Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование закономерностей структурообразования парафиносодержащих нефтей в добыче и системе сбора

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование закономерностей структурообразования парафиносодержащих нефтей в добыче и системе сбора"

На правах рукописи

ГАЛИКЕЕВ РУСЛАН МАРАТОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТЕЙ СТРУКТУРООБРАЗОВАНИЯ ПАРАФИНОСОДЕРЖАЩИХ НЕФТЕЙ В ДОБЫЧЕ И СИСТЕМЕ СБОРА

484

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень-2011

2 4 МАР 2011

4841514

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Министерства образования и науки Российской Федерации

Научный руководитель - кандидат технических наук, доцент

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Ведущая организация - Открытое акционерное общество «Сибирский

Защита состоится 08 апреля 2011 г. в 16.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38, ауд. 225.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72а, каб.

Леонтьев Сергей Александрович

Валеев Марат Давлетович кандидат технических наук Духневич Леонид Николаевич

научно - исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

32.

Автореферат разослан 07 марта 2011 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

С каждым годом увеличивается число вводимых в эксплуатацию месторождений Западной Сибири, нефти которых характеризуются повышенными значениями температуры застывания до 5-10 "С, вязкости до 370,7 мПа-с и обладающих тиксотроиными свойствами. В системах сбора и подготовки обрабатывается скважинная продукция, обогащенная высокоплавкими парафиновыми углеводородами и асфальто-смолистыми веществами, содержание которых достигает до 8 %. Образуются накопления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на стенках нефтесборных коллекторов, уменьшающих их пропускную способность. При толщине отложений 1 см, перепад давления в нефтесборном коллекторе увеличивается от 0,3 до 1 МПа в зависимости от его длины. Изменение реологических свойств добываемой скважинной продукции существенно влияет на режим работы скважин.

Для борьбы с парафинизацией скважинного и наземного оборудования применяются различные методы предупреждения и удаления отложений, механические, тепловые, химические и комбинированные методы. Одним из способов борьбы с АСПО является применение растворителей. Данный метод не является универсальным и высокоэффективным из-за необходимости подбирать растворитель применительно к АСПО конкретных месторождений. Необходимость совершенствования методов подбора растворителей и способов прогнозирования проявлений АСПО определяет актуальность работы.

Цель работы

Повышение эффективности работы скважин и коллекторов сбора нефти на основе исследования закономерностей структурообразования парафинсодержащих нефтей и усовершенствования методики выбора ингибиторов и растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений.

Основные задачи исследования:

1. Анализ условий образования асфальтосмолопарафиновых отложений и существующих эмпирических зависимостей, характеризующих состояние добываемого флюида.

2. Исследование зависимости изменения реологических свойств нефти от температуры и различных скоростей сдвига.

3. Определение факторов, влияющих на интенсивность образования АСПО и температуру насыщения нефти парафином.

4. Совершенствование методики подбора растворителей для удаления АСПО и изучение влияния шероховатости внутренней поверхности скважинного и наземного оборудования на процесс удаления АСПО.

5. Разработка и внедрение технологических регламентов, на основе полученных результатов исследований, на нефтепромыслах ОАО «Газпромнефгь-ННГ».

Объект исследования

В качестве объекта исследования является система сбора скважинной продукции; предметом исследования - процессы и закономерности образования АСПО.

Методы решения поставленных задач

Физическое моделирование изучаемых процессов, методы математической статистики, лабораторные и графоаналитические исследования.

Научная новизна:

1. Предложена графоаналитическая методика определения температуры начала структурообразования парафинсодержащих нефтей по характерной точке перегиба зависимости вязкости от температуры.

2. Экспериментально установлена и теоретически получена эмпирическая зависимость определения температуры насыщения нефтей парафином от массового содержания в ней парафинов, смол, асфальтенов, а также температуры плавления выделенного парафина и вязкости, для нефтей

Вынгапуровского, Западно-Ноябрьского, Карамовского, Муравленковского, Новогоднего, Пограничного и Лрайнерского месторождений.

Защищаемые положения:

1. Результаты лабораторных экспериментов для выбора технологии предупреждения и удаления АСПО Средне-Итурского и Умсейского месторождений.

2. Для снижения интенсивности проявления асфальтосмолопарафиновых отложений в системе добычи и сбора жидкостей из класса неньютоновских, содержащих большое количество парафинов, смол и асфальтенов, необходимо определение области вероятного образования отложений путем расчета температуры насыщения нефти парафином и температуры начала структурирования основных компонентов - парафинов, смол и асфальтенов.

3. Комплексный метод оценки растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений для оперативного выявления наиболее эффективного реагента для удаления АСПО Средне-Итурского, Умсейского, Холмистого и Чатылькинского месторождений.

Диссертационная работа соответствует паспорту специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, - п.4 «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов».

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций основана на теоретических и экспериментальных исследованиях, с использованием естественных образцов нефти и отложений АСПО, современной лабораторно-исследовательской аппаратуры, компьютерных технологий и апробацией на промысловых объектах добычи нефти.

Практическая ценность и реализация

1. Разработан способ совместного определения температуры насыщения нефти парафином и температурного распределения вдоль нефтесборного коллектора, позволяющий прогнозировать вероятные проявления отложений в нефтесборных коллекторах при изменении содержания парафинов, смол и асфальтенов в нефтях.

2. Предложен комплексный усовершенствованный метод оценки растворителей, внедренный в ООО «Везерфорд», позволяющий определить необходимое время обработки поверхности растворителем в зависимости от её шероховатости.

3. Разработаны технологические регламенты для эффективных растворителей удаления АСПО в сборных коллекторах, применяемые на объектах ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».

Апробация результатов работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: Всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, ТюмГНГУ, 2009 г.); Международном симпозиуме студентов и молодых ученых им. академика М.А. Усова (Томск, ТПУ, 2009 г.); семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» (Тюмень, 2008-2010 гг.), заседании Управления инновационной деятельностью ООО «ОЗНА-Менеджмент», заседании ГУП «ИПТЭР» (Уфа, 2011 г.).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 7 печатных работах, в том числе в 4-х статьях, опубликованных в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 113 страницах машинописного текста, содержит 30 таблиц, 29 рисунков. Состоит из введения, четырех

разделов, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка, включающего 96 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснованы постановка и актуальность темы, сформулированы цели и основные задачи исследований, научная новизна и практическая ценность работы.

В первом разделе рассмотрены основные факторы, влияющие на интенсивность процесса парафинизации нефтесборных коллекторов и насосно-комперссорных труб. Проанализированы механизмы образования органических отложений при добыче и сборе нефти, рассмотрены способы предотвращения образования и удаления АСПО, подробно проанализированы химические способы удаления АСПО, в частности, применение органических растворителей.

Исследованиями в данной областях занимались: Агаев. В.Г., Валеев М.Д., Глущенко В.Н., Головко С.Н., Голубев М.В., Горошко С.А., Гумеров K.M., Данияров С.Н., Доломатов М.Ю., Евтихин В.Ф., Зейгман Ю.В., Кострюков Г.В., Кучумов Р.Я., Люшин С.Ф., Мастобаев Б.Н., Мазепа Б.А., Мищенко И.Т., Нагимов Н.М., Непримеров H.H., Оленев Л.М., Рагулин В.В., Рогачев М.К., Рахимов М.Н., Савиных Ю.А., Сафиева Р.З., Сизая В.В., Стрижей К.В., Тарасов М.Ю., Тронов В.П., Шакирзянов Р.Г., Шарифулин A.B., Шамрай Ю.В., Шерстнев Н.М., Leontaritis K.J., Pfeiffer J.P., Speight J.G., Yen T.F.

Приведена классификация нефтей и требований, предъявляемых к качеству подготовки.

