Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка и исследование технологических жидкостей для добычи и транспортировки нефти

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка и исследование технологических жидкостей для добычи и транспортировки нефти"

003480270

На правах рукописи

ЗАНКИЕВ МАРИС МАРАТОВИЧ

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ДОБЫЧИ И ТРАНСПОРТИРОВКИ НЕФТИ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

2 2 ОПТ <

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2009

003480270

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Федерального агентства по образованию

Научный руководитель - кандидат технических наук, доцент

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Ведущая организация - Открытое акционерное общество «Сибирский

Защита состоится 13 ноября 2009 г. в 11.00 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, 72 а, каб. 32.

Автореферат разослан 13 октября 2009 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

Леонтьев Сергей Александрович

Валеев Марат Давлетович

кандидат технических наук Тарасов Михаил Юрьевич

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

доктор технических наук, профессор

Г.П. Зозуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Для интенсификации добычи нефти используют органические или неорганические химические реагенты - как индивидульные вещества (кислоты, щелочи, синтезированные поверхностно-активные вещества, полимеры), так и композиции веществ. Одним из наиболее эффективных мероприятий, направленных на интенсификацию добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов, позволяющих дополнительно вовлечь в разработку недренируемые запасы нефти, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Применение ГРП на месторождениях России неуклонно расширяется в период с 1989 по 2008 г. накопленное количество ГРП возросло с 25 ед. в 1992 г. до 3091 ед. в 2008 г. При эксплуатации нефтяных месторождений используются различные технологические жидкости. Так работы по разработке и исследованию жидкостей для гидравлического разрыва пласта направлены па создание составов максимально удовлетворяющих требованиям по сохранению естественной проницаемости пласта после проведения работ. В процессе сбора нефти используются присадки, улучшающие реологические свойства добываемой продукции, которые облегчают ее подготовку. Также важной составляющей является разработка реагентов - деэмульгаторов, ингибиторов асфальто - смоло парафиновых отложений (АСПО), предотвращающих образование стойких эмульсий. Однако, используемые в настоящее время в промышленных условиях технологические жидкости и реагенты, зачастую не отвечают предъявляемым требованиям по сохранению проницаемости и борьбы с АСПО. В связи с этим возникает необходимость в разработке и подборе абсолютно новых по своим свойствам и показателям технологических жидкостей и реагентов для проведения гидроразрыва пласта, обработки внутренней полости насосно-компрессорных труб (НКТ) и внутрипромысловых трубопроводов для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений.

Цель работы

Повышение эффективности процессов добычи и подготовки скважинной продукции путем разработки комплекса реагентов и технологических жидкостей, улучшающих реологические свойства нефтей.

Основные задачи исследования

1. Изучение влияния технологических жидкостей ГРП на изменение проницаемости проппантовой пачки с целью создания новой рецептуры.

2. Анализ причин образования АСПО при транспортировке нефти и выявление оптимальных реагентов для предупреждения их образования.

3. Анализ и изучение полимерных растворов с целью разработки реологического уравнения для псевдопластичных жидкостей при переходе от ламинарного к турбулентному режиму течения.

4. Разработка рецептуры комплексного агента для восстановления проницаемости и его промысловая апробация на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз».

Научная новизна выполненной работы

1. Научно обосновано и лабораторно подтверждено реологическое уравнение для псевдопластичных жидкостей, описывающее переход от ламинарного к турбулентному режиму течения.

2. Разработана методика определения влияния проявления отложений АСПО на технологический режим работы внутрипромысловых трубопроводов.

Практическая ценность и реализация

1. Разработана новая рецептура гелеобразующего состава для проведения ГРП, не снижающая проницаемость проппантовой пачки.

2. Разработана рецептура комплексного моющего агента (растворителя АСПО + растворитель алюмосиликатных частиц породы) для увеличения проницаемости пласта после проведения ГРП.

3.'Разработан оптимальный состав жидкости глушения на углеводородной основе, который сохраняет коллекторские свойства.

4. Разработаны технологические регламенты для применения растворителей для очистки нефтепроводов от отложений АСПО применяемых на объектах ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».

Апробация результатов работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: Международной научно-практической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, ТюмГНГУ, 2003 - 2007 гг.), на научно-технических семинарах и заседаниях кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений ТюмГНГУ (2003 - 2008 гг.)

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 5 печатных работах, в том числе 2 статей в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 118 страницах машинописного текста, содержит 33 таблицы, 19 рисунков. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка источников из 64 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 дан анализ основных факторов, влияющих на эффективность гидроразрыва пласта. Процессов происходящих при использовании различных технологических систем, которые могли бы легко и надежно переносить расклинивающий материал в трещину, изменяя реологические свойства жидкостей и их влияние на проницаемость при воздействии на проппантовую пачку на основе трудов отечественных и зарубежных ученых: Батурина Ю.Е., Гордеева Ю.Н., Голф-Рахта Т.Д., Голубева О.В., Желтова Ю.П., Зозули Г.П., Клещенко И.И.

Исследования фильтрационных свойств проппантовой пачки, имитирующую трещину в пласте, проводились в три стадии, сначала измеряли исходную проницаемость, затем после пропускания жидкости ГРП и воздействия рабочей композицией. При проведении опытов использовали специальный кернодержатель конструкции ООО «ТюменНИИгипрогаз» схематично представленный на рисунке 1.

Модель трещины представляла собой трубку из нержавеющей стали диаметром 27 мм и длиной 188 мм с торцов закрываемую специальными распределительными устройствами для предотвращения уноса проппанта и равномерного распределения потока фильтруемой жидкости. Моделировались термодинамические условия близкие по своим свойствам к пластовым. В качестве фильтруемой жидкости использовался керосин. Количество загружаемого проппанта бралось исходя из плотного заполнения модели трещины. Создавались торцевой и боковой обжимы. Фильтрация жидкости проводилась при перепаде давления 2-10"3МПа. Расчет проницаемости проводился при установившемся режиме расхода.

Рисунок 1 - Схема кернодержателя 1 - проппантовая пачка; 2 - боковой гидрообжим; 3 - торцевой гидрообжим; 4 - термошкаф; 5 -плунжеры; 6 - резиновая манжета; 7 - текстолитовые прокладки; 8 - хомут.

В результате проведенных исследований в опытах с проппантовой пачкой, имитирующей трещину в пласте были получены предварительные результаты по влиянию моющих составов после жидкости гидроразрыва на проницаемость пачки. Состав геля на водной основе приведен в таблице 1.

