Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование технологии сбора, подготовки и транспорта высокозастывающих нефтей месторождений СП "Вьетсовпетро"

ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологии сбора, подготовки и транспорта высокозастывающих нефтей месторождений СП "Вьетсовпетро""

УДК 622.276

На правах рукописи

дВЭогао

НГУЕН ТХЕ ВАН

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ СБОРА, ПОДГОТОВКИ И ТРАНСПОРТА ВЫСОКОЗАСТЫВАЮЩИХ НЕФТЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СП «ВЬЕТСОВПЕТРО»

Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

- 3 НОЯ 2011

Уфа 2011

4858736

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

Научный руководитель - кандидат технических наук

Велиев Мубариз Мустафа оглы

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Коробков Геннадий Евгеньевич

- доктор технических наук Багаутдинов Наиль Явдатович

Ведущее предприятие - ОАО «Институт «Нефтегазпроект»

Защита диссертации состоится 11 ноября 2011 г. в 1200 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 10 октября 2011 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета ,.- ^

доктор технических наук, профессор ^ Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. На современном этапе развития основные высокопродуктивные месторождения СП «Вьетсовпетро» вступили в позднюю стадию разработки, когда интенсивно снижается добыча нефти.

Процессы добычи, сбора, подготовки и транспорта нефти , осложняются комплексом проблем, связанных с образованием стойких нефтяных эмульсий, асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), большой пульсацией давления в системе трубопроводов, дополнительными расходами электроэнергии и необходимостью содержать многочисленный персонал на малопродуктивных платформах.

Анализ работы системы трубопроводов, транспортирующих добываемую продукцию с месторождений СП «Вьетсовпетро» на установку беспричального налива нефти (УБН), показывает, что среднее давление в системе трубопроводов колеблется в больших пределах. Разница между максимальным и минимальным значениями давления, зафиксированными в одной и той же точке стояка в течение суток, может достигать 13... 15 атм. Это означает, что поступление жидкости в общую систему трубопроводов неравномерное, скорость потока в трубопроводах колеблется в больших пределах и приводит к колебанию стояков. Причина в том, что откачка жидкости на малопродуктивных платформах производится периодически, а на морских стационарных платформах (МСП) с большим объемом добычи периодически запускаются

дополнительные насосы.

Существует ряд технологий борьбы с АСПО, причем большинство из них разработаны десятки лет назад и уже не в полном объеме отвечают современным требованиям. Так, применение традиционных технологий механического удаления АСПО не всегда остается «безболезненным» для скважин, в процессе механической очистки возможны повреждения современных труб с полимерным покрытием.

Не всегда эффективными и безопасными оказываются и технологии, основанные на горячей промывке скважин и оборудования нефтью или водой с добавлением поверхностно-активных веществ (ПАВ). При этом довольно значительными являются потери нефти. Применение растворителей связано с высокими рисками, обусловленными их горючестью, и не всегда оправданно в силу значительных затрат.

Таким образом, повышение эффективности работы систем сбора, подготовки и транспорта нефти, разработка и освоение новых способов и средств борьбы с АСПО остаются весьма аюуальными.

Цель работы - совершенствование технологии сбора, подготовки и транспорта высокозастывающих нефтей путем предотвращения образования и удаления АСПО в трубопроводах, в насосно-компрессорных трубах (НКТ) скважин и технологическом оборудовании применительно к условиям СП «Вьетсовпетро».

Для достижения поставленной дели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Анализ условий эксплуатации систем сбора, подготовки и транспорта нефти и исследование процессов образования АСПО в трубопроводах, в насосно-компрессорных трубах скважин и технологическом оборудовании в условиях СП «Вьетсовпетро»;

2. Математическое моделирование работы теплоизолированного трубопровода в условиях образования АСПО;

3. Исследование эффективности реагентов для предотвращения образования и удаления АСПО в лабораторных условиях;

4. Опытно-промышленные исследования образования и удаления АСПО в системе сбора, подготовки и транспорта нефти;

5. Разработка технологии безнасосного транспорта нефти с целью уменьшения интенсивности образования АСПО в условиях пониженной температуры добываемой продукции.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач базируется на использовании современных методов анализа состояния разработки изучаемых месторождений, анализа результатов лабораторно-промысловых исследований, применении современных методов обработки статистической информации по истории разработки месторождения, математического моделирования работы теплоизолированного трубопровода с использованием эффективных вычислительных методов.

Научная новизна результатов работы:

1. Выявлены основные причины и особенности образования АСПО в трубопроводах, в насосно-компрессорных трубах скважин и технологическом оборудовании;

2. Исследованы особенности процесса образования АСПО в трубопроводах и НКТ скважин месторождений «Белый Тигр» и «Дракон» СП «Вьетсовпетро», определены оптимальные дозировки депрессаторов и реагентов;

3. Разработана технология предотвращения образования и удаления АСПО в трубопроводах, в НКТ скважин и технологическом оборудовании;

4. Показана возможность и разработана технология безнасосного транспорта продукции скважин в газонасыщенном состоянии для уменьшения интенсивности образования АСПО в системе сбора, подготовки и транспорта нефти.

На защиту выносятся:

1. Результаты исследования влияния снижения объемов добычи нефти на процессы образования асфальтосмолопарафиновых отложений в трубопроводах и технологическом оборудовании;

2. Технология предотвращения образования и удаления имеющихся отложений в трубопроводах, в НКТ скважин и технологическом оборудовании;

3. Технология безнасосного транспорта газонасыщенной нефти.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Схема борьбы с АСПО в трубопроводах, в НКТ скважин и технологическом оборудовании и технология безнасосного транспорта газонасыщенной нефти прошли успешную апробацию на месторождениях СП «Вьетсовпетро» и в настоящее время используются в производственной деятельности предприятия.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты работы докладывались на научно-практических конференциях: «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках VIII Конгресса нефтегазопромышленников России (г. Уфа, май 2009 г.); «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках IX Российского энергетического форума (г. Уфа, октябрь 2009 г.); «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа», «Проблемы и методы рационального использования нефтяного попутного газа» в рамках XVIII международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2010» (г. Уфа, май 2010 г.); «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках X Российского энергетического форума (г. Уфа, октябрь 2010 г.), «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках XIX международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2011» (г. Уфа, май 2011 г.).

Публикации. Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 13 научных трудах, в т.ч. в 2 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 117 наименований. Работа содержит 141 страницу машинописного текста, 52 рисунка, 32 таблицы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность диссертационной работы, сформулированы ее цель и основные задачи исследований, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В первой главе проведен анализ работы систем сбора, подготовки и транспорта нефти на месторождениях СП «Вьетсовпетро».

СП «Вьетсовпетро» добычу нефти ведет на месторождениях «Белый Тигр» и «Дракон». В настоящее время основной объем добычи нефти приходится на месторождение «Белый Тигр», где нефть добывается как с северных МСП, так и с блок-кондукторов (БК), расположенных в центральной части месторождения.

Несмотря на теплоизоляцию, на стенках новых трубопроводов происходит интенсивное образование так называемых «мягких» отложений или «застойных» зон, что наблюдалось и в нетеплоизолированных трубопроводах. Причина этого в физико-химических особенностях добываемой нефти, низкой производительности транспорта и того, что некоторые трубопроводы имеют нетеплоизолированные участки, что приводит к резкому охлаждению нефти и образованию АСПО. В результате этого эффективный диаметр трубопровода с ускоренным темпом уменьшается, и перепад давлений при транспорте продукции очень быстро возрастает.

Подготовка нефти до товарной кондиции с качеством, предъявляемым к продукции, идущей на экспорт, на месторождениях «Белый Тигр» и «Дракон» осуществляется на УБН.

В настоящее время на блок-кондукторе ИР-З месторождения «Дракон» нефть добывается, в основном, газлифтным способом, общий объем газа газлифта составляет примерно 170 тыс. м3/сут. Сепарированный газ сжигается на факеле, что при газлифтной эксплуатации скважин является затратным.

Анализ работы трубопроводов, транспортирующих дегазируемую нефть, добываемую на объектах северного свода месторождения «Белый

Тигр», на УБН показывает, что среднее давление в системе трубопроводов колеблется в больших пределах. Разница между максимальным и минимальным значениями давления, зафиксированными в одной и той же точке стояка в течение суток, может достигать 13... 15 атм. Это означает, что поступление жидкости в общую систему трубопроводов неравномерное, производительность перекачки по системе трубопроводов не стабильна. Причина в том, что откачка жидкости на малопродуктивных платформах производится периодически, а на МСП с большим объемом сепарации периодически запускаются дополнительные насосы.

