На правах рукописи

Мухаметшин Мусавир Мунавирович

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ СИСТЕМ ПРИ ДОБЫЧЕ

СЕРОВОДОРОДСОДЕРЖАЩИХ НЕФТЕЙ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа - 2001

Работа выполнена в нефтегазодобывающих управлениях «Уфанефть» и «Южарланнефть» АНК «Башнефть»

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук, профессор Токарев М.А.

Научный консультант: кандидат технических наук, доцент Рогачев М.К.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, Хафизов А.Р.;

кандидат технических наук, старший научный сотрудник Валишин Ю.Г.

Ведущая организация: ОАО «Белкамнефть»

Защита состоится декабря в на заседании «25» 2001г.

диссертационного совета Д 212.289.04 в УГНТУ по адресу: 450062, г.Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке УГНТУ.

Автореферат разослан « » ноября 2001г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук Ю.Г.Матвеев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Одной из актуальных проблем при добыче сероводородсодержащих нефтей является проблема повышения эффективности эксплуатации и экологической безопасности нефтепромысловых систем, включающих в себя продуктивные пласты, скважины и наземное оборудование.

Особую актуальность эта проблема приобретает в настоящее время в связи с вступлением большинства нефтяных месторождений страны, в том числе месторождений Башкортостана, в позднюю стадию разработки, характеризующуюся высокой степенью обводненности добываемой продукции (до 70…98 %). В результате закачки огромных объемов пресной и сточной воды в продуктивные пласты для поддержания пластового давления происходит их микробиологическое заражение, и сероводород появляется даже на тех месторождениях, где его раньше не было. Это так называемый биогенный сероводород (сероводород вторичного происхождения).

Наличие сероводорода в составе пластовой нефти (независимо от его происхождения: первичного - реликтовый сероводород или вторичного – биогенный сероводород) предопределяет ряд серьезных осложнений при добыче нефти, связанных с его высокой коррозионной агрессивностью и токсичностью.

Мировая и отечественная практика показывает, что снижения многих негативных последствий наличия сероводорода в составе скважинной продукции можно добиться применением различных технологий воздействия на нефтепромысловые системы, таких как физические и химические способы удаления сероводорода, бактерицидная обработка, применение ингибиторов коррозии и др. Однако, несмотря на достаточно широкое применение нефтяными компаниями страны различных способов борьбы с сероводородом и связанными с ним осложнениями при добыче нефти, коренного перелома в решении этой проблемы достичь не удается.

Для успешного решения этой проблемы необходим системный подход к выбору технологий борьбы с сероводородом при добыче нефти, предусматривающий, в первую очередь, учет происхождения сероводорода и конкретных условий эксплуатации всех элементов единой нефтепромысловой системы «пласт-скважина-наземное оборудование».

Цель работы. Разработка и внедрение технологий по повышению эффективности эксплуатации нефтепромысловых систем при добыче сероводородсодержащих нефтей.

1. Исследование условий образования сероводорода в системе «пластскважина».

2. Анализ существующих технологий и обоснование методологии борьбы с сероводородом и связанными с ним осложнениями при добыче нефти.

Экспериментальные исследования и промысловые испытания технологии по предотвращению образования отложений сульфида железа в добывающих скважинах.

4. Разработка химических составов и технологии нейтрализации сероводорода при проведении подземных ремонтов скважин.

5. Разработка и опытно-промышленные испытания технологии очистки скважинной продукции от сероводорода в системе промысловой подготовки нефти.

Методы исследований. Решение поставленных задач проводилось с помощью теоретических, лабораторных и промысловых исследований. Для исследований и анализа использовали исходную информацию, полученную с помощью стандартных приборов и методов измерений. Поставленные задачи решались с применением современных вероятностно-статистических методов, гидродинамических методов исследования скважин, методов химического, физико-химического, микробиологического и электрохимического анализа.