На таблице 2 представлены значения изменения проницаемости проппантовой пачки в процессе эксперимента при различных воздействиях.

Таблица 1 - Рецептура геля на водной основе

Наименование компонента Концентрация, кг/м3 Назначение

WGA-11 3,5—4,8 Гуаровый гелант

BXL-10 2 Боратовый сшиватель

FS-100 1 Разрушитель пены

CCS-10 2 Стабилизатор глин

Bioclear 0,025 Бактерицид

НТВ 0,03 Деструктор геля

Таблица 2 - Изменение фильтрационных свойств образцов керна из пл.

КЖю Талинского месторождения в процессе эксперимента

№ образца Моющий состав Проницае -мость по газу, мД Проницаемость по керосину, мД Проницаемость после жидкости ГРП, мД Проницаемость после моющего состава, мД Коэфф-нт снижения проницаемости Коэфф-нт восстан. проницаемости

0005-05 10% раствор HCl 102,3 34 16,0 27,2 0,47 0,80

0004-05 8%НС1 + 2,5%HF + Д 61,1 22,3 10,0 18,9 0,45 0,85

0001-05 8%НС1 + 2,5%HF + Д 15,5 5,7 2,4 4,7 0,43 0,83

Из представленных результатов следует, что жидкость ГРП снижет фильтрационные свойства образцов больше чем на 40 %. При воздействии моющей жидкости проницаемость проппантовой пачки восстанавливается до 80 - 85 % от начальной.

В следующей серии опытов было исследовано влияние жидкостей глушения на изменение проницаемости образцов керна пласта ЮКш-

На основе литературных проработок и собственных исследований предлагаются растворы на углеводородной основе (РУО) и инвертно-

эмульсионные растворы (ИЭР) для использования их в качестве жидкости глушения.

Согласно литературным данным коэффициенты восстановления РУО и ИЭР составляют 95-98%. Лабораторные испытания предложенных рецептур имеют значения коэффициентов восстановления ~ 50-92%.

Результаты лабораторных испытаний технологических жидкостей, как предложенные ТНК (лабораторные номера 1—3), так и предлагаемых составов (лабораторные номера 4—7), представлены совместно в таблице 3.

Таблица 3 - Влияние технологических жидкостей на проницаемость

кернов пласта ЮКю в процессе эксперимента

№ п/п Образец а ы и сЁ. О с « о4 я ^ 5 I « Спр о керосин до мД к 8 И" о У-О г Л „Г о Ц * 3 ^ н О а « Тип раствора Плотность, г/см3

1 0002-05 2552 12,86 12,3 18,30 5,58 0,32 5,7 «Лиман» 1,18

2 0018-05 2464 15,40 25,0 83,60 32,41 2,58 8,0 СаС12 1,32

3 0017-05 2464 17,30 31,7 48,90 31,71 4,93 15,5 КС1 1,11

4 0007-05 2552 12,64 18,4 15,00 7,68 3,77 49,1 РУО 1,28

5 0016-05 2464 15,78 35,3 11,60 3,59 1,86 51,9 РУО 1,20

6 0020-05 2464 16,65 21,0 82,81 13,36 10,15 76,0 ИЭР 1,09

7 0004-05 2552 13,76 18,5 61,10 10,54 9,66 91,6 РУО 0,85

Известно, что наиболее универсальной технологической жидкостью при

строительстве и ремонте являются растворы на углеводородной основе (РУО). Расход и состав, разработанного РУО приведен в таблице 4. В качестве утяжелителя можно использовать барит или сухой молотый мел до плотности 1300 кг/м3.

Таблица 4 - Состав и расход реагентов жидкости глушения на РУО

Компоненты %, масс. Расход на 1 м раствора

Дизельное топливо или нефть 59,5—52,8 893—845 (л)

СЖК, С18-24 1,5-1,9 18—24 (кг)

ЫаОН (46 %-1480 кг/м3) 0,60—0,63 7,2-8,1 (л), 3,3—3,7 кг в сухом виде

ГКЖ-11н 0,40—0,35 4,0—3,7 (л)

Барит 38,0—44,3 456—567 (кг)

Всего: 100—100 1200—1280 кг

Процесс приготовления РУО трудоемкий и требует установки дополнительных приспособлений в растворном узле. Кроме того, необходимы предварительные испытания имеющихся реагентов и материалов для уточнения состава РУО. Использование известных растворов на неводной основе как известково-битумный раствор (ИБР), с применением органобентонитов (органофильных бентонитов) удорожает стоимость и усложнит технологию приготовления раствора.

Гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость ГКЖ-11н применяется как ПАВ для гидрофобизации твердой фазы - барита - приданию его поверхности сродственности с углеводородной средой и повышает термостабильность жидкости глушения.

Использование инвертных эмульсионных растворов в качестве жидкостей глушения имеет как положительные, так и отрицательные стороны. Стоимость ИЭР меньше чем РУО, а технология приготовления — проще. Наличие значительного количества водной фазы и термодинамическая неустойчивость сложной гетерогенной системы не исключает возможность проникновения фильтрата в продуктивный пласт.

Проведены исследования с использованием синтетических жирных кислот, эмультала и нефтенола для приготовления ИЭР. При использовании нефтенола для приготовления ЖГ не удалось получить удовлетворительных свойств. Синтетические жирные кислоты позволяют получить ИЭР с хорошими реологическими и структурными свойствами, но технология приготовления трудоемка. Использование эмультала является оптимальной для приготовления ИЭР в качестве ЖГ, структурные и реологические свойства не уступают ИЭР с использованием СЖК. Поэтому фильтрационные исследования были проведены только для ИЭР с использованием эмультала. Состав приведен в таблице 5.

Наилучшее сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов при проведении ремонтных работ и исключение загрязнения призабойной зоны

пласта обеспечили жидкости глушения, не содержащие твердой фазы, на

углеводородной основе.

Таблица 5 - Состав и расход реагентов жидкости глушения на ИЭР

Компоненты %, масс. Расход на 1 м'1 раствора

Дизельное топливо или нефть 28 382 (л)

Эмультал 4 38 (л)

ГКЖ-Пн 2 18 (л)

СаС12 (30 %-1,28 г/см3) 66 562 (л), 216 кг в сухом

Всего: 100 1090 кг

Наилучшее сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов при проведении ремонтных работ и исключение загрязнения призабойной зоны пласта обеспечили жидкости глушения, не содержащие твердой фазы, на углеводородной основе.

