Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка и развитие технологических решений проблемы формирования органических отложений в условиях эксплуатации техногенно измененных залежей нефти
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации по теме "Разработка и развитие технологических решений проблемы формирования органических отложений в условиях эксплуатации техногенно измененных залежей нефти"
На правах рукописи
Гуськова Ирина Алексеевна
РАЗРАБОТКА И РАЗВИТИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПРОБЛЕМЫ ФОРМИРОВАНИЯ ОРГАНИЧЕСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЕХНОГЕННО ИЗМЕНЁННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ
Специальность 2S.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук
1 9 МАЙ 2011
Бугульма 2011
4847204
Работа выполнена в Альметьевском государственном нефтяном институте
Официальные оппоненты:
Мусабиров Мунавир Хадеевич - доктор технических наук Романов Геннадий Васильевич - доктор химических наук, профессор, член-
корреспондент АН Республики Татарстан Хисамутдинов Наиль Исмагзамович - доктор технических наук, профессор
Ведущее предприятие Институт нефтегазовых технологий и новых
материалов АН Республики Башкортостан
Защита состоится 2 июня 2011 года в 15 часов на заседании диссертационного совета Д 222.018.01 в институте «ТатНИПИнефть» по адресу: 423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, 32.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института «ТатНИПИнефть» Автореферат разослан «ЛА » апреля 2011г.
Ученый секретарь диссертационного совета,
кандидат технических наук 5=»т_^Львова И.В.
Общая характеристика работы
Актуальность проблемы. Значительная часть крупнейших нефтяных месторождений России находится на поздней стадии разработки. Вновь вводимые в разработку месторождения характеризуются осложнёнными геолого-физическими условиями. Поддержание достигнутого уровня добычи углеводородов в значительной мере обусловлено решением взаимосвязанных задач увеличения нефтеотдачи пласта, содержащего значительные остаточные запасы нефти на уже освоенных объектах, сохранения естественных фильтрационно-емкостных свойств пласта и повышения надёжности функционирования скважин. Особенно остро проблема повышения эффективности эксплуатации стоит для залежей нефти с повышенным содержанием парафинов, смол, асфальтенов. Процессы добычи такой нефти серьёзно осложнены формированием органических отложений, которые являются причиной снижения эффективности функционирования и появления технологических проблем в основных подсистемах единой нефтедобывающей системы: продуктивном пласте, приза-бойной зоне пласта, скважине, системе нефтесбора.
Успешному решению проблемы формирования органических отложений препятствует ряд факторов природного и техногенного характера. В результате нагнетания значительного количества холодной воды, имеющей различные физико-химические и микробиологические состав и свойства, широкого использования методов увеличения нефтеизвлечения (МУН) и интенсификации добычи нефти, происходят существенные изменения термодинамического состояния, геолого-физических характеристик углеводородных залежей, состава и свойств продукции добывающих скважин. Исследование влияния техногенных изменений условий эксплуатации нефтяных залежей на проблему формирования органических отложений является основой разработки и развития технологических решений, направленных на предупреждение и удаление отложений.
Обзор работ в области борьбы с органическими отложениями показывает, что при проектировании и применении технологий борьбы с органическими отложениями не всегда и не в полной мере учитываются взаимосвязи и взаимодействия отдельных подсистем нефтедобывающей системы и возможное негативное влияние технологий на надежность работы нефтедобывающей системы в целом. Необходимо даль-
нейшее развитие научного направления по разработке и совершенствованию технологий предупреждения и удаления органических отложений, применение которых не только обеспечит решение технологических проблем в данной подсистеме, но и создаст оптимальные условия работы взаимодействующих подсистем.
Использованный методологический подход обусловливает:
- многоплановость объектов исследований диссертационной работы: органические отложения в условиях эксплуатации техногенно изменённых залежей нефти, и технологии, направленные на их предупреждение и удаление;
- предмет исследований: закономерности формирования органических отложений на поздней стадии разработки, параметры применения и взаимовлияние исследуемых технологических процессов, конструкций устройств и физико-химические свойства рабочих жидкостей.
Научное обоснование направлений развития методов предупреждения и удаления органических отложений, с учетом изменения условий добычи нефти и взаимовлияния технологий, обеспечит надёжное функционирование нефтедобывающей системы в осложнённых условиях эксплуатации техногенно изменённых залежей нефти и приведет к созданию научно-технической базы для получения долговременного стратегического эффекта.
Цель работы: Разработка и развитие технологических решений, направленных на предупреждение и удаление органических отложений на основе исследований их состава, свойств, условий формирования, анализа взаимосвязей и взаимовлияния процессов в нефтедобывающей системе при эксплуатации техногенно изменённых залежей нефти.
Задачи исследований:
1. Оценка состояния проблемы формирования органических отложений и обоснование необходимости системного подхода к выбору методов борьбы с ними.
2. Изучение закономерностей изменения состава нефти и условий формирования органических отложений в результате применения методов увеличения нефтеотдачи и технологических процессов интенсификации добычи нефти.
3. Исследование особенностей состава, свойств, кинетики формирования органических отложений на поздней стадии разработки. Анализ влияния технологий
эксплуатации скважин, процессов и явлений в пласте, призабойной зоне пласта, скважинном оборудовании на их формирование.
4. Разработка методологии удаления органических отложений с использованием химических реагентов в условиях длительной предыстории разработки нефтяных залежей и взаимовлияния технологий. Разработка новых технологий удаления органических отложений.
5. Изучение закономерностей изменения параметров, характеризующих надёжность работы подземного нефтепромыслового оборудования добывающих скважин, осложнённых формированием органических отложений, в результате применения методов удаления органических отложений.
6. Изучение кинетики формирования и эффективности удаления органических отложений для различных систем покрытий и материалов. Разработка критериев выбора покрытий и материалов, обеспечивающих комплексное решение технологически х проблем. Анализ и выработка рекомендаций по повышению эффективности использования защитных покрытий в нефтедобывающей системе.
7. Разработка системы внедрения и анализа новых технологий, параметров оценки технологической эффективности методов предупреждения и удаления органических отложений.
Методы решения поставленных задач: Решение поставленных задач осуществлялось в процессе проведения теоретических, лабораторных и промысловых исследований с применением статистических методов обработки информации, методов планирования эксперимента, физико-химических методов исследований с использованием как стандартных, так и собственных методик. Методологической основой является комплексный системный анализ геолого-промысловых и экспериментальных данных, учитывающий особенности формирования органических отложений и применения методов их предупреждения и удаления на поздней стадии разработки, в условиях высокой обводнённости продукции скважин и изменения свойств нефти, снижения температуры пласта, а также техногенного изменения продуктивности скважин.
Научная новизна:
1. Разработан научно-обоснованный комплексный подход к решению проблемы формирования органических отложений на основе анализа взаимосвязей и взаи-
мовлияния процессов в отдельных подсистемах нефтедобывающей системы в условиях техногенного изменения пластовых условий на поздней стадии разработки.
2. Впервые с использованием спектрофотометрических методов исследования динамики оптических свойств промысловых проб нефти, отобранных из реагирующих скважин, принадлежащих участкам применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи, установлено значимое влияние методов увеличения нефтеотдачи на изменение оптической плотности добываемой нефти. В результате воздействия на остаточную нефть с использованием гидрофобного эмульсионного раствора установлено увеличение коэффициента светопоглощения добываемой нефти с 2867,5 см"1 до 4043,5 см"1 с коэффициентом линейной корреляции с объёмом добычи нефти, равном 0,816. Показано, что увеличение концентрации оптически более плотных компонентов в добываемой нефти в сочетании с изменением термодинамических характеристик пласта, является фактором интенсификации процессов формирования органических отложений.
3. Исследованиями состава и механизма формирования органических отложений в условиях поздней стадии разработки установлены существенные структурные и компонентные различия органических отложений. На основе статистического анализа результатов лабораторных исследований составов проб органических отложений, отобранных из безводных и высокообводнённых (обводнённость >80%) скважин, определено, что в составе отложений, сформировавшихся в обводнённых скважинах увеличивается содержание иммобилизованной воды (до 65%), смол и асфальтенов, что увеличивает пластичность и плотность отложений. Определены закономерности изменения интенсивности формирования органических отложений для дебитов скважин (1,5- 35 т/сут) в широком интервале величин обводнённости (0-90%). Установлена динамика увеличения глубины формирования органических отложений в зависимости от времени эксплуатации залежи.
4. На основе проведения комплекса промысловых, лабораторных и теоретических исследований причин интенсификации процессов формирования органических отложений в скважинном оборудовании после химического, теплового, термохимического воздействия на призабойную зону, анализа и оценки влияния ряда геолого-технических факторов показано, что основными факторами, определяющими интенсификацию формирования органических отложений в скважинном оборудовании яв-
ляются коллоидная нестабильность добываемых нефтей и процессы рекристаллизации органических отложений при нагреве.
5. Научно обоснованы технологические принципы предупреждения и удаления органических отложений, адаптированные к геолого-техническим условиям объектов разработки Татарстана и особенностям формирования органических отложений в техногенно изменённой нефтедобывающей системе:
- Определена последовательность удаления органических отложений с использованием растворителей, включая выбор составов растворителей на основе лабораторных исследований растворимости органических отложений как с учетом состава органических отложений, так и с учетом структуры и длительности воздействия (включая разработку нового экспериментального метода исследования растворимости органических отложений), оценку влияния растворителя на кинетическую устойчивость нефти, выбор объектов воздействия с соответствующими характеристиками притока и пластовых условий.
- Установлено, что определяющим в проявлении эффекта разрушения отложений водными растворами НПАВ для диапазона концентраций от 0,1% до 8% является время воздействия. Показано, что использование композиционных систем на основе масло - и водорастворимых ПАВ увеличивает эффективность разрушения отложений органических веществ за счет образования между водной и углеводородной фазами так называемой средней фазы, содержащей основное количество ПАВ и находящейся в равновесии с избытком воды и углеводорода.
- Для условий увеличения глубины формирования органических отложений в скважине обоснованы принципы применения механических методов удаления, соответствующие главному критерию применимости - минимизации негативного влияния на надёжность работы колонны штанг. Показана возможность управления изменением максимальных и минимальных нагрузок на основе оптимизации компоновки колонны штанг и формы скребков-центраторов.
- Теоретически и экспериментально на основе многофакторного анализа исследовала динамика удаления органических отложений с поверхности защитных покрытий при взаимоналожении физико-химического и гидродинамического воздействия. Установлена кинетика формирования отложений для различных типов полимерных покрытий. Обнаружено проявление эффекта увеличения интенсивности форми-
рования органических отложений в узком интервале температур, обусловленного влиянием температуры на кинетику зарождения центров конденсации и доставку вещества к ним.
Основные защищаемые положения
1. Результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований влияния условий разработки и эксплуатации нефтяных залежей на существенные изменения состава, свойств, интенсивности, области формирования органических отложений.
2. Методологические подходы к применению технологий воздействия на при-забойную зону скважин при добыче парафинистой нефти на поздней стадии разработки с учетом особенностей формирования органических отложений и взаимовлияния технологий.
3. Направления развития технологий предупреждения и удаления органических отложений, обеспечивающие надёжное функционирование нефтедобывающей системы в условиях эксплуатации техногенно изменённых залежей нефти.
Практическая ценность и реализация работы
Результаты диссертационной работы использованы при составлении руководящих документов на технологии, которые широко внедрены в производство:
-РД 153-39.1-252-02. Руководство по эксплуатации скважин установками скважинных штанговых насосов в ОАО «Татнефть». - Альметьевск: ОАО «Татнефть», 2002.
-РД 153-39.1-241-02. Руководство по эксплуатации скважин УЭЦН в ОАО «Татнефть». - Альметьевск: ОАО «Татнефть», 2002.
-РД 153-39.0-357-04. Технические требования к внутренним покрытиям стальных цилиндрических емкостей (вертикальных и горизонтальных). Альметьевск: ОАО «Татнефть», 2004.
-РД 153-391-288-03. Трубы насосно-компрессорные с внутренним полимерным покрытием. Инструкция по эксплуатации. Альметьевск: ОАО «Татнефть», 2004.
-РД 153-39.0-322-03. Покрытия лакокрасочные для внутренней поверхности труб. Альметьевск: ОАО «Татнефть», 2004.
Определены критерии выбора и оценки эффективности технологий предупреждения и удаления органических отложений с уютом условий поздней стадии разработки и системного подхода к внедрению:
- Разработана и используется в производственной деятельности методика исследования эффективности растворителей с учетом структуры отложений и свойств поверхности формирования.
- Установлены основные факторы, определяющие эффективность удаления органических отложений с использованием водных растворов НПАВ в широком интервале температур для различных типов защитных покрытий и материалов. Установлены оптимальные концентрации и составы композиций НПАВ, обеспечивающие разрушение органических отложений и не оказывающие влияния на интенсификацию формирования органических отложений. Обоснован способ применения и композиция неионогенных ПАВ, обеспечивающий более эффективное, по сравнению с промышленно применяемыми способами, воздействие на органические отложения.
- Обоснованы и конкретизированы технологические принципы применения механических методов удаления органических отложений с учетом их влияния на надёжность нефтепромыслового оборудования. Определены зависимости влияния механических методов удаления органических отложений на изменение нагрузок в точке подвеса штанг, предложены критерии их выбора, определяющие более высокое качество очистки поверхности и надёжность нефтепромыслового оборудования.
- Разработан стандарт предприятия СТО ТН 038-2009, систематизирующий и регламентирующий применение методов удаления и предупреждения органических отложений для призабойной зоны пласта, скважинного оборудования и системы неф-тесбора.
- Разработана и внедрена в ОАО «Татнефть» автоматизированная информационная система поддержки управления инновационной производственной деятельностью предприятия «Новая техника» (Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №2006613522), комплексная автоматизированная система поддержки управления инновационной деятельности предприятия «ЭДИСОН+» (Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №2007611393). Использование данных систем позволило существенно повысить технико-экономические показатели внедрения новых технологий.
- На основе материалов диссертационной работы автором разработана новая дисциплина «Осложнения в нефтедобыче» для специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Альметьевского государственного нефтяного института. Материалы диссертационной работы используются при чтении лекций студентам по дисциплинам «Осложнения в нефтедобыче», «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин», а также инженерно-техническим работникам нефтегазодобывающих предприятий на курсах повышения квалификации.
Личный вклад автора состоит в постановке целей и задач исследований, выборе объектов и методов исследований, непосредственном участии в проведении экспериментов, систематизации и интерпретации полученных результатов, формулировании научных положений и выводов. Вклад автора является основным во всех разделах работы.
Апробация работы
Основные положения и результаты работы докладывались на отраслевых, региональных и международных конференциях:
Отраслевой научно-практической конференции «Проблемы разработки нефтяных месторождений и подготовки специалистов в вузе» (Альметьевск, 1996), научно-практической конференции «Техника и технология добычи нефти на современном этапе» (Альметьевск, 1998), Международной научно-технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России» (Уфа, 1998), Научно-практической конференции, посвящённой 50-летию ОАО «Татнефть» «Развитие и перспективы нефтяной промышленности Татарстана на пороге 21 века» (Альметьевск, 2000), Всероссийской научно-практической конференции «Большая нефть 21 века» (Альметьевск, 2006), Международной научно-практической конференции «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов» (Казань, 2007), Международных учебно-научно-практических конференциях «Трубопроводный транспорт-2008, 2009, 2010» (Уфа, 2008, 2009, 2010), III научной конференции «Промышленная экология и безопасность» (Казань, 2008), 5-й Международной практической конференции и выставке «Механизированная добыча 2008» (Москва, 2008), Международной научно-практической конференции «Инновационные технологии в геологии и разработке углеводородов» (Казань, 2009), VIII Международной научно-
практической конференции «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии» (Астрахань, 2009), VI Международной научно-практической конференции «Нефтегазовые технологии» (Самара, 2009), научно-практической конференции «Актуальные вопросы разработки нефтегазовых месторождений на поздних стадиях. Технологии. Оборудование. Безопасность. Экология» (Уфа, 2010), Всероссийской научно-технической конференции, посвященной 80-летию Российского государственного университета нефти и газа имени И.М.Губкина «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (Москва, 2010), Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения» (2010, Туапсе), Международной научно-практической конференции «Инновации и технологии в разведке, добыче и переработке нефти и газа» (Казань, 2010).
Публикации. По результатам представленных в работе исследований опубликовано 67 научных работ, в том числе: 1 монография, 13 статей в изданиях, рекомендованных ВАК РФ, 2 авторских свидетельства и патент на изобретение.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 6 глав, заключения, списка литературы и приложений. Она изложена на 314 страницах машинописного текста, содержит 82 рисунка, 96 таблиц, 5 приложений на 34 страницах. Библиографический список составляет 369 наименований.
Автор выражает благодарность д.т.н., члену - корреспонденту АН РТ Тронову В.П., д.т.н. академику АН РТ Ибатуллину P.P. за научные консультации и советы, оказанные при выполнении данной работы, своим коллегам с кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Альметьевского государственного нефтяного института, ТатНИПИнефть, Инженерного центра ОАО «Татнефть», руководителям и специалистам ОАО Татнефть, за проведение совместных исследований и содействие в работе, обсуждение результатов и ценные замечания.
Основное содержание работы
Во введении обоснована актуальность темы исследования, сформулирована основная цель диссертационной работы, поставлены задачи исследования, показана научная новизна и практическая ценность.
Отмечено, что проблема формирования органических отложений находится под пристальным вниманием специалистов производства и науки, является одним из приоритетных направлений повышения эффективности эксплуатации скважин. Зна-
чительный вклад в изучение условий и механизма формирования органических отложений, разработку методов борьбы с органическими отложениями внесли отечественные и зарубежные учёные: Р.А.Абдуллин, A.A. Абрамзон, Г.А.Бабалян, А.З. Бик-кулов, Л.Ф.Волков, П.П.Галонский, Ф.С.Гарифуллин, В.Н.Глущенко, С.Н.Головко, А.И.Гужов, В.В.Девликамов, Н.Г.Ибрагимов, Я.М.Каган, Ф.А.Каменщиков, А.И.Комиссаров, В.И.Кудинов, С.Ф.Люшин, Б.А.Мазепа, Р.А.Максутов, Т.М.Мамедов, И.Т.Мищенко, А.Х.Мирзаджанзаде, М.Х. Мусабиров, В.Ф.Нежевенко, Н.Н.Непримеров, В.А.Рагулин, В.А.Рассказов, Ю.В.Ревизский, М.К.Рогачёв, Г.В. Романов, З.А.Ростэ, В.А.Ростэ, В.А.Сахаров, Ф.Л.Саяхов, М.А.Силин, В.В.Сизая, Б.М.Сучков, К.В.Стрижнев, А.Г.Телин, В.П.Тронов, К.Р.Уразаков, З.А.Хабибуллин, Н.И.Хисамутдинов, А.Я.Хавкин, Ю.В.Шамрай, Д.М.Шейх-Али, G.Mansoori, W.Frenier, М. Ziauddin, R.Venkatesan и др.
Основной объем исследований по изучению состава, условий формирования, методов удаления органических отложений был выполнен в 60-х годах прошлого века. После этого в условиях функционирования нефтедобывающей системы произошли существенные изменения: изменилось термодинамическое состояние и особенности геолого-физических характеристик углеводородных залежей, в нефтепромысловой практике стали широко использоваться методы увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти, изменились состав и свойства добываемой продукции.
Изменение состава и свойств нефти оказывает значительное влияние на появление осложнений, обусловленных формированием органических отложений. Большой вклад в проведение исследований по изучению изменений состава и свойств нефти в процессе разработки месторождений, которые начали наиболее активно проводиться в последние десятилетия, внесли работы И.Ф. Глумова, Р.Н.Дияшева, Р.Р.Ибатуллина, А.Г.Ковалёва, О.В.Ковалёвой, А.Г.Козлова, Г.П.Курбского, Л.М.Петровой, Г.В.Романова, М.Л.Сургучёва, Э.М.Симкина, Т.Н.Юсуповой, Р.Н.Фахретдинова, М.РЛкубова.
Основополагающие исследования проблемы формирования органических отложений проводились для отдельных подсистем и условий начальных стадий разработки нефтяных месторождений. Учитывая широкое внедрение методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, развитие негативных тенденций, связанных с измене-
нием термодинамического состояния нефтесодержащих коллекторов, состава и свойств нефти, важная научно-прикладная задача решения проблемы формирования органических отложений требует дальнейших исследований и развития на основе системного подхода, с учётом изменений условий эксплуатации, взаимовлияния применяемых технологий, накопленного опыта и результатов современных научных исследований.
Первая глава посвящена изучению техногенных изменений условий добычи нефти, её состава и свойств в процессе разработки и их влияния на формирование органических отложений.
Показано, что в процессе разработки происходит существенное изменение параметров и свойств нефти. По ряду площадей Ромашкинского месторождения произошло уменьшение газового фактора на 6-14%, увеличение плотности пластовой нефти на 1,4-1,9%, вязкости на 28,5%, снижение давления насыщения на 6-10%, увеличение содержания асфальтенов на 81%. Изменился фракционный состав нефти и компонентный состав нефтяного газа.
Исследования влияния физико-химических методов увеличения нефтеизвлече-ния (МУН) на состав добываемой нефти были проведены на основе определения динамики изменения (в течение 6-8 месяцев) оптических характеристик промысловых проб нефти, отобранных из добывающих скважин участков, на которых были реализованы технологии с использованием гидрофобного эмульсионного раствора (ГЭР), композиционной системы на основе низкоконцентрированных растворов полимеров и поверхностно-активных веществ (НКПС), а также реагента СНПХ - 9030. Выбор участков скважин проводился с использованием КИС АРМИТС с учётом необходимости исключения влияния на оптические свойства нефти каких-либо иных факторов, кроме методов увеличения нефтеотдачи. Измерения оптических спектров проводились на фотометре КФК-3 в диапазоне длин волн от 320 до 980 нм (рис. 1). На основе статистического анализа лабораторных исследований в качестве основной длины волны для всех скважин исследуемых участков установлено, что оптимальным является использование длин волн 385 нм и 390 нм в ультрафиолетовой области спектра.
Подключение недренируемых ранее зон пласта, содержащих непреобразован-ную нефть, в результате применения технологии СНПХ-9030, обусловило уменьшение коэффициента светопоглощения добываемой нефти с 3712,4 до 2667,1 см"1 с ко-
эффициентом корреляции с объёмами добычи нефти -0,937. В результате вытеснения остаточной нефти с использованием гидрофобного эмульсионного раствора установлено увеличение коэффициента светопоглощения добываемой нефти с 2867,5 см"1 до 4043,5 см"1 с коэффициентом линейной корреляции с объёмом добычи нефти 0,816.