1. На основании выполненного геолого-технологического анализа условий образования сероводорода в системе «пласт-скважина» нефтяных месторождений Башкортостана выявлены основные факторы, определяющие содержание сероводорода в пластовой нефти, предложены математические модели для его прогнозирования в геолого-физических и технологических условиях исследуемых объектов.

';

2. Обоснована методология борьбы с сероводородом и связанными с ним осложнениями при добыче нефти, предусматривающая системный подход к выбору технологий борьбы с сероводородом с учетом его происхождения и конкретных условий эксплуатации всех элементов единой нефтепромысловой системы «пласт-скважина-наземное оборудование».

3. Разработан комплекс технологий по нейтрализации сероводорода и предотвращению связанных с ним осложнений в нефтепромысловых системах для повышения эффективности их эксплуатации.

• системный подход к выбору технологий борьбы с сероводородом с учетом его происхождения и конкретных условий эксплуатации всех элементов единой нефтепромысловой системы «пласт-скважина-наземное оборудование»;

• математические модели для прогнозирования содержания сероводорода в пластовой нефти в геолого-физических и технологических условиях исследуемых объектов;

предотвращению связанных с ним осложнений в нефтепромысловых системах.

Практическая ценность работы и реализация в промышленности 1. Разработана и внедрена технология по предотвращению образования отложений сульфида железа в добывающих скважинах.

2. Разработан и внедрен способ нейтрализации сероводорода в нефтяной скважине (патент РФ 2136864) при проведении подземных ремонтов.

3. Разработан и внедрен вихревой десорбер (свидетельство на полезную модель №12040) для отдувки сероводорода из нефти в системе подготовки скважинной продукции.

4. Разработана нормативно-техническая документация:

• на технологию глушения скважин перед подземным ремонтом и при вторичном вскрытии продуктивного пласта с использованием жидкостей глушения скважин – «состава УНИ-1» и «состава УНИ-3», сохраняющих коллекторские характеристики призабойной зоны пласта и обладающих свойствами нейтрализаторов сероводорода (РД 03-013-99);

• по оценке зараженности нефтепромысловых сред и бактерицидного действия реагентов относительно сульфатвосстанавливающих бактерий (РД 03Внедрение на месторождениях АНК «Башнефть» (Сергеевская площадь Сергеевского месторождения, Новохазинская площадь Арланского месторождения) технологии по предупреждению образования осадков межремонтный период работы скважин в среднем на 12,7%, что обеспечило в 2000 году дополнительную добычу 2869 тонн нефти с экономическим эффектом 438,9 тыс руб.

Апробация работы. Основные положения и результаты работы докладывались на семинаре «Совершенствование разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений» Международной выставки «Газ.Нефть.

Башкортостан-97» (г.Уфа, 1997), научной конференции «Методы кибернетики химико-технологических процессов (КХТП-V-99)» (г.Уфа, УГНТУ, 1999), специализированной научной секции «Проблемы увеличения разведанных нефтегазопромышленников России (г.Уфа, 2000), XIII Международной научнотехнической конференции «Химические реактивы, реагенты и процессы дисперсных систем» (г.Уфа, 2000), технических советах АНК «Башнефть», ряда нефтегазодобывающих управлений, секциях научно-технических советов БашНИПИнефть и Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Публикации. Основное содержание диссертации изложено в печатных работах, в том числе 1 монографии, 3 статьях, 3 тезисах докладов, рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и рекомендации.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, заключения, списка литературы. Работа содержит страниц машинописного текста, 18 рисунков, 32 таблицы, 114 библиографических ссылок.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении определены цель и направления исследований, показана актуальность проблемы и дана общая характеристика работы.

В первой главе представлен обзор работ, посвященных рассматриваемой сероводородом и дается их классификация (рисунок).

сероводорода в нефтепромысловых системах. В ней представлены материалы о современном состоянии развития и перспективах применения методов борьбы с сероводородом на нефтяных месторождениях Башкортостана.

