Предупреждение образования водонефтяных эмульсий в скважине с учетом гидродинамических процессов в призабойной зоне пласта тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.15.06, кандидат технических наук Гумеров, Олег Артурович

• Гумеров, Олег Артурович
• кандидат технических наук
• 1998

Оглавление диссертации кандидат технических наук Гумеров, Олег Артурович

СОДЕРЖАНИЕ

стр.

ВВЕДЕНИЕ

1. ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ, СВЯЗАННЫЕ С ОБРАЗОВАНИЕМ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ В СКВАЖИНАХ Ь

1.1. Влияние образования водонефтяных эмульсий на процессы скважинной добычи нефти \ б

1.2. Методы предупреждения образования устойчивых водонефтяных эмульсий в скважинах ^

1.3. Механизм действия деэмульгаторов и их влияние на процессы, происходящие в скважине

1.4. Постановка задач исследования 3 \

2. АНАЛИЗ ПРОЦЕССОВ, ПРОИСХОДЯЩИХ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ, ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН ЪЬ

2.1. Геолого-физическая характеристика условий эксплуатации скважин

2.2.« Анализ технологических режимов работы скважин в сложных геолого-физических условиях

2.3. Анализ результатов исследований скважин на неустановившихся режимах работы 5

2.4. Выводы

3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ УСЛОВИЙ ОБРАЗОВАНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

3.1. Цели и задачи исследований 6

3.2. Аппаратура и методики исследования свойств водонефтяных эмульсий

3.3. Аппаратура и методика исследований процессов, происходящих в призабойной зоне скважины ?5

3.4. Результаты исследований физико-химических свойств водонефтяных эмульсий 7,9

3.5. Результаты исследований взаимодействия и движения жидкостей в модели вертикального подъемника. Снижение интенсивности процессов эмульсеобразования в процессе подъема обводненной продукции ^ОА

3.6. Определение характеристик вытеснения жидкостей в пористой среде при моделировании работы призабойной зоны добывающих скважин МО

3.7. Определение эффективной вязкости водонефтяных эмульсий в призабойной зоне, образующихся при взаимовытеснении жидкостей ^'

4. РАЗРАБОТКА СПЕЦИАЛЬНЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ТЕХНОЛОГИЙ, ПРЕДУПРЕЖДАЮЩИХ ОБРАЗОВАНИЕ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ В СКВАЖИНЕ

4.1. Основные требования к специальным жидкостям и технологиям, предупреждающим образование водонефтяных эмульсий

в скважине 4 45"

4.2. Свойства жидкостей, предупреждающих образование водонефтяных эмульсий в скважине -146

4.3. Результаты промысловых испытаний технологии, предупреждающей образование водонефтяных эмульсий в скважине 4

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ \6 Ъ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРНЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ Л

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Предупреждение образования водонефтяных эмульсий в скважине с учетом гидродинамических процессов в призабойной зоне пласта»

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время наблюдается значительное снижение объемов добычи нефти по многим нефтедобывающим регионам. Особенно заметно это происходит в пластах со сложным геолого-физическим строением, насыщенных неньютоновскими нефтями. Причинами ухудшения технологических параметров работы скважин являются: увеличение обводненности продукции, ухудшение фильтрационных характеристик прискважинных зон дренирования жидкостей, несовершенство технологий добычи нефти.

Современное состояние технологий добычи нефти требует изучения процессов, происходящих при подъеме жидкостей на поверхность, и условий протекания этих процессов. Это позволит интенсифицировать процессы добычи нефти, особенно в осложненных условиях эксплуатации скважин.

В настоящее время работа многих скважин характеризуется низкими значениями межремонтных периодов. Межремонтный период работы скважин, является комплексным показателем, характеризующим условия эксплуатации скважин, а также состояние и качество работ, проводимых на промыслах по обслуживанию оборудования, его подбору, ремонту и т.д.

Анализ условий эксплуатации осложненного фонда скважин показал, что одной из причин, снижающих межремонтный период их работы, является образование водонефтяных эмульсий. В результате имеет место значительное снижение коэффициента продуктивности скважин по нефти, преждевременный выход из строя нефтепромыслового оборудования и, как следствие, частые ремонты скважин. В результате одновременного действия перечисленных факторов увеличивается расход электроэнергии, материальных и трудовых затрат, возникает необходимость в проведении дополнительных ремонтов.

Опыт разработки различных нефтяных месторождений показал, что процессы эмульсеобразования приводят к ухудшению показателей работы скважин. Каждое месторождение уникально по своим коллекторским и фильтрационным характеристикам. Поэтому изучение процессов эмульсеобразования в скважинах для условий конкретных залежей является необходимым с целью повышения эффективности процессов добычи нефти. Совместный подъем в скважинах нефти и воды происходит с одновременным их смешением и диспергированием. Анализ условий образования эмульсий при различных термодинамических условиях позволит разработать способы воздействия на свойства водонефтяных эмульсий и смягчить их вредное влияние на процессы добычи нефти.

Определение основных закономерностей образования водонефтяных эмульсий при эксплуатации скважин, а также их влияние на процессы эксплуатации скважин является важной и актуальной проблемой, решение которой имеет большое значение для нефтедобывающей отрасли.

Данная работа выполнялась по плану научно-исследовательских работ Уфимского нефтяного института (УГНТУ) в рамках ряда программ:

комплексная научно-техническая программа Минвуза РСФСР "Нефть и газ Западной Сибири", утвержденная приказом Минвуза РСФСР от 21.12.77г. за №558 (1980-1985г.г. Приказ №559 от 15.10.81г., 1986-1990г.г. Приказ № 641 от 10.10.86г.);

- межвузовская научно-техническая программа "Комплексное решение проблемы разработки, транспорта и глубины переработки нефти и газа" (Приказ Госкомвуза РФ №468 от 20.03.96г., Указание Госкомвуза РФ №59-14 от 20.03.96г.).

Данной проблеме посвящено множество работ таких ученых как Ребиндер П.А., Позднышев Г.Н., Муравьев И.М., Амиян В.А., Овнатанов Г.Т., Каплан Л.С., Бабалян Г.А., Тронов В.П., Валеев М.Д., Трапезников A.A., Федорищев Т.И. и др.

Однако в основном они посвящены процессам, происходящим в стволе скважины, либо рассматривают вопросы односторонне, не учитывая естественных условий процессов добычи обводненной нефти на залежи. Анализ материалов публикаций показал, что вопросы, посвященные образованию стойких водонефтяных эмульсий в призабойной зоне пласта, являются слабо изученными. Гипотеза о существовании эмульсий в поровом пространстве горных пород является на данный момент недоказанной. Это связано с невозможностью прямых определений свойств эмульсий в поровом пространстве.

В данной работе приведены результаты экспериментальных исследований по моделированию процессов взаимовытеснения жидкостей и образованию при этом в поровом пространстве водонефтяных эмульсий, с созданием естественных условий эксплуатации скважин.

Автор диссертации более 10 лет занимался исследованиями, связанными с проблемой эмульсеобразования. За это время им и при его непосредственном участии были созданы установки по исследованию свойств водонефтяных эмульсий, как в свободном объеме, так и в пористой среде. Отработаны технологии и методики исследования. При непосредственном участии автора были выполнены хоздоговорные: работы по исследованию процессов, происходящих в скважинах на производственных предприятиях "Когалымнефтегаз", "Башнефть" и "Татнефть".

Автор диссертации выражает большую признательность научным руководителям: доктору геол.-минер. наук профессору Токареву М.А. и канд. техн. наук доценту Зейгману Ю.В. в выборе направления и помощи в решении задач диссертационной работы, а также всем сотрудникам кафедры разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений Уфимского государственного нефтяного технического университета.

В первой главе диссертации дается обзор работ, посвященных проблеме эмульсеобразования. Дана классификация эмульсий по своей

структуре, где эмульсии были разделены на 3 типа (обратные, прямые и смешанные). Данная классификация не учитывает место образования водонефтяных эмульсий. Поэтому нами была разработана классификация эмульсий по месту их образования: призабойная зона пласта, ствол скважины до приема насоса, насосное оборудование и насосно-компрессорные трубы. Показано, что наименее изученной зоной образования водонефтяных эмульсий является поровое пространство призабойной зоны пласта.

Рассмотрены методы борьбы и предупреждения эмульсеобразования в скважинах, которые разделены на три группы. В этой главе рассматриваются методы и технологии борьбы с эмульсеобразованием в скважине, которые разделены на три группы. К наиболее перспективным относятся методы внутрискважинной деэмульсации с применением химических реагентов. В качестве деэмульгаторов по эффективности влияния предпочтительны поверхностно-активные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз и препятствующие образованию структурированных жидкостей. Однако их использование возможно только после изучения особенностей взаимодействия с продукцией скважин в условиях пласта и подъемника, особенностей работы подъемного оборудования. На базе этого должна быть разработана технология применения поверхностно-активных веществ (ПАВ) в качестве деэмульгаторов в скважине.

На основании проведенного обзора определено основное направление исследования. Предложена гипотеза о механизме влияния водонефтяных эмульсий на снижение добывных возможностей скважин за счет образования в призабойной зоне пласта устойчивых эмульсий. Обоснованию выдвинутой гипотезы, доказательству ее справедливости и разработке способов устранения влияния высоковязких водонефтяных эмульсий на процессы добычи нефти посвящены следующие разделы диссертационной работы.

В задачи работы включены такие вопросы как: определение границ зон и условий образования водонефтяных эмульсий; определение свойств эмульсий при различных термодинамических условиях, в поровом пространстве и в свободном объеме; разработка способов регулирования свойств и предупреждения образования водонефтяных эмульсий при эксплуатации скважины.

Во второй главе проводится анализ процессов, происходящих в призабойной зоне пласта. Приводится геолого-физическая характеристика объектов исследования. В качестве объектов исследования были выбраны объекты Западно-Сибирского региона и нефтяных месторождений Татарстана и Башкортостана.

