Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка методов повышения эффективности эксплуатации системы "пласт-скважина-шлейф-ДКС-УКПГ" на газовых промыслах Крайнего Севера

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка методов повышения эффективности эксплуатации системы "пласт-скважина-шлейф-ДКС-УКПГ" на газовых промыслах Крайнего Севера"

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М. ГУБКИНА

На правах рукописи

ГЛУХЕНЬКИЙ АЛЕКСАНДР ГРИГОРЬЕВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМЫ «ПЛАСТ - СКВАЖИНА - ШЛЕЙФ - ДКС - УКПГ» НА ГАЗОВЫХ ПРОМЫСЛАХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА

Специальность: 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2008

003451571

003451571

Работа выполнена в ООО «Газпром добыча Надым» ОАО «Газпром»

Научный руководитель:

- доктор технических наук Давлетов Касим Мухаметгареевич

Официальные оппоненты:

- доктор технических наук, профессор Васильев Юрий Николаевич

- доктор химических наук, профессор Мельников Вячеслав Борисович

Ведущая организация: ООО «ТюменНИИгипрогаз» ОАО «Газпром»

Защита состоится «25» ноября 2008 г. в 15 часов в ауд. 731 на заседании диссертационного совета Д.212.200.08 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора технических наук при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: Москва, ГСП-1,119991, Ленинский проспект, д. 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан «О/с/У 2008 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор С^^—Б.Е.Сомов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Более 80% природного газа России добывается на месторождениях, расположенных на севере Западной Сибири. Большая часть доказанных запасов и практически вся добыча газа в этом регионе приходится на сеноманские отложения. В настоящее время многие крупнейшие и уникальные месторождения этого региона вступили в компрессорный период эксплуатации, характеризующийся низкими значениями пластовых давлений и температур, снижением дебитов скважин в условиях физического и морального износа газопромыслового оборудования при одновременном ухудшении условий добычи. Последнее обстоятельство явилось причиной применения на промыслах этих месторождений сорбционных методов осушки газа, очень чувствительных к термобарическим условиям эксплуатации, а также быстрого ввода дожимных компрессорных станций (ДКС) и совершенствования технологии капитального ремонта скважин

В этот период эксплуатации месторождений важную роль при добыче и подготовке природного газа к транспорту на газовых промыслах выполняют операции КРС и процессы охлаждения газа.

Вместе с тем применение ДКС приводит к повышению температуры газа после компримирования, в связи с чем возрастает роль действующих технологий промысловой подготовки газа и аппаратов воздушного охлаждения (ABO).

Проблемы совершенствования способов капитального ремонта скважин, процесса охлаждения сырого газа, регенерации сорбентов и вывода скважин из эксплуатации, возникающие на поздней стадии разработки месторождения Медвежье, актуальны для всех объектов сеноманских залежей.

Рациональная эксплуатация месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки, на современном научно-техническом уровне возможна

(КРС).

исключительно при получении, анализе и обобщении информации о состоянии в комплексе продуктивного пласта и всех технических сооружений, оборудования и применяемых технологий при добыче, промысловом транспорте и подготовке газа к дальнему транспорту. Цель диссертационной работы

Повышение эффективности функционирования системы «пласт -скважина - шлейф - ДКС - УКПГ» на поздних стадиях разработки газовых месторождений.

Основные задачи исследований

1. Выявить основные проблемы в системе «пласт - скважина - шлейф -ДКС - УКПГ» для повышения эффективности добычи и подготовки газа к транспорту в компрессорный период разработки и эксплуатации газовых месторождений.

2. Выявить особенности геологического строения пород-коллекторов залежей газа и их влияние на добычу газа.

3. Оценить состояние фонда действующих скважин с целью обоснования способов КРС для совершенствования разработки месторождений.

4. Провести анализ изменения состава скважинной продукции в процессе разработки и эксплуатации газового месторождения с целью обоснования способов предупреждения образования песчаных и гидратных пробок в шлейфах и повышения эффективности подготовки газа на установках комплексной подготовки газа (УКПГ).

5. Разработать технологию охлаждения сырого газа в ABO методом циклического растепления теплообменных труб с применением многоспайных термопар.

6. Провести опытно-промышленное испытание гликоля с многокомпонентными присадками на УКПГ-2, 7 месторождения Медвежье для повышения эффективности промысловой подготовки газа к транспорту.

Научная новизна работы

1. Проведен комплексный анализ работы системы «пласт - скважина -шлейф - ДКС - УКПГ» на поздних стадиях разработки газовых месторождений, выявлены основные причины, негативно влияющие на нормальную, бесперебойную работу процессов добычи, промыслового транспорта скважинной продукции и подготовки газа к дальнему транспорту и предложены методы и способы их устранения.

2. В результате проведенного анализа выявлено, что в подсистеме «пласт - скважина» основным негативным фактором на завершающей стадии разработки месторождения является вынос с газом в скважину и далее в шлейф слабосцементированного коллектора (песка) при обводнении продуктивного пласта. Это является причиной образования песчаной пробки на забое, которая со временем забивает часть фильтра, что приводит к снижению дебита и выносу пластовой воды, а также к захлебыванию скважины и ее остановке. Для устранения образованной песчаной пробки в условиях расположения скважин в зоне многолетнемерзлых пород автором предложен эффективный способ (патент РФ 2188304 от 28.12.2001), заключающийся в ее промывке с применением безмуфтовой длинномерной трубы.

3. На основе проведенного анализа влияния режимных параметров на технологические процессы промысловой подготовки газа обоснован способ получения более низких температур газа на выходе АЁЮ за счет контролирования процесса гидратообразования и циклического растепления теплообменных труб.

4. Результаты проведенных сравнительных испытаний процесса абсорбционной осушки газа с применением присадки «К» к ДЭГу разработки НПО «Оксит» на УКПГ-7 месторождения Медвежье показали надежную работу системы осушки газа и регенерации гликоля и могут быть использованы при модернизации подобных установок.

На защиту выносятся

1. Результаты комплексного анализа работы системы «пласт - скважина - шлейф - ДКС - УКПГ» на поздних стадиях разработки газовых месторождений, выявленные причины, влияющие на нормальную, бесперебойную работу процессов добычи, промыслового транспорта скважинной продукции и подготовки газа к дальнему транспорту, также предложенные методы и способы их устранения.

2. Способ устранения образованной песчаной пробки на забое в период падающей добычи газа в условиях расположения скважин в зоне многолетнемерзлых пород, заключающийся в ее промывке с применением безмуфтовой длинномерной трубы.

3. Технология охлаждения сырого газа в ABO, основанная на циклическом растеплении теплообменных труб с использованием многоспайных термопар.

4. Результаты промышленных испытаний процесса абсорбционной осушки газа с применением присадки «К» к ДЭГу разработки НПО «Оксит» на УКПГ-7 месторождения Медвежье при модернизации подобных установок.

Практическая значимость работы

1. Разработан долгосрочный прогноз ремонтно-изоляционных работ и даны предложения по совершенствованию технологии КРС на месторождениях ООО «Газпром добыча Надым».

2. Разработаны инженерно-технические и организационно-производственные мероприятия по консервации и ликвидации скважин, которые не подлежат КРС в компрессорный период эксплуатации месторождений ООО «Газпром добыча Надым».

3. Разработан способ прогноза добычи газа и изменения состава скважинной продукции на завершающем этапе эксплуатации месторождения Медвежье.

4. Разработан комплекс методик и средств измерения для проведения экспериментальных исследований и обоснования практических мер по повышению эффективности и надежности работы ABO газа.

5. Разработана и внедрена технология охлаждения сырого газа в серийных ABO на УКПГ-2, 3, 8 месторождения Медвежье методом циклического растепления теплообменных секций с применением термоэлектрических датчиков.

6. Результаты промышленных испытаний процесса абсорбционной осушки газа с применением присадки «К» к ДЭГу разработки НПО «Оксит» на УКПГ-7 месторождения Медвежье показали высокую эффективность и надежность работы системы осушки газа и регенерации гликоля. Данная технология рекомендована для модернизации подобных установок.

7. Результаты проведенных исследований при участии автора реализованы в следующих документах:

- Технологический регламент по ремонту скважин с применением колтюбинговых установок на месторождениях ООО «Газпром добыча Надым» (РД 00158758-227-01);

- Технологический регламент по ликвидации и консервации скважин на месторождениях ООО «Газпром добыча Надым» (РД 08-347-00);

- Технологический регламент по глушению скважин технологическими растворами на месторождениях ООО «Газпром добыча Надым» (РД 00158758-225-01);

- Проект доразработки сеноманской газовой залежи Медвежьего газоконденсатного месторождения на заключительной стадии эксплуатации" (Приказ № 95-р/05 от 30 декабря 2005 г.).

8. От внедрения разработок и рекомендаций, изложенных в работе, получен значительный экономический эффект.