Ограничения существующей технологии:

- большая пульсация давления в системе трубопроводов МСП-7 МСП-5-* МСП-3 (МСП-6)- МСП-4 -» МСП-8 - МСП-1 - УБН-1;

- если на малопродуктивных платформах откачка нефти производится непрерывно с циркуляцией части откачиваемой жидкости обратно в буферную емкость, то имеет место дополнительный расход электроэнергии;

- необходимость содержания многочисленного персонала на малопродуктивных платформах;

- в связи с понижением температуры добываемой продукции, связанным со снижением объема добычи нефти, усиливается проблема образования отложений в трубопроводах, внутрискважинном и нефтепромысловом оборудовании.

В системе добычи, сбора и транспорта нефти месторождения «Белый Тигр» можно выделить следующие основные места образования АСПО:

- насосно-компрессорные трубы малодебитных газлифтных скважин;

- нетеплоизолированные трубопроводы системы сбора, транспортирующие газожидкостную смесь (ГЖС) и обводненную газонасыщенную нефть;

- протяженные нефтепроводы, транспортирующие частично подготовленную нефть на УБН.

Наибольшую проблему представляют АСПО в НКТ скважин. В поверхностном промысловом оборудовании подготовки нефти количество АСПО

незначительно вследствие относительно высоких температур нефти на центральной технологической платформе (ЦП 1) и МСП.

Во второй главе рассматривается механизм образования асфальтосмо-лопарафиновых отложений в трубопроводах, в насосно-компрессорных трубах скважин и технологическом оборудовании СП «Вьетсовпетро».

Сбор продукции на северных МСП месторождения «Белый Тигр» производится, как правило, по нетеплоизолированным трубопроводам при низких температурах (30...40 °С). В результате, согласно теплогидравлическим расчетам и осмотрам труб при ремонтах, на внутренней поверхности труб после 20...25 лет эксплуатации образовался слой АСПО толщиной до 20 мм.

Кроме внутренней поверхности трубопровода, отложения образуются и внутри шлангов, соединяющих трубопроводы с УБН. При замене УБН «Чи-ланг» на УБН «Чилинь» были демонтированы приемные шланги до УБН. После демонтажа обнаружены АСПО на внутренней поверхности шлангов: на одной линии плотные твердые отложения толщиной до 5...8 мм (с месторождения «Белый Тигр»), а на другой - более рыхлые толщиной до 30...40 мм (предположительно образовавшиеся при прокачке смеси нефтей месторождений «Белый Тигр» и «Дракон»).

Проведены лабораторные исследования образцов отложений из шлангов. Образцы отложений подвергали нагреву и охлаждению с одновременной фиксацией количества поглощаемого (при плавлении парафинов) или выделяемого (при кристаллизации парафинов) тепла. Величина выделяемого тепла при определенной температуре позволяет судить о количестве присутствующих в отложении парафинов, имеющих соответствующую температуру кристаллизации. По кривой зависимости температуры плавления от длины парафиновой цепочки определено, что в отложениях присутствуют парафины

С32-С40.

Наиболее значащим параметром, влияющим нарост перепада давления в трубопроводе, является температура поступающей на УБН нефти, которая влияет на вязкость нефти и интенсивность отложений. Температура моря и производительность транспорта в пределах существующих изменений имеют

меньшее значение. Температура поступающей на УБН нефти, в свою очередь, зависит от взаимодействия ряда факторов, не имеющих по отдельности большого значения: те же температура моря и производительность транспорта, наличие транспорта нефти с ЦГК-3, которые, с одной стороны, повышают суммарную температуру, а с другой, увеличивают потери на трение в нетеп-лоизолйрованном участке трубопровода.

Опыт эксплуатации трубопроводов системы сбора и транспорта продукции скважин показывает, что при перекачке высокопарафинистой нефти с низкой производительностью, добываемой на блок-кондукторе ЯС-2 и морской стационарной платформе КР-З по нетеплоизолированному трубопроводу 11С-2 -* ИР-1 УБН, осложнения являются неизбежными. Количество жидкости, транспортируемой по трубопроводу, остается практически без изменения, а перепад давления возрастает со скоростью от 0,3 до 1,0 атм/сут. Это свидетельствует о том, что эффективный диаметр трубопровода со временем уменьшается. В полости трубы образуются слои застывшей нефти большой толщины.

Проблема отложения АСПО в колоннах НКТ возникает на месторождениях СП «Вьетсовпетро», в основном, в малодебитных малообводненных (как правило, до 15 % воды) скважинах, эксплуатирующихся газлифтным способом, температура нефти на устье составляет 30...35 °С. Образование АСПО происходит вследствие снижения температуры продукции скважин ниже температуры начала кристаллизации парафинов.

По результатам проведения депарафинизации НКТ скважин за 2006-2010 гг., наблюдается увеличение количества скважино-операций и, вследствие этого, суммарного времени простоя скважин и недобора нефти. При этом не учтен недобор нефти вследствие сужения живого сечения НКТ скважин и повышения потерь давления на подъем жидкости. Таким образом, проблема образования АСПО в НКТ малодебитных газлифтных скважинах северных МСП приобретает все больший масштаб, что требует разработки новых, более эффективных методов ее решения.

В главе рассматривается прогнозирование гидравлического состояния теплоизолированного трубопровода.

Интенсивность роста отложений зависит от физико-химических и реологических свойств перекачиваемой жидкости, термодинамических характеристик трубопровода и других факторов, многие из которых до настоящего времени недостаточно изучены.

К числу основных факторов, существенно влияющих на интенсивность образования отложений парафина, относится гидродинамическая характеристика потока. Скорость потока оказывает большое влияние на интенсивность отложения парафина, что подтверждено данными промысловых наблюдений при транспорте нефти по нетеплоизолированному трубопроводу Ш>-3 - КР-1 - УБН.

Если сопоставить фактические данные о температуре и перепаде давления в трубопроводе КР-З -» УБН с момента пуска в работу по настоящее время с расчетными, то они не сходятся. За короткий промежуток времени (примерно 30 дней) перепад давления при транспорте определенного объема нефти возрос от 3,0 до более 10 атм, а по результатам тегоюгидравлического моделирования работы трубопровода при формировании слоя АСПО толщиной 75 мм на участках без тепловой изоляции перепад давления возрастает от 2,64 до 4,10 атм. Поэтому можно сделать вывод о том, что интенсивное формирование застойных зон происходит не только на участках без тепловой изоляции, но и на теплоизолированных участках трубопровода КР-3 -» УБН. Начальная температура нефти, поступающей в трубопровод на стояке 11С-2, составляет от 50 °С до 52 °С, что на 8... 10 °С ниже температуры начала кри-стализации парафина (59...60 °С). Поэтому процесс образования слоя АСПО происходит по всей длине трубопровода, его интенсивность разная для участков с различными тепловыми свойствами. Подтверждающим фактором является обнаружение слоя АСПО толщиной 15...20 мм в технологическом трубопроводе на самой ИР-3 при его резке для подключения нового трубопровода.

Результаты математического моделирования работы теплоизолированного трубопровода ЯР-З -» УБН показывают, что при перепаде давления более 12 атм в трубопроводе накапливается слой мягких АСПО толщиной примерно 50 мм с общим объемом отложений 620 м3. Это приводит к уменьшению эффективного диаметра трубы до 200 мм и менее (до 2 раз).

Третья глава диссертационной работы посвящена лабораторным исследованиям эффективности реагентов для предотвращения образования и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений.

С целью изучения процесса предотвращения отложений парафина в трубопроводах проведено исследование влияния разных депрессаторов и ингибиторов парафина на процесс образования АСПО в трубопроводах и в подъемных трубах добывающих скважин месторождений «Белый Тигр» и «Дракон».

Сущность метода проведения лабораторных исследований реагентов для удаления АСПО заключается в следующем:

- берутся емкости объемом 100 мл, определяется их вес;

- в каждую емкость помещается по 2 грамма образца АСПО;

- емкости помещаются на водяную баню с температурой 95 °С и выдерживаются до полного расплавления АСПО;

- после этого емкости выдерживаются при комнатной температуре для охлаждения и застывания АСПО;

- в каждую емкость добавляется по 20 мл испытуемого химреагента и выдерживается при комнатной температуре необходимое количество времени (в нашем случае - 24 или 72 часа). Через 8 часов после начала эксперимента производится слабое помешивание бутылок;

- после выдержки реагент сливается, пропускается через фильтровальную бумагу для оценки консистенции и размеров диспергированных частиц АСПО;

- осматривается внутренняя поверхность емкостей для оценки эффективности диспергирования и удаления АСПО;

- емкости с остатками АСПО и диспергированными частицами на фильтровальной бумаге подсушиваются и взвешиваются для оценки эффективности растворения АСПО.

