профессор

Л.В. Виноградов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Диссертационная работа посвящена разработке и оценке эколого-экономической эффективности новых технологических решений при добыче, сборе, подготовке нефти и воды на промыслах Республики Башкортостан.

Перспективы развития нефтяной промышленности определяются не только созданием надежной сырьевой базы, но и совершенствованием технологий разработки нефтяных месторождений, созданием и применением новых технологий в системе добычи, сбора и подготовки нефти и воды.

В настоящее время большинство эксплуатируемых месторождений находятся на поздней стадии разработки, характеризующейся низкими дебитами нефти и высокой обводненностью добываемой продукции. Как следствие, увеличиваются объемы водонефтегазовой смеси, транспортируемой по внутрипромысловым трубопроводам. До недавнего времени, в соответствии с существующей технологией сбора и подготовки нефти, вся продукция скважин транспортировалась до установок предварительного сброса воды (УПС), далее отсепарированная нефть поступала на установки подготовки нефти (УКПН), а отделенная вода через кустовые насосные станции (КНС) закачивалась в продуктивные пласты нефтяного месторождения для поддержания пластового давления (ППД). Так в нефтегазодобывающем управлении (НГДУ) «Чекмагушнефть» объемы закачки отсепарированной воды достигают более 20 млн.м3 в год. Высокая агрессивность попутно-добываемых вод приводит к возникновению аварий на трубопроводах (до 800 в год) и как следствие к загрязнению окружающей среды нефтью и высокоминерализованными сероводородосодержащими водами. Кроме того, издержки производства по транспортировке, подготовке нефти и воды довольно значительны.

Целью работы являлось разработка и внедрение новой технологии добычи сбора, подготовки нефти и воды в нефтегазодобывающем управлении «Чекмагушнефть» и других НГДУ АНК «Башнефть» для повышения эксплуатационной надежности и долговечности оборудования и трубопроводов, уменьшения металлоемкости оборудования УПС, издержек производства по транспортировке, подготовке и утилизации пластовых вод и исследование эколого-экономической эффективности новой технологии по результатам промышленной эксплуатации.

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

- анализ существующей технологии и оборудования добычи, сбора, подготовки нефти и воды;

- разработка и внедрение новых технологических решений, направленных на повышение эксплуатационной надежности и долговечности оборудования и трубопроводов путем исключения контакта водонефтегазовой эмульсии с кислородом воздуха и воды, уменьшения коррозионной агрессивности продукции скважины, увеличения срока службы скважинного оборудования и

объемы добываемой нефти до 10% за счет нейтрал; бактерицидной обработке трубопроводов ППД;

ПЯНИЧ "Г"

РОС. НАЦИОНАЛЫ»\*{[ БИБЛИОТЕКА ! С.Ие О»

-существенное сокращение объема транспортируемой жидкости по внутрипромысловым трубопроводам за счет сброса и утилизации до 90% попутно добываемой воды непосредственно на промыслах с помощью трубных водоотделителей (ТВО), вследствие уменьшения металлоемкости и энергопотребления;

-исследование экологической и экономической эффективности новой технологии добычи, сбора, подготовки нефти и воды по результатам промышленной эксплуатации.

Научная новизна заключается в разработке новых высокоэффективных ресурсосберегающих технологических решений для систем добычи, сбора, подготовки нефти и воды, позволяющие уменьшить антропогенную нагрузку на окружающую среду и повысить качество подготовки воды для систем ППД.

Научные положения, разработанные в диссертации;

Разработан трубный водоотделитель (ТВО) для предварительного сброса попутно-добываемых вод в систему ППД.

По разработанной программе и методике проведены экспериментальные исследования волновых процессов в гидросистемах ТВО и их влияние на скорость коррозии материала трубных водоотделителей.

Разработана математическая модель гидравлического удара в системах сбора, ППД и нефтяного выхода из ТВО без стабилизатора и со стабилизатором давления.

Предложена методика расчета конструктивных параметров стабилизатора давления.

Проведены экспериментальные исследования волновых процессов в гидросистемах ТВО со стабилизаторами давления.

Установлены зависимости между эффективностью гашения волновых процессов в гидросистемах ТВО и основными проектными характеристиками стабилизаторов давления.

Проведены исследования эффективности применения бактерицидов для подавления сульфатовосстанавливающих бактерий.

Разработан способ нейтрализации сероводорода в скважине, включающий подготовку композиции нейтрализатора сероводорода и подачу ее в скважину.

Проведено эколого-экономическое сравнение существующей технологии добычи, сбора, подготовки нефти и воды и новой технологии по результатам многолетней промышленной эксплуатации.

Достоверность и обоснованность научных положений, выводов и рекомендаций обеспечивается за счет использования современных измерительной аппаратуры и методов обработки экспериментальных данных, математических методов в области гидро- и волновой механики, а также подтверждается полученными практическими результатами.

Практическое значение работы состоит в том, что предложенная технология позволяет в значительной мере исключить чрезвычайные ситуации, связанные с авариями трубопроводов и оборудования систем добычи, сбора и подготовки нефти, повысить качество подготавливаемой для товарных парков нефти, уменьшить эксплуатационные затраты на транспортировку, подготовку

и утилизацию попутно-добываемых вод, повысить качество их подготовки, сократить парк резервуаров отстойников и насосных агрегатов.

Разработанная технология может быть успешно применена на всех месторождениях нефти, находящихся в поздней стадии разработки.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на Всероссийской научно-практической конференции «Экологизация современного экономического развития. Сущность, проблемы, перспективы» (г. Уфа, 1999 г.), Международной конференции по производству и применению химических реактивов и раегентов «Реактив - 99» «Химические реактивы, реагенты и процессы малотоннажной химии» (г. Уфа, 1999 г.), Международной конференции «Надежность и качество в промышленности, энергетике и на транспорте» (г. Самара, 1999 г.) и Научно-практической конференции «Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Республики Башкортостан» (г. Уфа, 2002 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 17 печатных работ, из них 4 патента РФ.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, выводов и рекомендаций, списка литературы включающего 65 наименований. Текст изложен на 125 страницах, включает 23 рисунка и 16 таблиц,

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении отражены актуальность работы, цель и задачи исследования, научные положения и их новизна, применяемые методы исследований, обоснованность и достоверность научных положений, выводов и рекомендаций, содержащихся в работе, отражена научная и практическая значимость работы. Рассмотрены пути и методы решения исследуемых проблем, перечислены основные положения, выносимые на защиту.

В первой главе анализируются существующие технологии добычи, сбора, подготовки нефти и воды. Глава состоит из 4-х разделов.

В первом разделе рассматриваются основные методы поддержания пластового давления путем законтурного, внутриконтурного, очагового и других способов заводнения, необходимые для достижения высоких коэффициентов нефтеотдачи..

Во втором разделе рассмотрены требования к водоснабжению для заводнения.

Пригодность воды для заводнения определяются как в лабораторных, так и промысловых условиях. Одним из главнейших требований к воде является сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов в процессе заводнения.

Исследованиями установлено, что наилучшие воды для заводнения пластов — это промысловые сточные воды, состоящие из пластовых вод, извлекаемых вместе с нефтью из пласта.

В третьем разделе рассмотрены основные способы добычи нефти.

Пробуренные нефтегазодобывающие скважины обычно эксплуатируются несколько десятков лет. В течение этого времени месторождение проходит

различные стадии разработок - от начальной, когда добывается безводная нефть и, как правило, фонтанным способом, до поздних стадий, когда добывается в больших количествах сильно обводненная продукция механизированным способом. Пластовое давление в процессе разработки также снижается, и поэтому на последующих этапах приходится извлекать большие объемы жидкости при низких динамических уровнях.

Существуют три основных способа добычи нефти: фонтанный, газлифтный и механизированный, включающий два вида насосной добычи: штанговыми скважинными насосами (ШСН) и погружными центробежными электронасосами (ПЦЭН).

Фонд газлифтных скважин постепенно сокращается вследствие неэкономичности газлифтного способа эксплуатации. Низкая эффективность газлифтного способа эксплуатации объясняется необходимостью больших первоначальных капитальных вложений на его обустройство, несовершенством применяемой техники и, как следствие, большими удельными расходами сжатого воздуха (или газа) на подъем 1 т нефти..

Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми глубинными насосами является наиболее распространенным способом добычи нефти. На нефтедобывающих площадях России около 80 % всего действующего фонда скважин эксплуатируются глубинными насосами. Такому широкому внедрению глубиннонасосного способа добычи нефти благоприятствуют небольшие затраты при его осуществлении, позволяющие экономически выгодно эксплуатировать даже очень малодебитные скважины (с дебитом менее 1 т/сут.), а также простота оборудования и обслуживания скважин.

Электрическими центробежными насосами эксплуатируются в основном высокодебитные скважины.

В четвертом разделе рассматривается существующая технология сбора, подготовки нефти и воды.

Ввиду значительной разбросанности многочисленных месторождений, все более осложняемым ростом обводненности нефти, в настоящее время, широко используется реализация попутно добываемой воды непосредственно на нефтяной площади, на установках предварительного сброса воды (УПС).

УПС - это технологический объект, продукцией которого является частично разгазированная и частично обезвоженная нефть. Увеличение отбора пластовой воды на месторождениях позволяет разгрузить нефтепарки по жидкости, что способствует улучшению условий по подготовке нефти и сточных вод.

В период с 1980-го по 2000-ый годы объемы сбрасываемой воды в год возросли с 3,5 млн. куб. м. до 26 млн.куб. м.