- апрель •
длина волны, нм
май
а)
б)
в) г)
Рис.1 - Динамика спектров поглощения обезвоженной нефти скважин а) 14776 6)14777 (технология ГЭР) в) 11321 г) 11322 (технология СНПХ - 9030)
Комплексное воздействие технологии композиционных систем на основе низкоконцентрированных растворов полимеров и поверхностно-активных веществ (НКПС), направленное как на выравнивание фронта заводнения и вовлечение в разработку ранее неохваченных воздействием зон пласта, так и на вытеснение остаточной пластовой нефти из низкопроницаемых и высокопроницаемых зон, обусловило увеличение коэффициента светопоглощения добываемой нефти с 3257,9 см'1 до 3971,8 см"1.
Таким образом, в результате исследований динамики оптических свойств промысловых проб нефти, отобранных из реагирующих добывающих скважин участков
нагнетательных скважин, на которых были использованы гидрофобный эмульсионный раствор, низкоконцентрированный раствор полимеров и поверхностно-активных веществ, СНПХ - 9030, установлено, что применение физико-химических методов увеличения нефтеотдачи может привести к существенному изменению оптической плотности добываемой нефти.
Теоретическими и экспериментальными исследованиями установлено, что увеличение содержания в составе нефти смол и асфальтенов оказывает влияние на увеличение массы формирующихся отложений и их пластичность. С учетом потенциального изменения содержания смол и асфальтенов в составе продукции скважин, являющихся объектами применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи, особенно на стадии опытно-промышленных работ, рекомендовано проведение мониторинга показателей работы скважин в сочетании с проведением исследований изменения оптических свойств промысловых проб нефти. В качестве основного метода, позволяющего провести оперативную оценку влияния методов увеличения нефтеотдачи на изменение содержания в составе нефти оптически более плотных компонентов, предложено использование фотоколориметрии.
Вторая глава посвящена исследованию структурных и компонентных особенностей органических отложений, формирующихся в скважинном оборудовании на поздней стадии разработки, в условиях эксплуатации техногенно изменённых залежей нефти. Существующие методы удаления органических отложений, несмотря на их многообразие, позволяют решать проблему формирования органических отложений апостериори, после выхода скважин из строя и анализа проб отложений, отобранных при проведении подземных ремонтов. В данных условиях, статистический анализ результатов определения состава и физико-химических свойств органических отложений, закономерностей их изменения, в зависимости от условий и зоны формирования, имеет первостепенное значение и представляет несомненный практический интерес. На основе лабораторных исследований состава проб органических отложений, отобранных с внутренней поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ) скважин Чишминской, Сармановской, Ташлиярской, Алькеевской и Восточно-Сулеевской площадей Ромашкинского месторождения, установлено, что независимо от глубины формирования и технологических режимов работы скважин, отложения
имеют парафиновое основание и относятся к классу отложений с преобладанием органических веществ.
Для отложений, отобранных с поверхности НКТ и глубины более 400 м, показатель (А+С)/П составляет от 0, 33 до 0,54 (рис.2).
Максимальное содержание мехпримесей составляет 10-15% массовых, в среднем 3,5 %. Установлено более высокое со-
Апькеевскэя
Чишминская
ПЛОИВДЬ
И показатель (А+С)/П (глубина формирования органических отложений дс 400м)
а показатель (А 'С);П {глубина формирования органических более 400м)
„ 0 „ / \ /п держание парафинов в составе отложе-
Рис.2 - Средние значения показателя (А+С)/П г ^ т
для проб органических отложений, отобранных ний, формирующихся в условиях отсут-с различных глубин с поверхности НКТ
ствия перепада температуры - на поверхности штанг и цилиндра насоса. Выявлено существенное влияние обводнённости продукции скважин на состав и свойства органических отложений. На основе статистического анализа результатов лабораторных исследований промысловых проб органических отложений, отобранных из скважин с различной обводнённостью, установлена динамика изменения в составе отложений иммобилизованной воды в зависимости от обводнённости скважинной продукции (рис. 3). Показано, что условия формирования органических отложений являются существенным фактором, определяющим их состав и физические свойства.
Содержание воды в составе отложений (до 65%), на поверхности штанг выше, чем в пробах отложений, отобранных с поверхности НКТ. При увеличении глубины формирования происходит уве-
ъи 1Ш
обводиенность.% личение содержания воды в составе отложений, формирующихся на поверхности НКТ, плотность которых возрастает, и, в зависимости от водосодержания, составляет от 967,5 кг/м3 до 1036 кг/м3.
Выявлено влияние обводнённости продукции скважин на увеличение в составе органических отложений смол и асфальтенов.
(г - £.6
Рис.3 - Влияние обводненности продукции скважин на содержание воды в составе отложений
На основе статистического анализа результатов лабораторных исследований составов проб органических отложений, отобранных из скважинного оборудования безводных и высокообводнённых (обводнённость >80%) скважин определено, что более 15% смол в составе органических отложений имеют 41% обводненных и только 12% безводных скважин. 47% проб органических отложений, отобранных из скважин с безводной продукцией, содержат менее 4% асфальтенов, и ни одной пробы с таким содержанием асфальтенов не отмечено в скважинах с обводненной продукцией. При этом пробы отложений 94% обводненных скважин в составе органических отложений содержат более 4% асфальтенов.
Температура плавления органических отложений является одним из показателей, определяющих эффективность применения ряда методов удаления органических отложений. Установлено, что органические отложения, сформировавшиеся в одной скважине, на одной глубине, в зависимости от области формирования (поверхность штанг, НКТ, цилиндра насоса), имеют достаточно широкий диапазон температур плавления и кристаллизации. В интервале температур 46-36°С наблюдается начало образования кристаллических структур, а при температурах 35-31°С отмечено завершение кристаллизации большинства образцов органических отложений. Диапазон температур плавления составляет 78 - 85 °С.
Выявлено наличие пористости образцов органических отложений. Общая пористость образцов с ненарушенной структурой составляет 6,7-19,9 %, а их открытая пористость 3,5-12,0%. Установлено, что рекристаллизация приводит к увеличению температуры плавления органических отложений в среднем на 3,8°С, возникновению в них беспористых, пластичных структур, обладающих повышенной адгезией к твердым поверхностям.
Технологические операции оказывают существенное влияние на изменение свойств органических отложений.
В результате исследования плотности отложений с ненарушенной структурой, после смятия, после термического воздействия, выявлено, что пробы органических отложений с ненарушенной структурой имеют величину плотности большую, чем у нефти и пресной воды (976,6 - 1036,5 кг/м3). Наибольшее влияние на изменение плотности (до 11%) оказывает нагрев отложений до 85°С, в результате которого происходит переуплотнение структуры отложений и переход системы в более стабильное, ус-
тойчивое состояние за счет самопроизвольного уплотнения пористого тела. После смятия и удаления минерализованной воды наблюдается уменьшение плотности до величины, несколько превышающей плотность нефти (967,6 - 984,4 кг /м3). Минимальное изменение плотности после нагрева отмечено для отложений, сформировавшихся на поверхности цилиндра насоса в условиях отсутствия перепада температур. В результате исследований механической прочности промысловых органических отложений установлено, что при последовательном нагреве до температур 30, 40, 60 °С происходит увеличение пенетрации в 1,4-3,4 раза в зависимости от области формирования.
Таким образом, в результате исследования свойств промысловых проб органических отложений, формирующихся в скважине на поверхности различных элементов нефтепромыслового оборудования, установлено, что условия формирования отложений являются существенным фактором, определяющим их свойства. Образцы органических отложений, отобранных из одной скважины, характеризуются значительной неоднородностью по свойствам. Отложения, сформировавшиеся на одной глубине, но в условиях отсутствия перепада температур (на поверхности цилиндра насоса и штанг), обладают большими значениями плотности и меньшими значениями пористости, чем отложения, сформировавшиеся на поверхности НКТ.
Присутствие основных вышеперечисленных факторов способствует стабилизации процесса формирования пластичных, трудносмываемых отложений и приводит к необходимости новых подходов к решению проблемы формирования органических отложений.
Третья глава посвящена анализу и обоснованию общего методологического подхода к проведению обработок призабойной зоны (ОПЗ) скважин, осложнённых формированием органических отложений. В процессе эксплуатации скважин при добыче парафинистой нефти процессы формирования органических отложений и связанные с ними технологические проблемы обусловлены не только природными явлениями и процессами, но и техногенным влиянием.
На основе анализа физико-химических особенностей процессов взаимодействия между пластовыми флюидами, их высокомолекулярными компонентными группами и твердой поверхностью установлены факторы, способствующие интенсификации формирования органических отложений в скважин-ном оборудовании в результате применения теплового и термохимического воздействия на призабойную зону, включая десорбционные процессы, нестабильность коллоидной структуры добываемых нефтей (диапазон изменения вязко-стно-плотностного индекса от 4,25(Альметьевская площадь) до 4,36 (Восточно-Лениногорская площадь)), значительный разброс соотношения смолы / асфальтены (от 1,03 (Павловская площадь) до 7,02 (Холмовская площадь)), определяющих поведение дисперсной фазы нефти, линейное увеличение пластичности органических отложений в результате последовательного нагрева и охлаждения (рис.4).
Изменение пластичности обусловлено тем, что в исходном состоянии органические отложения обладают пористостью и имеют развитую межфазную поверхность. При проведении воздействия на призабойную зону с использованием тепловых и термохимических методов происходит нагрев как нефти, так и органических отложений, сформировавшихся на поверхности пор, перфорационных каналов, элементах конструкции скважины. При увеличении температуры усиливаются процессы массо-переноса, происходит заполнение веществом пор между зёрнами, что приводит к сокращению внутренней поверхности и уплотнению отложений. Выявлен эффект уменьшения растворимости органических отложений в 1,6-3,6 раза (в зависимости от режима растворения) после плавления. Определено, что при переходе со статического на динамический режим растворения средняя скорость растворения отложений в на-тивном состоянии увеличилась в 2,4 раза, отложений с уплотнённой структурой- в 1,5 раза, отложений после плавления - только на 18%.
0-1-,-,-,-,-,---,
начальная негр«» охлаждение натре* охпаждвии« негр*» охлаждение пенетредня 40°С ЗО'С 60*С
вид воздействия —штадги Юм —•—иггаигп 700м—»—штанги 1266м -»-Н1СГ 10м -нв-НКТ 700м -*—НЮ" 1266м
Рис.4 - Изменение пенетрации органических отложений в результате термического воздействия, ед. (мм -10"1)
Теоретическими и лабораторными исследованиями установлено, что процесс формирования органических отложений описывается экстремальной зависимостью интенсивности роста массы отложений от температуры. Обнаружен эффект увеличения массы и интенсивности формирующихся отложений в узком интервале температур, величина которого определяется свойствами среды и поверхности формирования. Интенсификация процессов формирования органических отложений при некотором увеличении температуры рассмотрена с точки зрения кинетики образования новой фазы. Этот процесс можно условно разделить на две последовательных стадии: образования центров конденсации (зародышей) и роста зародышей. Скорости обеих стадий зависят от природы компонентов системы, степени её пересыщения, переохлаждения и т.д. Обе стадии, в свою очередь, включают зарождение центров конденсации, скорость которого определяется по теории флуктуации вероятностью образования этого центра, и доставку вещества к центру конденсации, обеспечивающую образование устойчивого зародыша. Показано, что с ростом степени переохлаждения скорость зарождения центров кристаллизации увеличивается и уменьшается скорость доставки вещества (увеличивается вязкость). После формирования центров кристаллизации происходит их дальнейший рост - вторая стадия образования новой фазы, которая протекает практически при любой степени пересыщения. Стадия роста зародышей, как и первая стадия, включает процесс возникновения двумерных центров конденсации на поверхности зародыша и доставку вещества к этим центрам. Подобный характер изменения скорости образования центров кристаллизации от температуры в значительной степени обусловливает существование максимума температуры, соответствующего наибольшей интенсивности формирования отложений.
На примере осложнённого фонда добывающих скважин НГДУ «Джа-лильнефть» был выполнен анализ длительности работы скважин после проведения различных видов ОПЗ до выхода из строя по причинам, связанным с формированием органических отложений (рис.5). На основе статистического дисперсионного анализа ряда геолого-технологических характеристик скважин установлено, что на длительность работы скважины после проведения воздействия до выхода в ремонт по причинам, связанным с формированием органических отложений, оказывают влияние вид воздействия, дебит и забойное давление.
600
-555-569
Учитывая, что наиболее длительный период работы осложнённого фонда скважин до
о
Л5_
выхода в ремонт по причинам, связанным с формированием органических отложений, наблю-
й £ 8 е 3
* М
3 вндОПЗ
дался после использования 1)Ш,
технология проведения которых
предусматривает полное удаление продуктов реакции, с использова-
Рис.5 - Средняя длительность работы скважин до
выхода из строя по причинам, связанным с фор- нием ассоциативного анализа вы-мированием органических отложений после про- полнена оценка влияния удаления ведения различных видов ОПЗ
ной зоны на интенсивность формирования органических отложений. Проведение ассоциативного анализа основывалось на оценке связи двух качественных признаков: длительности работы скважины до выхода из строя по причинам, связанным с формированием органических отложений и удалением продуктов реакции из призабой-ной зоны. Группы скважин с различной длительностью работы после проведения воздействия до выхода в ремонт по причинам, связанным с формированием органических отложений (до 200 суток, от 200 до 400 суток и более 400 суток) были разбиты на подгруппы: технологии с удалением продуктов реакции и без удаления продуктов реакции. В результате проведения анализа установлена связь между очисткой приза-бойной зоны скважин свабированием после проведения технологических операций и длительностью работы скважины до выхода из строя по причине формирования органических отложений.
Показано, что выбор наиболее приемлемого из рассматриваемой совокупности метода воздействия может быть основан на основе теории нечетких множеств, где наряду с критериями оценки технологической и экономической эффективности применения метода воздействия может быть использован критерий применимости, который является параметром комплексной оценки эффективности рассматриваемого метода воздействия:
продуктов реакции из призабой-
где Цд— степень принадлежности ¡-го параметра }-ому методу воздействия; а^-весовой коэффициент ¡-го параметра.
Главным критерием и основным принципом воздействия на призабойную зону скважин, осложнённых формированием органических отложений, должен стать принцип системного мониторинга и оценки влияния технологии не только на фильтрационные характеристики призабойной зоны пласта, но на надёжность работы взаимодействующей подсистемы - скважины. Решение проблемы предотвращения влияния технологий ОПЗ на интенсификацию формирования органических отложений, и, как следствие, появление осложнений в работе скважины, должно базироваться на решении следующих задач:
- Создание базы данных о количестве и видах химреагентов, используемых в технологических процессах эксплуатации скважин и воздействия на призабойную зону пласта;
-Тестирование химреагентов на активность и совместимость, определение их влияния и взаимовлияния на технологические процессы;
- Мониторинг термодинамических параметров технологий воздействия на призабойную зону пласта и оценка результатов их тестирования по влиянию на коллоидную устойчивость нефти;
-Регламентирование обязательной полной очистки призабойной зоны от продуктов реакции методом свабирования.
Таким образом, на основе проведения промысловых, лабораторных и теоретических исследований разработаны основные положения методологии принятия технологических решений при проектировании ОПЗ для осложнённого формированием органических отложений фонда скважин с учетом влияния на надёжность работы взаимодействующих подсистем.
Четвертая глава посвящена исследованию условий формирования органических отложений в различных подсистемах нефтедобывающей системы на поздней стадии разработки, включая пласт, призабойную зону пласта добывающих и нагнетательных скважин, скважину.
На основе анализа результатов исследований проблемы формирования органических отложений в пластовых условиях показано, что вследствие большого различия в условиях, результаты экспериментального изучения процесса в значительной степени противоречивы. В качестве критерия оценки потенциальной возможности кольма-тации порового пространства пласта органическими веществами оптимальным является использование комплексного параметра - величины насыщенности пластовой нефти парафином, которую характеризуют разностью между температурами - пластовой и насыщения нефти парафином. Данный параметр характеризует как группу факторов, определяющих компонентный состав и физико-химические свойства добываемых нефтей и их изменение в процессе разработки, так и группу температурных факторов, определяющих термодинамические условия и их изменение в процессе разработки. Замеры пластовой температуры и пластового давления по ряду скважин Восточно-Сулеевской площади Ромашкинского месторождения показали, что температура пласта по исследованным скважинам колеблется от 29 до 36°С. На основе анализа величин пластовой температуры и температуры насыщения нефти парафином показано, что пластовая нефть по исследованным скважинам насыщена или близка к насыщению парафином.
Значимым негативным фактором, оказывающим влияние на эксплуатацию добывающих скважин, является формирование органических отложений в призабойной зоне при изменении термобарических условий в процессе эксплуатации залежей нефти. На основе статистического анализа результатов термометрии скважин Абдрахма-новской площади Ромашкинского месторождения, установлено, что более 50% добывающих скважин с интервалом перфорации в пределах 1600-1780 метров имеют забойную температуру меньше верхнего предела температуры начала кристаллизации (рис.6). На снижение проницаемости призабойной зоны нагнетательных скважин и прилегающей промытой зоны продуктивного горизонта оказывает влияние характер взаимодействия в системе порода - остаточная нефть - закачиваемые флюиды. В зависимости от особенностей геологических и термодинамических характеристик призабойной зоны нагнетательной скважины изменение её проницаемости возможно вследствие непосредственного возникновения и роста частиц в поровом пространстве, имеющем остаточную нефтенасыщенность, кольматационных эффектов при фильтрации воды.
3
Одной из важнейших причин, определяющих возможность кольматации порового про-странстства призабойной зоны нагнетательных скважин органическими веществами, является
20 22 24 29 20 30 32 34 36 38 40
забойная температура ° С НЭЛИЧИС ЭМуЛЬГИрОВаННОЙ нефти
Рис.6 - Распределение скважин Абдрахмановской в закачиваемой воде.
площади по величине забойной температуры ш основе аи;ъ,иза
изменения свободной поверхностной энергии системы в процессе избирательного смачивания показано, что существует благоприятное для существования плёночной нефти соотношение сил адгезии нефти к зёрнам породы и отрывающего усилия под воздействием скоростного напора потока. Неизвлекаемая плёночная нефть, в которую переходит эмульгированная нефть, содержащаяся в закачиваемой воде, при соответствующем понижении температуры является одной из основных причин снижения фильтрационно-ёмкостных характеристик призабойной зоны пласта нагнетательных скважин. Данный вывод подтверждается результатами лабораторных исследований состава кольматантов призабойной зоны нагнетательных скважин Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения и Ново-Елховской площади Ново-Елховского месторождения. Исследования проводились по пробам воды, последовательно отобранным в процессе проведения динамических изливов, используемых для очистки призабойной зоны пласта нагнетательных скважин. Выявлено повышенное содержание нефтепродуктов в первых пробах воды по скважинам анализируемых площадей (свыше 1000 мг/л). Повышенное содержание нефтепродуктов, очевидно, обусловлено тем, что при охлаждении призабойной зоны ниже температуры начала кристаллизации парафина в результате контакта органической части примесей, закачиваемых с водой в нагнетательные скважины, и в большинстве случаев представляющих собой эмульгированные плёнки разрушенных структур промежуточных слоев, в составе которых преобладают тяжёлые масла, парафины и асфальтены, происходит обогащение плёночной нефти парафином и асфальтенами. Процесс формирования нефтяной плёнки с повышенным содержанием асфальтенов и парафинов является
20 30 40 50
приёмистость нагнетательной скважины до излива, м3/сут
энергетически выгодным, в результате чего в первую очередь снижается приёмистость пластов в зонах с низкой проницаемостью.
Данный вывод подтверждён результатами статистической обработки промысловых исследований по изменению приёмистости после проведения динамических изливов.
Получена зависимость кратности изменения приёмистости от начальной приёмистости (рис.7).
Рис.7 - Кратность увеличения приёмистости в в скважинах, где приёмистость
результате проведения динамического излива в
зависимости от начальной приёмистости сква- ДО проведения излива практически от-жин сутствовала и составляла в среднем
менее 2 м3/сут, приёмистость увеличилась в среднем в 25 раз. На скважинах со средней величиной приёмистости от 14 до 40 м3/сут и более, увеличение произошло в 1- 4 раза.
При эксплуатации добывающих скважин в ОАО «Татнефть» проблема формирования органических отложений существует, в основном в скважинах, пробуренных на терригенные отложения верхнего девона. Изучена динамика максимальной глубины формирования органических отложений на основе данных 1849 актов подземных ремонтов скважин, выполненных за последние 10 лет в различных НГДУ ОАО «Татнефть».
Результаты статистического анализа показывают, что с 1999 года количество скважин, в которых глубина формирования органических отложений составляет более 900 м, увеличилось с 24,1 до 67,7% (рис. 8).
Выявлено, что характерной особенностью проблемы формирования органических отложений на поздней стадии разработки при эксплуатации скважин, оборудованных ШГН, является формирование органических отложений не только в насосно-компрессорных трубах (73% ремонтов), но и в насосном оборудовании, и на поверхности штанг, в условиях отсутствия перепада температур (27% ремонтов).
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
(-'.. .1ЛО 300м 1ПЧ1 ЗОО-бООм ПЗЭ600-900М более 900м
-линейный тренд (глубина формирования более 900м)
Рис.8 - Динамика изменения глубины формирования органических отложений
На основе статистической обработки термограмм добывающих скважин, осложненных формированием органических отложений, построены гистограммы распределения скважин по величине температуры на глубине 1500 и 1000 метров (рис.9). Более 30% осложнённого формированием органических отложений фонда добывающих скважин
скважин на глубине 1500 метров имеют температуру менее 27°С, и для 100% исследованных скважин на глубине 1000 метров отмечена температура ниже 21°С, т.е. меньше нижнего предела температуры начала кристаллизации. Показано, что интенсивность формирования органических отложений в добывающих скважинах при добыче парафинистых нефтей определяется свойствами и составом нефти, физическими параметрами потока, характеристиками поверхности, термодинамическими условиями.
Дебит оказывает влияние на интенсивность роста органических отложений за счет контакта с новыми порциями носителя асфальтенов, смол, парафинов -нефтью и скорость охлаждения нефти, с одной стороны, и разрушение отложений, с другой.
В реальных условиях, при
29-30 26-29 27-28 26-27 25-26 24-25 23-24 22-23 21-22 20-21 19-20 18-19
температура, "С
п температура на глубине 1000 ш температура на глубине 1500 метров метров
Рис. 9 - Гистограмма распределения скважин по результатам термометрии добыче нефти, процесс формирования органических отложений обусловлен сложными явлениями, происходящими при движении многокомпонентных смесей. На формирование отложений парафина оказывает влияние большое число факторов и определение роли каждого из них в условиях математического или физического моделирования представляет значительные трудности, так как изменение одного фактора
приводит к изменению многих других параметров. В условиях скважины все факторы действуют одновременно, проявляясь, в конечном счете, в суммарном влиянии дебита на интенсивность формирования органических отложений на поверхности нефтепромыслового оборудования.
