Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности эксплуатации скважин месторождений СП "Вьетсовпетро"

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности эксплуатации скважин месторождений СП "Вьетсовпетро""

УДК 622 276

На правах рукописи

Хо Нам Чунг

ООЗ164734

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЙ СП «ВЬЕТСОВПЕТРО»

Специальность 25 00 17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

I 8 ФЕБ

Уфа 2008

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР»)

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Карамышев Виктор Григорьевич

Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор

Котенев Юрий Алексеевич

- кандидат технических наук Эпштейи Аркадий Рувимович

Ведущее предприятие - ОНО «КогалымНИПИнефть»

Защита диссертации состоится $ марта 2008 г в 1400 часов на заседании диссертационного совета Д 222 002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу 450055, г Уфа, пр Октября, 144/3

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов»

Автореферат разослан 13 февраля 2008 г

Ученый секретарь диссертационного совета

кандидат технических наук ^ — ---Л П Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы. В настоящее время СП « Вьетсовпетро» эксплуатирует три месторождения «Белый Тигр», «Дракон», «Белый Медведь» Наиболее крупным из них является месторождение «Белый Тигр»

К настоящему времени построено и эксплуатируется более 10 морских стационарных платформ (МСП), каждая из которых рассчитана на 16 скважин, и 8 блок-кондукторов (БК), каждый на 9 скважин Кроме того, построены центральная технологическая платформа (ДТП), центральная компрессорная платформа (ЦКП), малая компрессорная станция (МКС), платформа поддержания пластового давления (ППД) и 4 установки беспричального налива нефти (УБН)

Все эти объекты связаны между собой системой трубопроводов протяженностью сотни километров, в том числе более 150 км трубопроводов системы нефтегазосбора

Системы сбора, спроектированные для нефтяного месторождения, нуждаются во внесении изменений при достижении высокой обводненности добываемой продукции скважин, т е появляется необходимость в совершенствовании не только систем сбора и подготовки нефти, газа и воды, но и глубинно-насосного оборудования Реконструкция должна обеспечить надежную работу промысловых трубопроводов, а также установок подготовки нефти, в том числе установок предварительного сброса воды Применительно к месторождению «Белый Тигр» необходимо организовать предварительный сброс воды на стационарных платформах и блок-кондукторах При этом качество сбрасываемой воды должно удовлетворять требованиям системы поддержания пластового давления

Системы сбора продукции нефтяных скважин, построенные для месторождений с осложненными реологическими свойствами добываемой продукции, например на морских месторождениях шельфа Вьетнама, нуждаются во внесении существенных изменений при достижении высокой обводненности добываемой нефти Срок эксплуатации систем нефтегазос-

бора месторождений СП «Вьетсовпетро» составляет более 20 лет Однако рост обводненности продукции нефтяных скважин, повышение вязкости добываемых эмульсий высокопарафинистой нефти требуют совершенствования глубинно-насосного оборудования.

Реконструкция должна обеспечить надежную работу эксплуатационного фонда скважин, в частности насосного оборудования.

Поэтому исследования, направленные на разработку научных принципов реконструкции скважин, добывающих обводненную продукцию с осложненными реологическими свойствами, являются актуальными для нефтяной промышленности Вьетнама

Цель работы - повышение эффективности эксплуатации фонда скважин на основе анализа существующего обустройства морских месторождений Вьетнама

Основные задачи исследований

1 Изучение состояния фонтанного фонда скважин нефтяных месторождений Вьетнама и выявление проблем, которые необходимо решить для эффективной эксплуатации добывающих скважин с высокой обводненностью

2 Исследование работы газлифтных скважин и разработка мероприятий по повышению эффективности газлифта и реологических свойств продукции нефтяных скважин

3 Оценка влияния химреагентов для повышения эффективности газлифта и реологических свойств продукции нефтяных скважин

4 Разработка методов и средств, направленных на эффективную работу эксплуатационного фонда скважин

Научная новизна

1 Исследовано влияние расхода газа, периода импульса подачи газа и коэффициента продуктивности пласта на эффективность работы импульсного газлифта

2 Опытно-промышленными испытаниями на газлифтных скважинах месторождения «Белый Тигр» рекомендованы комплексные химреагенты и определены дозировки деэмульгатора - 200 г/т, ингибитора асфальтосмо-лопарафиновых отложений (АСПО) - 500 г/т в расчете на добываемую нефть

3 На уровне изобретения разработано устройство для выноса водных скоплений с забоя скважин при эксплуатации газлифтных скважин

Положения, выносимые на защиту

1 Мероприятия по повышению эффективности эксплуатации газлифтных скважин

2 Методы воздействия на свойства продукции нефтяных скважин химреагентами, повышающими эффективность газлифта

3 Способ выноса водных скоплений с забоя газлифтных скважин

Практическая ценность и внедрение результатов исследований

Полученные результаты исследования комплексных химреагентов,

которые успешно применяются на месторождениях Вьетнама, предназначены для повышения эффективности работы газлифтных скважин, позволяют увеличить дебит

Апробация работы

Результаты исследований докладывались и обсуждались на научно-практической конференции «Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса» в рамках VII Российского энергетического форума (24 октября 2007 г, г Уфа), заседаниях Ученого Совета, метод-советах и семинарах в Институте проблем транспорта энергоресурсов

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 8 научных работах, получен 1 патент на полезную модель

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной

литературы, включающего 124 наименования Работа изложена на 148 страницах машинописного текста, содержит 35 рисунков и 35 таблиц

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель работы и основные задачи исследований, показаны научная новизна и практическая ценность работы.

В первой главе приводится краткая геолого-физическая характеристика продуктивных комплексов нефтяных месторождений «Дракон» и «Белый Тигр»

В главе дается подробная характеристика месторождения «Дракон», на котором ведется бурение глубоких скважин с помощью буровых установок «Эхаби», а также с морских стационарных платформ

На месторождении пробурено 38 скважин, из которых 17 - поисково-разведочные и 21 - эксплуатационная Основные комплексы соединены между собой системой нефтегазопроводов и с системой сбора и транспорта месторождений «Белый Тигр», а также с установкой беспричального налива нефти

Район относится к сейсмически активной зоне, сила подземных толчков может достигать 6 баллов по шкале Рихтера, что предполагает строительство промысловых сооружений в антисейсмическом исполнении

По величине запасов и промышленной значительности среди продуктивных комплексов первое место занимает залежь кристаллического фундамента, на втором месте - залежи нефти нижнемиоценового комплекса

На рисунке 1 педставлена схема расположения месторождений «Белый Тигр», «Дракон» и «Дай Хунг» шельфа южного Вьетнама В геологическом строении месторождения можно отметить следующее, что стратиграфия месторождения изучена на основе фактических материалов глубокого бурения Описание стратиграфии приводится в последовательности снизу вверх на рисунке 2

Рисунок 1 — Расположение месторождений «Белый Тигр», «Дракон» и «Дай Хунг» шельфа южного Вьетнама

Лих>лога

ческая

коюнга

Продукт, горизонт

Кр аггоелнюл ошческое опнсшие

22 • Чередование-гссча ников, алевролитов и пткн.

23 • - •

24 • Чередование гссча ников,

алевролитов и глин мелководных морских, .тгукньгс и болотных фаций

За-ЫЬ •

Чередование гесчаников, алевролитов и глин озерных, лагунных, речных и мелководных морских фаций.

Ш •

IV ж

Отложения дельтсвого, речного, озерного, лагунного н мелководного морского происхожде ння.

VI

УЛ-УИРИ»,

IX ^

X ць

Чередование гссча киков, алевролитов и глин речных, озерных и лагунных фаций.

