Исторические аспекты борьбы с сероводородом при добыче нефти и газа в условиях НГДУ "Чекмагушнефть"

IX Международный конкурс научно-исследовательских и творческих работ учащихся
Старт в науке

Исторические аспекты борьбы с сероводородом при добыче нефти и газа в условиях НГДУ "Чекмагушнефть"

Ганиева А.Р. 1
1ГБПОУ Дюртюлинский многопрофильный колледж
Рахимова Г.М. 1
1ГБПОУ Дюртюлинский многопрофильный колледж
Автор работы награжден дипломом победителя III степени
Текст работы размещён без изображений и формул.
Полная версия работы доступна во вкладке "Файлы работы" в формате PDF

Введение

 

Значительная часть нефтей российских месторождений характеризуется повышенным содержанием сероводорода. Кроме того, доля месторождений с повышенным содержанием сероводорода в отечественной нефтяной промышленности с каждым годом возрастает. Это представляет серьезную проблему при добыче, транспорте и переработке нефти, поскольку сероводород вызывает коррозию металлических частей оборудования, загрязняет промышленные воды и ухудшает работу катализаторов в установках нефтепереработки.

Наличие сероводорода в продукции добывающих скважин создает несколько проблем для жизнедеятельности нефтегазодобывающих предприятий:

1)загазованность устья скважин, которая затрудняет производство подземного и капитального ремонта скважин;

2)выброс в атмосферу сероводорода через негерметичности скважинного оборудования, емкостей;

3)возникают сложности при подготовке нефти и воды за счет образования сложных соединений сероводорода с железом и нефтепродуктами, которые стимулируют создание устойчивых эмульсионных слоев;

4)коррозия нефтепромыслового оборудования за счет повышения агрессивности жидкости из-за присутствия сероводорода и продуктов его реакции.

Многие годы основной объем нефти в стране добывался с применением заводнения нефтяных месторождений природными водами, что непроизвольно привело к заражению их микроорганизмами и активизации микробиологических процессов. В частности, биогенная сульфатредукция интенсивно развивается в условиях, когда для заводнения используются пресные или слабоминерализованные воды, и зона интенсивного водообмена служит благоприятной средой для развития сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), активно продуцирующих сероводород. Биогенный сероводород, образуемый СВБ, влияет на коррозию и электрохимическое поведение стали в пластовой воде.

Кроме разрушений металла сероводород ухудшает качество нефти, а тонкодисперсный сульфид железа и вымершие биомассы бактерий забивают призабойную зону нагнетательных скважин, снижая на 30-40% проницаемость и существенно ухудшая показатели разработки месторождений нефти.

Проблема удаления сероводорода из нефти является наиболее актуальной, поскольку в компаниях с каждым годом увеличивается объем добычи высокосернистой нефти. В настоящее время на объектах добычи и подготовки высокосернистых нефтей внедрены и продолжают внедряться наиболее эффективные технологии очистки нефти, базирующие на использовании химических и физических методов удаления сероводорода из нефти.

Актуальность: Проблема удаления сероводорода из нефти является наиболее актуальной, поскольку в компаниях с каждым годом увеличивается объем добычи высокосернистой нефти.

Цели: изучить влияние сероводорода на процесс добычи нефти и способы его удаления из нефти.

Задачи:

Изучить научную литературу.

Проанализировать способы удаления сероводорода из нефти.

Предложить наиболее эффективные методы борьбы с сероводородом.

Методы:

Анализ

Сравнение

Математические расчеты

2. Основная часть

2.1 Определение содержания сероводорода в продукции нефтегазовых месторождений

Добыча нефти на большинстве нефтяных месторождений осуществляется с искусственным заводнением путем нагнетания в пласт воды. Заводнение нефтяных пластов является общепринятым и эффективным методом разработки месторождений, позволяющим при благоприятных геолого-физических условиях достигать высоких значений коэффициентов извлечения нефти (КИН). Практически, все высокопродуктивные нефтяные месторождения, разрабатываемые АНК «Башнефть» вступили в поздние стадии разработки, когда из-за высокой обводненности продукции процессы добычи нефти существенно осложняются. Осложнения можно условно разделить на две группы:

- связанные с естественными причинами (изначальная повышенная вязкость пластовой нефти, повышенное содержание в пластовой нефти асфальтенов, смол и парафинов, наличие реликтового сероводорода и т.д.);

- связанные с техногенным воздействием (заражение продуктивного пласта сульфатвосстанавливающими бактериями вследствие закачки в пласты через систему ППД пресных и слабоминерализованных вод, недостаточное качество подготовки сточных вод, попадание в систему ППД кислорода, смешение различных по химическому составу вод и т.д.).