Принципиальная схема установок предварительного сброса воды для подачи в систему ППД приведена на рис. 1.

Продукция скважин по выкидным линиям подается на групповые замерные установки (ГЗУ). После автоматического измерения продукции по каждой скважине газожидкостная смесь направляется на установку предварительного сброса воды. Нефть, газ, вода поступает в сепарационную емкость, где из жидкости отделяется газ и поступает в газоосушитель, откуда

очищенный газ от жидких и технических примесей направляется потребителю. Далее газонефтяная смесь из сепаратора поступает в отстойник, где происходит разделение нефти и воды. Нефть с нижней части отстойника направляется на прием насосов откачки нефти на установку подготовки нефти, где производится окончательная подготовка и приведение в товарную кондицию добываемой нефти. Очищенная вода подается в емкость для улавливания остаточной нефти.

Для полной очистки воды от нефтепродуктов она собирается в резервуаре, откуда забирается насосами и откачивается на КНС для закачки в продуктивный пласт. При холодном отстое и сбросе воды по герметизированной системе достигается хорошая степень очистки с содержанием остаточной нефти не более 50 мг/ л воды. Окончательная подготовка и приведение в товарную кондицию добываемой нефти проводится на УКПН. Откуда обессоленная и обезвоженная нефть откачивается потребителям насосами внешней перекачки.

В систему ПГЩ

Рисунок 1 - Схема установки предварительного сброса воды 1-добывающие скважины, 2,3- ГЗУ, 4, 9— трубопроводы, 5- газосепаратор, 6- отстойник, 7-буферная емкость, 8- газоосушитель, 10, 11, 12-горизонтальные отстойники, 13- насосы, 14- установка очистки воды, 15-емкость улавливания остаточной нефти.

Круглосуточным контролем за технологическими процессами УПС занимается вахтовый персонал этого объекта. Текущим ремонтом и профилактикой технологического электрооборудования и средств автоматики-телемеханики заняты персоналы около 8 цехов.

Данная технологическая схема имеет ряд недостатков: - для обслуживания установки требуется вахтовый персонал; -дополнительное применение специальных средств регулирования и автоматизации приводят к увеличению капитальных вложений, эксплуатационных расходов и затрат труда;

о

3

- большая металлоемкость;

- стальные резервуары, отстойники весьма уязвимые в технологическом и экологическом отношении объекты, подвергающиеся во время эксплуатации различным внутренним и внешним воздействием, в первую очередь коррозии;

- в процессе обработки водонефтегазовая смесь контактирует с атмосферным воздухом, что приводит к увеличению агрессивности добываемой продукции, и как следствие, скорости коррозии трубопроводов и оборудования;

- большие эксплуатационные издержки, вызванные необходимостью транспортировать всю продукцию скважин до УПС, а подготовленную воду обратно до КНС системы ППД.

Все вышеперечисленные недостатки существующей системы добычи, сбора и подготовки нефти и воды привели к необходимости поиска новых технологических решений для утилизации попутно добываемой воды непосредственно на промыслах и герметизации системы сбора, подготовки нефти и

Во второй главе рассматривается технология сбора, подготовки нефти и воды с использованием трубных водоотделителей.

Заметный рост добычи попутной воды по мере разработки нефтяного месторождения обязывает производить предварительный сброс и обратную закачку воды непосредственно на промыслах. Для этих целей в НГДУ «Чекмагушнефть» была разработана и запатентована установка, получившая название трубный водоотделитель (ТВО).

Опыты показали, что организация предварительного сброса воды непосредственно на месторождениях, а не на УПС позволяет получать достаточно высокое качество пластовой воды, пригодной для закачки в продуктивные пласты. При этом резко снижаются затраты на перекачку эмульсии до УКПН, исключаются затраты на транспорт основной массы пластовой воды до УПС и обратно в систему ППД.

Создание и внедрение ТВО в значительной степени повлияло на качество подготовки нефти на установках подготовки нефти, или на центральных нефтесборных парках (табл.1).

Таблица 1_

Сдано нефти в НГДУ

Всего, тыс. т

I группа, %

II группа, %

III группа, %

До внедрения ТВО, в среднем в год_

После внедрения ТВО, в среднем в год

2822.4 58.2 26.2 15.6

2092.4 77.1 20.3 2.6

При осуществлении предварительного сброса воды в ТВО необходимо было обеспечить выполнение следующих требований:

-продукция скважин в подводящих трубопроводах должна быть подготовлена к разделению путем химического воздействия;

-основное количество газа из эмульсии перед отстоем должно быть

удалено в специальных устройствах - депульсаторах;

- скорость движения воды в наклонном водоотделителе не должна превышать 0,15 м/сек, создавая благоприятные условия для всплытия мелкодисперсных капель нефти.

На рис. 2. представлена конструктивная схема ТВО.

и и

Рисунок 2 - Трубный водоотделитель

Трубный водоотделитель состоит из наклонного трубопровода 1, над которым расположен трубопровод 2, соединенный с ним посредством перемычек 3. Успокоитель 4 газожидкостного потока, следующего по нефтегазопроводу 5, врезан сбоку в нижний наклонный трубопровод 1 в точке ввода газожидкостной смеси. Успокоитель 4 в верхней части соединен с наклонным трубопроводом 2. Верхние концы наклонных трубопроводов 1 и 2 соединены с выкидным нефтегазопроводом 7, нижний конец трубопровода 1 -с отводящим потребителю водоводом 8. Установка располагается на свайных фундаментах 9.

Установка работает следующим образом. Газонефтеводяная смесь из скважины по трубопроводу 5 подается в успокоитель 4, откуда нефть и вода переходят в трубопровод 1, свободный газ по перемычкам 3 в трубопровод 2. , Вода, имеющая большую плотность, чем нефть, с частичным содержанием капель нефти направляется вниз по трубопроводу 1, нефть - вверх и совместно с газонефтяной смесью из трубопровода 2 переходят в нефтегазопровод 7. Вода по ходу движения вниз по трубопроводу 1 постепенно освобождается от капель нефти и пузырьков газа, которые, всплывая вверх, по перемычкам переходят в трубопровод 2, а далее - нефтегазопровод 7. Вода, освободившись от капельной нефти и свободного газа в наклонном трубопроводе 1, по водоводу 8 подается к

длина наклонного трубопровода.

Испытания ТВО для угленосных нефтей позволило получить следующие данные:

- линейная скорость движения воды вниз V, не более 0,15 м/с;

- время движения воды ^ до нижнего конца наклонной трубы не менее 600 с.

Водоотделители строятся из труб диаметрами <1|, равными 1000,1200 и 1400 мм. Внутренний объем трубопровода определяется по формуле:

Ут=У.+Ун= V1. + 0.25 V

г д Ув = АЛв - о&м нижней части, где движется вода,

Ун = 0,25У1» - объем верхней части, где поднимаются газ и нефть. Длина наклонного трубопровода:

Ь = Ьв + Ьн = Ув/ Ууд+0.25 Ув/ Ууд,

О)

(2)

г ; Ьв = Ув/ Ууд - дли водной части,

Ьн = 0,25 Ув/ Ууд - длина верхней нефтяной части, Ууд - расход воды в куб. м/сек.

Испытаниями определено также значение угла наклона трубопровода - 4°. При вышеперечисленных параметрах ТВО достигается наилучший технический результат: содержание остаточной нефти в очищенной воде колеблется в пределах от следов нефти до 50 мг/л.

В третьей главе рассматриваются методы и средства повышения надежности и долговечности оборудования систем добычи, сбора и подготовки нефти и воды.

Внедрение ТВО позволило существенно уменьшить объемы нефтеводогазовой эмульсии транспортируемой от промыслов до УПС, отделенной воды от УПС до КНС, проводить сепарацию и обратную закачку попутно-добываемой воды в пласт без доступа атмосферного воздуха, что позволило уменьшить агрессивность транспортируемых жидкостей и, как следствие, снизить аварийность в системах нефтесбора и ППД. В табл. 2, 3 приведена динамика аварийности в этих системах начиная с 1992 года, с начала широкого внедрения ТВО.

Показатели 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Количество аварий, шт. 669 564 466 378 332 398 346 300 211 210 110

Удельная частота аварий, шт./км 0,36 03 0,24 0,14 0,12 0,23 0,19 0,19 0,13 0,10 0,09

Таблица 3 - Динамика аварийности в системе Ш1Д

Показатели 1592 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Количество аварий, шт. 139 185 113 60 46 95 177 166 97 73 55

Удельная частота аварий, штУкм 0,18 0,1 0,06 0,06 0,1 0,1 0,13 0,13 0,08 0,09 0,07

В связи с увеличением объемов добычи сероводородосодержащих нефтей стали возникать проблемы, связанные со снижением надежности нефтепромыслового оборудования, трубных водоотделителей и трубопроводов не имеющих внутренней защиты от коррозии. В первом разделе рассматриваются методы и средства решения этих проблем.

Биогенный сероводород образуется в процессе разработки месторождения в результате активной жизнедеятельности микробных сообществ, в том числе сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), вследствие закачки в систему поддержания пластового давления (ППД) неподготовленных поверхностных вод. СВБ также могут быть внесены в продуктивный пласт при разбуривании, вторичном вскрытии пластов, в процессе глушения скважин водными составами жидкостей глушения (ЖГС).