Во втором разделе рассмотрены причины снижающие дебит скважин, подвергшихся операции ГРП. Как показывают исследования, основной причиной снижения проницаемости трещины, служит кольматация поровых каналов, асфальтосмолопарафиновые отложения, недеструктурированный гель, частицы породы и разрушенные зерна проппанта.

Для борьбы с отложениями АСПО, частицами породы и разрушенных зерен пропантов наиболее пригодно комплексное воздействие — растворение АСПО и растворение минеральных алюмосиликатных частиц породы и проппанта. АСПО отложения представляют собой сложную композицию из нескольких классов органических соединений, растворение которых возможно различными видами растворителей.

Для полного растворения АСПО наиболее пригодна смесь таких растворителей: спирто-бензольная или нефрас-ацетон, нефрас-эфир.

Полярные растворители имеют ограниченную растворимость в неполярных растворителях, поэтому наиболее подходящее отношение неполярного растворителя к полярному должно соответствовать приблизительно 4:1, иначе композиция должна состоять из 80% неполярного наиболее дешевого растворителя и 20% неполярного растворителя.

Таким образом состав растворителя АСПО состоит из 80 объемных процентов стабильного газового конденсата и 20 объемных процентов ацетона.

Для растворения глинистых частиц, частиц породы и разрушенных частиц проппанта, наиболее подходящим составом будет являться глинокислота, содержащая добавки увеличивающие растворимость продуктов реакции глинокислоты. К таким добавкам относятся вещества, содержащие ионы аммония, ацетат-ионы, барит-ионы и некоторые другие.

В качестве добавки к глинокислоите были выбраны вещества содержащие ионы аммония, наиболее подходящими веществами из них является бифторид аммония — ЫН4Р*НР и хлористый аммоний — ЫН4С1. Механизм действия ионов аммония, приводящий к увеличению растворимости следующий. При взаимодействии глинокислоты с алюмосиликатами - глинистыми частицами; частицами породы (полевой шпат, кварц); частицами проппанта-муллит, происходит образование малорастворимых и нерастворимых соединений, таких как Н251Р6; №3А1Рб (№А1Р5); СаБг; гидрофторидных комплексов кремния и алюминия, которые в результате вторичного осадкообразования могут снижать проницаемость обрабатываемой породы. В результате такой кислотной обработки породы вместо увеличения проницаемости происходит ее снижение. Ионы аммония вместе с ионами фтора образуют новые хорошо растворимые соединения, такие как: (ЫН4)281Р6; (ЫН4)2А1Рб и т.д., аммиачные гидроксофторидные комплексы алюминия и кремния также хорошо растворимые в воде.

В виде какого соединения вводятся ионы аммония в глинокислоту, большой роли не играет, главное условие не вводить с ионами аммония анионы, образующие осадки с продуктами растворения или с пластовой водой.

Исходя из вышеперечисленных факторов нами для обработки скважин, подвергшихся операции ГРП и бывших длительное время в эксплуатации был выбран следующий состав: 10% НС1 +5%НР+3%ЫН4С1.

Для выявления влияния снижения проницаемости проведены опыты на

модели трещины, содержащей:

1. частицы разрушенного проппанта;

2. АСПО (в состав АСПО использовалась парафинистая высоковязкая нефть Уренгойского месторождения (30% порового объема);

3. недеструктурированный гель (30% порового объема).

Результаты исследования проницаемости модели трещины представлены в таблице 6.

Таблица 6 - Результаты воздействия на проппантовую пачку

Процедуры БКО 20/40 БКО 16/30

1. Определение проницаемости, Д 270,88 320,45

2. Определение проницаемости с 30% АСПО и 30% жидкости разрыва, Д/доля к первичной проницаемости 116,48 0,43 147,41 0,46

3. Определение проницаемости после обработки растворителем, Д/доля к первичной проницаемости 140,86 0,52 169,84 0,53

4. Определение проницаемости после обработки растворителем 10%НС1+5 %Я/Г+3 %ЛТ/4С/, Д/доля к первичной проницаемости 141,36 0,68 160,22 0,50

5. Определение проницаемости после обработки растворителем 10%Яа+5%//^+3%Л7/4С7+ растворитель, Д/доля к первичной проницаемости 238,37 0,88 240,34 0,75

6. Определение проницаемости после обработки растворителем растворитель+Ю%ЛгаО#, Д/доля к первичной проницаемости 132,73 0,49 163,43 0,51

Анализ результатов экспериментов определения проницаемости модели

трещины установлено следующее.

При обработке чистого разрушенного проппанта глинокислотой происходит заметное увеличение проницаемости по сравнению с исходной. Проницаемость возрастает от 20% до 40% данное явление можно объяснить растворением микрочастиц раздавленного проппанта, которые кольматируют межзерновое пространство.

При комплексной обработке проппантовой пачки растворителем и глинокислотой происходит еще большее увеличение проницаемости как за счет растворения осадка АСПО, так и за счет растворения микрочастиц разрушенного проппанта. Увеличение проницаемости наиболее заметно не только для мелких марок проппанта — 86%, но и для крупных проппантов наблюдается увеличение проницаемости — 63%.

Обработка слоя проппанта, содержащего жидкость разрыва и АСПО, растворителем и 10% раствором ЫаОН привела к увеличению проницаемости проппанта на гораздо меньшую величину по сравнению с обработкой расворителем и глинокислотой. Произошло увеличение проницаемости приблизительно на 10%. Вероятно, это увеличение проницаемости обусловлено действием растворителя. Раствор щелочи не оказал увеличивающего воздействия на проницаемость проппанта.

Образование АСПО влияет не только на проницаемость призабойной зоны пласта, но и оказывает влияние на режим работы внутрипромысловых трубопроводов.

Отрицательное влияние толщины образования

асфальтосмолопарафиновых отложений на потери напора внутрипромысловых трубопроводов показано на примере гидравлического расчета нефтепровода «ДНС с УПСВ Холмистого месторождения - ДНС-1 с УПСВ Ярайнерского месторождения» и «ДНС Чатылькинского месторождения - ДНС Холмистого месторождения», с условной толщиной АСПО 5,0 мм. Расчётные потери давления в соответствующих нефтепроводах превышают максимально допустимые, при загрузке нефтепроводов от 3562 м3/сут и от 2885 м3/сут.