Изучение свойств нефти и АСПО, отобранных из нефтесборных коллекторов, проведение стандартных исследований, включающих комплекс аналитических процедур, в частности, определение содержания тяжелых компонентов нефти, определение реологических свойств и изменение свойств нефти в зависимости от температуры позволит существенно повысить эффективность работы системы сбора и подготовки скважинной продукции.

Во втором разделе проведены исследования по выбору эмпирических зависимостей для определения динамической вязкости расчетным методом при различных температурах, что позволит быстро и с наименьшим отклонением получать необходимые данные. Представлены результаты исследования реологических свойств нефти и проведен анализ полученных данных.

Применительно к нефтям средней плотности (840-860 кг/м3), добываемых на территории Западной Сибири, был произведен расчет по формулам 1+3, которые показали наиболее близкие результаты в сравнении с экспериментальными данными из большинства рассмотренных зависимостей.

Для исследования были взяты образцы нефти Приразломного, Самотлорского, Родникового и Крайнего месторождений.

Применение эмпирических формул, позволяющих описывать зависимость динамической вязкости от температуры, обусловлена, в первую очередь, необходимостью оперативного определения вязкостных характеристик добываемой нефти, так как не всегда лаборатории, находящиеся на промысле способны в быстрые сроки предоставить необходимые аналитические данные по реологическим свойствам нефти, а зачастую и вовсе не обладают такими возможностями.

В ходе анализа литературных источников и проведенных расчетов были определены эмпирические зависимости, позволяющие наиболее точно и с наименьшим расхождением от экспериментальных данных предсказать динамическую вязкость нефти.

Выбранные эмпирические зависимости представлены ниже.

1. Веа!

(1)

где

2. МосНПес! КаЛоайтюсУо (МесНит ОПб)

// = 220Д5ХЮ9 ХГ(-3-5560)[1§(МР/)].(,2'5428Х,8(Г)-45'7874)

3. Petrosky & Farshad

V = 2,3511 x 107 x Г"2'10255 x (1g"APl)l

(4,5938Sx(lsr)-22,82792)

(3)

где )i - вязкость дегазированной нефти, мПа с; API - плотность в градусах API; Т - температура, °F.

Для подтверждения правильности получаемых результатов были проведены лабораторные испытания образцов нефтей при различных температурных режимах на ротационном вискозиметре РЕОТЕСТ 2.0 и произведен расчет динамической вязкости.

Определение динамической вязкости проводилось по стандартной методике. Отмерялось 100 мл нефти и помещалось в специальный цилиндрический сосуд для анализа, устанавливаемый на вращающийся вал. Затем одевалась термостатирующая рубашка и термостатирование, для каждой температуры, проводилось в течение 30 минут.

Определение динамической вязкости проводилось при температурах от 0°С до 40°С, данный диапазон температур наиболее часто встречается в системе сбора и подготовки нефти, а следовательно, отражается реальная картина изменения вязкостных свойств нефти в скважинах и выкидных линиях.

Для предварительного прогноза коэффициента динамической вязкости установлено, что при температурах, соответствующих реальным промысловым условиям целесообразно применять формулу (1), которая при расчетах показала наименьшее отклонение от экспериментальных данных исследуемых нефтей (Дцсредн= 2,58 мПа-с, для Приразломного месторождения, ДцСредн.— 2,86 и ДЦсредн= 3,46 мПа-с - Родниковое и Крайнее месторождения соответственно).

Применение рассмотренных эмпирических зависимостей в условиях промысла и непрерывного процесса добычи и сбора скважинной продукции позволяет оперативно определять значения динамического коэффициента вязкости при различных температурах, и сокращать количество лабораторных анализов, требующих определения динамической вязкости.

Плотность в градусах API -

141,5

-131,5

удельи.вес(60/60)0 F

В ходе лабораторных исследований было замечено, что значения динамической вязкости с определенной температуры начинают резко возрастать. Было сделано предположение, что в объеме нефти начинают образовываться зародыши кристаллов, которые в свою очередь способствуют увеличению упругости нефти.

Динамическую вязкость определяли на ротационном вискозиметре РЕОТЕСТ 2.0 при различных температурах и скорости сдвига. Для исследования были взяты образцы с месторождений: Восточно-Пякутинское, Северо-Сарембойское, Иусское, Суторминское и Русское.

Результаты полученных экспериментальных данных на примере Восточно-Пякугинского месторождения представлены на рисунке 1 и в таблице 1.

450 -в—5.4 (1/с) ----------------.....~

§ 300 48.6 (1/с) ...........................

| 81 (1/с)

™ 250 145,8 (1/с)

§ 200 • 243 (1/с)--

2? 437,4 (1/с)

= 150 -.....................

1 729 (1/с)

X 100 ■ 1312 (1/с)--

50 --1----------------

0- Н-Р................

-10 -5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

Температура, °С

Рисунок 1 - Зависимость динамической вязкости нефти Восточио-Пякутинского месторождения от температуры и скорости сдвига

Из графика на рисунке следует, что при температуре ниже ]5°С наблюдается начало изменений показателя динамической вязкости для различных скоростей сдвига. Увеличение концентрации дисперсной фазы приводит к взаимодействию частиц. Изменение свойств дисперсных систем с

-♦-за/с)

-»—5,4 (1/с) " —*—9 (1/с) 16.2 (1/с) 27 (1/с) ~ 48,6 (1/с) ... 81 (1/с) 145,8 (1/с)' 243 (1/с) -437,4 (1/с) 729 (1/с) 1312 (1/с)-

ростом концентрации происходит постепенно до тех пор, пока не наступит коагуляция частиц (слипание и слияние дисперсной фазы). В процессе коагуляции происходит образование пространственной структурной сетки из частиц фазы, при этом резко изменяются свойства, и увеличивается прочность системы.

Таблица 1 - Зависимость плотности и динамической вязкости нефти

Восточно-Пякутинского месторождения от температуры

Обводненность, % об. Температура, °С Плотность, кг/м Динамическая вязкость, мПа*с

-10 886,0 92,7

-5 882,6 53,7

0 879.1 36.7

5 875.7 26,4

0,0 10 872.3 19,9

20 865,4 13,1

30 858,5 9,3

40 851,7 7,3

50 844,8 5,5

На основе полученных экспериментальных данных, при графической обработке реологической кривой определить температуру начала структурирования и протекание физического процесса не удалось. Поэтому было решено построить зависимости при использовании метода двойного логарифмирования показателей динамической вязкости нефтей. Двойное логарифмирование приводит к выравниванию реальной вязкостно-температурной зависимости. Это позволило воспользоваться непосредственно результатами эксперимента для исследования изменения вязкостно-температурных свойств нефти.

При двойном логарифмировании на представленном графике наблюдается область, которая образуется пересечением двух прямых, точка пересечения которых является температурой начала структурирования парафина в нефти. В данной области свойства нефти обусловлены содержанием парафина, смол и асфальтенов, образующих подвижную пространственную сетку или «структуру» коагуляционного типа (по классификации акад. П.А. Ребиндера). Подобную структуру нельзя рассматривать как жесткий пространственный каркас, более правильно говорить о мгновенно

возникающих и разрушающихся структурах, прочность которых зависит от силы приложенной к ним в системе. При дальнейшем снижении температуры новообразующиеся комплексы обладают более прочной структурой (проявление тиксотропных свойств), что приводит к увеличению динамической вязкости нефти.

С помощью графической обработки данных, при разных скоростях сдвига и температуре, были получены следующие результаты, приведенные на рисунке 2.