Разработка нефтяных пластов Западно-Сибирского региона характеризуется сложными процессами при эксплуатации скважин, низкими коллекторскими и фильтрационными характеристиками, сложными условиями эксплуатации, наличием зоны вечномерзлых пород, сложными термодинамическими условиями подъема жидкости. К факторам, осложняющим эксплуатацию скважин, можно отнести также опреснение добываемой попутной воды и попадание водной фазы в поровое пространство при проведении вскрытия продуктивных пластов и ремонтных работ в скважинах.

На основании анализа фактических параметров работы скважинного оборудования показано, что процессы происходящие в призабойной зоне пласта значительно влияют на показатель, характеризующий эффективность работы скважины - межремонтный период (МРП) ее работы.

Анализ результатов гидродинамических исследований скважин показал, что при их применении практически не учитывается увеличение вязкости жидкости за счет смешения в призабойной зоне пласта нефти и воды. В работе были получены статистические зависимости для проницаемости и гидропроводности призабойной зоны пласта от значений

этих параметров для удаленной зоны, которые показывают тенденцию уменьшения исследуемых параметров для призабойной зоны пласта. Причем наблюдается опережающее снижение гидропроводности по сравнению с проницаемостью на 20 % и более. Это подтверждает гипотезу о значительном снижении коэффициента продуктивности скважины за счет образования в поровом пространстве тонкодисперсных водонефтяных эмульсий.

Третья глава посвящена экспериментальным исследованиям свойств, образующихся водонефтяных эмульсий, при различных термодинамических условиях в свободном объеме. Приведены методики исследований и описаны оригинальные установки по их определению. Приведены результаты исследований по моделированию процессов эмульсеобразования в пористой среде, для различных термодинамических условий. Показано, что уменьшение температуры ниже 30°С приводит к увеличению значения эффективной вязкости в десятки раз, по сравнению с вязкостью исходных компонентов образующих эмульсии. При содержании водной фазы 60 ... 70% значение эффективной вязкости эмульсии имеет максимум.

Высоковязкие водонефтяные эмульсии обладают высокой устойчивостью к разрушению. Добавление в водную часть ПАВ приводит к значительному снижению вязкости, но при этом уменьшаются диаметры частиц дисперсной фазы эмульсий, и увеличивается их устойчивость.

Для уменьшения устойчивости и вязкости, образующихся эмульсий в скважине, в работе предлагается использовать для малодебитных скважин свойство компонентов водорастворимых ПАВ насыщать углеводородную жидкость при их контакте. При этом в качестве "поставщика" использовать водный раствор неионогенного ПАВ. Насыщая нефть при ее контакте с раствором, можно добиться значительного снижения межфазного натяжения на границе нефть - вода и предотвратить образование водонефтяных эмульсий.

Водные растворы ПАВ обладают большой способностью нефтерастворимых компонентов диффундировать в нефть. В скважинных условиях, в течение непрерывной эксплуатации ШСНУ, через насос проходит количество жидкости приблизительно в 100 раз большее (дебит 12 т/сут.; обводненность 50 %), чем объем скважины ниже насоса. Соотношение между количеством нефти, прошедшей через слой воды и объемом этого слоя будет около 80... 100. Поэтому использование процесса диффузии ПАВ возможно в реальных низко дебитных скважинах.

В работе проведены исследования фильтрации водонефтяных смесей в поровом пространстве естественных горных пород. При эксплуатации скважин наблюдается совместное движение нефти и воды. При смене направления фильтрации и высоких скоростях движения жидкости в призабойной зоне (это возможно при проведении ОПЗ и глушения скважин перед ремонтными работами) образуются тонкодисперсные высоковязкие водонефтяные смеси, обладающие свойствами эмульсий. Движение в пористой среде углеводородной жидкости после образования водонефтяных эмульсий происходит при наличии статического градиента давления (СГД). Увеличение количества смен направлений фильтрации жидкостей приводит к увеличению сил вязкости (наблюдается рост СГД и перепадов давления), что вызывает снижение подвижности жидкости в призабойной зоне пласта и, как следствие, уменьшение коэффициента продуктивности скважин.

Расчеты относительных фазовых проницаемостей по кривым вытеснения при различных циклах взаимовытеснения показало снижение значений фазовой проницаемости по нефти по мере увеличения количества циклов.

После пятого цикла процесса взаимовытеснения нулевая относительная фазовая проницаемость по нефти наблюдается при водонасыщенности 63%, по сравнению с первым циклом, когда нулевая фазовая проницаемость по нефти была при водонасыщенности 75%. Значение относительной фазовой

проницаемости по нефти снижается примерно в 2,5 раза к 7 циклу взаимовытеснения.

Подобное ухудшение связано с образованием в поровом пространстве водонефтяных эмульсий и их высокой вязкостью. Оценка эффективной вязкости водонефтяных эмульсий по перепадам давления позволила количественно оценить степень снижения коллекторских характеристик за счет образования водонефтяных эмульсий в поровом пространстве. Эффективная вязкость водонефтяных эмульсий, образующихся в поровом пространстве естественных горных пород, увеличивается в десятки раз по сравнению с вязкостью эмульсеобразующих фаз. Данный факт хорошо согласуется с исследованиями свойств водонефтяных эмульсий в свободном объеме.

Четвертая глава диссертации посвящена разработке специальной технологии, применяемой при проведении технических мероприятий с использованием жидкостей глушения, предупреждающих образование эмульсий в призабойной зоне пласта. В данной технологии применяются жидкости, содержащие в своем составе высокомолекулярные спирты. Исследованные свойства, как в лабораторных условиях эксперимента, так и при промысловых испытаниях, показали, что данный состав является идеальным компонентом, сохраняющим фильтрационные свойства коллекторов практически на 100% и предупреждает образование водонефтяных эмульсий. Это происходит за счет снижения межфазного натяжения на границе с углеводородной жидкостью. Добавление высокомолекулярных спиртов в водонефтяную эмульсию приводит к полному ее расслоению на составляющие компоненты. Лабораторными экспериментами подтвержден механизм действия данной жидкости.

В работе приведены результаты применения технологии вторичного вскрытия и глушения пластов перед ремонтами с использованием состава УНИ-1 в НГДУ "Южарланнефть". Результаты промысловых испытаний

показали высокую эффективность данного состава. Полученные данные о дебитах скважины и обводненности до и после применения показывают, что снижения основных рабочих показателей скважин не наблюдается. Наоборот, при стабилизации обводненности происходит увеличение дебита скважины по нефти.

Основные задачи исследования, рассмотренные в данной работе, сводятся к следующему.

1. Определение степени влияния водонефтяных эмульсий на технологические показатели работы скважин и фильтрационные параметры призабойной зоны пласта.

2. Определение места начала образования стойких водонефтяных эмульсий и изучение их свойств при различных термодинамических условиях.

3. Разработка способов снижающих интенсивность эмульгирования водонефтяных смесей при эксплуатации скважин.

4. Разработка технологий предупреждающих образование стойких водонефтяных эмульсий при эксплуатации скважин и их промысловые испытания.

Целью диссертационной работы является анализ условий образования водонефтяных эмульсий; оценка степени влияния, образовавшихся в процессе подъема продукции скважин, водонефтяных эмульсий и их свойств на параметры работы скважин; разработка способов воздействия на добываемые жидкости с целью предотвращения образования эмульсий; разработка технологий предупреждающих образование водонефтяных эмульсий в призабойной зоне пласта и определение их эффективности.

Методы решения проблемы. Поставленные задачи решались путем лабораторных и промысловых исследований, а также статистической обработкой полученных данных с применением ЭВМ.

При решении поставленных задач использовались данные по основным параметрам работы скважин, результаты исследования скважин. Для их анализа взяты стандартные методики. Моделирование процессов взаимовытеснения было проведено с созданием условий эксплуатации скважин. Результаты промысловых испытаний подтверждены справкой о внедрении технологии вторичного вскрытия и глушения пластов перед ремонтами с использованием состава УНИ-1в НГДУ "Южарланнефть".

Научная новизна работы заключается в следующем.

1. Определены свойства водонефтяных эмульсий в свободном объеме при различных термодинамических условиях. Показано, что опреснение вод и снижение температуры ниже 20°С приводит к сильному увеличению эффективной вязкости эмульсий.

2. Установлено, что одним из основных факторов, определяющих эффективность эксплуатации скважин, является образование в призабойной зоне устойчивых тонкодисперсных водонефтяных эмульсий.

3. Для средне- и малодебитных скважин предложен способ регулирования свойствами водонефтяных эмульсий с помощью столба поднасосной жидкости, содержащей неионогенный ПАВ. Процесс предварительной внутрискважинной деэмульсации будет происходить за счет насыщения деэмульгатором нефтяной фазы.

4. Предложена и испытана специальная технология глушения скважин перед вторичным вскрытием, позволяющая обеспечить предотвращение образования стойких водонефтяных эмульсий в призабойной зоне пласта. Промысловые испытания технологии подтвердили ее высокую эффективность за счет увеличения дебитов скважин по нефти и исключения роста обводненности продукции скважин.

Практическая ценность и реализация работы заключается в следующем.

1. Определены количественные параметры, характеризующие физические свойства водонефтяных эмульсий для различных условий их образования в призабойной зоне пласта и скважинах.

2. Разработан способ регулирования свойств водонефтяных эмульсий в скважине и призабойной зоне пласта.

3. Проведены промысловые испытания на месторождениях АНК "Башнефть" специальной технологии глушения скважин перед вторичным вскрытием с применением состава УНИ-1, предупреждающей образование стойких водонефтяных эмульсий в поровом пространстве. Результаты испытаний подтвердили высокую эффективность предложенной технологии.

Апробация работы

Основные положения диссертации обсуждались на Технических Советах АНК "Башнефть", ПО "Когалымнефтегаз", ПО "Татнефть", институте "ТатНИПИнефть", на заседаниях кафедры РНГМ УГНТУ, конференциях по данной специальности.