В третьем разделе приведено теоретическое обоснование и расчет модели псевдопластичных жидкостей. Вязкое поведение полимерных растворов, растворов на нефтяной основе и различных суспензий на практике (например, в трубах) часто описывают эмпирической формулой Оствальда-де Валле (степенной моделью)

Т = К-Г", УВ~дг (1)

где К — индекс консистенции; У — градиент скорости сдвига; п < 1 — показатель поведения.

В данной работе аномальные псевдопластичные системы описываются реологическим уравнением в виде [2]

8г 10 'дг или Чо , (2)

где г/о — значение коэффициента вязкости при напряжении сдвига г, стремящемся к нулю или а —> со; а — параметр, имеющий размерность обратную напряжению, и считаем не зависящим от температуры.

В этой полуэмпирической модели, чем больше а, тем больше проявляются неньютоновские свойства жидкости.

Турбулентный слой течения полимерных растворов можно описать уравнением

т = (рАу-п0)-ехр[-ат]^

дг (3)

Радиус г0, при котором происходит переход ламинарного слоя течения жидкости в турбулентный слой, определяется из решения трансцендентного уравнения

2-{(АР/М,аЯ,г0) = м-Ло- (4)

Распределение осредненных скоростей в турбулентном слое при г е [0;го] у = и(1 + ^2-/(ДЯ/Д£,а,г0,!■)/(»• ло)-0

Скорость на оси трубы будет равна

V« = «(1 + Л/2-/(АЯ/М,а,г0,0)/(«-п0)-1) (6)

Уравнения (3) и (5) при численных расчетах удобно решать в приведенных (безразмерных) величинах: V = у/и — приведенная скорость в единицах критической скорости; г = И Я — приведенный радиус; А = 2/?/(«■ щ-и) = (2К-рк)1{а-т]о ) — безразмерный коэффициент, содержащий параметры

полимерных растворов; д_ = (а-Л^НЛ/УЛ/,); приведенная функция — ф(£д) = а-ЦАР/А1,а-,Я;г)1 Я = г-ехр[-дг] - ехр[-д] + ехр[-д-г] - ехр[-д])/е. Тогда эти уравнения можем записать в приведенном виде

у -2-у + 4-ф(г;£)=0

(7)

Соответствующие уравнения для турбулентного слоя записываются как

V -2-у-4-ф(г;£)=0

(9)

Профили распределения осредненных скоростей по формулам (8) и (10) при фиксированных параметрах Аид (жидкость одна и та же, а перепад давления постоянный) приведены на рисунке 2.

!и ! ,

- • . _ |

• * ^ ....А 8;р"1

* \ Ар 8; р» 0,5 ----А»8;р»0,307

ч<

— \ — V—

-

• •• ^ . _..

------- "-ч^Лч

0.0 0,1 0,2 0,3 0.4 0.5 0,6 0,7 0,0 0.«

Приведенный радиус трубы, г

Рисунок 2 - Распределение приведенных осредненных скоростей для разных приведенных давлений ц при фиксированном параметре А.

Но в отличие от вязкой жидкости псевдопластичная жидкость имеет, менее вытянутый профиль по оси скорости и нет жесткопластичного ядра, как у вязкопластичной жидкости на рисунке 3.

ООО 1,023 1.090 1.079 1.100 1,129 1.190 1.175 1.200 1,229

При««имный радиус (Я"1,224: 0.Э0ВД249)

Рисунок 3 - Профиль скоростей вязкопластичной жидкости в кольцевом пространстве при турбулентном течении.

Следует отметить, что упомянутые модели жидкостей при турбулентном режиме течения в турбулентном слое имеют нормальный профиль распределения осредненной скорости.

Реологические кривые реальных полимерных растворов лишь приближенно описываются различными моделями, поэтому для определения численных значений параметров реологической модели можно использовать метод наименьших квадратов.

Прологарифмируем уравнение (2) и запишем минимизируемую функцию

где N — число точек на реологической кривой (число измерений); /? =

1пО/о)-

Минимизация функции ^(Да) по параметрам дает

(П)

(12)

и

Тогда система линейных уравнений для определения параметров а запишется как

с + вр-а-0 = 0

(14)

где

| у- 1 N /V

в=1т.; с=

Из решения системы уравнений получим

Р =

ВС-АР И-Р-В2

А + Ы-13 В

N

(15)

где а — среднее квадратичное отклонение, а г)0 = ехр[[3], а — параметр, имеющий размерность обратную напряжению, дПа"'.

Для сравнения экспериментальных и теоретических значений градиента скоростей сдвига при одинаковых напряжениях сдвига были проведены опыты для проверки достоверности выбранной модели.

Таблица 7 - Сопоставление экспериментальных и теоретических градиентов скоростей сдвига при равных напряжениях сдвига

Раствор 1: «=0,003846 дПа"1; \/щ = 0,03292 (мПа-с)'1; ст0 = 0,0766

1, дПа 32,1 85,6 117,7 160,5 192,6 203,3 235,4 246.1 256,8

1,334 3,467 5,334 10,135 13,335 15,202 20,003 22,67 24,803

т с"1 тсор- ^ 1,196 3,917 6,093 9,795 13,3 14,63 19,16 20,88 22,7

Раство р 2: «= 0,003379 дПа1; 1Л/0 = 0,01826 (мПа-с)"1; ст0 = 0,0886

т, дПа 64,2 107 171,2 214 235,4 267,5 321 353,1 363,8

т.с1 1,334 2.667 5,334 8,001 10,135 13,335 20,003 23,203 24,804

Т с1 ТС001 ^ 1,456 2,805 5,575 8,053 9,523 12,06 17,34 21,26 22,71

т, дПа 96,3 149,8 214 256,8 299,6 353,1 395,9 428 460,1

'.с1 1,334 2,667 4,801 6,934 10,135 15,202 20,003 23,47 26,67

г с-1 ' теот ^ 1,43 2,72 4,944 6,966 9,543 13,75 18,1 22,07 26,76

Раствор 4: а= 8,727-Ю"4 дПаМщ = 0,003236 (мПа-с)'1; о0 = 0,06404

т, дПа 128,4 256,8 502,9 620,6 749 845,3 963 1102,1 1177

с1 0,5334 1,067 2,4 3,2 4,267 5,334 6,934 9,3345 10,94

V с"1 теоо) ^ 0,4648 1,04 2,524 3,452 4,66 5,72 7,221 9,331 10,64

В четвертом разделе приведены результаты испытаний эффективности ингибиторов асфальтосмолпарафиновых отложений (АСПО) и технологических жидкостей, применяемых при гидроразрыве пласта.