Личный вклад автора состоит в постановке научно-технических проблем, разработке методологии исследований, организации, руководстве

промысловыми исследованиями и экспериментами, а также проведении исследований и обобщении полученных результатов. Идеи автора нашли отражение в патенте РФ. Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на: Всероссийской научно-практической конференции «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов» (г. Надым, 2003 г.); научно-технической конференции «Обеспечение эффективного функционирования Уренгойского нефтегазодобывающего комплекса» (г. Анапа, 2003 г.); отраслевой научно-практической конференции «Актуальные проблемы и новые технологии освоения месторождений углеводородов Ямала XXI века» (п. Ям бур г, 2004 г.); заседаниях секции «Добыча и промысловая подготовка газа и газового конденсата» научно-технического совета ОАО «Газпром» (г. Надым, 2001 г., г. Ноябрьск, 2006 г., г. Тюмень, 2008 г.). Публикации

По теме диссертации опубликовано 9 работ, в том числе 2 монографии, 1 патент на изобретение РФ и одна работа в издании, входящем в перечень рекомендованных ВАК РФ. Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов и списка использованных источников - 104. Работа изложена на 179 страницах машинописного текста, включая 53 рисунка и 25 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении представлена общая характеристика работы, обоснована ее актуальность, поставлены цели и задачи исследований.

В первой главе рассмотрены особенности геологического строения и разработки месторождения Медвежье. Месторождение Медвежье одно из

первых газовых месторождений, с которым связано промышленное освоение и развитие территории Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Данное месторождение эксплуатируется более 35 лет и выработано на 85%. В настоящее время месторождение находится на завершающей стадии эксплуатации и характеризуется низкими пластовыми давлениями и физическим и моральным износом газопромыслового оборудования. В диссертационной работе осуществлен анализ особенностей геологического строения газовой сеноманской залежи, вытянутой в субмеридиональном направлении и пересекающей две ландшафтно-климатические зоны: тундру и северную лесотундру и имеющей размеры 120 на 26 км. Продуктивный пласт сеноманской залежи характеризуется значительным изменением литологического состава, неравномерной глинистостью, слоистой неоднородностью и расчлененностью разреза. Так, например, в скважинах, расположенных на расстоянии 50-75 м в пределах одного куста, разрезы значительно различаются и практически несопоставимы.

Разработка и эксплуатация месторождения Медвежье характеризовалась поэтапным освоением, что привело к неравномерному характеру распределения добычи газа по площади газоносности. Так, по состоянию на 01.01.2008г. суммарный отбор газа из сеноманской залежи на южном участке (УКПГ-1-4) составил 816,748 млрд м3, на центральном участке (УКПГ-5-8а) -630,936 млрд м3 и северном (УКПГ-9) - 361,382 млрд м3.

Также следует отметить, что, несмотря на достаточно высокий уровень добычи газа, его объем постепенно снижался в среднем на 1 млрд м3 в год. Это, как показал анализ, в основном связано с ухудшением фильтрационных характеристик в подсистеме «пласт-скважина» из-за образования песчаных пробок при сопутствующем обводнении.

Эксплуатация месторождения также осложняется большим различием в дебетах кустовых скважин, поставляющих скважинную продукцию в один газосборный коллектор. Данный фактор приводит при значительном

снижении пластового давления к так называемому эффекту «самозадавливания» скважин и повышенному образованию осадка в виде песка и влаги в шлейфах эксплуатационных скважин. Для восстановления работоспособности указанных скважин регулярно проводятся продувки.

При обустройстве месторождения Медвежье наибольшее количество введенных в эксплуатацию скважин было с эксплуатационными колоннами диаметром 219 мм (доля их ~ 52%) и 168 мм (их доля составляет около 40%), которые были расположены на периферийных участках сеноманской залежи.

В начальный и основной периоды разработки и эксплуатации месторождения с учетом высоких пластовых давлений и больших дебитов скважин, а также с наличием многолетнемерзлых пород использовалась пакерная схема подземного оборудования скважин. Это позволяло осуществлять ремонт устьевого оборудования скважин без их глушения и обеспечивало как противофонтанную безопасность, так и защиту внутренних поверхностей эксплуатационных колонн от коррозионного и абразивного воздействия продукции пласта и применяемых технологических растворов и в некоторой мере защиту многолетнемерзлых пород от растепления.

В последующий период разработки и эксплуатации месторождения по мере снижения пластового давления и рабочих дебитов с целью поддержания необходимых объемов добычи газа из скважин были извлечены забойные клапаны-отсекатели и они были переведены на беспакерную схему эксплуатации. В настоящее время на месторождении по беспакерной схеме работает 64,4 % скважин эксплуатационного фонда.

Во второй главе представлены результаты анализа состояния и выявлены основные проблемы в системе «пласт - скважина» с целью повышения эффективности добычи и капитального ремонта скважин в компрессорный период эксплуатации газовых месторождений.

Представлен анализ объемов, видов и динамики работ по капитальному ремонту скважин на примере месторождения Медвежье за весь период его

эксплуатации - с 1972 по 2007г. На скважинах были проведены 1028 ремонтные операции. Основными видами КРС являлись работы по установке, замене и извлечению эксплуатационных пакеров, изоляции притока воды, ликвидации песчано-глинистых пробок и устранению негерметичности эксплуатационных колонн (рис. 1).

Из результатов проведенного анализа следует, что водоизоляционные работы и КРС по ликвидации песчаных пробок приобрели существенную значимость, начиная с 1986-1987гг., в условиях интенсивного поступления пластовой воды в газовую залежь и снижения рабочих дебитов скважин. Так, например, в период 1972-1987гг. эксплуатации месторождения в рамках КРС была выполнена 31 операция по водоизоляции, а в последующие годы произведено 244 капитальных ремонтов данного вида, т.е. количество ремонтных операций, связанных с изоляцией притока пластовых вод, возросло в среднем за год более чем в шесть раз (рис. 2). Водоизоляционные работы производились в основном путем установки цементного моста, закачки цементного раствора через насосно-компрессорные трубы (НКТ) с продавкой его в продуктивный пласт и с последующей повторной перфорацией призабойной зоны и промывкой технологическими растворами. При этом в условиях низких пластовых давлений и вынужденного создания больших депрессий происходит поглощение большого количества промывочного раствора и разрушение скелета пород-коллекторов, что приводит к выносу песчано-глинистых частиц с образованием пробок из них на забое, засорению фильтров и НКТ.

Разрушение скелета продуктивного пласта начали отмечать с начала 1980-х гг., т.е. в период интенсивного продвижения пластовых вод в газовую залежь и снижения дебита скважин. В результате с данного периода значительно возросла доля КРС по ликвидации песчано-глинистых пробок (рис. 3).

2 3 4 5

Виды работ при КРС

Рис. 1. Основные виды работ при КРС на месторождении Медвежье:

1 - установка и извлечение пакеров; 2 - водоизоляционные работы; 3 ликвидация песчаных пробок; 4 - ограничение выноса песка; 5 -устранение негерметичности эксплуатационных колонн

45'

н

а

М о ь

X

о 5

о

03

н

и и

Г =

4 О

а

40"

35'

за

2520 15"

..д /\

/К, / \ ' \ ч. / \ 1 1

У /

0

1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007

Годы разработки Рис. 2. Динамика КРС по изоляции притока пластовых вод

Годы разработки Рис. 3. Динамика КРС по ликвидации песчаных пробок

Выявленные особенности геологического строения пород-коллекторов залежей газа и их влияние на добычу газа позволили установить, что на завершающей стадии разработки месторождения возрастает вынос песка из пород-коллекторов (слабосцементированного коллектора) в скважину и далее в шлейф. Это является причиной образования песчаной пробки на забое, которая со временем забивает часть фильтра, что приводит к снижениям дебита и выноса пластовой воды, а также к захлебыванию скважины и ее остановке. Для устранения образованной песчаной пробки в условиях расположения скважин в зоне многолетнемерзлых пород автором предложен эффективный способ (патент РФ 2188304 от 28.12.2001), заключающийся в ее промывке разработанными технологическими растворами с применением безмуфтовой длинномерной трубы.

Сущность промывки песчаной пробки в условиях ремонта скважин в многолетнемерзлых породах заключается в монтаже колтюбинговой установки с последующей подачей в зону образования пробки технологического раствора, состоящего из 20-30% метанола и 1,0-1,5%

неонола в технической воде. При проведении операции промывки осуществляют подачу гидромониторной насадки со скоростью не более 0,1 м/с после достижения расстояния до пробки 9-10 м и с последующей скоростью подачи не более 0,001 м/с.

Данная технология позволила сократить время, затрачиваемое на ремонт скважин, в три раза по сравнению с проектной технологией.

На основе полученных результатов промысловых испытаний разработан технологический регламент по ремонту скважин в многолетнемерзлых породах с применением колтюбинговых установок на месторождениях ООО «Газпром добыча Надым» (РД 00158758-227-01).

На основе проведенного анализа характеристик скважин действующего фонда и состояния пород-коллекторов было выявлено, что до 2030 года будет выведено из эксплуатации 268 скважин. С этой целью были разработаны технологический регламент по ликвидации и консервации скважин на месторождениях ООО «Газпром добыча Надым» (РД 08-347-00) и технологический регламент по глушению скважин технологическими растворами на месторождениях ООО «Газпром добыча Надым» (РД 00158758-225-01).