Проведенный анализ геолого-промыслового материала по нефтяным месторождений отличительные признаки и особенности, которые могут (дегазация) (нейтрализация) Рис. 1.1. Классификация методов борьбы с сероводородом и связанными с ним осложнениями при добыче нефти объяснить происхождение сероводорода или причины его возникновения в скважинной продукции.

свидетельствующим о его первичном происхождении (т.н. реликтовый сероводород), отличаются залежи нефти, приуроченные к карбонатным отложениям: турнейского яруса (нижний карбон); верейского горизонта (средний карбон); сакмарского и артинского ярусов (нижняя пермь).

2. Выделяются две группы месторождений с повышенным содержанием сероводорода в скважинной продукции: месторождения, приуроченные к известнякам рифовых массивов нижнепермского возраста (Лемезинское, Карлинское, Салаватское),– месторождения с реликтовым сероводородом;

горизонта (Метелинское, Культюбинское, Ильинское, Искринское, Биавашское, реликтовым сероводородом, изначально присутствующим в составе пластовой нефти или мигрировавшим на забой добывающих скважин из вышележащих пластов верейского горизонта.

3. На всех нефтяных месторождениях Башкортостана, находящихся на поздней стадии разработки, отмечается появление биогенного сероводорода и дальнейший рост его концентрации в составе скважинной продукции, что связано с зараженностью нефтепромысловых систем СВБ.

месторождений:

С H 2 S = exp(0,665 0,009 Q 0,336 В + 0,07 К + 0,397 ln H дин + 0,293 ln Tэ + 0,223 ln Tпр );

С H 2 S = exp(10,61 0,01 Q + 3,32 В + 0,044 К + 0,202 ln H дин + 0,825 ln Tэ + 0,481 ln Tпр );

С H 2 S = exp(6,406 0,757 Q + 10,444 В 4,809 К + 1,386 ln H дин + 0,4 ln Tэ + 0,233 ln Tпр ).

В формулах (1), (2), (3):

жидкости, м3/сут; В - обводненность продукции, доли ед.; К - коэффициент продуктивности, м3/(сут*МПа); H дин - расстояние от устья до динамического уровня, м; Tэ - срок эксплуатации скважины, сут; Tпр - время простоя скважины до освоения, сут.

Несмотря на широкое применение различных методов борьбы с сероводородом и связанными с ним осложнениями эта проблема остается одной из самых актуальных на нефтяных месторождениях Башкортостана.

Совершенно очевидно, что только системный подход к выбору технологий борьбы с сероводородом на нефтяных месторождениях в зависимости от геолого-физических характеристик объектов и происхождения сероводорода, а также широкомасштабное внедрение этих технологий способны существенно нефтепромысловых систем.

Третья глава посвящена разработке технологий по предотвращению образования отложений сульфида железа в добывающих скважинах на поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

На нефтепромыслах АНК «Башнефть» отложения сульфидов железа начали проявляться в скважинах в начале 80-х годов. Постепенно число скважин, осложненных образованием этих солей, стало возрастать на 100… единиц в год. В НГДУ «Уфанефть» отложения осадков сульфида железа были впервые обнаружены на Сергеевском месторождении в конце 80-х годов, а затем проблема осадкообразования приобрела массовый характер. Наиболее опасны скопления этих отложений в рабочих органах электроцентробежных насосов (ЭЦН). В результате отложений сульфидов железа и солей межремонтный период этих насосов резко сокращается, о чем можно судить по данным табл.1.

Динамика ремонтов добывающих скважин, оборудованных УЭЦН, Эксплуатационный фонд скважин, Число скважин, подверженных Количество ремонтов на скважинах изза коррозии оборудования и отложений На основании результатов проведенных исследований установлено, что основная масса отложений сульфида железа в скважинном оборудовании представляет собой продукты сероводородной коррозии металла, которые образуются на внутренней поверхности обсадной колонны и внешней поверхности насосно-компрессорных труб, а затем осыпаются с них и попадают в скважинную продукцию. При этом в скважине можно выделить две основные зоны образования сульфида железа - участки от забоя до насоса и от динамического уровня до устья скважины.