По результатам работы опубликовано 16 печатных работ.

При предварительном обсуждении работы ряд замечаний и рекомендаций были сделаны на заседании кафедры разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений профессором Антипиным Ю.В. и доцентами Кабировым М.М., Гафаровым Ш.А., Выгодским Е.М., Рогачевым М.К., Салимгареевым Т.Ф., Шамаевым Г.А. При написании данной работы большинство из них были учтены. Всем перечисленным сотрудникам автор выражает свою искреннюю благодарность.

Автор выражает большую признательность промысловым работникам НГДУ "Южарланнефть", оказавшим помощь в проведении исследований и промысловых испытаний технологий, рассматриваемых в работе.

1. ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ, СВЯЗАННЫЕ С ОБРАЗОВАНИЕМ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

Обводнение продуктивных пластов нефтяных месторождений вносит значительные осложнения в технологию механизированной добычи, сбора и подготовки товарной нефти. Эти осложнения связаны с образованием в скважинах водонефгяных эмульсий, обладающих высокими значениями вязкости и стойкости к разрушению.

Образование стойких водонефгяных эмульсий приводит к различным осложнениям при добыче нефти, что снижает МРП работы скважин. Причинами этого могут быть: сложные геолого-физические условия эксплуатации, значительное снижение продуктивности скважин за счет проникновения в призабойную зону водных растворов; некачественное проведение ремонтных работ; низкая эффективность проводимых на скважинах ингенсификационных работ; обрывы штанг в штанговых скважинных насосных установках, пробои электрической части установок электроцентробежных насосов вследствие перегрузок ПЭДит.д.

В целом, по данным III, межремонтный период работы скважин может снизиться в 2 и более раза. Наряду с этим снижается суточная производительность установок из-за неполного заполнения ШСНУ и больших растягивающих нагрузок на штанги, а также повышенных гидравлических сопротивлений в рабочих органах УЭЦН. Рост давления нагнетания жидкости в системах сбора нефти и газа влечет за собой порывы коллекторов. Затрудняются сепарация газа и предварительный сброс воды на установках подготовки скважинной продукции.

Помимо образования водонефгяных эмульсий в скважине и системах подготовки нефти, целый ряд авторов / 2,3,4,5 / указывает на процессы образования стойких водонефтяных эмульсий в призабойной зоне скважины при вскрытии его и последующем освоении, которые приводят к значительному снижению продуктивности скважин.

В связи с этим, разрабатываются и внедряются различные технологии для борьбы с вредным влиянием оказываемым образованием водонефтяных смесей.

1.1. Влияние образования водонефтяных эмульсий на процессы

скважинной добычи нефти

Совместный подъем пластовых жидкостей в скважинах происходит с одновременным их смешением и диспергированием в насосном оборудовании. В результате этого происходит образование водонефтяных смесей имеющих отличные от исходных компонентов свойства.

В работах /6, 19, 45/ приводится следующая классификация эмульсий. Все нефтяные эмульсии подразделяются на три группы:

1 - эмульсии обратного типа (вода в нефти), в ней содержание дисперсной фазы (воды) в дисперсной среде (нефти) может колебаться от следов до 90-95 %; такой тип нефтяных эмульсий охватывает диапазон разбавленных и высококонцентрированных эмульсионных систем, где в большей степени проявляются различия в факторах их стабилизации;

2 - эмульсии прямого типа (нефть в воде); образуются они при высоком содержании водной фазы при переходе из эмульсии обратного типа;

3 - "множественная" эмульсия; она характеризуется повышенным содержанием различных механических примесей.

Механизм образования агрегативно-устойчивых нефтяных эмульсий как прямого, так и обратного шла в настоящее время нельзя считать окончательно выясненным. Существует ряд общих теорий, объясняющих возникновение агрегативной устойчивости эмульсионных систем, которые условно разделены на термодинамические (энергетические) и надмолекулярные, связанные с образованием структурно-механического барьера. Эти теории едины в том, что для придания агрегативной устойчивости эмульсионной системе, приготовленной из двух чистых, несмешивающихся жидкостей (межфазное натяжение которых

много больше нуля), необходимо присутствие третьего стабилизирующего компонента.

Интенсивное перемешивание пластовых жидкостей в рабочих органах насосных установок и последующая адсорбция природных стабилизаторов на межфазной поверхности при подъеме приводят к тому, что на устье обводненных скважин имеют место агрегативно устойчивые высокодисперсные эмульсии обратного типа. Эмульсии прямого типа обладают уже низкими значениями устойчивости и вязкости системы.

Деструкция (или дробление) водных капель происходит в сдвиговом поле осредненных скоростей потока или под действием турбулентных пульсаций скорости. В зависимости от характера потока дробление капель может происходить либо за счет вязких напряжений, либо за счет разности динамических или инерционных сил, действующих на противоположные стороны капли.

В зависимости от места определяется и механизм образования водонефтяных эмульсий. По месту образования водонефтяные эмульсии можно разделить на 4 группы.

1. Эмульсии, образованные в призабойной зоне при одновременной фильтрации нефти и воды.

2. Эмульсии, образующиеся в различных технологических процессах эксплуатации скважин на участке забой - прием насоса.

3. Эмульсии, образующиеся в насосном оборудовании.

4. Эмульсии, образование которых происходит при подъеме жидкостей по насосно-компрессорным трубам в результате наличия местных сопротивлений, высокой скорости подъема и наличия свободного газа.

Механизм дробления водной фазы заключается в том, что вначале в поле сдвиговых деформаций происходит вытягивание водной глобулы в цилиндр, которое сопровождается увеличением межфазной поверхности контакта воды и масла III. Достигнув критической длины, обычно исчисляемой двумя диаметрами первоначальной глобулы, цилиндр рвется на более мелкие капли разных диаметров.

Такой механизм дробления капель имеет место в тех случаях, когда причиной деформации являются вязкие напряжения, действующие по сечению капель. В турбулентном течении распад капель под действием этих напряжений происходит при диаметре капель, меньших по размерам микромасштаба турбулентности. На каплю большего диаметра действует уже пульсация потока, вызывающая разность динамических напоров на обе стороны капли. Капля воды в потоке нефти принимает неправильные формы и в период совпадения частоты наложенной пульсации с частотой собственных колебаний рвется на более мелкие / 6 /.

Из-за большого спектра размеров капель эмульгирование в скважинах и пористой среде происходит как под действием вязких, так и динамических сил.

В зависимости от условий подъема нефти в скважине могут доминировать те или иные факторы. В скважинах с УЭЦН конечная структура эмульсии определяется диспергирующим воздействием ступеней рабочих колес, в установках ШСНУ с неисправным оборудованием - диспергированием в местах образования утечек, при подъеме продукции до приема насоса за счет турбулизации потока, в фонтанных скважинах - газом.

В скважинах, оборудованных УЭЦН, эмульсеобразование происходит наиболее интенсивно. Высокие обороты насоса вызывают чрезвычайно интенсивное эмульгирование нефтяной < смеси с образованием эмульсии. Она обладает высокой вязкостью и устойчивостью к расслоению при водосодержании 35-75%, зависит от диаметра диспергированных капель воды и от физико-химических процессов, которые протекают на межфазовой поверхности между каплями воды и нефти /55-59/. В период аварийной остановки в подъемных и транспортных трубопроводах происходит флокуляция диспергированных водяных капель, приводящая к возрастанию вязкости эмульсии. В момент запуска погружного насоса, для создания сдвигающих усилий на перемещение эмульсии, возрастают пусковые токи. Многократные попытки запуска ПЭД приводят к преждевременному выходу из строя электрической части установки ЭЦН. В

результате увеличивается количество ремонтов скважин и капитальных ремонтов погружных электродвигателей.

По данным /1/ средний поверхностно-объемный диаметр капель колеблется в диапазоне 3 ... 8 мкм. Исследования, результаты которых приведены в работе /8/, говорят о том, что формирование дисперсной структуры в УЭЦН завершается на первых сорока ступенях насоса, а в дальнейшем, по мере подъема нефти в НКТ, структура не претерпевает существенных изменений.

Образование нефтяных эмульсий в ШСНУ носит более сложный и многообразный характер. В зависимости от условий эксплуатации и физико-химических свойств нефтей диапазон изменения свойств эмульсий имеет широкие пределы. Особенно сильное эмульгирование происходит в местах возникновения утечек жидкости - клапанных узлах и резьбовых соединениях НКТ /9/.

Начало формирования эмульсий в скважине связано с прохождением жидкостей через насос (на участке от забоя до приема насоса присутствует столб воды, в котором нефть всплывает отдельными каплями).

В работе /60/ показано, что на участке от забоя скважины до приема насоса присутствует столб воды, в котором всплывают капли нефти с эмульгированной в ней водой. Для оценки изменения дисперсных свойств продукции пласта по стволу скважины были проведены промысловые эксперименты на трех скважинах НГДУ "Южарланнефть", оборудованных ШСНУ. Обнаружено, что некоторая часть мелко дисперсного состава эмульсии возможна уже на забое скважины.

Средний диаметр капель водной фазы на выходе из насоса составляет около 90 мкм. В дальнейшем эмульгирование нефти происходит в НКТ муфтовыми соединениями штанговых колонн и газовой фазой.

Однако согласно исследованиям / 10 / эмульгирующее действие газовой фазы в значительной степени слабее, по сравнению с другими факторами. На капли воды, диаметр которых лежит в пределах 15 ... 25 мкм, газовая фаза не оказывает существенного диспергирующего воздействия.

