Исследования особенностей изменения свойств нефтегазовых сред методом высокочастотной диэлькометрии

Шагапова, Рида Раисовна

Исследования особенностей изменения свойств нефтегазовых сред методом высокочастотной диэлькометрии тема автореферата и диссертации по физике, 01.04.14 ВАК РФ

Шагапова, Рида Раисовна АВТОР

кандидата технических наук УЧЕНАЯ СТЕПЕНЬ

Уфа МЕСТО ЗАЩИТЫ

2005 ГОД ЗАЩИТЫ

01.04.14 КОД ВАК РФ

Диссертация по физике на тему «Исследования особенностей изменения свойств нефтегазовых сред методом высокочастотной диэлькометрии»

Автореферат диссертации на тему "Исследования особенностей изменения свойств нефтегазовых сред методом высокочастотной диэлькометрии"

На правах рукописи

ШАГАЛОВА РИДА РАИСОВНА

ИССЛЕДОВАНИЯ ОСОБЕННОСТЕЙ ИЗМЕНЕНИЯ СВОЙСТВ НЕФТЕГАЗОВЫХ СРЕД МЕТОДОМ ВЫСОКОЧАСТОТНОЙ ДИЭЛЬКОМЕТРИИ

Специальность 01.04.14,- теплофизика и теоретическая теплотехника

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2005

Работа выполнена в Башкирском госу дарственном университете и на кафедре обшей физики Башкирского государственного педагогического университета

Научные руководители:-

доктор физико-математических наук

профессор |Ф.Л. Саяхов|;

доктор физико-математических наук.

М.А. Фатыхов.

Официальные оппоненты:- доктор технических наук,

профессор А.И. Филиппов;

кандидат физико-математических наук, доцент Б.К. Сушко.

Ведущая организация:- Уфимский государственный нефтяной технический университет.

Зашита состоится 29 сентября 2005 г. в 1600 час. На заседании диссертационного совета Д. 212.013.04 при Башкирском государственном университете по адресу:

450074, г. Уфа, ул. Фрунзе, 32, ауд. 216.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Башкирского государственного университета.

Автореферат разослан « » августа 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

доктор физико-математических наук Р.Ф. Шара футдинов.

15Ч6Ч

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Технология добычи и сбора нефти на месторождениях существенно осложняется следующими фактами: отложением органических солей, асфальто-смоло-парафиновых веществ, коррозией нефтепромыслового оборудования и коммуникацией, высоким содержанием в нефти воды и механических примесей.

Асфальто-смоло-парафиновые вещества могут выпадать в призабой-ной зоне пласта, на различных участках внутрискважинного и наземного оборудования и коммуникаций. Отложение их выводит из строя оборудование, уменьшает производительность скважины и других технологических комплексов, увеличивает дорогостоящие и трудоёмкие ремонты, что приводит к значительному недобору нефти и ухудшению технико-экономических показателей разработки нефтяных месторождений. Для борьбы с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСГТО) применяются механические, тепловые, физические и химические способы. Механические, тепловые и физические методы удаления органических отложений в условиях глубоких скважин неэффективны. Наиболее предпочтительными являются физике - химические методы воздействия, включающие применение поверхностно-активных веществ (ПАВ): полимерных, мицеляр-ных, щелочных растворов, двуокиси углерода, различных растворителей, серной, соляной и других кислот, обеспечивающие обработку, как приза-бойной зоны пласта, так и подземного оборудования. Применение их основано на растворении, замедлении скорости и последующего накопления твердых осадков.

Применение химических продуктов является одним из способов интенсификации добычи нефти, а в ряде случаев решающим фактором при борьбе с соле- и парафиноотложениями в нефтепромысловом оборудовании. Для предотвращения и удаления отложений солей и парафина, предупреждения образования сульфатвосстанавливающих бактерий, снижению коррозии нефтепромыслового оборудования и обработки призабойных зон скважин, для деэмульсации нефти широко используется различные химреагента - ингибиторы парафина, ингибиторы солеотложения, ингибиторы коррозии, деэмульгаторы.

В связи с изменением характеристик парафинистых нефтей различных месторождений в широких пределах и наличием достаточно разнообразного набора реагентов возникают две задачи: подбор наиболее эффективного для нефти данной скважины реагента, его дозы и контроль при обработке призабойной зоны пласта реагентами.

При длительном хранении химических реагентов из-за изменения температуры окружающей среды многие реагенты не отвечают своим тех-

РОС. НАЦИОНАЛ ЬН/ •ИБЛИОТЕМ

нологаческим и экономическим требованиям. Поэтому необходим метод входного контроля свойств химических реагентов перед использованием.

Несмотря на огромное число новых реагентов, в настоящее время в нефтяной промышленности в качестве сырья для изготовления, т.е. для создания различных реагентов - композиций, все большее применение находят смеси двух или большего числа реагентов. Получение таких смесей позволяет улучшить свойства индивидуальных реагентов. Для достижения требуемого комплекса ценных свойств смешивают реагенты, различающихся по свойствам и химическому строению. В этом случае возникает проблема подбора химических реагентов в определенном соотношении и определения их молекулярного совмещения.

Нефтяные месторождения севера Тюменской области характеризуются высоким газовым фактором нефти и наличием в верхней части геологического разреза слоев многолетнемерзлых пород (на глубине до 500 м) с отрицательной температурой. Даже при продолжительном простое таких скважин в них могут образоваться сложные пробки, в состав которых входят, кроме гидрата, нефть, парафин, вода, мехпримеси в виде мелких частиц породы коллектора или глины. Для эффективной выработки запасов нефти из сложно построенных залежей, необходимо решить проблему профилактики парафиногидратообразования путем создания или подбора химических реагентов - ингибиторов комплексного действия. Кроме того, нефть добывается из пластов при высоких термобарических условиях. Таким образом, возникает необходимость в создании экспресс методов и способов качественного и количественного контроля технологических жидкостей, которые должны учитывать изменения физико-химических свойств нефти и реагентов, температуру и давление и других факторов (содержание примесей, воды, солей и др.), а также возможность их использования в промысловых условиях.

Перед нефтяниками и газовиками, с развитием нефте- и газодобывающей промышленности в районах Крайнего Севера и Сибири, наиболее остро стала проблема борьбы с газогидратными асфальто-смоло-прафиновыми пробками, причем нефть добывается из пластов при высоких термобарических условиях. Между тем, применительно к этим условиям физические основы высокочастотной диэлькометрии недостаточно разработаны.

Цель работы. Экспериментальные исследования и выявления особенностей диэлектрических свойств нефтенасьпценных продуктивных пород, водонефгяных эмульсий, нефтей, нефтяного газа, реагентов и их растворов в нефти с одновременным учетом термобарических условий скважины и нефтяного пласта с целью разработки диэлектрических методик для борьбы с отложениями в нефте - и газодобыче.

Основные задачи исследований:

1. Дальнейшее обоснование основных положений высокочастотной диэлькометрии с одновременным учетом термобарических условий скважины и нефтяного пласта применительно к задачам нефтс - и газодобычи.

2. Разработка измерительной установки и проведение измерений диэлектрических характеристик (относительной диэлектрической проницаемости е' и тангенса угла диэлектрических потерь нефти, нефтяного газа, реагентов и их растворов в нефти в диапазоне частот/ (30 кГц-300 МГц), в интервале температур Т (0-100) °С, давлений Р до 50 МПа.

3. Анализ особенностей и условий применения следующих методик при термобарических условиях скважины:

-диэлектрическая методика подбора потенциально эффективных реагентов для борьбы с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО);

-диэлектрическая методика определения содержания реагента в нефти;

-диэлектрическая методика оценки молекулярного совмещения реагентов;

-диэлектрическая методика входного контроля реагентов;

-определение условий гидратообразования из нефтяного газа в за-трубном пространстве скважины, парафиногидратообразования в полости насосно-компрессорной трубы.

4. Выполнение экспериментальных исследований по воздействию электромагнитного поля на продуктивные породы под всесторонним давлением и влияния минерализации воды на диэлектрические параметры нефтяных эмульсий.

