Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование технологий и технических средств для предупреждения и удаления солеотложений в добывающих скважинах

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологий и технических средств для предупреждения и удаления солеотложений в добывающих скважинах"

004607301

УДК 622.276

На правах рукописи

Хайбуллин Дамир Мухаметович

Совершенствование технологий и технических средств для предупреждения и удаления солеотложений

в добывающих скважинах (на примере месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз»)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 6 АВГ 2010

Уфа 2010

004607301

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

Научный руководитель - доктор технических наук

Багаутдинов Наиль Явдатович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Нугаев Раис Янфурович

- кандидат технических наук Баринов Борис Александрович

Ведущее предприятие - ООО Инжиниринговая компания

«ИНКОМП-нефть» (г. Уфа)

Защита диссертации состоится 19 августа 2010 г. в 1330 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУЛ «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУЛ «ИПТЭР».

Автореферат разослан 19 июля 2010 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук

Л.П. Худякова

Введение

Актуальность проблемы

Деятельность нефтяных компаний России осложнена значительными технологическими проблемами: для добычи трудноизвлекаемых запасов требуется применение сложных и дорогостоящих технологий, что делает добычу значительно более затратной, нежели на Ближнем Востоке, в Африке и даже на шельфе.

Истощение активных запасов нефти на большинстве месторождений России сформировало понятие «период поздней стадии разработки объекта». Он характеризуется накоплением различных признаков техногенного воздействия на пласт вследствие нагнетания воды, охлаждения пластов, применения микробиологических, физико-химических и других методов вытеснения нефти, ведущих к ухудшению фильтрационных характеристик пластовых коллекторов и флюидов. Образование отложений в призабойной зоне пласта (ПЗП) приводит к снижению проницаемости в этой части коллектора, к неоднородностям профилей притока и приемистости. Отложения в насосно-компрессорных трубах (НКТ) существенно уменьшают их фактический диаметр, но наиболее уязвимыми элементами по солеотложению, от которых зависит вся гидродинамика электроцентробежных насосов (ЭЦН), являются его рабочие органы. Отложение солей в них приводит к снижению коэффициента полезного действия (КПД), заклиниванию вала, отказу погружного электродвигателя (ПЭД), увеличению вибрации, усиленному износу опорных поверхностей, уменьшению подачи, вплоть до ее прекращения.

В настоящее время на месторождениях Западной Сибири, Урала и Поволжья из-за старения фонда скважин значительно возросла их обводненность (более 90 %), и, как следствие, усилились процессы солеотложения. По данным НГДУ «Мамонтовнефть», 41 % преждевременных отказов в работе установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) происходит по причине отложения солей на рабочих органах ЭЦН. В скважине наиболее интенсивное образование солевых отложений происходит на приеме насоса, в его рабочих органах и в на-

сосно-компрессорных трубах. Дальнейшее отложение солей с меньшей интенсивностью происходит в системах нефтесбора, нефтеподготовки и поддержания пластового давления (ППД).

Таким образом, добыча обводнённой нефти, особенно в интенсивно-искривлённых скважинах, приводит к преждевременному выходу из строя нефтепромыслового оборудования и ремонту скважин из-за износа, росту динамических нагрузок, коррозии металла оборудования, увеличивает расход электроэнергии, требует дополнительных материальных и трудовых затрат, т.е. приводит к ухудшению технико-экономических показателей работы нефтедобывающих предприятий и компаний в целом.

Применяемые методы воздействия, препятствующие отложению солей и коррозии, в основном базирующиеся на кислотных обработках в сочетании с использованием поверхностно-активных веществ и ингибиторов коррозии, оказались недостаточно эффективны.

С учётом изложенного, назрела необходимость совершенствования существующих и создания новых технологий и устройств для добычи нефти из скважин осложнённого фонда на поздней стадии их эксплуатации.

Цель работы - разработка научно обоснованных технологических и конструктивных решений, направленных на предупреждение и удаление отложений солей в процессе добычи обводненной нефти, и внедрение на их основе эффективных профилактических мероприятий и устройств.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

- исследование механизмов образования и предупреждения твёрдых отложений в добывающих скважинах Тимано-Печорской и Урало-Поволжской провинций;

- разработка интеллектуальных систем ЭЦН АКМ, способных в режиме «автоадаптации» изменять режим работы;

- усовершенствование конструкции погружного скважинного контейнера (ПСК), обеспечивающего повышенную эффективность защиты от солеотложе-ний на приёме ЭЦН;

- разработка электрохимического метода и на его основе технических устройств для предупреждения образования солеотложений и снижения скорости коррозии в проточной части ЭЦН, на корпусе ПЭД и в колонне лифтовых труб добывающих скважин;

- разработка способа запуска центробежного насоса для осложнённых скважин повышенной обводнённости и минерализации;

- разработка комплекса мероприятий по внедрению обновлённых технологий и технических средств в практику работы скважин осложненного фонда добывающих компаний.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач основано на комплексном подходе с использованием методов статистического анализа.

Для подтверждения выводов и реализации предложенных методов использованы экспериментальные данные, полученные при опытно-промышленных испытаниях.

Научная новизна результатов работы:

- установлено, что в качестве способа предупреждения солеотложений в верхней части скважинного оборудования возможно использование вторичных эффектов при электролизе пластовых вод повышенной минерализации, эмульгированных в нефти;

- представлен комплексный механизм предупреждения и снижения соле-отложения в глубинно-насосном оборудовании добывающих скважин;

- разработаны устройства для предупреждения твёрдых отложений в проточной части в интервале глубин «забой скважины - приём насоса».

На защиту выносятся:

- результаты экспериментального изучения эффектов при электролизе высокоминерализованных пластовых вод, эмульгированных в нефти;

- результаты промысловых исследований электрохимического воздействия на отказ скважинного оборудования.

Практическая ценность результатов работы

Применение разработанных методических рекомендаций и технических средств позволяет предупредить образование твёрдых отложений, включая коррозионные, снизить объем применения ингибиторов, сократить количество дозировочных насосов и увеличить межремонтный период работы скважин осложнённого фонда.

Реализация работы

Разработанные методические рекомендации и комплекс технических решений по предупреждению солеотложений используются в скважинах месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз».

В результате применения разработанных технических устройств для предупреждения твёрдых отложений межремонтный период скважин увеличен в 1,5 раза.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты диссертационной работы обсуждались на научных советах и технических совещаниях НК «Роснефть» (г. Москва, 2006 г.), ОАО «Газпром» (г. Москва, 2006 г.); на научно-практических конференциях «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г. Уфа, 2008 г., 2010 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 15 научных трудах, в том числе в одном ведущем рецензируемом научном журнале, рекомендуемом ВАК Министерства образования и науки РФ, получено 8 патентов РФ.

Структура и объём работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 99 наименований. Работа изложена на 128 страницах машинописного текста, содержит 14 таблиц и 18 рисунков.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

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

В первой главе проведен анализ видов осложнений, возникающих при механизированной добыче нефти.