При образовании эмульсии увеличивается поверхность дисперсной фазы, в связи с чем на диспергирование затрачивается определенная работа, которая концентрируется на межфазной поверхности в виде свободной поверхностной энергии. Энергия капель дисперсной фазы способствует их слиянию при взаимных столкновениях. Однако эффективное соударение капель сдерживается существованием защитных адсорбционных слоев на образовавшейся межфазной поверхности эмульсии. Поэтому для устранения образования стойких водонефтяных эмульсий необходимо воздействовать именно на эти поверхностные слои.

Все эмульсии в принципе термодинамически неустойчивы, так как характеризуются большой величиной свободной поверхностной энергии. Поэтому все самопроизвольные процессы могут быть направлены только в сторону уменьшения дисперсности, то есть уменьшения свободной поверхностной энергии. Устойчивой система может быть лишь в случае полного слияния глобул дисперсной фазы.

Согласно данных /11, 27-31, 54 / процессы диспергирования как нефти в воде, так и воды в нефти наблюдаются и в даровом пространстве. Хотя прямых доказательств гипотезы не имеется. Связано это с недоступностью исследования механизма дренирования водонефтяных смесей из пласта в «ствол реальной скважины. Однако отмечается, что наличие в порах призабойной зоны скважин смол и асфальтенов, адсорбированных на поверхности породы, способствует образованию в них устойчивых эмульсий. Диаметр глобул воды может быть одного порядка с поперечным разрезом порового канала. Механизм их образования недостаточно изучен, и он отличается от эмульгирования жидкостей в процессе их подъема. Под влиянием твердой поверхности свойства нефти в поровом пространстве отличаются от свойств ее в свободном объеме. Все факторы, определяющие процесс эмульсеобразования, такие как деструкция водных капель и действие турбулентных пульсаций скорости, присутствуют в призабойной зоне пласта.

Причем минералогический состав горной породы, в частности, фильность поверхности (гидрофильная или гидрофобная), особого значения при образовании водонефтяных эмульсий не имеет. Отдельные часта коллектора гидрофильны, другие гидрофобны и говорить о четком разграничении не представляется возможным.

У стенок пор водонефтяная смесь приобретает большую вязкость и упругость. Вода, проникшая в поровое пространство, выталкивает в первую очередь слабо связанные с твердой поверхностью слои нефти из больших пор, обходя малые. В результате нефть в поровом пространстве за фронтом воды диспергируется, т.е. оказывается разделенной на линзы и капли. Часть нефти застревает в местах, где она наиболее прочно связана с твердой поверхностью, в виде пленки, прилипших линз или капель, другая часть - движется. По пути линзы и капли нефти принимают различные конфигурации. Непрерывное изменение их формы объясняется тем, что по пути они обволакивают смоченные водой агрегаты зерен различной пористости и смачиваемости, в результате чего силы, действующие на внешний контур линз, меняются. Содержание дисперсной нефти в поровом пространстве может изменяться в широких пределах. Когда концентрация дисперсной фазы мала, то глобулы находятся друг от друга на значительном отдалении. По мере увеличения содержания нефти в поровом пространстве расстояния между ними убывают и при больших концентрациях, как и вне порового пространства, глобулы соприкасаются своими защитными оболочками и интенсивно коалесцируют, если защитная оболочка обладает малой устойчивостью к коалесценции. Образовавшаяся в поровом пространстве эмульсия приобретает "твердообразные" свойства, т.е. высокую упругость формы, появляется предельное напряжение сдвига, и течение жидкости будет с нарушением линейного закона фильтрации Дарси. При движении диспергированной массы нефти происходит непрерывное изменение фильтрационных ходов в поровом пространстве. Крупные поры временами закрываются недеформирующимися каплями. С ними сталкиваются более мелкие

капли, которые до этого беспрепятственно проносились водой. Если прочность защитного слоя капель большая, то слияние не успевает произойти, фильтрационный поток их снова разобщает / 4 /.

Наряду с диспергированием нефти в воде в процессе вытеснения ее водой в части пор происходит диспергирование воды в нефти. Поверхность капель покрывается прочным защитным адсорбционным слоем. Особенно характерно данное описание процессов диспергирования в пористой среде - как воды в нефти, так и нефти в воде, в операциях вскрытия продуктивных пластов и проведении ремонтных работ в скважинах. Использование в составе буровых растворов и жидкостей глушения водной фазы, попадание при этом больших объемов этой фазы в пористую среду приводит к резкому изменению насыщенности призабойной зоны. При освоении скважин происходит отток попавшей водной фазы, и процесс продолжается с образованием в поровом пространстве обратных эмульсий.

Образованию устойчивых водонефтяных смесей способствует наличие в нефти стабилизирующих компонентов. В работе / 6 / говорится о том, что наряду с основными стабилизаторами нефтяных эмульсий - асфальтенами и смолами в состав бронирующих оболочек могут входить высокоплавкие парафиновые компоненты и различные неорганические вещества, механические примеси. Однако наличие механических примесей не связано с природой нефти и пластовой воды. Поэтому рассматривается органическая часть стабилизатора как система, состоящая из трех основных фракций: парафинов, выделяемых кипящим изопропиловым спиртом; смол гексановых и бензольных асфальтенов.

1.2. Методы предупреждения образования устойчивых водонефтяных эмульсий в скважинах

В связи с прогрессирующей обводненностью добывающих скважин большинства нефтяных месторождений остро встает вопрос о совершенствовании

существующей системы подготовки нефти, разработке и внедрении новой более эффективной технологии добычи, сбора и подготовки нефти. Одной из наиболее сложных проблем подготовки нефти на промыслах является предупреждение образования водонефтяных эмульсий. Условно все известные методы борьбы с образованием эмульсий можно подразделить на три группы /12/. На рис. 1.1 приведена классификация данных методов.

Рис. 1.1 Классификация методов предупреждения образования водонефтяных эмульсий в скважинах.

К первой группе относятся технические и технологические методы, направленные на предотвращение смешения водной и нефтяной фаз продукции пласта в скважине и предусматривающие либо поочередную откачку отслоившейся продукции, когда в насосных трубах разделенные фазы поднимаются пробками,

либо раздельный подъем воды и нефти по двум самостоятельным гидравлическим системам.

Ко второй группе относятся методы, позволяющие разделить образовавшуюся эмульсию еще до поступления продукции в пункты подготовки нефти. К этой группе также относятся всевозможные физико-химические и химические воздействия на эмульсионную нефть, с помощью которых либо разрушают ее, либо не позволяют развиваться процессу интенсивного эмульгирования, благодаря заблаговременному вводу поверхностно-активных веществ.

К третьей группе относятся методы, позволяющие осуществлять обращение фаз эмульсий путем введения избыточного количества воды, либо с помощью специальных химических реагентов.

В работе /13/ методы предупреждения образования эмульсий в скважинах подразделяются на четыре группы:

1) воздействие на откачиваемую среду поверхностно-активными веществами, закачиваемыми в скважину и призабойную зону пласта;

2) снижение уровня механических возмущений и интенсивности штуцирования жидкостей в рабочих органах насосных установок;

3) разобщение водной и нефтяной фаз при их подъёме в скважине;

4) искусственное увеличение обводненности нефти в НКТ для достижения инверсии фаз и разрушения обратных эмульсий.

Анализ методов внутрискважинной деэмульсации позволяет сделать следующие выводы:

1) применение деэмульгаторов для предупреждения образования эмульсий в скважинах наиболее эффективно при закачке реагента в призабойную зону пласта вследствие значительного увеличения продуктивности скважин;

2) перевод скважин на затрубную эксплуатацию целесообразен при добыче высоковязких нефтей. Необходимость установки пакера и незначительное отличие

физико-химических свойств образующихся эмульсий снижают эффективность технологии при добыче маловязких нефтей;

3) установка с раздельным подъемом нефтяной и водной фаз, позволяющая исключить эмульгирование в подъемнике, обладает относительно сложным конструктивным исполнением;

4) метод самоподлива водной фазы на прием насоса эффективен в интервале обводненности нефти, близкой к критической, при которой резко снижается вязкость и устойчивость обратных эмульсий.

В нефтепромысловой практике борьбы с образованием эмульсий наибольшее распространение получило добавление к жидкости ПАВ, в том числе и при внутрискважинной деэмульсации, которая, в свою очередь, может осуществляться как путем предварительной закачки растворов ПАВ в призабойную зону пласта, так и путем дозирования деэмульгаторов в скважину в процессе ее эксплуатации.

За рубежом / 14, 15, 16 / практикуется закачка в призабойную зону пласта неионогенного реагента вместе с носителем. В период откачки жидкости из скважины носитель постепенно извлекается из пласта, и долгое время препятствует формированию устойчивых эмульсий, по предположению авторов.

Широкоизвестно применение деэмульгаторов при насосной эксплуатации скважин / 12, 13, 17, 18 /. При этом реагент подается, в основном, в затрубное пространство скважины дозировочными насосами. Разработаны различные схемы ввода деэмульгатора на прием насоса при механизированной добыче нефти. Благоприятными для применения внутрискважинной деэмульсации существующими методами дозировки реагента являются способы добычи, осуществляемые нагнетанием рабочего агента в скважину. К ним относится добыча нефти гидропоршневыми насосами и газлифтом.

Массовое внедрение внутрискважинной деэмульсации в нефтепромысловой практике сдерживается из-за необходимости дополнительного обслуживания дозаторных устройств и возможности образования вторичной эмульсии при нарушении режима дозировки /12,19 /. Этими же недостатками обладает насосная

установка / 20 /, включающая в подземной части дозирующий насос плунжерного типа и контейнер с реагентом. Кроме того, эффективность внутрискважинной деэмульсации снижается при низких температурах окружающей среды.