—

—0-4О-

-10 -5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

Температура, °С

Рисунок 2 - Графическое определение температуры насыщения нефти

парафином Восточно-Пякутинского месторождения Таким образом, исходя из полученных данных, можно сделать вывод, что в объеме нефти происходит процесс пространственного структурирования коагуляционного типа. Полученные результаты всех исследованных нефтей и графической обработки представлены в таблице 2. Стоит отметить, что на всех исследованных нефтях наблюдалась неньютоновская область. Как видно из приведенных данных графический метод определения температуры начала структурирования парафина в нефти дает возможность оперативно определять интервал неблагоприятных температур в процессе добычи скважинкой продукции и своевременно принимать необходимые меры по профилактике и предотвращению образования АСПО.

Таблица 2 - Сравнение экспериментальных и графических данных

Месторождение Плотность, кг/м3 Температура, °С Погрешность, %

экспериментально графоаналитически

Восточно-Пякутинское 865,4 15 14 6

Северо -Сарембойское 872 24 23 4,1

Иусское 885 14,5 13,5 6,8

Су торминское 852,7 -5 -4 2

Русское 934 25 23 8

Нефти, добываемые на территории Западной Сибири обладают тиксотропными свойствами и свойствами неньютоновских жидкостей, причем интенсивность их проявления зависит от температуры, содержащие до 8% и выше парафинов, смол и асфальтенов, которые влияют на реологический характер жидкости. Все это необходимо учитывать при проектировании обустройства месторождений, эксплуатации скважин и нефтепромысловых систем.

В третьей главе проведено исследование влияния состава нефти и реологических параметров на температуру насыщения нефти парафином на основе анализа эмпирических зависимостей и экспериментальных данных.

Под температурой насыщения нефти парафином следует понимать температуру, ниже которой в процессе охлаждения нефть из однофазного состояния переходит в двухфазное (нефть+твердая фаза) при термодинамическом равновесии, когда в нефти появляются первые кристаллы парафина.

В.Н. Глущенко (2008 г.) предлагает использовать в качестве уравнения расчета температуры насыщения нефти парафином формулу ВНИИнефть:

и = 11,398 + 34,084-1бС„, (4)

где 10 - температура насыщения нефти парафином в поверхностных условиях, °С; С„ - концентрация парафина в нефти, масс.%.

По данным Ф.А. Каменщикова (2005 г.) для нефтей Удмуртии эмпирическая зависимость температуры насыщения от содержания парафинов описывается уравнением

19,457-1пС„-0,8117. (5)

Также для нефтяных месторождений Пермского Прикамья ООО «ПермНИПИнефть» использует эмпирическую формулу следующего вида:

10 = 70,5-е"(3,68б/Сп). (6)

Для рассмотренных зависимостей был произведен расчет для определения применимости данных формул к нефтям Западной Сибири (Ноябрьского региона) и сравнения с экспериментальными значениями (рисунок 3).

50,00 45,00 40.00

<Р 35,00

«Г

5 30.00

6

С

ё 25.00

н

20.00 15.00 10.00

2,00 3.00 4.00 5,00 6,00 7,00 8,00

Содержание парафина, % масс.

Рисунок 3 - Сравнение полученных значений эмпирических зависимостей

с экспериментальными данными: 1 - расчетные данные по формуле (4); 2 - расчетные данные по формуле (5); 3 — расчетные данные по формуле (6); 4 — экспериментальные данные

После сравнения экспериментальных данных и результатов, полученных при расчете по представленным эмпирическим зависимостям различных авторов, оказалось, что их погрешность составляет от 9 до 50% от истинного показателя.

Очевидно, что температура насыщения нефти парафином зависит не только от содержания парафина, но и от присутствия смол и асфальтенов, температуры плавления выделенного парафина из нефти, а также её реологических свойств при различных температурах.

При обработке экспериментальных данных, была получена эмпирическая зависимость, позволяющая учесть различные факторы, влияющие на температуру насыщения 10.

'„ = [4

(7)

где [5] - поправочный коэффициент, °С/%; г}2о - кинематическая вязкость при 20°С, мм/с2; т|5о - кинематическая вязкость при 50°С, мм/с2; К - суммарное содержание парафина, смол и асфальтенов, %; Тш - температура плавления выделенного парафина, °С; ^-переводной коэффициент равный 1°С; Ь-переводной коэффициент равный 1%.

Учет различного содержания парафинов и смол, которые в значительной степени влияют на температуру насыщения нефти, проведен анализ данных и представлены поправочные коэффициенты [5] представленные в таблице 3.

Для предварительного расчета температуры насыщения нефти парафином можно использовать предлагаемую эмпирическую зависимость (7), которая позволит прогнозировать интервал температур вероятного появления АСПО.

Таблица 3 - Поправочные коэффициенты [8], (°С/%)

Наименование Содержание парафинов, масс. %

от 2 до 3 от 3 до 4 от 4 до 5 от 5 до 6 от 6 до 7

Содержание смол, масс. % 1 0,77 0,69 0.95 - 0,86

2 0,57 0,68 - 0,775 -

3 0,58 - 0,72 0,69 0,71

4 0,53 0,54 0,64 0,62 0,68

5 0,42 0,43 0,49 0,51 -

6 0,31 0,41 - - -

7 0,32 - - -

9 0,33 - - - -

Способ определения области вероятного проявления АСПО состоит в следующем.

1. Проводится расчет температуры насыщения исследуемой нефти по полученной эмпирической зависимости, на основе экспериментальных данных.

2. Определяется тепловое распределение температуры по длине нефтесборного коллектора.

3. Совместным построением на графике определяется длина, с которой начинается процесс формирования АСПО.

Для определения области вероятного формирования АСПО для нефтей Чатылькинского и Холмистого месторождений, был проведен расчет теплового распределения температуры и температуры насыщения нефти парафином (таблица 4).

Таблица 4 - Данные для расчета температуры насыщения

Месторождения Кинематическая вязкость, мм2/с Массовое содержание, % В и О Температура насыщения, "С

20°С 50°С Асфаль тенов Смол Парафинов [о н

Чатылькинское 4.02 2,21 0,5 2,34 5,21 0,775 52 26.09

Холмистое 6,57 3,34 0,3 3,6 2,98 0,53 53 15.52

Расчет теплового распределения температуры по длине нефтесборного коллектора проводилось по формуле В.Г. Шухова:

К-я-А, *

='„+(*, , (8)

К-яйц-Х

где с, р ср - критерий Шухова; ^ - средняя по сечению температура потока

на расстоянии х, м от начала, °С; ^-температура окружающей среды (грунта), °С; ^ - начальная температура потока, °С; К - полный коэффициент теплопередачи от потока в окружающую среду, Вт/м2-°С; - внутренний диаметр коллектора, м; О, р, ср - соответственно объемный расход, м3/ч, плотность жидкости, кг/м3, и удельная теплоемкость, Дж/(кг-°С); ?чт, Он|, Бв! -соответственно коэффициент теплопроводности, Вт/(м °С); наружный и внутренний диаметр коллектора, м , изоляции, м; (*1 и а2 - коэффициенты теплоотдачи, Вт/(м2-°С).

Полученное тепловое распределение температуры потока по длине нефтесборного коллектора и определенные температуры насыщения нефтей парафином приведены на рисунках 4 и 5.

Начальные температуры нефтей Чатылькинского и Холмистого месторождений различны и составляют 18 и 30°С соответственно, а также имеют различные характеристики. Как видно из приведенных диаграмм на рисунках 4 и 5 температура насыщения нефти парафином происходит уже на расстоянии около 5 км от начала нефтесборных коллекторов независимо от начальных свойств нефтей.

18.00 1в,00 14,00

а

|15,00 V

10,00 8,00 6,00

0 2500 5000 7500 10000 12500 15000 17500 20000

Прогяжемсстъ. м

Рисунок 4 - Падение температуры вдоль нефтесбориого коллектора от ДНС с УПСВ Чатылькинского месторождения до ДНС с УПСВ Холмистого месторождения: 1 - тепловое распределение температуры по формуле В.Г. Шухова (8); 2 - температура насыщения нефти парафином.