С учетом результатов проведенного анализа состояния продуктивных пород-коллекторов, характеристик фонда действующих скважин, промысловой системы сбора скважинной продукции при непосредственном участии автора был разработан Проект доразработки сеноманской залежи Медвежьего газоконденсатного месторождения на заключительной стадии эксплуатации.

В третьей главе разработана технология охлаждения сырого газа в ABO методом циклического растепления теплообменных секций и представлены результаты промысловых испытаний. Предложенная технология основана на системе контроля процесса гидратообразования и

недопущения ситуаций, влекущих за собой размораживание теплообменных труб.

В комплексной подготовке природного газа к транспорту на газовых промыслах важную роль занимают процессы охлаждения газа. Охлаждение сырого газа после ДКС обусловлено обеспечением качества подготовки газа и требуемыми параметрами газоперекачивающих агрегатов последующего цеха.

Автором установлено, что в компрессорный период эксплуатации с вводом ДКС температура газа является одним из основных факторов, оказывающих существенное влияние на эффективность технологических процессов и технико-экономические показатели УКПГ. При снижении температуры газа (охлаждение в ABO после ДКС) и последующей сепарации, его влагосодержание уменьшается, что приводит к снижению нагрузки по влаге в процессах осушки газа, регенерации сорбентов и расходу реагентов.

Охлаждение газа на различных стадиях компрессорного периода месторождений характеризуется изменением режима работы ABO и их тепловой нагрузки. В данный период эксплуатации, по мере снижения входного давления газа до 0,5-1,0 МПа на ДКС, увеличивается степень его сжатия до 2-5 раз, что приводит к значительному повышению температуры газа на входе ABO до 100-200 °С.

Традиционно эксплуатация газового месторождения отличается рядом особенностей: по мере снижения давления в пласте возрастает начальное насыщение газа влагой, что приводит к увеличению общей нагрузки установки осушки по влаге; увеличивается вынос пластовой жидкости и содержащихся в ней солей; снижается содержание тяжелых углеводородов в составе газа; уменьшаются объемы переработки газа на УКПГ, которые влияют на диапазон эффективной работы технологического оборудования, в т.ч. ABO.

Отличительной особенностью эксплуатации ABO на месторождениях

Крайнего Севера является охлаждение сырого газа в аппаратах открытого типа с перекрестным током теплоносителей, что при низких температурах окружающего воздуха приводит к образованию гидратов или вынужденному повышению температуры его на выходе, при этом снижается эффективность процессов промысловой подготовки газа и надежность работы оборудования.

В ходе проведенных испытаний установлено, что основной причиной разрушения труб аппаратов воздушного охлаждения является неравномерное по длине образование гидратов в трубах. Ситуация, приводящая к разрушению, возникает в течение нескольких последовательных стадий:

а) рост массы гидратов, отложившихся в теплообменных секциях, и перекрытие гидратами части труб;

б) частичное разрушение гидратов из-за повышения температуры труб и образования участков труб, заполненных водой;

в) замерзание скопившейся в трубах воды с различной скоростью роста отложения льда в трубах по их длине.

При участии автора разработан комплекс методик и средств измерения для исследования ABO сырого газа, который позволил изучить и выявить закономерности процессов охлаждения и гидратообразования в теплообменных трубках.

С помощью специальных средств измерений получена следующая информация: распределение по длине труб гидратных слоев; устойчивость гидратных слоев при разных температурах воздуха; моменты появления гидратных пробок; длительность процесса растепления гидратов ABO; снижение охлаждающей способности трубного пучка из-за образования гидратов; места наибольшего охлаждения труб; неравномерность охлаждения труб по ширине теплообменных секций.

Метод, положенный в основу технологии управления ABO, заключается в организации периодического удаления гидратов, образующихся в процессе охлаждения газа, с целью восстановления

охлаждающей способности теплообменных секций аппарата и предотвращения разрушения труб. Для контроля над процессом гидратообразования в ABO разработаны специальные датчики гидратных пробок, которые устанавливаются между стенками ребер отдельных теплообменных трубок. Принцип диагностирования заключается в следующем. При образовании гидратных пробок теплообменные трубки по всей длине приобретают температуру омывающего их воздуха. В качестве датчиков температуры используются многоспайные дифференциальные термопары, холодные спаи которых измеряют температуру воздуха, а горячие - температуру ребер труб. Участок трубы в месте установки датчика на длине 0,22 м изолируется. За счет теплоизоляции температура ребер близка к температуре газа, движущегося внутри трубы. В случае, когда теплообменная труба не закупорена - сигнал датчика значительный, т. к. велика разность температуры газа и воздуха. Если температура теплообменной трубки стала равной температуре омывающего ее воздуха, то это свидетельствует о прекращении движения газа, и при этом происходит автоматическое отключение вентилятора.

Предложенная система диагностирования гидратных пробок, состоящая из многоспайного термоэлектрического датчика, кабельной линии и многоточечного самопишущего потенциометра, обеспечивает надежное распознавание момента перекрытия труб гидратами.

Проведенные испытания ABO газа на УКПГ-2 месторождения Медвежье позволили повысить эффективность и надежность их работы в зимний период эксплуатации за счет организации периодического растепления теплообменных секций аппаратов.

Своевременное растепление теплообменных секций ABO от гидратов газа путем автоматического выключения вентиляторов позволяет предотвратить разрушение трубок и обеспечивает снижение температуры газа на выходе из аппаратов до 8-10 °С.

В четвертой главе представлены результаты промысловых исследований по повышению эффективности процессов абсорбционной осушки газа на основе применения к гликолю присадок «К» НПО «Оксит» на УКПГ-7 и С1укоёиг™ на УКПГ-2 месторождения Медвежье. Для сравнительной оценки приведены данные результатов применения присадки «К» на газовых промыслах 1, 4, 7 Ямбургского газоконденсатного месторождения.

В процессе эксплуатации установок абсорбционной осушки газа в абсорбенте происходит интенсивное накопление продуктов окисления, разложения: кислот, альдегидов, смол, а также солей и мехпримесей, поступающих из пласта с газом, и продуктов коррозии оборудования. Загрязнение осушителя указанными примесями приводит к снижению осушающей способности осушителя, коррозии оборудования и сокращению срока его эксплуатации, увеличению пенообразования в абсорберах, что способствует повышенному уносу осушителя из абсорбера и его безвозвратным потерям.

С целью снижения потерь гликоля, повышения качества осушки газа и уменьшения коррозии оборудования на УКПГ-2, 7 месторождения Медвежье был испытан диэтиленгликоль с присадками Иукоёиг™ и «К», которые придают гликолю антивспенивающие, антикоррозионные и антиокислительные свойства.

Исследования качества ДЭГа с многокомпонентными присадками С1укос1иг™, «К» и оценка аналитического контроля проб ДЭГа позволяют сделать вывод о наличии положительного эффекта от их применения: нормальная работа оборудования установки осушки обеспечивается при нейтральной или слабощелочной среде раствора, т.е. при рН 7,0-8,5. Оценка степени коррозии оборудования установки осушки контролируется по содержанию ионов железа в пробах ДЭГа, при этом, после введения присадки отмечается снижение его содержания в 4 раза. После введения

присадки процесс окисления (старения) раствора ДЭГа стабилизировался, о чем свидетельствовал уровень содержания в нем карбоновых кислот - их содержание за период эксперимента не превысило 0,005 % масс., что соответствует требованию ГОСТ 10136-77 на товарный ДЭГ марки «А». В период проведенных исследований цвет гликоля (светло-коричневый) оставался без изменений, что свидетельствует о снижении образования шлама, поэтому объем газа выветривания сократился с 11 до 0,875 м3/ч. Наличие эффективных антивспенивающих веществ в составе присадок «К» и Glykodur™ позволило полностью устранить вспенивание ДЭГа, и связанных с ним его потерь. Поэтому применение данных присадок актуально при наличии в продукции скважин поверхностно-активных веществ, используемых для борьбы с их обводнением.

Следует отметить, что с увеличением длительности испытаний осушителя с присадкой скорость коррозии уменьшается на всех образцах-свидетелях.

В заключительный период эксплуатации месторождения одним из путей повышения глубины осушки газа является увеличение концентрации регенерированного диэтиленгликоля (РДЭГа). Одной из задач в рамках данной работы являлось определение возможности повышения температуры регенерации ДЭГа присадкой до 170-175 °С, т.е. выше принятой в настоящее время предельной температуры 164 °С.

В процессе исследований был проведен качественный анализ и сравнение эффективности применения гликоля с присадкой при стандартных режимах и повышенных температурах.

Пробы РДЭГа и рефлюкса были проанализированы в лабораториях ООО «Газпром добыча Надым», ООО «ВНИИГАЗ» и ООО «НПП Оксит». В ходе испытаний определялись: содержание воды, количества продуктов деструкции (массовая доля кислот, массовая доля альдегидов, число омыления), pH, осушающая способность, скорость коррозии

технологического оборудования при помощи установки образцов-свидетелей и контроля содержания ионов железа в пробах гликоля.