Наличие сероводорода в продукции добывающих скважин предопределяет значительное снижение надежности подземного и наземного оборудования, коммуникаций системы сбора, подготовки нефти и воды. Только на Юсуповской площади (ЦДНГ-2) НГДУ "Чекмагушнефть" за период с 1968 по 2000 годы выявлено 132 случая нарушения герметичности труб обсадной колонны.

При анализе факторов, влияющих на коррозионное разрушение труб, были обобщены данные по концентрации сероводорода в газе затрубного пространства 36 скважин.

Экспериментальную зависимость долговечности труб обсадной колонны от концентрации сероводорода в газе затрубного пространства скважин можно апроксимировать зависимостью:

Т=23,1-3,65 1п К, (3)

где К - концентрация H2S.

В интервале концентрации H2S от 100 до 250 мг/м3 средняя наработка колонн на отказ составляет около 4 лет, при концентрации H2S более 250 мг/м — менее 2 лет.

Погрешность в расчетах по формуле (3) составляет ± 1,2 года, что позволяет с определенной вероятностью прогнозировать время образования сквозного коррозионного разрушения обсадной колонны по концентрации H2S.

При этом необходимо отметить, что приведенная зависимость отражает тенденцию снижения долговечности эксплуатационной колонны в

сероводородосодержащей среде конкретного месторождения под воздействием нескольких факторов. Известно, что сероводород вызывает интенсификацию коррозионного процесса, участвуя в электрохимическом процессе в качестве активного деполяризатора. Однако наибольшее влияние на коррозию нефтепромыслового оборудования и трубопроводов оказывают сульфиды железа, являющиеся вторичными продуктами сероводородной коррозии или результатом химической реакции сероводорода с ионами железа, присутствующими в водах девонских горизонтов. Осажденные на поверхности металла, сульфиды железа, являясь сильнейшим деполяризатором, образуют мощную макрогальванопару железо - сульфиды железа, в которой металл трубы становится анодом. При этом скорость коррозии может достигать 5 мм/год.

При наличии в среде сульфатвосстанавливающих бактерий процесс коррозии приобретает более сложный характер и интенсивность коррозии возрастает. Это связано с тем, что при наличии в среде сероводорода, образующиеся в процессе сероводородной коррозии сульфиды железа с течением времени инактивируются, а при наличии в среде СВБ постоянно образуются новые порции сульфидов железа, за счет чего активность работы макрогальванопары железо - сульфиды железа поддерживается на высоком уровне. В нефтепромысловой практике известны случаи, когда скорость коррозии труб под воздействием вышеуказанных факторов достигала 20 мм/год.

Сульфиды железа могут быть «также и причиной отказов погружных центробежных насосов в результате засорения рабочих органов.

В промысловых условиях оценить роль каждого фактора на надежность нефтепромыслового оборудования не представляется возможным. Оценка роли микробиологической составляющей проводилась на тех же аварийных скважинах НГДУ "Чекмагушнефть", где кроме нарушения герметичности труб обсадной колонны за один год отмечено 95 коррозионных нарушений корпусов погружных электродвигателей (ПЭД) и 205 ремонтов скважин из-за утечек жидкости через насосно- компрессорные трубы (НКТ).

Установлено, что основными факторами, обусловливающими высокую аварийность этих скважин, являются:

- высокая обводненность добываемой продукции скважин (более 80%) в сочетании с низкими скоростями потока (ниже скорости образования эмульсионной структуры потока в стволе скважины, при которой не проявляются защитные свойства ингибиторов нефти);

- контакт корпуса ПЭД со стенкой труб обсадной колонны, при котором создаются условия для деэмульсации нефти в узком зазоре между корпусом ПЭД и трубой за счет повышения температуры жидкости в малоподвижной зоне;

-при контакте ПЭД с трубой создаются условия для работы макрогальванопары - корпус ПЭД - труба обсадной колонны, при наличии в среде сероводорода и вторичных продуктов сероводородной коррозии — сульфидов железа, интенсивность работы этой макрогальванопары значительно возрастает, а при наличии в среде СВБ интенсивность работы макрогальванопары постоянно поддерживается на высоком уровне.

Наличие СВБ и сульфидов железа было подтверждено анализами попутно добываемой воды и загрязнений с поверхности ПЭД.

Исходя из вышеизложенного, для снижения аварийности скважин было рекомендовано провести бактерицидную обработку трубопроводов системы ППД и некоторых добывающих скважин как наиболее эффективный и доступный среди технологических и технических способов.

Результаты бактерицидной обработки бактерицидом F-777 скважин Юсуповской площади свидетельствуют об увеличении коэффициента эксплуатации скважин в период бактерицидной обработки до 10%. Наблюдается снижение темпов падения добычи нефти и жидкости. Кроме того, только по первому ряду добывающих скважин очага заводнения нагнетательных скважин 461, 6100, 6024, дополнительная добыча нефти составила 10203,5 т.

Учитывая, что бактерицидная обработка скважин не позволяет полностью решить проблемы надежности нефтепромыслового оборудования, необходимо применение комплекса других технических и технологических мероприятий. Одним из них является очистка продукции скважин от сероводорода. Существует целый ряд методов очистки газа от сероводорода абсорбционными и адсорбционными способами. Однако очистка газа не решает полностью проблемы безопасной эксплуатации сероводородосодержащих месторождений т.к. в жидкой фазе продукции скважин остаточная концентрация сероводорода может значительно превышать допустимые значения. Поэтому возникает необходимость очистки и жидкой фазы от сероводорода, что требует значительных капитальных вложений на строительство установки комплексной очистки продукции скважин.

В ряде случаев нейтрализацию сероводорода целесообразно осуществить в ограниченном объеме продукции скважин с помощью реагентов, образующих устойчивые сероорганические соединения.

На Илишевском месторождении НГДУ «Чекмагушнефть» проектом разработки предусмотрен совместный сбор и подготовка продукции скважин, эксплуатирующих бобриковский горизонт и турнейский ярус. В продукции скважин турнейского яруса содержится сероводород от 200 до 700 мг/л. Подготовленная нефть перекачивается по нефтепроводу на УКПН Манчарово. Концентрация сероводорода в нефтепроводе достигает 65 мг/л. В этих условиях, наряду с другими мероприятиями (ингибирование, строительство трубопроводов из футерованных полиэтиленом труб), была предложена подача нейтрализатора сероводорода. По результатам лабораторных испытаний подобран реагент СОНЦИД, образующий водорастворимые сероорганические соединения.

Оценку эффективности нейтрализации сероводорода проводили по разнице концентрации сероводорода в нескольких пунктах контроля до и в процессе подачи реагента. Концентрацию сероводорода определяли по разработанной методике (Патент №2181882 РФ).

Испытания показали, что при применении СОНЦИДа концентрация H2S в контрольной точке уменьшается от 70 мг/л до 5-10 мг/л и степень нейтрализации составляет 85-95%.

На предприятиях АНК «Башнефть» также широко применяются нейтрализаторы сероводорода УРАЛ-3 и КАЛАН. На технологию нейтрализации сероводорода получен патент № 2175712 и разработан стандарт предприятия СТП-03-152-96.

По данным российских и зарубежных исследований, скорость коррозии многократно возрастает при динамическом нагружении трубопроводов и оборудования.

Во втором разделе рассмотрено влияние динамических нагрузок на скорость коррозии и циклическую долговечность трубопроводов.

В процессе эксплуатации трубопроводных систем неизбежно возникают достаточно интенсивные волновые (колебания давления, гидроудары и т.п.) и вибрационные процессы, которые приводят к возникновению, с течением времени, усталостных и коррозионно-усталостных трещин в местах сварных соединений или каких либо дефектов, являющихся концентраторами напряжений (царапины, задиры, заводские дефекты и пр.)

Все эти факторы, как правило, не учитываются при проектировании трубопроводных систем. В нормативных документах, в лучшем случае, регламентируются допустимые уровни вибрации трубопроводов, а требования к пульсациями давления отсутствуют. Для определения допустимых динамических нагрузок на трубопроводы будем полагать, что помимо постоянного рабочего давления (Рр) на него действуют переменные во времени нагрузки: пульсации давления с амплитудой (АР) и вибрация с максимальным значением виброскорости (Ve ¡пм) Тогда, представляя трубопровод, как тонкостенную цилиндрическую оболочку суммарные переменные во времени радиальные (ад) и осевые (a„i) напряжения в нем можно определить как :

(4)

APD APD v r-=-

где D - диаметр трубопровода, 5 - толщина его стенки, Б - модуль Юнга,

р - удельная масса трубопровода (масса единицы его объема), с — коэффициент, учитывающий распределение амплитуд виброскорости по трубопроводу (для прямолинейного трубопровода с = 3).

При двухосном напряженном состоянии запас усталостной прочности трубопровода можно определить по формуле Гафа и Поллардз, которая применима и в случаях синфазного изменения Сд а^:

(5)

г, = п,-п,Цп]+п])хп

I

где п - запас усталостной прочности трубопровода;

пг- запас усталостной прочности в предположении, что напряжения a«i отсутствуют;

пх- запас усталостной прочности в предложении отсутствия напряжений

с*.

Коэффициенты асимметрии цикла определяются как:

Допускаемые напряжения в стенке трубопровода можно вычислить по

формулам:

■р.Ё

ч г _ (У J. ' '

(. <Т-1 1 + Г,У * (, 1+»"»У

11,1+---Ч я. 1+---Ч

I <Гл 1 -г,} \ «г, I-Гг)

(7)

где Св- предел прочности;

о.|- • предел выносливости при симметричном цикле нагружения; р- коэффициент, учитывающий состояние поверхности трубопровода на предел выносливости (для новых т р у б о п р ¡3=0,8-0,85, а для подверженных коррозии может уменьшаться до величины (5=0,5); к—коэффициент концентрации напряжений.