Были исследованы диспергирование (разрушение) образцов АСПО и их растворимость в растворителях фирмы ООО "ФЛЭК" (ФЛЭК - Р - 016, ФЛЭК - Р - 017, ФЛЭК - Р - 020, ФЛЭК - Р - 021) при низких температурах, соответствующих реальным температурам в нефтепроводе в зимнее время.

Эффективность отмывания и растворения АСПО проводилось по методике ОАО «Гипротюменнефтегаза». Результаты проведенных исследований приведены в таблицах 8 и 9.

Таблица 8 - Эффективность отмывания асфальтосмолопарафиновых

отложений

№ Наименование Масса АСПО, г Масса АСПО после Эффективность отмывания,% ЭО

п\п растворителя ш. промывки, г ш2

1 ФЛЭК Р-016 12,08 9,09 24,8

2 ФЛЭК Р-017 13,12 9,12 30,5

3 ФЛЭК Р-020 12,94 9,94 23,2

4 ФЛЭК Р-021 11,96 8,95 25,2

Таблица 9 - Эффективность растворения асфальтосмолопарафиновых

отложений

№ п/п Наименование растворителя Масса АСПО, перешедших в растворитель, г ш3 Профильтрованные АСПО (без учёта веса фильтра), г гщ Эффективность растворения, % ЭР

1 ФЛЭК Р-016 2,99 0,45 84,9

. 2 ФЛЭК Р-017 4,0 1,73 56,75

3 ФЛЭК Р-020 3,0 1,4 53,3

4 ФЛЭК Р-021 3,01 1,61 46,5

Из приведенных выше результатов можно сделать следующие выводы: 1.Все исследованные растворители обладают хорошей разрушающей способностью по отношению к отложениям АСПО Чатылькинского

месторождения. Наиболее эффективные разрушители - реагенты ФЛЭК-Р-016, ФЛЭК-Р-017, ФЛЭК-Р-020.

2. Наибольшей эффективностью растворения АСПО обладают растворители фирмы ФЛЭК-Р-016 и ФЛЭК-Р-017, техническая характеристика которых представлена в таблице 10.

Результаты испытаний были использованы в написании регламентов по удалению и предотвращению АСПО в промысловых нефтепроводах ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».

Таблица 10 - Техническая характеристика рекомендуемого растворителя АСПО

№ п.п Наименование реагента Агрегатное состояние Цвет Запах Плотность при 20° С, кг/м' Вязкость при 20 "С, мм2/с Температура застывания, °С

1 «ФЛЭК-Р-016» ТУ 2483-00424084384-00 Жидкость От желтого до коричневого Специфический 780-820 Не более 20 Не выше -50

2 «ФЛЭК-Р-017» ТУ 2483-00424084384-00 Жидкость От желтого до коричневого Специфический 780-820 Не более 20 Не выше -50

При проведении работ по гидравлическому разрыву пласта важное значение имеет деструкция жидкости разрыва. Лабораторными опытами исследовалась эффективность обработки керна из пл. ЮК(0 Талинского месторождения, специальными моющими композициями с целью восстановления проницаемости. Результаты по влиянию моющих составов после воздействия жидкости разрыва представлены в таблице 11. Из приведенной ниже таблицы видно, что без применения специальных моющих составов проницаемость образцов керна резко снижается до 50 %, даже при полной деструкции геля, что приводит к снижению эффективности операции ГРП. После обработки моющими композициями наблюдается восстановление проницаемости до 80-85 % от исходных показателей.

Таблица 11 - Изменение фильтрационных свойств образцов керна из пл.

ЮКю Талинского месторождения в процессе эксперимента

№ образца Моющий состав Проницаемость по газу, мД Проницае -мость по керосину, мД Проницаемость после жидкости ГРП, мД Проницаемость после моющего состава, мД Коэфф-нт снижения проницаемости Коэфф- нт восстан. проница е-мости

0005-05 10% раствор HCl 102,3 34 16,0 27,2 0,47 0,80

0004-05 8%НС1 + 2,5%HF + Деэмульгатор 61,1 22,3 10,0 18,9 0,45 0,85

0001-05 8%НС1 + 2,5%HF + Деэмульгатор 15,5 5,7 2,4 4,7 0,43 0,83

Разработан быстрогидратирующий гелеобразователь на основе гуара с низким содержанием твердого остатка после деструкции геля. Благодаря новым технологиям обработки гуара, в частности, высокого измельчения частиц начального продукта и добавления буферов и диспергаторов, гелеобразователь WGA-15 позволяет работать «в поток», так как 85-90 % вязкости набирается в течение первых 3 минут перемешивания. Основным достоинством продукта WGA-15 является наиболее высокая восстановленная проницаемость, среди аналогичных продуктов гуаровой и HPG линейки. Тесты на восстановление проницаемости подтверждены независимой лабораторией Cor Lab (США).

Также при данном тестировании рассматривалась трехкомпонентная система с низким содержанием полимера (Zeta Gel) на основе. При ее использовании уровень восстановленной проницаемости достигает 85-90 %. Распад геля происходит при контакте с углеводородами и пластовой воды с высоким содержанием хлоридов.

Основное преимущество перед известными составами - отсутствие гуаровых гелеобразователей, разрушение которых после проведения операции представляет собой сложную задачу.

При использовании в качестве гелеобразователей гуаровых геллантов необходимо применение боратовых сшивателей, которые соединяют

полимерные цепи образуя сшитый гель. При этом в качестве деструктора используются составы разрушающие сшиватель, но не воздействующие на сами полимерные цепи, таким образом, полной деструкции геля не достигается, что приводит к кольматации проппанта.

Предлагаемая жидкость имеет иную систему полимеризации и соответственно деструкции. Основанный на композиции ПАВ гель полимеризуется благодаря разному характеру заряда, а именно анионного и катионного ПАВ.

Благодаря иному механизму образования геля, достигается его полное разрушение при контакте с пластовой водой или углеводородами. На рисунке 8 приведена схема образования геля. При этом проницаемость проппантовой пачки не снижается, но система Zeta Gel имеет ограничения по применению в нефтяных скважинах и идеально подходит для газовых скважин.