По результатам испытания (табл. 1) при повышенной температуре в испарителе до 174-175 °С продолжительностью 130 часов зафиксировано увеличение концентрации РДЭГа до 99,7 масс. % по сравнению с 99,32 % при стандартном режиме. На всем протяжении исследований не зарегистрированы изменения: качества гликоля с присадкой «К», количества продуктов деструкции в РДЭГе и рефлюксе. Содержание буры в ингибированном осушителе практически осталось прежним - 2,54 г/л, при этом цвет гликоля и рН не изменились.

Таблица 1. Результаты анализа РДЭГ с присадкой «К» при повышении температуры регенерации на УКПГ-7 месторождения Медвежье

Дата отбора Температура в испарителе, °С Содержание, масс.% Число омыления, мг КОН/г ДЭГ Водородный показатель, РН

воды кислоты альдегидов

12.03.06 162-163 0,68 0,0053 0,00417 0,271 8,51

13.03.06 169-170 0,52 0,0046 0,00387 0,280 8,63

14.03.06 174-175 0,31 0,0051 0,00430 0,283 8,62

15.03.06 173-175 0,28 0,0054 0,00418 0,286 8,54

16.03.06 173-175 0,29 0,0061 0,00435 0,295 8,57

17.03.06 173-175 0,30 0,0056 0,00432 0,290 8,48

При добавлении в свежий ДЭГ многокомпонентных присадок, содержащих смесь взаимодействующих компонентов - антиокислителей, защищающих гликоль от термического разложения, появляется возможность проводить процесс регенерации при более высоких температурах (170-175°С). Автором предложена регенерация осушителя с присадкой путем рециркуляции части абсорбента в испарителе при повышенной температуре, что позволяет увеличить концентрацию регенерированного гликоля до 99,70 масс. % при давлении 20-25 кПа.

По результатам приведенных исследований рекомендуется внедрить многокомпонентные присадки на газовых промыслах месторождений Крайнего Севера.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. На основе проведенного комплексного анализа работы системы «пласт - скважина - шлейф - ДКС - УКПГ» на поздних стадиях разработки газовых месторождений выявлены основные причины, негативно влияющие на процессы добычи, подготовки и дальнейшей транспортировки скважинной продукции, а также предложены методы и способы их устранения.

2. Выявлено, что в подсистеме «пласт - скважина» основным негативным фактором на завершающей стадии разработки месторождения является вынос с газом в скважину и далее в шлейф слабосцементированного коллектора (песка) при одновременном обводнении продуктивного пласта. Это является основным фактором образования песчаной пробки на забое, которая со временем забивает также часть фильтра. Данная причина приводит к снижению количества выносимой воды с забоя скважин, уменьшению их производительности, захлебыванию и остановке. Для устранения песчаной пробки в условиях расположения скважин в зоне многолетнемерзлых пород предложен эффективный способ (патент РФ 2188304 от 28.12.2001), заключающийся в применении безмуфтовой длинномерной трубы при ее промывке.

3. Разработан комплекс методик и средств измерения для проведения экспериментальных исследований и обоснования практических мер по повышению эффективности и надежности работы ABO газа.

4. Разработана и внедрена технология охлаждения сырого газа в серийных ABO на УКПГ-2, 3, 8 месторождения Медвежье методом циклического растепления теплообменных секций с применением

термоэлектрических датчиков, что позволило повысить эффективность и надежность работы аппаратов.

5. Результаты сравнительных испытаний присадки «К» к ДЭГу разработки НПО «Оксит» на УКПГ-7 месторождения Медвежье, готового осушителя на основе этой присадки на газовых промыслах 1,2,7 Ямбургского месторождения и присадки Оукоёиг™ на УКПГ-2 месторождения Медвежье показали надежную работу системы осушки газа и регенерации гликоля. Установлено, что применение технологии абсорбционной осушки газа с использованием присадок к гликолям позволило: повысить осушающую способность гликолей на 1-2 %; обеспечить работу технологического оборудования УКПГ при нейтральной или слабощелочной среде рН=7-8,5 раствора гликолей; снизить скорость коррозии технологического оборудования в 4-20 раз; полностью устранить вспенивание гликоля и связанных с ним его потерь; снизить образования шлама и потерь газа выветривания.

6. Исследования качества ДЭГа с присадкой «К» свидетельствуют о его высокой стабильности: величина рН в циркулирующем ДЭГе во время испытаний в среднем равнялась для РДЭГа - 8,3, для НДЭГа - 8,2; средняя величина альдегидов составила в РДЭГе - 0,0045 масс. %, в НДЭГе - 0,0060 масс. %; среднее значение числа омыления для РДЭГа - 0,336мг КОН/г ДЭГ и НДЭГа - 0,250 мг КОН/г ДЭГ; содержание мехпримесей в ДЭГе колебалось в пределах 0,16-5-0,43 г/л.

7. При добавлении в свежий ДЭГ присадки «К» в количестве 10% от объема или О1уко<1иг™ в количестве 1% от объема появляется возможность проводить процесс регенерации при более высоких температурах (170+175°С), что позволяет увеличить концентрацию регенерированного гликоля до 99,70% масс.

Повышение концентрации гликоля особенно необходимо при осушке газа на завершающем этапе эксплуатации месторождения Медвежье для

обеспечения подготовки его согласно ОСТ при низких давлениях процесса абсорбции.

8. Рекомендуется присадку Glykodur™ применить на УКПГ Юбилейного и Ямсовейского НГКМ, т.к. ввиду низкой эффективности сепарации раствор гликоля загрязняется минеральными солями, pH составляет 5,5-6,2, в результате чего при высоких температурах огневой регенерации 190-195 °С происходит деструкция гликоля, приводящая к усиленной коррозии технологического оборудования.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

Монографии:

1. Давлетов K.M., Глухенький А.Г. Совершенствование процессов охлаждения сырого газа в аппаратах воздушного охлаждения на газовых промыслах. - Новосибирск.: Издательство СО РАН, 2007. - 83 с.

2. Надымгазпром: геотехномониторинг в криолитозоне // Ремизов В.В., Березняков А.И., Кононов В.И., Демин В.М., Михайлов Н.В., Глухенький А.Г., Осокин А.Б., Попов А.П., Решетников J1.H., Смолов Г.К. - М.: ИРЦ Газпром, 2001.-147 с.

Статьи:

3. Глухенький А.Г. Инновационная деятельность ООО "Надымгазпром" // Газовая промышленность. -2006. -№ 11. - С. 38-43.

4. Оценки различных способов регулирования охлаждения газа в ABO первой ступени/ Глухенький А.Г., Давлетов K.M., Кононов В.И., Мельников И.В., Морозов И.С.// В кн.: Аппарат воздушного охлаждения сырого газа с внешней рециркуляцией воздуха. - Новосибирск: Издательство СО РАН, 2006.-С.241-249.

5. Влияние способа изменения расхода воздуха на температурные характеристики ABO газа в зимний период/ Глухенький А.Г., Давлетов K.M.,

Кононов В.И., Мельников И.В., Морозов И.С. // В кн.: Аппарат воздушного охлаждения сырого газа с внешней рециркуляцией воздуха.- Новосибирск: Издательство СО РАН, 2006,- С.249-257.

6. Глухенький А.Г. Повышение эффективности и надежности капитального ремонта скважин на месторождении Медвежье в период падающей добычи // Сб. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ООО «ИРЦ Газпром». 2008. -№3 — С.70-72.

7. Глухенький А.Г. Применение присадки «К» при подготовке газа на месторождении Медвежье // Сб. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ООО «ИРЦ Газпром». 2008. -№3 - С.72-74.

8. Сопоставление различных способов обеспечения надёжности эксплуатации АВО/ Глухенький А.Г., Давлетов K.M., Кононов В.И., Мельников И.В., Морозов И.С.// В кн.: Аппарат воздушного охлаждения сырого газа с внешней рециркуляцией воздуха.- Новосибирск: издательство СО РАН, 2006.- С.155-159.

9. Патент РФ № 2188304. Способ промывки песчаной пробки в условиях ремонта скважин / Ананенков А.Г., Кононов В.И., Ермилов О.М., Чугунов Л.С., Голубкин В.К., Глухенький А.Г., Дмитрук В.В., Пивень O.A., Лапердин А.Н., Васильев В.И.; заявлено 28.12.2001; опубликовано 27.08.2002г.

Для заметок

Отпечатано в копицентре « СТ ПРИНТ » Москва, Ленинские горы, МГУ, 1 Гуманитарный корпус. www.stpnnt.ni e-mail: zakazft'stprint m тел.: 939-33-38 Тираж 100 экз. Объём 1 п.л. Подписано в печать 17.10.2008 г.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Глухенький, Александр Григорьевич

Принятые сокращения.

Введение

Глава 1. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ, РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ МЕДВЕЖЬЕ.

1.1 Основные сведения о геологическом строении, рациональной разработке и эксплуатации газовых месторождений.

1.2 Характеристика углеводород со держащих пластов.

1.3 Динамика запасов газа.

1.4 Анализ динамики отбора газа.