Изменение скорости коррозии под действием постоянных механических напряжений можно определить используя зависимость:

У^Уо'ехрУ^/КТ,

(8)

где Ук — скорость коррозии металла при действии механических напряжений; Уо - скорость коррозии ненапряженного металла; Ум- мольный объем металла; а - напряжение;

И. - • универсальная газовая постоянная; Т - • абсолютная температура. Исходя из этого наибольшее изменение скорости коррозии можно определить из формулы:

3 = \у У„ =ехр Ущ^/ЯТ,

(9)

где - предел прочности металла.

Расчеты по формуле (8) для трубопроводов из низкоуглеродистой стали с о, - 550МПа дают величину Р = 4, 86, т.е. при переменных нагрузках в зонах концентрации напряжений скорость коррозии увеличивается почти в 5 раз.

На концах микротрещин, возникающих из-за переменного характера действующей нагрузки на трубопровод, напряжения будут близки к разрушающим, увеличивая со временем их величину и расширяя зону коррозии. В зонах концентрации напряжений из-за высокого процента деформаций наблюдается нагружение, близкое к жесткому. При таком типе нагружения данные по долговечности материала хорошо описываются уравнением Мэнсона]:

ех1Г = 1пШШ. 2

где — амплитуда деформации;

N — число циклов до разрушения; у -относительное сужение материала после статических испытаний на разрыв;

т - коэффициент зависящий от коррозионной агрессивности среды и ее температуры.

Для слабо коррозионно-активных сред при нормальной температуре т = 0,5 (с ростом коррозионной активности и температуры величина т увеличивается и может достигать величины 0,55 - 0,6). Учитывая, что величина 6 пропорциональна амплитуде колебания давления в трубопроводе, коэффициент увеличения долговечности трубопровода после установки стабилизаторов давления - устройств для гашения волновых и вибрационных процессов, при прочих равных условиях можно оценить, используя зависимость:

(\Щ = Мгш, = (ДР,/ДР2),Лп = К*1'"1 ,

где N и N2 - число циклов нагружения до разрушения в трубопроводе без стабилизатора и со стабилизатором соответственно;

. амплитуда колебаний давления до и после установки

стабилизатора.

Расчеты по формуле (10) для сред со слабой коррозионной активностью (т=0,5) показывают, что уже двукратное уменьшение амплитуды колебаний давления в трубопроводе позволяет увеличить его коррозионно-усталостную долговечность в 4 раза.

В третьем разделе приведены результаты исследований волновых процессов в гидросистемах ТВО.

Многолетний опыт эксплуатации ТВО показал высокую эффективность и надежность этих устройств, однако на некоторых из них наблюдается повышенная скорость коррозии в донной части ТВО, что приводит к образованию свищей уже через несколько лет работы. Для выявления причин возникновения этого явления были проведены исследования волновых процессов в гидросистемах трубных водоотделителей особо подверженных коррозии.

Исследования проводились в НГДУ «Чекмагушнефть на 5 ТВО: «Кушулево», « Гремячий ключ», «Юлдуз при КНС-6», «Юлдуз при БКНС-22», «Крещено-Буляк».

Анализ полученных экспериментальных данных показывает, что во всех исследованных гидросистемах ТВО имеются интенсивные пульсации давления на стационарных режимах работы, которые могут приводить к увеличению скорости коррозионных процессов и оказывать существенное влияние на процесс сепарации. В табл. 4 приведены данные об амплитудах пульсаций давления в телг наклонной трубы по различным ТВО.

Следует отметить, что именно ТВО «Юлдуз при КНС-6», где измеренные амплитуды пульсаций давления максимальны, в процессе эксплуатации отмечена самая высокая скорость коррозии (время до образования свищей в доннолй части ТВО менее 3-х лет).

Таблица 4- Амплитуды пульсаций давления в теле ТВО

ТВО Кушуле-во Грсмя-чий ключ «Юлдуэ при КНС-б «Юлдуэ при -БКНС-22» «Крещено- Буляк»

Номинальное давление, МПа 0,3 0,15 0,9 0,35 1,0

Амплитуда пульсаций давления, МПа 0,13 0,15 0,9 0,24 0,14

Устранение интенсивных колебаний давления в гидросистеме ТВО путем целенаправленного изменения ее параметров с помощью специальных устройств - стабилизаторов давления позволит значительно увеличить срок службы и надежность ТВО, как на стационарных, так и нестационарных режимах работы, когда интенсивность волновых процессов может многократно возрастать.

В четвертом разделе рассмотрены мероприятия по обеспечению надежности и долговечности ТВО.

Трубные водоотделители, как правило, располагаются в непосредственной близости от КНС, поэтому ее воздействие на работу гидросистемы ТВО наиболее существенно. Центробежные насосы высокого давления, устанавливаемые на КНС, являются мощными генераторами пульсаций давления, которые распространяются по входному трубопроводу до ТВО. В случае аварийной остановки насосов системы ППД (как правило, вследствие отключения электропитания), во входном трубопроводе насосов КНС происходят ударные процессы высокой интенсивности, которые вследствие малой длины трубопровода (не более 200 м) практически неослабленными доходят до ТВО. В результате подобных процессов, а также высокой агрессивности пластовых вод, срок службы трубопровода и ТВО может резко сокращаться.

Еще одним источником волновых процессов, способных оказывать влияние на работу гидросистемы ТВО является система нефтесбора.

В целях обеспечения надежного функционирования гидросистемы ТВО необходимо устранить воздействие волновых процессов на систему подводящих и отводящих трубопроводов ТВО, обеспечив его полную динамическую развязку от коллектора сбора продукции скважин, трубопровода отвода нефти и газа на ДНС и трубопровода отвода воды на КНС системы ППД. Для этого в подводящий трубопровод в месте его соединения с коллектором сбора продукции скважин и непосредственно перед успокоителем (депульсатором), а также во входные трубопроводы насосов КНС и ДНС были установлены гасители колебаний - стабилизаторы давления (СД), которые снизили интенсивности волновых процессов в гидросистеме ТВО от 4 до 8 раз, надежно обеспгчив защиту соединенных с ТВО трубопроводов от дополнительных динамических нагрузок, и, как следствие, снизив интенсивность коррозионных процессов.

При моделировании волновых процессов гидросистема сбора продукции добывающих скважин представлялась в виде трубопровода длиной / и

диаметром d и насосного агрегата, производительность которого равна суммарной производительности всех добывающих скважин. Отсепарированная нефтегазовая смесь поступает в ДНС по трубопроводу длиной 12 и диаметром а затем в товарный парк, а вода на КНС системы ППД по трубопроводу длиной 11 и диаметром d1.

Пульсации давления и гидроудары могут возникать при аварийном отключении насоса КНС, ДНС или добывающих скважин.

На основании имеющихся экспериментальных данных будем полагать, что при отключении центробежных насосов расход в этот период изменяется по линейному закону:

(12)

где G„ - производительность насоса;

tocr - время его остановки при отключении электропитания.

Максимальное увеличение давления в гидросистеме будет в том случае, если время, за которое происходит изменение расхода, не превосходит времени двойного пробега волной давления трубопровода (0 < t < 2т), т.е. происходит прямой гидравлический удар.

Учитывая большую протяженность коллектора сбора продукции скважин, можно утверждать, что любая аварийная остановка насоса КНС, ДНС или скважинных насосов будет приводить к возникновению в гидросистеме прямого гидроудара величиной:

(13)

где с - скорость распространения волн давления в трубопроводе (скорость звука) в трубопроводе,

р — плотность жидкости, который будет распространяться от насоса по трубопроводу до ТВО, а затем по всем трубопроводам гидросистемы.

Расчеты показывают, что после отключения насоса КНС (БКНС) и закрытия обратного клапана во всасывающем трубопроводе возникает гидравлический удар величиной ДР,у = 2,1 МПа, что может приводить к разрывам трубопровода.

Аварийное отключение насосов ДНС также приводит к возникновению гидроудара величиной АР,у = 0,7 МПа, который будет распространяться по нефтепроводу к ТВО. Наличие газовых включений в перекачиваемой нефти способствует более быстрому затуханию ударной волны, но при небольших расстояниях между ДНС и ТВО последствия воздействия гидроудара на ТВО будут аналогичны рассмотренным выше.

Таким образом, для уменьшения давления гидроудара и повышения надежности и долговечности гидросистемы ТВО во входном трубопроводе КНС и ДНС в непосредственной близости от насосов целесообразно установить гасители гидроударов - стабилизаторы давления (СД).

Эффективность СД (степень снижения давления гидроудара) зависит от его проектных характеристик: массовой податливости, характеризующей изменение массы жидкости в стабилизаторе при изменении давления, и суммарной площади распределенной перфорации. Для определения требуемой податливости СД можно воспользоваться следующей зависимостью:

П«, = (1Р-с'2)([агсз1п"'(^ООд)"1 )]г + 4/я2),

(14)

где Пс - требуемая массовая податливость;

!/&*) - параметр, характеризующий инерционность потока жидкости в трубопроводе;

Кед - степень снижения давления гидроудара до (ДР|у) н после (АР,, м) установки стабилизатора давления

Площадь огверстий перфорации определяется из соотношения: -

И*

где Ицф - активное сопротивление отверстий перфорации, которое является нелинейной функцией, зависящей от расхода Од жидкости через отверстия перфорации,.