Трещиноватый фукоз.мент

Рисунок 2 - Сводный геолого-стратиграфический разрез месторождения «Дракон»

Докайзойский фундамент представлен кристаллическими магматическими и метаморфическими породами, измененными тектоническими и гидротермальными процессами

Осадочный чехол представлен породами палеогеновой, неогеновой и четвертичной систем

В этой же главе приводится схема месторождения, которая характе-руется сложным тектоническим строением, вызванным дизъюнктивными нарушениями, которые делят исследуемый район на множество блоков, создающих сложную картину тектоники площади

В формировании структур выделяются три структурные этажа - это фундамент, промежуточный (олигоценовый) комплекс и платформенный (миоценово-четвертичный) этаж

Так, например, в результате бурения и испытания скважин на месторождении «Дракон» в осадочных отложениях миоцена-олигоцена и в кра-нитоидах докайнозойского фундамента открыты 37 залежей нефти и 2 залежи газоконденсата

В итоге по результатам испытания и материалам ГИС выделены нефтяные и газоконденсатные залежи с характеристикой размещенных на них скважин

Вторая глава посвящена исследованию работы газлифтных скважин и мероприятиям по повышению эффективности их эксплуатации

На месторождении «Белый Тигр» применяется компрессорный газлифт По состоянию на 01.01 2007 г добывающий фонд составляет 171 скважину, из которых 97 скважин эксплуатируются газлифтом, те 57 % от добывающего фонда

За 2006 г газлифтом добыто 868,9 тыс тонн нефти, что составляет 10% от всей добычи на месторождении «Белый Тигр» Накопленная до-

быча нефти компрессорным газлифтом за время с начала его применения на месторождении составила 6,246 млн тонн Прирост добычи нефти за счет применения газлифтного способа за весь период эксплуатации равен 3,911 млн тонн

В СП «Вьетсовпетро» проводится планомерное оснащение газлифт-ным внутрискважинным оборудованием скважин месторождения «Белый Тигр» Одним из основных показателей эффективной эксплуатации скважин является глубина ввода компримированного газа, значение которой определяется эхолотированием С помощью эхолота отбивается уровень жидкости в затрубном пространстве скважины, и за точку ввода компримированного газа принимается клапан, ближайший к уровню и находящийся выше его

Рассмотрим анализ работы газлифтных скважин на примере скважины 917, расположенной на МСП-9 В расчете в качестве входных переменных используются следующие показатели свойства нефти, воды и газа, температура, инклинометрия ствола скважины, компоновка эксплуатационной колонны и колонны насосно-компрессорных труб, типоразмер ман-дрелей и газлифтных клапанов.

На рисунке 3 представлен график режима работы скважины 917, из которого видно, что первый и второй пусковой клапаны находятся в неустойчивом положении, давление же в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) на уровне третьего клапана составляет 98 атм Перепада давления на этом клапане не достаточно для снижения уровня жидкости ниже четвертого клапана

Рекомендуется заменить третий пусковой клапан, что позволит уменьшить величину затрубного давления

250

Давление, атм

300

350 Глубина,

давление в НКТ (модель) затрубное давление

_ забойное давление (ГДИ) в статический градиент _

^давление открытия/ закрытия клапанов

- расположение мандрелей

Рисунок 3 - Режим работы скважины 917

На рисунке 4 представлено совместное решение задачи «пласт подъемник» скважины 917.

«пласт» * «подъемник»

фактический замер жидкости

Рисунок 4 — Совместное решение задачи «пласт—подъемник» скважины 917

Из графика рисунка 4 видно, что коэффициенты продуктивности линейные. Это значит, что повышение расхода компримированного газа ведет к пропорциональному изменению дебита.

На рисунке 5 представлена регулировочная кривая скважины 917 при расходе компримированного газа в диапазоне 0...300 тыс. м3/сут. Оптимальное значение расхода компримированного газа составляет около 40 тыс. м3/сут; максимальное (по дебиту жидкости) - около 150. ..200 тыс. м3/сут.

—*— - модель (нефть) ♦ - фактический замер

дебита нефти

- модель (жидкость) ♦ - фактический замер

дебита жидкости

Рисунок 5 - Регулировочная кривая скважины 917

На основе анализа режима работы скважины 917 были рекомендованы следующие мероприятия:

- замена третьего пускового клапана;

- увеличение расхода компримированного газа с 32 до 40 тыс. м3/сут.

В результате - повышение дебита нефти скважины 917 на 6,2 тонн/сут при сокращении удельного расхода компримированного газа

В этой же главе приводятся методы повышения эффективности газлифта, которые можно условно разделить на два направления

- увеличение глубины погружения подъемника,

- снижение относительной скорости газа

Первое направление связано с увеличением глубины ввода компримированного газа под динамический уровень, что при сохранении уровня отбора жидкости позволяет снизить общий и удельный расход газа

Второе направление связано со снижением относительной скорости газа Относительная скорость газа зависит, в основном, от структуры газожидкостного потока, которая, в свою очередь, определяется степенью дисперсности одной из фаз

На скважинах СП «Вьетсовпетро» нашла применение технология импульсного газлифта Особенность технологии импульсного газлифта заключается в создании в колонне НКТ регулярного газожидкостного потока пробковой структуры Импульсный газлифт используется для эксплуатации малодебитных скважин

Для этого случая уравнение гидростатики запишется в следующем

виде

Рраб — Рбуф — П 1ж ё Рж, где п - число жидкостных пробок по длине колонны НКТ,

(1)

(2)

1ж - длина жидкостной пробки,

<3ж+<3г ,

(3)

ж

1г- длина газовой пробки,

1Ж, V - время образования жидкостной и газовой пробок,

С>ж, Ог - расходы пластовой жидкости и пластового газа при среднем давлении и средней температуре в газлифтном подъемнике,

<Згр - расход компримированного (рабочего) газа во время его подачи в колонну НКТ при среднем давлении и средней температуре,

Фо - доля сечения трубы, занятая газовой пробкой, которая зависит от вязкости жидкости и изменяется в пределах 0,90 0,95 (верхний предел относится к движению безводной нефти), £г - площадь сечения НКТ

Из совместного решения формул (1) - (4) получаем соотношение

'г

которое позволяет рассчитать требуемые параметры импульсного газлифта для заданной характеристики скважины по расходу жидкости и давлениям в точке ввода газа в колонну НКТ и на буфере

В этой же главе рассматриваются устройства для повышения эффективности работы нефтяных скважин

1 Диспергатор для выноса водных скоплений из скважин Устройство может быть использовано на добывающих скважинах Известно, что в начальный период разработки месторождений высокие деби-ты скважин обеспечивают вынос жидкой фазы в капельно-диспергированном виде При дальнейшей эксплуатации месторождения из-за падения пластовых давлений накопление жидкой фазы на забое скважин становится причиной осложнений в их работе из-за явления самозадавли-вания, которое приводит к резкому снижению дебита скважин

С целью устранения этого явления необходимо использовать различные механизмы и устройства, которые обеспечат вынос водных скоплений из скважин

На рисунке 6 приведен общий вид диспергатора в разрезе

1КЛ 8 Рж

йж + йг О.ГР+О.Г

(5)

1 - корпус;

2,5 - усеченные конусы;

3 - цилиндрическая вставка;

4 - каналы;

6 - слой жидкости

Рисунок 6 - Диспергатор

Согласно закону Бернулли, скорость в цилиндрической вставке 3 выше, а давление в ней Рг ниже, чем давление Р] перед диспергатором в его конусной части 5. В результате АР = Р,-Р2 жидкость 6 из кольцевого слоя по каналам 4 вовлекается в цилиндрическую вставку 3 и впрыскивается в поток, и далее при выходе из конусной части 2 корпуса 1 диспергатора движется в виде смеси в основном потоке.