Проведены лабораторные исследования кинетики сероводородной коррозии стали. Полученные экспериментальные данные по коррозии в водной, а также в газовоздушной средах находятся в области значений, отвечающих известным из практики нефтепромысловым данным. Так, выявлено, что скорость коррозии стали в водной среде изменяется в пределах 0,3…0,9, а в газовоздушной – 0,1…0,5 г/(м2*ч) или мм/год. В табл.2 приведены экспериментальные данные по кинетике возрастания толщины и массы продуктов коррозии в газовоздушной среде. По этим данным можно рассчитать скорость коррозии и динамику роста толщины продуктов коррозии.

Кинетика возрастания толщины и массы продуктов сероводородной испытаний, сут продуктов коррозии образца осадка, г/10 см образующихся и осыпающихся в течение одних суток продуктов коррозии (осадков сульфида и карбоната железа) с металлической поверхности обсадной колонны и НКТ в зависимости от скорости коррозии стали. При этом в расчетах вес продуктов коррозии, определяемый по потере металла, удваивали, исходя из того, что в состав осадков кроме самого металла входят сера и карбонаты. Расчетная величина образующихся и осыпающихся осадков месторождений Башкортостана конструкции) составляет в среднем 5…10 кг в сутки. За год в такой скважине может образоваться до 5 т продуктов коррозии.

При дебитах скважины 25…75 м3/сут содержание мехпримесей (за счет попадания на прием насоса продуктов коррозии) в добываемой продукции может достигать 300…800 мг/л, что соответствует наблюдаемым на практике значениям.

Для предотвращения попадания осыпающихся из газовоздушной среды межтрубного пространства скважины (выше динамического уровня) продуктов коррозии в ЭЦН предложено использовать естественно существующий и находящийся выше приемного окна насоса слой нефти в качестве плавающего сменного фильтра-накопителя (т.н. «жидкого пакера»). После накопления в этой нефти определенного количества твердых частиц загрязненная нефть в фильтре-накопителе может быть удалена из скважины прямой промывкой скважины водой или нефтью, после чего межтрубное пространство скважины заполняется расчетным количеством свежей нефти. Для повышения удерживающей (по отношению к осыпающимся продуктам коррозии) способности этой нефти предлагается добавлять к ней в качестве загустителя отход производства полиэтилена - низкомолекулярный полиэтилен (ТУ 6-05Результаты опытов показали, что если исходная нефть вязкостью 15,8*10-2 см2/с обладает удерживающей способностью порядка 120 кг/т, то с ростом вязкости нефти до (230…250)*10-2 см2/с при введении 15% мас.

загустителя ее удерживающая способность возрастает в 4…5 раз и достигает 450 кг/т. Учитывая, что в межтрубном пространстве скважины выше динамического уровня жидкости обычно накапливается 2…3 т нефти, можно считать, что существующий в скважине фильтр-накопитель («жидкий пакер») из нефти указанной вязкости сможет удержать в себе за определенное время нахождения в скважине около 1,0…1,5 т твердых осадков. Это означает, что осадки продуктов коррозии, постоянно поступающие на прием насоса из газовоздушного пространства скважины в количестве 5…10 кг/сут, при наличии «жидкого пакера», не попадут на прием УЭЦН в течение 150… дней. К этому времени или чуть раньше следует произвести замену отработавшего «жидкого пакера». Это мероприятие позволит существенно повысить межремонтный период работы скважин, засоряющихся осадками сульфида железа.

Следует при этом указать, что вместе с загустителем в состав «жидкого пакера» рекомендуется ввести 5…10% мас. ингибитора коррозии. При смене отработавшей нефти на новую порцию, а также при последующих пусках и пространстве, будет осуществлять с помощью введенного в него ингибитора коррозии еще и защитные по коррозии функции.