В главе приведены результаты лабораторных исследований депрессато-ров различных фирм-производителей.

Эффективность представленных депрессаторов оценивалась по температуре застывания обработанных этими реагентами проб нефти и по результатам проведения реологических исследований в области температур и скоростей сдвига, характерных для перекачиваемых нефтей месторождений СП «Вьетсовпетро». Сравнивались эффективности новых реагентов по отношению к используемым в настоящее время на месторождениях депресса-торам.

Действие ингибиторов парафиноотложений сводится к целенаправленному изменению формы и размеров кристаллов парафина с тем, чтобы они потеряли способность к закреплению на металлической поверхности. Очевидно, что эти изменения должны сказаться и на скорости образования отложений.

Проведены испытания депрессаторов РАО-85288 при обработке и транспорте нефти месторождения «Белый Тигр» и РАО-3057 - для месторождения «Дракон».

Реологические исследования проводились согласно принятой в СП «Вьетсовпетро» методике. Депрессатор вводился в нефть при температуре 65 °С, испытываемые дозировки реагента на нефти месторождения «Белый Тигр» составляли 200...500 г/т, а на нефти месторождения «Дракон» -1000...1800 г/т. Максимальная скорость сдвига при испытании нефти месторождения «Белый Тигр» составляла 50 с'1, нефти месторождения «Дракон» -12 с'1. Испытания проводились при ступенчатом снижении температуры нефти до достижения минимальной температуры морской воды в районе месторождений 22 °С.

Для нефти месторождения «Белый Тигр» реологические исследования депрессатора РАО-85288 показали его более высокую эффективность по сравнению с использующимся в настоящее время депрессатором при обработке нефти с дозировками 200...500 г/т при температуре 65 °С, а для нефти месторождения «Дракон» реагент РАО-3057 показал высокую эффективность при дозировках 1000,1500 и 1800 г/т при температуре обработки 65 °С по сравнению со смесью депрессаторов, используемой в СП «Вьетсовпетро» для обработки нефти RC-2.

В связи с наличием конденсата, способного улучшать реологические характеристики нефти, исследована возможность замены обработки нефти депрессатором смешением нефти с конденсатом. Для оценки эффективности транспорта нефти с ЦТП-2 с добавкой конденсата проведены реологические исследования нефти ЦТК-3 в смеси с конденсатом в количестве 3 %, 5 % и 10%. Конденсат, используемый в экспериментах, представлял собой смесь стабильного и нестабильного конденсатов в соотношении 1:1. Также для сравнения эффективности добавления конденсата с существующим методом обработки нефти на ЦТК-3 проводилось исследование нефти, обработанной депрессатором VX-7484 в количестве 150 г/т.

Также были проведены лабораторные исследования по оценке интенсивности образования АСПО в нефти ЦТК-3 при обработке депрессатором VX-7484 и при добавке конденсата.

Как следует из результатов исследований, реологические свойства нефти ЦТК-3, обработанной депрессатором VX-7484 с удельным расходом 150 г/т, сравнимы с реологическими свойствами нефти с содержанием конденсата от 3 % до 5 %. Однако АСПО, образующиеся в нефти при обработке депрессатором VX-7484, более рыхлые, чем АСПО, образующиеся при добавке конденсата. Поэтому целесообразнее продолжать обработку нефти ЦТК-3 депрессатором, нежели заменять ее смешением с конденсатом.

С целью растворения АСПО в насосно-компрессорных трубах проведены лабораторные исследования эффективности реагентов. Для испытания

была взята проба АСПО из НКТ скважин МСП-7. Исследования проводились на основе метода испытания диспергаторов и растворителей парафина. В стеклянную бутылку помещались 10 граммов АСПО, наливалось 120 мл реагента, и выдерживалось при комнатной температуре (28...30 °С) в течение 72 часов. После этого определялись степень растворения АСПО, консистенция нерастворенной части и свойства образовавшегося раствора АСПО.

По результатам лабораторных исследований, реагент Heat FSoL фирмы Heat Resources Pte Ltd показал наибольшую эффективность по растворению и диспергированию АСПО, наблюдалось практически полное удаление АСПО с внутренней поверхности лабораторного сосуда уже после 24 часов проведения эксперимента; дисперсант Heat FSoL фирмы Heat Resources Pte Ltd рекомендован для проведения опытно-промышленных испытаний по удалению АСПО из НКТ скважин.

По результатам исследований рекомендованы к опытно-промышленным испытаниям химические реагенты РАО-80033 производства фирмы Baker Petrolite и TP-PWI05 производства компании Thuan Phong.

В четвертой главе рассматриваются механизмы предотвращения образования и удаления имеющихся отложений в системе сбора, подготовки и транспорта нефти.

Опытно-промышленные испытания депрессатора Flexoil SFM-4228 проводились в соотношении 7:3 с общей дозировкой 1500 г/т. Смесь реагентов подается на глубину более 2000 м от устья по импульсным трубкам в каждую скважину. Фиксировались следующие параметры: давление и температура на стояке RP-3, температура застывания перекачиваемой нефти через каждые 8 часов, производительность откачки и обводненность нефти. Периодически производился отбор проб нефти с последующей отправкой в лабораторию для проведения реологических исследований.

На рисунке 1 представлены изменения дозировки депрессатора и температуры застывания перекачиваемой нефти, замеренные на RP-3. На рисунке 1 четко видны колебания температуры застывания при подаче

БкхоН 8РМ-4228 с расходом 1800 г/т, а при дозировке 2000 г/т колебания значительно меньше. На основании результатов анализа работы трубопровода ЯР-3 -» УБН при проведении опытно-промышленных испытаний депрес-сатора Р1ехой БРМ-4228 для подготовки нефти ИР-3 и ЯС-2 мо!ут быть сделаны выводы, что реагент Р1ехоП БРМ-4228 с дозировкой 2000 г/т позволяет осуществлять транспорт нефти с Ш>-3 на УБН с приемлемыми рабочими характеристиками трубопровода КР-З -* УБН.

Рисунок 1 - Характеристики транспортируемой нефти

Далее в главе приведены результаты опытно-промышленного испытания и расширенной апробации смеси депрессаторов УХ-7484 и АР-1804 для подготовки нефти к транспорту.

До промышленного испытания нефть обрабатывалась смесью депрессаторов Зерайих ЕБ-3363 и РгосЫпог АР-1804 в соотношении 70:30 с суммарным удельным расходом 1000 г/т. В каждой скважине смесь депрессаторов подается по импульсным трубкам в поток ГЖС на глубину порядка

2000...2500 м от устья. Объем откачки нефти с КР-3 до испытания колебался в пределах 2200...2700 т/сут (3300...4200 м3/сут) по жидкости.

Анализы параметров работы трубопровода ЯР-3-* УБН-3 в период опытно-промышленного испытания и расширенной апробации новой смеси депрессаторов показывают:

- перепад давления при откачке продукции с ЯР-З на УБН колеблется в пределах от 5,0 до 7,8 атм, и в среднем составляет 6,0 атм (т.е. данный перепад давлений практически имеет аналогичную величину по сравнению с перепадом давлений в период до испытания, но более стабилен);

- температура застывания нефти, обработанной новой смесью депрессаторов, колеблется в пределах от 15 °С до 22 °С и в среднем составляет 20 °С, что немного ниже температуры застывания нефти, обработанной смесью депрессаторов ЗераЯих ЕБ-3363 и РгосЫпог АР-1804 в соотношении 70:30;

- в течение всего периода проведения промысловых испытаний все параметры работы трубопровода практически остаются стабильными, и прирост перепада давления не был обнаружен.

Результаты реологических исследований проб нефтей показывают, что при обработке новой смесью депрессаторов транспортные характеристики нефти улучшаются по сравнению с ранее используемой смесью депрессаторов (ЕБ-ЗЗбЗ + АР-1804) при одном и том же удельном расходе.

При закачке новой смеси депрессаторов УХ-7484 и АР-1804 в соотношении 50:50 по импульсным трубкам в скважины на глубину 2000...2500 м, давление на выкиде дозировочных насосов понижается примерно на 20 % по сравнению с давлением при закачке смеси депрессаторов ЕБ-ЗЗбЗ и АР-1804 в соотношении 70:30, что улучшает работу этих насосов.

Проведен ряд лабораторных исследований по адаптации технологии увеличения производительности газлифтных скважин и ингибирования АСПО для условий месторождения СП «Вьетсовпетро». Сущность метода заключается в физико-химическом воздействии на газожидкостный поток смесью ингибитора АСПО и поверхностно-активного вещества. ПАВ стаби-

лизирует грубодисперсные газовые эмульсии, препятствуя слиянию пузырьков газа, что позволяет уменьшить эффект проскальзывания газа относительно жидкости и повысить эффективность лифтирования. Ингибитор АСПО уменьшает интенсивность образования отложений в НКТ.