В результате анализа тех-режимов
0,45 0,4 0,35 0,3 0,25 0,2 0,15 0,1 0,05 0
Ы
П
ш
ЙЖЖЖ
нологических режимов ос- ложнённых формированием ор-
- ганических отложений скважин
- Восточно-Сулеевской, Алькеев-ской, Чишминской и Ташлияр-
0-5 5-10 10-15 15-20 20-25 25-30 30-35 35-40 „ „ _
, скои площадей Ромашкинского
интервал изменения дебита, м /сут
Рис. 10 - Распределение скважин, осложнённых форми- местоРожДения построено ста рованием органических отложений по дебитам тистическое распределение
скважин осложнённого фонда по дебитам (рис.10).
Установлено, что наиболее часто органические отложения формируются в
скважинах, имеющих дебиты менее 20 т/сут.
Причем в этом диапазоне дебитов преобладают скважины, имеющие дебит по жидкости до 5 т/сут. Критическим дебитом, когда образование в скважинах органических отложений практически не наблюдаются, является дебит свыше 35т/сут.
Полученное статистическое распределение выровнено с помощью нормального закона распределения:
1 -0 102 /2
/(*) = -
(2)
4,43л/2тГ
где С>ж - дебит по жидкости, м3/сут.
Учитывая, что необходимость профилактической обработки возникает при уменьшении проходного сечения НКТ примерно в два раза, можно оценить интенсивность формирования органических отложений в зависимости от дебита скважины для различной обводненности. На основе анализа промысловых данных с использованием параметра интенсивности формирования органических отложений ¡, представляющего собой отношение суммарного количества промывок, выполненных за календарный год на скважинах с определенной обводненностью продукции к соответствующему количеству скважин, определена интенсивность формирования органиче-
ских отложений для скважин с различной обводнённостью (рис. 11). Характер кривых, полученных в результате обработки промысловых данных, подтверждает результаты экспериментальных исследований влияния скорости на интенсивность формирования органических отложений.
7 ■
У . . л • -. ч
У ч . е-'У- N
г N Ч
\
21-30 31-40
интервал изменения дебита, тЗ/суг.
содержание --т--0 ■ ■ в -10 —а— -20 - - 30 -■ «г- -40
ВОДЬ!, % --•--50 —*—-60 - -Ш- 70 --Д--- 80 - - Ф-- - 90
Установлено, что в интервале дебита 0-10м3/сут. минимальная интенсивность формирования органических отложений соответствует минимальной обводненности потока. Это связано с тем, что при движении безводной продукции при небольших
Рис.11 - Параметр интенсивности формирования органиче- СКоростях потока образуется ских отложений в зависимости от дебита для различной
обводнённости продукции скважин рыхлая структура отложений
с низкой прочностью. Поэтому, несмотря на относительно большую скорость роста, результативная интенсивность формирования отложений в условиях скважины незначительна. С увеличением скорости потока для безводных скважин происходит некоторое увеличение интенсивности формирования отложений. Для соответствующего интервала скорости при движении обводненной продукции, несмотря на большую пластичность формирующихся отложений и увеличение в их составе содержания ас-фапьтенов, смол, воды и механических примесей, происходит некоторое уменьшение интенсивности, что обусловлено влиянием скорости на темп охлаждения, дисперсность водонефтяного потока и его реологические свойства. Дальнейшее нарастание скорости увеличивает роль смывающего фактора и темп его охлаждения, интенсивность процесса формирования органических отложений при этом снижается.
На поздней стадии разработки, в условиях эксплуатации техногенно изменённых залежей, добыча нефти происходит при высокой обводненности продукции скважин, значительная часть скважин имеет низкие дебиты и забойные давления. Многофакторный дисперсионный анализ влияния ряда геолого-технических характеристик на длительность работы до выхода из строя по причинам, связанным с формированием органических отложений в НКТ скважин Восточно-Сулеевской и Алькеев-
ской площадей Ромашкипского месторождения, позволил установить не только факт влияния анализируемых показателей на ход процесса, но и степень влияния отдельных факторов и их взаимодействий. Выявлено, что при добыче обводнённой нефти дебит оказывает наиболее значительное влияние на интенсивность формирования органических отложений, меньшее влияние оказывает обводнённость и сочетание факторов обводнённости и забойного давления.
Таким образом, на основе выполненных теоретических и промысловых исследований установлены закономерности и выявлены основные факторы, определяющие интенсивность формирования органических отложений при движении обводнённой продукции. Установлено, что в условиях эксплуатации техногенно изменённых залежей на поздней стадии разработки область формирования органических отложений включает все основные подсистемы нефтедобывающей системы - пласт, призабойную зону пласта, основные элементы скважинного оборудования, включая насосно-компрессорные трубы, насосное оборудование, колонну штанг.
Пятая глава посвящена проблеме совершенствования технологий и разработке новых технологических решений, обеспечивающих эффективное применение методов предупреждения и удаления органических отложений в условиях функционирования единой нефтедобывающей системы. Показано, что системный подход к выбору методов предупреждения и удаления органических отложений требует рассмотрения объектов их применения не только как самостоятельных систем, но и как элементов систем более высокого ранга. Такой подход требует, чтобы решение проблемы формирования органических отложений было основано на использовании методов, оказывающих положительное влияние, или, как минимум, не оказывающих негативного влияния на функционирование нефтедобывающей системы в целом. На основе анализа и систематизации методов предупреждения и удаления органических отложений предложена классификация методов предупреждения и удаления органических отложений, основанная на учёте влияния технологий на смежные технологические процессы и надёжность функционирования нефтедобывающей системы в целом.
На основе анализа ранее проведённых исследований по выбору растворителей для удаления органических отложений, показано, что при выборе растворителя на основе изучения взаимодействия «состав отложений - состав растворителя» были
сформулированы требования к растворителям, обеспечивающим максимум растворимости органических отложений, разработано физико-химическое обоснование направленного подбора растворителей, предложены и испытаны составы растворителей для удаления отложений. Несмотря на это, данный подход имеет недостатки.
- Практически все исследования по выбору оптимального растворителя основаны на изучении влияния состава растворителя на кинетику растворения, в зависимости от состава органических отложений. При этом не учитываются структура и свойства отложений, и возможные их изменения в результате применения различных технологий.
- Процесс подбора растворителей не включает этап проведения исследований по оценке влияния растворителя на устойчивость нефтяной дисперсной системы. При смешении с лёгким углеводородными растворителями возможно уменьшение вязкости нефтяной дисперсной системы, и, как следствие, снижение коллоидной стабильности и ускорение седиментационных процессов.
- Существующие методики оценки эффективности растворителей основаны на пробоподготовке образца органических отложений, в том числе с использованием механического воздействия или плавления, в результате чего полностью меняется структура отложений и их растворимость.
- Как правило, оценка растворяющей способности проводится в условиях, когда растворитель действует на образец органических отложений со всех сторон, тогда как на практике всестороннего контакта растворителя и органических отложений не происходит.
Под руководством автора был разработан новый экспериментальный метод исследования эффективности растворителей, учитывающий структуру отложений, наличие и свойства поверхности, на которой они сформировались, а также возможность исследования динамики процесса растворения.
С использованием спектрофотометрических методов выполнены исследования влияния некоторых растворителей на кинетическую устойчивость парафинистых нефтей месторождений Татарстана. Результаты определения фактора устойчивости для различных типов растворителей представлены в табл. 1. В качестве критерия кинетической устойчивости нефти использован фактор устойчивости Ф, который прсд-
ставляет собой отношение установившейся оптической плотности нефти в верхнем и нижнем слоях, расположенных на фиксированном расстоянии друг от друга в направлении сил осаждения, после предварительного смешения нефти с растворителем и термостатирования при различных температурах в течение 8 часов. Исследования проводились на фотометре КФК-3 в диапазоне длин волн от 310 нм до 990 нм и температур от 30 до 60 °С.
Таблица - 1 Результаты определения устойчивости нефти после взаимодействия с растворителем__
Температура, °С
30 40 50 60
Исследуемая проба оптическая плотность при Х=395нм Ф оптическая плотность при Х=395нм Ф оптическая плотность при ?.=395нм Ф оптическая плотность при ?.=395нм Ф
верх низ верх низ верх низ верх низ
Нефть (контрольная проба) 1,130 1,171 0,96 1,050 1,039 1,01 0,981 1,089 0,90 1,009 0,992 1,02
Нефть+ керосин 0,449 0,609 0,74 0,131 0,659 0,19 0,236 1,091 0,22 0,205 1,049 0,08
Нсфть+ МИА-Пром 0,186 1,007 0,19 0,038 1,001 0,04 0,163 1,026 0,16 0,134 0,974 0,14
Нефть+ дистиллят 0,154 1,002 0,15 0,196 0,986 0,19 0,468 0,866 0,54 0,091 1,179 0,19
Как видно из таблицы 1, фактор устойчивости нефти в зависимости от типа растворителя и температуры изменяется более чем в 25 раз. Применение растворителей оказывает значительное влияние на кинетическую устойчивость нефти, что необходимо учитывать при проведении направленного выбора композиций растворителей для использования в технологических процессах эксплуатации и ремонта скважин.
Анализ технологий удаления органических отложений с использованием растворителей позволил выявить ряд особенностей их применения:
1. Удаление органических отложений происходит в процессе закачки и реагирования в статических условиях, при этом происходит смешение растворителя с нефтью, которая находится в затрубном пространстве и НКТ. Объём растворителя рассчитывается на основе объёма скважины (без учёта объёма органических отложений).
2. При подаче растворителя в затрубное пространство наиболее полное удаление органических отложений происходит с поверхности эксплуатационной колонны и внешней стороны колонны НКТ, так как по мере движения из затрубного пространства в НКТ, вследствие насыщения, эффективность растворения органических отложений уменьшается. При достижении концентрации насыщения растворитель действует как простая технологическая жидкость.
3. Выбор растворителя проводится на основе лабораторных исследований растворимости образцов отложений, отобранных с поверхности нефтепромыслового оборудования нескольких скважин. Результаты исследований используются при проектировании технологических процессов с применением растворителей как в условиях скважины, так и призабойной зоны пласта.
Механический перенос результатов лабораторных исследований по оценке эффективности растворителей на основе образцов проб органических отложений, отобранных из ограниченного числа скважин, в реальные условия эксплуатации нефтедобывающей системы, может привести к значительным отклонениям фактических показателей от прогнозируемых. Кроме того, выбор наиболее эффективных растворителей является проблематичным в условиях, когда конкурирующие технологии имеют общие зоны применимости и эффективности по многим параметрам.
На основе результатов анализа промысловых данных об эффективности применения растворителей для проведения воздействия на призабойную зону скважин НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть» за последние 5 лет, показано, что диапазон изменения таких параметров, как начальный дебит, обводнённость и величина технологического эффекта по фонду осложнённых добывающих скважин, на котором проводились ОПЗ с использованием растворителей, меняется в широких пределах (табл.2). Значительный разброс дополнительной добычи нефти для анализируемых типов композиций на основе растворителей, а также то, что объём реагента отличался не более чем в 2,5-3 раза, показывает, что технологическая эффективность используемых технологий определяется не только типом растворителя.
Оценка влияния характеристик притока и пластовых условий на эффективность технологий с применением растворителей проводилась на основе дисперсионного анализа, который состоит в выделении и оценке отдельных факторов, вызывающих
изменчивость изучаемой величины, в качестве которой использовалась величина ДО' полнителыго добытой нефти по каждой отдельной скважине.
Таблица - 2 Диапазон изменения параметров
Композиция Параметр Диапазон изменения
МИА-Пром дебит скважин по нефти до проведения ОПЗ, т/сут 0,1-29,5
обводнённость, % 9,5-80,9
дополнительная добыча, т 9-5551
КРК-А дебит скважин по нефти до проведения ОПЗ, т/сут 0,1-23,9
обводнённость, % 14,8-58,6
дополнительная добыча, т 29-4056
Для определения значимости влияния того или иного определённого фактора проводилась оценка отношения выборочной дисперсии, соответствующей этому фактору, к дисперсии, обусловленной случайными факторами (дисперсия воспроизводимости). Оценка осуществлялась по критерию Фишера. Анализ проводился по 2 группам скважин, расположенным на Минни баевской, Альметьевской, Северо-Альметьевской и Березовской площадях Ромашкинского месторождения. В результате было установлено, что начальный дебит и пластовое давление являются значимыми факторами, определяющими технологическую эффективность применения композиций растворителей.
Решения о применении растворителей для воздействия на призабойную зону принимаются в условиях наличия ограниченной информации о растворимости органических отложений, сформировавшихся в призабойной зоне, в данном типе растворителя. Учитывая неопределённость свойств техногенно изменённой пластовой системы, группировка скважин по выявленным характеристикам при проведении опытно-промышленных испытаний, является необходимым этапом проектирования технологий с применением растворителей и выполнения объективного сравнительного анализа их технологической эффективности.
Установлено влияние длительности проведения технологических операций с использованием растворителей на эффективность удаления органических отложений.
На основе статистического анализа результатов исследования скорости растворения промысловых образцов органических отложений, отобранных с различных
глубин скважин Восточно-Сулеевской и Алькеевской площадей Ромашкинского месторождения в дистилляте и нефтедистиллятном растворе, установлено, что для проб органических отложений, отобранных с глубины менее 600м, за 24 часа для 40% проб растворимость составила 70%, еще для 40% - от 80 до 90%. Причем минимальное значение растворимости, отмеченное для оставшихся 20% проб, составляло 50%. Таким образом, за 24 часа происходит растворение от 50 до 90% отложений, отобранных с глубины менее 600м. Для проб органических отложений, отобранных с глубины более 600 метров, кинетика растворения выглядит несколько иначе: 44% проб имели растворимость 50%, 34% проб - растворимость 60%, и лишь для 22% отложений установлена растворимость от 60 до 90%. Таким образом, для проб органических отложений, глубина формирования которых менее 600 м, минимальная продолжительность обработок составляет не менее 24 часов, для отложений, глубина формирования которых 600 м и более, продолжительность обработок должна быть не менее 48 часов. Характерно, что при увеличении времени растворения до 72 часов, растворимость проб органических отложений, отобранных с различной глубины, становится практически одинаковой: для 100% проб отложений получена растворимость от 80 до 100%.
Таким образом, научно обоснована схема проектирования и определена последовательность реализации технологий с использованием растворителей, включая выбор составов растворителей на основе лабораторных исследований растворимости органических отложений как с учетом состава органических отложений, так и с учетом структуры и длительности воздействия (включая разработку нового экспериментального метода исследования растворимости органических отложений), оценку влияния растворителя на кинетическую устойчивость нефти, выбор объектов воздействия с соответствующими характеристиками притока и пластовых условий (рис. 12).
Применение механических методов удаления органических отложений основано на использовании таких физических свойств отложений, как низкая механическая прочность и хрупкость. Эти свойства парафиноотложений оказались изученными раньше других и механические способы борьбы, основанные на их использовании, исторически приобрели наиболее широкое применение на практике.
В ОАО «Татнефть» скважины, эксплуатируемые ШГН, составляют 89,9% осложнённого фонда, из них 99,6% скважин оборудованы штанговыми скребками и скребками-центраторами различной конструкции. Изменение состава и свойств до-
бываемой продукции, увеличение пластичности отложений и глубины их формирования обусловили необходимость исследования влияния применения механических методов на надёжность работы нефтепромыслового оборудования.
Рис. 12 - Схема проектирования и выбора технологии удаления органических отложений с использованием растворителей
Более 86% штанговых колонн проанализированного фонда скважин Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения оборудованы скребками-центраторами в интервале 0-1200 м, и средняя глубина спуска колонн штанг, оборудованных скребками-центраторами, составляет 1080 м. Показано, что при применении скребков и скребков-центраторов различной конструкции происходит увеличение максимальной и уменьшение минимальной нагрузки в точке подвеса штанг. Результаты исследования скважин методом динамометрирования до и после внедрения скребков-центраторов показали, что в 63% скважин после установки скребков-центраторов произошло уменьшение минимальной (от 4 до 36%) , а в 75% скважин увеличение максимальной нагрузки (от 8 до 30%). На основе промысловых и теоретических исследований выполнена оценка качества очистки подземного оборудова-
ния от органических отложений и величины поршневого эффекта от наиболее часто используемых в ОАО «Татнефть» конструкций скребков-центраторов.
Показано, что в качестве параметра, характеризующего качество очистки подземного оборудования от органических отложений определённым типом скребков-центраторов, может быть использован коэффициент качества удаления органических отложений, представляющий собой отношение количества скважин, подземное оборудование которых, несмотря на использование скребков-центраторов, требовало дополнительной очистки в условиях трубной базы, к количеству скважин, оборудованных скребками-центраторами данного типа. Качество очистки НКТ скребками и скребками-центраторами различного вида от органических отложений оценивалось после подъёма оборудования при проведении подземных ремонтов скважин. Было выявлено, что применение скользящих скребков-центраторов между наплавленными скребками-центраторами обеспечивает наиболее полное удаление органических отложений (коэффициент качества 0,09) и минимальное увеличение поршневого эффекта. Таким образом, на основе теоретических и промысловых исследований, анализа изменения нагрузок в точке подвеса штанг после внедрения скребков-центраторов, показана возможность управления изменением максимальных и минимальных нагрузок в точке подвеса штанг, оборудованных скребками-центраторами. Обоснованы и конкретизированы технологические принципы применения механических методов удаления органических отложений с учетом качества удаления органических отложений и их влияния на надёжность нефтепромыслового оборудования.
Применение систем покрытий и материалов, обеспечивающих комплексное решение проблем коррозии нефтепромыслового оборудования и формирования различного вида отложений, обеспечивает повышение эффективности работы нефтедобывающих предприятий и снижение затрат на добычу нефти. Изменение условий эксплуатации скважинного оборудования, состава и свойств продукции скважин, применение значительного количества химреагентов, а также появление новых классов и типов защитных покрытий, предопределило необходимость дальнейшего изучения проблемы повышения эффективности работы нефтепромыслового оборудования с использованием защитных антикоррозионных покрытий. В результате анализа характеристик лакокрасочных покрытий, используемых для антикоррозионной защиты оборудования нефтегазового комплекса, установлено, что используются различ-
ные показатели эксплуатационной стойкости, однако такая характеристика, как стойкость к формированию различного вида отложений не приводится. В результате проведения замеров толщины органических отложений на поверхности НКТ, имеющих защитное полимерное покрытие ПЭП-585 при проведении подземных ремонтов (77 скважин) и анализа полученных данных, выявлено, что на поверхности НКТ, имеющих полимерное покрытие более 70% скважин, эксплуатируемых ЭЦН, и 60% скважин, эксплуатируемых ШГН, органические отложения в объёме, осложняющем работу скважины, отсутствуют. Эффективность применения защитных покрытий как в качестве метода предупреждения, так и в качестве метода, обеспечивающего эффективное удаление, зависит как от интенсивности формирования на поверхности и прочности органических отложений, так и от величины адгезии к поверхности, на которой возникли отложения. Выполнены экспериментальные исследования по анализу факторов, оказывающих влияние на динамику формирования органических отложений и удаления их различными промывочными составами для ряда покрытий и материалов (рис. 13). Установлено, что интенсивность формирования органических отложений на поверхности полимерных покрытий в 1,5 -12 раз ниже, чем на поверхности металла, и определяется типом покрытия и температурным режимом. Анализ результатов экспериментальных исследований динамики удаления органических отложений 0,1% растворами МЛ-816, АФ9-12, АФ9-6 в широком интервале температур (32-70°С) и режимов (статические и динамические условия) с покрытий 8со1сЫсо1е 134, БссйсЫ^е 6171, ЭыЯсЫа^е 6258+ТК8007, БЭП-610 проведён с использованием мношфакторно-го дисперсионного анализа, представляющего собой совокупность методов одновременного рассмотрения воздействия многих переменных. Определены средние скорости удаления органических отложений с поверхности полимерных покрытий.
Выявлено, что на скорость удаления оказывают влияние факторы: температура, режим удаления и тип покрытия. Установлено, что в среднем при переходе со статического на динамический режим воздействия скорость потери массы отложений увеличивается в 5-10 раз в зависимости от промывочного раствора, температуры и типа покрытия. Выявлено, что температурный интервал эффективного удаления органических отложений для всех типов покрытий составляет 60-70°С.
В)
-32°С — 40°С —-50°С
"210 время, мин
32°С -*-40°С -**50°С 4
д) е)
Рис. 13 - Изменение массы органических отложений на поверхности покрытий при удалении их: а) раствор АФ9-12, покрытие Бсо^Ькоге 134, динамические условия; б) раствор АФ9-12, покрытие Бс^сИШе 6258+ТК 8007, динамические условия; в) раствор АФ9-6, покрытие Зсо^Икйе 134, динамические условия; г) раствор АФ9-6, покрытие БЭП-610, динамические условия; д) раствор МЛ-81Б, покрытие 8со1сИ-коЮ 6258+ТК 8007, динамические условия; е) раствор МЛ-81Б, покрытие 8со1сЬ-кйе 6171, динамические условия.
Таким образом, в результате проведения комплекса теоретических, промысловых и экспериментальных исследований установлен многофакторный механизм удаления органических отложений с поверхности защитных покрытий при взаимонало-
жении физико-химического и гидродинамического воздействия. Определена кинетика формирования отложений для различных типов полимерных покрытий.
Сформулированы основные требования, определяющие технологическую эффективность применения различных типов защитных антикоррозионных покрытий нефтепромыслового оборудования в условиях формирования органических отложений:
- Обеспечение эффективной защиты от коррозии и минимальная интенсивность формирования отложений.
- Максимальная скорость удаления органических отложений в интервале температур, соответствующих теплостойкости покрытия.
- Отсутствие изменений в характеристиках покрытия в интервале температур, необходимых для проведения технологических операций по удалению органических отложений.
Доступным и широко используемым в производственной практике методом удаления органических отложений является применение водных растворов ПАВ. Исследована эффективность разрушения органических отложений широко применяемым на промыслах 0,1% раствором МЛ-816 в статических условиях при температурах 30, 40, 50, 60 "С.Установлено неравнозначное влияние раствора МЛ-816 на увеличение пенетрации проб отложений, отобранных с поверхности скважинного оборудования на различных глубинах. Наибольшее увеличение пенетрации - в 2 раза, отмечено для отложений, сформировавшихся на глубине до Юм.
Выполненные исследования эффективности применения водного раствора АФд-12 для удаления органических отложений с металлической поверхности, не имеющей защитного покрытия, показали, что максимальное среднее значение потери массы образца органических отложений составляет 34 % для 0,1% раствора АФ9-12. Увеличение концентрации реагента в растворе от 0,1 до 8% с шагом 0,1% не привело к увеличению эффективности разрушения отложений.
Определение влияния фактора времени на эффективность разрушения проб отложений, выполненное с использованием однофакторного непараметрического анализа на основе критерия Краскела-Уоллеса, показало, что влияние времени на уменьшение массы органических отложений вне зависимости от концентрации композиции АФ9-12 является значимым при минимальном уровне значимости 0,95.