Достоверность полученных результатов. Достоверность экспериментальных измерений диэлектрических характеристик исследуемых веществ проверялась тестовыми измерениями эталонных жидкостей.

Методики применения реагентов в нефтедобыче и определения условий гидратообразоывания в скважине диэлектрическим методом подтверждаются многочисленными промысловыми экспериментами.

Результаты исследований апробированы известными методиками в лабораторных условиях и на научных семинарах и конференциях

Научная новизна работы заключается в следующем:

1 Представленные в работе экспериментальные и промысловые результаты расширяют и углубляют основные положения высокочастотной диэлькометрии применительно к задачам нефтс - и газодобычи.

2. Разработаны измерительные устройства на базе стандартного прибора Е4-11 для измерения диэлектрических параметров продуктивных пород, нефти, водонефтяных эмульсий, реагентов и их растворов с учетом термобарических условий скважины и нефтяного пласта.

3 Проведены исследования влияния термобарических условий сква-

жины и нефтяного пласта на диэлектрические характеристики нефти, реагента и их растворов.

4. Разработаны и внедрены в промысловых термобарических условиях диэлектрические методики по определению эффективности действия ингибиторов парафина для борьбы с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями, по определению качественного и количественного содержания реагента в нефти; по оценке молекулярного совмещения реагентов, по входному контролю реагентов. Установлен эффект ступенчатой зависимости максимума тангенса • угла диэлектрических потерь в нефти от времени, обусловленная выносом регента из извлекаемой нефти.

5. Определены условия гидратообразования в затрубном пространстве скважины, парафино- и гидратообразования в полости насосно-компрессорной трубы.

6. Установлен эффект увеличения и постоянства спектра времени релаксации с повышением давления в продуктивной породе.

7 Исследованы влияния минерализации воды на диэлектрические параметры водонефтяных эмульсий. Показано увеличение значения диэлектрической проницаемости эмульсии с повышением концентрации солей.

На защиту выносятся и защищаются следующие положения:

1. Дальнейшее обоснование основных положений высокочастотной диэлькометрии с учетом термобаричсских условий применительно к задачам нефте- и газодобычи.

2 Разработка экспериментальной установки и методики измерения диэлектрических характеристик нефтей, реагентов и их растворов при термобарических условиях скважины в зависимости от частоты электромагнитного поля.

3. Подбор потенциально эффективных ингибиторов АСПО. определение качественного и количественного содержания ингибиторов АСПО в нефти, оценки молекулярного совмещения реагентов высокочастотным диэлектрическим методом при высоких термобарических условиях.

4. Нелинейные изменения с давлением диэлектрических характеристик продуктивных пород;

5. Влияние минерализации воды на диэлектрические параметры водонефтяных эмульсий;

6 Определение условий образования газогидратных пробок в скважинах диэлектрическим способом.

Практическая значимость. Научные результаты, полученные в работе, нашли отражение в применении физико-химических методов, повышения эффективности добычи нефти в Республике Башкортостан и ряде регионов Западной Сибири. Разработанные автором методики и установки внедрены в НГДУ Уфанефть, Аксаковнефть. Краснохолмскнефть, Чекма-

гушнефть, Арланнефть. ОАО Урайнефть. ОАО Когалымнефть, ОАО Ноябрьскнефтегаз, Суторминскнефгь, Заполярнефть. Фактический годовой экономический эффект от внедрения за период 1981 г. по 1988 г. составил 1011864 руб.

Апробация работы. Основные результаты, приведенные в работе, докладывались и обсуждались на следующих научных конференциях, семинарах и школах-семинарах:

1. Школа - семинары по "Проблемам трубопроводного транспорта" (Уфа, ноябрь 1990 г. и 1991 г.); IX Республиканская научно - техническая конференция молодых ученых и специалистов по проблемам сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов по трубопроводам (Уфа, 1991 г.); I Республиканская конференция молодых ученых - физиков Республики Башкортостан (Уфа, ноябрь 1994 г); Республиканская научная конференция "Физические проблемы научно - технического прогресса" (Уфа, декабрь 1990 г.); Всероссийская научно - техническая конференция "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России" (Москва, январь 1997г.); научная конференция по научно - техническим программам Минобразования России (Уфа, декабрь 1997-2001 г г.); научно - технические советы ПО Башнефть, Урайнефть, Когалымнефть, Ноябрьскнефтегаз, Главтюменнефтегаз (1980-1997 г.г); Всероссийская научная конференция, посвященная 40-летию журнала "Теплофизика высоких температур" (Москва, 2003 г.); 5-ое Региональное совещание-семинар (Уфа, 2005 г.); на научных семинарах под руководством проф. Фахретдинова И.А. иФатыховаМ.А. (Уфа, 2003-2005 гг.).

Публикации. По теме диссертации автором опубликовано 25 печатных работ.

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, заключения, списка литературы Объем диссертации составляет 143 страницы основного машинописного текста, включая- 16 рисунков, 14 таблиц, список литературы из 121-го наименования и приложения.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, как в научном, так и в прикладном отношениях, сформулированы цель работы и защищаемые научные положения.

В первой главе диссертации проведено обобщение научно-методических основ ВЧ диэлькометрических методик применительно к нефтям, химреагентам и технологическим жидкостям, используемым в нефтяной и газовой промышленности. Поставлены основные задачи исследований.

Во второй главе формулируются и анализируются основные положения высокочастотной диэлькометрии для практического применения методик с целью определения эффективности действия, молекулярного совмещения реагентов, качественного и количественного содержания в нефти реагентов и их растворов при термобарических условиях скважины Приведены результаты опытно-промысловых испытаний разработанных методик.

В § 2.1 описывается диэлектрическая методика подбора эффективности ингибиторов парафина для борьбы с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями. Основным положением, на котором базируется разработанная методика, является различие местоположений на частотной оси электромагнитного поля частот /т, соответствующих максимумам тангенса угла диэлектрических потерь tgйmп нефти и ингибитора АСПО tg8mp при температуре начала кристаллизации парафина. Следовательно, признаком эффективности

Рис. 1 Частотная зависимость 1§5 парафинистой нефти и реагентов при температуре начала кристаллизации парафина 7т = 313 К: 1 - нефть скв. 350 Николоберезовского месторождения; 2, 3 - эффективные реагенты МЛ-72 и 11-11; 4 - неэффективный реагент Проксанол-305

ингибиторов АСПО является приблизительное совпадение частот максимума тангенса угла диэлектрических потерь ингибитора АСПО /тр с частотой максимума тангенса угла диэлектрических потерь нефти /тп. т.е. /шр « /то, при температуре начала кристаллизации парафина 7Ш. Как видно ш

120

140

160 180 200 £ МГц

рис.1 для нефти Николоберезовского месторождения (скв 350) реагенты МЛ-72 и R-11 являются эффективными, а Проксанол-305 неэффективным реагентом для данной нефти. Опытно-промысловые испытания применения реагентов МЛ-72 и R-11 на данном месторождении подтвердили эти выводы.

В § 2 2 описываются результаты экспериментальных исследований тангенса угла диэлектрических потерь tg8(Q в зависимости от содержания реагента С(%).

Приведены результаты частотных зависимостей (рис. 2) tg5(/) обезвоженной нефти скв.859 Северо - Варьегонского месторождения и чистого ингибитора СНПХ-7202, и их растворов СНПХ-7202 в нефти в интервале С = (0,005 - 0,1)% через промежутки 0,005 %.

tgä-io'

tgS 10 120

100

160 f, МГц

120 140 160 £МГЦ

Рис 2 Частотная зависимость tg5 нефти (а) Северо-Варьегонского месторождения (скв.859), ингибитора АСПО СНПХ-7202 (б) и их растворов 0,01%(в), 0,1% (г) при температуре начала кристаллизации парафина Тш = ЗОЗК

По значениям максимальных величин tg5m построена концентрационная зависимость 1§8т(С). В частности на рис.3 приведена зависимость значений tg5m(C) от содержания диспергатора СНПХ-7202 в нефти вышеуказанного месторождения (скв.859) при температуре 7^=303 К. Кривая

IgSulO3

Рис. 3 Концентрационная зависимость tg8m(0 для растворов СНПХ -7202 в нефти Северо-Варьегонского месторождения (скв.859) при Т= ЗОЗК

является калибровочной, ее можно построить для любого ингибитора АСПО при любых термобарических условиях Далее по измеренному значению tgS определить концентрацию ингибитора СНПХ-7202 в добываемой нефти.