«Уфанефть») и Новохазинской площади Арланского месторождения (НГДУ «Южарланнефть») технологий по предупреждению образования осадков сульфида железа в добывающих скважинах: методом очистки внутренней поверхности обсадной колонны от продуктов коррозии (с помощью скребка гидравлического типа и очищенной поверхности (путем обратной промывки скважины 3…5%-ным межтрубном пространстве скважины «жидкого пакера» из загущенной низкомолекулярным полиэтиленом нефти. Результаты этих испытаний показали существенное (до 3…4 раз) снижение содержания механических примесей в продукции скважин и увеличение продолжительности их работы без признаков отложения сульфидов железа.

Метод очистки всей обсадной колонны от продуктов коррозии с последующим ингибированием очищенной поверхности был рекомендован для широкого внедрения на нефтепромыслах АНК «Башнефть». Разработана и внедрена «Временная инструкция по предупреждению образования осадков сульфида железа в добывающих скважинах». Для предупреждения осадкообразования в скважинном оборудовании предлагается также бактерицидная обработка всех технологических жидкостей, применяемых в процессах добычи нефти.

В четвертой главе описаны разработанные технологии нейтрализации сероводорода при вторичном вскрытии нефтяного пласта и проведении подземных ремонтов скважин. Эти технологии основаны на использовании в качестве технологических жидкостей (перфорационных и жидкостей глушения) «составов УНИ»: «состава УНИ-1» и «состава УНИ-3». Преимуществом последних перед известными химическими составами технологических жидкостей является способность обеспечивать сохранность коллекторских характеристик пород призабойной зоны нефтяного пласта, наличие бактерицидных и антикоррозионных свойств, экологическая безопасность, доступность и дешевизна базовых компонентов, простота приготовления и применения.

Суть технологии проведения вторичного вскрытия нефтяного пласта с применением «составов УНИ» заключается в том, что перед проведением перфорации обсадной колонны в скважину предварительно закачивается один из «составов УНИ» в объеме, обеспечивающем подъем его уровня выше планируемого местоположения верхних перфорационных отверстий на 100 м.

Таким образом, последующая перфорация производится в среде нейтрализующей жидкости – «состава УНИ».

Технология нейтрализации сероводорода при проведении подземного ремонта скважины заключается в том, что в скважину предварительно закачивают определенный объем нейтрализующей жидкости (одного из «составов УНИ») из расчета 0,5...1,0 м3 на один метр толщины продуктивного пласта с последующим ее продавливанием в призабойную зону пластовой или сточной водой.

Проведены первые промысловые испытания поглощающей способности одного из «составов УНИ» («состава УНИ-1») по отношению к сероводороду на двух добывающих скважинах (скв.28, скв.1352) Биавашского нефтяного месторождения (НГДУ «Южарланнефть» АНК «Башнефть»). Результаты испытаний показали снижение содержания сероводорода в нефти этих скважин после их глушения «составом УНИ-1» на 70...90% при продолжительности эффекта до 5…6 месяцев.

Разработан руководящий документ по использованию «составов УНИ»

при вторичном вскрытии нефтяного пласта и подземных ремонтах скважин для нейтрализации сероводорода и сохранения коллекторских характеристик пород призабойной зоны пласта (РД 03-013-99). Получен патент на «Способ нейтрализации сероводорода в нефтяной скважине» (патент РФ 2136864).

Пятая глава посвящена разработке технологии очистки нефти от сероводорода в системе ее промысловой подготовки. Для условий нефтяных месторождений Башкортостана, обладающих достаточными ресурсами природного газа, рекомендована технологическая схема очистки скважинной продукции от сероводорода, основанная на обычной двухступенчатой сепарации нефти и включающая дополнительно промежуточную отдувку сероводорода в специальном массобменном аппарате – десорбере. Для практической реализации рекомендованной схемы был разработан и изготовлен вихревой десорбер (свидетельство на полезную модель №12040).

Опытно-промышленные испытания вихревого десорбера на Метелинском нефтегазовом месторождении показали, что аппарат обеспечивает качественную отдувку нефти от сероводорода природным газом при соотношениях расходов газа и нефти порядка 4:1 (остаточное содержание сероводорода в нефти не превышает 0,005% мас.).