Учитывая возможность получения нового продукта с коллоидно-химическими и физическими свойствами, отличными от свойств, характерных для исходных продуктов при смешивании двух НПАВ, имеющими различные молекулярно-массовые распределения, для удаления органических отложений были испытаны смеси неонолов при соотношении АФ9-6 к АФ9-12 от 1:10 до 10:1. Кроме стандартных методов исследования для оценки эффективности композиций ПАВ проводились измерения оптической плотности композиционных растворов на серийно выпускаемом отечественной промышленностью спектрофотометре СФ-102 в диапазоне длин волн от 230 до 1100 нм с шагом 10 нм. В измерениях использовались кварцевые кюветы длиной оптического пути 10 мм. Наиболее значительная скорость увеличения оптической плотности и потеря массы отложений отмечена для композиции АФ9-6 и АФ9-12 при соотношении 5:1.
Дополнительно исследовано влияние композиции на динамику процесса формирования органических отложений. Максимальная интенсивность формирования
г
отложений из образца контрольной пробы составляет 0,11 -10"3 мин.См2 ' 4X0 более
чем в два раза выше интенсивности формирования отложений из пробы нефти после контакта с композицией АФ9-6 и АФ9-12.
Анализ эффективности удаления органических отложений с использованием водных растворов ПАВ, а также экспериментальные исследования позволили автору обосновать способ применения и состав композиции НПАВ, обеспечивающий эффективное разрушение органических отложений и не оказывающий негативного влияния на интенсификацию их формирования.
Таким образом, на основе теоретических, промысловых и экспериментальных исследований научно обоснованы принципы проектирования и применения методов предупреждения и удаления органических отложений, адаптированные к геолого-техническим условиям эксплуатации скважин на поздней стадии разработки и особенностям формирования отложений в техногенно изменённой нефтедобывающей системе. Комплексно проработаны вопросы потенциального влияния анализируемых технологий на надёжность функционирования нефтедобывающей системы в осложнённых условиях эксплуатации техногенно изменённых залежей нефти.
Шестая глава посвящена оценке технологической эффективности методов предупреждения и удаления органических отложений. Выявлено, что в ряде случаев в нефтепромысловой практике причиной некорректной оценки проблемы формирования органических отложений является отсутствие дифференциации понятий «вид ремонта» - «причина ремонта». Показано, что в качестве диагностического показателя при определении вида ремонта для скважин, оборудованных ШСНУ, может быть использована динамика величин нагрузок в точке подвеса штанг. Для скважин, оборудованных ШСНУ, эффективность методов предупреждения формирования органических отложений может быть определена по отсутствию изменения величин нагрузок в точке подвеса штанг. В качестве количественной оценки технологической эффективности применения методов удаления отложений предложено использование коэффициента эффективности, представляющего собой среднее относительное изменение величин нагрузок в точке подвеса штанг после применения метода. В качестве базы сравнения рекомендовано использование начальных значений максимальных и минимальных нагрузок, замер которых производился сразу после спуска подземного оборудования в скважину, или значений максимальных нагрузок, замеренных непосредственно перед проведением технологической операции по удалению органических отложений.
В настоящее время созданы и продолжают разрабатываться технологии предупреждения или удаления органических отложений для различных элементов нефтедобывающей системы. Эффективность применения технологии удаления органических отложений для призабойной зоны пласта зависит от большого числа факторов: выбора типа и определения объёма растворителя, термодинамических параметров проведения обработки, продолжительности воздействия, геолого-физических характеристик коллектора. Приведённый перечень факторов не полный и вопрос об их влиянии на эффективность применения методов предупреждения и удаления органических отложений из различных элементов нефтедобывающей системы весьма сложен. В силу сложности природных объектов, механический перенос результатов определения технологической эффективности в лабораторных условиях на основе исследований ограниченного количества параметров, в реальные условия эксплуатации месторождения является проблематичным.
Необходимость предварительного определения показателей для условий конкретной площади или даже участка при выборе технологии обычно обусловлена рядом факторов:
-схожестью функционального назначения ряда технологических процессов, трудностью регламентирования полного перечня критериев эффективного использования технологий;
- сложившимися техническими и технологическими предпочтениями в практике работы;
-недостаточностью геолого-промысловой информации по конкретным скважинам, которая может быть неполной, нерегулярной, неточной.
При планировании и внедрении новых технологий должно быть обеспечено условие поэтапного снижения риска. Эту задачу предложено решить с использованием корпоративной автоматизированной системы (КАС)
„ , _ „ «ЭДИСОН+» (рис. 14), в ко-
Рис.14 Элемент визуализации корпоративнаои автоматизированной системы «Эдисон+» торой реализована следующая
схема внедрения и анализа эффективности новых технологий: результаты научных исследований и опытно-конструкторских работ —» опытно-промышленные работы —> план внедрения новых технологий —> промышленное внедрение. На первом этапе выполняется оценка возможности проведения опытно-промышленных работ. Далее, на основании проведения операций в двух-трёх скважинах, делается вывод о целесообразности продолжения внедрения мероприятия или его неэффективности.
При получении положительного результата технология включается в план внедрения новых технологий и выполняется определение объектов, где получены наиболее благоприятные результаты. На все модули и в целом на КАС получены свидетельства об официальной регистрации программ для ЭВМ. КАС внедрена в 9 нефтегазодобывающих предприятиях ОАО «Татнефть», ООО «Татинтек», ООО УК «Система-сервис».
Е шижш___ггг:^
; вайя ОИ1»|1е(ГДУ Сгатисп*» Отчеты Догю.иигельно Справочной жури«» Правка Вставка Записи
Основные выводы и рекомендации
1. Показана актуальность и научно-практическая значимость разработки системного подхода к выбору методов воздействия на призабойную зону пласта и технологий предупреждения и удаления органических отложений из скважинного оборудования, основанного на анализе взаимосвязей и взаимовлияния реализуемых технологий в условиях эксплуатации техногснно изменённых залежей нефти.
2. Впервые на основе проведения лабораторных исследований промысловых проб нефти, отобранных из реагирующих скважин после применения ряда методов увеличения нефтеотдачи пласта, установлена прямая корреляционная связь между объемом добычи и изменением оптической плотности нефти. В качестве экспресс-метода, позволяющего оперативно выполнить оценку влияния применения различных технологий увеличения нефтеотдачи (МУН) па свойства добываемой продукции не только в лабораторных, но и в промысловых условиях, рекомендовано использование фотоколориметрии.
3. Установлены существенные структурные и компонентные различия органических отложений. Показано влияние изменения условий добычи нефти, состава и свойств продукции скважин на поздней стадии разработки на особенности состава, свойств, кинетику и область формирования органических отложений.
4. На основе результатов анализа промысловых данных о влиянии технологий воздействия на призабойную зону пласта на формирование органических отложений в скважинном оборудовании, теоретических и лабораторных исследований, разработаны основные положения методологии формирования технологических решений при проведении воздействия на призабойную зону пласта. Выявлены основные факторы, определяющие интенсификацию формирования органических отложений в результате проведения ОПЗ.
5. На основе теоретических, промысловых и экспериментальных исследований научно обоснованы принципы проектирования и применения методов предупреждения и удаления органических отложений, адаптированные к геолого-техническим условиям эксплуатации скважин на поздней стадии разработки и особенностям формирования отложений в техногенно изменённой нефтедобывающей системе.
- Определены принципы проектирования технологий удаления органических отложений с использованием растворителей, включая выбор растворителей на основе лабораторных исследований растворимости органических отложений не только на основе состава органических отложений, но и с учетом структуры и длительности воздействия, оценку влияния растворителя на кинетическую устойчивость нефти (с разработкой соответствующих методик), выбор объектов воздействия с определёнными пластовыми условиями и характеристиками притока для проведения экспериментальных промысловых исследований.
- Установлены основные факторы, определяющие эффективность использования водных растворов НПАВ для удаления органических отложений в широком интервале температур, для различных типов защитных покрытий и материалов. Обоснован способ применения и композиция неионогенных ПАВ, обеспечивающий более эффективное, по сравнению с промышленно применяемыми способами, удаление органических отложений.
- На основе анализа промысловых данных о технологических режимах работы осложнённых скважин, на которых используются механические методы удаления органических отложений, анализа результатов исследований качества очистки подземного оборудования в промысловых условиях, изучения влияния применения механических методов на надёжность работы подземного оборудования штанговых скважинных насосных установок, предложены зависимости и определены критерии выбора оптимальной конструкции и компоновки подземного оборудования скребками и скребками-центраторами.
- На основе анализа эффективности и обоснования направлений развития технологий предупреждения и удаления органических отложений в условиях эксплуатации техногенно изменённых залежей нефти, разработан стандарт предприятия СТО ТН 038 -2009, систематизирующий и регламентирующий применение методов предупреждения и удаления органических отложений.
6. Разработаны критерии оценки эффективности методов удаления органических отложений, а также зависимости, обеспечивающие выбор оптимального объекта воздействия для геолого-технических условий объектов разработки Татарстана. Результаты системного подхода к разработке и применению новых технологий реализо-
ваны на практике путем широкомасштабного внедрения корпоративной информационной системы «Эдисон +» в промысловую практику.
Основные положения диссертационной работы отражены в следующих работах, публикованных автором лично или в соавторстве: Монография
Теория и практика методов борьбы с органическими отложениями на поздней стадии разработки нефтяных месторождений /Н.Г. Ибрагимов, В.П. Тронов, И.А. Гуськова. -М: Изд-во «Нефтяное хозяйство», 2010. - 240 с. Научные статьи, патенты н программы для ЭВМ
1. Тронов, В.П. Механизм формирования асфальто-смоло-парафиновых отложений на поздней стадии разработки нефтяного месторождения [текст] / В.П. Тронов, И.А. Гуськова // Нефтяное хозяйство. - 1999, № 4. - С. 24-25.
2. Каюмов, М.Ш. Учет особенностей образования асфальтосмолопарафиновых отложений на поздней стадии разработки нефтяных месторождений [текст] / В.П.Тронов, И.А.Гуськова, А.А.Липаев // Нефтяное хозяйство.- 2006, №3,- С. 48 - 49.
3. Тронов, В.П. О формировании асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) в различных технологических элементах нефтедобывающей системы [текст] / В.П. Тронов, И.А. Гуськова, Д.Р. Гильманова// Нефтяное хозяйство.- 2008, №3. - С. 86 - 87.
4. Гуськова, И.А. Проблемы проведения обработок призабойной зоны осложненных добывающих скважин [текст] / И. А. Гуськова // Нефтяное хозяйство.- 2009, №12. - С. 96 - 98.
5. Гуськова, И.А. О некоторых факторах эффективности очистки призабойной зоны нагнетательных скважин методом динамического излива [текст] / И.А. Гуськова, Е.Ф. Захарова// Бурение и нефть.- 2009, №12. -С. 11 -13.
6. Гуськова, И.А. Особенности формирования асфальтосмолопарафиновых отложений в различных элементах нефтедобывающей системы на поздней стадии разработки [текст] / И. А. Гуськова // Нефтепромысловое дело,- 2010.- №1. - С. 34 - 36.
7. Бурханов, Р.Н. О некоторых физических свойствах асфальтосмолопарафиновых отложений [текст] /Р.Н. Бурханов, И.А. Гуськова // Нефтепромысловое дело,-2010, №2.- С. 53 - 56.
8. Гуськова, И.А. О проблеме использования скребков и скребков-центраторов на скважинах, осложненных формированием асфальтосмолопарафиновых отложений [текст] / И.А. Гуськова, Д. Р. Гильманова //Нефтепромысловое дело.-2010, №6. - С.53-56.
9. Гуськова, И.А. О проблемах формирования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в трубопроводах и резервуарах, имеющих защитные антикоррозионные покрытия [текст] / И. А. Гуськова, А.И. Павлова, С. Е. Емельянычева // Нефтепромысловое дело,- 2010, №9.- С. 45-48.
Ю.Фадеев, В.Г. Проблемы выбора оптимальных условий применения и оценки эффективности новых технологий эксплуатации скважин [текст]/В.Г.Фадеев, С.Н. Грицишин, И.А.Гуськова, Д.М.ГумероваШефтяное хозяйство.-2010,№10,- С.146-147.
11. Гуськова, И.А. Оценка факторов эффективности применения композиций растворителей на основе статистического анализа [текст] / И.А. Гуськова // Нефтяное хозяйство,- 2010, №11. - С. 146 - 147.
12. Гуськова, И.А. Методики оценки и прогнозирование технологической эффективности методов ОПЗ скважин [текст] / И. А. Гуськова, Е. Ф. Захарова // Бурение и нефть. -2010, №12. - С. 14-17.
13. Гуськова, И.А. Исследование особенностей применения поверхностно-активных веществ для удаления асфальто-смоло-парафиновых отложений [текст] /И.А.Гуськова, Д.Р. Гильманова // Нефтепромысловое дело. -2011, №2. - С. 44-49.
14. Гуськова, И.А. Механизм образования и борьба с АСПО на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений [текст] / И.А. Гуськова //Сб. «Научные исследования и подготовка специалистов в ВУЗе». - Альметьевск: АлНИ.- 1997. С.15-17.
15. Гуськова, И.А. Особенности геолого-технических условий формирования асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) на поздней стадии разработки [текст] / И.А. Гуськова // Сб. докладов научно-практической конференции «Техника и технология добычи нефти на современном этапе». Альметьевск: ОАО «Татнефть». 1998.- С. 250-252.
16. Тронов, В.П. Влияние обводнённости на температурные условия формирования АСПО [текст] / В.П. Тронов, Г.М.Мельников, И.А. Гуськова//Сб. «Научные исследования и подготовка специалистов в вузе».Альметьевск: АлНИ. 1999.- С. 106-108.
17. Пат. 2172388 РФ, МПК 7 Е21В37/00, Е21В36/00. Способ добычи нефти [текст] /В.П.Тронов, А.И. Ширеев, И.В.Савельева, А.В.Тронов, И.Х. Исмагилов, И.А. Гуськова; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть».- №99117621/03; заявл. 09.08.99; опубл. 20.08.01.
18. Тронов, В.П. Об условиях формирования АСПО на поздней стадии разработки [текст] / Тронов В.П., Мельников Г.М., Гуськова И.А.// Материалы Международной научно-технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России». Уфа: Изд-во УГНТУ. 1998,- С. 106-108.
19. Гуськова, И.А. Влияние обводнённости продукции на интенсивность формирования АСПО в НКТ [текст] / И.А. Гуськова //Сб. «Научные исследования и подготовка специалистов в вузе».- Альметьевск: АлНИ. 1999.- С. 13-19.
20. Гуськова, И.А. Применение химических методов борьбы с АСПО [текст] / И.А. Гуськова // Сб. «Научные исследования и подготовка специалистов в вузе». Альметьевск: АГНИ.-1999,- С. 8-12.
21. Гуськова, И.А. Процесс образования и выбор наиболее эффективных методов борьбы с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями на поздней стадии разработки [текст] / И.А. Гуськова, P.P. Латфуллин // «Развитие и перспективы нефтяной промышленности Татарстана на пороге 21 века» : Материалы научно-практической конференции, посвящённой 50-летию ОАО «Татнефть». Альметьевск: 2000.- С. 91-100.
22. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №2006612284. Автоматизированная информационная система поддержки управления инновационной производственной деятельностью предприятия «Новая техника» [текст] / Р.Г.Заббаров, С.Н.Грицишин, И.А.Гуськова и др.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть»,- №2006613522; заявл. 23.06.06; зарег. 11.10.06.
23. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2007611393. Комплексная автоматизированная система поддержки управления инновационной деятельностью предприятия «Эдисон+»[текст]/В.Г.Фадеев, П.В.Карпунин, Р.Г. Заббаров, И.А. Гуськова и др.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» № 2007616455; заявл. 12.02.07; зарег.30.03.07.
24. Гуськова, И.А. Влияние степени дисперсности водонефтяного потока на процесс формирования АСПО [текст] / И.А. Гуськова, Е.Ф.Захарова. Е. В. Леванова //
«Большая нефть 21 века»: Материалы Всероссийской научно-практической конференции. Альметьевск: АГНИ,- 2006. - С. 60 - 62.
25. Гуськова, И.А. Анализ факторов эффективности очистки призабойной зоны нагнетательных скважин методом динамического излива [текст] / И. А. Гуськова // «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов»: Материалы международной научно-практической конференции. Казань: «ФЭН». - 2007. -С. 195-197.
26. Гуськова, И.А. Анализ эффективности применения покрытия ПЭП-585 для системы промысловых трубопроводов ОАО «Татнефть» [текст] / И. А. Гуськова, М.Н. Никитин, Д.Р. Гильманова // «Трубопроводный транспорт»: Материалы IV Международной учебно-научно-практической конференции. Уфа: УГНТУ.- 2008. -С. 270 -273.
27. Гуськова, И.А. Методы обработки призабойной зоны пласта в НГДУ «Аль-метьевнефть» [текст] /И.А.Гуськова, Р.Р.Чекмаева //«Промышленная экология и безопасность»: Материалы III научной конференции.- Казань: «ФЭН».-2008. - С. 55-57.
28. Гуськова, И.А. Эффективность методов обработки призабойной зоны пласта [текст] / И.А. Гуськова, Е.Ф. Захарова, P.P. Чекмаева // Учёные записки Альметь-евского государственного нефтяного института. Том VI. Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт. - 2008,- С. 63 - 67.
29. Гуськова, И.А. Анализ проблемы формирования АСПО с точки зрения существования единой термодинамической системы [текст] / И.А. Гуськова // Материалы научной сессии учёных АГНИ по итогам 2008 года. Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт. -2009. - С.36-37.
30. Гуськова, И.А. О применении химических методов борьбы с АСПО[текст] / И.А. Гуськова И.А., Д.Р. Гильманова// Материалы научной сессии учёных АГНИ по итогам 2008 года. Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт,- 2009,- С. 26-28.
31. Гуськова, И.А. О проблемах формирования асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) в резервуарах системы нефтесбора [текст] / И.А. Гуськова, С.Е. Емельянычева // Материалы научной сессии учёных АГНИ по итогам 2008 года. Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт. -2009. - С. 30-32.
32. Гуськова, ИЛ. Системный подход к оценке технологической эффективности ОПЗ на осложненном фонде добывающих скважин [текст] /И.А. Гуськова // «Инновационные технологии в геологии и разработке углеводородов. Перспективы создания подземных хранилищ газа в РТ»:Материапы Международных научно-практической и научно-технической конференций. Казань: НПО «Репер».- 2009. -С. 97-100.
33. Гуськова, И.А. О некоторых аспектах условий формирования АСПО [текст] / И.А.Гуськова, Д.Р.Гильманова // Материалы научной сессии учёных АГНИ по итогам 2008 года. Альметьевск: АГНИ,- 2009. - С.29 - 30.
34. Гуськова, И.А. Влияние системы заводнения на условия формирования АСПО [текст] / И.А.Гуськова, Д.Р.Гильманова // Ученые записки. Том VII. Альметьевск: АГНИ,- 2009. -С. 57-64.
35. Гуськова, И.А. О некоторых аспектах применения защитных покрытий в технологических элементах нефтедобывающей системы [текст] / И.А. Гуськова, А.И. Павлова, С.Е. Емельянычева // «Инновационные технологии в геологии и разработке углеводородов». Материалы Международной научно-практической и научно-технической конференции. Казань: НПО «Репер». 2009. - С. 100-102.
36. Гуськова, И.А. Оценка влияния технологических операций на возможность формирования АСПО в призабойной зоне добывающих скважин [текст]/ И.А.Гуськова, С.Е.Емельянычева //Материалы научной сессии учёных АГНИ по итогам 2008 года. Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт. 2009. С. 33-36.
37. Гуськова, И.А. Результаты статистического анализа проб парафиноотложе-ний НГДУ «Джалильнефть» [текст] / И.А. Гуськова, P.P. Чекмаева // Материалы научной сессии ученых АГНИ по итогам 2008 года. Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт. 2009. - С. 38 -41.
38. Гуськова, И.А. О возможности использования промывочных технологических жидкостей на водной основе для удаления АСПО [текст] / И.А. Гуськова, P.P. Чекмаева, Д.Р. Гильманова // «Инновационные технологии в геологии и разработке углеводородов»: Материалы Международных научно-практической и научно-технической конференций. - Казань: НПО "Репер". 2009. -С. 102 - 107.
39. Гуськова, И.А. Лабораторные исследования по определению степени пара-финизации на поверхностях различной природы [текст] / И.А. Гуськова, А.И.Павлова // Материалы научной сессии ученых по итогам 2009 года. Альметьевск: АГНИ. 2010. - С. 43 - 46.
40. Гуськова, И.А. О некоторых закономерностях формирования АСПО на поверхностях различной природы [текст] / И.А.Гуськова, А.И. Павлова, С.Е. Емельяны-чева // «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии»: VIII Международная научно-практическая конференция ///Астрахань: Научно-технический журнал «Геология, география и глобальная энергия.- 2009, №4(35) С. 199-202.
41. Гуськова, И.А. О некоторых проблемах парафинизации промысловых трубопроводов [текст] / И.А. Гуськова, А.И. Павлова, С.Е. Емельянычева // «Трубопроводный транспорт-2009»:Материалы V Международной учебно-научно-практической конференции. Уфа: УГНТУ,- 2009. - С. 302-304.
42. Гуськова, И.А. Применение защитных покрытий для снижения интенсификации парафинизации выкидных линий и трубопроводов промыслового нефтесбора [текст] / И.А. Гуськова, А.И. Павлова, С.Е. Емельянычева // «Трубопроводный транспорт - 2009»: Материалы V Международной учебно-научно-практической конференции. Уфа: УГНТУ,- 2009. - С. 304-306.
43. Гуськова, И.А. О применении технологии промывки нефтедобывающих скважин, осложненных формированием АСПО моющими средствами [текст] / И.А. Гуськова // Материалы научной сессии ученых по итогам 2009 года. Альметьевск: АГНИ. 2010. - С.40 - 42.
44. Гуськова, И.А. Влияние техногенных факторов на температуру насыщения нефти парафином [текст] /И.А. Гуськова // Ученые записки. Том 8. Альметьевск: АГНИ,- 2010. - С. 62 -65.
45. Гуськова, И.А. Исследование эффективности разрушения органических отложений водорастворимыми композициями ПАВ[текст] / И.А. Гуськова, Д.Р. Гиль-манова // Ашировские чтения. Труды Международной научно-практической конференции. Т.1. Самара: 2010.-С. 148-152.
46. Гуськова, И.А. О необходимости системного подхода к решению проблемы
формирования органических отложений[текст] /И.А. Гуськова // Ашировские чтения. Труды Международной научно-практической конференции. Т.1. Самара: СГТУ. -2010. -С. 167-171.