Осложненный фонд скважин в каждой нефтедобывающей компании стабильно растет, что является во многом следствием условий эксплуатации нефтяных месторождений, в частности заводнения залежей. Вследствие его активного использования обводненность продукции скважин в настоящее время в среднем по отрасли превышает 80 %. Значительная обводненность сопровождается коррозионным поражением оборудования и труб, отложением ас-фальтосмолопарафиновых соединений, неорганических солей и продуктов коррозии (рисунок 1). Основными проблемами, осложняющими технологический процесс механизированной добычи нефти, являются: засорение и истирание центробежных насосов ЭЦН абразивными частицами в скважинах после гидроразрыва пласта (ГРП) или частицами горных пород (29 % отказов), отложение солей на рабочих органах ЭЦН (21 % отказов), перегревы и отказы узлов по температуре (7 % отказов) и влияние свободного газа в перекачиваемой жидкости.

В частности, компанией ООО «РН-Юганскнефтегаз» более 95 % нефти добывается с помощью погружных электроцентробежных насосов, которые занимают более 2/3 в общей структуре эксплуатационного фонда скважин. Процесс добычи нефти сопряжён с большим количеством осложняющих факторов, в связи с чем одной из основных задач, стоящих перед нефтяной компанией, является снижение степени влияния этих факторов, что позволит снизить затраты, повысить эффективность производства.

Рисунок 1 - Примеры отложения солей на рабочих органах УЭЦН и НКТ

Необходимо отметить, что увеличение наработки на отказ УЭЦН, например, на 10 % стоит компании более полумиллиарда рублей в год (включая затраты на ремонт скважин и оборудования, потери в добыче нефти за время ремонтов скважин). В свою очередь, существующая стратегия интенсификации добычи в большинстве компаний России направлена на работу УЭЦН в ещё более жестких условиях, что требует изменения устоявшихся взглядов на конструктивные и технологические особенности скважинного оборудования.

Вторая глава посвящена рассмотрению технологий применения химических средств борьбы с солеотложениями и их предупреждению, в частности, на 1 месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз».

Именно на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» наиболее остро стоят задачи снижения рисков солеотложения, оптимизации применяемых тех-

нологий, выбора приоритетов в использовании новейших технологий предупреждения солеотложения. На рисунке 2 представлен мировой и российский опыт применения способов ингибиторной борьбы с солеотложениями.

Задавка в ПЗП нефтерастворимых ингибиторов

Ю-г--

Многофункциональные смеси ~ - -. _ ___

^ с - , --.Осадительная задавка в ПЗП

ингибиторов - 1 ' ч

Ингибиторы с жидкостями ГРП / „ Ингибитор с проппантом V - ~ ~

Защита скважин через ПГЩ

Традиционная задавка в ПЗП — КОБ^СТ — Мировой опыт

* Микрокапсулированный ингибитор

< Твердые ингибиторы на забое

^. ' Погружные скважинные контейнеры Дозирующие устройства

Рисунок 2 - Мировой и российский опыт применения способов ингибиторной борьбы с солеотложениями

Межремонтный период механизированного фонда скважин, осложненных солеотложением, иногда снижается до 30 суток. Одновременно с этим выпадение солей в призабойной зоне пласта становится причиной снижения добычи нефти из добывающих скважин. В первую очередь солеотложению способствуют рост обводненности добываемых флюидов при переходе большинства месторождений региона на заключительную стадию разработки, увеличение содержания катиона кальция Са+2 в пластовых водах и их водородного показателя рН. Эти факторы решающим образом влияют на насыщенность вод гидрокар-бонатно-натриевого типа, к которому относится большинство пластовых вод, карбонатом кальция.

Именно этот фактор явился причиной того, что за последние несколько лет в ООО «РН-Юганскнефтегаз» наметилась устойчивая тенденция увеличения количества осложненных солеотложением скважин, которое к настоящему времени превысило значение 1150. Преждевременный выход из строя насосного оборудования в осложненных солеотложением скважинах обусловил необходимость реализации различных технологий предупреждения и удаления этих отложений.

Для удаления солевых отложений с рабочих органов ЭЦН, находящихся в из призабойной зоне скважины, в ООО «РН-Юганскнефтегаз» широко используются кислотные обработки.

С целью предупреждения отложения солей применяют технологии непрерывного дозирования ингибитора при помощи наземных установок дозирования эмульгаторов (УДЭ); периодической подачи реагента в затрубное пространство скважин; закачки ингибитора солеотложения совместно с нагнетаемой в пласт водой через систему ППД; ингибирования добываемых флюидов с использованием погружных скважинных контейнеров-дозаторов, заполненных твердым композиционным ингибитором.

Накопленный опыт использования технологий борьбы с солеотложением позволил определить критерии выбора скважин для их наиболее эффективного применения:

- ингибирование с помощью погружного скважинного контейнера сред-недебитных скважин (до 80 м3/сут) с обводненностью продукции более 50 %;

- постоянное дозирование высокодебитных скважин с широким диапазоном обводненности продукции (10...85 %);

- периодическое дозирование среднедебитных скважин (менее 80 м3/сут) с обводненностью продукции более 80 %;

- закачка через систему ППД при очаговом расположении скважин, гидродинамической связи нагнетательных скважин с добывающими, низкой хемо-сорбции ингибитора в пласте.

Перспективной технологией также является технология депонирования ингибитора солеотложений в пласт. Технология заключается в задавливании пачки ингибитора в призабойную зону пласта, где он адсорбируется и удерживается на поверхности породы. Объектами использования этой технологии могут быть высокообводненные скважины средней производительности и среднеоб-водненные скважины малой производительности.

Результаты применения технологии задавки ингибитора в пласт на месторождениях ОАО «НК «Роснефть» представлены на рисунке 3. Обработано 5 скважин Приобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», 2 скважины Комсомольского и 1 скважина Верхнеянгтинского месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз».

ыСНО до обработки аТекущая наработка

6389 |Ю| 5316 |Ю| 6335 |Ю | 8360 |Ю ] 5851 |Ю) 453 [Ю | 634 |П) 7202 |П| 5141 [П]

Рисунок 3 - Результаты применения технологии задавки ингибитора в пласт на месторождениях ОАО «НК «Роснефть»

В результате анализа проведенных работ в скважинах ООО «РН-Юганскнефтегаз» разработаны рекомендации по оптимальному применению технологий по ингибированию солеотложений.

В третьей главе проведены исследования ингибиторов солеотложений. Известно, что пластовые воды месторождений ОАО «НК «Роснефть» крайне разнообразны по своему ионному составу и минерализации. Так, воды ООО «РН-Юганскнефтегаз» относятся к гидрокарбонатному либо хлоркаль-

циевому типу с минерализацией 6,4...47,8 г/л. Попутно добываемые воды пластов месторождений ООО «РН-Ставропольнефтегаз» относятся к хлоркальцие-вому типу. Их минерализация изменяется от 35,4 до 139,1 г/л. Воды месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз» относятся также, в основном, к хлоркальциево-му типу. Реже встречается гидрокарбонатно-натриевый тип вод. Их минерализация изменяется от 4,4 до 22,5 г/л.