2. Трубопровод для морских месторождений При разработке морских нефтяных месторождений с использованием стационарных плаформ профиль подводных трубопроводов является и-образным и состоит из двух вертикальных (нисходящего и восходящего)

участков и соединяющего их горизонтального участка, который проложен по дну моря.

Вследствие путевого падения давления количество свободного газа в трубопроводе повышается, и поток становится сильнодиспергированным, что снижает эффективность сепарации.

Для повышения эффективности сепарации необходимо на входе в сепаратор создать условия для расположения многофазного потока. Таким образом, возникла проблема повышения эффективности сепарации нефти от газа на морских месторождениях.

На рисунке 7 приведен трубопровод для морских месторождений.

Рисунок 7 - Трубопровод для морских месторождений

Газожидкостная смесь с морской стационарной платформы через нисходящий, горизонтальный и восходящий участки трубопровода направляется в сепаратор При этом смесь проходит через винтовые части восходящего участка трубопровода 1

В винтовом канале происходит закручивание потока, при этом

- пузырьки газа всплывают по вертикали в объеме газожидкостной смести между витками шнека 2,

- под действием центробежных и кориолисовых сил газовая фаза собирается у оси шнека 2 , а жидкая фаза - у стенок трубопровода 1,

- газовая фаза поступает в стояк 4 и далее по газовой обвязке 5 - в газовую зону сепаратора,

- жидкая фаза с остаточным газосодержанием по выходному патрубку 3 также поступает в сепаратор

Таким образом осуществляется раздельный ввод газовой и жидкости фаз в сепарационную емкость, что устраняет пульсацию потока, вспенивание нефти и повышает эффективность сепарации

В третьей главе рассматривается состояние фонтанного фонда скважин месторождения «Белый Тигр»

Приводится анализ режима эксплуатации скважин, которые характеризуются нижней границей фонтанирования и нуждаются в допольнитель-ном источнике энергии, и даны рекомендации о переводе этих скважин на компрессорный газлифт Перевод скважин на компрессорный газлифт связан с тем, что необходимо повысить степень выработки запасов нефти, после прекращения фонтанирования скважин

В СП «Вьетсовпетро» ведутся исследования с целью определения темпов обводнения скважин центрального блока фундамента, простаивающих по этой причине Для скважин, прекративших фонтанирование, определялась дополнительная добыча нефти и воды только при газлифт-ной эксплуатации до предельной обводненности 90 % Для фонтанирующих скважин дополнительные добычи нефти и воды определялись на период фонтанной эксплуатации до обводненности 70 % и на период газ-лифтной эксплуатации с обводненностью 70 90 %

0,25

■е--е-

0,15

0,05

0,1 0,15

коэффициент извлечения жидкости, д.с

-429 -479

-1117 -■-456 -436 —411

-2001 -415

-802 -419

-431 -423

-413 -438

-439

-9005 -Ряд7

-440

Рисунок 8 - Характеристики вытеснения в координатах = /(?;,)

На рисунке 8 представлены характеристики вытеснения в координатах «коэффициенты извлечения нефти и жидкости» в водный период эксплуатации Кривые характеристики вытеснения описываются показательной функцией вида у=ах™

Далее в главе приводятся составы и свойства нефти, газа и воды, рассмотрены их отбор и методика исследования

Во всех отобранных продуктивных объектах пробуренных скважин производился отбор сепарированных проб нефти на устье скважин или сепаратора со стабилизацией в условиях окружающей среды

Исследования пластовых нефтей и газов проведены на установках АСМ-300М, а составы газа и сепарированной нефти определены на хроматографе ХРОМ-5 Пластовые нефти месторождения «Дракон» характеризуются очень широким диапазоном изменения свойств В целом пластовые нефти, полученные из отложений нижнего миоцена, нижнего олигоцена и фундамента, относятся к категории средних нефтей

Средние значения параметров пластового газа при начальных условиях следующие

- поправка на отклонение от закона Бойля-Мариотта - 1,007,

- поправка на температуру для приведения объема газа к температуре 20 °С - 0,765,

- давление начала конденсации в пласте - 31,67 МПа,

- плотность стабильного конденсата — 0,759 г/см3

Попутный газ месторождения «Дракон» относится к следующим

- низкоазотный ( N2 < 5 % моль), исключение составляет газ, выделенный из нефти верхнего олигоцена, где концентрация азота 6,9 % моль,

-бессернистый (Н28 <0,01 % моль), -низкоуглекислый (СОг < 2,00 % моль), -низкогелионосный (Не < 0,1 % моль)

Кроме того, в составе содержится от 13,3 до 49,2 % гомологов метана Здесь же необходимо отменить коэффициенты эксплуатации и исполь-

зования фонда скважин месторождения «Белый Тигр» Для обеспечения текущих и перспективных уровней добычи нефти первостепенное значение имеет поддержание фонда скважин в рабочем состоянии и систематическое повышение эффективности его использования Коэффициенты эксплуатации и использования являются критериями, позволяющими оценить состояние добывающего фонда

Так, в работе приводятся значения коэффициентов использования фонда по объектам разработки в целом по месторождению «Белый Тигр» За 12 месяцев 2006 года коэффициент эксплуатации добывающего фонда составил 0,97, а коэффициент использования добывающего фонда скважин - 0,88 Это связано с остановкой некоторых скважин фундамента из-за обводнения и технологических остановок ЦКП

Необходимо отметить, что коэффициенты хронологически изменялись в 2006-2007 гг в пределах 0,78 0,95 и 0,90 0,99 соответственно Коэффициент эксплуатации фонтанного фонда скважин в 2007 году имел значение 0,98 Уменьшение коэффициента эксплуатации объясняется теми обстоятельствами, что некоторые скважины фундамента прекратили фонтанировать или находятся в консервации, а также не дали ожидаемого эффекта при проведении капитального ремонта скважин (КРС) На значение коэффициента эксплуатации добывающего фонда скважин, в основном, влияют проводимые на промысле организационно-технические мероприятия, требующие остановки скважин, гидродинамические и геофизические исследования скважин, а также их капитальный ремонт.

Четвертая глава посвящена совершенствованию состояния фонда добывающих скважин юго-восточного участка месторождения «Дракон»

Юго-восточный участок месторождения «Дракон» эксплуатируется более 10 лет По состоянию на 01 01 2007 г на участке 7 фонтанирующих скважин В процессе эксплуатации дебит скважин снижался, и некоторые скважины прекратили фонтанировать из-за уменьшения пластового давления и увеличения обводненности

Рассмотрим скважину 314Л1Р-3, которая введена в эксплуатацию в июне 2006 года с начальным дебитом 297 т/сут при обводненности 0,8 %. В течение шести месяцев скважина работает стабильно и в настоящее время дает 290 т/сут безводной продукции при устьевом давлении 5 атм. По данным гидродинамических испытаний, проведенных в сентябре 2006 г., забойное давление составило 151,48 атм на глубине 2310 м. Результаты расчетов срока фонтанирования представлены на рисунке 9. При неизменном пластовом давлении скважина будет фонтанировать при обводненности продукции до 25 %.

(}. мЗ/сут

Рисунок 9 - Характеристика работы пласта (скважина 314/ЯР-3)

Также характеристики работы пласта приведены по другим скважинам. В этой же главе приведены коэффициенты эксплуатации и использования фонда скважин месторождения «Дракон».

В 2006 году коэффициент эксплуатации скважин центрального свода ЯР-1 составил 0,91, а скважин юго-восточного участка - 0,88. В целом по месторождению «Дракон» - 0,89.