Анализ результатов определения максимального значения тангенса угла диэлектрических потерь tg8m(/) нефти Северо-Варьегонского месторождения (скв.859), ингибитора СНПХ-7202 и растворов ингибитора в нефти показал совпадение частоты при максимальных значениях tg8m(/i„). fm = 127 МГц. Таким образом, ингибитор СНПХ-7202 является эффективным реагентом по удалению и предотвращению АСПО на Северо-Варьегонском месторождении.

Для бпределения малых количеств содержания ингибитора АСПО (0,005 - Ь, 1)% в нефти, нужно провести измерения максимального значения tgSm(/) в добываемой нефти после закачки в скважин)' ингибитора АСПО в области частот ориентационной поляризации составляющих полярных молекул при температуре Tm. Полученные значения сопоставляются с калибровочными tg8ra(0 Разработанная методика успешно прошла опытно-промышленные испытания.

Полученные концентрационные зависимости tgöm(C) можно также ис-

пользовать для определения времени окончания выноса ингибитора АСПО и начала повторной закачки ингибитора (рис. 4).

tgfirflO3 120 - -

4020-.

20 40 60 НО 100 120 f. МГц

Рис. 4 Зависимость tg5m от времени выноса ингибитора парафина СНПХ-7202 с добываемой нефтью из скв. 859 Северо-Варьегонского месторождения при температуре 7^=303 К

Оценка входного контроля реагентов производится по данным измерения частотной зависимости / тангенса угла диэлектрических потерь tg5 данного реагента и стандартного реагента в диапазоне частот (10-200 МГц). По этим зависимостям определяют значения максимума тангенса угла диэлектрических потерь tg8m и соответствующие этому максимуму частоты

IgSlO1 IgMO1

Рис. 5 Калибровочная кривая (а) - зависимость ингибитора парафина СНПХ-7215 от частоты/электромагнитного поля при 7'=293К,/Г1=118 МГц. Зависимость 1§8 ингибитора парафина (б) СНПХ-7215 (вторая партия) от частоты поля при 7^293^/,,=118 МГц,/„=124 МГц; некачественный реагент

/т. Путем сопоставления /т для данного и стандартного реагентов

производится оценка входного контроля. Примеры калибровочных кривых приведены на рисунке 5.

В § 2.3 рассматриваются результаты экспериментальных исследований молекулярного совмещения реагентов диэлектрическим способом. В последние годы поиску термодинамически совместимых композиций уделяется большое внимание, поскольку получение таких смесей позволяет улучшить свойства индивидуальных реагентов. В связи с эти возникает проблема разработки методики определения молекулярного совмещения различных реагентов. Методика молекулярного совмещения реагентов (образования истинного раствора одного реагента в другом) основывается на измерении значения максимума 1§5ш(/п,) от частоты для реагентов и смеси реагентов. Путем сопоставления значения максимума тангенса угла диэлектрических потерь tgбm, соответствующее этому максимуму значение частоты /т реагентов производится оценка молекулярного совмещения реагентов. На рис.4 показаны зависимость тангенса угла диэлектрических потерь tg8(/) от частоты для системы реагентов из Дисолван-4422 (деэмульга-тор, относится к классу неионогенных ПАВ, при использовании усиливается коррозия оборудования) и ДС- РАС (деэмульгатор, относится к классу анионных ПАВ, применение в чистом виде связано с высокими удельными расходами) при Т = 293 К, Р = 0,1 МПа. Результаты замеров показывают, что при соотношениях 40% Дисолван - 4422, 60 % ДС-РАС наблюдаются на частотной оси два максимумами = 130 МГц, /т2 =145 МГц. Однако, с 17% Дисолван - 4422 совместим 83 % ДС-РАС.

фЗЮ3 70-

50-

30-

10-

120 130 140 150 160 £МГц

Рис. 6 Частотная зависимость от частоты для смеси составов: 1 - 40 % Дисолван 4422 + 60 % ДС-РАС; 2-17 % Дисолван + 83 % ДС-РАС

При таком соотношении реагентов на частотной оси измеряется кривая с одним максимумом tg5m(/"m), fm = 141 МГц. Предложенная модель композиции была использована на Вынгапурском месторождении. Результаты испытаний показали, что вышеописанная композиция замедляет коррозию, при этом удельный расход снижается.

В § 2.4 приведены результаты промыслового испытания диэлектрического метода определения эффективности реагентов.

В соответствии с диэлькометрическим методом при температуре начала кристаллизации парафина ИНПАР-1 является эффективным реагентом для нефти скв. 205 Орьебашевского, скв.4359 Югбмаш-Максимовского месторождений и неэффективным для нефти скв. 2293 Игровского, скв. 1661 Татышлинского месторождений. Ингибитор АСПО СНПХ-7212 является эффективным реагентом для нефти скв. 2293 Игровского месторождения НГДУ Краснохолмскнефгь. Ингибитор АНП-2 является эффективным, ВЭС-408- неэффективным реагентом для нефти скв. 166 Спартакской площади НГДУ Аксаковнефть. Результаты промысловых испытаний показали, что кратность увеличения межочистного периода (МОП) составила 1,70-3,6 при незначительном расходе ингибитора.

В § 2.5 приведены результаты промыслового испытания диэлектрического метода определения молекулярного совмещения реагентов. Диэлектрическим методом определения молекулярного совмещения реагентов разработана композиция: смесь ингибитора ACTIO СНПХ-7212 и ингибитора коррозии Север-1 (1:1).Опытно-промысловые испытания показали, что межочисгной период скважины без ингибитора АСПО СНПХ-7212 составляет 36-90 сут. Применение композиции позволило увеличить этот период в 1,7-2,2 раза.

В третьей главе были выполнены лабораторные эксперименты диэлектрическим методом по определению условий гидратообразования из нефтяного газа в затрубном пространстве скважины, парафиногидратооб-разования в полости НКТ. Было обнаружено, что раньше образуется пара-финогазогидрат в полости НКТ, а потом газогидрат в затрубном пространстве скважины.

В четвертой главе исследуется диэлектрические свойства продуктивных пород Мордово-Кармальского битумного месторождения в диапазоне частот 50 кГц-50 МГц, в диапазоне температур 273-373 К и всестороннего давления 0,1-50 МПа. Из частотных зависимостей е', измеренных при различных давлениях, следует, что увеличение давления не только смещает tg8m к низким частотам, но и приводит к изменению величины tg8m. Давление не изменяет спектра времен релаксации, т.к. частотные зависимости tg5 при различных давлениях не отличаются по ширине tg8m при Т = const, зна-

чение s' также уменьшается. Такое поведение от давления характерно для диэлектриков с дипольно-грутгаовыми процессами.

Было изучено влияние минерализации воды на диэлектрические параметры водонефтяных эмульсий в зависимости от содержания солей в глобулах воды. Исследования проводились при температуре 293 К в диапазоне частот 50 кГц-50 МГц и (1000-3600) МГц. Проведенные исследования показали, что концентрация солей в эмульсии влияет на ей диэлектрические параметры, особенно на диэлектрические потери.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ

На основе теоретических и экспериментальных (в том числе и промысловых) исследований, а также опытно-промысловыми работами проведено научно-методическое обоснование возможности разработки и практического применения диэлькометрических методик методов контроля и управления свойствами технологических жидкостей для обработки ПЗП. Выполнены также практические работы по реализации этих методов применительно к условиям месторождений Западно-Сибирского нефтегазового региона. В соответствии с этим общим положением можно отметить следующие конкретные результаты по диссертационной работе:

1. На основе анализа и обобщения молекулярно-физических основ диэлектрических свойств полярных жидкостей, экспериментального изучения особенностей частотно-температурных зависимостей диэлектрических характеристик нефти, различных реагентов, их растворов в нефти и других технологических жидкостей как полярных систем была конкретизирована связь между диэлектрическими и технологическими свойствами.