Исследование ингибиторов солеотложения проводилось с учетом возможности выпадения как карбоната кальция, так и сульфата бария, а также предрасположенности пластовых и попутно добываемых вод месторождений нефти Западной Сибири к выпадению кальцита, а ООО «РН-Ставрополь-нефтегаз» - к выпадению барита.

Как показывают результаты исследования, эффективность ингибирования солеотложения одними и теми же реагентами может существенно различаться в зависимости от индекса насыщения пластовой воды карбонатом кальция. В этой связи для повышения эффективности ингибирования необходим подбор свойств и дозировок ингибитора для каждого осложненного солеотложением месторождения.

В условиях Западной Сибири применяемые ингибиторы солеотложения должны обладать как низкотемпературными параметрами (не замерзать при температуре ниже минус 50 °С), так и высокой термостабильностью, т.к. температура в призабойной зоне пласта и на приеме УЭЦН на ряде месторождений может достигать 110... 130 °С. Кроме того, ингибиторы солеотложения должны хорошо перекачиваться в условиях низких температур, не оказывать отрицательного воздействия на процесс деэмульсации водонефтяной продукции и обладать низкой коррозионной активностью.

Учет всех этих параметров позволил подобрать соответствующие ингибиторы солеотложения для большинства осложненных месторождений нефти ООО «РН-Юганскнефтегаз».

Моделирование изменения солевой насыщенности попутно добываемых вод позволяет прогнозировать рост солеотложения, интенсивность солеотложения в скважине, погружном насосном оборудовании и нефтесборных коллекто-

pax. Для этого использовались разработанные программные средства, созданные на основе алгоритмов Дж.Е. Одца и М.В. Томпсона. Были учтены ионный состав попутно добываемой воды на конкретной скважине, изменение термодинамических условий и парциального давления С02 при движении скважин-ных флюидов в скважине, нагрев добываемых флюидов работающим погружным электродвигателем центробежного насоса и другие параметры.

Результаты моделирования служат основой для выявления зон солеотло-жения и являются необходимой информацией для разработки мер по предупреждению солеобразования.

В этой же главе рассмотрены вопросы предотвращения солеотложения в центробежных многоступенчатых секционных насосах. Эти насосы предназначены для перекачивания воды и жидкостей, имеющих сходные с водой свойства по вязкости, химической активности и температуре от 258 до 323 К (от минус 15 до 50 °С); подача составляет 30...350 м3/ч, напор - 25...800 м, КПД -60. ..73%.

Для повышения эффективности перекачки высокоминерализованных вод при одновременном снижении энергозатрат и сохранении напорных характеристик, а также исключения использования реагентов в ГУП «ИПТЭР» разработан центробежный насос. Он состоит из входного и напорного патрубков и узла рабочих колёс, в котором дополнительно до входного и после напорного патрубков используются изолирующие фланцевые соединения (ИФС), расходуемого патрубка (анода) и источника постоянного тока, обеспечивающих очищающее и антикоррозионное воздействие на внутренние поверхности входного и нагнетательного патрубков, корпуса и рабочих (напорных) колёс. Создаваемые в результате электрохимических реакций газовые пузырьки водорода, формирующиеся на внутренних поверхностях труб, обладают хорошей проникающей способностью в жидкой среде. Они создают на загрязнённой поверхности рабочих колёс микровоздействия в виде солей, нарушают сцепление загрязняющих микрочастиц со стальной поверхностью, обеспечивают разрушение солеотложений,

создают их отрыв от стальной поверхности труб, и в последующем облегчают их удаление потоком транспортируемой жидкости.

На рисунке 4 представлена схема центробежного насоса с защитным устройством от солеотложений и коррозии.

3,4- фланцы; 5 - патрубок; 6 - источник питания постоянного тока

Рисунок 4 - Устройство для предотвращения солеотложений при перекачке жидкостей высокой минерализации в центробежных насосах систем сбора и транспорта нефти

При ионной (через электролит) связи между патрубком 5 и внутренними поверхностями насоса 1 и соответствующем подключении регулируемого источника питания 6 протекают четыре электрохимические реакции: растворение внутренней поверхности патрубка 5, электролиз свободной воды, восстановление растворенного кислорода и образование оксидной плёнки (магнетита) на корпусных и рабочих поверхностях центробежного насоса.

Электрохимическое воздействие осуществляют при следующих параметрах работы: напряжение постоянного тока 2... 10 В, величина тока 10...25 А, минерализация воды 10...80 г/л.

Центробежный насос позволяет не только увеличить межремонтный период работы оборудования, но и регулировать скорость и степень очистки, а также формировать защитную плёнку с малой адгезией в активной зоне насоса.

В четвёртой главе показаны примеры реализации технологий использования УЭЦН, работающих в режиме «автоадаптации и настройки на максимальный дебит», и оценки реального диапазона ее эффективной эксплуатации.

В ходе предварительных испытаний было установлено, что эффективный диапазон эксплуатации оборудования начинается при дебите жидкости от 40 м3/сут (рисунок 5), что не позволяло решить проблему эксплуатации скважин с низкими притоками.

Матрица напорно-рясходных характеристик насоса 111 еэцн-«-лоп ю-гэоо

2вОО —-----

ЮО 120 1 АО

Подача, мэ/сут

Рисунок 5 - Характеристика насоса ЭЦН АКМ (рабочий диапазон 40...П0м3/сут)

Для решения данной задачи была инициирована разработка насоса с измененной напорно-расходной характеристикой от 25 м3/сут (рисунок 6). На данный момент завершены испытания этих насосов, которые подтвердили указанные характеристики. Более того, инициирована разработка и проведены успешные испытания оборудования, стабильно работающего в диапазоне подач от 10 м3/сут, что, в свою очередь, способствует решению проблемы малодебит-ного фонда скважин.

Матрица напорно-расходных характеристик иасоса 234 ВЭЦН 6-26/90-2400

Подача, мэ/сут

Рисунок 6 - Характеристика насоса ЭЦН АКМ (рабочий диапазон 25...90 м3/сут)

В практике химической обработки лифтируемой жидкости для предотвращения солеотложений в течение многих лет используется метод дозирования с использованием погружного скважинного контейнера.

Этот метод всегда оказывается эффективным вследствие высоких концентраций ингибитора в добываемой жидкости сразу после применения, однако может вызвать повышенное коррозионное разрушение эксплуатационной колонны.

Усовершенствованная конструкция ПСК (патент РФ № 85937) разработана для контролируемого долгосрочного ввода ингибитора в зону обработки в концентрациях, достаточно высоких для существенного замедления скорости протекания коррозии и предотвращения солеотложений, с одной стороны, а с другой стороны, для обеспечения эффективности и длительности воздействия. Особенностями конструкции являются отсутствие перфорационных отверстий в верхней части секций и наличие поршня, что позволяет снизить концентрацию реагента в начальный момент воздействия (рисунок 7) и увеличить рабочую концентрацию реагента в период испытания. Как показали расчёты, снижение высоты интервала перфорации секции в два раза позволит, не меняя объём реагента, повысить время воздействия в 1,75 раза.