Значительное число разрабатываемых нефтяных месторождений Башкортостана содержат пластовый сероводород в той или иной степени, в некоторых НГДУ фонд скважин, осложненных этим газом, доходит до 55% общего числа добывающих и нагнетательных скважин. Для безопасной и эффективной эксплуатации таких месторождений необходима комплексная работа, состоящая из следующих звеньев:

обеспечение предприятия приборами определения содержания сероводорода в воде, газе и нефти непосредственно в зоне отбора пробы;

использование нейтрализаторов сероводорода для защиты персонала бригад КРС, ПРС во время ремонта скважин;

использование нейтрализаторов сероводорода для снижения концентрации Н2S в товарной нефти до приемлимого уровня при приемно-сдаточных операциях;

снижение количества биогенного сероводорода путем многократной и длительной обработки продуктивных пластов и технологических емкостей бактерицидами.

С 1996 года в НГДУ «Чекмагушнефть» ведется целенаправленная методическая работа по сбору данных по замеру сероводорода на скважинах, УПС и других объектах для оперативного решения четырех вышеперечисленных проблем. Ранее сероводород замерялся как в затрубном пространстве скважин, так и в газовой фазе продукции скважин газоопределителем ГХ-Е. В 1996 году начали использовать прибора АСЖ-01 для определения сероводорода в жидкой фазе продукции скважин.

Анализатор сероводорода в жидкости (АСЖ) предназначен для экспресс-определения концентрации сероводорода при проведении технологических процессов добычи, сбора и подготовки нефти и воды на объектах ОАО «АНК «Башнефть» и оценки эффективности мероприятий по нейтрализации сероводорода по изменению его концентрации.

Анализатор сероводорода в жидкости может быть использован для определения концентрации сероводорода непосредственно на исследуемом объекте в промысловых условиях.

Анализатор сероводорода в жидкости (рисунок 1) состоит из следующих частей:

- пипетка по ГОСТ 29227 вместимостью 2 см3 1-го класса точности, исполнения 4 (прямая с делением на полный слив);

- трубка соединительная;

- десорбер (допускается использование медицинского шприца по ГОСТ 22967 вместимостью 20-35 см3);

- поршень десорбера;

- трубка газоотводная;

- запорное устройство (клапан, роликовый зажим);

- трубка индикаторная Н2S – 0,0066 по ТУ 4321-001-16625682-2000;

- аспиратор сильфонный АМ-5М по ТУ 4215-002-00211145-2003 к газоопределителю химическому ГХ-Е;

Р исунок 1 - Принципиальная схема анализатора сероводорода в жидкости

Порядок определения концентрации сероводорода в жидкости с помощью анализатора сероводорода АСЖ состоит в следующем:

Отобрать пробы анализируемой жидкости в герметичные сосуды вместимостью до 1,5 дм3, заполнив их на 2/3 вместимости, плотно закрыть крышкой и оставить на отстой в течение 20 минут.

Подготовить к работе аспиратор в соответствии с техническим описанием и инструкцией по эксплуатации.

Установить индикаторную трубку с отломанными концами в гнездо аспиратора стрелкой к последнему.

Проверить техническое состояние десорбера и его составных частей.

Произвести расчет ориентировочного объема жидкости для анализа Vпробы, см3, исходя из типа индикаторной трубки и ожидаемой концентрации сероводорода по формуле:

, (1)

где Сэкв – эквивалентная масса сероводорода, соответствующая предельному значению индикаторной трубки, мг (определяется по таблице 1);

СН2S– ожидаемая массовая концентрация сероводорода, мг/дм3.

Если прогнозное значение индикаторной трубки 2000 ррm, которому по таблице 1 соответствует Сэкв- 0,3 мг, ожидаемая массовая концентрация сероводорода 300 мг/дм3, то

.

Для индикаторной трубки типа Н2S – 0,0066соответственноСэкв= 0,1 мг, тогда

.

Таким образом, объемы разгазированных проб жидкости не должны превышать соответственно 1 см3 и 0,3 см3 для указанных трубок.