Данная структура геля использовалась при проведении опытно-промышленных испытаний гидроразрыва пласта на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» и получен экономический эффект данного мероприятия составил 470000 рублей вгод.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Разработанное уравнение реологической модели псевдопластической жидкости рекомендуется использовать для проектных расчетов подбора технологических жидкостей, которые используются при проведении гидроразрыва пласта.

2. Методика предсказания влияния отложений АСПО на технологический режим работу внутрипромысловых трубопроводов рекомендуется для применения растворителей для очистки нефтепроводов от отложений АСПО.

3. Применение новой структуры геля технологии Zeta Gel позволило повысить эффективность проведения гидроразрыва пласта за счет полной деструкции данного геля.

4. Разработаны составы жидкостей глушения (на углеводородной основе и инвертно-эмульсионные растворы), не снижающие коллекторские свойства продуктивных пластов, которые рекомендуются для применения при проведении ремонтных работ скважин.

5. Разработанный состав комплексного воздействия (растворитель АСПО + растворитель алюмосиликатных частиц породы и проппанта) рекомендован для обработки призабойной зоны пласта после проведения ГРП при снижении дебита скважин.

Экономический эффект от внедрения технологических жидкостей составил 470000 рублей в год.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Забоева М.И, Технологии, повышающие эффективность операций гидроразрыва пласта / М.И. Забоева, М.М. Занкиев // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. научи, тр. Тюмень, ТюмГНГУ, 2005. - Т. 1. - С. 269-274.

2. Каширина К.О. Повышение извлечения нефти из продуктивного пласта горизонтальными стволами / К.О. Каширина, М.М. Занкиев // Нефть и газ Западной Сибири: Сб. науч. тр. Тюмень, ТюмГНГУ, 2007. - С. 96-100.

3. Занкиев М.М. Обоснование системы специальных жидкостей гидравлического разрыва пласта / М.М. Занкиев, А.Ю. Толмачев // Новые технологии - нефтегазовому региону: Сб. науч. тр. Тюмень, ТюмГНГУ, 2007. -С. 12-17.

4. Миндеров Д.В. Результаты применения изоляционных технологий при гидравлическом разрыве пласта эксплуатационных объектах ОАО «Сургутнефтегаз» / Д.В. Миндеров, М.М. Занкиев Н Там же. - С. 22-28.

5. Леонтьев С.А. Испытания, эффективность и подбор деэмульгаторов и применяемых реагентов в ОАО «ТНК-Нягань» / С.А. Леонтьев, М.М. Занкиев,

В.Г. Канн // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. научн. тр. Тюмень, ТюмГНГУ, 2008. - Вып. 3. - С. 74-79.

6. Хайруллин A.A. Реологическое уравнение для псевдопластичных жидкостей и переход от ламинарного к турбулентному течению / A.A. Харуллин, М.М. Занкиев, В.В. Завьялов // Известия вузов. Нефть и газ. -2007. - № 2. - С. 63-68.

7. Большаков В.В. Перспективы применения гидравлического разрыва пласта в боковых стволах при эксплуатации ствола / М.М. Занкиев, A.C. Ушаков // Известия вузов. Нефть и газ. 2008. - № 3. - С. 23-27.

Соискатель

М.М.Занкиев

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

Подписано в печать 09.10.2009 г. Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso. Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 122

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, Занкиев, Марис Маратович

1. ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТАВОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА.

1.1 Факторы, влияющие на эффективность ГРП.

1.1.1 Жидкости - песконосители.

1.1.2 Жидкость - разрыва.

1.1.3 Продавочные жидкости ГРП.

1.1.4 Кислотные жидкости для ГРП.

1.2 Исследование изменения фильтрационных свойств проппантовой пачки под воздействием жидкости ГРП и разработка рабочих композиций для восстановления проницаемости.

1.2.1 Методика проведения работ.

1.3 Определение влияния жидкостей глушения на фильтрационно-емкостные свойства породы пласта ЮК-10.

1.3.1 Общие сведения и основные уравнения теории фильтрации.

1.3.2 Методика проведения лабораторного эксперимента.

1.3.3 Результаты лабораторных исследований жидкостей глушения.

1.4 Разработка составов жидкостей глушения на углеводородной основе.

1.5 Жидкость глушения на основе инвертных эмульсий.

Выводы по разделу 1.

2 ИССЛЕДОВАНИЕ В ЛИНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НА ПРОЦЕССЫ ДОБЫЧИ И ТРАНСПОРТИРОВКИ НЕФТИ.

2.1 Анализ состава асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО).

2.2 Влияние режимов эксплуатации оборудования на парафиноотложения.

2.3 Исследование механизма образования АСПО.

2.4 Борьба с парафиновыми отложениями.

2.5 Исследование изменения проницаемости проппантовой пачки, содержащей

АСПО и жидкость разрыва.

2.6' Исследование влияния толщины образования асфальтосмолопарафиновых отложений на потери напора внутрипромысловых трубопроводах ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».

Выводы по разделу 2.

3 ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ РЕОЛОГИЧЕСКОГО УРАВНЕНИЯ ДЛЯ ПСЕВДОПЛАСТИЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ПРИ

ГИДРОРАЗРЫВЕ ПЛАСТА.

Выводы по разделу 3.

4 Экспериментальные исследования РАЗРАБОТАННЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ.

4.1 Исследование эффективности растворителей для предотвращения выпадения АСПО в напорных трубопроводах.

4.2 Результаты применения изоляционных технологий при ГРП в эксплуатационных объектах ОАО «Сургутнефтегаз».

4.3 Исследование восстановления проницаемости образцов керна пласта ЮКю после воздействия технологическими жидкостями.

Выводы по разделу 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка и исследование технологических жидкостей для добычи и транспортировки нефти"

Актуальность проблемы.