По результатам лабораторных исследований два реагента: REPA 61V производства фирмы Recherche Exploitation Produits (France) и VX-7484 производства фирмы Nalco (Singapore) - были рекомендованы в качестве инги-бирующего компонента двухсоставной композиции для улучшения работы подъемника газлифтных скважин. Опытно-промысловые испытания реагентов REPA 61V и VX-7484 были проведены для оценки их эффективности по предотвращению процесса образования парафина в НКТ газлифтных скважин. Предложено подачу химреагентов непрерывно осуществлять в линию подачи газлифтного газа в скважину дозировкой 500.. .3000 г/т.

На рисунке 2 представлены параметры работы скважины 707 в период подачи реагента VX-7484 (заштрихованная область на рисунке) и после нее. Из рисунка 2 видно, что увеличение дебита жидкости происходило через 23 суток после начала закачки реагента с 23 до 48 м3/сут. Далее при продолжающейся закачке реагента дебит вырос до 58 м3/сут при относительно стабильном уровне расхода газлифтного газа. При этом буферное давление снизилось с 17,0 до 12,5 атм. Данные факты также могут свидетельствовать о произошедшей очистке скважинного оборудования от АСПО.

После резкого увеличения дебита процесс очистки продолжался еще около месяца, дебит жидкости незначительно увеличивался (до стабилизации параметров). Закачка реагента при этом продолжалась. Очевидно, что первоначально подверглись очистке более рыхлые фракции АСПО, на очистку более твердых фракций потребовалось около месяца времени при продолжающейся закачке реагента.

1

—о— Рбуф -4— Рзатр —Обводи, % —•— О нефи -о-Ожидк -о—V газлифта

Рисунок 2 - Изменение параметров скважины 707 при испытании реагента УХ-7484

На основании проведенных опытно-промысловых испытаний можно сделать следующие выводы: при испытании реагента УХ-7484 в скважинах 703 и 707, при постоянном расходе газлифтного газа достигнуто увеличение дебита жидкости соответственно в 1,6 и 2,5 раза, буферное давление скважин снижено с 17,0 до 12,5 атм. Следовательно, применение данного реагента по результатам испытания следует признать эффективным.

Пятая глава посвящена вопросам совершенствования технологии сбора и транспорта добываемой продукции месторождений с целью повышения эффективности работы системы сбора в целом и обеспечения продления срока рентабельности эксплуатации МСП на севере. Разработана технология безнасосного транспорта продукции северного свода месторождения «Белый Тигр».

Продукция скважин не проходит сепарацию на МСП и в виде газожидкостной смеси за счет энергии газа газлифта под устьевым давлением скважин транспортируется на ближайшую МСП или на центральную МСП. По результатам предварительного расчета для транспорта продукции с МСП-7 в виде ГЖС на МСП-4 через МСП-5 и МСП-3 потребуется поддерживать на

20.02.08 01.03.08 11.03.08 21.03.08 31.03.08 10.04.08 20.04.08 30.04.08 10.05.08 20.05.08 30.05.08

МСП-7 давление порядка 1,8 МПа. Такие большие потери давления при транспорте могут привести к перерасходу рабочего агента или снижению дебита скважин. Кроме того, имеющаяся сепарационная мощность на МСП-4 не достаточна для сепарации сборной продукции с МСП-3 и МСП-8.

Проведенные исследования позволили сделать выводы, что более предпочтительным выглядит вариант транспорта продукции в виде газонасыщенной нефти (ГНН) с использованием существующих на МСП нефтегазовых сепараторов (НГС) в качестве устройства предварительного отбора газа (УПОГ)- Он позволит упростить технологический комплекс на МСП и обеспечить требуемые показатели по добыче продукции на МСП. Это сделает более рациональным проведение реконструкции, ремонта МСП и ее эксплуатации в дальнейшем.

Из существующего на МСП-7 комплекса технологического оборудования для сепарации и откачки нефти только НГС использован в качестве УПОГ. При этом транспорт ГНН осуществляется под давлением первой ступени сепарации в НГС. Газонасыщенная нефть из НГС МСП-7, минуя блок-емкости (БЕ), поступает прямо в стояк трубопровода МСП-7-» МСП-5 и транспортируется на МСП-5. На МСП-5 приходящая газонасыщенная нефть поступает в БЕ для сепарации и дальнейшей откачки на УБН-1.

При проведении испытания зафиксированы основные параметры работы скважин, технологического оборудования на МСП-7 и трубопровода МСП-7 -* МСП-5. На МСП-7 БЕ и его обвязка были промыты и заполнены водой для консервации.

Отмечено следующее:

- значения давления сепарации в НГС на МСП-7 до и во время испытания остаются практически без изменения и колеблются в пределах от 9,0 до 10,0 атм;

- температура продукции в НГС МСП-7 на несколько градусов снизилась, потому что в НГС поступает более холодная продукция с газлифтных скважин 74, 704, 708 и 715 и составила 43...45 °С. Результаты анализа изменения температуры нефти на стояке МСП-7 показывают, что после перехода на режим безнасосной откачки температура ГЖС на стояке МСП-7 сразу снизилась примерно на 2 °С и составила 42.. .44 °С;

- в зависимости от уровня регулирования задвижки на стояке МСП-5 давление на стояке МСП-7 изменяется в пределах 4,3-..6,8 атм, а давление на стояке МСП-5 - 2,0.. .6,2 атм (таблица 1);

- на МСП-7 давление на стояке трубопровода системы сбора газа во время проведения испытания остается стабильным на уровне 7,9...8,2 атм, выше на 0,2.. .0,3 атм по сравнению с тем, что было до испытания;

- на стояке МСП-5 температура поступающей с МСП-7 ГЖС также довольно стабильна и составляет 32.. .33 °С.

Анализ результатов испытания показывает, что продукция транспортируется по трубопроводу МСП-7 -» МСП-5 не в режиме газонасыщения, а в виде ГЖС с небольшим газовым фактором. Это связано с тем, что, во-первых, давление в трубопроводе всегда меньше давления насыщения нефти газом, принимавшегося равным давлению в НГС; во-вторых, потери давления при транспорте в зависимости от среднего давления в трубопроводе составляют от 0,4 до 2,8 атм, что в несколько раз выше перепада давления при насосной откачке дегазированной нефти (0,5 атм).

Таблица 1 - Значения давления на стояках трубопровода МСП-7 -* МСП-5

при транспорте газожидкостной смеси

Рстояю атм Перепад давления, атм

МСП-7 МСП-5

4,3...5,3 2,0...2,5 2,3...2,8

4,7...5,2 2,5...2,7 2,2...2,5

5,1...5,4 3,7...3,9 1,4...1,5

5,6...6,8 3,9...6,2 0,6...1,7

Описаны результаты прогнозного теплогидравлического моделирования работы системы трубопроводов МСП-7 -> МСП-5 -* МСП-3 -* МСП-4 при безнасосном транспорте газонасыщенной смеси.

Для анализа работы любого трубопровода в какой-то момент времени необходимо изучить его предысторию и спрогнозировать образовавшуюся в полости трубы толщину слоя АСПО. На основании зафиксированных параметров перекачки дегазированной нефти с МСП-7 на МСП-5, таких как производительность перекачки, обводненность перекачиваемой жидкости, давление и температура на обоих стояках, с помощью компьютерной программы

был произведен расчет эффективного диаметра трубопровода. До момента перевода трубопровода МСП-7-» МСП-5 на транспорт газонасыщенной нефти толщина слоя АСПО составляла в среднем 22 мм.

Результаты теплогидравлического моделирования работы системы трубопроводов МСП-7 -» МСП-5 -» МСП-3 -» МСП-4 при транспорте предварительно отсепарированной в НГС продукции, добываемой на МСП-7, МСП-5 и МСП-3, показывают, что продукция, транспортируемая по системе трубопроводов, в основном, находится в состоянии газонасыщения.

На участке МСП-3 -* МСП-4 продукция транспортируется в режиме ГЖС с небольшим газосодержанием - 0,2...0,3. Это связано с тем, что среднее давление в трубопроводе всегда меньше давления насыщения нефти газом, принимающегося равным давлению 9,0 атм в НГС. Для транспорта предварительно отсепарированной в НГС МСП-7 продукции на МСП-4 транзитом через МСП-5 и МСП-3 минимальное давление на стояке МСП-7 должно составлять 7,1 атм. Давление первой ступени сепарации в НГС на МСП-7 тоже должно составлять порядка 9... 10 атм.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Выявлено, что с понижением температуры добываемой продукции, связанным со снижением объема добычи нефти, усиливается проблема образования отложений в трубопроводах, внутрискважинном и нефтепромысловом оборудовании. Проблема образования асфальтосмолопарафиновых отложений в колоннах насосно-компрессорных труб возникает на месторождениях СП «Вьетсовпетро», в основном, в малодебитных малообводненных скважинах, эксплуатирующихся газлифтным способом.