Таблица 1 - Перевод показаний индикаторных трубок по сероводороду в массовые

Показания индикаторной трубки к газораспределителю ГХ-Е по ТУ

4321-001-16625682-2000

об.доля, %

Эквивалентная масса

сероводорода Сэкв., мг

Показания индикаторной трубки, ppm

1

2

3

4

0,0003

-------

0,0045

0,015

-------

100

0,0006

 

0,009

0,03

 

200

0,0010

 

0,0152

0,045

 

300

0,0015

 

0,023

0,06

 

400

0,0020

 

0,030

0,075

 

500

0,0025

 

0,038

0,09

 

600

0,0035

-------

0,053

0,12

-------

800

0,0040

 

0,061

0,15

 

1000

0,0045

 

0,068

0,18

 

1200

0,0055

 

0,083

0,21

 

1400

0,0060

 

0,091

0,24

 

1600

0,0066

 

0,1

0,27

 

1800

0,00

 

0,0

0,3

 

2000

При больших концентрациях сероводорода допускается последовательное соединение нескольких индикаторных трубок или объем анализируемой пробы должен быть уменьшен (минимальный объем пробы - не менее 0,2 - 0,3 см3).

В нижнем положении пипетки (см. рисунок 1, поз. «б») и закрытом зажиме 6 набрать в пипетку расчетный объем анализируемой жидкости. По делению пипетки уточнить объем анализируемой жидкости.

В том же положении пипетки произвести забор жидкости для разбавления (керосин – при определении концентрации сероводорода в нефти и других углеводородах, дистиллированная вода – при определении концентрации сероводорода в воде) в количестве 4 - 5 см3, и довести поршень десорбера до верхнего положения.

Подсоединить аспиратор с индикаторной трубкой к газоотводной трубке, открыть зажим 6 и при верхнем положении пипетки (см. рисунок 1, поз. «а») произвести барботаж с помощью аспиратора до прекращения окрашивания индикаторной трубки.

Массовая концентрация сероводорода в жидкости СH2S, мг/дм3,рассчитывается по формуле:

; (2)

где Сэкв. - эквивалентная масса сероводорода, соответствующая высоте окрашенного столбика индикатора, мг (определяется по таблице 1);

Vпробы - объем анализируемой пробы жидкости (разгазированной жидкости после барботажа) , см3.

или по формуле

, (3)

где n – показание шкалы индикаторной трубки.

Лаборантами химического анализа НГДУ «Чекмагушнефть» было проверено 1787 скважин. Результаты проанализировала и свела в таблицу 2.

Таблица 2- Распределение содержания сероводорода по скважинамНГДУ "Чекмагушнефть"

Интервал

наблюдения по

сероводороду в пробе

жидкости, мг/л

Количество скважин в интервале по НГДУ

Отсутствие Н2S

825

0-50,0

570

50,1-100,0

116

100,1-150,0

46

150,1-200,0

41

200,1-250,0

38

250,1-300,0

18

300,1-350,0

18

350,1-400,0

14

400,1-450,0

14

450,1-500,0

11

500,1-550,0

12

550,1-600,0

5

600,1-650,0

16

650,1-700,0

4

700,1-750,0

9

750,1-800,0

2

800,1-850,0

10

850,1-900,0

2

900,1-950,0

5

950,1-1000,0

3

1000,1 и более

8

Всего скважин с Н2S

962

Всего проверено

1787

Всего скважин с сероводородом 962,что составляет 53,8% от числа проверенных скважин.

Среднее значение содержания сероводорода в жидкости по месторождениям показано на рисунке 2.

Рисунок 2 – Среднее значение концентрации сероводорода в жидкости по месторождениям НГДУ «Чекмагушнефть»

Наиболее загрязненными являются Чермасанское- 274,5 мг/л, Шелкановское – 200,3 мг/л и Карача-Елгинское –185,4 мг/л месторождения.

2.2 Исследования процессов сульфатредукции и биокоррозии

Для внедрения эффективных технологий очистки нефти, базирующие на использовании химических и физических методов удаления сероводорода из нефти необходимо знать причины и условия образования сероводорода и процессов связанных с присутствием сероводорода в добываемых флюидах. Поэтому, исторически сложилось, что ведется контроль, сбор информации и анализ процессов сульфатредукции и биокоррозии.

Проведенный анализ фонда, скважин с содержанием сероводорода за 1975-1979 годы показал, что наблюдается явно выраженная тенденция роста их во времени. За эти 5 лет эксплуатации месторождений отмечено появление ранее незамеченного сероводорода на 4-х месторождениях и концу 1979 года количество месторождений с содержанием сероводорода в добываемой жидкости достигло уже 12 [1,2.3].