30,0 к;—------------------------

28,0--------------

28,0 ■ — 4 V, ..................^^.....

Я ^Г ^ £ 22,0--------

| 20,0 ............................-.........1................................................................. ..........................................................................

| 18,0----------------------------------------

18,0------—---

14,0--------

12,0-------------------------------------------------------------------------

10,0 -------1—-—

О 2500 5000 7500 10000 12500 15000 17500 ЯООО

Протяженность, м

Рисунок 5 - Падение температуры вдоль нефтесборного коллектора от ДНС с УПСВ Холмистого месторождения до ДНС-1 с УПСВ Ярайнерского месторождения Четвертый раздел посвящен проблеме удаления и предотвращения АСПО.

Проведены исследования по подбору эффективных ингибиторов АСПО, для оценки эффективности ингибиторов парафиноотложений был использован метод, предложенный фирмой «Петролайт Корпорейшн» (США), в котором

1 2 "

2

1 ^

определяется совместимость с пластовой водой, диспергирование парафиновых отложений, налипы и замазывание стенок конической колбы.

1. Совместимость реагента с пластовой водой осуществляется следующим образом:

- отмеряют 50 мл пластовой воды и помещают ее в коническую колбу, куда дозируют 0,5 мл реагента;

- если происходит расслоение - результат отличный;

- если образуется эмульсия - хороший;

- если реагент растворяется в пластовой воде - удовлетворительный;

- если не растворяется - неудовлетворительный.

2. Диспергирование парафиновых отложений, налипы и образование отложений на стенках конической колбы, осуществляется следующим образом.

В коническую колбу, в которой находится 50 мл пластовой воды и 0,5 мл реагента, помещают 2-3 г АСПО. Содержимое нагревают на плитке до полного плавления отложений, осторожно перемешивая вращением. После этого фиксируют диспергирование парафиновых отложений, налипание и образование отложений на стенках конической колбы.

1. При диспергировании определяют размеры частиц парафина если величина частиц: 0,1-Змм (100%) - отлично; 0,1-5мм - хорошо; 1,7-7мм -удовлетворительно; более 7мм - неудовлетворительный.

2. Налипание парафина на стенки колбы в % от рабочей поверхности если налипание: до 5% - отлично; до 10% - хорошо; до 40% - удовлетворительный; более 40 - неудовлетворительный.

3. Образование отложений на стенках колбы в % от рабочей поверхности: до 5% - отлично; до 20% - хорошо; до 50% - удовлетворительный; более 50% -неудовлетворительный.

Окончательный результат рассчитывается как среднее значение для всех параметров и переводом в проценты эффективности исследуемого реагента.

Полученные результаты прив едены на рисунке 6.

Споры1шакое Карэмовское Пограничное Ховмогорскоо Умсейскоа 490, Уммйпкое 500. Пвмальякэ Сродно-Итурадое

скв 551 скв. 990

Место рождйшк

ИХПП-004(КГ) ■ ХПП-004(150) ВСНПХ-7920 ИФЛЭКИП-106 Е0ЛЭКИП-1О2 Ц0ЛЭКИП-1О1[ Рисунок б - Результаты исследования эффективности ингибиторов АСПО Установлено, что наиболее эффективно предотвращают процесс образования АСПО СНПХ-7920 и ФЛЭК ИП-106 (эффективность от 75% и выше), что позволяет предположить о значительном увеличении межочистного периода выкидных линий. Данные реагенты удовлетворяют требованиям предлагаемой методики и могут быть рекомендованы для опытно-промышленных испытаний.

На основе существующей лабораторной методики подбора растворителей АСПО предложена усовершенствованная нами методика ОАО «Гипротюменнефтегаза», которая не учитывала шероховатость внутренней поверхности нефтесборных коллекторов и скважинного оборудования, которая позволяет подобрать эффективный реагент для удаления АСПО в этих условиях. Результаты исследования влияния шероховатости на сцепляемость отложений нефти Средне-Итурского месторождения с поверхностью нефтепромыслового оборудования, представлены на рисунке 7.

Исходя из представленных результатов видно, что с ростом шероховатости обрабатываемой поверхности время отслоения парафина значительно увеличивается от 40 минут на самой гладкой поверхности до 290 минут на самой грубой. Следовательно, время обработки нефтесборного коллектора возрастет в несколько раз.

Время, минуты

Рисунок 7 - Зависимость отслоения АСПО Средне-йтурского месторождения от времени воздействия растворителем: 1 - 13,3 мкм; 2 - 25,2 мкм; 3 - 26,5 мкм; 4 - 27,1 мкм; 5 — 28,6 мкм.

Для уменьшения вероятности отложений АСПО следует применять химические реагенты в течение всего периода эксплуатации скважинного оборудования и нефтесборных коллекторов. В частности предлагается объем, периодичность закачивания и время контакта растворителя с образовавшимися отложениями определять в зависимости от состава скважинной продукции и длины нефтесборного коллектора.

После выбора наиболее эффективного растворителя, по результатам, приведенным выше, проводится исследование по методике ОАО «Гипротюменнефтегаз» на диспергирование (разрушение) образцов АСПО и их растворимость в растворителях фирмы ООО "ФЛЭК" (ФЛЭК - Р - 017, ФЛЭК - Р - 018, ФЛЭК - Р - 020, ФЛЭК - Р - 021) при низких температурах, соответствующих реальным температурам в нефтепроводе в зимнее время.

АСПО при низкой температуре:

- ФЛЭК-Р-017;

- ФЛЭК-Р -018;

- ФЛЭК-Р-020.

Эффективность отмывания АСПО рассчитывается по формуле:

т,

где ГП1 - масса АСПО, помещённого в металлический контейнер, кг; ш2 АСПО, оставшегося в контейнере после промывки, кг.

Результаты исследования представлены в таблицах 5 и 6. Таблица 5 - Эффективность отмывания АСПО.

№ Наименование растворителя Масса АСПО, кг Ш| Масса АСПО после промывки, КГ, 1112 Эффективность отмывания, % Эо

1 ФЛЭК Р-017 9,58 10'' 7,83-10'1 18,3

2 ФЛЭК Р-018 9,13-10"' 8,43-¡О"3 7,7

3 ФЛЭК Р-020 9,27-10'3 8,12-10'3 12,4

Примечание: объём растворителя 120 мл.

Эффективность растворения АСПО рассчитывается по формуле:

3=^^-100%, (Ю)

Щ

где т3 = Ш) - т2 - масса АСПО, перешедшего в растворитель из металлического контейнера, кг; гги - масса АСПО, отфильтрованного на фильтре, кг.

Таблица 6 - Эффективность растворения АСПО

№ Наименование растворителя Масса АСПО, перешедших в растворитель, кг, тэ Профильтрованные АСПО (без учёта веса фильтра), кг, Ш4 Эффективность растворения, %, э?

1 ФЛЭК Р-017 1,75-10"3 0,86-10"3 50,9

2 ФЛЭК Р-018 0,7-10"3 0,54-10"3 22,9

3 ФЛЭК Р-020 1,15-10"3 0,71-Ю"3 38,3

Примечание: объём растворителя 120 мл.

Все исследованные растворители обладают хорошей диспергирующей (разрушающей) способностью по отношению к отложениям АСПО Средне-Итурского месторождения. Наиболее эффективные разрушители - реагенты ФЛЭК-Р-017, ФЛЭК-Р-018, ФЛЭК-Р-020. Наибольшей эффективностью растворения АСПО обладают растворители ФЛЭК-Р-017 и ФЛЭК-Р-020. Установлено, что время контакта растворителя с отложениями на стенках нефтепровода должно составлять около 1 часа, но не менее 0,5 часа.

Комплексное применение разработанной методики позволяет более точно и эффективно подобрать растворитель АСПО для определенных условий в короткие сроки.