47. Гуськова, И.А. Влияние применения методов увеличения нефтеотдачи на свойства добываемой продукции [текст] /И.А. Гуськова // «Актуальные вопросы разработки нефтегазовых месторождений на поздних стадиях. Технологии. Оборудование. Безопасность. Экология»: Сб. материалов научно-практической конференции. УФА: УГНТУ,- 2010,- С. 175-177.
48. Гуськова, И.А. Влияние некоторых факторов на область формирования АСПО [текст] / И.А. Гуськова, Д.Р. Гильманова // Ученые записки, том 8. Альметьевск: АГНИ,- 2010. С. 50-53.
49. Гуськова, И.А. О применении защитных покрытий при добыче парафини-стых нефтей [текст] /И.А. Гуськова, А.И. Павлова А.И., С.Е Емельянычева // Ученые записки, том 8.Альметьевск: АГНИ.- 2010. - С. 47-50.
50. Гуськова, И.А. Исследование влияния температуры на формирование органических отложений[текст] / И.А. Гуськова, Е.Ф.Захарова // «Современное состояние проблем подготовки продукции скважин»: материалы научно-технического семинара. Бугульма: ТатНИПИнефть. -2010. -С. 82-84.
51. Гуськова, И.А. Влияние технологических операций на снижение проницаемости призабойной зоны скважин, осложненных формированием АСПО [текст] / И.А. Гуськова, Е.Ф. Захарова // Материалы научной сессии ученых по итогам 2009 года. Альметьевск: АГНИ.- 2010. - С. 20-23.
Отпечатано в секторе оперативной полиграфии института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» на Xerox WC 5655 тел.: (85594) 78-656, 78-565 Подписано в печать 18.04.2011 г. Заказ №1604111 Тираж 100 экз.
Содержание диссертации, доктора технических наук, Гуськова, Ирина Алексеевна
ВВЕДЕНИЕ.
ГЛАВА I Изучение изменений состава и свойств продукции скважин в процессе разработки и анализ их влияния на формирование органических отложений.
1.1 Изменения компонентного состава продукции скважин на поздней стадии разработки нефтяного месторождения в процессе заводнения.
1.2 Исследования влияния методов увеличения нефтеотдачи на формирование органических отложений.
1.2.1 Краткая характеристика МУН и их классификация.
1.2.2 Обоснование применения спектрофотометрических исследований для оценки изменения свойств продукции скважин в результате применения МУН.
1.2.3 Исследования изменения оптических свойств нефти в процессе применения методов увеличения нефтеотдачи.
1.3 Влияние изменения состава добываемой продукции на область формирования органических отложений.
1.4 Влияние смол и асфальгенов на кинетику процесса кристаллизации.
Выводы к главе 1.
ГЛАВА II Исследование особенностей состава и свойств органических отложений.
2.1 Терминология в определениях органических отложений.
2.2 Исследования состава органических отложений.
2.3 О соответствии состава добываемой нефти и органических отложений.
2.4 Исследование влияния обводнённости продукции скважин на состав органических отложений.
2.5 Свойства органических отложений.
2.5.1 Температура плавления органических отложений.
2.5.2 Плотность органических отложений.
2.5.3 Прочность органических отложений.
Выводы к главе II.
ГЛАВА III Анализ технологий интенсификации добычи нефти с точки зрения факторов формирования органических отложений.
3.1 Физико-химические особенности процессов взаимодействия между пластовыми флюидами, их высокомолекулярными компонентными группами и твердой поверхностью при проведении ОПЗ.
3.2 Анализ промысловых данных по влиянию проведения ОПЗ на эксплуатационные показатели работы добывающих скважин.
Выводы к главе III.
ГЛАВА IV Исследование особенностей формирования органических отложений на поздней стадии разработки.
4.1 Анализ условий формирования органических отложений в пластовых условиях.
4.2 Оценка условий формирования органических отложений в призабойной зоне пласта добывающих скважин.'.
4.3 Анализ основных факторов снижения фильтрационно-ёмкостных характеристик призабойной зоны нагнетательных скважин.
4.4 Исследование особенностей формирования органических отложений в скважинном оборудовании.
4.5 Характеристика комплекса факторов, обусловливающих формирование органических отложений на поверхности скважинного оборудования.
4.6 Исследование влияния дебита и обводнённости скважины на формирование органических отложений.
4.7 Исследование влияния газонасыщенности на формирование органических отложений в скважинном оборудовании.
Выводы к главе IV.
ГЛАВА V Разработка и развитие технологий борьбы с органическими отложениями при эксплуатации техногенно изменённых залежей нефти.
5.1 Классификация методов борьбы с органическими отложениями.
5.2 Исследования и совершенствование технологий с использованием растворителей в условиях добычи парафинистых нефтей на поздней стадии разработки.
5.2.1 Анализ выполненных исследований по выбору растворителей для 144 удаления органических отложений.
5.2.2 Разработка способа оценки растворяющей способности с учётом структуры отложений.
5.2.3 Исследование влияния растворителей на седиментационную устойчивость нефтяной дисперсной системы.
5.2.4 Анализ технологий ОАО «Татнефть» для удаления органических отложений с использованием растворителей.
5.2.5 Промысловые исследования факторов, определяющих технологическую эффективность применения растворителей для обработок при-забойной зоны пласта.
5.2.6 Обоснование технологических параметров применения растворителей для удаления органических отложений в условиях скважины.:.
5.3 Повышение эффективности применения механических методов борьбы с органическими отложениями.
5.4 Рациональный выбор защитных покрытий, обеспечивающих комплексное решение проблем добычи парафинистых нефтей на поздней стадии разработки.1.
5.4.1 Обзор и анализ выполненных исследований по обоснованию применения защитных покрытий для предотвращения парафинизации нефтепромыслового оборудования.
5.4.2 Анализ параметров оценки систем покрытий и материалов, используемых для защиты нефтепромыслового оборудования.
5.4.3 Исследование влияния различных факторов на интенсивность формирования органических отложений на поверхности полимерных защитных покрытий.
5.5 Совершенствование технологий применения поверхностно-активных веществ для удаления органических отложений.
5.5.1 Некоторые сведения о применении водных растворов ПАВ в технологических процессах эксплуатации и ремонта скважин в ОАО «Татнефть».
5.5.2 Лабораторные исследования эффективности применения водных растворов ПАВ для удаления органических отложений.
Выводы к главе V.
ГЛАВА VI Оценка технологической эффективности методов предупреждения и удаления органических отложений.
6.1 Критерии оценки эффективности применения методов удаления органических отложений из скважинного оборудования.
6.2 Методики оценки и прогнозирование технологической эффективности методов стимуляции скважин в осложнённых условиях эксплуатации.
6.3 Разработка и применение корпоративной информационной системы «ЭДИ-СОН+» для планирования и внедрения новых технологий.
Выводы к главе VI.
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка и развитие технологических решений проблемы формирования органических отложений в условиях эксплуатации техногенно измененных залежей нефти"
Значительная часть высокопродуктивных месторождений России вступила в позднюю стадию разработки и решение проблемы повышения эффективности эксплуатации скважин является одним из основных условий стабилизации и увеличения добычи нефти. Поддержание достигнутого уровня добычи углеводородов из техногенно изменённых залежей нефти на поздней стадии разработки в значительной мере обусловлено решением взаимосвязанных задач сохранения фильтрационно-емкостных свойств пласта и повышения надёжности функционирования скважин. В работе [212] отмечается, что применение новых технологий позволяет существенно повысить коэффициент извлечения нефти по старым месторождениям и существенно увеличить сроки эксплуатации месторождений на четвертой стадии разработки. Продолжительность этой стадии может достигать 80% всего периода разработки месторождения в зависимости от его геолого-физической характеристики. Таким образом, основной период разработки месторождения - это период добычи высокообводнённой нефти, за который с учётом возможного увеличения КИН извлекается существенная доля (30-40%) всех запасов нефти. Период эксплуатации месторождения, соответствующий общепринятой четвертой стадии, можно было бы назвать основным и к нему применить понятие поздней стадии[216].
Одной из ключевых проблем повышения эффективности эксплуатации скважин является проблема формирования органических отложений, которая находится под пристальным вниманием специалистов производства и науки страны и республики Татарстан более 60 лет. Благодаря целенаправленной, многолетней работе в области изучения условий, механизма формирования органических отложений, выбора наиболее эффективных методов борьбы с ними накоплен уникальный опыт. Значительный вклад в изучение условий и механизма формирования органических отложений, разработку методов борьбы с органическими отложениями внесли отечественные учёные: Р.А.Абдуллин, A.A. Абрам-зон, Л.Ф.Волков, П.П.Галонский, Ф.С.Гарифуллин, С.Н.Головко, А.И.Гужов, В.Н.Глущенко, Н.Г.Ибрагимов, Я.М.Каган, А.И.Комиссаров, С.Ф.Люшин, Б.А.Мазепа, Р.А.Максутов, Т.М.Мамедов, И.Т.Мищенко, G.Mozes, А.Х.Мирзаджанзаде, В.Ф.Нежевенко, Н.Н.Непримеров, В.А.Рагулин, В.А.Рассказов, М.К.Рогачёв, Ю.В.Ревизский, З.А.Ростэ, В.А.Ростэ, В.А.Сахаров, Ф.Л.Саяхов, В.В.Сизая, М.А.Силин, Б.М.Сучков, А.Г.Телин, В.П.Тронов, З.А.Хабибуллин, Н.И.Хисамутдинов, Ю.В.Шамрай, Д.М.Шейх-Али и др.
Основной объем исследований по изучению состава, механизма и условий формирования, методов удаления органических отложений был выполнен в 60-х годах прошлого века. После этого в условиях функционирования нефтедобывающей системы произошли существенные изменения: изменилось термодинамическое состояние и особенности геолого-физических характеристик углеводородных залежей, снизились дебиты скважин, увеличилась обводнённость добываемой продукции, в нефтепромысловой практике стали широко использоваться методы увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти, произошло расширение зоны формирования, изменились состав и структура органических отложений.
Пласт - призабойная зона - скважина - система нефтесбора представляют собой единую нефтедобывающую систему, сложность функционирования которой связана не только с изменением термобарических условий, но и с фазовыми превращениями. Кроме того, в отдельных подсистемах протекают сложные физические явления, существенно меняющие законы работы взаимосвязанных подсистем.
Рисунок 1 - Блок-схема формирования органических отложений в нефтедобывающей системе
Мжі,Мж2.Мж3іМЖ4- жидкая фаза; Мтв1і Мтв2, МТВ2, Мтвз.твердая фаза, Мг) МГ2 Мгз МГ4— газообразная фаза, соответственно, при условиях пласта Т^, Р^; призабойной зоны Tn3j Рш; скважины Тскв> Рскв; системы нефтесбораТсб Рс0
Одним из основных требований системного подхода к реализации воздействий на любую из подсистем нефтедобывающей системы, является то, что проведение технологических операций должно завершаться созданием условий, близких к оптимальным, для работы взаимодействующих подсистем. В работе [210] отмечается, что при выборе технологий разработки продуктивных пластов необходимо согласование режимов работы всех элементов добывающей системы: пласта, скважины, добывающего оборудования, подъемника, системы сбора и подготовки продукции.
Значительный вклад в решение проблемы сохранения и восстановления фильгра-ционно-емкостных характеристик призабойной зоны пласта внесли работы Р.Х. Алмаева, И.М. Аметова, В.А. Амияна, Ю.В. Антипина, A.A. Ахметова, К.Б. Аширова, А.И. Булатова, М.Д. Валеева, Ш.И. Валеева, Ю.Г. Валишина, Г.Г. Вахитова, Ш.К. Гиматуди-нова, А.Т. Горбунова, В.В. Девликамова, Р.Н. Дияшева, Ю.В. Желтова, Ю.В. Зейгмана, JT.X. Ибрагимова, А.П. Крылова, Ю.С. Кузнецова, Е.В. Лозина, М.Р. Мавлютова, В.П. Максимова, P.A. Максутова, И.Л. Мархасина, А.Х. Мирзаджанзаде, И.Т. Мищенко,
М.Х. Мусабирова, Р.Х. Муслимова, Г.А. Орлова, Н.И. В.Н.Полякова, Рылова Ф.Л. Сая-хова, E.H. Сафонова, Э.М. Симкина, M.JI. Сургучева, М.А. Токарева, В.Г. Уметбае-ва, Р.Ы. Фахретдинова, А.Я. Хавкина, Н.И. Хисамутдинова, Р.С.Хисамова, Н.М. Шерстнева, И.Г. Юсупова и др.
Работоспособность любой системы зависит не только от структуры системы, но и взаимосвязей и взаимовлияний системы на надсистему, окружающую среду, системы на подсистемы и от обратного влияния. Отсутствие учета таких влияний при внедрении технологий может не только отрицательно сказаться на работоспособности системы, но и влиять на внешнюю среду.
Значимым фактором, оказывающим влияние на появление технологических проблем в работе нефтедобывающей системы, является термодинамическое состояние коллектора и особенности изменений состава и свойств добываемой продукции на поздней стадии разработки. В ходе нагнетания значительного количества воды, имеющей различные физико-химические и микробиологические состав и свойства, при использовании физико-химических методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи, пластовая система претерпевает изменения различного характера и глубины. Большой вклад в проведение исследований по изучению изменений состава и свойств нефти в процессе разработки месторождений, которые начали наиболее активно проводиться в последние десятилетия, внесли работы И.Ф. Глумова, Р.Н. Дияшева, P.P. Ибатуллина, А.Г. Ковалёва, О.В. Ковалёвой, А.Г. Козлова, Г.П. Курбского, JI.M. Петровой, Г.В. Романова, M.J1. Сургучёва, Э.М. Симкина, Т.Н. Юсуповой, Р.И. Фахретдинова. 1
Обзор работ в области борьбы с органическими отложениями, как в условиях при-забойной зоны скважин, так и в скважинном оборудовании, показывает, что при планировании и реализации технологий борьбы с осложнениями необходимо внедрение системного подхода, предусматривающего анализ и оценку технологий с точки зрения негативного влияния на функционирование нефтедобывающей системы в целом. Необходима оценка возможных последствий применения технологий увеличения нефтеотдачи пласта, интенсификации добычи, технологий эксплуатации скважин на появление осложнений в технологических процессах эксплуатации скважин.
Актуальность проблем добычи парафинистых нефтей подтверждается их распо-странённостью среди месторождений мира. Доля парафинистых нефтей значительна и составляет более 25 % от всех нефтей мира, кроме того, половину всех парафинистых нефтей составляют умеренно парафинистые нефти[158].
В табл. 1 представлены данные о распределении залежей нефти бывшего СССР по содержанию в нефти асфальтенов и парафинов[263]. Залежи нефти по содержанию парафинов были распределены по общепринятой классификации, а по содержанию асфальте-нов - на основании результатов реологических исследований пластовых нефтей, в соответствии с интенсивностью появления аномально вязких (неньютоновских) свойств.
Таблица - 1 Распределение залежей нефти по содержанию асфальтенов и парафинов
Массовое содержание асфальтенов в нефти, % Доля залежей нефти (в %) с массовым содержанием в ней парафинов, % Всего, % до 1,5 1,5-6 свыше 6 до 1 9,3 17,1 17,0 43,4
1-5 3,6 27,9 12,2 43,7 свыше 5 0,6 11,7 0,6 12,9
Всего 13,5 56,7 29,8 100
Анализ данных о составе и свойствах нефти месторождений Татарстана, представленных в работе [21], позволяет сделать вывод, что нефти около 85% площадей Ромаш-кинского месторождения представляют собой нефти с повышенным содержанием парафинов и асфальтенов (рис. 2).
Рисунок 2 - Распределение площадей Ромашкинского месторождения (в %) по массовому содержанию парафинов (в %)
Некоторые представления о значимости проблемы формирования органических отложений в скважинном оборудовании можно получить (на примере ОАО «Татнефть», ОАО АНК «Башнефть») из табл. 2, 3.
Таблица - 2 Сведения о фонде скважин ОАО «Татнефть», осложнённых органическими отложениями (по состоянию на 01.01.2008)
Н1 ДУ
Показатели Альметьевнефть Азнакаевскнефть Бавлынефть Джалильнефть Елховнефть Лениногорскнефть Нурлатнефть Прикамнефть Ямашнефть ОАО Татнефть
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Фонд скважин, осложненный органическими отложениями 1508 1345 448 1540 1035 1277 56 435 38 7680
Количество ремонтов по причине формирования органических отложений 10 24 5 14 6 48 3 3 0 113
Количество проведённых обработок скважин 158 68 97 581 44 155 0 1 12 0 1215
Продолжение табл. 2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Количество скважин, где используются методы предупреждения и удаления отлдожений 1508 1345 446 1540 997 1277 63 411 36 7615
Количество операций по очистке скважин при ПРС 39 198 125 45 42 130 0 51 0 630
Сведения об осложнённом фонде скважин ОАО АНК «Башнефть» представлены в табл.3 [51].
Таблица - 3 Фонд осложнённых скважин ОАО АНК «Башнефть» (на 2010 г.)
Фонд действующих нефтяных скважин Количество осложнённых скважин Количество и удельный вес скважин с осложнениями
Органические отложения Отложения гипса Отложения неорганических солей и коррозия Образование внутрискважин-ной эмульсии
НГДУ «Краснохолмскнефть»
4769 1356 545 323 156 472
28,4% 11,4% 6,8% 3,3% 9,9%
Уфимская группа месторождений
959 274 169 19 34 51
28,6% 17,6% 2,0% 3,5% 5,3%
НГДУ «Чекмагушнефть»
2238 435 225 80 145
19,4% 10,1% 0,0% 3,6% 6,5%
НГДУ «Туймазанефть» (
2633 723 388 26 22 285
27,5% 14,7% 1,0% 0,8% 10,8%
Нижневартовский комплексный цех по добыче нефти газа
258 64 23 43 0
24,8% 8,9% 0,0% 16,7% 0,0%
НГДУ «Ишимбайнефть»
2589 587 428 47 51 87
22,7% 16,5% 1,8% 2,0% 3,4%
ОАО АНК «Башнефть»
16670 4457 2176 458 610 1410
26,7% 13,1% 2,7% 3,7% 8,5%
Как видно из таблиц, формирование органических отложений является одной из основных причин появления технологических проблем в работе скважин эксплуатационного фонда.
Основополагающие исследования проблемы формирования органических отложений проводились для начальных стадий разработки нефтяного месторождения. Учитывая развитие негативных тенденций, связанных с изменением термодинамического состояния нефтесодержащих коллекторов, состава и свойств нефти, широкое внедрение методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки, важная научно-прикладная проблема формирования асфальто-смоло-парафиновых отложений нуждается в дальнейших исследованиях и развитии с учётом накопленного опыта и результатов современных научных исследований. Необходимо изучение влияния методов увеличения нефтеотдачи на состав и свойства нефти. Необходима разработка методических подходов по применению технологий предупреждения и удаления органических отложений в призабойной зоне пласта, скважинном оборудовании, системе нефтесбора с учетом особенностей изменения условий добычи нефти на поздней стадии разработки и взаимовлияния технологий.
Проведение экспериментальных и промысловых исследований по оценке влияния условий разработки нефтяных месторождений на существенные изменения структуры, состава, свойств, особенности формирования органических отложений в скважинном оборудовании и призабойной зоне пласта является основой решения технологических проблем формирования органических отложений. Необходима разработка новых композиционных составов для удаления органических отложений и анализ технологий удаления органических отложений с использованием химических реагентов в условиях длительной предыстории разработки нефтяных месторождений, выработка рекомендаций по повышению эффективности их применения. Изучение закономерностей изменения параметров, определяющих надёжность работы подземного нефтепромыслового оборудования добывающих скважин, осложнённых формированием органических отложений, от применения механических методов удаления органических отложений позволит разработать рекомендации по повышению эффективности их применения. Изучение интенсивности формирования и эффективности удаления органических отложений для различных систем покрытий и материалов, выработка рекомендаций по повышению эффективности их применения, обеспечит комплексное решение проблем в нефтедобывающей системе.
Исследование и обоснование направлений развития методов предупреждения и удаления органических отложений с учетом изменения условий добычи нефти и взаимовлияния технологий обеспечит надёжное функционирование нефтедобывающей системы в осложнённых условиях эксплуатации на поздней стадии разработки и приведет к созданию научно-технической базы для получения долговременного стратегического эффекта.
Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Гуськова, Ирина Алексеевна
Выводы к главе VI
1. Показано, что динамика нагрузок на колонну штанг является одним из основных диагностических показателей при определении влияния формирования органических отложений на причину ремонта. Основными признаком технологической эффективности методов предупреждения формирования органических отложений является отсутствие изменения нагрузок на колонну штанг. В качестве количественной оценки эффективности применения методов удаления отложений предложено использование коэффициента эффективности, представляющего собой среднее относительное изменение нагрузок после применения метода.
2. На основе анализа кратности изменения фильтрационно-емкостных характеристик призабойной зоны пласта после проведения ОПЗ в зависимости от начальных характеристик показано, что эффективность воздействия зависит не только от вида ОПЗ, но и от начальных характеристик объекта внедрения. На основе статистических методов анализа технологической эффективности получены зависимости изменения коэффициента продуктивности от начальной проницаемости. Построение подобных зависимостей для конкретных геолого-физических условий площади или месторождения может служить базой для выполнения прогнозной оценки эффективности технологий.
3. В силу сложности природных объектов, механический перенос результатов определения технологической эффективности в лабораторных условиях на основе исследований ограниченного количества параметров, в реальные условия эксплуатации месторождения является проблематичным. Разработана и внедрена система оценки эффективности и внедрения новых технологий - корпоративная автоматизированная система (КАС) «ЭДИСОН+», состоящая из 4-х модулей. [Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2007611393. Заявка № 2007616455.]
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1. Показана актуальность и научно-практическая значимость разработки системного подхода к выбору методов воздействия на призабойную зону пласта и технологий предупреждения и удаления органических отложений из скважинного оборудования, основанного на анализе взаимосвязей и взаимовлияния реализуемых технологий в условиях эксплуатации техногенно изменённых залежей нефти .
2. Впервые на основе проведения лабораторных исследований промысловых проб нефти, отобранных из реагирующих скважин после применения ряда методов увеличения нефтеотдачи пласта, установлена прямая корреляционная связь между объемом добычи и изменением оптической плотности нефти. В качестве экспресс-метода, позволяющего оперативно выполнить оценку влияния применения различных технологий увеличения нефтеотдачи (МУН) на свойства добываемой продукции не только в лабораторных, но и в промысловых условиях, рекомендовано использование фотоколоримстрии.
3. Установлены существенные структурные и компонентные изменения органических отложений. Показано влияние изменения условий добычи нефти, состава и свойств продукции скважин на поздней стадии разработки на особенности состава, свойств, кинетику и область формирования органических отложений.