2. Разработана конструкция, изготовлен и используется в измерениях измерительный конденсатор, который позволяет проводить измерения диэлектрических характеристик нефти, реагентов и их растворов в нефти, технологических компаундов и жидкостей, пластовых вод в диапазоне частот (30-300) МГц и высоких термобарических условиях (температурах 273373 К, давлениях 0,1-50 МПа).

3. Определены зависимости диэлектрических характеристик от частоты и термобарических условий для нефти, реагентов, их растворов в нефти, применительно к Западно-Сибирскому нефтегазовому региону.

4. Предложена методика определения эффективных рабочих интервалов температуры и частоты как ширины "резонансной" кривой по экспериментальным зависимостям tg8(/) при Т = const и tg8(7) при / = const для нефти, реагентов других технологических жидкостей. Предложенная методика подтверждена и проиллюстрирована на многочисленных примерах.

5 На основе теоретического анализа и обобщения, выполненных лабораторных и промысловых опытов предложены и подтверждены практическим применением для условий Западно-Сибирскому нефтегазового региона следующие методики при различных термобарических условиях:

- диэлектрическая методика подбора потенциально-эффективных реагентов для борьбы с АСПО;

- диэлектрическая методика определения содержания реагента в нефти;

- диэлектрическая методика оценки молекулярного совмещения реагентов и реагентов с некоторыми жидкостями;

- диэлектрическая методика входного контроля реагентов.

6 Определены условия гидратообразования из нефтяного газа в за-трубном пространстве скважины, парафиногидратообразования нефти в полости НКТ диэлектрическим способом.

7. Экспериментально установлена зависимость увеличения тангенса угла диэлектрических потерь нефти с повышением содержания в ней реагента, что позволяет определить содержание в нефти реагента. Установлен эффект ступенчатой зависимости максимума тангенса угла диэлектрических потерь нефти от времени, обусловленная выносом реагента в извлекаемой нефти.

8. Экспериментальными исследованиями показано, что с повышением давления на образец продуктивной породы увеличивается время релаксации, а спектр его не изменяется, максимум тангенса угла диэлектрических потерь смещается к низким частотам. Значение диэлектрической проницаемости в зависимости от давления изменяется нелинейно: в диапазоне давлений (0,1-7,5) МПа увеличивается, при давлениях (7,5-25) МПа медленно убывает Эти исследования полезны при разработке методики расчета технологических показателей разработки месторождений с учетом зависимости диэлектрических параметров продуктивных пород от давления и температуры.

9. Показано увеличение значения диэлектрической проницаемости эмульсии с повышением концентрации солей. С увеличением концентрации солей, значения максимумов тангенса угла диэлектрических потерь эмульсии смещаются в сторону высоких частот. Установлено, что водо-нефтяные эмульсии с пластовой водой являются стойкими эмульсиями Эти закономерности могут быть рекомендованы для контроля качества воды в нефти.

ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Саяхов Ф. Л., Ревизский Ю В., Шагапова P.P., Дыбленко В.П., Мак-

сутов Р.А., Байков AM., Хакимов ВС. Способ контроля за обработкой пластов реагентами: АС. 927977 СССР//Б И. 1982.

2. Саяхов Ф. Л., Имашев Н Ш, Шагапова Р Р., Гирфанов А. А, Ла-тыпова А.Х. Способ обезвоживания эмульсий тяжелой нефти: А. С. 1490940. СССР//Б. И. 1986.

3 Саяхов Ф Л., Ревизский Ю В., Шагапова Р Р и др Об одном способе определения эффективности реагентов для удаления и предупреждения смоло-парафиновых отложений // Нефтепромысловое дело - 1980 -№5,- С. 35-38.

4. Саяхов Ф.Л., Ревизский Ю.В , Шагапова Р Р и др Экспресс-метод для определения эффективности ингибиторов отложения парафина и детергентов//Нефтепромысловое дело. - 1983. №1.-С 10-11.

5 Саяхов Ф. Л., Ревизский Ю.В , Шагапова РР Применение ВЧ ди-элькометрии для определения эффективности ингибиторов парафина и детергентов // Сб. науч. труд. ВНИИ. - М -1981 - Вып 77. - С 73-79

6. Саяхов Ф. Л., Люшин С. Ф., Шагапова P.P. Применение ВЧ диэль-кометрии для оценки эффективности и выноса из пласта ингибиторов парафина // Проблемы освоения Западно-Сибирского топливно-энергетического комплекса: Тез. докл. I Респуб науч - техн. конф - Уфа. 1982. - С.68-69.

7. Саяхов Ф.Л, Ревизский Ю.В., Шагапова Р.Р Высокочастотный ди-элькометрический экспресс-метод определения эффективности действия химреагентов // Борьба с солевыми и асфальто-смолистыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании: Тез. докл. Всесоюз. Науч - техн совещ. - Казань, 1982,- С.46-48.

8. Саяхов Ф. Л., Имашев Н. Ш., Шагапова Р.Р Высокочастотный ди-элькометрический метод подбора эффективного ингибитора парафиноот-ложения. Экспресс-информ. ВНИИОНГ. Сер. Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений -1988.-Вып №5-С 1-4.

9 Саяхов Ф Л., Шагапова Р Р Физический метод подбора эффективных удалителей парафина в трубопроводах- тез. докл XIII школа-сем. по проблемам трубопроводного транспорта. Уфа- ВНИИСПТ нефть. 1990. С. 1-9.

10 Экспериментальное исследование диэлектрических параметров продуктивных пород месторождений битумов // Шагапова Р Р, Дыбленко В.П., Саяхов Ф.Л.. Туфанов И.А,- Уфа: Башгосуниверситет, 1982, Деп. в ВИНИТИ. 2917-82.

11. Валиуллин А. В , Сафин С Г . Шагапова Р Р Исследование изменения динамического уровня жидкости в затрубном пространстве скважины // Науч. конф. по науч. - техн. Программам Минобразования России: Сб статьей и тез. - Уфа: БашГУ, 1997 -С.171-173.

12. Шагалова P.P., Туфанов Й.А., Саяхов Ф.Л. Диэлектрические свойства продуктивных коллекторов в различных термодинамических условиях // Сб. науч. тр. ВНИИ.-1981,- Вып. 77,- С. 89-92.

13. Шагалова P.P. Определение условий парафиногидратообразования для нефтегазовой смеси диэлектрическим способом //Науч. конф. по науч. -техн. Программам Минобразования России: Сб. статей и тез.- Уфа: БашГУ, 1999,-С. 221-225.

14. Шагалова P.P. Экспериментальное определение зависимости диэлектрических параметров от времени // Науч. конф. по науч.- техн. Программам Минобразования России: Сб. статей тез. - Уфа: БашГУ, 2000. -С.171-175.

15. Шагапова P.P. Методика оценки молекулярного совмещения реагентов диэлектрическим способом // Науч. конф. по науч. - техн. Программам Минобразования России: Сб. статей и тез. - Уфа: БашГУ, 2000. -С. 157-163.

16. Шагапова P.P. Методика высокочастотного диэлектрического подбора эффективных реагентов с учетом термобарических условий скважины для борьбы с АСПО // Науч. конф. по науч.-техн. Програмам Минобразования России: Сб. статей и тез. - Уфа: БашГУ, 2000,- С. 164-170.

17. Фатыхов М. А., Шагапова P.P. Исследование диэлектрических свойств продуктивных пород Мордово - Кармальского месторождения // Ученые записки: Сб. науч. тр. - Уфа: Изд-во БГПУ, 2003,- С. 130-134.

18. Шагапова P.P., Фатыхов М.А. К влиянию минерализации воды на диэлектрические параметры водонефтяной эмульсии // Физико-химическая гидродинамика: Межвуз. сб. науч тр. - Уфа: БашГУ, 2004,- С.56-62.

19. Имашев Н.Ш., Шагапова P.P. Подбор эффективности реагентов методом оценки энергии активации // Науч. конф. и по науч.-техн. Программам Минобразования Росси: Сб. статей и тез. - Уфа: БашГу, 1996 - С. 150-153.