(9) - масса

Результаты испытаний использованы в разработке регламентов по удалению и предотвращению АСПО в нефтесборных коллекторах на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». Разработанные технологические регламенты по применению растворителей АСПО позволило увеличить пропускную способность нефтесборного коллектора с 2148 м3/сут до 2243 м3/сут и обеспечить дополнительное количество нефти в объеме 35 тыс. м3/год.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Выполнен анализ эмпирических зависимостей ряда известных исследователей и экспериментально установлены зависимости вязкости от температуры, позволяющие получать результат с расхождением в пределах от 2,58 до 3,46 мПас. Установлено значительное разнообразие физико-химических и термобарических условий образования отложений АСПО в скважинах и системах сбора нефти на месторождениях Западной Сибири, которое не позволяет производить прогноз и рекомендовать какие-либо универсальные технологии для борьбы с этими осложнениями.

2. Предложен метод определения температуры вероятного проявления отложений АСПО, основанный на графическом определении температуры начала структурообразования парафина по реологической характеристике добываемой нефти.

3.Для нефтей Вынгапуровского, Западно-Ноябрьского, Карамовского, Муравленковского, Новогоднего, Пограничного и Ярайнерского месторождений выявлена эмпирическая зависимость температуры насыщения нефти парафином от различных факторов, содержания в ней АСПО, вязкости и температуры плавления выделенного из АСПО парафина.

4. Усовершенствована методика подбора растворителя, учитывающая шероховатость обрабатываемой поверхности, и позволяющая определять необходимое время воздействия растворителя на АСПО. Усовершенствованная методика подбора растворителя прошла опытно-промышленные испытания в компании ООО «Везерфорд».

5. Разработан и внедрен в ОАО «Газпромнефть-ННГ» технологический регламент по удалению отложений АСПО в системе нефтесбора с применением подобранных растворителей, что позволило увеличить пропускную способность нефтесборного коллектора с 2148м3/сут до 2243 м3/сут и обеспечить дополнительное количество нефти в объеме 35 тыс. м3/год.

Основные положения диссертационной работы нашли отражение в следующих печатных работах:

1. Галикеев P.M. Применение эмпирических формул для определения коэффициента динамической вязкости расчетным методом / P.M. Галикеев, М.Ю. Тарасов, А.Г. Мозырев, С.А. Леонтьев // Нефть и газ Западной Сибири: Сб. науч. тр. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2009. -Т.1. С. 93-95.

2. Галикеев P.M. Результаты исследований эффективности ингибиторов АСПО на парафинах Ноябрьских месторождений / P.M. Галикеев, С.А. Леонтьев // XIII Междунар. симпозиум студентов и молодых ученых им. академика М.А.Усова студентов и молодых ученых, посвященного 110-летию со дня рождения профессора, Лауреата Государственной премии СССР К.В. Радугина «Проблемы геологии и освоения недр»: Сб. науч. тр. Томск: ТПУ, 2009.-С. 431-433.

3. Чеботников В.А. Моделирование образования АСПО на стенках насосно-компрессорных труб в зависимости от различных параметров режима работы / В.А. Чеботников, P.M. Галикеев // Нефтепромысловое дело. - 2010. -№ 4 - С. 44-47.

4. Галикеев P.M. Расчет температуры насыщения нефти парафином / P.M. Галикеев, С.А. Леонтьев // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2010. - № б. -С. 14-16.

5. Галикеев P.M. Лабораторное исследование реологических свойств нефти и графическое определение температуры точки перехода / P.M. Галикеев, С.А. Леонтьев//Территория «НЕФТЕГАЗ».-2010.-№ 8.-С. 14-17.

6. Галикеев P.M. Методика исследования химических реагентов для предупреждения и растворения парафиновых отложений нефтей ОАО

«Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз» / P.M. Галикеев, С.А. Леонтьев, В.В. Мисник // Нефтепромысловое дело. - 2010. - № 9. - С. 36-39.

7. Галикеев P.M. Анализ расчетных методов определения температуры насыщения нефти парафином / P.M. Галикеев, С.А. Леонтьев // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч.тр. - Под ред. С.И. Грачева. -Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - С. 312-316.

Соискатель P.M. Галикеев

Издательство «Вектор Бук» Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.99 г.

Подписано в печать 04.03.2011 г. Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso. Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 140

Отпечатано с готового набора в типографии издательства «Вектор Бук». Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г.

625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04,46-90-03.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Галикеев, Руслан Маратович

ВВЕДЕНИЕ.

1. АНАЛИЗ МЕТОДОВ БОРЬБЫ С ОСЛОЖНЕНИЯМИ В СКВАЖИНАХ И СИСТЕМАХ СБОРА, СВЯЗАННЫХ С ОБРАЗОВАНИЕМ ЭМУЛЬСИЙ И АСПО.

1.1. Классификация и товарные качества добываемых нефтей.

1.2. Причины образования эмульсии и способы обезвоживания нефти.

1.2.1. Качество образуемых нефтяных эмульсий.

1.2.2. Технологии разрушения нефтяных эмульсий.

1.3. Состав и структура АСПО.

1.4. Методы предотвращения АСПО.

1.4.1. Применение гладких покрытий.

1.4.2. Физические методы.

1.4.3. Химический метод.

1.5. Методы удаления парафиновых отложений.

1.5.1. Механическое удаление отложений.

1.5.2. Термическое удаление отложений.

1.5.3. Обработка парафина химреагентами.

1.5.4. Микробиологические методы удаления.

1.6. Факторы, влияющие на процесс образования парафиноотложения при сборе и транспортировке скважинной продукции.

2 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ АСФАЛЬТО-СМОЛО-ПАРАФИНОВЫХ АССОЦИАТОВ НА РЕОЛОГИЧЕСКИЕ

СВОЙСТВА СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ.

2.1. Анализ известных эмпирических формул для определения коэффициента динамической вязкости расчетным методом.

2.2. Лабораторное исследование реологических свойств нефти и графическое определение температуры начала структурирования парафина.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2:.

3 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ СОСТАВА НЕФТИ И РЕОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ НА ТЕМПЕРАТУРУ НАСЫЩЕНИЯ ПАРАФИНОМ ПРИМЕНИТЕЛЬНО К УСЛОВИЯМ НЕФТЕСБОРА.

3.1. Разработка эмпирической зависимости температуры насыщения нефти парафином от состава нефти и реологических параметров.

3.2. Определение области вероятного образования парафиновых отложений в нефтесборных коллекторах ОАО «Газпромнефть-ННГ».

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3:.

4 РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТОДОВ ПОДБОРА РАСТВОРИТЕЛЕЙ АСПО ДЛЯ СКВАЖИН И НЕФТЕСБОРНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ.

4.1 Совершенствование методики исследования химических реагентов для растворения АСПО.

4.2. Исследование влияния толщины образования асфальтосмолопарафиновых отложений на потери напора . внутрипромысловых трубопроводах ОАО «Газпромнефть-ННГ» и обоснование использования растворителей АСПО.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4:.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование закономерностей структурообразования парафиносодержащих нефтей в добыче и системе сбора"

Актуальность проблемы

С каждым годом увеличивается число вводимых в эксплуатацию месторождений Западной Сибири, нефти которых характеризуются повышенными значениями температуры застывания до 5-10 °С, вязкости до 370,7 мПа-с и обладающих тиксотропными свойствами. В системах сбора и подготовки обрабатывается скважинная продукция, обогащенная высокоплавкими парафиновыми углеводородами и асфальто-смолистыми веществами, содержание которых достигает до 8 %. Образуются накопления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на стенках нефтесборных коллекторов, уменьшающих их пропускную способность. При толщине отложений 1 см, перепад давления в нефтесборном коллекторе увеличивается от 0,3 до 1 МПа в зависимости от его длины. Изменение реологических свойств добываемой скважинной продукции существенно влияет на режим работы скважин.