4. На основе результатов анализа промысловых данных о влиянии технологий воздействия на призабойную зону пласта на формирование органических отложений в скважинном оборудовании, теоретических и лабораторных исследований, разработаны основные положения методологии формирования технологических решений при проведении воздействия на призабойную зону пласта. Выявлены основные факторы, определяющие интенсификацию формирования органических отложений в результате проведения ОПЗ.
5. На основе теоретических, промысловых и экспериментальных исследований научно обоснованы принципы проектирования и применения методов предупреждения и удаления органических отложений, адаптированные к геолого-техническим условиям эксплуатации скважин на поздней стадии разработки и особенностям формирования отложений в техногенно изменённой нефтедобывающей системе.
- Определены принципы проектирования технологий удаления органических отложений с использованием растворителей, включая выбор растворителей на основе лабораторных исследований растворимости органических отложений не только на основе состава органических отложений, но и с учетом структуры и длительности воздействия, оценку влияния растворителя на кинетическую устойчивость нефти (с разработкой соответствующих методик), выбор объектов воздействия с определёнными пластовыми условиями и характеристиками притока для проведения экспериментальных промысловых исследований.
Установлены основные факторы, определяющие эффективность использования водных растворов НПАВ для удаления органических отложений в широком интервале температур, для различных типов защитных покрытий и материалов. Обоснован способ применения и композиция неионогенных ПАВ, обеспечивающий более эффективное, по сравнению с промышленно применяемыми способами, удаление органических отложений.
На основе анализа промысловых данных о технологических режимах работы осложнённых скважин, на которых используются механические методы удаления органических отложений, анализа результатов исследований качества очистки подземного оборудования в промысловых условиях, изучения влияния применения механических методов на надёжность работы подземного оборудования штанговых скважинных насосных установок, предложены зависимости и определены критерии выбора оптимальной конструкции и компоновки подземного оборудования скребками и скребками-центраторами.
На основе анализа эффективности и обоснования направлений развития технологий предупреждения и удаления органических отложений в условиях эксплуатации техногенно изменённых залежей нефти, разработан стандарт предприятия СТО ТН 038 -2009, систематизирующий и регламентирующий применение методов предупреждения и удаления органических отложений.
6. Разработаны критерии оценки эффективности методов удаления органических отложений, а также зависимости, обеспечивающие выбор оптимального объекта воздействия для геолого-технических условий объектов разработки Татарстана. Результаты системного подхода к разработке и применению новых технологий реализованы на практике путем широкомасштабного внедрения корпоративной информационной системы «Эдисон +» в промысловую практику.
Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Гуськова, Ирина Алексеевна, Бугульма
1. Абашеев, Р.Г. О классификации асфальто-смоло-парафиновых отложений на нефтепромысловом оборудовании текст. / Р.Г. Абашеев // Нефтяное хозяйст-во.-1984.-№б.
2. Абдулин, Ф.С. Повышение производительности скважин текст. / Ф.С. Абдулин //М.: Недра, 1975.-264 с.
3. Абдулмазитов, Р.Г. Оценка влияния техногенного воздействия на коллектор-ские свойства пласта текст. / Р.Г. Абдулмазитов, Р.З. Саттаров, A.B. Насыбул-лин // Нефтяное хозяйство. 2008. -№1. - С. 62-65.
4. Абрамзон, A.A. О применении поверхностно-активных веществ для ингибиро-вания парафиноотложения текст. / A.A. Абрамзон, В.Н. Четверкина // Нефтепромысловое дело. 1983. -№5. - С.10-11.
5. Абрамзон, A.A. Поверхностно-активные вещества: Свойства и применение текст. / A.A. Абрамзон // -2-е изд., переаб. и доп.-Л.:Химия, 1981. 304с.
6. Авраменко, А.Н. Расчёт эффекта охлаждения пластов с учётом сезонных колебаний температуры закачиваемой воды текст. / А.Н. Авраменко // Нефтепромысловое дело.- 2001. №2. -С. 19-20.
7. Авторское свидетельство 1204622. Состав для удаления асфальтосмолопарафи-новых отложений / С.Н.Головко, Ю.В.Шамрай, И.Н.Головин и др.// Бюллетень изобретений.-№2.- 1986.
8. Авторское свидетельство 1209829. Состав для удаления асфальтосмолистых и парафинистых отложений / Ш.С.Гарифуллин, Н.Н.Селищев, Р.Х. Хазипов и др.-1986. Бюллетень изобретения №5.
9. Авторское свидетельство 1460066. Состав для удаления асфальтосмолистых и парафинистых отложений / Ш.С.Гарифуллин, Р.С.Аптикаев, Я.Г.Мухтаров и др.-1989. Бюллетень изобретения №7.
10. Авторское свидетельство 1495354. Состав для борьбы со смолопарафиновыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании /В.А.Ершов, Е.А.Чернобривенко.-1989. Бюллетень изобретения №27.
11. Авторское свидетельство 1562432. Состав для борьбы с асфальтосмолопарафи-новыми отложениями / Ф.А. Канзафаров, Л.М.Ганиева, Н.К.Нам и др.-1990. Бюллетень изобретения №17.
12. Авторское свидетельство 1620465. Состав для удаления АСПО /И.С.Хаеров, В.А.Елфимов, В.Н.Поляков и др.-1991. Бюллетень изобретения №1.
13. Авторское свидетельство 1685967. Состав для удаления асфальтосмолопарафи-новых отложений / В.А.Акчурин, С.Б. Давлетгильдина, С.С. Задуллин.
14. Авторское свидетельство 662700. Реагент для удаления смоли сто-асфальтеновых отложений/ Р.Х.Хазипов, Н.Н.Силищев, У.К.Исмагилов и др.-Опубликовано 25.05.79.
15. Авторское свидетельство 789559 Реагент для удаления смолисто-асфальтеновых и парафинистых отложений / М.Г.Сафаров, Р.Х.Хазипов, М.Г.Герасимова и др.- Опубликовано 23.12.80.
16. Авторское свидетельство 916522 Реагент для удаления смолисто-асфальтеновых и парафинистых отложений / Р.Х.Хазипов, М.Г.Сафаров, М.Г.Герасимова и др.-1982. Бюллетень изобретения №12.
17. Авторское свитетельство 1629493. Состав для удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений / М.Т.Аббасов, М.И.Аббасов, М.К.Абдулаев и др.-1991. Бюллетень изобретения №7.
18. Агаев, С.Г. Ингибирование процесса парафинизации скважин и нефтепроводов текст. / Агаев С.Г., З.Н. Березина, А.Н. Халин // Нефтепромысловое дело. -1996. -№5. С.16-17.
19. Аксельруд, Г.А. Растворение твердых веществ текст. / Г.А. Аксельруд, А.Д. Молчанов// М.: «Химия», 1977.-272с.
20. Амерханов, И.М. Влияние закачиваемой воды на параметры пластовой нефти текст. / И.М. Амерханов, Г.А. Рейм, С.Т. Гребнёва, М.Р. Катаева // Нефтепромысловое дело.-1976.-№6.-С. 16-18.
21. Амерханов, И.М. Закономерности изменения свойств пластовых жидкостей при разработке нефтяных месторождений текст. / И.М. Амерханов // М.: ВНИИО-ЭНГ, 1980.- 49с. (Нефтепромысловое дело).
22. Аметов, И.М. Влияние адсорбции смолисто-асфальтеновой фракции на коэффициент вытеснения тяжёлой нефти текст. / И.М. Аметов, Э.И. Каракчиев,
23. A.Р. Бенч // Нефтяное хозяйство.-№6.-1998.-С.29-30 .
24. Аметов, И.М. Исследования адсорбции смолисто-асфальтеновой фракции при фильтрации нефти и воды через модель нефтяного пласта текст. / И.М. Аметов,
25. B.И. Бакарджиева, В.Е. Гальцев, В.А. Заболоцкая // Нефтяное хозяйство.-1993.-№3.-С.57-59.
26. Амиян, В.А. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов текст. / В.А. Амиян, A.B. Амиян, Н.П. Васильева// М.: Недра, 1980.-380с.
27. Амиян, В.А. Повышение производительности скважин текст. / В.А. Амиян,
28. A.B. Амиян // М.: Недра, 1986. 160с.
29. Антипин, Ю.В. Предупреждение осложнений при добыче обводнённой нефти текст. / Ю.В. Антипин, М.Д. Валеев, А.Ш. Сыртланов // Уфа: Башкнигоиздат, 1987.-167с.
30. Артемьев, В.Н. Восстановление продуктивности добывающих скважин воздействием на призабойную зону нефтяными растворителями текст. /
31. B.Н.Артемьев, В.Р.Госсман, А.М.Потапов, О.И.Воротилов и др. // Нефтяное хозяйство. -1994. -№2.-С. 56-60.
32. Асылханов, С. Опыт борьбы с отложениями парафина на промыслах объединения «Казахнефть» текст. / С. Асылханов // ТНТО. Опыт борьбы с отложениями парафина.-Сер.«Добыча».-М.:ВНИИОЭНГ, 1967.-С.39-45.
33. Ахметов, С.А. Технология, экономика и автоматизация процессов переработки нефти и газа: Учеб. пособие текст. / С.А. Ахметов, М.Х. Ишмияров, А.П. Ве-ревкин, Е.С. Докучаев, Ю.М. Малышев// М.:Химия, 2005. 736 с.
34. Ашмян, К.Д. Комплексный параметр фазового состояния парафинистых нефтей в пластовых условиях текст. / К.Д. Ашмян, A.C. Емельянова, О.В. Ковалева // М.: Труды ВНИИнефть.- вып.133.- 2005.-С. 44-51.
35. Башкирцева Н.Ю. Автореферат на соискание уч. степ, д.т.н. текст. / Башкирце-ва, ILIO. // Казань: КГТУ, 2009.-32 с.
36. Белов, A.A. Теория вероятностей и математическая статистика текст. / A.A. Белов, Б.А. Баллод, H.H. Елизарова // Ростов н/Д: Феникс, 2008.-318с.
37. Бещагина, Е.В. Кристаллизация нефтяных парафинов в присутствии поверхностно-активных веществ текст. / Е.В. Бещагина, Н.В. Юдина, Ю.В. Лоскутова // Нефтегазовое дело.-2007.- http://www.ogbus.ru.
38. Биккулов, А.З. Органические нефтяные отложения и их утилизация текст. / А.З. Биккулов, Р.Г. Нигматуллин, А.К. Камалов, В.Ю. Шолом // Уфа: Уфимский ГОС. авиац. техн. ун-т, 1997. 180 с.
39. Биттрих, Г.Й. Разделение углеводородов с использованием селективных растворителей текст. / Г.Й. Биттрих, A.A. Гайле, Д. Лемпе и др. // Л.: Химия, 1987. 192 с.
40. Богомольный, Е.И. Интенсификация добычи высоковязких парафинистых неф-тей из карбонатных коллекторов месторождений Удмуртии текст. / Е.И. Богомольный // Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. 272 с.
41. Бородин, В.И. Результаты использования магнитных индукторов обработки нефти при её добыче и транспорте текст. / В.И. Бородин, E.H. Тарасов, A.B. Зинин и др. // Нефтяное хозяйство. -2004. -№4.
42. Бурханов, Р.Н. О некоторых физических свойствах асфальто-смолисто-парафиновых отложений (АСПО) текст. / Р.Н. Бурханов, И.А. Гуськова // Нефтепромысловое дело. -2010. -№2. -С. 53 56.
43. Бурханов, Р.Н. Оптические свойства углеводородов асфальто-смолистых и парафиновых отложений текст. / Р.Н. Бурханов, И.А. Гуськова // Материалы научной сессии ученых по итогам 2009 года.-Альметьевск: Типография АГНИ, 2010,- С.72 -74.
44. Валеев М.Д. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводнённых скважин текст. / М.Д. Валеев, K.P. Уразаков, Е.И. Богомольный, Ж.С. Сейтпагамбетов, А.Г. Газаров // М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003.-303с.
45. Валеев, М.Д. Исследование сопротивлений трения муфтовых соединений штанговых колонн в вязких жидкостях текст. / М.Д. Валеев, H.H. Репин // Нефть и газ.-1976.-№8.-С.39-40.
46. Вахитов, Г.Г. Геотермические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений текст. / Г.Г. Вахитов, Ю.П. Гатгенбергер, В.А. Лутков // М.: Недра, 1984.-240с.
47. Вахитов, Г.Г. Использование физических полей для извлечения нефти из пластов текст. / Г.Г. Вахитов, Э.М. Симкин // М.: Недра, 1985.-300с.
48. Вахитов, Г.Г. Термодинамика призабойной зоны нефтяного пласта текст. / Г.Г. Вахитов, О.Л. Кузнецов, Э.М. Симкин // М.: Недра, 1978.-216с.
49. Вахитов, Т.М. Комплексные решения по повышению недёжности эксплуатации внутрискважинного оборудования в осложнённых условиях на месторождениях
50. ОАО АНК «Башнефть» текст. / Т.М. Вахитов // Инженерная практика.-2010.-№6.-С.38-48. .
51. Владимиров, И.В. Расчёт температурных полей при закачке холодной воды в нагнетательную скважину текст. / И.В. Владимиров, Т.Г. Казакова, Ф.Ф. Хали-уллин, А.И. Хисамутдинов // Нефтепромысловое дело.-2003.-№7.-С.25-29.
52. Волков, Л.Ф. Добыча и промысловый сбор парафинистых нефтей текст. / Л.Ф. Волков, Я.М. Каган, В.Х. Латыпов // М.:Недра.-1970.-185с.
53. Гарифуллин, Ф.С. Повышение эффективности эксплуатации нефтепромысловых систем, осложнённых сульфидсодержащими осадками текст. / Ф.С. Гарифуллин // Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук.-Уфа: 2003.-50с.
54. Герасимова, Е.В. Разработка методики оценки эффективности и подбор растворителей асфальто-смолистых и парафиновых отложений на нефтепромысловом оборудовании текст. / Е.В. Герасимова // Автореф. дисс. канд. хим. наук. -Уфа, 2009.
55. Гильманшин, А.Ф. Характер и причины изменения во времени величины ксп добываемой нефти на Ромашкинском и Бавлинском месторождениях текст. / А.Ф. Гильманшин // Труды ТатНИИ.-Ленинград: Недра, 1964.выпуск VI -С.281-291.
56. Гиматудинова, Ш.К. Справочная книга по добыче нефти текст. / Ш.К. Гима-тудинова//М.: Недра, 1974.-704с.
57. Гуськова, И.А. Влияние техногенных факторов на температуру насыщения нефти парафином текст. / И.А. Гуськова // Ученые записки, том 8 . Альметьевск: Типография АГНИ, 2010. С. 62 -65.
58. Гуськова, И.А. Лабораторные исследования по определению степени парафини-зации на поверхностях различной природы текст. / И.А. Гуськова, А.И. Павлова // Материалы научной сессии ученых по итогам 2009 года.-Альметьевск: АГНИ, 2010. С.43-46.
59. Гуськова, И.А. Методики оценки и прогнозирование технологической эффективности методов ОПЗ скважин текст. /И.А.Гуськова, Е.Ф.Захарова// Бурение и нефть.-2010.№12.-С.55- 58
60. Гуськова, И.А. Методы обработки призабойной зоны пласта в НГДУ «Альмегь-евнефть» текст. / И.А. Гуськова, P.P. Чекмаева // «Промышленная экология и безопасность»: Материалы III научной конференции.- Казань: 2008. С.55-57.
61. Гуськова, И.А. Механизм образования и борьба с АСПО на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений текст. / И.А. Гуськова // Сб. «Научные исследования и подготовка специалистов в ВУЗе».-Альметьевск: АлНИ, 1997.-С-27-29.
62. Гуськова, И.А. О некоторых аспектах возможного снижения коэффициента продуктивности скважин текст. / И.А. Гуськова, С.Е. Емельянычева // «Промышленная экология и безопасность»: Материалы III научной конференции.-Казань: «ФЭН», 2008. С. 53-54.
63. Гуськова, И.А. О некоторых аспектах условий формирования АСПО текст. / И.А. Гуськова, Д.Р. Гильманова // Материалы научной сессии учёных АГНИ по итогам 2008 года. Альметьевск: АГНИ, 2009. С.29-30.
64. Гуськова, И.А. О некоторых проблемах парафинизации промысловых трубопроводов текст. / И.А. Гуськова, А.И. Павлова, С.Е. Емельянычева // Материалы V международной учебно-практической конференции «Трубопроводный транспорт-2009».- УГНТУ.-2009.-С.302-304.
65. Гуськова, И.А. О некоторых факторах эффективности очистки призабойной зоны нагнетательных скважин методом динамического излива текст. / И.А. Гуськова, Е.Ф. Захарова // Бурение и нефть.- 2009.- №12.-С.11-13.
66. Гуськова, И.А. О применении защитных покрытий при добыче парафинистых нефтей текст. / И.А. Гуськова, А.И. Павлова, С.Е. Емельянычева // Ученые записки, том 8. Альметьевск: АГНИ, 2010. С. 47-50.
67. Гуськова, И.А. О применении механических методов борьбы с асфальто-смоло-прарафиновыми отложениями текст. / И.А. Гуськова, Д'.Р. Гильманова // «Промышленная экология и безопасность»: Материалы III научной конференции.-Казань: «ФЭН», 2008.-С.52.
68. Гуськова, И.А. О применении технологии промывки нефтедобывающих скважин, осложненных формированием АСПО моющими средствами текст. [текст] / И.А. Гуськова // Материалы научной сессии ученых по итогам 2009 года.-Альметьевск: АГНИ, 2010. С.40 - 42.
69. Гуськова, И.А. О применении химических методов борьбы с АСПО текст. / И.А. Гуськова, Д.Р. Гильманова // Материалы научной сессии учёных АГНИ по итогам 2008 года. Альметьевск: АГНИ, 2009:- С. 26-28.
70. Гуськова, И.А. О проблеме использования скребков и скребков-центраторов на скважинах, осложненных формированием асфальтосмолопарафиновых отложеродной учебно-практической конференции «Трубопроводный транспорт-2009».-Уфа: УГНТУ, 2009.-С.304-306.ъ
71. Гуськова, И.А. Применение методов удаления и предупреждения АСПО текст. / И.А. Гуськова, Е.Ф. Захарова, Д. Р. Гильманова, С.Е. Емельянычева, А.И. Павлова // Сто «ТатНефть»Стандарт предприятия.- 2008.
72. Гуськова, И.А. Применение химических методов борьбы с АСПО текст. / H.A. Гуськова // Сб. Научные исследования и подготовка специалистов в вузе.-Альметьевск: 1999.- С.8-12.
73. Гуськова, И.А. Проблемы проведения обработок призабойной зоны осложненных добывающих скважин текст. / И.А. Гуськова // Нефтяное хозяйство.-2009.-№12.-С. 96-98.
74. Гуськова, И.А. Результаты статистического анализа проб парафиноотложений НГДУ «Джалильнефть» текст. / И.А. Гуськова, P.P. Чекмаева // Материалы научной сессии учёных АГНИ по итогам 2008 года.-Альметьевск: АГНИ, 2009. -С.38-41.
75. Девликамов, В.В. Влияние ПАВ на реологические свойства нефти текст. / В.В. Девликамов, М.К. Рогачев // Нефтяное хозяйство.- 1976.-№7.-С.29-31.
76. Девликамов, В.В. Влияние ПАВ на структурно-механические свойства нефтей текст. / В.В. Девликамов, М.К. Рогачев // Изв. вузов. Сер. Нефть и газ.-1975.-310.-С.40-42.
77. Девликамов, В.В. О действии водных растворов ПАВ на реологические свойства нефти текст. / В.В. Девликамов, М.К. Рогачев // Изв.вузов. Сер.Нефть и газ.-1976.-№ 10.-С.46-48.
78. Девликамов, В.В. Оптические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений текст. / В.В. Девликамов, И.Л. Мархасин, Г.А. Бабалян // М.: Недра, 1970.-160 с.
79. Девликамов, В.В. Проблемы реологии нефти и повышение нефтеотдачи текст. / В.В. Девликамов, Ю.В. Зейгман, М.М. Кабиров, М.К. Рогачев, З.А. Хабибул-лин // М.:ВНИИОЭНГ, Нефтепромысловое дело. 1983.-С.2-4.
80. Девликамов В.В. Аномальные нефти текст./В.В.Девликамов, З.А.Хабибуллин, М.М.Кабиров//М: Недра,.-1975.-168с.
81. Доломатов, М.Ю. Донорно-акцепторные свойства и растворимость асфальтос-молистых веществ текст. / М.Ю. Доломатов, М.К. Рогачев, А.Б. Касьянова // Башкирский химический журнал.-2001.-Т.8.-№5.-С.12-21.
82. Доломатов, М.Ю. Новый подход к направленному подбору растворителей ас-фальто-смолистых веществ текст. / М.Ю. Доломатов, А.Г. Телин, Н.И. Хиса-мутдинов, Т.А. Исмагилов // Нефтепромысловое дело.-1995.-№8-10.-С.63-67.
83. Доломатов, М.Ю. Физико-химические основы направленного подбора растворителей асфальто-смолистых веществ текст. / М.Ю. Доломатов, А.Г. Телин, М.Б. Ежов, Н.И. Хисамутдинов // М.: ЦНИТЭНефтехим, 1991.-47с.
84. Дунюшкин, И.И. Расчёты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды текст. / И.И. Дунюшкин, И.Т. Мищенко, Е.И. Елисеева // Учебное пособие для вузов.-ФГУП, Из-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2004.-448С.
85. Евдокимов, И.Н. Неоднозначность состояний асфальтеносодержащих жидких сред текст. / И.Н. Евдокимов, Н.Ю. Елисеев // Наука и технология углеводоро-дов.-2002.-№2.-С.25-30.
86. Евдокимов, H.H. Возможности оптических методов исследований в системах контроля разработки нефтяных месторождений / H.H. Евдокимов, А.П. Лосев // М.: Издательство «Нефть и газ», 2007.-228с.
87. Егоров, Э.П. Интенсивность отложения тяжёлых компонентов нефтей в подъёмниках добывающих скважин текст. / Э.П. Егоров, Д.В. Щелоков // Нефтяное хозяйство.-2002.-№8.-С.96-97.
88. Елеманов, Б.Д. Использование физических полей для снижения интенсивности асфальтосмолопарафиновых отложений текст. / Б.Д. Елеманов // Нефтяное хо-зяйство.-№7.-2002.-С. 125-127.
89. Жданов, С.А. Опыт применения методов увеличения нефтеотдачи в России текст. / С.А. Жданов // Нефтяное хозяйство.-2008.-№1.-С.58-61.
90. Зейгман, Ю.В. Физические основы глушения и освоения скважин / Ю.В. Зейгман // Учеб. пособие.-Уфа: УГНТУ, 1998.-340с.
91. Золотухин, А.Б. Теория нечетких множеств в выборе методов воздействия на нефтяные пласты текст. / А.Б. Золотухин, H.A. Еремин, JI.H. Назарова, Е.М. Пономаренко // Нефтяное хозяйство.-1991. -№3.-С.21-23.