2. Результаты математического моделирования работы теплоизолированного трубопровода показывают, что при перепаде давления более 12 атм в трубопроводе накапливается слой мягких АСПО толщиной примерно 50 мм, и это приводит к уменьшению эффективного диаметра трубопровода.

3. С целью предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений по результатам проведенных лабораторных исследований для опытно-промышленных испытаний на трубопроводах месторождения «Белый Тигр» рекомендован депрессатор РАО-85288 при обработке нефти с до-

зировкой 200 г/т при температуре 65 °С, а на трубопроводах месторождения «Дракон» депрессатор РАО-3057 при температуре 65 °С с дозировками 1000, 1500 и 1800 г/т.

4. По результатам лабораторных исследований реагента Heat FSoL по растворению и диспергированию АСПО выявлено практически полное удаление АСПО с внутренней поверхности лабораторного сосуда после 24 часов проведения эксперимента; дисперсант Heat FSoL рекомендован для проведения опытно-промышленных испытаний по удалению АСПО из НКТ скважин.

5. Результаты опытно-промышленного испытания, расширенной апробации и реологических исследований проб нефтей показывают, что закачка смеси депрессаторов VX-7484 и АР-1804 в соотношении 50:50 по импульсным трубкам в скважины на глубину 2000...2500 м с дозировкой 1000 г/т позволяет осуществлять успешный транспорт нефти с RP-3 на УБН, температура застывания нефти колеблется в пределах от 15 °С до 22 °С, что ниже температуры застывания нефти, транспортные характеристики нефти улучшаются по сравнению с ранее используемой смесью депрессаторов при одном и том же удельном расходе.

6. При испытании реагента VX-7484 в скважинах при постоянном расходе газлифтного газа достигнуто увеличение дебита жидкости соответственно в 1,6 и 2,5 раза, буферное давление скважин снижено с 17,0 до 12,5 атм. Следовательно, применение данного реагента позволит очистить от АСПО НКТ скважин и скважинного оборудования.

7. Разработана технология безнасосного транспорта продукции скважин в газонасыщенном состоянии, при реализации которой среднее давление ГЖС в трубопроводе остается ниже давления насыщения нефти газом, происходит выделение свободного газа в трубопроводе, что уменьшает интенсивность образования АСПО, а также позволяет провести реконструкцию МСП в мини-МСП на северном участке месторождения «Белый Тигр» с целью снижения эксплуатационных затрат на содержание объектов морских гидротехнических сооружений.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Нгуен Тхук Кханг, Нгуен Тхе Ван, Ахмадеев А.Г., Велиев М.М. Совершенствование технологии сбора и транспорта добываемой продукции на месторождении «Белый Тигр» // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - 2010. -Вып. 4 (82).-С. 41-48.

2. Нгуен Тхук Кханг, Нгуен Тхе Ван, Ахмадеев А.Г., Велиев М.М. Предотвращение образования и удаление имеющихся отложений в на-сосно-компрессорных трубах скважин и технологическом оборудовании // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - 2011. - Вып. 2 (84). - С. 30-39.

Прочие печатные издания

3. Нгуен Тхе Ван. Реализация технологии безнасосного транспорта газонасыщенной нефти в северной части месторождения «Белый Тигр» // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. 27 мая 2009 г. в рамках VIII Конгресса нефтегазопромышленников России и XVII междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2009». -Уфа, 2009. - С. 29-30.

4. Нгуен Тхе Ван, Ахмадеев А.Г., Велиев М.М. Технология транспорта нефти месторождения «Дракон» // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. 27 мая 2009 г. в рамках VIII Конгресса нефтегазопромышленников России и XVII междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2009». - Уфа, 2009. - С. 31-32.

5. Нгуен Тхук Кханг, Ахмадеев А.Г., Велиев М.М., Нгуен Тхе Ван. Транспорт продукции скважин в виде газожидкостной смеси в северной

части месторождения «Дракон» // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. Девятой Всеросс. научн.-практ. конф. 21 октября 2009 г. в рамках IX Российского энергетического форума. - Уфа, 2009. - С. 48-50.

6. Нгуен Тхук Кханг, Нгуен Тхе Ван. Исследование работы трубопровода месторождения «Белый Тигр» // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. Девятой Всеросс. научн.-практ. конф. 21 октября 2009 г. в рамках IX Российского энергетического форума. - Уфа, 2009. - С. 51.

7. Нгуен Тхук Кханг, Велиев М.М., Ахмадеев А.Г., Нгуен Тхе Ван. Характер изменения потерь давления в подводных трубопроводах // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. Девятой Всеросс. научн.-практ. конф. 21 октября 2009 г. в рамках IX Российского энергетического форума. - Уфа, 2009. - С. 52-53.

8. Нгуен Тхук Кханг, Нгуен Тхе Ван. Рациональное использование углеводородного конденсата на месторождении «Белый Тигр» // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Проблемы и методы рационального использования нефтяного попутного газа. Матер, научн.-практ. конф. 26 мая 2010 г. в рамках XVIII междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2010». - Уфа, 2010. - С. 111.

9. Нгуен Тхук Кханг, Нгуен Тхе Ван. Варианты утилизации стабильного конденсата // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Проблемы и методы рационального использования нефтяного попутного газа. Матер, научн.-практ. конф. 26 мая 2010 г. в рамках XVIII междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2010». - Уфа, 2010. - С. 359.

10. Нгуен Тхук Кханг, Ахмадеев А.Г., Нгуен Тхе Ван, Иванов С.А. Мониторинг безнасосного транспорта нефти на месторождении «Белый Тигр» // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. Десятой Всеросс. научн.-практ. конф. 20 октября 2010 г. в рамках X Российского энергетического форума. - Уфа, 2010. - С. 95-96.

11. Нгуен Тхук Кханг, Нгуен Тхе Ван. Исследование процесса подготовки и транспорта нефти при отгрузке на месторождении «Белый Тигр» // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. Десятой Всеросс. научн.-практ. конф. 20 октября 2010 г. в рамках X Российского энергетического форума. - Уфа, 2010. - С. 97.

12. Нгуен Тхук Кханг, Нгуен Тхе Ван, Чан Ван Винь, Велиев М.М., Акопов А.Ю. Моделирование технологического процесса сепарации в установке предварительного отбора газа месторождения «Белый Тигр» // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. 25 мая 2011 г. в рамках XIX междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии-2011».-Уфа, 2011.-С. 49.

13. Нгуен Тхук Кханг, Нгуен Тхе Ван, Велиев М.М., Макаров Ю.Д., Иванов С.А. Углеводородный конденсат центральной технологической платформы месторождения «Белый Тигр» и основные направления его использования // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. 25 мая 2011 г. в рамках XIX междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2011». - Уфа, 2011. - С. 50-51.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 06.10.2011 г. Бумага писчая. Заказ № 220. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР», 450055, г. Уфа, проспект Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Нгуен Тхе Ван

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1. ИССЛЕДОВАНИЕ СИСТЕМЫ СБОРА, ПОДГОТОВКИ 19 И ТРАНСПОРТА НЕФТИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ СП «Вьетсовпетро».