1

1 - секции контейнера; 2 - шарнирная муфта; 3 - поршень; 4 - ингибитор гранулированный; 5 - окна перфорационные

Рисунок 7 - Погружной скважинный контейнер

Дополнительно в качестве шарнирной муфты использовано соединительное устройство, состоящее из корпуса, неподвижной и подвижной относительно корпуса полумуфт (рисунок 8). Верхняя полумуфта, имеющая сферическую полость, вворачивается в корпус ПЭД. В нижней части ПЭД имеется сферическая полость, сопрягаемая с нижней частью сферической полости подвижной полумуфты. В месте их соединения выполнены канавки (под уплотнения) и сквозные отверстия, соединяющие их с полостью подвижной полумуфты. В корпусе размещаются установочные винты, причём отверстия в полумуфте выполнены таким образом, чтобы перемещения подвижной полумуфты в азимутальной плоскости не препятствовали её угловому перемещению относительно зенитного угла (поперечной оси). Использование шарнирных муфт позволяет снизить напряжения в УЭЦН, колонне НКТ, предотвратить износ ПСК и эксплуатационной колонны в интенсивно искривлённых скважинах.

/ /

/ /

Я

+ + +

/

/

/

/

1 - корпус; 2 - полумуфта нижняя; 3 - полумуфта подвижная; 4,5 - кольца уплотнительные; 6 - винты установочные; 7 - отверстия гладкие; А - полость; В - фаска

Рисунок 8 - Муфта соединительная

Работа усовершенствованной конструкции ПСК (патент РФ 85937) осуществляется следующим образом. После выделения порции активного реагента в окружающую жидкость наступает равновесие между ингибитором и жидкостью. Это условие равновесия устанавливает концентрационный градиент с наивысшей концентрацией ингибитора в начальный момент времени (при спуске) и минимальной концентрацией при заканчивании действия реагента (рисунок 9).

1 - вынос ингибитора с применением ПСК

Рисунок 1 - Сравнение выноса ингибитора

Хотя термальные эффекты, такие как конвекционные потоки, помогают распространению реагента сквозь толщу жидкости, всё же основная его транспортировка на приём ЭЦН происходит за счёт «захвата» растворённого

ингибитора потоком притекающей сквозь перфорационные окна контейнера жидкости. Это, в свою очередь, ведёт к нарушению равновесия градиента концентрации и стимулирует выделение следующей порции реагента из контейнера с целью восстановления состояния равновесия. Количество реагента, уносимого потоком добываемой жидкости, зависит от дебита скважины, уровня турбулентности в зоне перфорации рабочей части контейнера и глубины установки контейнера.

Таким образом, очевидно, что чем выше уровень турбулентности на поверхности контейнера, тем выше шанс для необработанной добываемой жидкости быть смешанной с реагентом. Это ведёт к повышенному расходу ингибитора, перемещаемого вверх по скважине.

И, наоборот, в высокопродуктивных скважинах содержание ингибитора может оказаться пониженным из-за большего эффекта «разбавления» реагента добываемой жидкостью. Контроль за эффективностью применения конструкции может проводиться с помощью:

- периодического мониторинга содержания продукта, не участвующего в выполнении его основной задачи;

- метода определения количества свободных ионов железа в промысловых водах с помощью колориметрии или спектрофотометрии;

- метода регистрации общего объёма добываемой жидкости в течение всего срока обработки, определяемого в единицах стоимости на тонну лифти-руемой жидкости;

- электрических датчиков, контрольных пластин. Установка пластин или датчиков в стратегически важных точках системы (на устьях скважин, на промысловых линиях) дает информацию о коррозионности добываемой жидкости.

Также для снижения солеотложений на участке «насос - устье» разработано устройство (патент РФ № 84455), создающее газожидкостные структуры в процессе электролиза пластовой воды (рисунок 10).

I - центробежный насос; 2 - электродвигатель; 3 - кабель в сборе;

4 - колонна НКТ; 5 - пояса; 6 - электрод; 7 - центратор; 8 - муфта;

9 - фланец перфорированный; 10 - кабель одножильный;

II - сборка диодная; 12,13 - устройства уплотнительные;

14 - устройство соединительное

Рисунок 10 - Установка ЭЦН с эффектом электролиза воды, эмульгированной в нефти

Работа устройства заключается в следующем. В колонне подъемных труб под действием электрического поля вода, эмульгированная в нефти, содержащая растворы солей, вследствие вторичных электрохимических реакций разлагается на молекулы водорода Н2 из атомов Н на катоде и молекулы кислорода 02 из радикалов ОН на аноде, снижая плотность лифтируемой жидкости.

Реализация представленного технического решения позволяет увеличить дебит лифтируемой жидкости, снизить отложение солей и парафина в колонне НКТ и повысить межремонтный период работы установки в осложнённых условиях поздней стадии разработки месторождений.

Основные выводы и рекомендации

- исследованы механизмы образования и предупреждения твёрдых отложений в добывающих скважинах Тимано-Печорской и Урало-Поволжской провинций;

- разработаны и опробованы в добывающих скважинах месторождений ООО «PH-Юганскнефтегаз» интеллектуальные системы ЭЦН АКМ, способные в режиме «автоадаптации» изменять режим работы;

- усовершенствована конструкция ПСК, обеспечивающая повышенную эффективность защиты от солеотложений на приёме ЭЦН (патент 85937 РФ);

- разработаны электрохимический метод и на его основе техническое устройство для предупреждения солеотложений и снижения скорости коррозии в проточной части ЭЦН, на корпусе ПЭД и в колонне лифтовых труб добывающих скважин (патент 84455 РФ);

- разработан способ запуска центробежного насоса для осложнённых скважин повышенной обводнённости и минерализации (патент 2376499 РФ);

- разработан комплекс мероприятий по внедрению обновлённых технологий и технических средств в практику работы скважин осложненного фонда добывающих компаний.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Хайбуллин Д.М., Подъяпольский А.И., Мурзагулов В.Р., Хафизов H.H., Эпштейн А.Р. Электрохимический метод предотвращения солеотложений в установках электропогружных центробежных насосов // НТЖ «Проблемы сбора,

подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2008. -Вып. № 4 (74). - С.26-29.

2. Карамышев В.Г., Юсупов О.М., Хайбуллин Д.М. Повышение эффективности эксплуатации обводненных скважин штанговыми насосами // НТЖ «Интервал». - 2008. - № 8. - С. 58-61.

3. Хайбуллин Д.М., Буранчин А.Р., Васильев И.А., Тубаяков В.А., Хасан-шин JI.P. Совершенствование технологии предотвращения солеотложений за счет применения скважинных контейнеров // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф. в рамках XVIII междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2010». - Уфа, 2010. - С. 104-106.

4. Чернов В.Н., Милованов И.В., Хайбуллин Д.М., Мерзабеков Х.Т. Защитный модуль ЭЦН от коррозии и твердых отложений // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. в рамках XVI междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2008». - Уфа, 2008. - С. 49-50.

5. Чернов В.Н., Милованов И.В., Хайбуллин Д.М., Мерзабеков Х.Т. Установка штангового насоса // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. в рамках XVI междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2008». - Уфа, 2008. - С. 51-53.