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Несмотря на применение различных методов борьбы с сероводородом и связанными с ним осложнениями при разработке нефтяных месторождений эта проблема остается одной из самых актуальных в нефтедобывающей отрасли. Совершенно очевидно, что только системный подход к выбору технологий борьбы с сероводородом в зависимости от его происхождения, геолого-физических характеристик объектов разработки, условий эксплуатации всех элементов единой нефтепромысловой системы «пласт-скважина-наземное оборудование», а также широкомасштабное внедрение этих технологий способны существенно повысить эффективность и экологическую безопасность разработки месторождений сероводородсодержащих нефтей.

2. В результате проведенного геолого-технологического анализа условий месторождений Башкортостана выявлены основные факторы, определяющие содержание сероводорода в пластовой нефти, предложены математические модели для его прогнозирования в конкретных геолого-физических и технологических условиях исследованных объектов. Методика исследования условий образования и прогнозирования содержания сероводорода в пластовой нефти может быть адаптирована и к объектам разработки других нефтяных месторождений страны.

3. Одним из основных осложнений, связанных с присутствием в составе пластовой нефти сероводорода, является отложение сульфида железа в глубинно-насосном оборудовании добывающих скважин. Выполненные исследования и анализ реальных условий протекания сероводородной коррозии в скважине, а также результаты промысловых испытаний разработанных технологий по предотвращению образования отложений сульфида железа позволили сделать следующие выводы:

оборудовании представляет собой продукты сероводородной коррозии металла, местом возникновения которых является сама добывающая скважина;

• наибольший эффект предупреждения осадкообразования в рабочих органах скважинных насосов дает механическая очистка всего ствола последующей защитой обсадной колонны ингибированной нефтью;

• альтернативным методом противокоррозионной защиты обсадной колонны и предупреждения осадкообразования в глубинно-насосном оборудовании является установка в межтрубном пространстве скважины «жидкого пакера»;

• для профилактики образования отложений сульфида железа в добывающих скважинах рекомендуется бактерицидная обработка всех технологических жидкостей, применяемых в различных процессах добычи нефти (включая закачиваемую в пласт воду в системе ППД), в частности использование в качестве жидкостей глушения скважин при вскрытии продуктивного пласта и проведении подземных ремонтов специальных химических составов, обладающих наряду с антикоррозионными и бактерицидными свойствами нейтрализующей способностью по отношению к сероводороду.

4. При выборе методов борьбы с сероводородом в каждом конкретном случае необходимо, прежде всего, определить его происхождение и причину появления в продукции нефтяных скважин. Если в составе пластовой нефти какого-то месторождения изначально присутствует реликтовый сероводород, бессмысленно решать проблему борьбы с ним путем его удаления (нейтрализации) в продуктивном пласте или скважине. В этом случае, прежде всего, необходимо максимально ограничить выделение и накопление свободного (газообразного) сероводорода в скважине. При этом сами методы удаления (нейтрализации) сероводорода целесообразно использовать в системе сбора и подготовки скважинной продукции, а в системе «пласт-скважина» лишь эпизодически, для обеспечения безопасных условий работы при проведении подземных ремонтов скважин.

В плане реализации этой идеи разработаны и внедрены технологии по нейтрализации сероводорода и предотвращению связанных с ним осложнений:

• технология нейтрализации сероводорода при проведении подземных ремонтов скважин, основанная на использовании в качестве жидкостей глушения скважин специально разработанных нейтрализующих химических составов – «составов УНИ»;

• технология очистки скважинной продукции от сероводорода в системе промысловой подготовки нефти, основанная на промежуточной отдувке сероводорода из нефти при ее двухступенчатой сепарации в специально разработанном аппарате – вихревом десорбере.

5. Результаты выполненных исследований и их практическая реализация в АНК «Башнефть» позволяют расширить область применения разработанных рекомендаций по повышению эффективности эксплуатации нефтепромысловых систем при добыче сероводородсодержащих нефтей в других нефтедобывающих регионах страны.