Коэффициент использования имеет низкое значение, что объясняется большим числом бездействующих скважин, прекративших фонтанировать и требующих перевода на механизированную работу

Здесь же приведены исследования по подбору химреагентов для повышения эффективности газлифта Приведены результаты исследований комплексных химреагентов, предназначенных для повышения эффективности работы газлифтных скважин

В соответствии с результатами исследований рекомендуются к опытно-промышленным испытаниям следующие комплексные химреагенты

1 деэмульгатор DMC D-6 (200 г/т) + ингибитор АСПО VX-7484 (500 г/т),

2 деэмульгатор DMC D-6 (200 г/т) + ингибитор АСПО REPA 61V (500 г/т),

3 деэмульгатор DMC D-6 (200 г/т) + ингибитор АСПО РАО 3056 (500 г/т)

В основе метода улучшения работы подъемника газлифтных скважин лежит способность поверхностно-активных веществ (ПАВ) стабилизировать грубодисперсные газовые эмульсии (ГДГЭ) При газлифтной добыче появление стабильных, не стремящихся к слиянию газовых пузырьков в потоке жидкости, движущейся по НКТ, ведет к уменьшению плотности продукции, за счет чего снижается забойное давление и увеличивается дебит скважины

Сущность метода заключается в физико-химическом воздействии на газожидкостный поток смесью деэмульгатора и ингибитора асфальтосмо-ло-парафиновых отложений Деэмульгатор препятствует слиянию пузырьков газа, что снижает эффект проскальзывания пузырьков газа относительно жидкости и повышает эффективность лифтирования Ингибитор АСПО уменьшает интенсивность образования отложений в НКТ

Эффективность исследуемых реагентов оценивалась относительно комплексного химреагента, состоящего из деэмульгатора DMC D-6 и де-прессатора-ингибитора АСПО VX 7484

Комплексный химреагент должен обладать, с одной стороны, хорошими пенообразующими свойствами, а с другой стороны, образующаяся

пенная структура должна быстро разрушаться в состоянии покоя, чтобы не осложнять процессы сепарации нефти и газа на промысле. Исследования проводились на смеси нефти из скважин, эксплуатирующихся газлифтным способом.

Для исследований влияния комплексных реагентов на реологические свойства нефти использовалась проба, включающая нефти МСП-5 и МСП-7. Исследования проводились при температурах 30, 28, 26, 24, 22 °С и при максимальной скорости сдвига 50 с' . Результаты представлены на рисунках 10 и 11.

50

45

аз

С= 40

аз

сп 35

с* о

г зо

з: аз

г 25

си

аз

» 20 О

О

£ 15 2

аз . .

=п 10

5 О

20 22 24 26 28 30 32

Температура, °С

Рисунок 10 - Динамическое напряжение сдвига смеси нефтей МСП-5+МСП-7, обработанной исследуемыми комплексными химреагентами

\

V

—¡\ - Без реагента

-о- ОМО 86318 200 ррт + УХ 7484 500 ррт -О- МА-195 200 ррт + АР 783 500 ррт -о— СТР-6 200 ррт + УХ 7484 500 ррт —♦— МА-195 200 ррт + АР-104 500 ррт - -X' ■ С-6307 200 ррт + УХ 7484 500 ррт -н— ОМС 0-6 200 ррт + УХ 7484 500 ррт

Температура, °С

Рисунок 11 - Пластическая вязкость смеси нефтей МСП-5+МСП-7, обработанной исследуемыми комплексными химреагентами

По степени улучшения реологических характеристик (снижению динамического напряжения сдвига и пластической вязкости) наиболее эффективен комплекс ЭМО-86318 + УХ-7484.

По результатам испытаний отобраны комплексные химреагенты, показавшие наибольший эффект в отношении пенообразования и улучшения реологических свойств. Кроме этого, испытания показали способность комплексных химрегентов МА195+АР104 и БМО 86318+УХ-7484 ингиби-ровать образование отложений АСПО.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе анализа установлено, что при принятой системе разработки центрального блока фундамента месторождения «Белый Тигр» с поддержанием пластового давления закачиваемой воды фонтанные скважины прекратят фонтанирование по мере роста обводненности продук-

ции, для этого необходимо предусмотреть перевод скважин на компрессорный газлифтный способ эксплуатации

2 Разработаны мероприятия, повышающие эффективность газлифта-предложены технология импульсного газлифта, при которой снижается удельный расхода газа, применение специальных устройств для создания благоприятных газожидкостный структур

3 На основе исследования показателей работы добывающего фонда скважин рекомендуется принимать значения коэффициентов эксплуатации и использования фонда скважин соответственно 0,92 и 0,75

4 Подобраны комплексные химрегенты, показавшие наибольший эффект в отношении пенообразования и улучшения реологических свойств К промышленному применению на газлифтных скважинах рекомендуются следующие комплексные химреагенты

- деэмульгатор МА 195 + ингибитор АСПО АР 783,

- деэмульгатор ОМ086318 + ингибитор АСПО УХ-7484,

- деэмульгатор Б^оЬ/ал 5640 + ингибитор АСПО УХ-7484

5 При проведении промышленных испытаний установлено, что должны быть оптимальные дозировки деэмульгатора - 200 г/т, ингибитора АСПО - 500 г/т в расчете на добываемую нефть

6 Гидродинамические исследования фонда добывающих скважин позволяют установить, при какой обводненности будут фонтанировать скважины при сохранении пластового давления

7 Разработано техническое средство, направленное на эффективную работу газовых скважин с наличием водных скоплений на забое Это устройство для выноса водных скоплений защищено патентом Российской Федерации

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1 Хо Нам Чунг Насосно-силовое оборудование месторождений «Белый Тигр» и «Дракон» // Методы увеличения нефтеотдачи на месторождении «Белый Тигр» Сб научн трудов -Уфа,2006 - С 33-41

2 Хо Нам Чунг Результаты применения методов интенсификации нефтедобычи на месторождении «Белый Тигр» в 2006 году // Методы увеличения нефтеотдачи на месторождении «Белый Тигр» Сб научн трудов -Уфа,2006 - С 48-59

3 Хо Нам Чунг, Нго Ши Хоа, Юсупов О М, Карамышев В Г Повышение эффективности сепарации нефти от газа на морских месторождениях Вьетнама // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» /ИПТЭР - Уфа, 2007 -Вып 3(69) -С 9-12

4 Хо Нам Чунг Состояние фонтанного фонда скважин месторождения «Белый Тигр» СП «Вьетсовпетро» // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР - Уфа, 2007 -Вып 3(69) - С 13-21

5 Пат на полезную модель 66413 (РФ), МПК Е 21 В 43/00 Дисперга-тор для выноса водных скоплений из газовых скважин / А Г Гумеров, О М Юсупов, В Г Карамышев, Хо Нам Чунг, В В Ходжаев, В В Болотов (РФ) -2007114102,Заявлено 13 042007,Опубл 10 09 2007 Бюл 25 -С 1

6 Хо Нам Чунг Свойства и составы нефти, газа и воды месторождения «Дракон» // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса Матер научн -практ конф в рамках VII Российского энергетического форума -Уфа, 2007 -С 16-17

7 Хо Нам Чунг Коэффициенты эксплуатации и использования фонда скважин месторождений «Белый Тигр» и «Дракон» // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса Матер научн -практ конф в рамках VII Российского энергетического форума - Уфа, 2007 -С 35-42

8 Хо Нам Чунг Анализ состояния фонда добывающих скважин Юго-восточного участка месторождения «Дракон» // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса. Матер научн -практ конф в рамках VII Российского энергетического форума - Уфа, 2007 - С 43-50

9. Хо Нам Чунг Исследования по подбору химреагентов для повышения эффективности газлифта // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса. Матер, научн.-практ конф в рамках VII Российского энергетического форума -Уфа,2007 -С 51-59

Фонд содействия развитию научных исследований Подписано к печати 07 02 2008 г Бумага писчая Заказ № 72 Тираж 100 экз Ротапринт ГУП «ИПТЭР», 450055, г Уфа, проспект Октября, 144/3

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Хо Нам Чунг

Введение.