6. Чернов В.Н., Милованов И.В., Хайбуллин Д.М, Рожков Д.Г. Запуск электроцентробежного насоса в осложненных условиях // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. в рамках XVI междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2008». - Уфа, 2008. - С. 68-73.

7. Чернов В.Н., Милованов И.В., Мерзабеков Х.Т., Эпштейн А.Р., Хайбуллин Д.М. Метод и устройство по обеспечению коррозионной стойкости трубо-

проводных систем // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. в рамках XVI междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии -2008».-Уфа,2008.-С. 243-246.

8. Патент на изобретение 2376499 (РФ), МПК F 04 Д 13/10. Способ запуска центробежного насоса / А.Г. Гумеров, О.М. Юсупов, Д.М. Хайбуллин, В.Г. Карамышев, А.Р. Эпштейн (РФ). - 2008116907; Заявлено 28.04.2008; Опубл. 20.12.2009. Бюл.35.

9. Патент на полезную модель 81762 (РФ), МПК Е 21 В 43/34. Газовый якорь. / А.Г. Гумеров, О.М. Юсупов, Д.М. Хайбуллин, В.Г. Карамышев (РФ). -2008140467; Заявлено 13.10.2008; Опубл. 27.03.2009. Бюл. 9.

10. Патент на полезную модель 84941 (РФ), МПК Р 17Д 1/16. Устройство для создания импульса давления при перекачке нефти в осложненных условиях / А.Г. Гумеров, В.Р. Мурзагулов, H.H. Хафизов, Д.М. Хайбуллин, А.Р. Эпштейн (РФ). - 2008145434; Заявлено 17.11.2008; Опубл. 20.07.2009. Бюл. 20.

11. Патент на полезную модель 84455 (РФ), МПК Е 21 В 43/00. Установка погружного электроцентробежного насоса для добычи нефти / А.Г. Гумеров, Д.М. Хайбуллин, P.M. Хайбуллин, А.Р. Эпштейн, А.И. Подъяпольский (РФ). -2008148863; Заявлено 10.12.2008; Опубл. 10.07.2009. Бюл. 19. С. 2.

12. Патент на полезную модель 84502 (РФ), МПК Р 17 Д 1/16. Установка для защиты выкидных линий скважин и внутрипромысловых трубопроводов от замораживания при аварийных остановках скважин / А.Г. Гумеров, P.M. Хайбуллин, Д.М. Хайбуллин, В.Р. Мурзагулов, А.Р. Эпштейн, А.Р. Буранчин (РФ). - 2008152976; Заявлено 31.12.2008; Опубл. 10.07.2009. Бюл. 19.

13. Патент на полезную модель 84463 (РФ), МПК Е 21 В 43/34. Устройство для удаления механических примесей из нефтяных скважин / А.Г. Гумеров,

Д.М. Хайбуллин, Р.М. Хайбуллин, А.Р. Эпштейн, А.И. Подъяпольский (РФ). -2008152975; Заявлено 31.12.2008; Опубл. 10.07.2009. Бюл. 19.

14. Патент на полезную модель 80908 (РФ), МПК Г 16 К 15/00. Обратный клапан / А.Г. Гумеров, Д.М. Хайбуллин, В.Г. Карамышев, А.Р. Эпштейн (РФ). -2008109597; Заявлено 11.03.2008; Опубл. 27.02.2009. Бюл. 6.

15. Патент 85937 (РФ), МПК Е 21 В 23/00. Скважинный контейнер / А.Г. Гумеров, Д.М. Хайбуллин, В.Р. Мурзагулов, А.И Подъяпольский, А.Р. Эпштейн, Р.М. Хайбуллин (РФ). - 2009104193; Заявлено 09.02.2009; Опубл. 20.08.2009. Бюл. 23.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 06.07.2010 г. Бумага писчая. Заказ №. 233 Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Хайбуллин, Дамир Мухаметович

ВВЕДЕНИЕ

1. Осложнения возникающие при механизированной добыче нефти

1.1 Проблема отложения солей при добыче нефти

1.2 Причины образования солеотложений

1.3 Химические методы предотвращения отложений неорганических солей

Выводы по 1 главе

2. Реагентные технологии предотвращения солеотложений

2.1 Проблемы эксплуатации скважин, осложненных осадками сложного состава на месторождениях Башкортостна

2.2 Борьба с солеотложениями на месторождениях Татарстана

2.3 Повышение эффективности работ по удалению солепарафиновых отложений месторождений Казахстана

2.4 Технологии борьбы с солеотложениями и оптимизация их предупреждения на месторождениях ОАО «НК Роснефть»

2.4.1 Технология дозирования реагента через систему ППД

2.4.2 Технология периодического дозирования в затрубное пространство скважины

2.4.3 Постоянное дозирование через УДЭ 64 Выводы по главе

3. Перспективы развития методов борьбы с солеотложениями

3.1 Современное состояние управления солеотложением на месторождениях ОАО «НК «Роснефть»

3.2 Перспективы развития безреагентных методов борьбы с солеотложением

3.3. Центробежный насос для перекачки минерализованной жидкости 73 3.4 Применение конструкции ступеней УЭЦН с низким солеотложением

3.5. Тестирование ингибиторов солеотложения

4. Решение проблем эффективной эксплуатации малодебитного и осложнённого добывающего фонда скважин

4.1 Внедрение высокооборотных интеллектуальных систем в комплексе

4.2 Внедрение ЧРП с автоматическим регулированием режимов работы скважин

4.3 Эксплуатация ЭЦН с вентильными электродвигателями

4.4 Результаты испытаниий роторно-вихревых погружных установок

4.5 Совершенствование системы использования погружного контейнера

4.6 Разработка способа запуска центробежного насоса

4.7 Устройство для защиты от солеотложений скважинного подземного оборудования

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование технологий и технических средств для предупреждения и удаления солеотложений в добывающих скважинах"

Добычная деятельность нефтяных компаний России осложнена значительными технологическими проблемами: для трудноизвлекаемых запасов требуются сложные и дорогостоящие технологии, что делает добычу значительно более затратной нежели, на Ближнем Востоке, в Африке и даже на шельфе.

Несмотря на разработку и внедрение рациональных технологий применения горизонтальных скважин и гидроразрыва не решены вопросы эффективного вытеснения и лифтирования продукции. Смена устойчивой и длительной динамики роста добычи на тенденцию к падению, в конечном счете, приводит к истощению активной части запасов углеводородов и исчерпанию значительных в масштабах отрасли технологических резервов нефтегазодобычи.

В свою очередь, истощение активных запасов нефти на большинстве месторождений России сформировало понятие периода поздней стадии разработки объекта. Он характеризуется накоплением различных признаков техногенного воздействия на пласт вследствие нагнетания воды, охлаждения пластов, применения микробиологических, физико-химических и других методов вытеснения нефти, ведущих к ухудшения фильтрационных характеристик пластовых коллекторов и флюидов. Образование отложений в призабойной зоны пласта (ПЗП) приводит к снижению проницаемости в этой части коллектора и к неоднородностям профилей притока и приёмистости. Загрязнение насосно-компрессорных труб (НКТ) существенно уменьшает их фактический диаметр, также, твёрдые отложения забивают проточные части установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), так же как и установок штанговых глубинных насосов (УШГН), что приводит к выводу их из строя, снижая текущий дебит скважин.