Z - волновое сопротивление трубопровода. В первом приближении величину можно рассчитать, используя зависимость:

Илф ~ Бпф' вс

(15)

где Бпф - коэффициент гидросопротивления перфорации, который можно рассчитывать по формуле:

1

е„ф =-, (16)

2ё2-р-ц2-5пф2

где ц - коэффициент расхода отверстий перфорации. В свою очередь:

бщ = §П-ссуДРгу, (17)

где од - круговая частота основного тона колебаний в трубопроводе со стабилизатором давления:

сод=[(2х/л)2 + 8-рП]-,/2 Полагая И,ф = Ъ, получим:

впф-

Р-Пст'СОд-АРк

2р-ц -с

(18)

В табл.5 приведены результаты расчетов ОСНОВНЫХ проектных характеристик СД в зависимости от эффективности гашения гидроудара Ксд

Таблица 5- Основные характеристики СД

Кс, Массовая податливость П, кг/105 Па Площадь перфорации Б„4, м2

3 0,78 и-30"2

5 1Д 1,3 5-10'2

8 1,5 1,4-10"2

В четвертой главе рассмотрены различные конструктивные схемы стабилизаторов давления, которые могут быть установлены для гашения колебаний давления, гидроударов и вибраций в гидросистемах нефтесбора и ППД. Это пневмостабилизаторы, стабилизаторы с упругими камерами и стабилизаторы давления с упругими металлическими камерами некругового сечения. Рассмотрены методы расчета конструктивных характеристик упругих элементов СД.

В пятой главе приводится оценка эколого-экономической эффективности внедрения новых технологий.

Повсеместное внедрение ТВО на объектах нефтедобычи АНК «Башнефть» позволило осуществить сброс около 75-80 % попутно-добываемой воды непосредственно на месторождениях.

При определении эколого-экономической эффективности, установки сброса воды (ТВО) сравнивались с традиционно действующими установками предварительного сброса воды (УПС), схема оснащения оборудованием которых значительно отличается.

Одним из основных наиболее важных моментов экономии материальных затрат ТВО перед УПС, является его незначительная капиталлоемкость. В процессе эксплуатации экономятся текущие эксплуатационные расходы. В сравнении с УПС трудозатраты на обслуживание ТВО незначительны. С отсутствием необходимости перекачки сточных вод с нефтью до нефтесборных парков и обратно до КНС снижаются энергозатраты.

Сокращаются потери нефти, поступающей вместе со сточной водой на КНС, так как на ТВО происходит более глубокий водораздел - нефть - вода. Содержание остаточной нефти в пластовой воде сокращается с 125 мг/л до 25-50 мг/л.

Улучшается экологическая обстановка по многим показателям, в том числе и по аварийности в системах сбора, подготовки нефти и системах ППД.

. ТВО является закрытой системой и выделение газа в атмосферу не происходит, нет утечек нефти в почву вокруг него. Трубный водоотделитель в отличие от УПС занимает незначительную площадь. В результате отсутствия перекачки сточных вод в нефтесборные парки и обратно, сокращаются порывы на нефтепроводах и водоводах, значительно сокращается их протяженность. Внедрение ТВО ПОЗВОЛИЛО уменьшить диаметры нефтепроводов по мере их ремонта и замены, сократить протяженность водоводов.

Таким образом существенно уменьшается антропогенное воздействие на окружающую среду от объектов добычи и подготовки нефти, экономятся материальные затраты на строительство и капремонт нефтепроводов и водоводов.

Внедрение 'ГВО на месторождениях НГДУ «Чекмагушнефть» начаты с 1991 года. За период с 1991 по 2002 год построены и введены в эксплуатацию 18 установок, находится на стадии строительства и внедрения еще 1 установка.

При определении экономического эффекта от внедрения ТВО за основу были приняты средние значения исходных данных, наиболее характерные для систем сбора и подготовки нефти АНК «Башнефть», которые в незначительной мере отличаются от аналогичных параметров других.

Экономический эффект от внедрения установок по месторождениям НГДУ «Чекмагушнефть» за счет уменьшения эксплуатационных затрат составляет 9382,428 тыс. руб. ежегодно.

Целесообразность применения установок доказана опытом эксплуатации и экономической эффективностью 64 ТВО на многих месторождениях АНК «Башнефть».

Таким образом осредненный экономический эффект только от внедрения ТВО в АНК «Башнефть» можно оценить величиной более чем 33 млн. рублей. В настоящее время данная технология находит все более широкое применение и в других нефтяных компаниях со сходными условиями добычи, это компании «Татнефть», «Перьмьнефть», «Удмуртнефть» и др.

Одним из важнейших факторов, при эколого-экономической оценке эффективности разработанных технологий, является существенное уменьшение количества аварийных ситуаций на внутрипромысловых трубопроводах. Из-за использования разработанных и внедренных технологий аварийность на трубопроводах уменьшилась почти в 5 раз. Если учесть то, что средняя стоимость ликвидации последствий одной аварии составляет примерно 20000 рублей, то годовую экономию за счет уменьшения аварийности внутрипромысловых трубопроводов в НГДУ «Чекмагушнефть» можно оценить величиной 12,8 млн. руб.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

На основе полученных в работе результатов можно сделать следующие основные выводы и рекомендации:

1. Анализ существующей технологии добычи, сбора, подготовки нефти и воды на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки с низкими дебитами нефти и высокой обводненностью добываемой продукции показывает, что ее основным недостатком является необходимость транспортировки ежегодно возрастающих объемов водонефтегазовой эмульсии от скважин до установок предварительного сброса воды (УПС) и отсепарированной и очищенной от нефти воды обратно для закачки в продуктивные пласты. В одном НГДУ АНК «Башнефть» объемы закачки подготовленной воды достигают более 20 млн. м3 в год. Высокая агрессивность добываемой продукции неизбежно приводит к увеличению аварийности на внутрипромысловых трубопроводах (до 800 аварий в год в одном НГДУ), росту

издержек производства по транспортировке, подготовке нефти и утилизации воды и увеличению негативного воздействия на окружающую среду.

2. Разработаны и запатентованы новые технологические решения при добыче, сборе, подготовке нефти и воды позволяющие:

существенно уменьшить объемы транспортировки жидкостей по внутрипромысловым трубопроводам за счет сброса и утилизации до 90% попутно добываемой воды непосредственно на промыслах с помощью трубных водоотделителей (ТВО);

исключить контакт водонефтегазовой эмульсии с кисло|юдом воздуха за счет герметизации технологических процессов сбора, подготовки нефти и воды и уменьшить коррозионную агрессивность транспортируемых по трубопроводам нефти и воды;

уменьшить коррозионную агрессивность продукции скважин, увеличить срок службы скважинного оборудования и объемы добываемой нефти до 10% за счет нейтрализации сероводорода при бактерицидной обработке трубопроводов системы поддержания пластового давления (ППД).

3. Теоретическими и экспериментальными исследованиями определены оптимальные характеристики трубного водоотделителя:

угол наклона - 4 градуса;

время движения воды до нижнего конца наклонной трубы не менее 600 с;

скорость движения жидкости в ТВО не более 0,15 м/с;

соотношение объемов водяной и нефтяной частей ТВО равно четырем.

4. В процессе промышленных и экспериментальных работ, а также широкомасштабного внедрения на промыслах были выявлены следующие преимущества технологии подготовки нефти и воды с использованием трубного водоотделителя перед традиционными УПС: ускоряется процесс коалесценции глобул воды и отделение ее от нефти, улучшается качество нефти и воды, сокращается расход химических реагентов и потерь углеводородов, уменьшаются энергозатраты, металлоемкость объектов подготовки нефти и воды, капиталовложения на строительство очистных сооружений, аварийность на внутрипромыслозых трубопроводах и, как следствие, себестоимость подготовки нефти и воды, значительно снижается антропогенная нагрузка на окружающую среду от систем сбора и подготовки нефти и воды.

5. На основе разработанной программы и методики проведены исследования волновых процессов в гидросистемах ТВО, которые показали, что скорость коррозии корпуса ТВО значительно возрастает, если в гидросистеме в процессе эксплуатации возникают интенсивные колебания давления, амплитуда которых, в некоторых случаях может быть близка к величине рабочего давления. Показано, что уменьшение амплитуды колебаний давления приводит к многократному увеличению коррозионно-усталостной долговечности ТВО.

На основе анализа имеющейся информации о принципиально новых средствах борьбы с волновыми и вибрационными процессами в трубопроводных системах выбраны конструктивные схемы стабилизаторов давления, использование которых во внутрипромысловых трубопроводных системах является наиболее целесообразным.

6. Предложены математические модели нестационарного движения жидкости в трубопроводной системе без стабилизатора давления и со стабилизатором давления. Получены аналитические зависимости, связывающие эффективность гашения колебаний давления и гидроударов с основными параметрами стабилизатора давления: податливостью, суммарной площадью распределенной перфорации. Предложена методика расчета конструктивных характеристик СД.

7. На основе опыта многолетней эксплуатации предлагаемых технологических решений при добыче, сборе, подготовке нефти и воды проведена эколого-экономическая оценка их эффективности, которая показала, что аварийность внутрипромысловых трубопроводов снижается более чем в 5 раз, что позволяет значительно уменьшить антропогенную нагрузку на окружающую среду и потерю ресурсов. Экономический эффект от внедрения установок по месторождениям НГДУ «Чекмагушнефть» за счет уменьшения эксплуатационных затрат составляет 9382,428 тыс. руб. ежегодно, а за счет уменьшения аварийности внутрипромысловых трубопроводов более 12 млн. руб.