В объединении "Башнефгь" / 18 / применяют усовершенствованную технологию внутрискважинной обработки нефти облегченными растворами деэмульгаторов (РД-39-1118-84). В затрубное пространство передвижными

з

агрегатами закачивают около 0,05 м раствора неионогенного деэмульгатора (например, сепарола - 5014) в изопропиловом, метиловом или этиловом спиртах. Малая плотность раствора предупреждает его быструю седиментацию в затрубном пространстве и позволяет увеличить период между обработками скважин в 2...3 раза. При этом достигается экономия деэмульгатора за счет его растворения в углеводородной жидкости в пропорции 1:1. Снижение вязкости раствора деэмульгатора улучшает условия его контакта с межфазной поверхностью. Однако применение данной технологии накладывает свои ограничения. В частности, образование в результате разгазирования жидкости в затрубном пространстве пенного слоя, при высоких динамических уровнях, приводит к снижению проникающей способности деэмульгатора. Поэтому эффективность данной технологии вызывает сомнение при высоком газосодержании добываемой продукции.

Для увеличения эффективности внутрискважинной деэмульсации в работе /18/ предложена и испытана технология закачки реагента (типа дисолван - 4411) в виде водного раствора в призабойную зону пласта. Технология оказалась высокоэффективной за счет значительного прироста дебита скважин.

Заслуживает внимания предлагаемая технология внутритрубной деэмульсации на Самотлорском месторождении /21/. При ее применении используются сравнительно высокие температуры флюидов на забое скважин (свыше 60 °С). А это приводит к уменьшению расходов дозируемых на забой скважины ПАВ, повышению эффективности разрушения эмульсий при поверхностных условиях. Хотя существует ряд исследований, в которых

указывается, что применение данной технологии имеет ряд ограничений. В частности, в / 32 / делаются выводы о том, что увеличение температуры незначительно влияет на величину поверхностного натяжения на границе нефть-раствор ПАВ; с ростом температуры наблюдается рост адсорбции ПАВ на пластовом песке; существенное влияние на величину адсорбции оказывает наличие в песке глинистой фракции (при содержании глин в количестве 9,9% адсорбция ПАВ возрастает в 1,5 раза). В тоже время высокотемпературные режимы отрицательно сказываются на самой структуре ПАВ.

К достоинствам внутрискважинной деэмульсации нефти относятся:

1) воздействие на эмульсию в момент ее образования (то есть до упрочнения поверхностных слоев глобул);

2) использование пластового тепла;

3) возможность разрушения эмульсии меньшими дозами реагента, чем в поверхностных условиях;

4) снижение гидравлических сопротивлений в скважине и в системе сбора нефти, что в свою очередь ведет к получению ряда положительных эффектов (рост дебита, улучшение сепарации газа и др.).

Использование достоинств метода внутрискважинной деэмульсации нефти при правильном выборе деэмульгаторов, технологии и техники подачи последних в скважину или закачку в призабойную зону пласта (ТОП), с учетом конкретных геолого-физических условий позволит существенно повысить эффективность добычи, сбора и подготовки нефти.

Однако применение ПАВ требует тщательного анализа условий применения. В частости, четкое соблюдение температурного режима и концентраций компонентов. А применение закачки ПАВ в коллектора с высокоразвитой свободной поверхностью пор приведет к значительной адсорбции поверхностно-активных компонентов на их поверхности.

Помимо технологической оценки действия ПАВ необходима экономическая обоснованность применения, так как ПАВ имеют высокую стоимостью.

1.3.

Механизм действия деэмульгаторов и их влияние на процессы, происходящие в скважине

На процесс коалесценции глобул воды в нефти, как в даровом пространстве, так и при совместном движении нефти и воды в трубах, значительное влияние оказывает механическая прочность пограничных слоев. В работе /46/ исследовались структурно-механические свойства адсорбционных слоев в области разрушения структур и установлена зависимость предела прочности (по сдвигу) от скорости наложения нагрузки для границы раздела нефть-вода. Проведенный анализ экспериментальных данных / 11, 76, 77 / показал, что вязкость эмульсий и реологические свойства их сильно зависят от содержания и состава воды и нефти, а также от условий образования. Однако при прочих равных условиях стойкость эмульсии определяется значением Рг - предела прочности (по сдвигу). Сама величина Рг зависит от характеристик нефтей и вод, времени формирования адсорбционного слоя. А для системы твердое тело - вода -неполярная углеводородная жидкость величина Рг равна нулю. При добавках в неполярную углеводородную жидкость небольших количеств нефти Рг сильно возрастает. То есть, о появлении структурно-механических свойств дисперсионной системы свидетельствуетлаличие определенного предела прочности (статического градиента скорости сдвига). Увеличение данного параметра будет свидетельствовать об увеличении стойкости водонефтяной эмульсии к разрушению.

Высокая устойчивость водонефгяных эмульсий обеспечивается наличием в нефти природных эмульгаторов, образующих на поверхности водяных глобул прочные адсорбционные бронирующие слои (оболочки). Разрушение этих оболочек является основным условием эффективного расслоения эмульсии нефти при воздействии на них реагентами-деэмульгаторами / 22, 78 /. В работах / 23,24,25 / подтверждается вывод, сделанный в 1936 г. Ребиндером, относительно стабилизации и разрушения концентрированных обратных эмульсий. То есть, для того чтобы произошел процесс коалесценции эмульсий, необходимо устранить

(разрушить) структурно-механический барьер на поверхности капель со стороны дисперсионной среды. Разрушить такой барьер, препятствующий уменьшению толщины пленки при сближении капель и тем самым предотвращающий процесс их коалесценции, можно только с введением в систему более поверхностно-активных веществ, которые называют реагентами-деэмульгаторами.

Существует несколько теорий, объясняющих механизм действия деэмульгаторов 16 1. Однако, общепринятой является теория разработанная научной школой Ребиндера П.А. Согласно этой теории, при введении поверхностно-активных веществ (реагента-деэмульгатора) в нефтяную эмульсию на границе раздела нефть-вода протекают следующие процессы: молекулы реагента-деэмульгатора, обладая большей поверхностной активностью, чем природные стабилизаторы нефтяных эмульсий, вытесняют последние с границы раздела фаз. При этом молекулы реагента-деэмульгатора должны предварительно разрушить прочные гелеобразные слои этих стабилизаторов. Адсорбируясь на коллоидных или грубодисперсных частицах природных стабилизаторов нефтяных эмульсий, молекулы деэмульгатора изменяют их смачиваемость, что способствует переходу этих частиц с границы раздела в объем вод ной или нефтяной фазы.

Образующиеся на их месте адсорбционные слои из молекул деэмульгатора практически не обладают заметными^структурно механическими свойствами, что способствует быстрой коалесценции в нефти капель воды с такими оболочками при их контакте друг с другом.

Позднышев Г.Н. считает, что процесс разрушения нефтяных эмульсий является больше физическим, чем химическим процессом, зависящим от:

- компонентного состава и свойств защитных оболочек природных стабилизаторов обрабатываемых нефтяных эмульсий;

- типа, коллоидно-химических свойств и удельного расхода применяемого деэмульгатора;

- температуры, интенсивности и времени перемешивания нефтяной эмульсии с реагентом-деэмульгатором.

Реагенты деэмульгаторы подразделяются на два основных типа: маслорастворимые и водорастворимые / 43 /.

При разрушении водонефтяных эмульсий маслорастворимыми деэмульгаторами протекают различные физические, физико-химические и химические процессы. Можно выделить следующие основные стадии /25,44,45/:

- равномерное распределение и растворение реагента в нефтяной фазе;

- диффузия реагента к межфазной поверхности глобул пластовой воды;

- взаимодействие деэмульгатора с элементами бронирующего слоя;

- диспергирование и инверсия элементов бронирующего слоя;

- коалесценция глобул воды.

Для водорастворимых деэмульгаторов установлено, что они действуют при прочих постоянных условиях в 1,5 ... 2 раза наиболее эффективно в виде водных растворов, чем в неразбавленном виде / 37 /. Водорастворимый деэмульгатор является полидисперсной смесью поверхностно-активных веществ, причем одна часть их хорошо растворима в нефти и плохо в воде, другая - наоборот. Полное распределение реагента между нефтяной и водной фазами происходит в самом начале деэмульсации.

Освобожденная от нефтерастворимой части водорастворимая часть деэмульгатора обладает более высокой по сравнению с суммарным реагентом деэмульгирующей активностью.

Механизм действия водорастворимых деэмульгаторов при разрушении нефтяных эмульсий может быть представлен следующим образом. Деэмульгатор, представляющий собой полидисперсную смесь нефге- и водорастворимых компонентов, после ввода в эмульсию сразу же распределяется между нефтяной и водной фазами. Растворимая в нефти часть деэмульгатора действует как маслорастворимый деэмульгатор.

О переходе маслорастворимой части водорастворимого деэмульгатора отмечается также в работах / 42, 79 /, где изучалась диффузия неионогенных ПАВ типа ОП-Ю из водных растворов в нефти. О переходе нефтерастворимых

компонентов (полимергомологов с числом оксиэтилорованных групп до 7) судили по изменению межфазного натяжения нефти на границе с дистиллированной водой.

В работе / 36 / изучена деэмульгирующая способность 10 образцов реагентов-деэмульгаторов в сравнении с зарубежными. Выбраны наиболее эффективные с точки зрения деэмульгирующей способности реагенты: реапон-1 (М), проксамин НР 71-70М и дипроксамин 157-65М.

Изучены, с точки зрения применения свойства этих реагентов: температура помутнения водных растворов, распределение между нефтяной и водной фазами при деэмульсации, растворимость в нефти и поверхностная активность.

Температура помутнения характеризует степень гидрофильности реагента и определяет условия его ввода в нефтяной поток / 37 /. У отечественных деэмульгаторов низкая температура помутнения и, следовательно, невысокая гидрофильностъ (соответственно -16,22 и 30 °С).

Для улучшения деэмульгирующих свойств малоактивных реагентов в работе /38/ предлагается использовать синергетический эффект, сущность которого состоит в усилении деэмульгирующей активности при совместном действии нескольких реагентов по сравнению с их действием в отдельности /39/.