92. Ибатуллин, P.P. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений текст. / P.P. Ибатуллин, Н.Г. Ибрагимов, Ш.Ф. Тахаутдинов, P.C. Хисамов // Теория. Методы. Практика.-М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004.-292с.
93. Ибрагимов, Г.З. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти текст. / Г.З. Ибрагимов, К.С. Фазлутдинов, Н.И. Хисамутдинов // Справочник. М.: Недра, 1991.-384с.
94. Ибрагимов, Г.З. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти текст. / Г.З. Ибрагимов, Н.И. Хисамутдинов // М.: Недра, 1983.-312с.
95. Ибрагимов, Л.Х. Интенсификация добычи нефти текст. / Л.Х. Ибрагимов, И.Т. Мищенко, Д.К. Челоянц // Москва: Наука, 2000.-415 с.
96. Ибрагимов, Л.Х. Интенсификация добычи нефти текст. / Л.Х. Ибрагимов, И.Т. Мищенко, Д.К. Челоянц // М.: Нефть и газ, 1996.-478с.
97. Ибрагимов, Н.Г. Повышение эффективности добычи на месторождениях Татарстана текст. / Н.Г. Ибрагимов //М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2005.-316с.
98. Ибрагимов, Н.Г. Совершенствование методов защиты колонны НКТ от асфаль-тосмолопарафиновых отложений на промыслах Татарстана текст. / Н.Г. Ибрагимов // Нефтяное хозяйство.- 2005. -№6.-С.10-11.
99. Ибрагимов, Н.Г. Теория и практика методов борьбы с органическими отложениями на поздней стадии разработки нефтяных месторождении текст. / Н.Г. Ибрагимов, В.П. Тронов, И.А. Гуськова // Нефтяное хозяйство.-2010.- 240с.
100. Иванова, И.К. Углеводородные растворители на основе гексана для удаления органических отложений нефти Иреляхского месторождения текст. / И.К. Иванова, Е.Ю. Шиц // Нефтегазовое дело.-2008.-www.ogbus.ru.
101. Иванова, Л.И. Влияние обводнённости нефти на интенсивность образования асфальто-смоло-парафиновых отложений и на эффективность действия ингибиторов текст. / Л.И. Иванова, М.Д. Пахомов, Е.В. Овчар // Технологии нефти и газа.-2008.-№5.-С.10-12.
102. Иванова, М.М. Регулирование фильтрационных свойств пласта в околосква-жинных зонах / М.М. Иванова, H.H. Михайлов, P.C. Яремийчук // М.: ВНИИО-ЭНГ, 1988.-56с.
103. Иктисанов, В.А. Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений текст. / В.А. Иктисанов // М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001 . -212с.
104. Ильин А.Н. Высокопарафинистые нефти: закономерности пространственных и временных изменений их свойств текст. / А.Н. Ильин, Ю.М. Полищук, И.Г. Ященко // Институт химии нефти СО РАН.-Нефтегазовое дело, 2007.-http://www.ogbus.ru.
105. Илюков, В.А. Промысловые исследования процесса депарафинизации приза-бойной зоны скважин при тепловой обработке текст. / В.А. Илюков, Я.А. Мус-таев // Нефтепромысловое дело.-1973.-№5.-С. 19-22.
106. Инструкция по технологии обработки ПЗ с применением растворителя «МИА-пром» для увеличения производительности низкопродуктивных скважин. Пооперационное описание производства работ по технологии текст.-НПЦ «Ин-техпромсервис», 2004. — 5 с.
107. Каган, Я.М. Влияние переменного электромагнитного поля на кристаллизацию и образование отложений парафина текст. / Я.М. Каган // Нефтепромысловое дело.-1965.-С. 170-182.
108. Каган, Я.М. О физико-химических основах предупреждения образования смо-ло-парафиновых отложений с помощью полей, создаваемых электрическим током текст. / Я.М. Каган // Борьба с отложениями парафина .-М.:Недра, 1965.-С. 170-182.
109. Казаков, A.A. Результаты внедрения технологии ООО «Каскад» для очистки скважин Усинского и Возейского месторождений от гидратопарафиновых отложений текст. / A.A. Казаков, Ю.Г. Юнин, А.Н. Вишняков // Нефтяное хозяй-ство.-2007.-№5.-С.100-101.
110. Каменщиков, Ф.А. Борьба с отложениями парафина на месторождениях Удмуртии текст. / Ф.А. Каменщиков, Я.Л. Смирнов, Б.М. Сучков и др. // Нефтепромысловое дело.-1979.-№9.-С.27-29.
111. Каменщиков, Ф.А. Применение промежуточного слоя для повышения прочности стеклянного покрытия текст. / Ф.А. Каменщиков, Б.М. Сучков // Труды ТатНИПИнефть,- 1975. вып. XXVIII,- С.80-85.
112. Каменщиков, Ф.А. Тепловая депарафинизация скважин текст. / Ф.А. Каменщиков // Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2005.-254с.
113. Каюкова, Г.П. Состав пород и остаточных углеводородов в промытых зонах пластов Ромашкинского месторождения текст. / Г.П. Каюкова, А.Р. Аглямиев,
114. A.M. Киямова, JI.M. Ситдикова, H.C. Шарипова, В.М. Смелков // Нефтяное хозяйство.-2010.-№5.-С. 100-103.
115. Каюмов, М. Ш. Учет особенностей образования асфальтосмолопарафиновых отложений на поздней стадии разработки нефтяных месторождений текст. / М.Ш. Каюмов, В. П. Тронов, И.А. Гуськова, А.А. Липаев // Нефтяное хозяйст-во.-2006.-№3.-С.48- 49.
116. Кильдишев, Г.С. Общая теория статистики / Г.С. Кильдишев// М.: Статистика, 1980.-423с.
117. Кожабеков, С.С. Влияние температуры термообработки и скорости охлаждения на процессы структурообразования и реологическое поведение парафинистой нефти текст. / С.С. Кожабеков // Нефтяное хозяйство.- 2008. №7,- С. 118-120.
118. Козлов, А.Г. Окисление нефтей в процессе фильтрации через пористую среду текст. / А.Г. Козлов, О.В. Ковалева // Сб.науч.тр. ВНИИ.- 1987.-Вып.100.-С. 150161.
119. Козлов, А.Г. Окислительные процессы в нефтях различных месторождений текст. / А.Г. Козлов, О.В. Ковалева // Сб. науч.тр; ВНИИ.-1988.-Вып.102.-С.88-93.
120. Комисаров, А.И. Обработка глубоких скважин органическими растворителями текст. / А.И. Комисаров, Р.Х. Моллаев, В.А. Яровой // Нефтепромысловое дело.-1985.-№7.-С.41-43. и др.
121. Кондрашкин, В.Ф. Определение коэффициента Джоуля-Томсона для Ромаш-кинской нефти в промысловых условиях текст. / В.Ф. Кондрашкин, А.Х. Фат-куллин // Нефтепромысловое дело, С.1974.-№9.-С.20-22.
122. Корецкий, А.Ф. Механическая работа очистки и моющее действие растворов ПАВ текст. / А.Ф. Корецкий, В.А. Колосанова, Т.А. Крецкая// Коллоидный журнал.-1983.-№1.-С.74-80.
123. Кострюков, Г.В. Результаты промысловых исследований отложений парафина в фонтанных скважинах Татарии текст. / Г.В: Кострюков, Б.А. Мазепа // Татарская нефть.-№1.-1959.-С.19.
124. Кравцов, В.В. Защита от коррозии внутренней поверхности стальных вертикальных резервуаров текст. / В.В. Кравцов // Уч. пособие.- Уфа.-1997.- 91с.
125. Крачковский, В.В. Разработка и испытание композиций для удаления и предупреждения парафиноотложений в шлейфах скважин Югидского НГКМ текст. /
126. B.B. Крачковский, Р.Ю. Юнусов, P.A. Бурматов и др. // Науч.-техн. сб. в 4ч. 4.2. Научные проблемы и перспективы нефтегазовой отрасли в Северо-западном регионе России.
127. Кристиан, M Увеличение продуктивности и приёмистости скважин текст. / М. Кристиан, С.Сокол, А.Константинеску // М.:Недра, 1985.-c.184.
128. Крупеник, А.П. Определение механических свойств парафиновых отложений текст. / А.П. Крупеник // Нефтяное хозяйство.-1975.-№10.-С.65-66.
129. Кудинов, В.И. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов текст. / В.И. Кудинов, Б.М. Сучков // Самара: Кн. изд-во, 1996.-440с.
130. Кузнецова, В.В. Системный анализ и принятие решений в деятельности учреждений реального сектора экономики, связи и транспорта текст. / В.В.Кузнецова, М.А. Асланов и др.// Москва: ЗАО «Издательство «Экономика», 2010.-406с.
131. Кучумов, Р.Я. Анализ и моделирование эффективности эксплуатации скважин, осложнённых парафиноотложениями текст. / Р.Я. Кучумов, М.Ф. Пустовалов, Р.Р. Кучумов // М.: ВНИИОЭНГ, 2005.-186с.
132. Ламбурн, Р. Лакокрасочные материалы и покрытия текст. / Р. Ламбурн // Теория и практика. СПб.: Химия, 1991.-512с.
133. Лезов, О.Ф. О борьбе с отложениями асфальтосмолистых веществ и парафина в объединении «Удмуртнефть» текст. / О.Ф. Лезов, Я.Л. Смирнов, Ф.А. Каменщиков, И.Н. Головин // Нефтепромысловое дело. -1980.-№4.-С.18-20.
134. Лившиц, М.Л. Лакокрасочные материалы текст. / М.Л. Лившиц, Б.И. Пшиял-ковский // Справочное пособие.-М.:Химия, 1982.-360с.
135. Липаев, A.A. Экспериментальное исследование тепловых свойств парафинов текст. / A.A. Липаев, С.А. Липаев, Ю.Л. Максимова, И.А. Гуськова // Сб.Научные исследования и подготовка специалистов в ВУЗе, выпуск 2.-Альметьевск: 1999.-С.20-23.
136. Лойцянский, Л.Г. Механика жидкости и газа текст. / Л.Г. Лойцянский // Изд. 4-е, М. «Наука», 1973.-847 с.
137. Лысенко, В.Д. Важнейшие факторы, учитываемые при проектировании разработки нефтяных месторождений текст. / В.Д. Лысенко // Нефтепромысловое дело.-2003 .-№8.-С.4-8.
138. Люшин, С.Ф. Лабораторное изучение интенсивности отложения парафина в зависимости от скорости потока текст. / С.Ф. Люшин, В.А. Пряжевский // Труды УфНИИ.-1966.- вып.19.-С.42-53.
139. Люшин, С.Ф. О влиянии скорости потока на интенсивность отложения парафина при добыче нефти текст. / С.Ф. Люшин, H.H. Репин // Нефтяное хозяйство.-1964.-№8.-С. 46-50.
140. Люшин, С.Ф. О влиянии состава твердых углеводородов на формирование парафиновых отложений текст. / С.Ф. Люшин, P.P. Иксанова // Борьба с отложениями парафина: сборник статей.-Недра, 1965.-С.122-134.
141. Мазепа, Б.А. Гранулярный характер формирования парафиновых отложений текст. / Б.А. Мазепа // Геология, разработка, бурение и эксплуатация нефтяных месторождений Пермского Приуралья: Сб. науч.тр. ПермНИПИнефть.-Пермь: 1976.-С.186-189.
142. Мазепа, Б.А. Исследование о механической прочности парафиновых отложений текст. / Б.А. Мазепа // Труды ТатНИИ, М.: Недра, 1964.-вып. V,- С.182 211.
143. Мазепа, Б.А. Парафинизация нефтесборных систем и промыслового оборудования текст. / Б.А. Мазепа // М.: Недра, 1966.-180с.
144. Малофеев, В.Г. Исследование изменения температуры при разработке яснополянской залежи Ольховского местрождения текст. / В.Г. Малофеев, И.Д. Чо-ловская, Т.Р. Балдина, Ю.Х. Ширяев и др.// Нефтяное хозяйство.-№3.-2002,-С.53-55.
145. Малыхина, Л.В. Применение полимерных покрытий для предотвращения коррозии нефтепромыслового оборудования в ОАО «Татнефть» текст. / Л.В. Малыхина, Н.В. Чернова, Н.К. Губайдуллина // Коррозия.- 2009.- №2,- С. 10-14.
146. Мамедов, Т.М. Добыча нефти с применением углеводородных растворителей текст. / Т.М. Мамедов //.-М.: Недра, 1984.-152с.
147. Мамедов, Т.М. О времени депарафинизации лифтовых труб при использовании различных растворителей текст. / Т.М. Мамедов, В.А. Гиловян // Нефтепромысловое дело.-№9.-1976.-С.47-50.
148. Мархасин, И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта текст. / И.Л. Мархасин//М.: «Недра», 1977.-214с.
149. Материалы конференции АО «Татнефть» по вопросам борьбы с асфальтосмо-лопарафиновыми отложениями при добыче нефти.-Альметьевск, 1999.-103с.
150. Механизм и условия формирования асфальто смоло-парафиновых отложений на поздней стадии разработки нефтяного месторождения (на примере НГДУ «Джалильнефть»: Дис. канд.техн.наук.- Бугульма: ТатНИПИнефть, 1999. -184с.
151. Мехтиев, Ш.Ф. Тепловой режим нефтяных и газовых месторождений текст. / Ш.Ф. Мехтиев, А.Х. Мирзаджанзаде, С.А. Алиев и др. // Азерб. гос. изд-во нефтяной и научно-технической литературы.- Баку.-1960.-383с.
152. Мингареев, Р.Ш. Влияние закачки холодной воды на процесс разработки и нефтеотдачу пластов Ромашкинского месторождения текст. / Р.Ш. Мингареев, Г.Г. Вахитов, С.А. Султанов // Нефтяное хозяйство.-1968.-№11 .-С.31 -34.
153. Мирзаджанзаде, А.Х. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа текст. / А.Х. Мирзаджанзаде, Г.С. Степанова//М.: Недра, 1977.-232с.
154. Михайлов, H.H. Изменение физических свойств горных пород в околоскважин-ных зонах текст. / H.H. Михайлов // М.: Недра, 1987.-152с.
155. Мищенко, И.Т. Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами текст. / И.Т. Мищенко, Т.Б. Бравичева, А.И. Ермолаев // М.: ФГУП Из-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005.-448с.
156. Мищенко, И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов текст. /f
157. И.Т. Мищенко // М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2003.-816с.
158. Муслимов, Р.Х. Нанотехнологии в геологии и повышение эффективности освоения залежей с трудноизвлекаемыми и остаточными запасами нефти текст. / Р.Х. Муслимов // Нефтяное хозяйство.-№1.-2009.-С.38-41.
159. Муслимов, Р.Х. Влияние особенностей геологического строения на эффективность разработки Ромашкинского месторождения текст. / Р.Х. Муслимов // Изд-во Казанского университета, 1979.- 211с.
160. Муслимов, Р.Х. Методы извлечения остаточных нефтей заводняемых месторождений текст. / Р.Х. Муслимов, В.М. Смелков, P.P. Ибатуллин, Г.В. Романов, J1.M. Петрова//Геология нефти и газа.- №10.- 1998.-С.22-34.
161. Муслимов, Р.Х. Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на завершающей стадии текст. / Р.Х. Муслимов // Нефтяное хо-зяйство.-2008.-№3.-С.30-34.
162. Муслимов, Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности текст. / Р.Х. Муслимов // Учебное пособие.-Казань: Изд-во ФЭН Академии наук РТ, 2005.-688с.,
163. Мышкин, Н.К. Трение, смазка, износ. Физические основы и технические приложения трибологии текст. / Н.К. Мышкин, М.И. Петроковец // М.: ФИЗ-МАТЛИТ, 2007.-368C.
164. Нагимов, Н.М. Коллоидно-химические свойства углеводородных растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений текст. / Н.М. Нагимов, A.B. Шарифул-лин, В.Г. Козин // Нефтяное хозяйство 2002 - № 11- С.79-81.
165. Нагимов, Н.М. Эффективность воздействия на асфальтосмолопарафиновые отложения различных углеводородных композитов текст. / Н.М. Нагимов, Р.К. Ишкаев, A.B. Шарифуллин, В.Г. Козин // Нефтяное хозяйство.-2002.-№2.-С.68-70.
166. Нежевенко, В.Ф. Состав твердых парафинов нефтей Куйбышевской области текст. / В.Ф. Нежевенко, Р.И. Кедрова // Борьба с отложениями парафина: сборник статей. М.: Недра, 1965.-С.115-121.
167. Непримеров, H.H. Экспериментальное исследование некоторых особенностей добычи парафинистой нефти текст. / H.H. Непримеров // Изд-во казанского университета, 1952.-148с.
168. Низамов, K.P. Коррозия трубопроводов в условиях выпадения осадков текст. / K.P. Низамов, З.Г. Муразгильдин, Е.А. Арменский и др. // Нефтяное хозяйство.-2002.-№4.-С. 90-91.
169. Николаев, В.М. Влияние давления и газонасыщенности нефти на температуру начала кристаллизации парафина текст. / В.М. Николаев, В.И. Белоусов, Е.Т. Безруков // Добыча нефти и газа. Транспорт газа: Тр. Куйбышев НИИНП, 1964.-Вып.23.-С.171-177.
170. Носаль, Т.П. текст. / Т.П. Носаль, P.M. Мурзаков, З.И. Сюняев и др. // Нефтепереработка и нефтехимия, 1978.-№7.-С.8-11.
171. Овтанатов, Г.Т. Вскрытие и обработка пласта текст. / Г.Т. Овтанатов // М.: Недра, 1970.-312с.
172. ОСТ 38.01197-80 Нефти СССР. Технологическая индексация.
173. Павлычев, В.Н. Эффективность применения растворителей асфальтосмолопа-рафиновых отложений на промыслах АНК «Башнефть» / В.Н. Павлычев, Н.В. Прокшина, В.В. Уметбаев, Ю.М. Волочай // Нефтяное хозяйство.-2002.-№12.-С.65-66.
174. Панченков, Г.М. Химическая кинетика и катализ текст. / Г.М. Панченков, В.П. Лебедев // Изд.2-е перераб. и доп. М.: «Химия», 1974.-592с.
175. Петрова, Л.М. Закономерности формирования состава остаточных нефтей текст. / Л.М. Петрова, Т.Р. Фосс, H.A. Аббакумова, Г.В. Романов // Георесур-сы.-2007.-№3.-С.43-45.
176. Петрова, Л.М. Изменение состава нефти в процессе добычи текст. / Л.М. Петрова, Г.В. Романов, Т.Р. Фосс // Нефтяное хозяйство.-2004.-№7.-С.62-64.
177. Петрова, JI.M. Оценка степени деградации остаточных нефтей текст. / Л.М. Петрова, Г.В. Романов, Е.В. Лифанова //Нефтехимия.-1994.- Т.34.-№2.-С.145-150.
178. Петрова, Л.М. Формирование состава остаточных нефтей текст. / Л.М. Петрова // Казань: Изд-во «ФЭН» АН РТ, 2008.-204с.
179. Пешкова, В.М. Практическое руководство по спектрофотометрии и колориметрии текст. / В.М. Пешкова, М.И. Громова // Изд-во Московского университета.- 1965.-131с.
180. Пирвердян, A.M. Гидромеханика глубиннонасосной эксплуатации текст. / A.M. Пирвердян // М.: Недра, 1964.-260с.
181. Подъяпольский, А.И. Электрохимический метод предотвращения асфальтосмо-листых отложений и эмульсий при добыче нефти из осложнённых скважин текст. / А.И. Подъяпольский, В.Г. Карамышев, Д.С. Худяков // Интервал.2006,- №3.-С.46-48.
182. Подымов, Е.Д. Эффективность применения технологий увеличения добычи нефти при разработке месторождений ОАО «Татнефть» текст. / Е.Д. Подымов, С.И. Ибатуллина, Т.П. Самойлова, Г.Н. Фархутдинов // Нефтяное хозяйсгво.2007.-№7.-С.70-74.
183. Поляков В.Н. Системные решения технологических проблем строительства скважин текст. / В.Н. Поляков, В.И. Вяхирев, В.В. Ипполитов // М.: ООО «Не-дра-Бизнесцентр», 2003.-240с.
184. Протасов, В.Н. Полимерные покрытия в нефтяной промышленности текст. / В.Н. Протасовым.: Недра, 1985.-192с.
185. Рагулин, В.А. Влияние газонасыщенности и состава газа на температуру начала кристаллизации парафина в растворе текст. / В.А. Рагулин, С.Ф. Люшин // Труды БашНИПИнефть.-1973 .-вып.34.-С.91-98.
186. Разницын В.В. Методы борьбы с парафином на месторождении Узень текст. / В.В. Разницын // Нефтепромысловое дело.-1979.-№10.-С.26-27.
187. Разработка и эксплуатация месторождений. Комплексные исследования пластов и скважин текст. Кн.2.-Ухта: филиал ООО «Вниигаз»-«Севернипигаз», 2005.-С.9-19.
188. Рассказов, В.А. Изучение парафинизации поверхностей различной шероховатости в условиях совместного движения нефти и газа по трубопроводам текст. / В.А. Рассказов // Труды УфНИИ, 1966.-вып 19.- С.54-63.
189. Рахимова, Ш.Г. Исследование применения теплового воздействия совместно с углеводородными растворителями для разработки залежей тяжёлых нефтей текст. / Ш.Г. Рахимова //Автореферат на соискание уч. степ.'канд. техн. наук. ТатНИПИнефть, 2009.- 25с.
190. РД 153-39.0-304-03 Технология повышения нефтеотдачи пластов и снижения обводненности путем закачки гидрофобной эмульсии. Бугульма: ТатНИПИнефть, 2003.-14с.
191. РД 153-39.0-374-04 Инструкция по технологии обработки призабойных зон с применением растворителя «МИА-пром» для увеличения производительности добывающих скважин.-Бугульма: ТатНИПИнефть, ООО НПЦ «Интехпромсер-вис», 2004. 15 с.
192. РД 153-39.0-374-04 Инструкция по технологии обработки призабойных зон с применением растворителя «МИА-пром» для увеличения производительности добывающих скважин.Бугульма: ТатНИПИнефть, 2005. 17 с.
193. РД 153-39.0-381-05 Технология глушения и промывки нефтедобывающих скважин с сохранением коллекторских свойств продуктивных пластов.-Бугульма: ТатНИПИнефть, 2005. 50 с.
194. РД 153-39.0-411-05 Инструкция по технологии обработки призабойной зоны скважин композициями на основе растворителей.-Бугульма: ТатНИПИнефть, 2005.- 15 с.
195. РД 153-39.1-252-02 Руководство по эксплуатации скважин установками сква-жинных штанговых насосов в ОАО «Татнефть».