20. Шагапова P.P. Экспериментальные исследования условий гидра-тообразования из нефтяного газа в скважине диэлькометрическим методом //. Университетская наука-Республике Башкортостан: Материалы науч.-практич. конф.-Уфа: РИО БашГУ, 2004.-18-22 с.

21. Саяхов Ф.Л., Ковалева Л.О., Шагалова P.P., Гайфуллин Д.Д. Способ совместимости реагентов: Патент РФ 2045051 //Б. И. 1995. №27.

22. Фатыхов М.А., Шагапова P.P. Экспериментальное исследование диэлектрических параметров битумных продуктивных пород под высоким всесторонним давлением //Теплофизика высоких температур. 2004. Т.42., №5. С. 810-812.

Fatykhov M. A., Shagapova R.R. Experimental Investigation of the Dielectric Parameters of Bituminous Productive Rock under High Uniform Pressure // High Temperature. 2004.V42. N5. P. 812-815.

23. Фатыхов M.A., Шагапова P.P. Диэлектрические свойства дисперсных сред, насыщенных битумной нефтью// Электронная обработка материалов. 2005. №6. С.75-76.

Fatykhov M. A., Shagapova R.R. Dielectric Properties of Dispersed Phases Saturated with Bituminous Oil // Surface Engineering and Applied Electrochemistry. N 2. 2005. P.75-76.

24. Фатыхов M. А., Шагапова P.P. Высокочастотная спектроскопия полярных диэлектриков в учебном процессе. 5-ое Региональное совещание -семинар: Сб. тезисов докладов. - Уфа: Изд-во БГТТУ, 2005.-С.45-46.

25. Фатыхов М.А., Шагапова P.P. Диэлектрические свойства нефти и их компонент в диапазоне частот (200-1000) МГц//Ученые записки: Сб.науч. тр. - Уфа: Изд-во БГПУ, 2004. - С. 114-117.

S»

Шагапова Рида Раисовна

ИССЛЕДОВАНИЯ ОСОБЕННОСТЕЙ ИЗМЕНЕНИЯ СВОЙСТВ НЕФТЕГАЗОВЫХ СРЕД МЕТОДОМ ВЫСОКОЧАСТОТНОЙ ДИЭЛЬКОМЕТРИИ

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Лицензия на издательскую деятельность ЛР№ 021319 от 05.01.99 г.

Подписано в печать 30.05.2005 г. Бумага офсетная. Формат 60x84/16. Гарнитура Times. Отпечатано на ризографе. Усл. печ. л. 1,20. Уч.-изд. л. 1,03. Тираж 100 экз. Заказ 480.

Редакционно-издательский центр Башкирского государственного университета 450074, РБ, гУфа, ул.Фрунзе, 32.

Отпечатано на множительном участке Башкирского государственного университета 450074, РБ, г.Уфа, ул.Фрунзе, 32.

»15336

РНБ Русский фонд

2006-4 15464

Содержание диссертации автор исследовательской работы: кандидата технических наук, Шагапова, Рида Раисовна

ВВЕДЕНИЕ.

1. ФИЗИКО - ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА МНОГОФАЗНЫЕ

ДИЭЛЕКТРИКИ.

1.1 Особенности поляризации многофазных диэлектриков.

1.1.1. Поляризация диэлектриков. Виды поляризации.

1.1.2. Зависимость диэлектрических потерь и диэлектрической проницаемости от частоты.

1.1.3. Зависимость диэлектрических потерь и диэлектрической проницаемости от температуры и давления.

1.1.4. Диэлектрические поведения жидкостей в области затвердения.

1.1.5. Диэлектрические потери и поляризация в композициях.

1.1.6. Потери, как физический и технический параметр диэлектриков.

1.1.7. Применение диэлькометрии.

1.2. Химические методы защиты нефтепромыслового оборудования от парафиноотложений.

1.2.1. Поверхностно - активные вещества.

1.2.2. Ингибиторы парафина.

1.2.3. Основные виды ингибиторов.

1.3. Физико-химические свойства нефти и отложений парафина.

1.3.1. Температура кристаллизации парафина.

1.3.2. Влияние ПАВ на кристаллизацию парафина.

Выводы по главе 1.

2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКА МЕТОДИК ПРИМЕНЕНИЯ РЕАГЕНТОВ В НЕФТЕДОБЫЧЕ

ДИЭЛЕКТРИЧЕСКИМ МЕТОДОМ.

2.1. Экспериментальные исследования диэлектрических параметров смеси «реагент — нефть» в зависимости от температуры и давления.

2.2. Экспериментальные исследования диэлектрических параметров нефти в зависимости от содержания реагента.

2.3. Экспериментальные исследования молекулярного совмещения реагентов диэлектрическим способом.

2.4. Промысловые испытания диэлектрического метода определения эффективности реагентов в НГДУ Аксаковнефть, Красно-холмскнефть.

2.5. Промысловые испытания диэлектрического метода определения молекулярного совмещения реагентов.

Выводы по главе 2.

3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

ДИЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТЯНОГО ГАЗА В

СКВАЖИНЕ ДИЭЛЕКТРИЧЕСКИМ МЕТОДОМ.

3.1. Описание экспериментальной установки для исследования диэлектрических свойств газов при высоких температурах и давлениях.

3.2. Результаты экспериментальных исследований тангенса угла диэлектрических потерь нефтяного газа.

3.3. Промысловые испытания диэлектрического метода определения условий парафино - и гидратообразования в скважине.

Выводы по главе

4. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

УГЛЕВОДОРОДНЫХ СРЕД В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ДАВЛЕНИЯ,

ТЕМПЕРАТУРЫ И МИНЕРАЛИЗАЦИИ.

4.1. Исследование диэлектрических свойств продуктивных пород при высоких давлениях и температурах.

4.2. Влияние минерализации воды на диэлектрические параметры водонефтяных эмульсий.

Выводы по главе 4.

Введение диссертация по физике, на тему "Исследования особенностей изменения свойств нефтегазовых сред методом высокочастотной диэлькометрии"

Технология добычи и сбора нефти на месторождениях существенно осложняется следующими фактами: отложением органических солей, асфаль-то-смоло-парафиновых веществ, коррозией нефтепромыслового оборудования и коммуникацией, высоким содержанием в нефти воды и механических примесей [1].

Асфальто-смоло-парафиновые вещества могут выпадать в призабойной зоне пласта, на различных участках внутрискважинного и наземного оборудования и коммуникаций. Отложение их веществ выводит из строя оборудование, уменьшает производительность скважины и других технологических комплексов, увеличивает дорогостоящие и трудоёмкие ремонты, что приводит к значительному недобору нефти и ухудшению технико-экономических показателей разработки нефтяных месторождений. Для борьбы с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО) применяются механические, тепловые, физические и химические способы. Механические, тепловые и физические методы удаления органических отложений в условиях глубоких скважин неэффективны. Наиболее предпочтительными являются физико - химические методы воздействия, включающие применение поверхностно-активных веществ (ПАВ): полимерных, мицелярных, щелочных растворов, двуокиси углерода, различных растворителей, серной, соляной и других кислот [5-7], обеспечивающие обработку как призабойной зоны пласта, так и подземного оборудования. Применение их основано на растворении, замедлении скорости и последующего накопления твердых осадков.

Применение химических продуктов является одним из способов интенсификации добычи нефти, а в ряде случаев решающим фактором при борьбе с соле- и парафиноотложениями в нефтепромысловом оборудовании [1-4]. Для предотвращения и удаления отложений солей и парафина, предупреждения образования сульфатвосстанавливающих бактерий, снижению коррозии нефтепромыслового оборудования и обработки призабойных зон скважин, для деэмульсации нефти широко используется различные химреагенты - ингибиторы парафина, ингибиторы солеотложения, ингибиторы коррозии, де-эмульгаторы [8-12].

В связи с изменением характеристик парафинистых нефтей различных месторождений в широких пределах и наличием достаточно разнообразного набора реагентов [2] возникают две задачи: подбор наиболее эффективного для нефти данной скважины реагента, его дозы и контроль при обработке призабойной зоны пласта реагентами.

При длительном хранении химических реагентов из-за изменения температуры окружающей среды многие реагенты не отвечают своим технологическим и экономическим требованиям. Поэтому необходим метод входного контроля свойств химических реагентов перед использованием.