Компонентный состав имеющихся в настоящее время скважинных твёрдых и жидких отложений характеризуется резким увеличением содержания твёрдых составляющих, гидратов, солей и продуктов коррозии.

В настоящее время на месторождениях Западной Сибири, Урала и Поволжья из-за старения фонда скважин значительно возросла их обводненность (более 90%) и, как следствие, усилились процессы солеотложения. По данным НГДУ ООО «РН-Юганскнефтегаз» 41% преждевременных отказов в работе УЭЦН происходит по причине отложения солей на рабочих органах ЭЦН. Наиболее интенсивное образование солевых отложений происходит в скважине на приеме насоса, в его рабочих органах и в насосно-компрессорных трубах (НКТ). Дальнейшие отложения солей с меньшей интенсивностью происходят в системах нефтесбора, нефтеподготовки и поддержания пластового давления.

Наиболее уязвимыми элементами по солеотложению, от которых зависит вся гидродинамика ЭЦН являются рабочие органы. Отложения солей в рабочих органах приводит к снижению КПД, уменьшению подачи, вплоть до ее прекращения, заклиниваниею вала, отказу ПЭД, увеличению вибрации и усиленному износу опорных поверхностей.

Таким образом, добыча обводнённой нефти в интенсивно-искривлённых скважинах приводит к преждевременному выходу из строя нефтепромыслового оборудования и ремонтам скважин из-за износа, роста динамических нагрузок, коррозии металла оборудования, увеличивает расход электроэнергии, требует дополнительных материальных и трудовых затрат, т.е. в целом приводит к ухудшению технико-экономических показателей работы нефтедобывающих предприятий и компаний в целом.

Применяемые методы воздействия, препятствующие отложению солей и коррозии, в основном базирующиеся на кислотных обработках в сочетании с использованием лучших известных ПАВ и ингибиторов коррозии, оказались недостаточно эффективны.

С учётом изложенного, назрела необходимость совершенствования существующих и создания новых технологий и устройств добычи нефти для скважин осложнённого фонда на поздней стадии их эксплуатации.

Целью настоящей работы является разработка научно обоснованных технологических и конструктивных решений, направленных на предупреждение отложений солей в процессе добычи обводненной нефти и внедрения на их основе эффективных профилактических мероприятий и устройств по предотвращению накоплений твёрдых отложений в скважинах.

Основные задачи исследований. В соответствии с целью работы основными задачами диссертационной работы являются:

1. изучение технологий борьбы и предотвращения солеотложений и коррозионно-механических разрушений глубинно-насосного оборудования, в скважинах с повышенной обводнённостью и минерализацией;

2. разработка электрохимического метода и технических средств на его основе для предупреждения солеотложений в добывающих скважинах, оснащённых УЭЦН, в интервале глубин «забой скважины - приём насоса»;

4. разработка практических рекомендаций и усовершенствований существующих методов добычи в условиях эксплуатации месторождений на поздней стадии их разработки.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач основано на комплексном подходе с использованием методов статистического анализа.

Для подтверждения выводов и реализации предложенных методов использованы экспериментальные данные, полученные при опытно-промышленных испытаниях.

Научная новизна:

- установлено, что в качестве способа предотвращения образования солеотложений в верхней части скважинного оборудования возможно использование вторичных эффектов при электролизе пластовой воды, эмульгированной в нефти;

- представлен комплексный механизм предупреждения и снижения солеотложения в глубинно-насосном оборудовании добывающих скважин;

- разработаны устройства предупреждения образования твёрдых отложений в интервале глубин вечномёрзлых пород.

Основные защищаемые положения:

- результаты экспериментального изучения эффектов при электролизе высокоминерализованных пластовых вод, эмульгированных в нефти;

- результаты промысловых исследований электрохимического воздействия на отказ скважинного оборудования;

Практическая ценность и реализация результатов работы

Разработанные при участии автора методические рекомендации и технические средства позволяют предупредить образование твёрдых отложений, включая коррозионные, исключить применение ингибиторов, использование дозировочных насосов и увеличить межремонтный период работы скважин осложнённого фонда.

Реализация работы

Разработанные методические рекомендации и комплекс технических решений по предупреждению солеотложений используются в скважинах месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз» ОАО «ЛУКОЙЛ-Западная-Сибирь».

В результате применения разработанных технических устройств предупреждения и образования твёрдых отложений межремонтный период скважин увеличен в 1,5 раза.

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы обсуждались на научных советах и технических совещаниях: НК «Роснефть» (г. Москва, 2006 г.), ОАО «Газпром», (г. Москва, 2006 г.); на научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках VI Российского энергетического форума (г. Уфа, 2006г.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 16 работ, получено 4 патента РФ.

Структура и объём работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав, основных выводов и списка использованной литературы, включающего 99 наименований, содержит 134 страниц машинописного текста, 14 таблиц и 18 рисунков

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Хайбуллин, Дамир Мухаметович

Основные выводы

- исследован механизм образования и предупреждения твёрдых отложений в добывающих скважинах Тимано-Печорской и Урало-Поволжской провинций;

- разработаны и опробованы в добывающих скважинах местрождений ОАО «Юганскнефтегаз» интеллектуальные системы ЭЦН АКМ, способные в режиме автоадаптации изменять режим работы. усовершенствована конструкция ПСК, обеспечивающего повышенную эффективность защиты от солеотложений на приёме ЭЦН (патент РФ № 85937). разработано техническое устройство для предупреждения образования солеотложений и снижения скорости коррозии в проточной части ЭЦН, на корпусе ПЭД и в колонне лифтовых труб добывающих скважин (патент РФ № 84455).

- разработан комплекс мероприятий по внедрению обновлённых технологий и технических средств в практику работы скважин осложненного фонда.

- разработан способ запуска центробежного насоса для осложнённых скважин повышенной обводнённости и минерализации (патент РФ № 2376499).

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Хайбуллин, Дамир Мухаметович, Б. м.

1. A.c. 1539309 СССР, Е 21 В 43/00. Устройство для дозированной подачи реагента в скважину / И.А. Львов, А.Г. Поршенков / Заявл. 24.08.87, заяв. 4298871/23-03. Опубл. 30.01.90. Бюл. № 4.

2. A.c. 1544957 СССР, 5 Е 21 В 43/00. Устройство для дозированной подачи химического реагента в скважину / Ю.В. Антипин, A.M. Валеев, И.И. Белозеров / Заявл. 12.04.88, заяв. № 4409321/23-03. Опубл. 23.02.90. Бюл. № 7.

3. Абдуллин И.Г., Агапчев В.И., Давыдов С.Н. Техника эксперимента в химическом сопротивлении материалов. Учебное пособие. -Уфа: Изд-во УНИ, 1985. 100 с.

4. Агаларов Д. М. Исследование влияния магнитного поля на солеотложения в трубах при эксплуатации нефтяных скважин // Нефтяное хозяйство. — 1965 № 10. - с. 54-57.