1. Краткая геолого-физическая характеристика продуктивных комплексов нефтяных месторождений «Дракон» и «Белый Тигр».

1.ЪОбш,ие сведения о месторождении«ДРАКОН».

1.2. Геологическое строение месторождения.

1.3.Тектоник а.

1.4 Нефтегазоносность.

2. Анализ режима работы газлифтных скважин и мероприятия по повышению эффективности их эксплуатации.

2.1 Состояние и анализ работы газлифтного фонда скважин.

2.2 Анализ режима работы газлифтных скважин м/р Белый Тигр.

2.3 Методы повышения эффективности газлифта.

2.4 Повышение эффективности сепарации нефти от газа на морских месторождениях Вьетнама.

2.5 Диспергатор для вынося водных скоплений из скважин.

Выводы по разделу.

3. Состояние фонтанного фонда скважин месторождения « Белый

Тигр».

3.1. Фонтанный фонд скважин.

3.2 Состав и свойства нефти, газа и воды, отбор проб и методика исследования.

3.3 Свойства и состав нефти и газа в пластовых условиях.

3.4 Физико-химическая характеристика нефти е стандартных и пластовых условиях.

3.5 Физико-химическая характеристика газа сепарации.

3.6 Свойства пластовых и закачиваемых вод.

3.7 Коэффициенты эксплуатации и использования фонда скважин месторождения Белый Тигр.

Выводы по разделу.

4. Анализ состояния фонда добывающих скважин юго-восточного участка месторождения Дракон.

4.1. Фонд добывающих скважин.

4.2. Коэффициенты эксплуатации и использования фонда скважин месторождения Дракон.

4.3. Исследования по подбору химреагентов для повышения эффективности газлифта.

Выводы по разделу.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности эксплуатации скважин месторождений СП "Вьетсовпетро""

В настоящее время СП « Вьетсопетро» эксплуатирует три месторождения - это «Белый Тигр», «Дракон», «Белый Медведь». Наиболее крупным из ни является месторождение «Белый Тигр».

К настоящему времени построено и эксплуатируетая более 10 морских стационарных платформ (МСП), каждая из которых рассчитана на 16 скважин, и 8 блок-кондуктор(БК) каждый на 9 скважин. Кроме того построены: центральная технологическая платформа (ЦТП), центральная компрессорная платформа (ЦКП), малая компрессорная станция ( МКС), платформа поддержания пластового давления (ППД) и 4 установки беспричального налива нефти ( УБН).

Все эти объекты связаны между собой системой трубопроводов протяженностью сотни километров, в том числе более 150 км трубопроводов системы нефтегазосбора.

Системы сбора ^проектированные для нефтяного месторождения, нуждаются во внесении изменений при достижении высокой обводненности добываемой продукции скважин, т.е. появляется необходимость в совершенствовании не только систем сбора и подготовки нефти, газа и воды, но и глубинно-насосного оборудования . Реконструкция должна обеспечить надежную работу промысловых трубопроводов, а также yvian^.? 1 подготовки нефти. Так например, предварительный сброс воды. Применительно к месторождению «Белый Тигр» необходимо организовать предварительный сброс воды на стационарных платформах и блок кондукторах.' При этом качество сбрасываемой воды должно удовлетворять требованиям системы поддержания пластового давления. »' >

Системы сбора продукции нефтяных скважин, построенные для месторождений с осложненными реологическими свойствами добываемой продукции, например, на морских месторождениях шельфа Вьетнама, нуждаются во внесении существенных изменений при достижении высокой обводненности добываемой нефти. Срок эксплуатации систем нефтегазосбора месторождений СП «Вьетсопетро» состовляет более 20 лет. Однако рост обводненности продукции нефтяных скважин , повышение вязкости добываемых эмульсий высокопарафин истой нефти требует совершенствования глубинно-насосного оборудования.

Реконструкция должна обеспечить надежную работу эксплуатационного фонда скважин, в частности насосного оборудования.

Поэтому исследования, направленные на разработку научных принципов реконструкции скважин добывающих обводненную продукцию с осложненными реологическими свойствами являются актуальными для нефтяной промышленности Вьетнама.

Цель работы : повышение эффективности эксплуатации фонда скважин на основе анализа существующего обустройства морских месторождений Вьетнама.

Основные задачи исследований

1. Изучить состояние фонтанного фонда скважин нефтяных месторождений Вьетнама. Выявить проблемы, которые необходимо разрешить для эффективной эксплуатации добывающих скважин с высокой обводненностью

2. Исследовать работу газлифтных скважин и разработать мероприятия по повышению эффективности газлифта и реологические свойства продукции нефтяных скважин

Оценить влияние химреагентов для повышения эффективности газлифта и реологические свойства продукции нефтяных скважин

3. Разработать методы и средства, направленные на эффективную работу эксплуатационного фонда скважин. 1 г • '

1. Исследовано влияние расхода газа, периода импульса подачи газа и коэффициента продуктивности пласта на эффективность работы импульсного газлифта.

2. Опытно-промышленными испытаниями на газлифтных скважинах месторождения «Белый Тигр» рекомендованы комплексные химреагенты и определена дозировна: деэмульгатора — 200г/т, ингибитора АСПО — 500г/т в расчете на добываемую нефть.

3. На уровне изобретения разработано устройство для выноса водных скоплений с забоя при эксплуатации газлифтных скважин.

Основные защищаемые положения:

1. Мероприятия по повышению эффективности эксплуатации режима работы газлифтных скважин.

2. Методы воздействия на свойства продукции нефтяных скважин химреагентов, повышающих эффективность газлифта.

3. Способ вынося водных скоплений с забоя газлифтных скважин.

Практическая ценность и реализация результатов в промышленности

Полученные результаты исследования комплексных химреагентов, предназначены для повышения эффективности работы газлифтных скважин, которые успешно применяются на месторождениях Вьетнама при эксплуатации газлифтных скважин, что позволит увеличить дебит скважины.

Результаты работы докладывались и обсуждались на: VII Российском энергетическом форуме. Роль науки в развитии топливо - энергетического комплекса. 24 октября 2007г., г. Уфа; заседаниях Ученого Совета, методсоветах и семинарах института проблем транспорта энергоресурсов.

Публикация

Основные результаты диссертации опубликованы в 9 печатных работах, в том числе 1 патентах на полезную модель.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения и списка литературы, состоящего из 124 наименований. Работа изложена на 148 страницах и иллюстрирована 35 рисунками, содержит 35 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Хо Нам Чунг

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе анализа установлено, что при принятой системе разработки центрального блока фундамента месторождения «Белый Тигр» с поддержанием пластового давления закачиваемой воды, фонтанные скважины прекратят фонтанирование по мере роста обводненности продукции, для этого необходимо предусмотреть перевод скважин на компрессорный газлифтный способ эксплуатации.

2. Разработаны мероприятия , повышающие эффективность газлифта — это предложена технология импульсного- газлифта, при которой снижается удельный расхода газа; применение специальных устройств для создания благоприятных газожидкостный структур.

3. На основе исследования показателей работы добывающего фонда скважин, рекомендуется принимать значения коэффициентов эксплуатации и использования фонда скважин соответственно 0,92 и 0,75.