Нефтяные месторождения севера Тюменской области характеризуются высоким газовым фактором нефти и наличием в верхней части геологического разреза слоев многолетнемерзлых пород (на глубине до 500 м) с отрицательной температурой. Даже при продолжительном простое таких скважин в них могут образоваться сложные пробки, в состав которых входят, кроме гидрата, нефть, парафин, вода, мехпримеси в виде мелких частиц породы коллектора или глины. Для эффективной выработки запасов нефти из сложнопостроенных залежей, необходимо решить проблему профилактики пара-финогидратообразования путем создания или подбора химических реагентов — ингибиторов комплексного действия. Кроме того, нефть добывается из пластов при высоких термобарических условиях. Таким образом, возникает необходимость в создании экспресс методов и способов качественного и количественного контроля технологических жидкостей, которые должны учитывать изменения физико-химических свойств нефти и реагентов, температуру и давление и других факторов (содержание примесей, воды, солей и др.), а также возможность их использования в промысловых условиях.

Цель работы: экспериментальные исследования и выявления особенностей диэлектрических свойств нефтенасыщенных продуктивных пород, во-донефтяных эмульсий, нефтей, нефтяного газа, реагентов и их растворов в нефти с одновременным учетом термобарических условий скважины и нефтяного пласта с целью разработки диэлектрических методик для борьбы с отложениями в нефте - и газодобыче.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, заключения, списка литературы и приложения.

Заключение диссертации по теме "Теплофизика и теоретическая теплотехника"

Выводы по главе 4

1. Экспериментальными исследованиями показано, что с повышением давления на образец продуктивной породы увеличивается время релаксации, а спектр его не изменяется, максимум тангенса угла диэлектрических потерь смещается к низким частотам. Значение диэлектрической проницаемости в зависимости от давления изменяется не линейно: в диапазоне давлений 0,1-7,5 МПа увеличивается, при давлениях 7,5-25 МПа медленно убывает. Эти исследования полезны при разработке методики расчета технологических показателей разработки месторождений с учетом зависимости диэлектрических параметров продуктивных пород от давления и температуры.

2. Показано увеличение значения диэлектрической проницаемости эмульсии с повышением концентрации солей. С увеличением концентрации солей значения максимумов тангенса угла диэлектрических потерь эмульсии смещается в сторону высоких частот. Установлено, что водонефтяные эмульсии с пластовой водой являются стойкими эмульсиями. Эти закономерности могут быть рекомендованы для контроля качества воды в нефти.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

4. Предложена методика определения эффективных рабочих интервалов температуры и частоты как ширины "резонансной" кривой по экспери

129 ментальным зависимостям tg8(/) при Т= const и tg5(7) при / = const для нефти, реагентов других технологических жидкостей. Предложенная методика подтверждена и проиллюстрирована на многочисленных примерах.

5. На основе теоретического анализа и обобщения, выполненных лабораторных и промысловых опытов предложены и подтверждены практическим применением для условий Западно-Сибирскому нефтегазового региона следующие методики при различных термобарических условиях:

- диэлектрическая методика подбора потенциально-эффективных реагентов для борьбы с АСПО;

- диэлектрическая методика определения содержания реагента в нефти;

- диэлектрическая методика оценки молекулярного совмещения реагентов и реагентов с некоторыми жидкостями;

- диэлектрическая методика входного контроля реагентов.

6. Определены условия гидратообразования из нефтяного газа в за-трубном пространстве скважины, парафиногидратообразования нефти в полости НКТ диэлектрическим способом.

8. Экспериментальными исследованиями показано, что с повышением давления на образец продуктивной породы увеличивается время релаксации, а спектр его не изменяется, максимум тангенса угла диэлектрических потерь смещается к низким частотам. Значение диэлектрической проницаемости в зависимости от давления изменяется нелинейно: в диапазоне давлений (0,17,5) МПа увеличивается, при давлениях (7,5-25) МПа медленно убывает. Эти исследования полезны при разработке методики расчета технологических показателей разработки месторождений с учетом зависимости диэлектрических параметров продуктивных пород от давления и температуры.

9. Показано увеличение значения диэлектрической проницаемости эмульсии с повышением концентрации солей. С увеличением концентрации солей, значения максимумов тангенса угла диэлектрических потерь эмульсии смещаются в сторону высоких частот. Установлено, что водонефтяные эмульсии с пластовой водой являются стойкими эмульсиями. Эти закономерности могут быть рекомендованы для контроля качества воды.

Список источников диссертации и автореферата по физике, кандидата технических наук, Шагапова, Рида Раисовна, Уфа

1. Рагулин В А. Исследование особенностей изменения температуры насыщения нефти парафином и разработка рекомендаций по предотвращению его отложения: Дис. . канд. техн. наук. Уфа: БашНИПИнефть, 1980.-164 с.

2. Люшин С.Ф., Кундрюцкая Г.К. О применении химических методов борьбы с отложениями парафина // Сб. Нефтепромысловое дело. Уфа: БашНИПИнефть, 1973. Вып. 37. С. 88-94.

3. Люшин С.Ф., Рассказов В.А., Шейх-Али Д.М. Борьба с отложениями парафина при добыче нефти. М.: Недра, 1961. 200 с.

4. Сафин С.Г. Основы комплексной технологии интенсификации эксплуатации недонасыщенных нефтью залежей // Нефтепромысловое дело. 1996. №3. С. 28-30.

5. Бухгалтер Э.Б., Солдаткина Н.А., Зуйкова Г.А. Анализ использования основных реагентов//Газовая промышленность. 1983. №6. С. 10-11.6. Ёлкин И.А. Борьба с отложениями солей при эксплуатации скважин // Газовая промышленность. 1986. №2. С. 33.

6. Малышева И.А., Шальных Г.С., Абрамов А.С. Результаты экспериментальных исследований взаимодействия флюид — коллектор методом калориметрии // Сб. Проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. Тюмень: СибНИИНП, 1989. С. 25 -28.

7. Kunze K.R. Acadising sandafone formations with fenoboric acid // soc. Petrolium Engineering Journal. 1983. V. 23. №1. P. 65-72.

8. Ю.Абрамзон А.А. Поверхностно- активные вещества: свойства и применение. JL: Химия, 1981. 304 с.

9. П.Маринин Н.С. и др. Методы борьбы с отложениями солей. М.: ВНИИОЭНГ. Обзорная информация. Сер. Нефтепромысловое дело. 1980. 54 с.

10. Малышева Г.Н., Абрамов А.С. Изучение влияния температуры на гид-рофильность пород коллекторов// Сб. Проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. Тюмень: СибНИ-ИНП, 1989. С. 34-37.

11. Саяхов Ф.Л., Ревизский Ю.В., Дыбленко В.П., Максутов Р.А., Байков A.M., Шагапова P.P. Хакимов B.C. Способ контроля за обработкой пластов реагентами. А. с. 927977 СССР //Б.И. 1982. №18.

12. Сканави Г. И. Физика диэлектриков (область слабых полей). М Л.: Гостехтеоретиздат, 1949. 250 с.

13. Фрелих Г. Теория диэлектриков. ИЛ: Наука, 1960. 240 с.

14. Эме Ф.А. Диэлектрические измерения. М: Химия, 1967. 108 с.

15. Брандт А.А. Исследование диэлектриков на сверхвысоких частотах. М: Физматгиз, 1976, 404 с.

16. Бро К.А., Меага М.Ю., Сулар A.M. Физика диэлектриков. Л.: Химия, 1960.116 с.

17. Хиппель А.Р. Диэлектрики и их применение. М Л.: Госэнергоиздат, 1969.210 с.

18. Потапов А.А., Мецик М.С. Диэлектрическая поляризация. Иркутск: Изд-во Иркут. ун-та, 1986. 263 с.

19. Губкин А.Н. Физика диэлектриков. Теория диэлектрической поляризации в постоянном и переменном электрическом полях. М.: Высшая школа, 1971. 272 с.22.0делевский В.И. Расчет обобщенной проводимости гетерогенных систем//ЖТФ. 1951. №21.