5. Аналитическая служба «Нефтегазовой вертикали». У разбитого корыта. Предварительные итоги работы нефтегазового комплекса России в 2008 г. // Нефтегазовая вертикаль, №5, 2009 г. с. 8-24.

6. Антипин Ю. В., Кочинашвили С. Т., Сыртланов А. Ш. Изучение состава неорганических солей, отлагающихся в скважинах НГДУ «Чекмагушнефть». Тр. / Уфимск. нефт. ин-т. Уфа: 1975. - Вып. 30 - с. 170 -174.

7. Антипин Ю. В., Пешкин О. В. Изучение сульфатного равновесия в хлор кальциевых водах при различных давлениях.— Изв. вузов, сер. Нефть и газ, 1983, №7, с. 28—31.

8. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти. Уфа: Башк. кн. изд-во, 1987. -168 с.

9. Ануфриев С. Управа на врагов мехдобычи: практика «Газпромнефть Ноябрьскнефтегаза» // «Нефтегазовая вертикаль, №12, 2008 г.-с. 90-93.

10. Аптыкаев Г.А., Шайдаков В.В., Зотов А.Н., Имаева Э.Ш., Полетаева О.Ю., Уметбаев В.В. Устройство для дозированной подачи реагентов в скважну// Патент № 66411 РФ, Е21В37/06, 2007.

11. Аптыкаев Г. А. Предотвращение отложений неорганических солей в глубинно-насосном оборудовании путём дозирования реагентов по капиллярным системам: Дис.канд. тех. наук. — Уфа. 2009.

12. Ахметшина И.З., Каган Я.М., Бабалян Г.А. Влияние поверхностного натяжения и температуры на отложение солей в нефтепромысловом оборудовании // Нефтяное хозяйство. — 1979 № 3. — с. 43-45.

13. Байков И.М. О состоянии и перспективах развития нефтегазовой промышленности России // Нефтяное хозяйство, № 1, 2008 г. — с. 10-13.

14. Быков В.В. Эксплуатация скважин в условиях интенсивного образования АСПО на месторождениях Вала Гамбурцева ОАО «Северная нефть» / Нефтегазовая вертикаль. — 2006. № 3.

15. Габдрахманов А. Г. О причинах образования кристаллических осадков и совершенствование методов борьбы с ними // Нефтяное хозяйство. 1973 -№2.-с. 46-49.

16. Галеев Р.Г., Дияшев Р.Н., Потапов С.С. Исследование минерального состава и причин отложений солей в нефтепромысловом оборудовании // Нефтяное хозяйство. 1998 - № 5. — с. 41-45.

17. Гарифуллин И.Ш. Эффективность применения специального погружного кабельного устройства для предупреждения отложений на скважинах ОАО «АНК Башнефть» / Нефтяное хозяйство. — 2005. № 12.

18. Гарифуллин Ф.С. Предупреждение образования комплексных сульфидсодержащих осадков в добыче обводненной нефти — Уфа: изд-во УГНТУ, 2002 г.-267 с.

19. Гаттенбергер Ю. П., Дьяконов В. П. Гидрогеологические методы исследований при разведке и разработке нефтяных месторождений.— М.: Недра, 1979. 207 с.

20. Данилова Н.И., Кашавцев В.Е. Методы борьбы с отложением гипса при добыче нефти. — М.: ВНИИОЭНГ. Обзор зарубежной литературы. Сер. Нефтепромысловое дело. — 1975 —37 с.

21. Елеманов Б.Д. Многофункциональные кислотно-углеводородные составы: опыт разработки и применения в Казахстане // Нефт. хоз-во.-2002.-№6.-С.100-103.

22. Емков A.A. Методы борьбы с отложениями неорганических солей в оборудовании подготовки нефти // Обзор, инф. Сер. Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений. 1988. -Вып. 4-51 с.

23. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений/ М.: Недра, 1998.-365 с.

24. Ибрагимов Н.Г., Хафизов, А.Р., Шайдаков, В.В. и , др. Осложнения в нефтедобыче /Уфа: Монография, 2003г. 302 с.

25. Ингибиторы отложений неорганических солей./ В. А. Панов, А. А. Емков, Г.Н. Позднышев и др.—М.: ВНИИОЭНГ, 1978, 44 с. Тем. обзоры. Сер. Нефтепромысловое дело.

26. Ишмурзин, A.A.; Храмов, Р.А.Процессы и оборудование системы сбора и подготовки нефти, газа и воды/Уфа: УГНТУ, 2003 г. -143 с.

27. Каплан JI. С. Особенности эксплуатации обводнившихся скважин погружными центробежными насосами.— М.: ВНИИОЭНГ, 1980.— 77 с.

28. Кащавцев, В.Е.; Мищенко, И.Т. Солеобразование при добыче нефти / М.: Нефть и газ , 2004 г.

29. Кашавцев В.Е., Гаттенбергер Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. — М.: Недра, 1985. -215 с.

30. Кашавцев В.Е., Дытюк Л.Т., Злобин A.C., Клейменов В.Ф. Борьба с отложением гипса в процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений // УТНТО ВНИИОЭНГ. Сер. нефтепромысловое дело. -1976.-63 с.

31. Комаров B.C. Прогнозирование наработки на отказ глубиннонасосного оборудования // Нефтяное хозяйство, № 9, 2002 г. с. 7780,

32. Лысенко, В.Д.; Грайфер, В.И. Рациональная разработка нефтяных месторождений/М.: Недра, 2005 г. 607 с.

33. Люшин С. Ф., Галеева Г. В. Способы удаления отложений неорганических солей из скважины. / Информационный листок № 16—71.— Уфа: Башкирский межотраслевой территориальный центр научно-технической информации и пропаганды, 1971, 8 с.

34. Лялина Л.Б., Исаев М.Г. Формирование состава попутно добываемых вод и их влияние на гипсоотложение при эксплуатации нефтяных месторождений // Обзор, инф. Сер. Нефтепромысловое дело. — 1983.-48 с.

35. Марычев Ф.Н., Ким В.К., Глазков A.A. Предупреждение и борьба с отложениями солей в нефтепромысловом оборудовании на Самотлорском месторождении // Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1982. — 39 с.

36. Методы борьбы с отложениями солей / Н.С. Маринин, Г.М. Ярышев, С.А. Михайлов и др. // Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. 1980. - 55 с.

37. Мельниченко В.Е. Оценка влияния забойного давления на ресурс УЭЦН для определения экономически оптимального режима эксплуатации скважины / Механизированная добыча 2009: материалы 6-й международной конференции. Москва, 2009 г.

38. Мельниченко В.Е. Программа мероприятий увеличения надежности работы УЭЦН как инструмент снижения затрат на добычунефти/ Механизированная добыча 2009: материалы 6-й международной конференции. Москва, 2009 г.

39. Осложнения в нефтедобыче / Н.Г.Ибрагимов, А.Р. Хафизов, В.В. Шайбаков и др.: Под ред. Н.Г. Ибрагимова, Н.Г. Ишемгужина. Уфа: ООО «Издательство научно-технической литературы «Монография», 2003. — 302с.