Таким образом, применение деэмульгаторов позволяет значительно снижать межфазное натяжение на границе взаимонерастворимых веществ. К наиболее эффективным можно отнести неионогенные ПАВ. Помимо использования ПАВ напрямую, возможно их использование для насыщения другой нерастворимой фазой. Однако применение ПАВ возможно только после тщательного исследования свойств растворов при различных термодинамических условиях, четкого соблюдения концентраций и дозировки ПАВ.

1.4. Постановка задач исследования

В результате проведенного анализа работ по проблеме эмульсеобразования можно сформулировать ряд основных задач, которые в

настоящее время не полностью решены. Основные задачи сводятся к следующему.

1. Определение степени влияния водонефтяных эмульсий на технологические показатели работы скважин и фильтрационные параметры призабойной зоны пласта.

2. Определение места начала образования стойких водонефтяных эмульсий и изучение их свойств при различных термодинамических условиях.

3. Разработка способов снижающих интенсивность эмульгирования водонефтяных смесей при эксплуатации скважин.

4. Разработка технологий предупреждающих образование стойких водонефтяных эмульсий при эксплуатации скважин и их промысловые испытания.

2. АНАЛИЗ ПРОЦЕССОВ, ПРОИСХОДЯЩИХ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ, ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Практика эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях свидетельствует о постоянном падении количества добываемой нефти из скважин. При этом происходит снижение количества скважин с высокими дебитами, эксплуатирующими нефтяные пласты фонтанным способом. Большинство скважин переводятся на механизированный способ добычи. Их эксплуатация проходит с большими осложнениями и сопровождается длительными простоями. Причинами таких простоев могут быть несколько факторов:

- геолого-физические условия добычи нефти и конструкция скважин;

- технологические режимы работы скважин;

- несоблюдение графиков планово-предупредительных ремонтов по восстановлению производительности скважин;

- неправильный выбор состава жидкостей глушения скважин;

отсутствие специального оборудования для эксплуатации малодебитных скважин;

- качество работы бригад по обслуживанию и ремонту скважин;

- качество и надежность оборудования.

Все перечисленные причины действуют одновременно и практически невозможно обеспечить такое их сочетание, когда достигаются оптимальные условия эксплуатации скважин, наибольший МРП и минимальные потери в добыче нефти.

Эксплуатация скважин происходит с различными трудностями. Основными из них являются: преждевременный выход из строя погружного электродвигателя, частые обрывы электрического кабеля при спускоподъемных операциях, работа насоса при высоких значениях свободного газосодержания, перекачка вязких водонефтяных смесей с

содержанием твердых механических частиц, наличие вечномерзлых горных пород, отложения в насосно-компрессорных трубах (НКТ) углеводородных и не углеводородных веществ, снижение фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта, быстрое изменение состава продукции скважин при неравномерных объемах закачки в пласты вод системы поддержания пластового и другие.

К факторам, осложняющим эксплуатацию скважин можно отнести высокие пластовые давления и температуры, низкие проницаемости, сложный минералогический состав горной породы, широкий диапазон изменения начальной водонасыщенности, высокую степень неоднородности продуктивных пластов и др.

Проведенный анализ работ по проблеме образования водонефтяных эмульсий в скважинах показал, что процессы эмульсеобразования значительно влияют на технологические параметры работы скважин. Образование водонефтяных эмульсий происходит в условно разбитых четырёх зонах (в призабойной зоне скважины, в зоне до приема насоса, в насосном оборудовании и в подъёмных трубах). Определить степень влияния образовавшейся эмульсии в каждой зоне на параметры работы скважины достаточно сложно из-за наличия множества факторов, действующих одновременно. Но выявление основных тенденций характерных для конкретных условий эксплуатации скважин возможно на основе анализа промысловых данных по эксплуатации скважин.

2.1. Геолого-физическая характеристика условий эксплуатации скважин

В работе используются данные по работе скважин Западно-Сибирского региона и региона Урало-Поволжья. Рассматриваются разрабатываемые пласты БС, БВ, АВ, С1 и Дь В табл. 2.1 представлены средние значения

характеристик пород коллекторов Западно-Сибирского региона и Урало-Поволжья, а в табл. 2.2 петрофизические свойства коллекторов по данным пластам /72, 73, 74/.

Сравнительная оценка литолого-петрографического состава пород-коллекторов Западной Сибири и Урало-Поволжья по рассматриваемым пластам позволяет сделать выводы об их существенном различии. Так содержание кварца в коллекторах Западной Сибири в три раза меньше, содержание полевых шпатов в тридцать раз больше, содержание цемента в два раза больше, гранулометрический состав более мелкозернистый. Коллектора Западной Сибири имеют большую геологическую неоднородность по сравнению коллекторами Урало-Поволжья. Все данные показывают, что с точки зрения фильтрации жидкостей процессы, которые происходят в коллекторах Западной Сибири, имеют более сложный и ярко выраженный характер. Причем, если рассматривать поровое пространство призабойной зоны, то проникновение водных составов, низкие коллекторские характеристики и неоднородность коллекторов будет обуславливать сильные процессы эмульгирования водонефтяных смесей.

Рассмотрим другие характеристики коллекторов Западно-Сибирского региона. В данном регионе нефтяные пласты залегают на больших глубинах с высокими температурой и давлением. Так пластовая температура (пласт БВв, БСю-п) доходит до 85°С. В тоже время на глубине 100-200м существует слой вечномерзлых пород, температура которого ниже 0°С. Результаты исследований, проведенных на скважине №400/33 Повховского месторождения, подтверждают значительное влияние слоя вечномерзлых пород на снижение температуры потока при подъеме жидкости.

Скважина была остановлена и на разных глубинах в НКТ была замерена температура в течении некоторого времени. Результаты этих замеров представлены в табл. 2.3 и на рис. 2.1.

Как видно из полученных данных, с уменьшением глубины темп изменения температуры увеличивается. Так, через 4 часа, на глубине 1300 м изменение составило 2,6°С, на глубине 700 м - 5,8°С, а на глубине 250 м -13°С. За это время температура на глубине 250 м снизилась с 29,2°С до 16,2°С. Снижение температуры может привести к ухудшению процесса подъема жидкости по стволу скважины. Поэтому необходимы исследования свойств жидкости в большом диапазоне температур, включая и температуры ниже 20°С.

Основным объектом эксплуатации Повховского месторождения являются песчаники и алевролиты пласта БВ8'~2, содержащие основные запасы нефти.

В разрезе пласта BBg1 выделяется до десяти продуктивных пластов и пропластков песчаников и алевролитов, характеризующихся резким изменением толщины и коллекторских свойств. Суммарная нефтенасыщенная толщина доходит до 24,6 м и в среднем по месторождению составляет 8,2 м.

Залежь относится к типу литологически ограниченных. Начальный дебит по скважинам, эксплуатирующим пласт, составляет в среднем 100 т/сут, текущий дебит составляет 14 т/сут.

Залежь пласта БВ82 имеет линзовидное строение. Внутри залежи выявлены большие зоны отсутствия коллекторов. Суммарная нефтенасыщенная толщина доходит до 20,4 м и в среднем составляет 4,2 м. Залежь относится к типу литологически ограниченных. Средний дебит по скважинам составляет 6,7 т/сут.

Коллекторские свойства пластов Повховского месторождения определялись по данным лабораторных исследований керна и гидродинамических исследований /73/. Продуктивный горизонт BBg1 неоднороден по разрезу и по площади. По разрезу происходит ухудшение параметров к подошве.

Таблица 2. 1

Средние значения характеристик пород коллекторов Западно-Сибирского региона и Урало-Поволжья

Минералогический состав, % Содер- Гранулометрический состав, % Сред-

Пласт Кварц Поле- Изме- Об- Слюда жание Размер фракции, мм Сред- Отсор- ний

вые ненные ломки цемента >0,25 0,25- 0,1- <0,01 ний тиро- диа-

шпаты полевые шпаты пород ' % од 0,01 диаметр зерен, мм ван-ность метр пор, мкм

АВ 32,0 31,7 зо;2 21,5 3,5 11,3 2,4 30 47,6 20,0 0,08 2,46 16

БВ 27,0 41,0 39,4 22,3 4,8 4,5 6,7 45 37,3 11,0 0,11 1,70 21

БС 29,6 35,0 32,0 24,6 3,8 7,0 6,3 40,5 40,3 12,9 0,12 1,85 27

С] 97,0 1,0 0,5 0,5 5,5 42,0 56,0 2,0 - - 0,25 1,75 45

Д1 96,0 1,5 2,0 0,8 8,5 1,0 51 48 - - 0,11 1,75 22

и>

Таблица 2.2

Петрофизические свойства коллекторов Западной Сибири и Урало-Поволжья

Пласт Пористость, Проницаемость, мкм2 Нефтена- Коэффициент Удельная Гидропро- Коэффици-

% сыщенность вытеснения поверхность, см2/см3 водность, мкм2см/(мПа-с) ент нефтеотдач!

АВ 22,5 0,228 0,58 0,557 2070 137 0,424

БВ 22,6 0,255 0,68 0,648 1900 200 0,484

БС 23,1 0,241 0,65 0,616 2220 57 0,48

С1 20,5. 1000 0,93 0,71 700 - -

Д1 21Д 420 0,80 0,68 900 - -

Таблица 2.3

Температура в НКТ после остановки скважины №400/33 на различных глубинах

Время, Глубина замера

мин 1300 м 700 м 250 м

0 56,6 37,3 29,2

15 53,0 - -

30 53,9 33,8 20,2

45 54,4 - -

60 - 34,0 18,2

90 - 34,0 17,0

120 54,6 33,5 17,0

135 54,7 - -

150 54,6 33,0 16,7

165 54,5 - -

180 54,3 32,5 16,2

195 54,0 - -

210 54,1 32,0 16,2

225 , 54,1 - -

240 53,9 31,5 16,2

255 54,0 - -

270 54,0 31,5 -

Изменение температуры в НКТ после остановки скважины №400/33 Повховского месторождения

Время, мин.