Для борьбы с парафинизацией скважинного и наземного оборудования применяются различные методы предупреждения и удаления отложений, механические, тепловые, химические и комбинированные методы. Одним из способов борьбы с АСПО является применение растворителей. Данный метод не является универсальным и высокоэффективным из-за необходимости подбирать растворитель применительно к АСПО конкретных месторождений. Необходимость совершенствования методов подбора растворителей и способов прогнозирования проявлений АСПО определяет актуальность работы.

Цель работы

Повышение эффективности работы скважин и коллекторов сбора нефти на основе исследования закономерностей структурообразования парафинсодержащих нефтей и усовершенствования методики выбора ингибиторов и растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений.

Основные задачи исследования:

1. Анализ условий образования асфальтосмолопарафиновых отложений и существующих эмпирических зависимостей, характеризующих состояние добываемого флюида.

2. Исследование зависимости изменения реологических свойств нефти от температуры и различных скоростей сдвига.

3. Определение факторов, влияющих на интенсивность образования АСПО и температуру насыщения нефти парафином.

4. Совершенствование методики подбора растворителей для удаления АСПО и изучение влияния шероховатости внутренней поверхности скважинного и наземного оборудования на процесс удаления АСПО.

5. Разработка и внедрение технологических регламентов, на основе полученных результатов исследований, на нефтепромыслах ОАО «Газпромнефть-ННГ».

Объект исследования

В качестве объекта исследования является система сбора скважинной продукции; предметом исследования - процессы и закономерности образования АСПО.

Методы решения поставленных задач

Физическое моделирование изучаемых процессов, методы математической статистики, лабораторные и графоаналитические исследования.

Научная новизна:

1. Предложена графоаналитическая методика определения температуры начала структурообразования парафинсодержащих нефтей по характерной точке перегиба зависимости вязкости от температуры.

2. Экспериментально установлена и теоретически получена эмпирическая зависимость определения температуры насыщения нефтей парафином от массового содержания в ней парафинов, смол, асфальтенов, а также температуры плавления выделенного парафина и вязкости, для нефтей

Вынгапуровского, Западно-Ноябрьского, Карамовского, Муравленковского, Новогоднего, Пограничного и Ярайнерского месторождений.

Защищаемые положения:

1. Результаты лабораторных экспериментов для выбора технологии предупреждения и удаления АСПО Средне-Итурского и Умсейского месторождений.

2. Для снижения интенсивности проявления асфальтосмолопарафиновых отложений в системе добычи и сбора жидкостей из класса неньютоновских, содержащих большое количество парафинов, смол и асфальтенов, необходимо определение области вероятного образования отложений путем расчета температуры насыщения нефти парафином и температуры начала структурирования основных компонентов - парафинов, смол и асфальтенов.

3. Комплексный метод оценки растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений для оперативного выявления наиболее эффективного реагента для удаления АСПО Средне-Итурского, Умсейского, Холмистого и Чатылькинского месторождений.

Диссертационная работа соответствует паспорту специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, -п.4 «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, , диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов».

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций основана на теоретических и экспериментальных исследованиях, с использованием естественных образцов нефти и отложений АСПО, современной лабораторно-исследовательской аппаратуры, компьютерных технологий и апробацией на промысловых объектах добычи нефти.

Практическая ценность и реализация

1. Разработан способ совместного определения температуры насыщения нефти парафином и температурного распределения вдоль нефтесборного коллектора, позволяющий прогнозировать вероятные проявления отложений в нефтесборных коллекторах при изменении содержания парафинов, смол и асфальтенов в нефтях.

2. Предложен комплексный усовершенствованный метод оценки растворителей, внедренный в ООО «Везерфорд», позволяющий определить необходимое время обработки поверхности растворителем в зависимости от её шероховатости.

3. Разработаны технологические регламенты для эффективных растворителей удаления АСПО в сборных коллекторах, применяемые на объектах ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».

Апробация результатов работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: Всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, ТюмГНГУ, 2009 г.); Международном симпозиуме студентов и молодых ученых им. академика М.А. Усова (Томск, ТПУ, 2009 г.); семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» (Тюмень, 2008-2010 гг.), заседании Управления инновационной деятельностью ООО «ОЗНА-Менеджмент», заседании ГУЛ «ИПТЭР» (Уфа, 2011 г.).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 7 печатных работах, в том числе в 4-х статьях, опубликованных в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 113 страницах машинописного текста, содержит 36 таблиц, 31 рисунок. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка, включающего 96 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Галикеев, Руслан Маратович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Выполнен анализ эмпирических зависимостей ряда известных исследователей и экспериментально установлены зависимости вязкости от температуры, позволяющие получать результат с расхождением в пределах от 2,58 до 3,46 мПа-с. Установлено значительное разнообразие физико-химических и термобарических условий образования отложений АСПО в скважинах и системах сбора нефти на месторождениях Западной Сибири, которое не позволяет производить прогноз и рекомендовать какие-либо универсальные технологии для борьбы с этими осложнениями.

2. Предложен метод определения температуры вероятного проявления отложений АСПО, основанный на графическом определении температуры начала структурообразования парафина по реологической характеристике добываемой нефти.

3. Для нефтей Вынгапуровского, Западно-Ноябрьского, Карамовского, Муравленковского, Новогоднего, Пограничного и Ярайнерского месторождений выявлена эмпирическая зависимость температуры насыщения нефти парафином от различных факторов, содержания в ней АСПО, вязкости и температуры плавления выделенного из АСПО парафина.

4. Усовершенствована методика подбора растворителя, учитывающая шероховатость обрабатываемой поверхности, и позволяющая определять необходимое время воздействия растворителя на АСПО. Усовершенствованная методика подбора растворителя прошла опытно-промышленные испытания в компании ООО «Везерфорд».

5. Разработан и внедрен в ОАО «Газпромнефть-ННГ» технологический регламент по удалению отложений АСПО в системе нефтесбора с применением подобранных растворителей, что позволило увеличить л пропускную способность нефтесборного коллектора с 2148 м /сут до 2243 м /сут и обеспечить дополнительное количество нефти в объеме 35 тыс. м3/год.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Галикеев, Руслан Маратович, Тюмень

1. Богомолов И.А. Химия нефти и газа. Учебное пособие / Богомолов И.А., Гайле A.A., Громова В.В. и др. / Под ред. В.А. Проскурякова.-М.: Химия, 1998.- 150с.

2. ГОСТ Р 51858-2002, ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ, НЕФТЬ, ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ, ГОССТАНДАРТ РОССИИ, Москва

3. Тарасов М.Ю Предварительная оценка технологических параметров подготовки нефти на основе классификации нефтей по эмульсионности / А.Б. Зырянов // Нефтяное хозяйство, 2008. №9 - С. 105-107.

4. Воюцкий С.С. Курс коллоидной химии, изд. Химия, 1964г.

5. Клейтон В. Эмульсии, их теории и технические применения, Издатинлит, 1950г.

6. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. Казань: Фэн, 2000.416с.

7. Сулейманов P.C. Сбор, подготовка и хранение нефти и газа / Хафизов А.Р., Шайдаков В.В., Чеботарев В.В., Ставицкий В.А., Кабанов О.П., Пестренцов Н.В. Уфа: «Нефтегазовое дело», 2007. - 450с.

8. Гурвич Л.М., Шерстнев Н.М., Многофункциональные композиции ПАВ в технологических операциях добычи. -М.: ВНИИОЭНГ, 1994. 167с.

9. Левченко Д.М., Бергштейн Н.В., Николаева Н.М. Технология обессоливания нефтей на нефтеперерабатывающих предприятиях. М.: Химия, 1985. - 167с.