1.1. Анализ работы системы сбора и транспорта нефти

1.2. Состояние системы подготовки нефти

1.3. Сбор и утилизация попутного газа

1.4. Технология транспорта газонасыщенной нефти на северной части месторождения «Белый Тигр»

Выводы по главе

Глава 2. ОБРАЗОВАНИЕ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ 41 ОТЛОЖЕНИЙ В ТРУБОПРОВОДАХ, В НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБАХ СКВАЖИН И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМ ОБОРУДОВАНИИ

2.1. Образование асфальтосмолопарафиновых отложений 41 при транспорте нефти по нетеплоизолированным трубопроводам

2.2. Образование асфальтосмолопарафиновых отложений 49 при транспорте нефти по теплоизолированным трубопроводам

2.3. Образование асфальтосмолопарафиновых отложений в 52 насосно-компрессорных трубах и технологическом оборудовании

2.4. Прогнозирование гидравлического состояния тепло- 55 изолированного трубопровода

2.5. Определение температуры на конце теплоизолирован- 60 ного трубопровода

Выводы по главе

Глава 3. ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ 65 РЕАГЕНТОВ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ И УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

3.1. Методика проведения экспериментов

3.2. Исследование процесса предотвращения отложений 66 парафина в трубопроводах

3.3. Лабораторные исследования смешения нефти со 74 стабильным и нестабильным конденсатом

3.4. Проведение лабораторных испытаний реагентов по 78 удалению асфальтосмолопарафиновых отложений из насосно-компрессорных труб скважин

Выводы по главе

Глава 4. ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ И УДАЛЕНИЕ

ИМЕЮЩИХСЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ

1 . ■

ОТЛОЖЕНИЙ В СИСТЕМЕ СБОРА, ПОДГОТОВКИ И ТРАНСПОРТА НЕФТИ

4.1. Опытно-промышленные1 испытания, депрессаторов при подготовке нефти месторождения «Дракон» к транспорту

4.2. Опытно-промышленные испытания и расширенная 88 апробация смеси депрессаторов-УХ-7484 и АР-1804 для подготовки нефти к транспорту

4.3. Технологии удаления асфальтосмолопарафиновых 95 отложениий в колоннах насосно-компрессорных труб скважин

Выводы по главе

Глава 5. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ СБОРА И 109 ТРАНСПОРТА ДОБЫВАЕМОЙ ПРОДУКЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

5.1. Технологии безнасосного транспорта продукции северного 110 свода месторождения «Белый Тигр»

5.2. Испытание технологии безнасосного транспорта продук- 112 ции по трубопроводу МСП-7 -» МСП

5.3. Испытание технологии безнасосного транспорта продук- 117 ции по трубопроводу МСП-6 МСП

5.4. Мониторинг технологии безнасосного транспорта газо- 120 насыщенной нефти на северной части месторождения «Белый Тигр»

5.5. Теплогидравлическое моделирование работы 126 трубопровода МСП-7 МСП-5 -» МСП-3 при реализации технологии безнасосного транспорта

5.6. Прогнозное теплогидравлическое моделирование работы 132 системы трубопроводов МСП-7 МСП-5 -> МСП

МСП-4 при безнасосном транспорте газонасыщенной смеси

Выводы по главе

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование технологии сбора, подготовки и транспорта высокозастывающих нефтей месторождений СП "Вьетсовпетро""

Актуальность проблемы. На современном этапе развития основные высокопродуктивные месторождения СП «Вьетсовпетро» вступили в позднюю стадию разработки, когда интенсивно снижается добыча нефти.

Процессы добычи, сбора, подготовки и транспорта нефти осложняются комплексом проблем, связанных с образованием стойких нефтяных эмульсий, асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), большой пульсацией давления в системе трубопроводов, дополнительными расходами электроэнергии и необходимостью содержать многочисленный персонал на малопродуктивных платформах.

Анализ работы системы трубопроводов, транспортирующих добываемую продукцию с месторождений СП «Вьетсовпетро» на установку беспричального налива нефти (УБН), показывает, что среднее давление в системе трубопроводов колеблется в больших пределах. Разница между максимальным и минимальным значениями давления, зафиксированными в одной и той же точке стояка в течение суток, может достигать 13. 15 атм. Это означает, что поступление жидкости в общую систему трубопроводов неравно-' мерное, скорость потока в трубопроводах колеблется в больших пределах и приводит к колебанию стояков. Причина в том, что откачка жидкости на малопродуктивных платформах производится периодически, а на морских стационарных платформах (МСП) с большим объемом добычи периодически запускаются дополнительные насосы.

Существует ряд технологий борьбы с АСПО, причем большинство из них разработаны десятки лет назад и уже не в полном объеме отвечают современным требованиям. Так, применение традиционных технологий механического удаления АСПО не всегда остается «безболезненным» для скважин, в процессе механической очистки возможны повреждения современных труб с полимерным покрытием.

Не всегда эффективными и безопасными оказываются и технологии, основанные на горячей промывке скважин и оборудования нефтью или водой с добавлением поверхностно-активных веществ (ПАВ). При этом довольно значительными являются потери нефти. Применение растворителей связано с высокими рисками, обусловленными их горючестью, и не всегда оправданно в силу значительных затрат.

Таким образом, повышение эффективности работы систем сбора, подготовки и транспорта нефти, разработка и освоение новых способов и средств борьбы с АСПО остаются весьма актуальными:

Цель работы - совершенствование технологии сбора, подготовки и транспорта высокозастывающих нефтей путем предотвращения,образования и удаления АСПО в трубопроводах, в насосно-компрессорных трубах (НКТ) скважин и технологическом» оборудовании применительно к- условиям СП «Вьетсовпетро».

Для достижения-поставленной'цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Анализ условий эксплуатации систем сбора, подготовки и транспорта нефти и исследование процессов образования, АСПО в трубопроводах, в на-сосно-компрессорных трубах скважин и технологическом оборудовании в условиях СП «Вьетсовпетро»;

2. Математическое моделирование работы теплоизолированного трубопровода в условиях образования АСПО;

3. Исследование эффективности реагентов для предотвращения образования и удаления АСПО в лабораторных условиях;

4. Опытно-промышленные исследования образования и удаления АСПО в системе сбора, подготовки и транспорта нефти;

5. Разработка технологии безнасосного транспорта нефти с целью уменьшения интенсивности образования АСПО в условиях пониженной температуры добываемой продукции.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач базируется на использовании современных методов анализа состояния разработки изучаемых месторождений, анализа результатов лабораторно-промысловых исследований, применении современных методов обработки статистической информации по истории разработки месторождения, математического моделирования работы теплоизолированного трубопровода с использованием эффективных вычислительных методов.

Научная новизна результатов работы:

1. Выявлены основные причины образования АСПО в трубопроводах, в насосно-компрессорных трубах скважин и технологическом оборудовании;

2. По результатам лабораторных исследований установлена возможность использования депрессаторов РАО-85288 и РА03057 для предотвращения образования и удаления АСПО в трубопроводах и определены их дозировки;

3. По результатам опытно-промышленных испытаний установлена возможность применения реагента УХ-7484 для очистки от АСПО НКТ скважин и технологического оборудования;

4. Разработана технология предотвращения образования и удаления АСПО в трубопроводах, в НКТ скважин и технологическом оборудовании;

5. Экспериментально обосновано применение безнасосного транспорта продукции скважин в газонасыщенном состоянии для уменьшения интенсивности образования АСПО в системе сбора, подготовки и транспорта нефти.

На защиту выносятся:

1. Результаты исследования влияния снижения объемов добычи нефти на процессы образования асфальтосмолопарафиновых отложений в трубопроводах и технологическом оборудовании;

2. Технология предотвращения образования и удаления имеющихся отложений в трубопроводах, в НКТ скважин и технологическом оборудовании;

3. Технология безнасосного транспорта газонасыщенной нефти.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Схема борьбы с АСПО в трубопроводах, в НКТ скважин и технологическом оборудовании и технология безнасосного транспорта газонасыщенной нефти прошли успешную апробацию на месторождениях СП «Вьетсовпетро» и в настоящее время используются в производственной деятельности предприятия.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты работы докладывались на научно-практических конференциях: «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в' рамках VIII Конгресса нефтегазопромышленников России (г. Уфа, май 2009 г.); «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках IX Российского энергетического форума (г. Уфа, октябрь 2009 г.); «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа», «Проблемы и методы рационального использования нефтяного попутного газа» в рамках XVIII международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии — 2010» (г. Уфа, май 2010 г.); «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках X Российского энергетического форума (г. Уфа, октябрь 2010 г.), «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках XIX международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2011» (г. Уфа, май 2011 г.).

Публикации. Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 13 научных трудах, в т.ч. в 2 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Нгуен Тхе Ван

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Выявлено, что с понижением температуры добываемой продукции, связанным со снижением объема добычи нефти, усиливается проблема образования отложений в трубопроводах, внутрискважинном и нефтепромысловом оборудовании. Проблема отложения асфальтосмолопарафиновых отложений в колоннах насосно-компрессорных труб возникает на месторождениях СП «Вьетсовпетро» в основном в малодебитных малообводненных скважинах, эксплуатирующихся газлифтным способом. Результаты математического моделирования работы теплоизолированного трубопровода показывают, что при перепаде давления более 12 атм, в трубопроводе накапливается слой мягких АСПО толщиной примерно 50 мм и это приводит к уменьшению эффективного диаметра трубопровода.

2. С целью предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений, по результатам проведенных лабораторных исследований для опытно-промышленных испытаний на трубопроводах месторождения «Белый Тигр» рекомендован депрессатор РАО-85288 при обработке нефти с дозировкой 150 г/т при температуре 65 °С, а на трубопроводах месторождения «Дракон» депрессатор РАО-3057 при обработке нефти при температуре 65 °С, с дозировками 1300, 1500 и 1800 г/т.