1.5 Особенности состояния разработки и эксплуатации сеноманской залежи месторождения Медвежье в период падения пластового давления.

1.6 Продуктивность эксплуатационных скважин при падении пластового давления.

1.7 Обводнение сеноманской залежи и скважин.

1.8 Основные.выводы и рекомендации к главе 1.

Глава 2. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ И НАДЕЖНОСТИ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ООО «ГАЗПРОМ ДОБЫЧА НАДЫМ» В ПЕРИОД

ПАДЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ.

2.1 Анализ технического состояния фонда скважин.

2.2 Динамика капитальных ремонтов скважин на месторождении Медвежье.

2.3 Технологии капитального ремонта скважин, осуществляемые на месторождениях ООО «Газпром добыча Надым».

2.4 Новый способ гидроизоляции пластов и ликвидации песчаных пробок в скважинах, расположенных в зоне многолетнемерзлых пород.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка методов повышения эффективности эксплуатации системы "пласт-скважина-шлейф-ДКС-УКПГ" на газовых промыслах Крайнего Севера"

Более 80% добычи природного газа России приходится на месторождения, расположенные на севере Западной Сибири. Большая часть доказанных запасов и практически вся добыча газа в этом регионе приходится на сеноман-ские отложения. В настоящее время многие крупнейшие и уникальные месторождения этого региона вступили в компрессорный период эксплуатации, характеризующийся низкими значениями пластовых давлений и температур, снижением дебитов скважин в условиях физического и морального износа газопромыслового оборудования при одновременном ухудшении условий добычи. Последнее обстоятельство явилось причиной применения на промыслах этих месторождений сорбционных методов осушки газа, очень чувствительных к термобарическим условиям эксплуатации, а также быстрого ввода дожимных компрессорных станций (ДКС) и совершенствование технологии КРС.

В этот период эксплуатации месторождений важную роль при добыче и подготовке природного газа к транспорту на газовых промыслах (ГП) выполняют операции капитального ремонта скважин (КРС) и процессы охлаждения газа.

Вместе с тем, применение ДКС приводит к повышению температуры газа после компримирования, в связи с чем возрастает роль действующих технологий и аппаратов воздушного охлаждения (ABO).

Рациональная эксплуатация месторождений, находящихся на стадии падения пластового давления и снижения дебитов скважин, на современном научно-техническом уровне возможна исключительно при получении, анализе и обобщении информации о состоянии в комплексе продуктивного пласта и всех технических сооружений, оборудования и применяемых технологий при добыче, промысловом транспорте и подготовке газа к межпромысловому и дальнему транспорту.

Эффективность разработки месторождений углеводородного сырья во многом определяется тем, насколько успешно осуществляется регулирование процессов извлечения, промыслового транспорта и подготовки газа к дальнему транспортированию. Это комплекс научных, технических и организационных мероприятий, направленных на обеспечение рациональной разработки и эксплуатации месторождений. Создание рациональных методов регулирования базируется на исследованиях особенностей разработки месторождений, изучении и прогнозе факторов, влияющих на уровни технологических показателей. Контроль за процессами разработки и эксплуатации позволяет оценить динамику добычи, транспорта и подготовки газа на месторождениях и причины отклонения фактических показателей от проектных значений.

В настоящее время одно из крупнейших и уникальных месторождений России — Медвежье - находится в компрессорном периоде эксплуатации.

Медвежье газоконденсатное месторождение открыто в 1967 году и является первенцем газовой промышленности на севере Тюменской области. Эксплуатационное бурение на месторождении начато в 1971 году. Разработка се-номанской газовой залежи началась в 1972 году, когда ввели в эксплуатацию самую южную установку комплексной подготовки газа №2.

Месторождение находится на севере Западно-Сибирской равнины на территории Надымского района Ямало-Ненецкого автономного округа. Ближайшими населёнными пунктами являются г. Надым, пос. Пангоды, Ныда, Нумги.

Территория месторождения представляет собой заболоченную равнину с множеством мелких и глубоких озер. Речная сеть представлена реками Ныда, Надым, и Правая Хетта. В южной и центральной частях месторождения проходят трассы магистральных газопроводов Надым-Пунга, Уренгой-Центр-Западная Европа, Ямбург-Центр.

На Медвежьем месторождении запасы углеводородов приурочены к се-номанским отложениям, которые являются основным объектом разработки.

В целом же, сеноманская продуктивная толща Медвежьего месторождения представляет собой единую сложнопостроенную газогидродинамическую систему, которая, характеризуется высокой степенью неоднородности проницаемости пластов по площади и по разрезу.

За 36-летний период эксплуатации по состоянию на 01.01.2008 г. из сеноманской газовой залежи отобрано 1809,065 млрд.м3 газа, что составляет 82,23% от утвержденных запасов (2200 млрд.м3) и практически соответствует проектному отбору (проект - 1810,0 млрд.м3). Зонами повышенных отборов остаются районы ГП-1, 4, 8, 9, на которые приходится более 60% от начальных запасов газа, а суммарный отбор по данным зонам составляет (1090,107 млрд.м) или 60,26%. Несмотря на значительное (газоотдача 82,23%) истощение, сеноманская залежь сохраняет значительный добывной потенциал. Фактические показатели разработки в целом соответствуют проектным.

Среднее текущее пластовое давление в зоне размещения эксплуатационных скважин относительно начального снизилось на 9,40 МПа (81,74%) и составляет 2,10 МПа. Минимальными давлениями — 1,72 и 1,73 МПа характеризуются районы расположения скважин установки комплексной подготовки газа (УКПГ) 6 и 7, а максимальными — 2,94 МПа, эксплуатационный участок 8а, введенный в эксплуатацию в 1978 году. Соответственно этот участок характеризуется одним из наименьших значением текущей газоотдачи 82,35% против 84,54-91,48 % по другим УКПГ. Темп отбора газа с начала разработки закономерно снижается. Наибольшие значения удельных отборов с начала разработки приходятся на зону ГП-9 — 37,33 млрд.м3/МПа, наименьшие — ГП-6 — 13,92 млрд.м3/МПа и ГП-7 - 12,47 млрд.м3/МПа. Энергетический потенциал залежи частично поддерживается внедряющейся пластовой водой.

Фактический годовой отбор по всему месторождению за 2007 год составил 19,214 млрд.м3, проектная годовая добыча - 19,940 млрд.м3, плановая -19,093 млрд.м3.

Месторождение разрабатывается в условиях проявления активного водонапорного режима. За 2007 г. отмечено активное внедрение пластовой воды в районе УКПГ-9 (Ныдинская площадь). Одновременно здесь отмечается снижение продуктивности эксплуатационных скважин и скопление жидкости на забоях.

На месторождении, в настоящее время находящемся на завершающей стадии добычи, проявляются соответствующие этой стадии проблемы - падение добывных возможностей пласта и проницаемость * призабойных зон скважин, обводнение залежи и интенсивные водо- и пескопроявления при работе скважин, физический и моральный износ оборудования, требующий постоянного обновления и соответственно значительных объёмов капитальных вложений в реконструкцию и техническое перевооружение объектов промысла. Сезонная неравномерность добычи газа на Медвежьем месторождении также отрицательно сказывается на работе скважин, вынужденно простаивающих часть времени.

Дальнейшая оптимальная эксплуатация Медвежьего месторождения будет зависеть от своевременной реконструкции наземного оборудования, технического и технологического перевооружения объектов промысла: газосборных сетей, площадок УКПГ, абсорберов центральной дожимной компрессорной станции (ЦДКС) и поддержки работоспособности эксплуатационных скважин.

Так, установленные на ДКС, аппараты воздушного охлаждения способны осуществлять охлаждение газа до температуры на 5-10°С выше температуры поступающего в ABO воздуха. Уже при температуре 0°С можно было бы получать температуру газа на выходе из ABO (5-10°С) оптимальную для осушки гликолем, а при более низких температурах окружающего воздуха — еще более низкую температуру газа. Но, практически, температура газа на выходе ABO поддерживается порядка 15-20 °С, т.е. потенциальные возможности аппаратов воздушного охлаждения в полной мере не используются. Причиной этому является опасность образования в теплообменных трубках гидратных пробок и последующего их разрушения.

При абсорбционной осушке газа в абсорбенте, в особенности в компрессорный период эксплуатации месторождений, происходит интенсивное накопление продуктов разложения абсорбента: кислот, альдегидов, осмолов, а также солей, поступающих из пласта с газом, и продуктов коррозии оборудования.

Загрязнение осушителя указанными примесями приводит к снижению осушающей способности осушителя, коррозии оборудования и сокращению срока его эксплуатации, увеличению ценообразования в абсорберах, что способствует повышенному уносу осушителя в абсорберах и его безвозвратным потерям.

Качество подготовки газа, в частности, точка росы по влаге (воде), а также величина безвозвратных потерь абсорбента с осушенным газом в первую очередь зависят от качества жидких поглотителей, их концентрации и наличия в них примесей.