4. Подобранны комплексные химрегенты, показавшие наибольший эффект в отношении пенообразования и улучшения реологических-свойств. К промышленному применению- на газлифтных скважинах рекомендуются следующие комплексные химреагенты:

- деэмульгатор МА 195 + ингибитор АСПО АР 783;

- деэмульгатор DM086318 + ингибитор АСПО VX-7484;

- деэмульгатор Dissolvan 5640 + ингибитор АСПО VX-7484

5. Установлено, что при проведении промышленных испытаний дозировка должна быть: деэмульгатор - 200г/т, ингибитора АСПО - 500г/т в расчете на добываемую нефть.

6.Гидродинамические исследования фонда добывающих скважин позволят установить при какой обводненности будут фонтанировать скважины при сохранении пластового давления. . ~

7. Разработано техническое средство направленное на эффективную работу газовых скважин с наличием водных скоплений на забое — это устройство для выноса водных скоплений, защищенное патентом Российской Федерации.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Хо Нам Чунг, Уфа

1. Уточненная генеральная схема развития месторождения Дракон. Отчет, НИПИморнефтегаз, г. Вунгтау, 1994г. 304с.

2. Проект пробной эксплуатации первоочередного участка месторождения Дракон. Отчет, НИПИморнефтегаз, г. Вунгтау, 1994г.

3. Хо Нам Чунг. Насосно-силовое оборудование месторождений Белый Тигр и Дракон // Методы увеличения нефтеотдачи на месторождении «Белый Тигр»: Сб. научн. трудов. Уфа, 2006. - С.33-41.

4. Хо Нам Чунг, Нго Ши Хоа, Юсупов О.М., Карамышев В.Г. Повышение эффективности сепарации нефти от газа на морских месторождениях Вьетнама // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. науч. тр./ИПТЭР. Уфа, 2007.-С.9-12.

5. Хо Нам Чунг. Состояние фонтанного фонда скважин месторождения «Белый Тигр» СП «Вьетсовпетро» // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. науч. Тр./ИПТЭР. Уфа, 2007-.1С.13-21л' • •

6. Хо Нам Чунг. Коэффициент эксплуатации и использования-фонда скважин мёсторождений «Белый Тигр» и-«Дракон»'. //'Р'бль'наукй- в развитиитопливно-энергетического комплекса. Российский энергетический форум. 24 октября 2007г . г Уфа -С 35-42.

7. Хо Нам Чунг . Анализ состояния фонда добывающих скважин Юго-восточного участка месторождения "Дракон " // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса // VII российский энергетический форум. 24 октября 2007г, г. Уфа . -С 43-50.

8. Хо Нам Чунг . Исследования по подбору химреагентов для повышения эффективности газлифта // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса // VII российский энергетический форум . 24 октября2007!п;<г/Уфа". -С.51-59-. " ,'>.сгмсс оор: \\ 2-'

9. Генеральная схема разработки и обустройства месторождения Дракон. Отчёт.1 НИПИморнефтегаз, 1998г. ВунгТау. 382с.rcn.-ppj;-пуч < "'or;:., ч .iv.> i ■>•; \ сси•ро,л'пг-п:;мf >v-'i' *'' i7lf'!Mo;> • >1- 1

10. Проект х пробной эксплуатации первоочередных участков месторождения Дракон. Отчёт. НИПИморнефтегаз, 1991г. Вунг Тау.

11. Оценка пробной эксплуатации месторождения Дракон. Отчёт. НИПИморнефтегаз, 1999г. ВунгТау. 263с.

12. Технологическая схема разработки и обустройства Юго-восточного участка месторождения Дракон. Отчёт. НИПИморнефтегаз, 2000г. Вунг Тау. 288с.

13. Перспективный план развития СП «Вьетсовпетро» на период 2001 -2005г.г. и до 2010 года. Отчёт. НИПИморнефтегаз, 2001г. Вунг Тау.

14. Гужов А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1973.-469с.

15. Эртэ Е. П., Телышева В. В. Изучение влияния поверхностно-активных веществ на структуру газожидкостной смеси и эффективность лифтирования. Труды СибНИИНП, Тюмень, 1976, вып.5.

16. Эртэ- Е. П., Гречяев Н. П. Повышение коэффициента полезного действия газлифтных скважин. Труды СибНИИНП. Тюмень, 1976, вып.5.

17. Ли Г. С, Башин В. А., Пошивалов Н. Ф. Промысловое испытание диспергаторов потока газожидкостной смеси' в газлифтных скважинах. Нефтяное хозяйство, 1977, №5. * з. ■ .1.V. < .

18. Эртэ Е. П. и др. Интенсификация процессов газлифтной добычи нефти.- М.: ВНИИОЭНГ. Серия "Нефтепромысловое дело", 1978.

19. Сулейманов А. Б. и др. Механическое воздействие на восходящий поток газожидкостной смеси с целью увеличения КПД газлифтных скважин. "Известия ВУЗов "Нефть и газ", 1989, №5.

20. Кулиев Р. П. и др. Повышение эффективности газлифтной добычи на месторождении Нефтяные Камни. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1988, №2.

21. А.С. 973945 СССР, МКИ F04P 1/18. Способ подъема жидкости/ Черепанов А. А., Азаров А. И. Опубл. 15.11.82. Бюлл.42.

22. А.С. 635225 СССР, МКИ Е21В43/00. Способ эксплуатации скважин/Мамедов А. М., Наджаров Н. Н. и др. Опубл. 30.11.78.

23. А.С. 640046 СССР, МКИ F04P 1/18. Парлифтный насос/ Копытов Г. Г.,Чернобук Ю. Н. Опубл. 30.12.78. Бюлл. 48.

24. А.С. 1229449 СССР, МКИ F04P 1/18. Способ газлифтной подачи жидкости из колонны в скважину /Л. М. Лунц, Э. П. Мокрищёв*. Опубл. 07.05.1986. Бюлл. №43

25. А. С. 709839 СССР, МКИ F04P 1/18. Способ работы эрлифта /В. И. Мачикин, С. И. Аввакумов. Опубл. 15.01.80. Бюлл. №2,

26. А.С. 1399486 СССР, МКИ F04P 1/18. Способ эксплуатации газлифта/В. Г. Гейер, В. Б. Того. Опубл. 30.05.88. Бюлл. №20.

27. А.С. 1656932 СССР, МКИ Е21В43/00. Способ газлифтной эксплуатации скважин и устройство для его осуществления/ С. М. Айрапетян, В.А. Васильев и др. Заявл. 03.10.89.

28. Полонский С. JL, Тагун А. И. Отчет об исследовании; скважины НП "Колендо" при импульсной подаче газа в газлифтный подъемник. Фондовые материалы НГДУ "Колендонефть". Оха на Сахалине, 1973.

29. Голод Г. С. Разработка технологии импульсного газлифта. Дисс. канд. техн.'наук. Спец.-05.15.06. Грозный, 1993. ' • " • "

30. А.С. МП7395 СССР, МКИ Е21В43/00. Устройство для периодическогогазлифтного подъема из скважины /В. И. Иванкинов, Э. А. Манвелов. Опубл. 07.10.84.

31. Акопян Б. А. Разработка методики расчета режимов работы периодического газлифта. Дисс. канд.техн.наук. Спец. 05.15.06. Москва, 1989.

32. Велиев Ф. Г. и др. Применение метода импульсно-отрицательного давления для очистки труб от парафина. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1988, №8.

33. Каневский Э. Е., Стерленко А. Ю. Применение метода импульсных воздействий для борьбы с образованием песчаных пробок. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1988, №5.

34. Васильев В.А. Экспериментальные исследования плотности и гидравлических сопротивлений газожидкостного потока применительно к условиям нефтепромысловой практики. Дисс. канд.техн.наук. Спец. 05.15.06. Грозный, 1972.