20. Тархов А.Г. О связи диэлектрической постоянной горных пород с их минералогическим составом //Изв. АН СССР. Сер. геогр. и геофиз. 1947. №2.

21. Сажин Б.И. и др. Электрические свойства полимеров. Л.: Химия, 1977. 192 с.

22. Минкин В.И., Осипов О.А., Жданов Ю.А. Дипольные моменты в органической химии. Д.: Химия, 1968. 248 с.

23. Шахпоронов М. И. Механизм быстрых процессов в жидкостях. М.: Высшая школа, 1980. 352 с.

24. Тонконова Ю.В. Химия высокомолекулярных соединений нефти. JL: Колос, 1980. 172 с.

25. Дебай П., Закк Г. Теория электрических свойств молекул. М.: ОНТИ, 1936. 141 с.

26. Хиппель А.П. Диэлектрики и волны. ИЛ: Наука., 1965. 165 с.

27. Браун В.М. Диэлектрики. М.: Изд-во иностр. лит., 1961. 326 с.31 .Богородицкий Н.П. и др. Теория диэлектриков. М.: Энергия, 1965. 344 с.

28. Ахадов А.Ю. Диэлектрические свойства чистых жидкостей. М.: Изд-во стандартов. 1972. 407 с.

29. Челидзе Т.Л. К вопросу о частотной зависимости электрических свойств горных пород. Тр. Ин-та геофиз. АН Груз ССР. 1963. Т.21.

30. Пархоменко Э.И. Электрические свойства горных пород. М.: Наука, 1965. 163 с.

31. Богородицкий Н.П., Пасынков В.В., Тареев Б.М. Электротехнические материалы, М Л.: Госэнергоиздат, 1955. 165 с.

32. Вул. Б.М., Верещагин Л.Ф. Зависимость диэлектрической проницаемости титана бария от давления //Докл. АН СССР. 1945. Т. 48. № 9. С.15-17.

33. Воларович М.П., Бондаренко А.Т., Пархоменко Э.И. Влияние давления на электрические свойства горных пород. Тр. Ин-та физики Земли АН СССР. 1962. Т.23. С.7-9.

34. Воларович М.П., Тарасов О.А., Бондаренко А.Т. Исследование диэлектрической проницаемости образцов горных пород при атмосферном, одностороннем и всестороннем давлениях //Изв. АН СССР. Сер. гео-физ. 1961. №7. С.21 -25.

35. Бондаренко А.Т. Исследование диэлектрической проницаемости гор1. У Пных пород при давлениях до 50 ООО кГ/см и температурах до 400 С //Изв. АН СССР. Сер. геофиз. 1964. № 5. С.10-13.

36. Воларович М.П., Балашов Д.Б., Павлоградский В.А. Исследование ежи•умаемости изверженных пород при давлениях до 5000 кГ/ см //Изв. АН СССР. Сер. геофиз. 1959. №5. С.17-21.

37. Рез И.С., Поплавко Ю.М. Диэлектрики: Основные свойства и применения в электронике. М.: Радио и связь, 1989. 286 с.

38. Никурадзе А. Жидкие диэлектрики. M-JL: Гостехиздат, 1936. 236 с.

39. Редциш В. Переходы и релаксационные явления в полимерах. М.: Мир, 1968. 188 с.

40. Машкович М. Электрические свойства неорганических диэлектриков в диапазоне СВЧ. М.: Сов. радио, 1968. 240 с.

41. Желудев И.С. Физика кристаллических диэлектриков. М.: Наука, 1968. 463 с.

42. Казарновский Д. М., Тареев Б.М. Испытание электроизоляционных материалов, М.: Госэнергоиздат, 1973. 104 с.

43. Мазурин О.В. Электрические свойства стекол. М.: Госхимиздат, 1962. 76 с.

44. Непримеров Н. Н., Седых Н. В., Калганов В. И. О применении диэлектрических измерений для определения некоторых параметров нефтена-сыщенных пород //Известия ВУЗов: Нефть и газ. 1973. №. 11. С.3-5.

45. Достовалов Б.Н. Электрическая характеристика мерзлых пород. Тр. Инта мерзлотоведения им. В.А. Обручева. 1947. Т.5.

46. Нету шил А.В. и др. Высокочастотный нагрев диэлектриков и полупроводников. JL: Госэнергоиздат, 1965. 430 с.51 .Саяхов Ф.Л., Чистяков С.И., Бабалян Г.А. О высокочастотном нагреве призабойной зоны скважины //Нефтяное хозяйство. 1970, №10. С. 4952.

47. Готлиб Ю.Я., Салихов К.М. //Физика твердого тела. 1962. Т. 4. С. 2461.

48. Вершинин Ю.Н., Зотов Ю.А. //Физика твердого тела. 1975. Т.17. С. 826-833.

49. Козырев Н.А. Изоляция электрических машин и методы испытания. M-J1.: Госэнергоиздат, 1962. 264 с.

50. Багиров М.А., Малин В.П., Абасов С.А. Воздействие электрических разрядов на полимерные диэлектрики. Баку: Элм. 1975 . 166 с.

51. Воробьёв А.А., Воробьёв Г.А. Электрический пробой и разрушение твердых диэлектриков. М.: Высшая школа, 1966. 222 с.

52. Койков С.Н., Цикин А.Н. Электрическое старение твердых диэлектриков. JL: Энергия, 1968. 184 с.

53. Сорокин И.М. Основы радиоизмерительной техники. М.: Энергия , 1976.311 с.

54. Электрорадиоизмерения / Под ред. В. И. Винокурова. М.: Высшая школа, 1976. 240 с.

55. Жё Влем де. Физические свойства жидко кристаллических веществ. М.: Мир, 1982. 152 с.

56. Киселёв В.Ф. Поверхностные явления в полупроводниках и диэлектриках. М.: Наука, 1970. 399 с.

57. Киселёв В.Ф., Крылов О.В. Электронные явления в адсорбции и катализе на полупроводниках и диэлектриках. М.: Наука, 1979. 234 с.

58. Куркова З.Е., Мансуров Р.И., Бондаренко П.М., Похляков В.Г. Способ определения температуры застывания нефти и нефтепродуктов. А. с. 742779 СССР //ЕМ. 1980. №23.

59. Куркова З.Е., Мансуров Р.И., Позднышев Т.Н. Диэлектрический метод определения температуры застывания нефти и нефтепродуктов //Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1981. № 3. С.9-10.

60. Сницеров Ю.В., Клышко А.А., Кузнецов Д.И. Электрофизические свойства смазочных масел и гидрожидкостей //Химия и технология то-плив и масел. 1988. №1. С. 19-22.

61. Варгафтик Н.Б., Голубцов В.А., Степаненко Н.Н. Электрический метод определения влажности нефтепродуктов. М.: Гостехиздат. 1947. 165 с.

62. Корчагина В.И. Измерение влажности нефтей и мазутов по диэлектрической постоянной //Нефтепереработка и нефтехимия. 1962. № 6. С.39-43.

63. Корчагина В.И. Опытная установка и прибор для измерения содержания воды в нефти и в потоке //Нефтепереработка и нефтехимия. 1962. № 10. С.46-50.

64. Бабаев Н.Г., Мусаев М.М. Способ оперативного распознавания сортов нефтей по диэлектрической проницаемости //Нефтяное хозяйство. 1979. № 1. С.46-48.

65. Абдуллаев А.А., Бабаев Н.Г. Современные проблемы автоматического контроля влагосодержания нефтей на потоке и некоторые перспективные пути и их решения //Нефтяное хозяйство. 1976. №2. С. 54-56.

66. Бенин С.Д. и др. Частотно диэлькометрический метод определения солесодержания и нефти в нефтепродуктах // Измерит, техника. 1977. №10 С. 70-72.

67. Лукъянов Б.П. Экспериментальные исследования диэлектрической проницаемости нефтей и водонефтяных смесей. М.: Недра, 1966. 302 с.

68. Куркова З.Е., Бондаренко П.М. Использование частотной характеристики диэлектрических потерь нефти и водонефтяной эмульсии для контроля содержания воды // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1977. № 4. С. 12-13.