300

и>

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Гумеров, Олег Артурович

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Результаты выполненной работы позволяют сделать следующие выводы.

1. Проведено обобщение имеющихся представлений о методах предупреждения образования водонефтяных эмульсий. Показано, что для геолого-физических и термодинамических условий Западной Сибири и Урало-Поволжья наиболее эффективными являются методы внутрискважинной деэмульсации.

2. По данным работы нескольких сотен скважин Западной Сибири изучены условия образования высокодисперсных водонефтяных смесей. Показано, что в сложных условиях залегания нефтяных пластов эффективная вязкость эмульсий может превышать вязкость нефти в десятки раз. Получены распределения значений вязкости эмульсий в зависимости от водосодержания и температуры.

3. Проведена оценка влияния минерализации вод на эффективную вязкость водонефтяных эмульсий. Определены диапазоны изменения эффективной вязкости водонефтяных эмульсий, приготовленных на водах с «различной минерализацией.

4. По результатам гидродинамических исследований скважин изучено влияние водонефтяных эмульсий на гидродинамические сопротивления при фильтрации. Установлено, что в уменьшении коэффициента продуктивности скважин после попадания в призабойную зону пласта воды до 20% снижения коэффициента продуктивности скважины приходится на преодоление этих сопротивлений.

5. Изучен процесс диффузии ПАВ из водных растворов в углеводородную жидкость. Предложен способ воздействия на добываемую водонефтяную смесь за счет добавления ПАВ в технологические жидкости, применяемые при глушении, ОПЗ и КРС. При этом продолжительность эффекта деэмульсации для малодебитных скважин сопоставима со временем непрерывной работы нефтедобывающей установки.

6. Разработана и защищена патентом технология глушения скважин перед вторичным вскрытием, позволяющая обеспечить предупреждение образования стойких водонефтяных эмульсий в призабойной зоне пласта. Промысловые испытания этой технологии, с применением в качестве ЖГС состава УНИ-1, показали, что проникновение в пласт этого состава привело к сохранению фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта, за счет исключения образования в поровом пространстве призабойной зоны пласта высоковязких водонефтяных эмульсий.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Гумеров, Олег Артурович, 1998 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРНЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предотвращение осложнений при добыче нефти. -Уфа: Башк. кн. изд-во, 1987. -168с.

2. Амиян В.А., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. - М.: Недра, 1972. - 336 с.

3. Амиян В.А. Возможность образования эмульсии в призабойной зоне/ Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1959, N11.

4. Овнатанов Г.Т. Вскрытие пласта и освоение скважин. - М.: Недра,

1970.

5. Лютин Л.В., Бурдынь Т.А. Исследование влияния водорастворимых поверхностно-активных веществ на образование эмульсии при смешивании нефти с водой / Труды ВНИИ. - М.: Гостоптехиздат, 1958, вып. 13.

6. Позднышев Г.Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий. -М.: Недра, 1982. - 221 с.

7. Ребиндер П.А., Поспелова К.А. Вступительная статья к книге Клейтона "Эмульсии". -М: ИЛ, 1950.

8. Каплан Л.С. Особенности эксплуатации обводнившихся скважин погружными центробежными насосами. - М.: ВНИИОЭНГ, 1980. - 77 с.

9. Гарипов Ф.А., Валеев М.Д., Закиров С.С. Некоторые причины образования высоковязких эмульсий в глубиннонасосных скважинах / Нефтепромысловое дело, N 6. - М.: ВНИИОЭНГ, 1980. -С.18-20.

10. Гарипов Ф.А., Валеев М.Д., Фазлутдинов И.А. и др. Оценка эмульгирующей роли газа в обводненных скважинах. РНТС ВНИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело, N 3,1981. -С. 12-14.

11. Бабалян Г.А. Физико-химические процессы в добыче нефти. -М.: Недра, 1974. -200 с.

12. Предупреждение образований эмульсий при добыче и сборе нефти / H.H. Репин, О.М. Юсупов, М.Д. Валеев, И.К. Карпова // Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1979. - С.48-51.

13. Сыртланов А.Ш., Валеев М.Д. Предупреждение эмульгирования нефти в скважинах // Нефтяное хозяйство. - N 6. - 1986. - С.43-46.

14. Mc.Damel R.R., Lacey E.S. Sound Engineering practices prevent damage during well stimulation //Drilling. - 1979. - 41. - N 2. - P.68,71,80,85.

15. Никитина Л.А. Разработка залежей тяжелых нефтей за рубежом М.: ВНИИОЭНГ, 1971. - С.27-29.

16. Пат. 166-42 N 3247-902 США. Способ предотвращения образования эмульсий в нефтедобыче.

17. Новые пути осуществления внутрискважинной деэмульсации / Т.А. Зайцева, О.Г. Гафуров // Тр. БашНИПИнефть. - 1975. - Вып. 42. - С.48-50.

18. A.c. 1190005 СССР. Способ внутрискважинной деэмульсации нефти / Ф.Л. Алсынбаева, В.Г. Карамышев, М.Д. Валеев и др. // Бюллетень изобретений. -1985.-N41.

19. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти за рубежом. - М.: Недра, 1983. -315 с.

20. A.c. 351997 СССР. Глубиняонасосная установка для добычи и внутрискважинной обработки нефти // Бюллетень изобретений. - 1972. - N 28.

21. Лутошкин Г.С., Кардашев Г.А. К вопросу применения внутритрубной деэмульсации на Самотлорском месторождении. (В порядке обсуждения) // Нефт. хоз-во. - 1985. - N 3. - С.50-53.

22. Тарасов М.Ю. Исследование процессов разрушения высоковязких водонефтяных эмульсий // Тр. СибНИИНП. -1983. -С.62-67.

23. Каспарьянц К С., Петров A.A. Оценка эффективности различных методов обезвоживания и обессоливания нефти // Нефтяное хозяйство. -

1978.-N3.-C.43-48.

24. О классификации и оценке эффективности методов подготовки нефти / Л.А. Пелевин, Г.Н. Позднышев, Р.И. Мансуров и др. - Нефтяное хозяйство. - 1975. - N 3. - С.40.

25. Петров A.A., Смирнов Ю.С. Химическое деэмульгирование как основной процесс промысловой подготовки нефти. - Нефтепромысловое дело. - 1977. - N 1. - С.29-31.

26. Шарипов A.M. Совершенствование технологии внутрискважинной деэмульсации при добыче высоковязкой нефти // Нефтяное хозяйство. - N 8. -1981. - С.35-37.

27. Амелин Н.Д. Внутрипластовое горение. - М.: Недра, 1980. -

с.230.

28. Бернштейн М.А., Лобода В.М. Применение различных методов повышения нефтеотдачи пластов // Обзорная информация, серия Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1977. - С.64.

29. Боксерман A.A., Поднин A.A., Раковский Н.Л. и др. Анализ промышленной разработки месторождения Оха тепловыми методами // Обзорная информация, серия Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ,

1979. - С.48.

30. Владимиров A.A., Низовцева Р.Н., Берников М.В. О подготовке высоковязкой нефти на Ярегском месторождении. -Нефтепромысловое дело. -1979. -N 11. - С.32-34.

31. Gudelle С.Р., Durgee I.Q., Bardou С.Р., Madredon V., Carcoana A., Petcovici V. Heavy-oil recovery by in sety combustion - two field cases in Rumania. - J. of Petrol Technol. - 1981. - v.33. - N 11. - P.2057-2066.

32. Зарифуллин М.И., Тронов O.A. Исследование применения ПАВ для разрушения эмульсий месторождения Оха. - Деп. рук. - М.:

ВНИИЭгазпром., 1986. - с. 19.

33. Драцкая В.В. Новые представления о механизме разрушения водонефтяных эмульсий реагентами-деэмульгаторами. - Сборник научных трудов СибНИИНП / Интенсификация добычи нефти на новом этапе освоения месторождений Западной Сибири. - Тюмень: СибНИИНП, 1984. -С.54-56.

34. Андрющенко Е.С. Исследование стабильности эмульсий тяжелой нефти при эксплуатации скважин электроцентробежными насосами. -Сборник научных трудов СибНИИНП / Интенсификация добычи нефти на новом этапе освоения месторождений Западной Сибири. - Тюмень: СИБНИИНП, 1984. - С.56-57.

35. Лукьянова H.H. Теоретическое и экспериментальное обоснование способа дозирования деэмульгаторов в виде нефтеводо-реагентных эмульсий. - Сборник научных трудов СибНИИНП / Интенсификация добычи нефти на новом этапе освоения месторождений Западной Сибири. - Тюмень: СИБНИИНП, 1984. - С.57-59.

36. Мирошниченко Е.В., Шабалина Т.П., Гавршшва Е.Ю., Самсонова H.H. Свойства и деэмульгирующая активность отечественных деэмульгаторов. - Сборник научных трудов СибНИИНП / Повышение эффективности подготовки продукции скважин в Западной Сибири. -Тюмень: СИБНИИНП, 1984. - С.20-30.

37. Федорищев Т.И., Мирошниченко Е.В., Чернавских С.Ф. Эффективность действия водорастворимых деэмульгаторов при различных способах дозирования их в нефтяную эмульсию. - Нефтяное хозяйство. - N 10. - 1978. - С.46-48.

38. Мирошниченко Е.В., Андрющенко Е.С. Деэмульгирующие композиции на основе смесей реагентов разных типов. - Сборник научных трудов СибНИИНП / Вопросы интенсификации добычи и подготовки нефти в Западной Сибири. - Тюмень: СИБНИИНП, 1985. - С.108-113.

39. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Худякова А.Д., Николаева Н.М. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения. - М.: Химия, 1967. - 200 с.

40. Петров A.A., Борисов Н.П. Изучение синергетического эффекта деэмульгирующей способности при смешении реагентов деэмульгаторов. -Труды Гипровостокнефти. - М.: Недра, вып. 34,1967. - С.88-95.