35. Черникин В.И. Перекачка вязких и застывающих нефтей. М.: Гостоптехиздат, 1958, 164 с.

36. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф., Абузова Ф.Ф. Транспорт и хранение нефти и газа. М.: Недра, 1975, - 248 с.

37. Едигаров С.Г., Бобровский С.А. Проектирование и эксплуатация нефтебаз и газохранилищ. М.: Недра, 1973, - 368 с.

38. Дегтярев В.Н. Термообработка парафинистых нефтей Казахстана. — М.: ЦНИИТЭнефтегаз. НТС, серия «Транспорт и хранение'' нефти и нефтепродуктов, № 6. 1964. - С. 3-6.

39. Дегтярев В.Н. Некоторые вопросы ■ термообработки высокозастывающих нефтей. НТС «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов; № 8. 1964. - С. 3-7. ' ' "

40. Алиев Р.А., Блейхер Э.М. Трубопроводный транспорт высокозастывающих нефтей с жидкими углеводородными разбавителями. Тематический научно-технический обзор «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». М.: ВНИИОЭНГ, 1970. - 88 с.

41. Дегтярев В.Н. Смешение парафинистых нефтей. Тематический научно-технический обзор «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». — М.: ВНИИОЭНГ, 1982. 77 с.

42. Абрамзон JI.C., Губин В.Е., Дегтярев В.Н. и др. Трубопроводный транспорт высоковязких нефтей. Тематический научно-технический обзор «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». М.: ВНИИОЭНГ, 1968. — 92 с. ". . v . - s

43. Казубов А.И., Блейхер Э.М., Черникин В.И. Гидротранспортировка вязкопластических нефтей по трубопроводам. НТС «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов» № 9, М.: ВНИИОЭНГ, 1965. С. 3-5.

44. Асатурян А.Ш., Черникин В;.И;. Гидротранспорт вязких нефтей по трубопроводам «Нефтяное хозяйство», № 7, 1965. С. 56-59.

45. Патент США № 3.369.992, Кл. 208-14. Заявл. 18.03.1966; Опубл. 20.02.1968.

46. Broad М., Deane B.C., Rossi F. Field experience with use of additives the pipeline transportation of waxy crudes. «I. Petrol», 1971, № 554, pp. 110-116.

47. Дегтярев B.H., Мукук H.B. О реологических свойствах: нефтей месторождений Киргизии. НТС «Транспорт и хранен е нефти и нефтепродуктов», № 10. М.: ВНИИОЭНГ, 1974. - С. 7-10.

48. Бережной Н.И. Зубков B.JI; Исследование эффективности депрессаторов для легких нефтей Усинского месторождения. Нефтепромысловое дело, № 2, 1975. — С. 44-45.

49. Фролова JI.A. Пути улучшения реологических свойств нефтяных смесей. Сб. «Нефть и газ». -М., 1974. -С. 169-170. ^

50. Сковородников Ю.А., Емков А.А., Бриль Д.М. О взаимодействии депрессорных присадок с ПАВ. НТС «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов», № 6, М.: ВНИИОЭНГ, 1974. С. 3-5.

51. Волков Л.Ф., Каган Я.М., Латыпов В.В. и др. Добыча и промысловый сбор парафинистых нефтей. М.: Недра, 1970, - 183 с.

52. Тимонин В.Н., Демко Г.Г. Добыча, сбор и внутрипромысловый транспорт высокопарафинистых нефтей Южного Мангышлака. М.: ВНИИОЭНГ, 1973. - 53 с.

53. Силиш А.П. Добыча и транспорт нефти и газа. — М.: Недра, 1980. -171 с.

54. Отчет НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро». Методы снижения температуры застывания и вязкости высокопарафинистой нефти месторождения «Белый Тигр» с целью транспортировки ее по подводным трубопроводам». - г. Вунг-Тау, 1986.

55. Отчет Национального центра научных исследований СРВ «Технология добычи и транспорта высокопарафинистой и высоковязкой нефти месторождения «Белый Тигр». — г. Ханой, 1987.

56. Акт лабораторных испытаний реагентов-депрессаторов для дегазированной нефти месторождения «Белый Тигр» горизонт «миоцен». СП «Вьетсовпетро». г. Вунг-Тау, 1987.

57. Рекомендации по применению ПАВ для предотвращения парафиноотложения при транспорте нефти месторождения «Белый Тигр» в условиях моря методом гидротранспорта. ВНИИГаз. г. Баку, 1986.

58. Нефти Вьетнама, Тохо Кемикал индастри Ко, Лтд, Япония, Москва, 1988.

59. А.с. 1126768, F17D 1/00. Способ транспорта высоковязкой нефти совместно с попутным газом и пластовой водой по трубопроводу / Репин Н.Н., Кутуков Е.Г., Карамышев В.Г. 1984 - 3578193; Заявл. 13.04.83; Опубл. 30.11.84; Бюл. 44.-С. 3.

60. Губин В.Е., Мансуров Ф.Г., Подузов И.М. Исследование кристаллизации парафинов из нефти при понижении температуры // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: Тр. ВНИИСПТнефть.- Вып. 10.- Уфа, 1972.- С. 37-40.

61. Лерке Г.Э., Свиридов В.П. Исследование влияния температуры на процесс образования осадка в парафинистых нефтях // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: Тр. ВНИИСПТнефть.- Вып.10.- Уфа.- • 1972, С. 139-145.

62. Коршунов Е.С., Едигаров С.Г. Промысловый транспорт нефти и газа.-М.: Недра, 1975.- 296 с.

63. Черняев В.Д., Галлямов А.К., Юкин А.Ф., Бондаренко П.М. Трубопроводный транспорт нефтей в сложных условиях эксплуатации.- М.: Недра, 1990.- 232 с.

64. А.с. 1005820, МГЖ В01Д 19/00 Сепарационная установка / Н.Н. Репин, А.А. Абрамова, В.Г. Карамышев.- 3331975/23-26; Заявл. 31.08.81; Опубл. 23.03.83. Бюл. 11.- С.2.

65. А.с. 1068140,МПК В01Д 19/00 Сепарационная установка / Н.Н. Репин, А.А. Абрамова, В.Г. Карамышев В.А. Крюков, М.Н. Галлямов.- 3507554/23-26; Заявл. 03.11.82; Опубл. 23.01.84; Бюл. 3.- С.2.

66. Карамышев В.Г., Ахсанов P.P., Шарифуллин Ф.М. и др. Влияние легких углеводородов и их композиций на растворимость парафиновых отложений // Нефтепромысловое дело. 1994. - № 7-8. - С. 13-16.

67. Карамышев В.Г., Гумеров Р.С., Фазлутдинов И.А., Влияние электроискровой обработки высокопарафинистой нефти на ее реологические свойства // Нефтяное хозяйство. 1995. - № 1-2. - С. 37-42.

68. Карамышев В.Г., Юсупов О.М. Транспорт парафинистой застывающей нефти. 1990. - Вып. 50. - С. 24-26. // Тр. ВНИИСПТнефть.

69. Карамышев В.Г., Касымов Т.М., Танатаров Р.А. Подготовка высокопарафинистой нефти к транспорту // Тр. ИПТЭР. 1996. - Вып. 56. — С. 120-123.

70. Гумеров А.Г., Мамонов Ф.А., Карамышев В.Г., Сафин М.А. Трубопроводный транспорт высокопарафинистой нефти // Обзорная информация. — Уфа: ГП «Принт», 1998. Вып. 1. - 58 с.