10. Ребиндер П.А. Поверхностные явления в дисперсных системах. Коллоидная химия: Избранные труды. -М.: Наука, 1978. — 365с.

11. A.c. 98100984 РФ. Деэмульгирующие композирции для обезвоживания и обессоливания водонефтяных эмульсий / В.Е. Сомов, Г.Д. Залищевский и др. // Б.И. 1998. - №1.

12. A.c. 98100986 РФ. Состав для обезвоживания и обессоливания нефтяных эмульсий / В.Е. Сомов, Г.Д. Залищевский и др. // Б.И. 1998. - №1.

13. Пат. 2125081 РФ. Способ обезвоживания нефти / В.Ф. Лесничий, В.П. Баженов и др. // Б.И. 1997. - №5.

14. A.c. 97100210 РФ. Состав для обезвоживания и обессоливания нефти / А.И. Орехов, А.З. Габдулханова, И.И. Нуруллина, И.Г. Юдина // Б.И. 1997.-№1.

15. A.c. 98103494 РФ. Состав для обезвоживания и обессоливания нефти, обладающий также свойствами ингибитора общей и микробиологической коррозии / Г.А. Гудрий, Н.И. Рябинина и др. // Б.И. -1998.-№3.

16. A.c. 97101936 РФ. Состав для разрушения водонефтяных эмульсий, ингибирующий асфальто-смоло-парафиновые отложения / Нуруллина, И.Г. Юдина // Б.И. 1997. - №1.

17. Каспарьянц К.С. Промысловая подготовка нефти. М.: Недра. 1966. -С. 85.

18. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 653с.: ил.

19. Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти: Справочник рабочего. — М.: Недра, 1986. 240с.

20. Доломатов М.Ю., Телин А.г. и др. Физико-химические основы направленного подбора растворителей асфальто-смолистых веществ / Отчет центрального научно-исследовательского института ЦНИИТЭнефтехим, 1990г.-35с.

21. Алиев P.A., Блейхер Э.М. Трубопроводный транспорт высокозастывающих нефтей с жидкими углеводородными разбавителями. -М.: ВНИИОЭНГ, 1970. №7. - 88с.

22. Каменщиков Ф.А. Тепловая депарафинизация скважин. М. — Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», 2005. - 254с.

23. Сизая В.В., Новиков В.Г., Лезов О.Ф. и др. Применение реагентов-удалителей отложений парафина на Киенгопско-Чутырском месторождении//Тр.Ин-та по проектированию и исследов. Работам в нефтян. Промышленности «Гипровостокнефть,- 1975.- вып.7. -С.101-107.

24. Пустогов В.И., Рудакова Н.Я., Тимошина A.B. и др. Физико-химические свойства парафинистых отложений и нефтей прикарпатских нефтяных месторождений//Нефтепереработка и нефтехимия. Республиканский межведом, сб. 1972. - вып. 7. - С.4-10.

25. Мухаметзянов Р.Н., Каюмов Л.Х., Сафин С.Г. К изучению проблемы асфальтосмолистопарафиновых отложений во внутрискважинном оборудованииУ/Нефтепромысловое дело 1992. - №1. - С 13-15.

26. Мастобаев Б.Н. Химические средства и технологии в трубопроводном транспорте нефти / A.M. Шаммазов, Э.М. Мовсумзаде. — М.: Химия, 2002. 296с.

27. Мазепа Б.А. Борьба с парафиновыми отложениями при добыче нефти за рубежом. М.: Гостоптехиздат, 1961 г. - 89 с.

28. Кучумов Р.Я. Анализ и моделирование эффективности эксплуатации скважин, осложненных парафиноотложениями / Р.Я. Кучумов, М. Ф. Пустовалов, P.P. Кучумов. -М.: ВНИИОНГ, 2005 186 с.

29. Мурсалова М.А., Эфендиев Н.Г., Кязимова H.H. Разработка и применение способов борьбы с парафиноотложениями на нефтегазовых месторождениях. М.: ВНИИЭгазпром, 1986. - Вып. 12. — 48с.

30. Лесин В.И. Физико-химический механизм предотвращения парафиноотложений с помощью постоянных магнитных полей // Нефтепромысловое дело: РНТС. М.: ВНИИОЭНГ. - 2001. - №.5 - с. 31 - 33.

31. Кузнецов О.Л. Применение ультразвука в нефтяной промышленности Текст. / С.А. Ефимова. -М.: Недра, 1993. 192с.

32. Савиных Ю.А. Инновационная техника и технология бурения и добычи нефти Текст.: учеб. пособие / Х.Н. Музипов. Тюмень: ТюмГНГУ, 2009.-268с.

33. Борсуцкий З.Р. Исследование механизма магнитной обработки нефтей на основе результатов лабораторных и промысловых испытаний / Борсуцкий З.Р., Ильясов С.Е.// Нефтепромысловое дело: НТЖ. -М. :ВНИИОЭНГ. 2002. - № 8 - С. 28 - 37.

34. Тронов В.П. Механизм образования смолопарафиновых отложений и борьба с ними. М.: Недра, 1969. - 192 с.

35. Глущенко В.Н. Предупреждение и устранение асфальтеносмолопарафиновых отложений / Глущенко В.Н., Силин М.А., Герин Ю.Г. // Нефтепромысловая химия. — М.: Интерконтакт Наука, 2009. -т. V. 475 с.

36. Голонский П.П. Борьба с парафином при добычи нефти. М.: Гостоптехиздат, 1960. - 88с.

37. Сизая В.В. Химические методы борьбы с отложениями парафина. Обзор зарубежной литературы. -М.: ВНИИОЭНГ, 1977 40с.

38. Волков Л.Ф. Добыча и промысловый сбор парафинистых нефтей / Волков Л.Ф., Каган Я. М., Латыпыпов В.Х. и др. М.: Недра ,1970, 185 с.

39. Использование гелевых композиций в трубопроводном транспорте / М.Силин, Л. Магадова, Р. Магадов, М. поборцев // Научно-технический вестник ЮКОС.-2003. №8.-С. 13-15.

40. Очистка нефтепроводов и методы предупреждения накопления парафиновых отложений / Л.А. Мацкин, Е.З. Рабинович, М.Э. Шварц, П.Б. Кузнецов // ТНТО. М.: ВНИИОЭНГ, 1968. 130с.

41. New system stop paraffin buildup / В J. Eastlund, K.J. Schmitt, D.L. Meek and others // Petrol. Eng. Int. 1989. - No. 1. - P. 46, 48, 51.

42. Лобков A.M. Сбор и подготовка нефти и газа на промысле. М.: Недра, 1968.-285с.

43. Манжай В.Н. Термохимический способ удаления отложений парафина, смол и асфальтенов из нефтепромыслового оборудования / Манжай В.Н., Труфакина Л.М., Крылова O.A. // Нефтяное хозяйство, 1999. -№.8-с. 36-37.

44. ГОСТ 1929-87Методы определения динамической вязкости на ротационном вискозиметре. М.: Государственный стандарт СоюзаСССР, 1983.

45. Минеев Б.П. Два вида парафина, выпадающего на подземном оборудовании скважин в процессе добычи нефти / Минеев Б.П., Болигатова О.В. // Нефтепромысловое дело, 2004. №.12 - с. 41 - 43.

46. Нагимов Н.М. Новый ряд углеводородных композитов для удаления АСПО / Нагимов Н.М., Ишкаев Р.К., Шарифуллин A.B., Козин В.Г. // Нефтепромысловое дело, 2001. №.9 - с. 25 - 29.

47. Нагимов Н.М. Эффективность воздействия на асфальтосмолопарафиновые отложения различных углеводородных композитов / Нагимов Н.М., Ишкаев Р.К., Шарифуллин A.B., Козин В.Г. // Нефтяное хозяйство, 2002. №.2 - с. 68 - 70.