СПИСОК ПУБЛИКАЦИЙ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Антипин Ю.В., Яркеева Н.Р., Шайдуллии Ф.Д., Исланова Г.Ш. Особенности крмстализации гипса в скважинах и оптимизация расхода ингибиторов отлэжения солей.// М.: ВНИИОЭНГ, Нефтепромысловое дело, 2001, №11, с. 34-37.

2. Голубев М.В., Шайдуллин Ф.Д., Рахманкулов Д.Л. Исследование эффективности деэмульгаторов для нефтей установки подготовки нефти «Куеда» НГДУ «Чекмагушнефть», 0 00 «Лукойлперьмьнефть»У/ Тезисы докладов XII Международной коференции «Реактиз-99», УФА: из-во «Реактив», 1999, с. 199-200.

3. Мурзагильдин З.Г., Шайдуллин Ф.Д., Денисламов И.З., Фархутдинов Ф. М. Опыт применения нейтрализаторов сероводорода на предприятиях АНК «Башнефть»// М.: Из-во ВНИИОЭНГ, Нефтепромысловое дело, № 4, 2003, с. 36-38.

4. Мурзагильдин З.Г., Шайдуллин Ф.Д., Шайхататтаров Ф.Х., Рекин С.А. Особенности коррозии и защиты нефтепромыслового оборудования в сероводородсодержащих средах. М.: Из-во ВНИИОЭНГ. Нефтепромысловое дело, №5,2002, с. 38-41.

5. Низамов Х.Н., Шайдуллин Ф.Д., Липин А.В. Обеспечение надежности работы систем автоматизированного контроля трубопроводных коллекторов. // Вестник РУДН, серия Кибернетика, 1999, №1,с 64-76.

6. Низамов Х.Н., Шайдуллин Ф.Д., Дсрбуков Е.И. Защита промысловых трубопроводов от колебаний давления рабочей среды.// Сборник трудов СИП РИА, 2001, с. 97-104.

7. Низамов Х.Н., Дербуков Е.И., Шайдуллин Ф.Д. Защита магистральных трубопроводов нефти и нефтепродуктов от колебаний давления рабочей среды.// Труды Международной конференции «Надежность и качество в промышленности, энергетике и на транспорте», Самара, 1999, с. 35-37.

8. Низамов Х.Н., Шайдуллин Ф.Д., Липин А.В. Влиянии присоединенной массы демпфера на резонансные свойства безрасходной магистрали. М.: Из-во РИА; Двойные технологии, №1(14), с. 69-72.

9. Низамов Х.Н., Применко В.Н., Шайдуллин Ф.Д. Расчет гидравлического удара.М.: Из-во СИП РИА, Сборник трудов, выпуск 10,2003, с. 67-69.

10. Патент РФ 2166622. Способ повышения нефтеотдачи пласта. Авт. Назмиев И.М., Галямов И.М., Шайдуллин Ф.Д. и др.

11. Патент РФ 2175712. Способ нейтрализации сероводорода в скважине. Авт Голубев В.Ф., Хазиев Н.Н., Шайдуллин Ф.Д. и др.

12. Патент РФ 2181882. Устройство для определения концентрации газа в жидкости. Авт. Денисламов И.З., Шайдуллин Ф.Д., Назмиев И.М., Исланов Ш.Г., Мурзагильдин З.Г.

13. Патент РФ 2187709. Обратный клапан скважинного электроцентробежного насоса, Авт.Шайдуллин Ф.Д., Назмиев И.М., Нуртдинов Р.И.

14. Сыртлансв А.Ш., Фасхутдинов Р.А., Шайдуллин Ф.Д. и др. Пути повышения эффективности предотвращения образования отложений неорганических солей в скважинах. М, Нефтяное хозяйство ,№4,2002, с.59-61.

15. Фахретдинов P.P., Голубев М.В., Шайдуллин Ф.Д. Экологизация нефтяного производства путем герметизации технологических процессов сбора и подготовки нефти. // Материалы Всероссийской научно-практической конференции « Экологизация современного экономического развития. Сущность, проблемы, перспективы.», Уфа: Из-во УНГТУ, 1999, с. 45-46.

16. Шайдуллин Ф.Д. Опыт применения методов повышения нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки Тамьяновской площади Манчаровского месторождения.// Тезисы докладов научно-практической конференции «Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений республики Башкортостан. Уфа: из-во Башнипинефть, 2002, с.98-102.

17. Шайдуллнн Ф.Д., Низамов Х.Н., Применко В.Н. Исследование волновых процессов в гидросистемах трубных водоотделителей внутрипромысловых систем подготовки нефти. М.: из-во РИА, Двойные технологии №1, 2003, с.52-54.

Подписано в печать 2 С 03. £=/ф0р мат 60x84/16. Тираж ^¿?экз. Усл. печ. л. -/¿^. Заказ

Типография Издательства РУДН 117923, ГСП-1, г. Москва, ул. Орджоникидзе, д. 3

Введение.

1 .Существующая технология добычи , сбора , подготовки нефти и воды.

1.1 .Искусственные методы воздействия на нефтяные пласты.

1.2. Водоснабжение для заводнения.

1.3. Основные способы добычи нефти.

1.4. Сбор и подготовка нефти и воды.

2. Технология сбора, подготовки нефти и воды с использованием трубных водоотделителей (ТВО).

2.1. Расчет параметров трубных водоотделителей для герметизированного сброса пластовой воды.

3. Методы и средства повышения надежности и долговечности оборудования систем добычи, сбора и подготовки нефти и воды.

3.1.Защита нефтепромыслового оборудования в сероводородосодержащих средах.

3.2. Влияние динамических нагрузок на скорость коррозии и циклическую долговечность трубопроводов.

3.3. Волновые процессы в гидросистемах ТВО и средства уменьшения их интенсивности.

3.4. Мероприятия по обеспечению надежности и долговечности ТВО 77 3.4.1. Моделирование волновых процессов в гидросистеме ТВО на нестационарных и аварийных режимах работы.

4. Стабилизаторы давления для защиты от волновых процессов трубопроводных систем при добыче, сборе и подготовке нефти и воды.

4.1 .Пневмостабилизаторы давления.

4.2.Стабилизаторы давления с упругими камерами.

4.3.Расчет конструктивных параметров упругих элементов стабилизаторов.

5. Оценка эколого-экономической эффективности от внедрения новых технологий.

Перспективы развития топливно-энергетического комплекса определяются не только созданием надежной сырьевой базы, но и совершенствованием технологий разработки нефтяных месторождений, в том числе, созданием и применением новых технологий в системе добычи и сбора и подготовки нефти и воды.

В настоящее время большинство эксплуатируемых месторождений находятся на поздней стадии разработки, характеризуются низкими дебетами нефти и высокой до 90 % и более обводненностью добываемой продукции. Как следствие увеличиваются объемы водонефтегазовой смеси транспортируемой по внутрипромысловым трубопроводам. До недавнего времени, в соответствии с существующей технологией сбора и подготовки нефти, вся продукция скважин транспортировалась от нефтяного месторождения до установок предварительного сброса воды (УПС), откуда отсепарированная нефть перекачивалась на установки подготовки нефти (УПН), а сбрасываемая вода обратно откачивалась на нефтяное месторождение для закачки в продуктивные пласты. При этом, вследствие большой протяженности трубопроводов транспортировки продукции скважин до УПС, отсепарированной воды к кустовым насосным станциям (КНС) поддержания пластового давления (ППД) и высокой агрессивности пластовых вод, было велико количество чрезвычайных ситуаций с разрывами трубопроводов (до 800 в год) с загрязнением окружающей среды высокоминерализованными сероводородосо-держащими пластовыми водами и углеводородами нефти. Кроме того, были значительны издержки производства по транспортировке, подготовке нефти и воды. Поэтому разработка новых технологических решений, направленных на уменьшение воздействия систем добычи, сбора, подготовки нефти и воды на окружающую среду, энерго и ресурсосбережение является актуальной задачей.

Целью работы являлось разработка и внедрение новой технологии добычи, сбора, подготовки нефти и воды в нефтегазодобывающем управлении НГДУ «Чекмагушнефть» и других НГДУ АНК «Башнефть» для повышения эксплуатационной надежности и долговечности оборудования и трубопроводов, уменьшения количества чрезвычайных ситуаций, металлоемкости оборудования УПС, издержек производства по транспортировке , подготовке и утилизации пластовых вод и исследование эколого - экономической эффективности новой технологии по результатам промышленной эксплуатации.

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

- анализ существующей технологии и оборудования добычи, сбора, подготовки нефти и воды;

- разработка и внедрение новых технологических решений, направленных на повышение эксплуатационной надежности и долговечности оборудования и трубопроводов, сокращения объема транспортировки попутно добываемых пластовых вод, уменьшения металлоемкости и энергопотребления оборудования;

- исследование экологической и экономической эффективности новой технологии добычи, сбора подготовки нефти и воды по результатам промышленной эксплуатации.

Обоснованность и достоверность научных положений , выводов и рекомендаций обеспечивается за счет использования современной измерительной аппаратуры , современных методов обработки и математических методов в области гидромеханики и волновой механики, а также подтверждается полученными практическими результатами.