Лабораторией группы коррозии ЦНИПР НГДУ «Чекмагушнефть» проводилась целенаправленная работа по изучению распространения сероводорода в пределах каждого месторождения. Собранный фактический материал в этом направлении показал, что основной и единственной причиной появления сероводорода на месторождениях является заражение нефтеносных пластов СВБ.

В 1980-х годах были продолжены исследования с целью более детального изучения процесса размножения и распространения СВБ в водах систем подготовки нефти и закачки сточных вод. С этой целью были обследованы все НСП на содержание СВБ по стадиям технологического процесса. Проведенные исследования позволили определить места наиболее активного развития колонн бактерий в системе подготовки: нефти и сточных вод (табл.3).

Таблица 3 - Распределение колоний СВБ в системе подготовки нефти и воды

Точка отбора

проб

НСП Телепаново

НСП Калмашево

НСП Манчарово

Количес-тво СВБ в 1 мл пробы

Содер-жание H2S, мг/л

Количес-тво СВБ в 1 мл пробы

Содер-жание H2S, мг/л

Количес-тво СВБ в 1 мл пробы

Содер-жание H2S, мг/л

пресная вода

единицы

-

единицы

-

-

-

сырая нефть

единицы

15,5

единицы

182,0

единицы

1,3

до отстойника

десятки

13,8

десятки

177,1

единицы

1,2

1 ступень ТХУ

сотни

10

сотни

129,5

единицы

1,7

2 ступень ТХУ

сотни

13

тысячи

124,1

десятки

2,0

Очистные сооружения

сотни

8,2

тысячи

128,1

десятки

2,7

Результаты опыта показали, что наблюдалась определенная тенденция к росту количество СВБ во времени. Очевидно, что в процессе подготовки нефти и сточных вод создаются благоприятные условия, способствующие активной жизнедеятельности СВБ (снижается минерализация вод, повышается температура, увеличивается рН среды при использовании щелочных деэмульгаторов и ингибиторов). Поэтому было предложено для подавления жизнедеятельности СВБ и предотвращения дальнейшей зараженности эксплуатируемых пластов обрабатывать бактерицидами (4)

В современных условиях также проводятся исследования по определению бактериальной зараженности сульфатвосстанавливающими бактериями нефтяных месторождений. Так в 2008 году проведены работы по отбору проб и посеву СВБ в питательные среды. Результаты обследования приведены в таблице 4.

Таблица 4 – Результаты работ по определению бактериальной зараженности сульфатвосстанавливающими бактериями нефтяных месторождений НГДУ «Чекмагушнефть»

Месторождение

Точки отбора проб

Концентрация клеток, кл/мл

Манчаровское

КНС-1

102

КНС-3

Отс.роста

БКНС-14

102

КНС-17

101

БКНС-23

Отс.роста

Юсуповское

КНС-5

102

КНС-6

102

КНС-9

102

КНС-10

101

УПС «Красная звезда»

Отс.роста

Скв. 998

Отс.роста

Скв.6381

101

Скв.6016

101

Карача-Елгинское

КНС-13

101

Менеузовское

КНС-15

101

БКНС-20

102

Скв. 15 дрт

Отс.роста

Таймурзинское

БКНС-22

101

Чекмагушевское

БКНС-16

Отс.роста

Чермасанское

УПС «Чермасан»

Отс.роста

Шелкановское

КНС-13

101

Илишевское

УПС «Кадыр»

Отс.роста

Результаты посева нефтепромысловых вод на определение зараженности клетками СВБ показали невысокую их зараженность (до 102кл/мл) на месторождениях, что объясняется регулярным применением бактерицида.

Жизнедеятельность сульфатвосстанавливающих бактерий в нефтепромысловых средах ведет к развитию процесса сульфатредукции и вызывает появление и рост концентрации сероводорода и инициирование локального разрушения трубопроводов и оборудования. В связи с этим, необходима обработка нефтепромысловых вод бактерицидами, чтобы избежать развития интенсивной биокоррозии [4,5,6,].

2.3 Применение бактерицидов

Как известно, СВБ могут находиться в двух состояниях: планктонном (свободно-плавающие бактерии в потоке жидкости) и адгезированном (колонии бактерий, прикрепленные к поверхности оборудования). Адгезированные бактерии и являются причиной биокоррозии.

Прикрепляясь на поверхность металла, СВБ образуют вокруг себя защитную полисахаридную пленку, под которой происходит интенсивный рост численности колоний. В результате своей жизнедеятельности СВБ вырабатывают сероводород, который активно начинает проникать вглубь металла, приводя к сульфидному растрескиванию и появлению каверн в месте дислокации колоний СВБ.