71. Мамонов Ф.А., Карамышев В.Г., Набиев P.M. и др. Реагент для удаления асфальтосмолопарафинистых отложений // Тр. ИПТЭР. 1998. -Вып. 58.-С. 39-43. > :

72. Муринов С.И., Ахсанов P.P., Карамышев В.Г. и' др. Подготовка тяжелой нефти на промыслах // Тр. УГНТУ. 1999. — Вып. 2. — С. 233-237.

73. Мамонов Ф.А., Гумеров А.Г., Карамышев В.Г. // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов / Тр. ИПТЭР. Уфа, 2000. -Вып. 59. - С. 43-49.

74. Гумеров А.Г., Попов В.В., Карамышев В.Г. Магистральный транспорт высокопарафинистой нефти // Тр. НИИ по повышению нефтеотдачи пластов. — 2003. Вып. 4. - С. 224-228.

75. Карамышев В.Г., Мамонов Ф.А., Садуева Г.Х. Подготовка высокопарафинистой нефти к трубопроводному транспорту // Труды института/ Институт проблем транспорта энергоресурсов. — 2004. — Вып. 63. — С.72-74.

76. Карамышев В.Г., Мамонов Ф.А., Садуева Г.Х. Улучшение реологических свойств высокопарафинистых нефтей // Труды института/ Институт проблем транспорта энергоресурсов. 2004.- Вып. 63.- С.97-98.

77. Уилкинсон У. Неньютоновские жидкости. М.: Мир. — 1964.-120с.

78. Дегтярёв В.Н. Смешение парафинистых нефтей. Серия Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. М.:ВНИИОЭНГ.- 1972.

79. Люшин С.Ф., Рагулин В.А., Технико-экономическое обоснование применения способа борьбы с отложениями парафина // Труды БашНИПИнефть. -1982.- Вып.64.- С. 130-133.

80. А.с. 757690, Е 21В 43/50. Состав для удаления асфальтосмолистых* и парафиновых отложений / У.М. Байков, С.Ш. Гарифуллин, Н.Н., Силищев и др. 2604396.-1980.- Бюл. 31.- С.2. - ' ' •

81. Губин В.Е., Емков А.А. О некоторых изменениях микроструктуры высокопарафинистой нефти под действием асфальто-смолистых добавок.-Труды ВНИИСПТнефть, 1972, вып. 10.

82. ЮО.Коттен В.Г., Игнатьев В.Г., Атаев X. Экспериментальные исследования движения высокозастывающих высокопарафинистых нефтей в трубопроводах. НТС Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1968, №6.-С. 15-20. .

83. Ахметжанов Х.А., Уразгалиев Б.У., Альмикаров О.М. К вопросу о термообработке высокопарафинистых нефтей Мангышлака.- Алма-Ата: Труды института химии и природных солей. Физико-химия нефти и нефтехимический синтез, 1970.

84. Дегтярёв В.Н., Диденко B.C. Результаты полупромышленных экспериментов по термической обработке мангышлакских нефтей. — Нефтяное хозяйство, 1972, №4.-С. 10-20

85. Дегтярёв В.Н., Данилов В.И. Влияние термообработки на температуру застывания маловязких парафинистых нефтей. М.: ВНИИОЭНГ, РНТС Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1971, №11.- С. 10-15.

86. Диденко B.C. и др. Некоторые процессы, происходящие в высокопарафинистых термообработанных нефтях и нефтепродуктах, 1971, №11.- С. 20-24.

87. Дегтярёв В.Н., Диденко B.C. Транспорт высокозастывающих нефтей в Индии. — М.: ВНИИОЭНГ, РНТС Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1965, №1.- С. 30-34.

88. Альчикова О.М., Коновалов В.П. К проблеме снижения температуры застывания высокопарафинистых нефтей. Алма-Ата: Наука, Проблемы нефтехимии Мангышлака, 1971.

89. Ахатов Ш.Н. Оптимальные добавки депрессоров в условиях изотермической перекачки вязких и застывающих нефтей. — Нефтяное хозяйство, 1973, №6.- С.30-32.

90. Скрипников Ю.В., Сковородников Ю.А., Антонова Т.В. Применение присадок при: перекачке высокопарафинистых нефтей. М:: ВНИИОЭНГ, РНТС Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1973, №3.- С. 20-22.

91. Price R/G/ Flow Improves for Waxy Crudes. -1. Inst. Petrol, 1971, vol. 57, №554.

92. White I.A. Pumpability baidelines for Pipelining Waxy Hydrocarbons. — Pipe Line Industry, 1984, vol. 60, №6. ■

93. Ш.Чеменцев С.Н., Иванов В.И., Тертерян Р.А. К вопросу о механизме действия депрессорной присадки к парафинистой нефти. — М.: ВНИИОЭНГ, РНТС Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1976, №6.- С. 12-15.

94. Сковородников Ю.А., Сазаонов О.В., Линина М.В. Оптимальная толщина пристенного слоя высокопарафинистой нефти с добавкойз.депрессорной присадки.- М.: ВНИИОЭНГ, РНТС Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1977, №3.- С.22-24.

95. Туманян Б.П. К вопросу о механизме действия депрессорных присадок в высокозастывающих нефтяных системах. Трубопроводный транспорт, 1996, №5.- С. 8-10.

96. Скрипников Ю.В., Кальметьева Р.А. Экспериментальные исследования реологических свойств нефтяных смесей. — Труды НИИтранснефть, 1970, вып. 8.

97. И7.Меликбеков А.С., Багиров М.К., Набиев Н.Н., Салимов Т.И. О вязкопластичных свойствах нефтей и их смесей .- М.: Применение неньютоновских систем в добыче нефти, 1970. '

98. Шутов А.А. и др. Пусковые режимы участков неизотермического нефтепровода, работающего в осложненных условиях // Материалы Международной научно-технической конференции «Трубопроводный транспорт сегодня и завтра» / Уфа: 2002. — С.72-73.

99. Попов В.В., Фазлутдинов И.А., Сафин М.А. Осложнения при транспорте высокопарафинистых нефтей на месторождениях «Узень» и

100. Жетыбай» // Труды института / Научно-иссследовательский институт по повышению нефтеотдачи пластов.- 2003.- Вып. 4.- С.229-234.

101. Патент на полезную модель N 49174, МПК F17D1/17. Трубопровод для морских месторождений / О.М. Юсупов, Нго Ши Хоа, В.Г. Карамышев.-2005107104; Заявл. 14.03.2005; Опубл. 10.11.2005; Бюл. N31.-C.2.

102. Патент N2114136, кл. C17L 71/02; 39/00. Состав гелеобразного поршня для очистки внутренней полости трубопровода / А.А. Емков, А.Г. Гумеров, А.А. Калимуллин, В.Г. Карамышев, Б.Д. Семенов.- 95108647/04; Заявл. 26,05.95; Опубл. 27.06.98; Бюл. 18.- С.2.

103. Гужов А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. М.: Недра.-1973.-280 с.

104. Коротаев Ю.П., Гвоздев Б.П., Гриценко А.И. Подготовка газа к транспорту. М.: Недра, 1973.-240 с.

105. Смирнов А.С. Сбор и подготовка нефтяного газа на промыслах. М.: Недра.- 1971.-256 с.

106. Требин Г.Ф., Капырин Ю.В., Петухов В.Н. Экспериментальное изучение изменения температуры от дросселировани нефти // Тр. ин-та / Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт.- 1977.- Вып. 49.- С.74-79.

107. Тхык Ф.Д., Бойко В.И.,Кханг Н.Т. Определение участков нефтегазопроводов, подверженных внутренней коррозии, с целью разработки способов их защиты // 2-ой Европейский симпозиум ISOPE по морским технологиям. Москва, 7-9 июня 1999 г. - С .71-73.