Научные положения разработанные в диссертации :

-разработано устройство ТВО (трубный водоотделитель) для предварительного сброса попутно-добываемых пластовых вод в систему ГТПД непосредственно на промыслах;

-проведено исследование эффективности применения бактерицидных препаратов для подавления сульфатвосстанавливающих бактерий;

- разработан способ нейтрализации сероводорода в скважине, включающий подготовку композиции нейтрализатора сероводорода и подачу ее в скважину;

- проведены исследования волновых процессов в гидросистемах ТВО и их влияния на скорость коррозии материала трубных водоотделителей;

-проведено эколого-экономическое сравнение существующей технологии добычи, сбора, подготовки нефти и воды и новой технологии по результатам многолетней промышленной эксплуатации.

Научное значение работы заключается в том , что разработаны новые высокоэффективные ресурсосберегающие технологические решения для систем добычи , сбора и подготовки нефти, позволяющие уменьшить количество аварий с разрывами трубопроводов и выходом из строя оборудования, антропогенную нагрузку нагрузку на окружающую среду и повысить качество подготовки товарной нефти, газа и воды для систем поддержания пластового давления.

Практическое значение работы заключается в том , что предложенная технология позволяет в значительный мере исключить чрезвычайные ситуации, связанные с авариями трубопроводов и оборудования систем добычи, сбора и подготовки нефти, повысить качество подготавливаемой для товарных парков нефти, повысить качество подготавливаемой для товарных парков нефти, уменьшить эксплуатационные затраты на транспортировку, подготовку и утилизацию попутно добываемых пластовых вод , повысить качество их подготовки , сократить парк резервуаров отстойников и насосных агрегатов.

Разработанная технология может быть успешно применена на всех месторождениях нефти, находящихся в поздней стадии разработки.

Тема диссертационной работы соответствует тематике научных работ выполняемых на кафедре промышленной экологии и безопасности жизнедеятельности Российского университета дружбы народов и в НГДУ «Чекмагуш-нефть».

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на Всероссийской научно-практической конференции «Экологизация современного экономического развития. Сущность, проблемы, перспективы» ( г.Уфа, 1999 г.), Международной конференции по производству и применению химических реактивов и реагентов «Реактив-99» «Химические реактивы , реагенты и процессы малотонажной химии» ( г.Уфа, 1999 г.), Международной конференции «Надежность и качество в промышленности, энергетике и на транспорте» ( г.Самара, 1999 г.) и Научно-практической конференции «Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Республики Башкортостан» ( г. Уфа, 2002 г.).

По теме диссертации опубликовано 18 печатных работ, из них 4 патентов РФ.

Объем работы 126 стр. машинописного текста, в том числе 23 рисунков, 16 таблиц, список литературы из 70 наименований. s

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

На основе полученных в работе результатов можно сделать следующие основные выводы и рекомендации:

1. Анализ существующей технологии добычи, сбора, подготовки нефти и воды на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки с низкими дебитами нефти и высокой обводненностью добываемой продукции показывает, что ее основным недостатком является необходимость транспортировки ежегодно возрастающих объемов водонефтегазовой эмульсии от скважин до установок предварительного сброса воды (УПС) и отсепариро-ванной и очищенной от нефти воды обратно для закачки в продуктивные пласты. В одном НГДУ АНК «Башнефть» объемы закачки подготовленной воды достигают более 20 млн. м3 в год. Высокая агрессивность добываемой продукции неизбежно приводит к увеличению аварийности на внутрипромы-словых трубопроводах (до 800 аварий в год в одном НГДУ), росту издержек производства по транспортировке, подготовке нефти и утилизации воды и увеличению негативного воздействия на окружающую среду.

2. Разработаны и запатентованы новые технологические решения при добыче, сборе, подготовке нефти и воды позволяющие: существенно уменьшить объемы транспортировки жидкостей по внутрипро-мысловым трубопроводам за счет сброса и утилизации до 90% попутно добываемой воды непосредственно на промыслах с помощью трубных водоотделителей (ТВО); исключить контакт водонефтегазовой эмульсии с кислородом воздуха за счет герметизации технологических процессов сбора, подготовки нефти и воды и уменьшить коррозионную агрессивность транспортируемых по трубопроводам нефти и воды; уменьшить коррозионную агрессивность продукции скважин, увеличить срок службы скважинного оборудования и объемы добываемой нефти до

10% за счет нейтрализации сероводорода при бактерицидной обработке трубопроводов системы поддержания пластового давления (ППД).

3. Теоретическими и экспериментальными исследованиями определены оптимальные характеристики трубного водоотделителя: угол наклона - 4 градуса; время движения воды до нижнего конца наклонной трубы не менее 600 е.; скорость движения жидкости в ТВО не более 0,15 м/с ; соотношение объемов водяной и нефтяной частей ТВО равно четырем.

4. В процессе промышленных и экспериментальных работ, а также широкомасштабного внедрения на промыслах были выявлены следующие преимущества технологии подготовки нефти и воды с использованием трубного водоотделителя перед традиционными УПС: ускоряется процесс коа-лесценции глобул воды и отделение ее от нефти, улучшается качество нефти и воды, сокращается расход химических реагентов и потерь углеводородов, уменьшаются энергозатраты, металлоемкость объектов подготовки нефти и воды, капиталовложения на строительство очистных сооружений, аварийность на внутрипромысловых трубопроводах и, как следствие, себестоимость подготовки нефти и воды, значительно снижается антропогенная нагрузка на окружающую среду от систем сбора и подготовки нефти и воды.

5. На основе разработанной программы и методики проведены исследования волновых процессов в гидросистемах ТВО, которые показали, что скорость коррозии корпуса ТВО значительно возрастает, если в гидросистеме в процессе эксплуатации возникают интенсивные колебания давления, амплитуда которых, в некоторых случаях может быть близка к величине рабочего давления. Показано, что уменьшение амплитуды колебаний давления приводит к многократному увеличению коррозионно-усталостной долговечности ТВО.

На основе анализа имеющейся информации о принципиально новых средствах борьбы с волновыми и вибрационными процессами в трубопроводных системах выбраны конструктивные схемы стабилизаторов давления, использование которых во внутрипромысловых трубопроводных системах является наиболее целесообразным.

6. Предложены математические модели нестационарного движения жидкости в трубопроводной системе без стабилизатора давления и со стабилизатором давления. Получены аналитические зависимости, связывающие эффективность гашения колебаний давления и гидроударов с основными параметрами стабилизатора давления: податливостью, суммарной площадью распределенной перфорации. Предложена методика расчета конструктивных характеристик СД.

7. На основе опыта многолетней эксплуатации предлагаемых технологических решений при добыче, сборе, подготовке нефти и воды проведена эколого-экономическая оценка их эффективности, которая показала, что аварийность внутрипромысловых трубопроводов снижается более чем в 5 раз, что позволяет значительно уменьшить антропогенную нагрузку на окружающую среду и потерю ресурсов. Экономический эффект от внедрения установок по месторождениям НГДУ «Чекмагушнефть» за счет уменьшения эксплуатационных затрат составляет 9382,428 тыс. руб. ежегодно, а за счет уменьшения аварийности внутрипромысловых трубопроводов более 12 млн. руб.

1. Chaburkin V.E. , Klykov N.A. , Durability Assessment of Pipeline Structural Members in Terms of Acting Loads // In: Proceedius of the Fist Pasifik / Asia Offshore Mtchaniks Symposium. Seoul/ 1990. Vol 1 - p 361-367.

2. A.c. 1789824 СССР, МКИ F 16 L 55/04. Стабилизатор давления для магистральных нефтепроводов.

3. Антипин Ю.В., Яркеева Н.Р., Шайдуллин Ф.Д., Исланова Г.Ш. Особенности кристализации гипса в скважинах и оптимизация расхода ингибиторов отложения солей.// М.: ВНИИОЭНГ, Нефтепромысловое дело, 2001, №11, с.34-37.

4. Вибрация в технике. М. : Машиностроение, 1980, т.З

5. Виноградов В.И. Основные направления работ по совершенствованию технологических процессов сбора и подготовки нефти и газа. М.: ВНИИОЭНГ, 1974, 96 с.

6. Владиславлев А.П. , Коробков А.А. , Малышев В.А. , Трубопроводы поршневых компрессорных машин. — М. : Машиностроение, 1964, 275с.

7. Ганиев Р.Ф., Низамов Х.Н. , Дербуков Е.И. Волновая стабилизация и предупреждение аварий в трубопроводах. М. : из-во МГТУ им. Баумана, 1996, 260с.

8. Ганиев Р.Ф. , Низамов Х.Н. , Чучеров А.И. , Усов П.П. Стабилизация колебаний давления в трубопроводных системах энергетических установок. М.: из-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 1993, 184с.

9. Гладких П.А. , Хачатурян С.А. Предупреждение и устранение колебаний нагнетательных установок. М.: Машиностроение, 1964, 275с.

10. Гутман Э.М. , Амосов Б.В. , Худяков М.А.Защита от коррозии нефтепромыслового оборудования. Нефтяное хозяйство. М. : ВНИИОЭНГ, 1977, №8, с 59-62.

11. И.Гутман Э.М. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. М. : ВНИИОЭНГ, 1972, №10, с 6-8.

12. Гутман Э.М. Механохимия металлов и защита от коррозии. М. : Металлургия, 1981 г., 270с.