69. Куркова З.Е. Исследование влияния смолопарафиновых отложений и формы дисперсных частиц на точность определения влажности нефти // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1976. №10. С. 17-18.

70. Денисова Н.Ф., Чистяков С. И., Саяхов Ф.Л. К вопросу о диэлектрических свойствах водонефтяных эмульсий //Нефтяное хозяйство. 1972. № 9. С. 58-60.

71. Саяхов Ф.Л., Хакимов B.C. Обработка водонефтяных эмульсий высокочастотными и сверхвысокочастотными электрическими полями //Электронная обработка материалов. 1978. №5. С.61-63.

72. Акжигитов А.Ш., Уразгалиев Б.У. Вязкость и диэлектрическая проницаемость эмульсий Мангышлакской нефти //Нефтепромысловое дело. 1978. № 10. С.27-28.

73. Соколов И.Л. Прибор для измерения стойкости и дисперсного состава нефтяных эмульсий //Нефтяное хозяйство. 1972. №2. С.38-41.

74. Мухин Л.К., Розенгафт А.Г. К вопросу оценки агрегативной устойчивости гидрофобных эмульсий. //Нефтепромысловое дело, 1974. №12. С.15-17.

75. Демьянов А.А., Догадкин А.Б. Измерение влагосодержания в нефти и нефтепродуктах в диапазоне сантиметровых волн //Измерительная техника. 1971.№7.

76. Ревизский Ю.В., Саяхов Ф.Л., Дыбленко В.П., Хакимов B.C., Шагапова P.P. Об одном способе определения эффективности реагентов для удаления и предупреждения смолопарафиновых отложений //Нефтепромысловое дело. 1980. № 5. С.35-38.

77. Саяхов Ф.Л., Ревизский Ю.В., Шагапова P.P. и др. Экспресс-метод для определения эффективности ингибиторов отложения парафина и детергентов //Нефтепромысловое дело. 1983. №1. С. 10-11.

78. Саяхов Ф.Л., Ревизский Ю.В., Шагапова P.P. Применение ВЧ диэлько-метрии для определения эффективности ингибиторов парафина и детергентов //Сб. науч. тр. ВНИИ. М. 1981.Вып. 77. С. 73-79.

79. Абромзон А.А. Поверхностно — активные вещества. Свойства и их применение. Л.: Химия, 1981. 304 с.

80. Курбанова М.А. Лабораторные испытания импортных ингибиторов па-рафиноотложения. Л.: Колос, 1979. 168 с.

81. Закупра В.А. Методы анализа и контроль в производстве поверхностно активных веществ. М.: Химия, 1977. 368 с.

82. Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. М.: Недра., 1983.312 с.

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

84. Фокеев В.М. О влиянии смол на температуру начала кристаллизации парафина. М.: Гостоптехиздат, 1959. 170 с.

85. Сизая В.В. О механизме действия реагентов ингибиторов на отложения парафина //Нефтепромысловое дело. 1973. №11. С. 88-94.

86. Бабалян Г.А., Кравченко И.И., Ованесов Г.П. и др. О перспективах применения ПАВ для увеличения нефтеотдачи пластов и темпов их разработки //Нефтяное хозяйство. 1972. №12. С.29-33.

87. Муравьёв И.М. Оськин И.А., Мищенко И.Т. О кристаллизации парафина в растворе в присутствии ПАВ //Нефтяное хозяйство. 1970. №12. С.48-50.

88. Дроздов В.А. и др. Остаточная нефтенасыщенность коллекторов месторождений Ноябрьского региона //Нефтяное хозяйство. 1991. №4. С.19-21.

89. Валиуллин А.В., Анабаев С.К., Шарифуллина Р.З. Результаты применения гидрофобно — эмульсионных растворов при глушении скважин Вынгапургского месторождения //Сб. Системная технология воздействия на пласт. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. С.76-81.

90. Мухаметзянов Р. Н., Кондратюк А.Т., Туров В.А. Состояние и пути повышения эффективности разработки месторождений объединения Ноябрьскнефтегаз //Сб. Тез. докл. Всесоюзного совещания. Тюмень, 1986.-С.64-66.

91. Сонич В.П., Дворак С.П., Колмогоров В.Ф. Нефтенасыщенность неоднородных коллекторов Суторминского месторождения // Нефтяное хозяйство. 1988. №7. С, 43-46.

92. Шумилов В.А. и др. Пути улучшения использования фонда скважин Западной Сибири //Нефтепромысловое дело. 1989. С.42.

93. ОО.Минаэл Дж. Экономидс, Кеннет Г. Нольте. Воздействие на нефтяные и газовые пласты. Краснодар: 1992. 432 с.

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

95. Тронов В.П. Механизм образования смолопарафиновых отложений и борьба с ними. М.: Недра, 1970. 192 с.

96. ЮЗ.Рамо С., Уиннери Дж. Поля и волны в современной радиотехнике. М -Л.: Гостехиздат, 1950. 200 с.

97. Ширман Я.Д. Радиоволноводы и объемные резонаторы. М.: Связьиз-дат, 1959. 379 с.

98. Измеритель добротности Е4-11. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. Минск: 1989.

99. Юб.Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. М.: Недра, 1985. 310 с.

100. Полимерные смеси /Под ред. Д.Пола и С.Ньюмена. М.: Мир, 1981. 550 с.

101. Саяхов Ф.Л., Ковалева Л.О., Шагапова P.P., Гайфуллин Д.Д. Способ совместимости реагентов: Патент РФ 2045051 //Б.И. 1995. №27.

102. Шагапова P.P. Экспериментальное определение зависимости диэлектрических параметров от времени //Науч.конф. по науч.-техн. Программам Минобразования России: Сб. статей и тез.- Уфа: БашГУ, 2000.- С.157-163.

103. Имашев Н.Ш., Шагапова P.P. Подбор эффективности реагентов методом оценки энергии активации //Науч. конф. по науч. техн. Программам Минобразования России: Сб.статей и тез. - Уфа: БашГУ. 1996.-С.150-153.

104. Шагапова P.P. Определение условий парафиногидратообразования для нефтегазовой смеси диэлектрическим способом //Науч. конф. по науч.- техн. Программам Минобразования России: Сб.статей и тез. -Уфа: БашГУ, 1999, -С.221-225.

105. Шагапова P.P., Дыбленко В.П., Саяхов Ф.Л., Туфанов И.А. Экспериментальное исследование диэлектрических параметров продуктивных пород месторождений битумов. Уфа: Башгосуниверситет, 1985. 15с.-Деп. в ВИНИТИ 27.09.82, № 2917.

106. Фатыхов М.А., Шагапова P.P. Экспериментальное исследование диэлектрических параметров битумных продуктивных пород под высоким всесторонним давлением //Теплофизика высоких температур. 2004. Т.42.,№5.С. 810-812.

107. Fatykhov М.А., Shagapova R.R. Experimental Investigation of the Dielectric Parametrs of Bituminous Productive Rock under High Uniform Pressure //High Temperature. V 42. N 5. 2004. P. 812-815.

108. Фатыхов M.A., Шагапова P.P. Диэлектрические свойства дисперсных сред, насыщенных битумной нефтью// Электронная обработка материалов. 2005. №6. С.75-76.

109. Fatykhov M.A., Shagapova R.R. Dielectric Properties of Dispersed Phases Saturated with Bituminous Oil // Surface Engineering and Applied Electrochemistry. N 2. 2005. P.75-76.

110. Шагапова P.P. Экспериментальные исследования условий гидратооб-разования из нефтяного газа в скважине диэлькометрическим методом //. Университетская наука—Республике Башкортостан: Материалы науч.- практич. конф.-Уфа: РИО БашГУ, 2004.-18-22 с.

111. Фатыхов М.А., Шагапова P.P. Диэлектрические свойства нефти и их компонент в диапазоне частот (200-1000) МГц//Ученые записки: Сб.науч. тр. Уфа: Изд-во БГПУ, 2004. - С. 114-117.

112. Фатыхов М.А., Шагапова P.P. Высокочастотная спектроскопия полярных диэлектриков в учебном процессе. 5-ое Региональное совещание семинар: Сб. тезисов докладов. - Уфа: Изд-во БГПУ, 2005. - С.45-46.