Для интенсификации добычи нефти используют органические или неорганические химические реагенты - как индивидуальные вещества (кислоты, щелочи, синтезированные поверхносгно-активные вещества, полимеры), так и композиции веществ. Одним из наиболее эффективных мероприятий, направленных на интенсификацию добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов и позволяющих дополнительно вовлечь в разработку недренируемые запасы нефти, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Применение ГРП на месторождениях России неуклонно расширяется в период с 1989 по 2008гг. накопленное количество ГРП возросло с 25 ед. в 1992г. до 3091 ед. в 2008г. При эксплуатации нефтяных месторождений используются различные технологические жидкости. Так работы по разработке и исследованию жидкостей для гидравлического разрыва пласта направлены на создание составов максимально удовлетворяющих требованиям по сохранению естественной проницаемости пласта после проведении работ. В процессе сбора нефти используются присадки, улучшающие реологические свойства добываемой продукции, которые облегчают ее подготовку. Также важной составляющей является разработка реагентов — деэмульгаторов, ингибиторов асфалыо - смоло парафиновых отложений (АСПО) и предотвращающих образование стойких эмульсий. Однако в промышленных условиях используемые в настоящее время технологические жидкости и реагенты зачастую не отвечают предъявляемым требованиям, по сохранению проницаемости и борьбы с АСПО. В связи с этим возникает необходимость в разработке и подборе абсолютно новых по своим свойствам и показателям технологических жидкостей и реагентов для проведения гидроразрыва пласта, обработки внутренней полости насосно-компрессорных труб (НКТ) и внутрипромысловых трубопроводов для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений.

Цель работы

Повышение эффективности процессов добычи и подготовки скважинной продукции путем разработки комплекса реагентов и технологических жидкостей, улучшающих реологические свойства нефтей.

Основные задачи исследования

1. Изучение влияния технологических жидкостей ГРП на изменение проницаемости проппантовой пачки с целью создания новой рецептуры.

2. Анализ причин образования АСПО при транспортировке нефти и выявление оптимальных реагентов для предупреждения их образования.

3. Анализ и изучение полимерных растворов с целью разработки реологического уравнения для псевдопластичных жидкостей при переходе о г ламинарного к турбулентному режиму течения.

4. Разработка рецептуры комплексного агента для восстановления проницаемости и его промысловая апробация на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз».

Научная новизна выполненной работы

1. Научно обосновано и лабораторно подтверждено реологическое уравнение для псевдопластичных жидкостей, описывающее переход от ламинарного к турбулентному режиму течения.

2. Разработана методика определения влияния проявления отложений АСПО па технологический режим работы внутрипромысловых трубопроводов.

Практическая ценность и реализация

1. Разработана новая рецептура гелеобразующего состава для проведения ГРП, не снижающая проницаемость проппантовой пачки.

2. Разработана рецептура комплексного моющего агента (растворителя АСПО + растворитель алюмосиликатных частиц породы) для увеличения проницаемости пласта после проведения ГРП.

3. Разработан оптимальный состав жидкости глушения на углеводородной основе, который сохраняет коллекторские свойства.

4. Разработаны технологические регламенты для применения растворителей для очистки нефтепроводов от отложений АСПО применяемых на объектах ОАО «Газпромнефгь-Ноябрьскнефтегаз».

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Занкиев, Марис Маратович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Разработанное уравнение реологической модели псевдопластической жидкости рекомендуется использовать для проектных расчетов подбора технологических жидкостей, которые используются при проведении гидроразрыва пласта.

2. Методика прогнозирования влияния отложений АСПО на технологический режим работы внутрипромысловых трубопроводов рекомендуется для расчетов в регламентах, по применению растворителей для очистки нефтепроводов.

3. Применение новой структуры геля технологии Zeta Gel позволило повысить эффективность проведения гидроразрыва пласта за счет полной деструкции данного геля.

4. Разработаны составы жидкостей глушения (на углеводородной основе и инвертно-эмульсионные растворы), не снижающие коллекторские свойства продуктивных пластов, которые рекомендуются для применения при проведении ремонтных работ скважин.

5. Разработанный состав комплексного воздействия (растворитель АСПО + растворитель алюмосиликатных частиц породы и проппанта) рекомендован для обработки призабойной зоны пласта после проведения ГРП при снижении дебита скважин.

Экономический эффект от внедрения технологических жидкостей составил 470000 рублей в год.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Занкиев, Марис Маратович, Тюмень

1. Забоева М.И. Технологии, повышающие эффективность операций гидроразрыва пласта / М.И. Забоева, М.М. Занкиев // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. научн. тр. Тюмень, ТюмГНГУ, 2005. Т. 1. - С. 269-274.

2. Большаков В.В. Перспективы применения гидравлического разрыва пласта в боковых стволах при эксплуатации ствола / М.М. Занкиев, А.С. Ушаков // Известия вузов. Нефть и газ. 2008. - № 3. - С. 23-27.

3. Гордеев Ю.Н., Енотов В.М. О распределении давления в окрестности растущей трещины // Прикл. матем. и механика,- 1997. Т. 61.-Вып. 6.-С. 1060-1064

4. Желтов Ю.П. Деформации горных пород.-М.: Недра, 1966.-198с.

5. Желтов Ю.П. Механика нефтегазоносного пласта.-M.:^Недра, 1966.207с.

6. Желтов Ю.П., Христианович С.А. О гидравлическом разрыве нефтеносного пласта // Изв. АН СССР. ОТН. 1955. -№5.- С. 3-41.

7. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. М.: Недра, 1986.-608с.

8. Семенов Ю.В., Войтенко B.C. Испытание нефтегазоразведочных скважин в колонне. М.: Недра, 1983. —284 с.

9. Жигач К.Ф., Паус К.Ф. Влияние промывочных жидкостей на проницаемость кернов. — Нефт. хозяйство, 1957, № 11 — С. 62—66.

10. Бурдынь Т.А., Закс Ю.Б. Химия нефти, газа и пластовых вод:

11. Учебник.-2-е изд., доп. и перераб.- М.: Недра, 1978. 277с.

12. Сюняев З.И., Сюняев Р.З., Сафиева Р.З. Нефтяные дисперсные системы. М.: Химия, 1990. - 226 с.

13. Богомолов А.И., Гайле А.А., Громова В.В.и др./ Под ред. Проскурякова В.А., Драбкииа А.Е.//Химия нефти и газа- Учеб пособие для вузов 2-е изд., перераб. - JL: Химия, 1989. - 424с.

14. Рябов В.Д. Химия нефти и газа. М.: Издательство «Техника», ТУМА ГРУПП. - 2004. - 288с.

15. Башкатова С.Т. Присадки к дизельным топливам М.: Химия, 1994.-256с.

16. Эрих В.Н . Химия нефти и газа. JL: Химия, 1969. 284с.

17. Казакова Л.П. Физико-химические основы производства нефтяных масел. М .Химия, 1978. 320с.

18. Барановский Н.Ф., Сухарев М.Ф. Озокерит. М: Гостоптехпздат, 1959.-207с.