Таким образом, рациональная разработка и эксплуатация месторождения Медвежье, находящегося на стадии значительного падения пластового давления и снижения дебитов скважин, возможна исключительно на современном научно-техническом уровне при получении, анализе и обобщении информации в комплексе о состоянии продуктивного пласта, скважин и всех технических сооружений, оборудования и применяемых технологий при добыче, промысловом транспорте и подготовке газа к межпромысловому и дальнему транспорту.

Дель диссертационной работы

Повышение эффективности функционирования системы «пласт — скважина - шлейф — ДКС — УКПГ» на поздних стадиях разработки газовых месторождений.

Основные задачи исследований

1. Выявить основные проблемы в системе «пласт - скважина — шлейф — ДКС - УКПГ» для повышения эффективности добычи и подготовки газа к транспорту в компрессорный период разработки и эксплуатации газовых месторождений.

2. Выявить особенности геологического строения пород-коллекторов залежей газа и их влияние на добычу газа.

3. Оценить состояние фонда действующих скважин с целью обоснования способов КРС для совершенствования разработки месторождений.

4. Провести анализ изменения состава скважинной продукции в процессе разработки и эксплуатации газового месторождения с целью обоснования способов предупреждения образования песчаных и гидратных пробок в шлейфах и повышения эффективности подготовки газа на установках комплексной подготовки газа (УКПГ).

5. Разработать технологию охлаждения сырого газа в ABO методом циклического растепления теплообменных труб с применением многоспайных термопар.

6. Провести опытно-промышленное испытание гликоля с многокомпонентными присадками на УКПГ-2, 7 месторождения Медвежье для повышения эффективности промысловой подготовки газа к транспорту.

Научная новизна работы

1. Проведен комплексный анализ работы системы «пласт — скважина -шлейф — ДКС - УКПГ» на поздних стадиях разработки газовых месторождений, выявлены основные причины, негативно влияющие на нормальную, бесперебойную работу процессов добычи, промыслового транспорта скважинной продукции и подготовки газа к дальнему транспорту и предложены методы и способы их устранения.

2. В результате проведенного анализа выявлено, что в подсистеме «пласт - скважина» основным негативным фактором на завершающей стадии разработки месторождения является вынос с газом в скважину и далее в шлейф сла-босцементированного коллектора (песка) при обводнении продуктивного пласта. Это является причиной образования песчаной пробки на забое, которая со временем забивает часть фильтра, что приводит к снижению дебита и выносу пластовой воды, а также к захлебыванию скважины и ее остановке. Для устранения образованной песчаной пробки в условиях расположения скважин в зоне многолетнемерзлых пород автором предложен эффективный способ (патент РФ 2188304 от 28.12.2001), заключающийся в ее промывке с применением безмуфтовой длинномерной трубы.

3. На основе проведенного анализа влияния режимных параметров на технологические процессы промысловой подготовки газа обоснован способ получения более низких температур газа на выходе ABO за счет контролирования процесса гидратообразования и циклического растепления теплообменник труб.

4. Результаты проведенных сравнительных испытаний процесса абсорбционной осушки газа с применением присадки «К» к ДЭГу разработки НПО «Оксит» на УКПГ-7 месторождения Медвежье показали надежную работу системы осушки газа и регенерации гликоля и могут быть использованы при модернизации подобных установок.

На защиту выносятся

1. Результаты комплексного анализа работы системы «пласт — скважина — шлейф — ДКС — УКПГ» на поздних стадиях разработки газовых месторождений, выявленные причины, влияющие на нормальную, бесперебойную работу процессов добычи, промыслового транспорта скважинной продукции и подготовки газа к дальнему транспорту, также предложенные методы и способы их устранения.

2. Способ устранения образованной песчаной пробки на забое в период падающей добычи газа в условиях расположения скважин в зоне многолетне-мерзлых пород, заключающийся в ее промывке с применением безмуфтовой длинномерной трубы.

3. Технология охлаждения сырого газа в ABO, основанная на циклическом растеплении теплообменник труб с использованием многоспайных термопар.

4. Результаты промышленных испытаний процесса абсорбционной осушки газа с применением присадки «К» к ДЭГу разработки НПО «Оксит» на УКПГ-7 месторождения Медвежье при модернизации подобных установок.

Практическая значимость работы

1. Разработан долгосрочный прогноз ремонтно-изоляционных работ и даны предложения по совершенствованию технологии КРС на месторождениях ООО «Газпром добыча Надым».

2. Разработаны инженерно-технические и организационно-производственные мероприятия по консервации и ликвидации скважин, которые не подлежат КРС в компрессорный период эксплуатации месторождений ООО «Газпром добыча Надым».

3. Разработан способ прогноза добычи газа и изменения состава скважин-ной продукции на завершающем этапе эксплуатации месторождения Медвежье.

4. Разработан комплекс методик и средств измерения для проведения экспериментальных исследований и обоснования практических мер по повышению эффективности и надежности работы ABO газа.

5. Разработана и внедрена технология охлаждения сырого газа в серийных ABO на УКПГ-2, 3, 8 месторождения Медвежье методом циклического растепления теплообменных секций с применением термоэлектрических датчиков.

6. Результаты промышленных испытаний процесса абсорбционной осушки газа с применением присадки «К» к ДЭГу разработки НПО «Оксит» на УШТГ-7 месторождения Медвежье показали высокую эффективность и надежность работы системы осушки газа и регенерации гликоля. Данная технология рекомендована для модернизации подобных установок.

7. Результаты проведенных исследований при участии автора реализованы в следующих документах:

Технологический регламент по ремонту скважин с применением кол-тюбинговых установок на месторождениях ООО «Газпром добыча Надым» (РД 00158758-227-01);

- Технологический регламент по ликвидации и консервации скважин на месторождениях ООО «Газпром добыча Надым» (РД 08-347-00);

Технологический регламент по глушению скважин техноло-гическими растворами на месторождениях ООО «Газпром добыча Надым» (РД 00158758225-01);

- Проект доразработки сеноманской газовой залежи Медвежьего газо-конденсатного месторождения на заключительной стадии эксплуатации" (Приказ № 95-р/05 от 30 декабря 2005 г.).

8. От внедрения разработок и рекомендаций, изложенных в работе, получен значительный экономический эффект.

Личный вклад автора состоит в постановке научно-технических проблем, разработке методологии исследований, организации, руководстве промысловыми исследованиями и экспериментами, а также проведении исследований и обобщении полученных результатов. Идеи автора нашли отражение в патенте ■ РФ.

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на: Всероссийской научно-практической конференции «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов» (г. Надым, 2003 г.); научно-технической конференции «Обеспечение эффективного функционирования Уренгойского нефтегазодобывающего комплекса» (г. Анапа, 2003 г.); отраслевой научно-практической конференции «Актуальные проблемы и новые технологии освоения месторождений углеводородов Ямала XXI века» (п. Ямбург, 2004 г.); заседаниях секции «Добыча и промысловая подготовка газа и газового конденсата» научно-технического совета ОАО «Газпром» (г. Надым, 2001 г., г. Ноябрьск, 2006 г., г. Тюмень, 2008 г.).

Публи кации

По теме диссертации опубликовано 9 работ, в том числе 2 монографии, 1 патент на изобретение РФ и одна работа в издании, входящем в перечень рекомендованных ВАК РФ.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Глухенький, Александр Григорьевич

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. На основе проведенного комплексного анализа работы системы «пласт— скважина - шлейф - ДКС — УКПГ» на поздних стадиях разработки газовых месторождений выявлены основные причины, влияющие на нормальную, бесперебойную работу процессов добычи, промыслового транспорта скважинной продукции и подготовки газа к дальнему транспорту и предложены методы и способы их устранения.

2. Выявлено, что в подсистеме «пласт — скважина» основным негативным фактором на завершающей стадии разработки месторождения является вынос с газом в скважину и далее в шлейф слабосцементированного коллектора (песка) при одновременном обводнении продуктивного пласта, что является причиной образования песчаной пробки на забое, которая со временем забивает также часть фильтра и приводит к снижению дебита и выносу пластовой воды, а также к захлебыванию скважины и ее остановке. Для устранения песчаной пробки в условиях расположения скважин в зоне многолетнемерзлых пород предложен эффективный способ (патент РФ 2188304 от 28.12.2001) , заключающийся в ее промывке с применением безмуфтовой длинномерной трубы.

3. Разработана и внедрена технология охлаждения сырого газа в серийных ABO на ГП-2, 3, 8 месторождения Медвежье методом циклического растепления теплообменных секций с применением термоэлектрических датчиков, что позволило повысить эффективность и надежность работы аппаратов.

4. Разработан комплекс методик и средств измерения для проведения экспериментальных исследований и обоснования практических мер по повышению эффективности и надежности работы ABO газа.

5. Результаты сравнительных испытаний присадки «К» к ДЭГу разработки НПО «Оксит» на УКПГ-7 м-я Медвежье, готового осушителя на основе этой присадки на газовых промыслах 1,2,7 ЯГКМ и присадки «Рургаз» на УКПГ-2 м-я Медвежье показали надежную работу системы осушки газа и регенерации гликоля. Установлено, что применение технологии абсорбционной осушки газа с использованием присадок к гликолям позволило: повысить осушающую способность гликолей на 1-2%; обеспечить работу технологичесокого оборудования УКПГ при нейтральной или слабощелочной среде рН=7-8,5 раствора гликолей; снизить скорость коррозии технологического оборудования в 4-20 раз; полностью устранить вспенивание гликоля и связанных с ним его потерь; снизить образования шлама и потерь газа выветривания.