В связи с этим лабораторные исследования на подавление адгезированных колоний СВБ бактерицидами просто необходимы.

Целью испытаний является определение минимальной концентраций бактерицидов для полного подавления адгезированных СВБ.

В НГДУ «Чекмагушнефть» в еще в 1978 году с целью определения эффективности бактерицидного и защитного действия реагента ЛПЭ-1 начали проводиться его испытания (табл.5).

Таблица 5 - Бактерицидная активность реагента ЛПЭ-1

Концентрация реагента, мг/л

1000

500

100

50

25

10

5

Степень подавления СВБ, %

100

100

100

98

89

80

70

При концентрации 100 мг/л реагента ЛПЭ-1 степень защиты от сероводородной коррозии (содержание сероводорода 200 мг/л) составляла 36%.

С целью определения эффективности бактерицидного и защитного действия реагента ЛПЭ-1 в промышленных условиях на основании полученных данных в лаборатории испытание реагента ЛПЭ-1 проводилось согласно рабочей программе в НСП «Телепаново». Эффективность реагента оценивалась путем сопоставления результатов, полученных до и после применения реагента по следующим параметрам: изменение содержания сероводорода, ионов сульфатов, СВБ и их активности, коррозийной активности сточных вод. Обработке подвергали сточную воду, направленную на КНС-15. В период испытания дозировку реагента производили при помощи агрегата ЦА-320 и дозировочного насоса ДГ-321,6/25 в следующей последовательности: для подавления биоценоза в призабойной зоне нагнетательных скважин в течение суток подавали ударную дозу реагента в количестве 700 мг/л, затем в течение трех суток дозировали реагент в концентрации 80 мг/л. После закачки ударной зоны в обрабатываемые скважины их остановили для увеличения времени контакта реагента и призабойной зоны пласта. Через 10 дней в течение 3,5 часов закачивали воду, содержащую ударную дозу реагента 700 мг/л в эти же скважины, после чего они были закрыты. Через сутки скважины открыли на само излив и в воде определяли содержание сероводорода, сульфат-ионов и СВБ).

В результате исследований выявили, чтоЛПЭ-1, применяемый по данной технологии, показал бактерицидный эффект. После обработки воды реагентом снизилось содержание СВБ в 10-100 раз. Максимальное содержание сероводорода до обработки реагентом приходится на объем 36-40 м3 изливающейся жидкости, а после обработки содержание сероводорода резко падает. До закачки реагента максимальное содержание сульфатов приходилось на объем 30-58 м3, а после закачки максимум сдвигается на объем 9-45 м3 изливающейся воды.

В НГДУ «Чекмагушнефть» отработана и применяется периодическая обработка системы ППД бактерицидом (комплексно-цикловая технология). Она является более эффективной и менее трудоемкой. Бактерицид дозируется на прием насосов КНС с помощью цементировочного агрегата. Закачка идет в определенной последовательности и закачиваемые количества реагента более значительны. Дозировка составляет 1-3 кг/м3. Высокая ударная доза бактерицида устанавливается с учетом его разбавления в продуктивном пласте.

Методика расчета и технологии закачки была разработана в 1997 году. Периодичность обработок на каждом объекте была установлена 2-3 раза в год, содержание бактерицида в закачиваемой воде 0,3% и длительность воздействия -1 сутки.

Пример расчета потребного количества реагента для бактериальной обработки через КНС-6 (Юсуповская площадь):

Среднесуточная закачка воды по КНС-6 - 5000 м3/сут.

Необходимый расход бактерицида на один цикл составляет (рекомендуется готовить 0.3 % - ные растворы бактерицида в воде).

5000 м3/сут * 3 кг/м3 = 15 м3.

Минимальная производительность агрегата ЦА-320 составляет 10,8 м3/ч.

За 24 часа агрегат может закачать 10,8 м3/ч * 24ч = 260 м3 раствора бактерицида

Объем воды для приготовления раствора бактерицида на один цикл составляет 260 м3 - 15 м3 =245 м3

Таким образом, обобщая опыт предотвращения появления биогенного сероводорода в продукции скважин при поддержании пластового давления путем закачки воды на месторождениях, перспективным направлением решения проблемы остается применение бактерицидов [7,8,9,10].