48. Нагимов Н.М. Коллоидно-химические свойства углеводородных растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений / Нагимов Н.М., Шарифуллин A.B., Козин В.Г. // Нефтяное хозяйство, 2002. — №.11 с. 79 — 81.

49. Гарейшина А.З., Шестерина Н.В. Перспективы применения микробиологической технологии очистки скважин от асфальтосмолопарафиновых отложений // Нефтяное хозяйство. — 1998. №2. -С. 19-20с.

50. Bacteria prey on wellbore paraffin // Southwest Oil World. 1990. - X — XI.-Yol. 37.-No. 4.-P. 18-20.

51. Тронов В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними // М., Недра. 1970. 420 с.

52. Мазепа Б.А. Защита нефтепромыслового оборудования от парафиновых отложений // М., Недра. 1972. 115 с.

53. Рагулин В.А. Исследования особенностей изменения температуры насыщения нефти парафином и разработка мероприятий по предупреждению его отложения // Авто-реф. дис. канд. техн. наук // Уфа, 1989.18 с.

54. Елеманов Б.Д. Основные проблемы разработки нефтяных месторождений, осложненных коррозией, отложениями парафина и солей // Автореф. дис. канд. техн. наук. ОАО ВНИИнефть //М., 2003. 41 с.

55. Шамрай Ю.В. и др. Предотвращение отложений парафина и асфальтосмолистых веществ в добыче нефти. М.: ВНИИОЭНГ, 1987. - 57с.

56. Сорокин A.B., Хавкин А .Я. Особенности физико-химического механизма образования АСПО в скважинах // Бурение и нефть. 2007. - №10. -С. 30-31.

57. Reistle CE. Paraffin Production Problems // Production Practice AIME.1942.

58. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии //М., Химия. 1982. 305 с.

59. Биккулов А.З., Шаммазов A.M. К механизму формирования нефтяных отложений в трубах//Тез. докл. III Международ, конф. по химии нефти. Томск, 1997. - Т. 2. - С.43-45.

60. Малышев А.Г., Хорошилов В.А. Особенности пробкообразования в фонтанных скважинах Северо-Варьеганского месторождения //Экспресс-информ. /ВНИИОЭНГ. Сер. "Нефтепромысловое дело". —1986. —№ 1. — С.I

61. Пути улучшения использования фонда скважин на месторождениях Западной Сибири / Шумилов В.А., Сельцова H.A. и др. — М., 1989. — 42 с. — (Обзор, информ. /ВНИИОЭНГ. "Нефтепромысловое дело").

62. Бык С.Ш., Макогон Ю.Ф., Фомина В.И. Газовые гидраты. — М: Химия, 1980. —296 с.

63. Макогон Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использования. —М.: Недра, 1985. — 232 с.

64. Пономарев Г.В. Условия образования гидратов природных и попутных газов. // Тр. /КуйбышевНИИНП. —1960. — Вып. 2. — С. 97—106.

65. Мазепа Б.А. Парафинизация нефтяных систем и промыслового оборудования. М.: Наука, 1966. 165 с.

66. Сорокин A.B., Табакаева JI.C. Влияние газосодержания нефти на формирование АСПО в подъемнике скважины // Бурение и нефть. 2009. -№2. - С. 25-26.

67. Фатыхов М.А., Багаутдинов Н.Я., Валеев A.M. Определение глубины образования гидратопарафиновых пробок в НКТ добывающих скважин Когалымской группы месторождений // Нефтепромысловое дело. -2007.-№2.-С. 30-34.

68. Биккулов А.З., Шаммазов A.M. Механизм парафиноотложения в гидродинамических условиях//Известия вузов. Нефть и газ. 1998. - №5 -С.100-105.

69. Биккулов А.З., Попов В.И. Интенсивность парафиноотложений в гидродинамических условиях//Тез. докл. Всероссийск. науч. конф. "Теория и практика массообменных процессов химической технологии". Уфа, 1996. -С. 173-175.

70. Мастобаев Б.Н., Арменский Е.А. Определение количества парафина, отлагающегося на стенках трубопроводов//Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1979. №5. - С. 6-9.

71. Мастобаев Б.Н., Хайбуллин Р.Я., Арменский Е.А. Влияние асфальтосмолистых веществ на процесс парафинизации нефтепроводов//Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1981. №8. -С. 9-10.

72. Trevor Bennison "Prediction of heavy oil viscosity" Present at the IBC Heavy Oil Field Development Conference, London, 2-4 December 1998;

73. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах. — М: Недра, 1987. 144с.

74. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Худякова А.Д., Николаева Н.М. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения М.: Издательство «Химия», 1967г. 200с.

75. Галикеев P.M. Применение эмпирических формул для определения коэффициента динамической вязкости расчетным методом / Тарасов М.Ю., Мозырев А.Г., Леонтьев С.А. // Нефть и газ Западной Сибири: Сб. научн. тр. Т.1. Тюмень, ТюмГНГУ, 2009. - 288с.

76. Рогачев М.К. Исследование вязкоупругих и тиксотропных свойств нефти Усинского месторождения // нефтегазовое дело, 2009. Т.7. - №1. - С. 37-42.

77. Филатова Е.А., Яковлева Н.Я., Семененко К.Н. Калориметрическое исследование взаимодействия интерметаллического соединения

78. Ьа№4>5Мпо,зА1о,2 с водородом // Вестн. Моск. Ун-та. Сер. 2. Химия. 2000. Т. 41. №5.-С. 331-334.

79. Сиротина P.A., Савченкова А.П., Бурнашева В.В., Беляева И.Ф., Семененко К.Н. // ЖОХ. 1988. 58. С. 25-26.

80. Yakovleva N.A., Ganich Е.А., Rumyantseva T.N., Semenenko K.N.// J. Alloys Compounds. 1996. 241. P. 112.

81. Галикеев P.M. Методика исследования химических реагентов для предупреждения и растворения парафиновых отложений нефтей ОАО «Газпромнефть Ноябрьскнефтегаз» / С.А. Леонтьев, В.В. Мисник // Нефтепромысловое дело. - 2010- №9. - С. 36-39.

82. Ибрагимов Н.Г. Осложнения в нефтедобыче / А.Р. Хафизов, В.В. Шайдаков и др.; Под ред. Н.Г. Ибрагимова, Е.И. Ишемгужина.-Уфа: ООО «Издательство научно-технической литературы «Монография»», 2003.-302с.

83. Глущенко В.Н. Нефтепромысловая химия: Осложнения в системе пласт-скважина-УППН / Силин М.А., Пташко O.A., Денисова A.B. // учебное пособие М.: МАКС Пресс, 2008. - 328с.

84. Галикеев P.M. Анализ расчетных методов определения температуры насыщения нефти парафином / С.А. Леонтьев // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: сб. научн.тр.; под ред. С.И. Грачева. -Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. С. 312-316.

85. Галикеев P.M. Расчет температуры насыщения нефти парафином / С.А. Леонтьев // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2010. -№ 6. - С. 14-16.

86. Лутошкин Г.С., Дунюшкин И.И. Сборник задач по сбору и подготовке нефти, газа и воды на промыслах: Учебное пособие для вузов.2.е изд., стереотипное. Перепечатка с издания 1985г. М.: ООО ТИД «Альянс», 2005. - 135с.

87. Горошко С.А. Подбор ингибитора парафиноотложений / Горошко С.А., Ясьян Ю.П., Павленко П.П. // Газовая промышленность, 2002. Вып. 5. -с. 67-68.

88. Каменщиков Ф.А., Смирнов Я.Л., Ходырева Г.Б. Исследование возможности применения реагента №1 для удаления и предупреждения отложений парафина в скважинах месторождений Удмуртии // Нефтепромысловое дело: РНТС. -М.: ВНИИОЭНГ. 1980. - №5. - С.38-39.