Основное содержание диссертации опубликовано в 11 научных трудах, в том числе:

1. Рогачев М.К., Зейгман Ю.В., Сыркин А.М., Мухаметшин М.М., Плотников И.Г., Парамонов С.В. Нейтрализация сероводорода в нефтяных скважинах // Сб. науч. тр. «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений». -Уфа: УГНТУ. –1999. -С.120-125.

2. РД 03-013-99. Инструкция по глушению скважин перед подземным ремонтом и при вторичном вскрытии продуктивного пласта с использованием жидкостей глушения скважин – «состава УНИ-1» и «состава УНИ-3», сохраняющих коллекторские характеристики призабойной зоны пласта и обладающих свойствами нейтрализатора сероводорода // М.К.Рогачев, Ю.В.Зейгман, М.М.Мухаметшин, И.Г.Плотников. –Уфа: КИВЦ АНК «Башнефть». -1999. - 15с.

3. Пат. РФ 2136864, МКИ 6 Е 21 В 43/22, 37/06. Способ нейтрализации сероводорода в нефтяной скважине // М.К.Рогачев, Ю.В.Зейгман, М.М.Мухаметшин и др. - Заявл. 30.03.98, опубл. 10.09.99, БИ № 25.

4. Свидетельство РФ на полезную модель № 12040, МКИ 6 В 01 D 3/30.

Тепломассобменный аппарат Е.С.Вязовкин, Ч.Ф.Зайнагабдинов, М.М.Мухаметшин и др. - Заявл. 15.06.99, опубл. 16.12.99, БИ № 12.

5. Рогачев М.К., Зейгман Ю.В., Мухаметшин М.М., Сыркин А.М. Новые антикоррозионные жидкости для межтрубного пространства скважин // Сб. тез.

докл. науч. конф. «Методы кибернетики химико-технологических процессов (КХТП-V-99)». -Т.2. -Кн.2. –Уфа: УГНТУ. -1999. -С.186.

6. Мухаметшин М.М., Зейгман Ю.В., Рогачев М.К., Сыркин А.М.

Повышение экологической безопасности текущего и капитального ремонта нефтяных скважин // Тез. докл. XIII Междунар. науч.-техн. конф. «Химические реактивы, реагенты и процессы малотоннажной химии. Реактив-2000». - Тула:

Изд-во ТГПУ им. Л.Н.Толстого. -2000. -С.228.

7. Мухаметшин М.М., Гоник А.А., Рогачев М.К., Зейгман Ю.В. Роль углеводородных дисперсных систем в развитии и предупреждении техногенных осложнений при добыче нефти // Науч. тр. Второго междунар.

симпозиума «Наука и технология углеводородных дисперсных систем». –Т.1. – Уфа: Реактив. -2000. – С.166-167.

8. Мухаметшин М.М., Баймухаметов М.К., Гоник А.А., Рогачев М.К., Зейгман Ю.В. Условия возникновения отложений сульфида железа в добывающих скважинах и методы предотвращения осадкообразования в рабочих органах глубинно-насосного оборудования // «Интервал» (передовые нефтегазовые технологии). –2000. -№ 8 (19). –С.9-14.

9. Гоник А.А., Мухаметшин М.М., Рогачев М.К., Зейгман Ю.В., Сыркин А.М. Биохимические аспекты сероводородной коррозии нефтепромыслового оборудования и способы борьбы с ней на поздней стадии разработки нефтяных месторождений // Башкирский химический журнал. – 2000. – Т.7. -№ 6. –С.71РД 03-00147275-067-2001. Оценка зараженности нефтепромысловых сред и бактерицидного действия реагентов относительно сульфатвосстанавливающих бактерий. Лабораторные, стендовые и опытнопромышленные испытания З.Г.Мурзагильдин, К.Р.Низамов, А.А.Калимуллин, А.Х.Сабиров, М.М.Мухаметшин. –Уфа: Башнипинефть, 2001.

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