13. Двухшерстов Г.И. Гидравлический удар в трубах некругового сечения в потоке жидкости между упругими стенками. Ученые записки МГУ, вып. 122, Механика, т2,1948, с 15-76.

14. Жуковский Н.Е. О гидравлическом ударе в водопроводных трубах, т.2 -М.: Гостехтеориздат, 1948, 422с.

15. Каплан JT.C. Установки скважинных бесштанговых насосов для добычи нефти. Уфа, из-во Уфимского нефтяного института, 1990, 55 с.

16. Каплан JI.C., Ростэ З.А., Семенов А.В. Применение насосно-компрессорных труб, футерованных секлом и эмалями, для борьбы с отложениями парафина.// ТНТО «Опыт борьбы с отложениями парафина». М.: ВНИИОЭНГ, 1967, с.25-29.

17. Каспарьянц К.И. Промысловая подготовка нефти и газа, М.: «Недра», 1973,373 с.

18. Колесников К.С. , Самойлов Е.А. , Рыбак С.А., Динамика топливных систем ЖРД. М.: Машиностроение, 1975, 169с.

19. Колесников К.С. Вынужденные колебания потока идеальной сжимаемой жидкости в однородной прямой трубе. М. : из-во АНСССР, Механика и машиностроение, 1963, №4, с 102-107.

20. Куделин Ю.И. , Альтшунер Б.Н. , Легезин Н.Е. и др. Коррозия и защита трубопроводов, скважин, гидропромыслового и газоперерабатывающего оборудования. М. : ВНИИЭгазпром, 1975, №5, сЗ.

21. Левченко E.JI. , Арбузов Н.С. , Ходяков В.А. , Цараков А.Г. Инженерные методы прогнозирования и профилактики гидроудара. М. : Трубопроводный транспорт нефти. №11, 1995, из-во ТрансПресс, с 24-29.

22. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды к транспорту. М.: «Недра», 1972,324с.

23. Мавлютова М.З. Опыт подготовки нефти на промыслах Башкирии. Уфа: Башкнигоиздат,1966, 165с.

24. Махутов Н.А. Анализ коэффициентов концентрации и полей деформации. Поля деформации при малоцикловом нагружении. М.: Наука, 1979 с 141-150.

25. Медведев А.Е. , Низамов Х.Н. , Применко В.Н. , Селифанов И.В. Комплексное исследование двухфазных потоков с целью созидания устройств для управления гидродинамическими процессами. — М. : ВНИИОЭНГ, 1991, 130с.

26. Методика по определению ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах. М.: из-во ИПТЭР, 1996.

27. Мурзагильдин З.Г., Шайдуллин Ф.Д., Денисламов И.З., Фахрутдинов М.Ф. Опыт применения нейтрализаторов сероводорода на предприятиях АНК «Башнефть».// М.: Из-во ВНИИОЭНГ, Нефтепромысловое дело, № 4, 2003, с. 36-38.

28. Мурзагильдин З.Г., Шайдуллин Ф.Д., Шайхататтаров Ф.Х., Рекин С.А. Особенности коррозии и защиты нефтепромыслового оборудования в се-роводородсодержащих средах. М.: Из-во ВНИИОЭНГ. Нефтепромысловое дело, № 5, 2002, с. 38-41.

29. Низамов Х.Н. , Применко В.В. Способы повышения эффективности и производительности сепарационных установок. М. : ВНИИОНГ, «Нефтепромысловое дело», №8-9, 1996, с 31-34.

30. Низамов Х.Н. , Применко В.Н. , Колычев А.В. Определение допустимых динамических нагрузок на трубопроводы. М. : Издательство РИА, Двойные технологии, №11 2000.

31. Низамов Х.Н. , Применко В.Н. , Смольянинов Н.Г. Колычев А.В. Стабилизаторы давления средства предупреждения аварий на трубопроводном транспорте. М.: Охрана труда и социальное страхование, №10, 2000, с 6265.

32. Низамов Х.Н. , Применко В.Н. , Средства защиты трубопроводов теплоснабжения от гидравлических ударов при включении и выключении насосных станций. М. : ВНИИОЭНГ, «Нефтепромысловое дело», 1996, с 24-27.

33. Низамов Х.Н. , Применко В.Н. , Чукаев.А.Г. , Чучеров А.И. Пульсации давления в трубопроводах и способы их устранения. М. : ВНИИОЭНГ, 1991,87с.

34. Низамов Х.Н. , Применко В.Н. Определение эффективности работы стабилизатора давления в гидросистеме торцевого уплотнения компрессора высокого давления. М. : Теплоэнергетика, №11, 1999, с 26-30.

35. Низамов Х.Н., Шайдуллин Ф.Д., Липин А.В. Обеспечение надежности работы систем автоматизированного контроля трубопроводных коллекторов.// Вестник РУДН, серия Кибернетика, 1999, №1,с 64-76.

36. Низамов Х.Н., Шайдуллин Ф.Д., Дербуков Е.И. Защита промысловых трубопроводов от колебаний давления рабочей среды.// Сборник трудов СИП РИА, 2001, с. 97-104.

37. Низамов Х.Н., Шайдуллин Ф.Д., Липин А.В.Влияние присоединенной массы демпфера на резонансные свойства безрасходной магистрали.М.: Издательство РИА, Двойные технологии, №1(14), с. 69-72.

38. Низамов Х.Н., Применко В.Н., Шайдуллин Ф.Д. Расчет гидравлического удара.М.: Издательство СИП РИА, Сборник трудов, выпуск 10, 2003, с. 67-69.

39. Пат. 2041415 РФ, МКИ F 16 L 55/04. Стабилизатор давления.

40. Пат. 2089310 РФ, МКИ F 16 L 55/04. Стабилизатор давления.

41. Пат. 2044208 РФ, МКИ F 16 L 55/04. Стабилизатор давления.

42. Пат. 2145027 РФ, МКИ F 16 L 55/04. Стабилизатор давления.

43. Патент РФ2098166. Установка сброса воды. Авт.Хатмуллин Ф.Х., Дав-летшин З.Ш., Зайнашев Р.А., Голубев В.Ф.

44. Патент РФ 2166622. Способ повышения нефтеотдачи пласта. Авт. Назми-ев И.М., Галямов И.М., Шайдуллин Ф.Д.

45. Патент РФ 2175712. Способ нейтрализации сероводорода в скважине. Авт Голубев В.Ф., Хазиев Н.Н., Шайдуллин Ф.Д.

46. Патент РФ 2181882. Устройство для определения концентрации газа в жидкости. Авт. Денисламов И.З., Шайдуллин Ф.Д., Назмиев И.М., Исла-нов Ш.Г., Мурзагильдин З.Г.

47. Самарин А.А. Вибрации трубопроводов энергетических установок и методы их устранения. М.: Энергия, 1979, 286с.

48. Сидоренко С.Н., Черных Н.А. Коррозия металлов и вопросы экологической безопасности магистральных трубопроводов. М.: Издательство РУДН, 2002,83 с.

49. Сидоренко С.Н., Якупов Н.М. Коррозия союзник аварий и катастроф — М.: Издательство РУДН, 2001 с.93.

50. Сидоренко С.Н. Коррозия металлов и способы ее предотвращения. Сборник научных трудов. М.: Издательство РУДН, 2002 с.369-372.

51. Сидоренко С.Н. Экологические аспекты взаимодействия металлов с окружающей средой. Актуальные проблемы экологии. М.: Издательство РУДН, 2003 с. 105-109.

52. Сидоренко С.Н. Попов Ю.А. Некоторые вопросы теории хаотической пористой среды со случайной внутренней геометрией. Издательство вузов. Физика. 1969, т. 39, №9, с.47-51.

53. СниП 2.05.06-85 Магистральные трубопроводы. Госстрой СССР- М. : ЦИТП Госстоя СССР, 1988.

54. Сурин А.А. Гидравлический удар в водопроводах и борьба с ним. М. : Трансжелдориздат, 1946.

55. Сыртланов А.Ш., Фасхутдинов Р.А., Шайдуллин Ф.Д. Пути повышения эффективности предотвращения образования отложений неорганических солей в скважинах.

56. Тронов В.П., Хамидуллин Ф.Ф., Сучков Б.М. О совмещении процесса предварительного сброса пластовой воды с первой ступенью обезвоживания нефти. М.: ВНИИОЭНГ, Нефтепромысловое дело, 1975, № 5, с. 42-45.

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

58. Фокин М.Ф., Гусенков А.П. , Аистов А.С. Оценка циклической долговечности сварных труб магистральных нефтепродуктопроводов. М. : Машиностроение, 1984. №6, с 49-55.

59. Шайдуллин Ф.Д. Опыт применения методов повышения нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки Тамьяновской площади Манчаровско-го месторождения.// Тезисы докладов научно-практической конференции

60. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений республики Башкортостан. Уфа: Издательство Башнипинефть, 2002, с.98-102.

61. Шайдуллин Ф.Д., Низамов Х.Н., Применко В.Н. Исследование волновых процессов в гидросистемах трубных водоотделителей внутрипромысло-вых систем подготовки нефти. М.: Издательство РИА, Двойные технологии^, 2003, с.52-54.

62. Шакуров Н.Г. Оценка долговечности трубопроводов, транспортирующих коррозионно-агресивные среды. М. : ВНИИОНГ, Коррозия и защита, №5, с 3-4, 1979 г.

63. Эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами на нефтяных месторождениях Башкирии. М.: ВНИИОЭНГ, Сер. «Добыча», 1971.