3. По результатам лабораторных исследований реагента Heat FSoL по растворению и диспергированию АСПО, наблюдалось практически полное удаление АСПО с внутренней поверхности лабораторного сосуда после 24 часов проведения эксперимента, дисперсант Heat FSoL рекомендован для проведения опытно-промышленных испытаний по удалению АСПО из НКТ скважин.

4. Результаты опытно-промышленного испытания, расширенной апробации и реологических исследований проб нефтей показывают, что при закачке смеси депрессаторов VX-7484 и АР-1804 в соотношении (50:50) по импульсным трубкам в скважины на глубине 2000-2500 м с дозировкой 1000 г/т позволяет осуществлять успешный транспорт нефти с ЫР-3 на УБН, температура застывания нефти колеблется в пределах от 15 до 22 °С, что ниже температуры застывания нефти, транспортные характеристики нефти улучшаются по сравнению с ранее используемой смесью депрессаторов при одном и том же удельном расходе.

5. При испытании реагента УХ-7484 в скважинах, при постоянном расходе газлифтного газа достигнуто увеличение дебита жидкости соответственно в 1,6 и 2,5 раза, буферное давление скважин снижено с 17 до 12,5 атм. Следовательно, применение данного реагента позволит очистить от АСПО НКТ скважин и скважинного оборудования.

6. При реализации технологии безнасосного транспорта продукции скважин в газонасыщенном состоянии приводит к тому, что среднее давление ГЖС в трубопроводе остается ниже давления насыщения нефти газом, происходит разгазирование выделению свободного газа в трубопроводе, что уменьшает интенсивность образования АСПО, а также позволит провести реконструкцию МСП в мини-МСП на северном участке месторождения «Белый Тигр», с целью снижения эксплуатационных затрат на содержанию объектов морских гидротехнических сооружений.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Нгуен Тхе Ван, Уфа

1. Агаев С.Г., Гребнев А.Н., Землянский Е.О. Ингибиторы парафиноотложений бинарного действия // Нефтепромысловое дело. 2008. №9. С. 46-52.

2. Арешев Е. Г., Чубанов О. В., Гарбер И. А., Гершенев В. С. (№ 8, 1996). Основные вопросы обустройства месторождений СП «Вьетсовпетро» //Нефтяное хозяйство, Москва, 1996. № 8. С. 69.

3. Баймухаметов М.К. Совершенствование технологий борьбы с АСПО в нефтепромысловых системах на месторождениях Башкортостана. Автореферат диссертации на соискание учёной степени к.т.н. Уфа, 2005.

4. Волошин' А.И., Рагулин В.В., Ганиев И.М., Халимов Р.Х., Фахретдинов Р.Н., Манырин В.Н., Телин А.Г. Диагностика отложений АСПО в околоскважинной зоне пласта // Интервал. 2003. - № 8. — С. 5-11.

5. Габдрахманов Н.Х., Габдрахимов Н.М., Малышев П.М., Усова Л.Н. Очистка нефтедобывающего оборудования от отложений парафина (АСПО) с применением горячей нефти // Матер, научн.-практ. конф. «60 лет Девонской нефти». Октябрьский, 2004. — С. 6-7.

6. Гаррис, H.A. Построение динамической характеристики магистрального трубопровода (Модель вязкопластичной жидкости) / H.A. Гаррис, Ю.О. Гаррис, A.A. Глушков // Нефтегазовое дело. 2004. - №2. -С.296.

7. Гаррис, H.A. Энергосбережение при трубопроводном транспорте высоковязких нефтей / H.A. Гаррис, A.A. Глушков // Нефтегазовое дело. -2007. -Т.5, №1. С.99-103.

8. Глушков A.A. Транспортировка высоковязкой нефти по магистральному нефтепроводу с использованием тепловых насосов. Автореф. дис. канд. техн. наук. Уфа, 2009. - 25 с.

9. Глущенко В.Н., Юрпалов И.А., Шипигузов JI.M. Оценка эффективности ингибиторов асфальтосмолопарафиновых отложений // Нефтяное хозяйство. №5. 2007. С. 84-87.

10. Голонский П'.П. Борьба с парафином при добыче нефти. М.: Гостоптехиздат, 1960. - 88 с.

11. Голубев, М.В., Миннигалимов Р.З., Усова Л.Н., Сафонов В.Е. Основы проектирования установок предварительного сброса воды при добыче обводненных нефтей // Нефтегазовое дело. 2007. — http:// www.ogbus.ru /authors/GolubefUssova4-pdf.

12. Горошко С.А. Влияние ингибиторов парафиноотложений на эффективность транспорта газового конденсата месторождения "Прибрежное". Автореферат дисссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук:. Краснодар, 2003.

13. Губин В.Е., Мансуров Ф.Г., Подузов И.М. Исследованиекристаллизации парафинов из нефти при понижении температуры: Сб. тр. / ВНИИСПТнефть. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1972.- Вып. 10. -С. 37-41.

14. Губин В.Е., Скрипников Ю:В. Неизотермическое течение вязкопластичных нефтей по трубопроводу. // Сб. тр. / ВНИИСПТнефть. -Уфа: ВНИИСПТнефть, 1972. Вып. 9.

15. Гумеров А.Г., Карамышев В.Г., Ильясова Е.З., Нго ТТТи Хоа, Ямлихин P.P. Разрушение водонефтяной эмульсии в системе подготовки нефти / Мониторинг и безопасность трубопроводных систем.- 2004.- №3.- С. 3-4.

16. Гумеров А.Г., Карамышев В.Г., Ямлихин P.P., Бекбуалиева A.A., Хазипов Р.Х. Предотвращение образования- стойких нефтяных эмульсий в насосах // Тр.* ин-та / Институт проблем транспорта энергоресурсов.- 2006.-вып. 66.- С.133-140.

17. Гумеров-- А.Г., Карамышев* В.Г., Тогашева, А.Р., Хазипов Р.Х. Применение деэмульгаторов в процессах подготовки» нефти к транспорту //Тр. ин-та / Институт проблем транспорта энергоресурсов.- 2006.- вып. 66.-С.27-54.

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

19. Исламов Т.Ф., Исламов М.К., Рахимов М.Н. Разработка эффективных растворителей асфальтосмолистых и парафиновых отложений // Материалы 55-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. Уфа: УГНТУ, 2004. -С. 443.

20. Ибрагимов Н.Г. и др. Осложнения в нефтедобыче. Уфа, 2003. 302 с.

21. Исланова Г.Ш., Хатмуллин А.Ф. Опыт борьбы с асфальто-смолисто-парафиновыми отложениями электропрогревом призабойной зоны скважин в

22. НГДУ "Чекмагушнефть" // Материалы VI Междун. науч. конф. «Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела». Т.1. — Уфа, 2005. С. 62 - 63.

23. Карамышев В.Г., Нго Ши Хоа, Ямлихин P.P. Применение реагента «Сепарол» по новому назначению / Мониторинг и безопасность трубопроводных систем.- 2004.- №3.- С. 8-9.

24. Карамышев В.Г., Юсупов О.М., Нго Ши Хоа, Ямлихин P.P. Снижение энергозатрат при скважинной добыче нефти / Мониторинг и безопасность трубопроводных систем.- 2004.- №3.- С. 11-12.

25. Карпов Б.В., Воробьев В.П., Казаков В.Т. и др. Предупреждение парафиноотложений при добыче нефти из скважин в осложненных условиях путем применения магнитных устройств // Нефтепромысловое дело. 1996. -N12.-С. 17-18.

26. Каюмов М.Ш., Тронов В.П., Гуськов И.А., Липаев A.A. Учет особенностей образования асфальтосмолопарафиновых отложений на поздней стадии разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. 2006. №3. С. 48-49.

27. Люшин C.B., Репин H.H. О влиянии скорости потока на интенсивность отложения парафинов в »трубах // Сб. борьба с отложениями парафина. М.: Недра, 1965. - 340 с.

28. Малышев А.Г., Черемисин H.A., Шевченко Г.В. Выбор оптимальных способов борьбы с парафиноотложением //Нефтяное хозяйство. 1997. - № 9. - С. 62.-69.

29. Марьин В.И., Акчурин В.А., Демахин А.Г. Химические методы удаления и предотвращения образования АСПО при добыче нефти: аналитический обзор. Саратов: Изд-во ГосУНЦ «Колледж», 2001. 156 с.

30. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах. Недра. Москва. 2987г.