3. Заключение и выводы

Значительное число разрабатываемых нефтяных месторождений содержат пластовый сероводород в той или иной степени, в некоторых НГДУ фонд скважин, осложненных этим газом, доходит до 55% общего числа добывающих и нагнетательных скважин. Наличие сероводорода в составе пластовой нефти (независимо от его происхождения: первичного - реликтовый сероводород или вторичного - биогенный сероводород) предопределяет ряд серьезных осложнений при добыче нефти, связанных с его высокой коррозионной агрессивностью и токсичностью.

Выводы:

Для безопасной и эффективной эксплуатации таких месторождений необходима комплексная работа, состоящая из следующих звеньев:

-обеспечение предприятия приборами определения содержания сероводорода в воде, газе и нефти непосредственно в зоне отбора пробы;

-использование нейтрализаторов сероводорода для защиты персонала бригад КРС, ПРС во время ремонта скважин;

-использование нейтрализаторов сероводорода для снижения концентрации Н2S в товарной нефти до приемлимого уровня при приемно-сдаточных операциях;

-снижение количества биогенного сероводорода путем многократной и длительной обработки продуктивных пластов и технологических емкостей бактерицидами.

Обобщая опыт предотвращения появления биогенного сероводорода в продукции скважин при поддержании пластового давления путем закачки воды на месторождениях, перспективным направлением решения проблемы остается применение бактерицидов.

Совместными усилиями ученых и производственников АНК «Башнефть» создана и успешно применяется методика оценки эффективности нейтрализатора сероводорода, применяется анализатор сероводорода в жидкости, позволяющий принимать технологические решения непосредственно в зоне отбора промысловых проб.

Безопасная и эффективная эксплуатация сероводородсодержащих нефтяных месторождений требует значительных финансовых затрат на проведение большого объема замеров по скважинам, трубопроводам и емкостному оборудованию и оптимальному применению существующих нейтрализаторов.

Список литературы

Исследование основных факторов, влияющих на коррозию подземного оборудования и разработка технологии защиты нефтяных скважин на примере Юсуповской площади НГДУ «Чекмагушнефть»: Отчет о НИР / БашНИПИнефть; Руководитель Ш.Г. Гатауллин. – Уфа, 1992.-49 с.

Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования: Отчет о НИР / ЦНИПР НГДУ «Чекмагушнефть» ПО «Башнефть»; Руководители В.А.Фролов. – Дюртюли, 1987.-45 с.

Мифтахова Г.М.. Мухамедзянов А.Х., Быковский Н.А. и др. Комплексная подготовка нефтепромысловых сточных вод, зараженных сульфатвосстанавливающими бактериями / Экспресс-информ.Сер. Защита от коррозии и охрана окружающей среды .-1988.- №9.- С. 14-17

Лебедев Н.А., Гарейшина А.З.. Т.А. Кузнецова, и др. Перспективы развития микробиологических технологий в 21 веке //Нефтяное хозяйство.-2000.-№5.- С.7-11

Андресон Р.К., Фахретдинов Р.Н., Андресон Б.А. и др. Реагенты для борьбы с сульфатредуцирующими бактериями и нейтрализации сероводорода /Экспресс-информ. Сер. Борьба с коррозией и защита окружающей среды. М.:ВНИИОЭНГ, 1988.- №1 .- С. 1-5

З.Г.Мурзагильдин, Ф.Д.Шайдуллин, И.З.Денисламов, Ф.М.Фархутдинов Опыт применения нейтрализаторов сероводорода на предприятиях АНК «Башнефть» // Нефтепромысловое дело. – 2003. - №3. – С.36-37.

Пантелеева А.Р., Улахович С.В., Тишанкина Р.Ф., Кузнецов А.В. Защита от коррозии реагентами комплексного действия в условиях зараженности нефтепромысловых систем сульфатвосстанавливающими бактериями //Нефтяное хозяйство.- 200.- №8.- С.106-107

Контроль эффективности бактерицидной обработки скважин Юсуповской площади НГДУ «Чекмагушнефть»: Отчет о НИР / БашНИПИнефть; Руководитель З.Г. Мурзагильдин. – Уфа, 1997.-29 с.

Потапов А.Т., Харламова Л.А. Исследование эффективности реагентов-нейтрализаторов сероводорода в буровых раствора //Нефтяное хозяйство 1983.- №6 .- с.20-23

Позднышев Г.Н., Миронов Т.П. и др. Эксплуатация залежей и подготовка нефти с повышенным содержанием сероводорода, М.: ВНИИОЭНГ, 1984.-172 с.

 

Просмотров работы: 145