6. Исследования качества ДЭГа с присадкой «К» свидетельствуют о его высокой стабильности: величина рН в циркулирующем ДЭГе во время испытаний в среднем равнялась для РДЭГа - 8,3, для НДЭГа - 8,2; средняя величина альдегидов составила в РДЭГе - 0,0045% масс, в НДЭГе - 0,0060% масс; среднее значение числа омыления для РДЭГа — 0,336мг КОНУг ДЭГ и НДЭГа -0,250 мг КОН/г ДЭГ; содержание мехпримесей в ДЭГе колебалось в пределах 0,16 + 0,43 г/л.

7. При добавлении в свежий ДЭГ присадки «К» в количестве 10% объема или «Рургаз» в количестве 1% объема содержащих смесь взаимодействующих компонентов — антиокислителей, защищающих гликоль от термического разложения появляется возможность проводить процесс регенерации при более высоких температурах (170+175 °С), в сочетании с процессом рециркуляции части гликоля в испарителе, и повысить концентрацию регенерированного гликоля до 99,6%о масс при давлении в испарителе 20-^-25кПа.

Повышение концентрации гликоля особенно необходимо при осушке газа на завершающем периоде эксплуатации месторождения Медвежье для обеспечения подготовки его согласно ОСТ, при низких давлениях процесса абсорбции.

8. Рекомендуется присадку «Рургаз» применить на УКПГ Юбилейного и Ямсовейского НГКМ, т.к. в виду низкой эффективности сепарации раствор гликоля загрязняется минеральными солями, рН составляет 5,5-6,2, в результате чего при высоких температурах огневой регенерации 190-195°С происходит деструкция ТЭГа, приводящих к усиленной коррозии технологического оборудования.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Глухенький, Александр Григорьевич, Надым

1. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов A.B. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа.- М. РАН, Институт проблем нефти и газа, 2004.- 520 с.

2. Закиров С.Н. Анализ проблемы «Плотность сетки скважин — нефтеотдача».- М.: Издательский Дом «Грааль», 2002.- 314 с.

3. Крылов А.П., Белаш П.М., Борисов Ю.П., Бучин А.Н., Воинов В.В. и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений.- М.: Гостоптехиздат, 1962.- 730 с.

4. Крылов А.П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ / Сб. Опыт разработки нефтяных месторождений,- М.: Гостоптехиздат, 1957.- С. 116139.

5. Ермилов О.М., Гордеев В.Н., Гацолаев A.C. и др. Применение математического моделирования при разработке крупных газовых месторождений Западной Сибири.- Новосибирск.: СО РАН.- 2003.- 78 с.

6. Закиров С.Н. Разработка газовых,газоконденсатных и нефтегазоконден-сатных месторождений.-М.:Недра, 1989.-334 с.

7. Масленников В.В., Крылов Г.В., Маслов В.Н. и др. Геолого-геофизическое моделирование малоамплитудных сеноманских газовых залежей Западной Сибири и концептуальные подходы к их освоению.- М.: ИРЦ Газпром, 2000.- С. 243.

8. Облеков Г.И., Гордеев В.Н., Облеков Р.Г., Маслов В.Н., Лапердин А.Н. и др. Подсчет запасов свободного газа месторождений предприятия Надым169

9. Афанасьев А.П., Лапердин А.Н. Оценка возможности разрушения пород-коллекторов газа в эксплуатационных скважинах // Проблемы освоения газовых и газоконденсатных месторождений севера Тюменской области: тр. ВНИИЭгазпрома.- М.: 1981.- Вып. 10.- С. 48-51.

10. Подсчет начальных запасов свободного газа сеноманской залежи Медвежьего месторождения по методу падения пластового давления: Отчет о НИР/ТюменНиигипрогаз: руководитель Е.М. Нанивский,-Тюмень: 1987.

11. Уточненный проект разработки Медвежьего месторождения на поздней стадии эксплуатации: Отчет о НИР / ТюменНИИГипрогаз; Руководитель В.Н. Маслов.- Тюмень: 2000.- 477 с.

12. Лапердин АН. Оперативный подсчет запасов газа по Медвежьему месторождению // Тез. докл. конф. молодых ученых и специалистов «Дела и мысли молодых на освоение сибирских недр»,- Тюмень: 1978.- С. 9.

13. Подсчет запасов свободного газа в сеноманских залежах месторождений Севера Тюменской области по состоянию на 01.01.1986 г.: Отчет о НИР / Главтюменьгеология: авт. Ф.З. Хафизов.- Тюмень: 1986.

14. Анализ текущего состояния разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения: Отчёт НИР ИТЦ ООО "Газпром Добыча Надым": Руководилотель Ю.Архипов-Надым 2008.-96 с.

15. Проект разработки сеноманской залежи месторождения Медвежье: Отчёт о НИР ТюменНИИГипрогаз; Руководитель В.Н. Маслов.-Тюмень: 1989.-416 с.

16. Анализ технических решений, применяемых при ремонтах скважин на месторождениях севера Тюменской области: Отчет о НИР; Шифр работы 230-В7/95 / ТюменНИИгипрогаз; Руководитель A.B. Кустышев.- Тюмень: 1997.- 73 с.

17. Чупова ИМ, Дмитрук В.В. Результаты контроля за продвижением газоводяного контакта на Медвежьем месторождении. // НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений».- М.: ИРЦ Газпром.- № 4.- 2001.- С. 82-87.

18. Провести анализ технического состояния скважин и скважинного оборудования, выдать рекомендации по повышению их надежности: Отчет о

19. НИР; Шифр работы 81/85 / ТюменНИИгипрогаз; Руководитель В.Я. Протасов.-Тюмень: 1985. Отв. исполнит. A.B. Кустышев.

20. Материалы по межколонным газопроявлениям на эксплуатационных скважинах месторождения Медвежье: Отчет о НИР / СКНИЭ ТюменНИИгипрогаз; Руководитель В.Е. Карачинский.- Надым: 1981.- 81с.

21. РД 00153761-203-99. Технологический регламент по эксплуатации скважин с предельно допустимыми межколонными давлениями на месторождениях предприятия «Надымгазпром» / A.B. Кустышев, Т.И. Чижова, H.A. Шестакова и др.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 1999. 34 с.

22. Проект разработки сеноманской газовой залежи Медвежьего газокон-денсатного Месторождения на заключительной стадии эксплуатации: Отчёт о НИР ООО ТюменНИИГипрогаз; Руководитель В.Н. Маслов.- Тюмень: 2005.-480 с.

23. A.c. 1599419 СССР, С 09 К 7 / 02. Состав аэрированной промывочной жидкости для ремонта скважин / Ф.А. Гусейнов, A.M. Расулов и др. (СССР).-№4369066/24-03; Заяв. 15.12.89; Опубл. 15.10.90, Бюл. № 38.

24. Клещенко И.И., Кустышев A.B., Минаков В.В. Технологический раствор для заканчивания и глушения низкотемпературных скважин // Известия вузов: Нефть и газ.- Тюмень: ТюмГНГУ, 1997.- № 6.- С. 109. ■

25. РД00158758-225-01.-Технологический регламент по глушению скважин технологическими растворами на месторождениях ООО "Газпром Добыча Надым"/ A.B. Кустышев, Т.И. Чижова, А.Г. Глухенысий и др.-ТюменНИИГипрогаз, 2001.-36 с.

26. Маслов В.Н., Кустышев A.B., Масленников В.В. Научно-техническое обеспечение работ по капитальному ремонту скважин // Состояние и проблемы капитального ремонта скважин: Материалы НТС ОАО «Газпром» М.: ИРЦ Газпром, 1995, с 144-152.

27. Съюмен Д., Эллис Р., Снайдер Р. Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах. Пер. с англ. / Пер. и ред. М.А. Цайгера.- М.: Недра, 1986.-176 с.

28. Свидетельство на полезную модель № 5422 RU, Е 21 В 43/08. Устройство для предотвращения пескования скважин / Я.И. Годзюр,

29. A.B. Кустышев, О.Г. Иваш и др. (РФ).- № 96110529; Заяв. 28.05.96; Опубл. 16.11.97. Бюл. №11.

30. Пат. 2112867 RU, С1 кп.6 Е 21 В 37/08. Устройство для очистки скважинного фильтра / Я.И. Годзюр, Н.В. Михайлов, A.B. Кустьппев и др. (РФ).-Na 96109219; Заяв. 14.05.96. Опубл. 10.06.98.

31. Пат. 2188304 RU. Способ промывки песчаной пробки в условиях ремонта скважин // А.Г. Ананенков, В.И. Кононов, О.М. Ермилов, В.К. Голубкин,

32. B.В. Дмитрук и др.- № 2001135515; Заяв. 28.12.01; Опубл. 27.08.02; Бюл. № 24.

33. Молчанов А.Г., Вайншток СМ., Некрасов В.И. и др. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибкой трубы.- М.: Академии горных наук.-2000.- 224 с.