196. РД 153-39.1-288-03 Инструкция по эксплуатации. Трубы насосно-компрессорные с внутренним полимерным покрытием.
197. РД 153-39.1-498-06. Инструкция по обработке скважин дистиллятом.-Бугульма: ТатНИПИнефть, 2006. 19 с.
198. РД 153-39-026-97 Требования к химпродуктам, правила и порядок допуска их к применению в технологических процессах добычи и транспорта нефти использованию
199. РД 153-391-288-03 Бугульма, 2002. 29с.
200. РД 39-9-478-80 /Г.Ф.Требин, Ю.В.Капырин, А.В.Савинихина и др. // Методическое руководство по выявлению залежей, нефти которых насыщены или близки к насыщению парафином. М.: ВНИИнефть, 1980.-12с.
201. Ревин, П.О. Оценка качества лакокрасочных покрытий нефтегазового оборудования / П.О. Ревин // Коррозия.- 2009.- №2(13).- С.18-20.
202. Репин, H.H. Влияние обводнённости нефти на коэффициент сепарациитексг. / H.H. Репин, A.A. Абрамова // Нефтяное хозяйство.-1979.-№9.С.56-58.
203. Репин, H.H. Технология механизированной добычи нефти текст. / H.H. Репин, В.В. Девликамов, О.М. Юсупов и др. // М.: Недра, 1976.-175с.
204. Рогачёв, М.К. Борьба с осложнениями при добыче нефти текст. / М.К. Рогачёв, К.В. Стрижнев // М.: Недра-Бизнесцентр, 2006.-225с.
205. Ролдугин, В.И. Физикохимия поверхности: Учебник-монография текст. / В.И. Ролдугин-Долгопрудный // Издательский дом «Интеллект», 2008.-568с.
206. Рябов, В.Д. Химия нефти и газа текст. / В.Д. Рябов // М.: Издательство «Техника», ТУМА ГРУПП, 2004.-288с.
207. Сазонов, Ю.А. Инструмент для удаления парафиновых отложений из насосно-компрессорных труб текст. / Ю.А. Сазонов, В.И. Заякин // Нефтяное хозяйст-во.-2000.-№6.-С.50-52.
208. Салатинян, И.З. О скорости роста отложений парафина в трубах текст. / И.З. Салатинян, В.М. Фокеев // Известия Вузов. Нефть и газ. -1961.-№9.-С.53-59.
209. Сафиева, Р.З. Физикохимия нефти. Физико-химические основы технологии переработки нефти текст. /Р.З. Сафиева//М.:Химия, 1998.-448с.
210. Сафин, С. Г. Разработка композиций для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в нефтепромысловом оборудовании текст. / С.Г. Сафин // Нефтяное хозяйство.- 2004.-№ 7.- С. 106.
211. Сахаров, В. Определение глубины установки магнитного депарафинизатора на высокопарафинистых скважинах месторождений Южно-Тургайского прогиба текст. / В. Сахаров, Б. Сейткасымов // Бурение и нефть.-2005.-№2.-С.18-20.
212. Сахаров, В.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в вертикальных трубах и промысловых подъемниках текст. / В.А. Сахаров, Мохов М.А. // М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2004.-398с.
213. Светлицкий, В.М. Особенности процессов отложения асфальто-смоло-парафиновых веществ в пористой среде текст. / В.М. Светлицкий, Е.А. Малиц-кий, О.В. Фещук, В.В. Краснов, М.И. Москалюк // Нефтяное хозяйство.-1983.-№11.
214. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2007611393. Заявка № 2007616455.
215. Семёнов, В.В. Механическая очистка рабочих поверхностей внутрискважинно-го оборудования для предупреждения осложнений при добыче нефти текст. / В.В. Семёнов // Нефтепромысловое дело.-2008.- №10.-С.48-52.
216. Семнецов, A.A. О некоторых новых конструкциях грузонесущего геофизического кабеля текст. / A.A. Семнецов, A.A. Шилов, A.B. Шумилов // Горное эхо.-2007.-№4.-С.8-15.
217. Сергиенко, С.Р. Высокомолекулярные неуглеводородные соединения нефти текст. / С.Р. Сергиенко, Б.А. Таимова, Е.И. Талалаев // М.: Наука, 1979.-269с.
218. Сергиенко, С.Р. Высокомолекулярные соединения нефти / С.Р. Сергиенко // М.: Недра.- 1964.-541с.
219. Сертификат "ТЭКСЕРТ" ГЦСС "НЕФТЕПРОМХИМ" №ТЭК RU. ХП.06. Н00614 от 27.05.2003.
220. Сорокин, A.B. Изменение компонентного состава подвижной нефти в результате воздействия техногенных процессов текст. / A.B. Сорокин, В.Д. Сорокин // Вестник недропользователя.-2005.-№ 15.
221. СТП03-153-2001. Методика лабораторная по определению растворяющей и удаляющей способности растворителей АСПО // Стандарт предприятия АНК Баш-нефть, 2001.
222. Сургучёв, M.JI. Гидродинамическое, акустическое, тепловое циклические воздействия на нефтяные пласты текст. / M.JI. Сургучёв, O.JI. Кузнецов, Э.М. Симкин//М.: Недра, 1975.-184с.
223. Сургучёв, M.JI. Физико-химические микропроцессы в нефтегазовых пластах текст. / М.Л. Сургучёв, Ю.В. Желтов, Э.М. Симкин // М.: Недра, 1984.-215с.
224. Сургучев, M.JI. Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в заводнённых пластах текст. / М.Л. Сургучев, Э.М. Симкин // Нефтяное хозяйство.-1988.-№9.-С.31-36.
225. Сучков, Б.М. Добыча нефти из карбонатных коллекторов текст. / Б.М. Сучков // Москва-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2005.-688с.
226. Сучков, Б.М. Оценка влияния дроссельного эффекта на изменение температурного ражима работы скважин текст. / Б.М. Сучков // Нефтепромысловое дело, 1974.-№9.-С.З 8-40.
227. Тарко, Я.Б. Оценка влияния охлаждения призабойной зоны пластов на их приёмистость текст. / Я.Б. Тарко // Э.И. № 4 Серия нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ, 1987.-59С.
228. Тахаутдинов, Ш.Ф. Техника и технология добычи нефти в осложнённых условиях поздней стадии разработки нефтяных месторождений текст. / Ш.Ф. Тахаутдинов, Е.П. Жеребцов, А.Н. Авраменко и др. // Нефтяное хозяйство.-1998.-Ж7.-С.34-37.
229. Теслюк, P.E. Устранение скин-эффектов и проявление синергетических эффектов при тепломассопереносе в неоднородных пластах как ресурс повышения нефтеотдачи при внутриконтурном заводнении текст. / P.E. Теслюк // Нефтяное хозяйство.-2005.-№4.-С.88-92.
230. Титов, В.И. Изменение состава пластовых нефтей при разработке месторождений текст. / В.И. Титов, С.А. Жданов // Нефтяное хозяйство.-1988.-№8.-С.26-28.
231. Титов, В.И. Особенности состава и свойств остаточных нефтей текст. / В.И. Титов, С.А. Жданов // Нефтяное хозяйство.-1989.-№4.С.28-31.
232. Ткаченко, И.А. Тепловое поле Ромашкинского месторождения текст. / И.А. Ткаченко, Р.Г. Фархуллин, O.A. Никашев // Казань: Татарское кн. изд-во, 1977.-80с.
233. Токунов, В.И. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин текст. / В.И. Токунов, А.З. Саушин // М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004.-711с.
234. Требин, Г.Ф. Влияние термодинамических условий на характер парафина, выпадающего из нефти месторождения Узень текст. / Г.Ф. Требин, Ю.В. Капы-рин, A.C. Емельянова // Нефтепромысловое дело.-1980.- №8.-с. 18-20.
235. Тронов, В.П. Анализ работы элементов пластинчатых скребков и теоретическое обоснование их рациональной конструкции текст. / В.П. Тронов // Татарская нефть.- 1962.- №3.-С16-18.
236. Тронов, В.П. Влияние обводнённости на температурные условия формирования АСПО текст. / В.П. Тронов, И.А. Гуськова, Г.М. Мельников // Сб. «Научные исследования и подготовка специалистов в ВУЗе», Альметьевск: АлНИ, 1999.-С.106-108.
237. Тронов, В.П. Влияние природы материалов и качества их обработки на интен- . сивность запарафинивания в условиях скважины текст. / В.П. Тронов, Б.М. Сучков // Труды ТатНИИ.- М.: Недра, 1969.-вып.1,С.249-260.
238. Тронов, В.П. Влияние скорости потока на интенсивность парафинизации нефтепромыслового оборудования текст. / В.П. Тронов, И.А. Гуськова, И.В. Гуськов // «Нефть Татарстана», 1999.- №3-4.-C.33-36.
239. Тронов, В.П. Депарафинизация фонтанных скважин с помощью скребков постоянного сечения, движущихся сверху вниз текст. / В.П. Тронов // Нефтепромысловое дело.-1961.-№5.-С.З 8-40.
240. Тронов, В.П. Зависимость интенсивности запарафинивания материалов от их полярности текст. / В.П. Тронов, Б.М. Сучков, P.A. Максутов // Нефтепромысловое дело.-1961 .-№ 10.-С.36-40.
241. Тронов, В.П. Испытание 2 '/2 фонтанной колонны, покрытой бакелитовым лаком текст. / В.П. Тронов, К.В. Кострюков, P.A. Максутов, Б.М. Сучков // Татарская нефть.-1962,-№2.-С.6-9.
242. Тронов, В.П. Испытание различных материалов на сцепляемость с нефтяными парафинами в условиях скважины текст. / В.П. Тронов, Б.М. Сучков, В.Т. Сурков // Тр.ТатНИИ, 1962.-№ 10.-С. 14-17.
243. Тронов, В.П. Лнофильность и теплота смачивания стекла и стали в жидкостях различной природы текст. / В.П. Тронов, P.A. Сердюк // М.: Недра Тр. Тат-НИИ, 1964.-вып.У.-с. 240-250.
244. Тронов, В.П. Механизм формирования асфальто-смоло-парафиновых отложений на поздней стадии разработки нефтяного месторождения текст. / В.П. Тронов, И. А. Гуськова, // Нефтяное хозяйство.-1999.-№ 4.- С.24-25.
245. Тронов, В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними текст. / В.П. Тронов // Изд-во «Недра», 1969.-192с.
246. Тронов, В.П. О конструкции пластинчатых скребков и формулах для определения их количества текст. / В.П. Тронов // Татарская нефть.- i960.- №2.-С.24-28.
247. Тронов, В.П. О механизме парафинизации порового пространства пласта текст. / В.П. Тронов, Г.М. Мельников, А.И. Ширеев // Нефтяное хозяйство.-1970.-№8.-С.39-42.
248. Тронов, В.П. О формировании АСПО в насосном оборудовании на поздней стадии разработки текст. / В.П.Тронов, И.А. Гуськова, И.В.Гуськов// Нефть Та-тарстана.-Бугульма: 1999.-№2.- С.29-31.
249. Тронов, В.П. О формировании асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) в различных технологических элементах нефтедобывающей системы текст. / В.П. Тронов, И.А. Гуськова, Д.Г. Гильманова // Нефтяное хозяйство.-2008,-№3.- С.86-87.
250. Тронов, В.П. Очистка вод различных типов для использования в системе ППД текст. / В.П. Тронов, A.B. Тронов // Казань: ФЭН, 2001.-560 с.
251. Тронов, В.П. Промысловая подготовка нефти текст. / В.П. Тронов // М.: «Недра», 1977.-271с.
252. Тронов, В.П. Промысловые испытания комбинированных манифольдов «стекло-сталь» текст. / В.П. Тронов, Б.М. Сучков, Я.Ф. Губарев, Н.Д. Сергеев // Татарская нефть,-1962.-№2.- С.22-27.
253. Тронов, В:П: Способ добычи нефти. Патент на изобретение № 2172388 Д / В.II. Тронов, А.И. Ширеев; И.В. Савельева, A.B. Тронов, И.Х. Исмагилов, И.А. Гусь-кова // 2001.
254. TpoHOBj B.n. Уточнение роли некоторых факторов, влияющих на процесс выпадения; твердой фазы в потоке текст. / В:П. Тронов // Труды ТатНИ: 1964.-вып.5.-с.223-230 .
255. Турукалов, МЛэ. Критерии выбора эффективных углеводородных растворителей для удаления асфальто-смоло-парафиновых отложений текст.7 М.Б. Турукалов // Дис. канд. хим. наук. Краснодар: Кубанский гос. технологический университет, 2007:-156с. . , ,
256. Турукалов, М;Б. Критерии; применимости углеводородных; растворителей для; удаления асфальто-смоло-парафиновых отложений текст. / М;К. Турукалов // Фундаментальные исследования, 2007.-№1.-С.46-47.
257. Фадеев, В.Г. Комплексная автоматизированная система поддержки управления инновационной;деятельностью- предприятия «Эдисон+» / В.Г. Фадеев, П.В.
258. Карпунин, Р.Г. Заббаров, И.А. Гуськова и др.// Программа для ЭВМ №2007611393. Зарегистрирована в Реестре программ для ЭВМ 30.03.07. Заявка №2007616455 от 12.02.07.
259. Фадеев, В.Г. Проблемы выбора оптимальных условий применения и оценки эффективности новых технологий эксплуатации скважин текст. / В.Г. Фадеев, С.Н. Грицишин, И.А. Гуськова, Д.М. Гумерова // Нефтяное хозяйство.-2010.-№10.-С.146-147.
260. Фадеев, В.Г. Технология очистки призабойной зоны пласта нагнетательных скважин с применением методов изливов текст. / В.Г. Фадеев, Р.Б. Фаттахов,
261. A.A. Арсентьев, М.А. Абрамов // М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2009.-108с.
262. Фахретдинов, Р.Н. Остаточные нефти и способы их извлечения текст. / Р.Н. Фахретдинов, Н.В. Давиденко, Р.Х. Старцева и др. // Нефтяное хозяйство.-1992.-№4.-С.25-27.
263. Фахретдинов, Р.Н. Состав алканов в остаточных нефтях текст. / Р.Н. Фахретдинов, Н.К. Ляпина, М.А. Парфенова и др. // Нефтехимия.-1990.-№5.-С.585-592.
264. Фещук, О.В. Исследование условий выпадения и растворения парафиновых отложений в пористой среде текст. / О.В. Фещук, Е.А. Малицкий, И.Н. Мищук,
265. B.М. Светлицкий, Л.Г. Золотарёва // Нефтепромысловое дело.-1981.-№7.-С.25-28.
266. Фольмер, М. Кинетика образования новой фазы текст. / М. Фольмер, K.M. Горбунова, A.A. Чернов // М.: Наука, 1986.-208с.
267. Фролов, Ю.Г. Курс коллоидной химии. Поверхностные являения и дисперсные системы текст. / Ю.Г. Фролов // Учебник для вузов.-2-e изд., перераб. и доп. — М.:Химия, 1988.- 464с.
268. Хабибуллин, З.А. Борьба с парафиноотложениями в нефтедобыче текст. / З.А. Хабибуллин, З.М. Хусаинов, Г.А. Ланчаков // УФА: УГНТУ, 1992.-105с.
269. Халикова, Д.А. Оценка влияния высокомолекулярных н-алканов на физико-химические свойства парафинистых нефтей текст. / Д.А. Халикова, Т.Н. Юсупова // Нефтегазовое дело.- 2009.-том 7.-№1.-С.133-136.
270. Хамидуллин, Ф.Ф. Реологические свойства нефтей и водонефтяных эмульсий месторождений Республики Татарстан текст. / Ф.Ф. Хамидуллин и др. // Справочник — Бугульма: ГУП «Бугульминская типография», 2001. 557с.
271. Хисамов, P.C. Динамика дисперсного строения нефтей на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения текст. / P.C. Хисамов, И.Н. Файзул-лин, В.Ф. Шарафутдинов, Т.Н. Юсупова, Ю.М. Танеева, Г.В. Романов // Нефтяное хозяйство,- 2004.- №7.-С.55-57.
272. Хисамутдинов, А.И. Восстановление температурного поля пласта, охлаждённого в результате нагнетания холодной воды текст. / А.И. Хисамутдинов // Нефтепромысловое дело.-2003.-№8.-С.29-32.
273. Хисамутдинов, Н.И. Влияние техногенных факторов на физико-гидродинамические характеристики и технологические процессы добычи нефти текст. / Н.И. Хисамутдинов, М.М. Хасанов, Г.З. Ибрагимов и др. // Нефтепромысловое дело,-1997.-№ 12.-С.2-10.
274. Хисамутдинов, Н.И. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами текст. / Н.И. Хисамутдинов, Ш.Ф. Тахаутдинов, А.Г. Телин, Т.И. Зайнетдинов и др. // М.: ОАО «ВНИИОЭНГ»,2001.-148с.
275. Хусаинов, З.М. О возможности применения «летающих скребков для очистки НКТ от парафиновых отложений текст. / З.М. Хусаинов, И.Ш. Усманов, A.A. Шареев // Нефтепромысловое дело.-2000.-№1.-С.10-12.
276. Чазов, Г.А. Изучение условий парафинизации на промыслах объединения «Пермнефть» текст. / Г.А. Чазов // НТС. Нефтепромысловое дело.-1967.-№5.-С. 15-20.
277. Чазов, Г.А. Исследование прочности труб с защитными покрытиями при их деформации текст. / Г.А. Чазов // Нефтяное хозяйство.-1966.- №11.-С.37-41.
278. Чанышев, P.O. Проблемы борьбы с парафиноотложениями текст. / P.O. Чаны-шев // Обзорн. информ. Сер. «Разработка и эксплуатация газовых и газокондеи-сатных месторождений».-М.:ВНИИЭгазпром, 1986.-Вып.5.-42с.
279. Чарыев, О.М. Результаты испытания насосно-компрессорных труб, футерованных стеклом текст. / О.М. Чарыев, Ч.М. Атабаев // Нефтепромысловое дело.-1969.-№5.-С.25-26.
280. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта текст. / Э.Б. Чекалюк // М.: «Недра», 1965,- 235с.
281. Шамрай, Ю.В. Предотвращение отложения парафина и асфальтосмолистых веществ в добыче нефти на месторождениях с различными геолого-физическими условиями текст. / Ю.В. Шамрай, В.И. Гусев, В.А. Покровский и др. // М.: ВНИИОЭНГ, 1987.-56с.
282. Шейнман, А.Б. Воздействие на пласт теплом при добыче нефти текст. / А.Б. Шейнман, Г.Е. Малофеев, А.И. Сергеев // М.: Изд-во «Недра», 1969.- с.256.
283. Шейх-Али, Д.М. Изменение свойств нефти и газового фактора при разработке нефтяных месторождений текст. / Д.М. Шейх-Али, Э.М. Юлбарисов // Уфа: Интервал.-2009."1(48).-С.30-35.
284. Щукин, Е.Д. Влияние поверхностно-активных сред на прочность сцепления твердых тел текст. / Е.Д. Щукин, JI.C. Брюханова, И.А. Андреева и др. // Коллоидный журнал.-1973.-Т.35.-№5.-С.828-832.
285. Эйгенсон, А.С. О механизме влияния смол и асфальтенов на некоторые внутри-пластовые процессы при вторичных методах добычи нефти текст. / А.С. Эйгенсон, Д.М. Шейх-Али // Нефтяное хозяйство.- 1992.-№7.-с.20-23.
286. Эльяшева, М.А. Методика испытаний на усталость остеклованных насосно-компрессорных труб текст. / М.А. Эльяшева, А.Г. Кан, Е.Е. Боченов // Известия Высших учебных заведений.-1967.-№12.-С.98-102.
287. Юнусов, Р.Ю. Совершенствование методов предупреждения парафиноотложе-ний при эксплуатации скважин нефтегазоконденсатных месторождений текст. / Р.Ю. Юнусов // Дисс. канд. техн. наук.-Ухта: СеверНИПИгаз, 2009.-171с.
288. Abdul Aziz, Abdul Kadir, Isham Ismail Determination of Cristallisation waxi crude and influence of diluents // Proceedings of Regional Symposium on Chemical Engineering, Malaisia.: 1997.-P.316- 325.
289. Antonio Bruno, Cem Sarica, Hong Chen, Michael Volk Paraffin Deposition During the Flow of Water-in-Oil and Oil-in-Water Dispersions in Pipes.-SPE 114747.- Annual Technical Conference and Exhibition // Denver, Colorado, USA, 2008.
290. Garcia M.C., Carbonani L. Asphaltene-paraffin structural interactions. Effect on crude oil stability // Energy&Fuels.- 2001.-V.15.- pp. 1021-1027.
291. Kokal S.L., Majman J., Sayeqh S.G., George A.E. Measurement and correlation of asphalting presipitation from heavy oils by gas injection // JCPT.-1992.-Vol. 31.-No.4.-pp.24-30.
292. Kriz P. Andersen S. I. Effect of asphaltenes on crude oil wax crystallisation // Energy &Fuel.- 2005.- V.19.-pp.948-953.
293. Mansoori G.A. Modeling of asphaltene and other heavy organic depositions //Journal of Petroleum science and Engineering.- 1997.-Vol. 17.-рр.101-111.
294. Mozes G. ed. Elsevier Paraffin products: properties, technologies, applications // N.-Y.-1982.-335p.
295. SungYong Cho and Scott Fogler / Efforts on Solving the problem of Paraffin Deposit. I: Using Oil-Soluble Inhibitors// Journal of Industrial and Engineering Chemistry.-Vol 5.- No 2.-1999.-pp.l23-127
296. Wingarten J.S., Euchner J.A. Metods for predicting wax precipitation and deposition / SPE Production Engineering .-1988.-Vol.3.-No.l.-pp.l21-126.
297. Wu C. H., Wang K. S., Shuler P. J., Tang Y. C., Creek J., Carlson R. M, Cheung S. Measurement of Wax Deposition in Paraffin Solutions // AIChE Journal.-2002.-48(9).-pp.2107-2110.
298. Wayne W.Frenier, M. Ziauddin, R.Venkatessan. Organic Deposits in Oil and Gas Production /Society of Petroleum Engineers, TX, USA, Збір, 2010.0 я
-
Гуськова, Ирина Алексеевна
-
доктора технических наук
-
Бугульма, 2011
-
ВАК 25.00.17
- Геолого-промысловые факторы формирования техногенных газовых залежей на разрабатываемых месторождениях и ПХГ
- Глобальные деформации флюидальных контактов до и в процессе разработки месторождений нефти и газа
- Методика обнаружения техногенных залежей нефти по геофизическим и геолого-промысловым данным
- Геохимия нефтей и газоконденсатов Предкарпатского прогиба в связи с прогнозом нефтегазоносности
- Построение геологических моделей малоразмерных и сложнопостроенных залежей углеводородов в связи с разведкой и подготовкой к разработке