31. Небогина Н.А., Прозорова И.В., Юдина Н.В. Особенности формирования и осадкообразования водонефтяных эмульсий Ц Нефтепереработка и нефтехимия: 2008і №1!. Є. 21-23:

32. Опыт борьбы с отложениями парафина / С.Ф. Люшин, В:А. Рассказов // РНТС. ВНИИОЭНГ. 1967. - 67 с.

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

34. Рагулин В.В:, Смолянец; Е.Ф:, Михайлов? А.Г., Латыпов О.А., Рагулина И.Р. Исследование свойств асфальтосмолопарафиновых отложений и разработка мероприятий- по их удалению из нефтепромысловых коллекторов //Нефтепромысловое дело. 2001. №5. С. 33-36.

35. Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с отложениями при добыче нефти. М: ООО «Недра-Бизнесцентр». 2006. 295 е.: ил. •

36. Сафин С.Г., Валиуллин А.В., Сафин С.С. Исследование растворимости АСПО в побочных продуктах газового конденсата // Нефтепромысловое дело. 1993. №Т. С. 24-26.

37. Сафин С.Г. Разработка композиций для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в нефтепромысловом оборудовании //Нефтяноехозяйство. 2004. №4. С. 106-109.

38. Сизая В.В:, Гейбович A.A. Оценка эффективности реагентов-удалителей отложений твердых углеводородов и асфальтосмолистых веществ // Нефтепромысловое дело. 1980. №4. С. 20-22.

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

40. Справочник инженера по эксплуатации нефтегазопроводов и продуктопроводов: Учебное пособие. / F.B. Бахмат и др.- // Под общ. ред. Ю.Д. Земенкова. -М.: ИнфраИнженерия; 2006. 920 с.

41. Способ подбора потенциально эффективных реагентов, для удаления и предупреждения смолопарафиновых отложений. Саяхов Ф.Л., Суфьянов P.P., Зиннатуллин P.P. и др.// Патент на изобретение RU №2186202 Gl 7 Е 21 В-37/06 .-Опубл. в Б.И.2002 г. №21.

42. СТП-03-153-2001. Методика лабораторная' по определению растворяю щей и удаляющей способности растворителей АСПО.*

43. Строганов^ BtM., Турукалов М.Б., Ясьян Ю.П. Некоторые аспекты удаления, асфальтено-смоло-парафиновых отложений« с применением углеводородных растворителей // Нефтепереработка и нефтехимия. 2006. №12'. С. 25-28.

44. Тарасов. М.Ю. Направление исследований по сбору, подготовке и транспорту высоковязкой нефти Русского месторождения1 / Н.С. Маринин, Ф.Г. Аржанов, Г.А. Атанов, О.И. Целиковский, М.Ю. Тарасов // Тр. СибНИИНП. Тюмень, 1976. - Вып. 5. - С. 64-68.

45. Тарасов М.Ю. Влияние условий образования водонефтяных эмульсий на их устойчивость. Тр. СибНИИНП. - 1981. - Вып. 22. - С. 76-79.

46. Тарасов М.Ю. Подготовка нефти на опытно-промышленном участке Русского месторождения Сб. науч. тр.: Вопросы интенсификации добычи иподготовки нефти в Западной Сибири:- Тюмень: СибНИИНП, 1982. С. 96102.

47. Тарасов М.Ю. Внутрипромысловый сбор и деэмульсация нефти на первоочередном участке Русского месторождения. / Н.С. Маринин, Ю.Н. Савватеев, М.Ю. Тарасов, Е.А. Гловацкий // НТС Сер. Проблемы нефти и газа Тюмени. 1980. - Вып. 45. - С. 53-55.

48. Тарасов М.Ю. Влияние внутрипластового горения на эмульсионные свойства нефти Русского месторождения / М.Ю.Тарасов, А.М.Цыбулько, А.М.Мезенцев и др. // НТС Сер. Проблемы нефти и газа Тюмени. 1985. -Вып. 65.-С. 45-47.

49. Тарасов М.Ю. Разрушение высоковязких водонефтяных эмульсий в промысловых трубопроводах / Н.С. Маринин, М:Ю. Тарасов, Ю.Н. Савватеев, A.A. Сельский // Нефтепромысловое дело. — 1982. Вып. 9. - С. 39-40:

50. Тарасов М.Ю. Разработка и обоснование основных принципов промысловой подготовки высоковязких нефтей на месторождениях Западной Сибири. Автореф. дис. канд. техн. наук. Тюмень, 2007. - 25 с.

51. Тогашева А.Р., Карамышев В.Г. Транспорт высокопарафинистых нефтей с использованием депрессорных присадок // Мониторинг и безопасность трубопроводных систем,- 2004, №3.- С.5-7.

52. Тогашева А.Р., Карамышев В.Г., Хазипов Р.Х. Применение депрессорных присадок при трубопроводном транспорте высокопарафинистых нефтей // Тр. ин-та / Институт проблем транспорта энергоресурсов.- 2006.- вып. 66.- С.218-220.

53. Тогашева А.Р. Технология транспорта высокопарафинистых нефтей на основе применения депрессорных присадок. Автореф. дис. канд. техн. наук. Уфа, 2007. - 22 с.

54. Тороп О.В. Оценка термобарических показателей депарафинизации горячей нефтью подземного оборудования скважин // Нефтепромысловое дело. 2006. №8. С. 46-49.

55. Транспорт и хранение нефти и газа в примерах и задачах: Учебное пособие. / Г.В: Бахмат и др. // Под общ. ред. Ю.Д. Земенкова. СПб.: Недра, 2004. - 544 с.

56. Тронов В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. М.: Недра, 1970. - 192 с.

57. Трясцин P.A. Некоторые реологические свойства двухфазной системы «нефть газ» / P.A. Трясцин, P.E. Левитин, Д.А. Бабичев // Сб. науч. тр. «Теплофизика, гидрогазодинамика, теплотехника». - Тюмень: ТюмГУ, 2004. -С. 228-231.

58. Трясцин P.A. Повышение эффективности трубопроводного транспорта высоковязких нефтей в смеси с газоконденсатом при пониженных температурах. Автореф. дис. канд. техн. наук. Тюмень, 2006. -16 с.

59. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. О коэффициенте теплоотдачи подземною трубопровода в процессе его охлаждения // Транспорт и хранениенефти и нефтепродуктов. -М.:ВНИИОЭНГ, 1968. -№ 4. С. 7-9.

60. Турукалов М.Б. Критерии выбора эффективных углеводородных растворителей для удаления АСПО: Автореферат дисс. на соискание уч. ст. канд. хим. наук. Краснодар: КубГТУ, 2007. 156с.

61. Фунг Динь Тхык, Тонг Кань Шон Исследование реологии насыщенных газом нефтей. //Азербайджанское нефтяное хозяйство. Баку, 1999. № 2.

62. Халадов А.Ш. Повышение эффективности удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений при добыче нефти с большими перепадами температур в фонтанном лифте. Автореф. дис. канд. техн. наук. Уфа, 2002. - 24 с.

63. Шарифуллин A.B., Байбекова Л.Р., Хамидуллин Р.Ф. Состав и структура асфальтено-смоло-парафиновых отложений Татарстана // Технологии нефти и газа. 2006: №4. С. 34-41.

64. Шарифуллин A.B. Механизм удаления нефтяных отложений с применением композиционных составов // Технологии нефти и газа. 2007. №4. С. 45-50.

65. Черникин В.И. Перекачка вязких и застывающих нефтей. М.: Недра. 1968.

66. Усова Л.Н., Совершенствование технологии предварительного сброса пластовой воды на установках трубных водоотделителей // Матер, научн.-техн. форума молодых ученых и специалистов ОАО «АНК «Башнефть» НТФМ - 2003. - Уфа, 2003. - С. 19.

67. Ямлихин P.P. Совершенствование эксплуатации нефтяных скважин с гидрато-парафиновыми отложениями. Автореф. дис. канд. техн. наук. -Уфа, 2006. 26 с.

68. A.M. Shammazov, A.E, Soschenko, B.N. Mastobaev, R.N. Bakhtizin The Development of Oil Pipeline Transport in Russia // The 27th International Committee for the History of Technology (ICOHTEC). PRAHA, 2000. C. 132.

69. Bakhtizin R.N., Mastobaev B.N., Soschenko A.E. The development of technologies of the diagnostics and: repair of main pipelelines // The 29th International Committee for the History of Technology (ICOHTEC). GRANADA (SPAIN); 2002:

70. B.N. Mastobaev, E.M. Movsumzade, T.V. Dmitrieva Chemicals for Oil and Oil? Transportation; // The: 27th: International Committee for the History' of Technology (ICOHTEC). PRAIIA, 2000. C. 135.