41. Федорищев Т.И., Шабалина Т.П. Исследование адсорбирования деэмульгаторов на границе раздела фаз углеводородная жидкость-газ. -Сборник научных трудов СибНИИНП / Вопросы интенсификации добычи и подготовки нефти в Западной Сибири. - Тюмень: СИБНИИНП, 1985. -С.113-119.

42. Девликамов В.В., Рогачев М.К., Зейгман Ю.В. Диффузионные свойства химических реагентов, подавляющих аномалии вязкости пластовой нефти. - М.: Нефть и газ, 1982. - С.21-24.

43. Федорищев Т.И., Мирошниченко Е.В., Лукьянова H.H. Механизм разрушения нефтяных эмульсий реагентами-деэмульгаторами. - Сборник научных трудов СибНИИНП / Новое в технике и технологии добычи нефти в Западной Сибири. - Тюмень: СИБНИИНП, 1980. - С.87-93.

44. Бабалян Г.А., Ахмадеев М.Х., Нуриева Э.Г. Массообменные процессы при деэмульсации нефти с применением ПАВ. - Нефтяное хозяйство. -1976. - N 7. - С.56-58.

45. Тронов В.П. Разрушение эмульсий при добыче нефти. - М.: Недра, 1974. - 270 с.

46. Трапезников A.A. Новые методы физико-химических исследований поверхностных явлений // Труды Института физической химии. - Вып. N 1. -М.: Академия наук СССР, 1950. - С.54-56.

47. Технология добычи природных газов / Под ред. А.Х. Мирзаджанзаде. - М.: Недра, 1987. - 414 с.

48. Разработка и авторский надзор за внедрением технологии глушения и освоения скважин Когалымской группы нефтяных месторождений: Отчет о НИР. - № ГР 01890030810. - Уфа, 1990. - 61 с.

49. Калинко М.К. Методика исследований коллекторских свойств кернов. - М.: Гостоптехиздат, 1963. - 224 с.

50. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. - М.: Недра, 1975. - 165 с.

51. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях.

52. Рыбак Б.М. Анализ нефти и нефтепродуктов. -М.: Гостоптехиздат, 1962. -888 с.

53. Зейгман Ю.В. Физические основы глушения и освоения скважин: Учебное пособие. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 1996. -78 с. ISBN 5-230-19049-3.

54. Ахметшин М.А. Исследование влияния ПАВ на образование и < разрушение водонефтяных эмульсий в пористой среде. -Тр. Туркменского филиала ВНИИ, вып. 8,1965. -с. 12-18.

55. Максимов В.П. Некоторые вопросы эксплуатации водонефтяных скважин погружными центробежными электронасосами. Автореферат дис. ... канд. технич. наук МИНХ и ГП, М.: 1963, 20 с.

56. Мищенко И.Г., Кнышенко Г.Н., Рост Э.А. и др. Эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами на нефтяных месторождениях Башкирии. - ТНГО, сер. Добыча. -М.: ВНИИОЭНГ, 1974. -73 с.

57. Шарипов А.Г., Минигазимов М.Г. Исследование работы погружного центробежного электронасоса ЭЦН5-130-600 на водонефтяных смесях. - Тр. ТатНИИ, вып. 19. -Куйбышев: 1971. -С. 262-274.

58. Гафуров О.Г. Исследование особенностей эксплуатации погружными центробежными насосами нефтяных скважин, содержащих в продукции газовую фазу. Автореферат дис. ... канд. технич. наук, БашНИПИнефть, Уфа: 1972, 12 с.

59. Миронов Ю.С. Исследование особенностей работы погружных центробежных насосов при откачке многокомпонентных смесей. Автореферат дис. ... канд. технич. наук, БашНИПИнефть, Уфа: 1970, 16 с.

60. Валеев М.Д., Хакимов P.C., Гарипов Ф.Н. Промысловые исследования процесса эмульсеобразования в скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами / Тр. ВНИИСПТнефть, вып. 15. -Уфа: 1976. -с. 3-8.

61. Пат. 3066732 (США) Деэмульсация пластовой нефти в пласте. Опубл. в Р.Ж.Г. №9, 1964, с. 48.

62 Ши Г.Б. Нефтяные эмульсии и методы борьбы с ними. -М: Гостоптехиздат, 1964. -141 с.

63. Тронов В.П., Грайфер В.И. Обезвоживание и обессоливание нефти. -Казань: Татиздат, 1974. -183 с.

64. Тронов В.П. Разрушение водонефтяных эмульсий под действием ПАВ / Химия и технология топлив и масел, №12. -М: Химия, 1982. -С. 24-25.

65. Зарецкий Б.Я., Пелевин A.A., Ионов В.И. Влияние способа эксплуатации на степень эмульгирования нефти и качество образуемых эмульсий / Нефтяное хоз-во, № 10. - М: Недра, 1976. -С.32-35.

66. Эмульсии. Под ред. Шермана Ф. -Л.: Химия, 1972. -448 с.

67. Ахмадеев M. А. Исследование механизма и факторов, определяющих эффективность процесса деэмульсации нефти / Автореферат дис. ... канд. технич. наук, БашНИПИнефть. -Уфа: 1971. -18 с.

68. Вахитов М.Ф. Совершенствование технологии эксплуатации обводненных скважин погружными центробежными насосами / Автореферат дис. ... канд. технич. наук. -Уфа: 1975. -19 с.

69. Albers W. and Owerbeek J. Stability of emulsions of water in oil. Pts 1-2, J. Colloid Science, 1959, v. 14, N5, p. 501-513/

70. Becher P. Emulsions. Theory and Practice. Second edition, New York, 1966, p. 440.

71. Кучумов Р.Я., Юкин А.Ф., Спиридонов A.B., Кайбышева Д.А., Халиков P.A. Исследование математической модели эксплуатационной надежности ШСНУ в зависимости от характеристик добываемой жидкости // Межвузовский научно-тематический сборник / Физикохимия и разработка нефтяных месторождений. -Уфа: УНИ, 1978. -С. 105.

72. Изучение взаимосвязи между карбонатностыо, электрическим сопротивлением и характером насыщенности пласта БСц Южно-Ягунского месторождения // Отчет БашНИПИнефть по договору №1406. -Уфа: 1989.

73. Уточнение геологического строения и надзор за осуществлением технологических схем разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. Этап 4 // Отчет института Гипротюменьнефтегаз по теме №29-71-НД. -Тюмень: 1972.

74. Подсчет запасов нефти и растворенного газа Повховского месторождения Сургутского района Тюменской области / Том 1,2. - Тюмень: СибНИИНП, 1981.

75. Гумеров O.A. Перспективы применения специальных жидкостей для вскрытия пластов и глушения скважин в карбонатных коллекторах // Сб.

тез. докл. XXXV научно-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. - Уфа: УГНТУ, 1994. -С.

76. Гумеров O.A., Зейгман Ю.В., Чупров Н.М. Реологические исследования свойств водонефтяных эмульсий Повховского месторождения / Тез. докл. Всесоюзного совещания "Применение неньютоновских систем в технологических процессах нефтедобычи" /БашНИПИнефть. -М.: ЦиБОП НТО НГП, 1987. -С.40-42.

77. Гумеров O.A. Оценка влияния вязкостных характеристик обводненной продукции скважин на процесс механизированной добычи нефти / / Тез. докл. Всесоюзной науч.-техн. конференции "Вклад молодых ученых и специалистов в ускорение НТП и социально-экономического развития республики в свете решений XIX партконференции" / ТуркменНИПИнефтъ. -Ашхабад: Туркменское РПС НИО СССР, 1089. -С.42

78. Исследование влияния ПАВ на физико-химические свойства водонефтяных эмульсий Повховского месторождения / Гумеров O.A., Зейгман Ю.В., Чупров Н.М., Уфимский нефтяной институт. -Уфа, 1988. -5 с. - Деп. в ВНИИОЭНГ 18.07.88, №1600 -нг 88(рус).

79. Зейгман Ю.В., Гумеров O.A. Особенности диффузии ПАВ из водных растворов в нефть при эксплуатации скважин // Тез. докл. респуб. науч.-техн. конференции "Применение реагентов в процессах добычи нефти и газа и их получение на базе нефтехимического сырья" / Уфимский нефтяной институт. -Уфа: Уфимский нефтяной институт, 1989. -С.37,38.

80. Гумеров O.A. Влияние минерализации пластовых вод на свойства водонефтяных эмульсий Повховского месторождения / Тез. докл. респуб. науч.-техн. конференции "Проблемы нефти и газа" / Уфимский нефтяной институт. - Уфа: Уфимский нефтяной институт, 1988. -С.24.

81. Гумеров O.A. Моделирование процессов вскрытия и освоения пластов / / Тез. докл. респуб. науч.-техн. конференции студентов, аспирантов

и молодых ученых Башкирии / Уфимский государственный нефтяной технический университет. -Уфа: Уфимский государственный нефтяной технический университет, 1996.-С.44.

82. Гумеров O.A. Влияние минерализации пластовых вод на свойства водонефтяных эмульсий Повховского месторождения / Тез. докл. респуб. науч.-техн. конференции "Проблемы нефти и газа" / Уфимский нефтяной институт. - Уфа: Уфимский нефтяной институт, 1988. -С.24.

83. Пат. 2109790 (С1) РФ. Способ вторичного вскрытия пласта. - 1998 / Зейгман Ю.В., Харин А.Ю., Гумеров O.A., Сыркин A.M., Мавлютов М.Р., РогачевМ.К.

84. Положительное решение о выдаче патента на изобретение по заявке №97101072/03(001309) от 27.01.1997 г. МПК 6 С 09К 7/02 "Жидкость для глушения скважин - "состав УНИ-3" авторов: Волочков Н.С., Гумеров O.A., Зейгман Ю.В. и др.

I