19. Агаев С.Г. О механизме застывания нефтей и нефтепродуктов// Тезисы докл. межд. научно-технич. конф. "Нефть и газ Зап. Сибири. Проблемы добычи и транспортировки". 1993. - С. 170 - 171.

20. Петров Ал.А. Химия алканов. М : Наука, 1974.

21. Петров Ал.А. Химия нафтенов. М : Наука, 1971.

22. Сергиенко С.Р Высокомолекулярные соединения нефти. М.: Химия, 1964. 541с.

23. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа: Гилем, 2002. 672с.

24. Петров Ал.А. Углеводороды нефти М : Наука, 1984.

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

26. Поконова Ю.П. Химия высокомолекулярных соединений нефти. — Л.: Изд-во Ленингр. уи-та, 1980. 172с.

27. Химический состав нефтей Западной Сибири / О.А. Бейко, А.к.

28. Головко, Jl.В. Горбунова и др. Новосибирск: Наука. Сиб. отделение, 1988. -288 с.

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

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

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

32. 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.

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

34. 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.

35. 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.

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

37. Оленев Л.М. Новые отечественные ингибиторы парафиноотложений. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - 51 с.

38. Gilby G.W. The Use of Ethylene-Vinyl Acetate Copolymers as Flow Improvers and Wax Deposition Inhibitors in Waxy Grude Oil//Chem. Oil and Proc. Symp. Manchester, 22 nd-23 rd. March. 1983. - P. 108-124.

39. Шаров А.Г., Иванов В.И., Тертерян Р.А. Эффективные ингибиторы отложения парафина из нефти//Нефтяное хозяйство. 1987. -№ 7. - С. 50-52.

40. Борсуцкий З.Р., Ильясов С.Е. Исследование механизма магнитной обработки нефтей на основе результатов лабораторных и промысловых испытаний // Нефтепромысловое дело: НТЖ М.: ВНИИОЭНГ. - 2002. -№9. -С.38-44.

41. Борсуцкий З.Р., Ильясов С.Е. Исследование механизма магнитной обработки нефтей на основе результатов лабораторных и промысловых испытаний//Нефтепромысловой дело 2002. - №8. - С. 28 - 37.

42. Лесин В.И., Василенко И.Р., Зотиков В.А. и др. Предупреждение АСПО в скважинах путем применения магнитных депарафинизаторов в осложненных условиях//Нефтепромысловое дело. 1997. № 4-5. - С. 34 - 36.

43. Лоскутова Ю.В. Влияние магнитного поля на реологические свойства нефтей// Автореф. дисс. канд.хим.наук//Томск: Институт химии нефти СО РАН. 2003,- 21с.

44. Лесин В.И. Физико-химический механизм предотвращения парафиноотложений с помощью постоянных магнитных полей // Нефтепромысловое дело: РНТС. М.: ВНИИОЭНГ. - 2001. -№5. -С.122-134.

45. Борьба с отложениями парафина при добыче нефти / С.Ф. Люшин, В.А. Рассказов, Д.М. Шейх Али и др. М.:Гостоптехиздат, 1961.- 150с.

46. О борьбе с отложениями асфальтосмолистых веществ и парафина в объединении «Удмуртнефть» / О.Ф. Лезов, Я.Л. Смирнов, Ф.А. Каменщиков и др. // Нефтепромысловое дело: РНТС. М.: ВНИИОЭНГ. -1980. -№4.-С. 18-20.

47. Пат. 2029069 РФ, МКИ Е 21 В 37/00. Устройство для нагрева скважины и способ поддержания ее теплового режима / Ю. С. Самгин, JI.H. Линник (РФ) № 92012876/03; Заявлено 16.12.1992; Опубл. 20.02.1995, Бюл. №5.

48. Электронагреватель глубинный межтрубный ЭГМ-30. Информ. листок ВНИИОЭНГ, 1974.

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

50. Эффективность применения растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений в добыче нефти / С.Н. Головко, Ю.В. Шамрай, В.И. Гусев и др. // Обзорн. инф.: Сер. Нефтепромысловое дело. -ВНИИОЭНГ, 1984. Вып. 17 (89). - 68с.

51. Пат. 2106480 РФ, МКИ Е 21 В. 37/00. Способ удаления парафиновых отложений со стенок насосно компрессорных труб / Е.Ш. статников, М.В. Давидович, Н.А. Бродский (РФ) - № 93036917/03, Заявлено 19.07.1993; Опубл. 10.03.1998, Бюл. №7.

52. Пат. 2100575 РФ, МКИ Е 21 В. 37/06. Способ борьбы с отложениями парафина с помощью микро организмов / С.С. Беляев, И.А. Борзенков, И.Ф. Глумов и др. (РФ) № 94008928/03; Заявлено 14.03.1994; Опубл. 27.12.1997, Бюл. №36.

53. Paracleen Canada LTD. 761-15 Street, S.W. Madicinemat, Alberta, Canada TIA 4W5.

54. Шерстнев Н.И. и др. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин. М.: Недра, 1988. - 184 с.

55. Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении.— М.: Недра, 1989.— 270 с.

56. Басниев К.С. Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика: Учебное пособие для вузов. — М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. 544 с.

57. Хайруллин А.А. Модель описания турбулентного течения вязкой жидкости./ Всероссийская научно-практическая конференция. Экологические проблемы. (19-23 мая). (Тезисы). — Тюмень.1997. — С.95.

58. Курбанов Я.М., Хайруллин А.А. Особенности цементирования при низких скоростях замещения./ Бурение, № 11, 2001. С.14—17.

59. Канзафаров Ф.Я., Васильев А.С., Канзафарова С.Г. Составы для изоляции пластовых вод./Нефтяное хозяйство, № 2 — М.: Недра, 1991.—с. 20-22.

60. Хайруллин А.А. Реологическое уравнение для псевдопластичных жидкостей и переход от ламинарного к турбулентному течению / А.А. Харуллин, М.М. Занкиев, В.В. Завьялов II Известия вузов. Нефть и газ. -2007. № 2. - С. 63-68.

61. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.— М.,ИПООБТ, 1993.

62. Занкиев М.М. Обоснование системы специальных жидкостей гидравлического разрыва пласта / М.М. Занкиев, А.Ю. Толмачев // Новые технологии нефтегазовому региону: Сб. науч. тр. Тюмень, ТюмГНГУ, 2007. -С. 12-17.