34. Надымгазпром: геотехномониторинг в криолитозоне // Ремизов В.В., Березняков А.И., Осокин А.Б., Попов А.П., Решетников JI.H., Смолов Г.К., М.: ИРЦ Газпром, 2001147 с.

35. РД00158758-227-01 Технологический регламент по ремонту скважин с применением колтюбинговых установок на месторождениях ООО «Газпром Добыча Надым» / A.B. Кустышев, А.Г. Глухенький, В.В. Дмитрук и др. Тюмень: ТюменНИИГипрогаз, 2001.-78 с.

36. Глухенышй А.Г. Совершенствование процессов охлаждения сырого газа в аппаратах воздушного охлаждения на газовых промыслах.-Новосибирск: Издательство СО РАН, 2007.-83 с.

37. ОСТ 51.40-93. Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. Технические условия. — М.: Издательство стандартов. 1993. 7 с.

38. Бекиров Т.М. Влияние пластовых параметров месторождения на работу установок обработки газа // Подготовка и переработка газа и газового конденсата. 1983.-№ 1.-С. 1-3.

39. Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата. -М.: ООО «Недра Бизнесцентр», 1999, - 596 с.

40. Давлетов K.M., Кононов В.М. Аппарат воздушного охлаждения сырого газа с внешней рециркуляцией воздуха. Новосибирск: СО РАН, 2006. - 284 с.

41. Бахмат В.Г., Еремин Н.В., Степанов O.A. Аппарат воздушного охлаждения на компрессорных станциях. СПб: Недра, 1994, 102 с.

42. Степанов O.A., Иванов В.А. Охлаждение газа и масла на компрессорных станциях. JL: Недра, 1982, 143 с.

43. Методические указания по технологическим расчетам систем адсорбционной осушки газа. / Тюмень: ТюменНИИгипрогаз. 1979. 56 с.

44. Бекиров Т.М. Промысловая и заводская обработка природных и нефтяных газов. М.: Недра. - 1980. - 292 с.

45. Галанин И.А., Бородина И.И. Влияние различных факторов на показатели установки осушки газа // Реф. Сб. Подготовка и переработка газа и газового174конденсата. -М.: ВНИИЭГазпром. 1978. -№ 6. - С. 7-17.

46. Бекиров Т.М. Первичная переработка природных газов. М.: Химия, 1987.-265 с.

47. Жданова Н.В., Халиф A.JI. Осушка углеводородных газов. М.: Химия, 1984, 189 с.

48. Давлетов К. М., Чугунов JI.C., Кашицкий Ю.А. Результаты исследований работы аппаратов воздушного охлаждения газа в условиях северных месторождений // Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата: Обз. инф. -М.: ИРЦ Газпром, 1998. 42 с.

49. Истомин В.А., Якушев B.C. Газовые гидраты в природных условиях. -М.: недра, 1992,-236 с.

50. Макогон Ю.Ф., Малышев А.Г., Седых А.Д. и др. Временная инструкция по предупреждению и ликвидации гидратов в системах добычи и транспорта газа. М.: ВНИИГАЗ, 1983, - 132 с.

51. Бык Ш.С., Макогон Ю.Ф., Фомина В.И. Газовые гидраты М.: Химия, 1980,-280с.

52. Макогон Ю.Ф. Гидраты природных газов. М.: «Недра», 1974,-208с.

53. Гройсман А.Г., Савин А.З. Теплофизические свойства газовых гидратов. Новосибирск; Недра, 1985, 168 с.

54. Измерения неравномерности температуры стенки выходного участка те-плообменной трубы ABO фирмы "Крезо-Луар" / Кононов В.И., Давлетов K.M.,175

55. Иванов В.Я. и др. // НТС. Сер.: Газификация, Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа / ИРЦ Газпром. 2000. -№1.-С. 7-15.

56. Работоспособность трубопроводов. Сопротивляемость разрушению ч. 2. / Воронин Е.Е., Ланчаков Г.А. и др. / М.; ООО Недра - Бизнесцентр, 2001 - 350 с.

57. Шевтель И.Т. Основные характеристики и параметры промышленных терморезисторов-термометров сопротивления — "Приборы и системы управления", 1971, №9, С. 32-36.

58. Преображенский В.П. Теплотехнические измерения и приборы. М.: Энергия, 1978. - 704 с.

59. Гайдукеевич А.И. Приборы для измерения и регулирования температуры. Номенклатурный справочник. — М.: ЦНИИТЭИприборостроение, 1978, 148 с.

60. Михеев М.В., Михеев И.М. Основы теплопередачи. М.: Энергия, 1973, - 320 с.

61. Технологические расчеты систем абсорбционной осушки газа (справочное пособие). «ТюменНИИГипрогаз», 2001-148с.

62. Петрунин А.Н. Методы и техника измерения параметров газового потока. М.; Машиностроение, 1996. - 380 с.

63. ГОСТ 3044-84 Преобразователи термоэлектрические. Номинальные статические характеристики преобразования. Изд. стандартов, 1986, - 56 с.

64. Жданова Н.В., Халиф A.JI. Осушка углеводородных газов. М.: Химия, 1984. - 192 с.

65. Барков И.И., Шаронов К.Г., Рожнов A.M. и др. Влияние примесей на смолообразование и термическую стабильность диэтиленгликоля // Химия и технология топлив и масел, 1976. № 9. - С. 35-36.

66. Глухенький А.Г. Применение присадки «К» при подготовке газа на месторождении Медвежье // Сб. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.-М. ООО «ИРЦ Газпром». 2008.-№31. С. 72-74

67. Жила Н.П., Ключева Э.С. Методы очистки гликолей от тяжелых углеводородов и продуктов деструкции // Обз. информ. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата. М.: ВНИИЭгазпром, 1990. -40 с.

68. Дю Пар М.С., Руни П.С, Бэкон Т.Р. Сопоставление лабораторных и промышленных данных о химической стойкости смесей МДЭА и ДЭА // Нефтегазовые технологии, 1999. № 4. - С. 57-58.

69. Елистратов A.B., Истомин В.А. Оборудование для регенерации гликолей // Газовая промышленность, 2003. № 3. - С. 58-59.

70. Дубина Н.И., Ефимов Ю.Н. Технологические и экономические аспекты утилизации вторичного ДЭГА на Уренгойском ГНКМ // Обз. ин-форм. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата. М.: ИРЦ Газпром, 1999. - 55 с.

71. Дубина Н.И., Ефимов Ю.Н. Очистка абсорбента на УКПГ Уренгойского ГНКМ // Обз. информ. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата. М.: ИРЦ Газпром, 2003. - 39 с.

72. В.А. Истомин, М.В. Елистратов, А.В. Елистратов. Применение гликолей для абсорбционной осушки природных газов.Физико-химические аспекты. М: ООО "ИРЦ Газпром", 2004.

73. Gallaugher A.L., Hibbert Н. Studies on Reactions Relating to Carbohydrates and Polysaccharides. LV. Vapor Pressure of the Polyethylene Glycols and Their Derivatives //Am. Chem. Soc, V.59, 1937, p. 2521-2525.

74. Ambrose D., Hall D.J. Thermodynamic properties of 1,2-etandiol (ethylene glycol) and bis (2-hydroxyethyl) ether (diethylene glycol) // J. Chem. Thermodynamics, 1981, v. 13, № l,p. 61-66.

75. Гордиенок Н.И., Фрейдин Б.Г. Кинетические данные для прогнозирования допустимых сроков хранения дизтиленгликоля // Журнал прикладной химии, 1990. № 1. - С. 132-135.

76. Коуль A.JL, Ризенфельд Ф.С. Очистка газа. М.: Недра, 1968. -392 с.

77. Pears R.L., Protr J.E., Lyon G.W. Dry gas to low dew points // International Hydrocarbon Processing, 1972, v. 51, № 12, p. 79-81.

78. Д.Л. Катц, Д.Корнелл, P. Кобояши и др. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. М.: Недра, 1965. - 676 с.

79. Жданова Н.В., Халиф А.Л. Осушка углеводородных газов. М.: Химия, 1984.- 192 с.

80. Халиф А.Л., Зиновьева A.M. Регенерация дизтиленгликоля при повышенной температуре //Газовая промышленность, 1978. № 2. -С. 21-22.

81. Ланчаков Г.А., Кульков А.Н., Зиберт ПК. Технологические процессы подготовки природного газа и методы расчета оборудования. -М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. 279 с.

82. Барков И.И., Шаронов К.Г., Рожнов А.М. и др. К вопросу о смолообразовании и ухудшении массообмена в экстракторе при извлечении ароматических углеводородов дизтиленгликолем // Химия и технология топлив и масел, 1975. -№ 12.-С. 25-27.

83. Барков И.И., Шаронов К.Г., Рожнов A.M. и др. Влияние примесей на смолообразование и термическую стабильность дизтиленгликоля // Химия и технология топлив и масел, 1976. № 9. - С. 35-36.