40. Отчет о работе по оказанию услуг по тестированию ингибиторов солеотложения для пластовых вод ОАО «Юганскнефтегаз» в 2005 году. Д 05.169.05 // ЗАО «УфаНИПИнефть», 2005 г.

41. Панов В.А., Емков A.A., Позднышев Г.Н. Оценка склонности пластовых вод к отложению гипса в нефтепромысловом оборудовании // Нефтяное хозяйство. 1980 - № 2. - с. 39-40.

42. Пановко Я.Г., Губанова И.И. Устойчивость и колебания упругих систем: современные концепции, парадоксы и ошибки. Изд. 5-е/6-е, стереотип., М., Комкнига, 2007 г. 352 с.

43. Пантелеев А. С. О возможных путях предотвращения отложения гипса в эксплуатационных скважинах // Нефтяное хозяйство. 1980 - № 2. — с. 39-40.

44. Пат № 2012780 РФ, 5 Е 21 В 43/00. Способ дозирования реагента в скважину / K.P. Низамов, В.Г. Карамышев, У.Н. Сабиров и др. / Заявл. 21.03.91, заяв. № 4920607/03. Опубл. 15.04.94.

45. Пат. 2121562 РФ, 6 Е21В37/06. Скважинный дозатор / Х.И. Акчурин, Ю.Г. Вагапов, С.Ю. Вагапов и др. / Заявл. 01.12.96, заяв. 96122832/03. Опубл. 10.11.98.

46. Пат. 2132930 РФ, 6 Е 21 В 37/06. Устройство для дозированной подачи реагента в скважину / H.H. Хазиев, В.Ф. Голубев / Заявл. 30.10.97, заяв. 97118125/03. Опубл. 10.07.99.

47. Пат. 2135743 РФ, 6 Е21В37/06. Скважинная дозирующая насосная установка / З.М. Атнабаев, K.P. Уразаков / Заявл. 18.11.97, заяв.97119030/03. Опубл. 27.08.99.

48. Пат. 2172389 РФ, Е21В37/06. Способ подготовки и подачи водорастворимого реагента в скважину / В.Ф. Голубев, H.H. Хазиев, М.В. Голубев / Заявл. 16.09.99, заяв. 99119805/03. Опуб. 20.08.2001.

49. Пат. 2231628, 7 Е 21 В 37/06. Устройство для дозированной подачи химического реагента в скважину / A.C. Дубовцев, О.Ю. Кривоносов,

50. A.П. Мальцев и др. / Заявл. 14.10.02, заяв. № 2002127487/03. Опубл. 27.06.04.

51. Пат. 2260110 РФ, 7 Е 21 В 37/06. Устройство для дозированной подачи и смешения реагента в скважине / H.H. Хазиев, В.Ф. Голубев, В.В. Шайдаков и др. / Заявл. 12.02.2004, заяв. 2004105142/03. Опубл. 10.09.2005.

52. Пат. 24040 РФ (полезная модель), 7 Н 01В 7/18. Электрический кабель / В.Г. Акшенцев, Р.З. Ахметгалеев, И.Ф. Гарифуллин и др. / Заявл.2901.2002, заяв. № 2002101118/20. Опубл. 20.07.2002. Бюл. № 20.

53. Пат. 33601, Е21В37/06, Е21В43/00. Скважинный дозатор реагента /

54. B.А. Сафин, О.Н. Ермаков / Заявл. 09.04.2003, заяв. 2003109563/20. Опубл.2710.2003.

55. Пат. 2092678 РФ, МПК 6 Е21 В 43/00 Способ добычи нефти / А.Р. Эпштейн 94001141/03; Заявлено 13.01.94; Опубл. 10.10.97. Бюл. № 28.

56. Пат. 2120542 РФ, МПК 6 Е21 В 43/00 Способ добычи нефти / А.Р. Эпштейн 97103406/03; Заявлено 05.03.97; Опубл. 20.10.98. Бюл. №29.

57. Пат. 2151278 РФ, МПК 6 Е21 В 43/00 Способ добычи нефти / А.Р.

58. Эпштейн -98117058/03; Заявлено 11.09.98; Опубл. 11.09.98. Бюл. №17.

59. Пат. 2132454 РФ, МПК 6 Е21 В 43/00 Способ добычи нефти / А.Р. Эпштейн, Л.Б. Зарецкий 97100034/03; Заявлено 06.01.97; Опубл. 27.06.99. Бюл. № 18.

60. Патент на изобретение № 2375499, МПК Б04Д 13/10. Способ запуска центробежного насоса /А.Г. Гумеров, О.М. Юсупов, Д.М. Хайбуллин, В.Г. Карамышев, А.Р. Эпштейн 2008116907; Заявл. Опубл.; Бюл. № 8.

61. Патент на полезную модель № 81762, МПК Е21В 43/34. Газовый якорь. /А.Г. Гумеров, О.М. Юсупов, Д.М. Хайбуллин В.Г. Карамышев-2008140467; Заявл. 13.10.2008; Опубл. 27.03.2009; Бюл. № 9.

62. Патент на полезную модель № 80908, МПК Г16К 15/00. Обратный клапан. /А.Г. Гумеров, Д.М. Хайбуллин, В.Г. Карамышев, А.Р. Эпштейн -2008109597; Заявл. 11.03.2008; Опубл. 27.02.2009; Бюл. № 6.

63. Петров H.A., Есипенко А.И, Ветланд M.JL, Калашнев В.В. Использование побочных продуктов газоперерабатывающих заводов Западной Сибири в составе композиций при удалении АСПО и ОПЗ.-М.-.ВНИИОЭНГ, 1995.-( Обзор, информ.).- 60с.

64. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. — 653 е.: ил.

65. Потапов С. С, Ершов В. В., Чесноков Б. В. Минеральный состав солевых отложений в нефтепромысловом оборудовании.— Свердловск: УрО АН СССР, 1989.—С. 9.

66. Саттарова Ф. М. Результаты и отложения минеральных солей в нефтепромысловом оборудовании и разработка способов борьбы с ними для условий месторождений Татарской АССР. Дис.канд. техн. наук.- Уфа. 1984.

67. Саттарова Ф. М., Жданов А. А. О причинах и методах предотвращения солеотложения на нефтепромысловом оборудовании в объединении Татнефть.—М.: ВНИИОЭНГ, РНТС Нефтепромысловое дело, 1981, № 3 С. 19—21.

68. Семеновых А.Н., Маркелов Д.В., Рагулин В.В., ВолошинА.И., МихайловА.Г. / Опыт и перспективы ингибирования солеотложения на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз». Нефтяное хозяйство №8, 2005,- С. 68-71.

69. Справочная книга по добыче нефти./ Под ред. Ш. К. Гиматудинова.—М.: Недра. 1974 - с. 609—616.

70. Сыртланов A. III, Кошеваров П. А. Установка для изучения растворимости гипса. В кн.: Физикохимия и разработка нефтяных месторождений.—Уфа: 1978. с. 113—117.

71. Сыртланов А.Ш. Методы борьбы с отложением гипса в нефтяных скважинах и пути их совершенствования. Диссертация на соиск. уч. степени канд. техн. наук. Уфа. — 1983.

72. Сыртланов А.Ш., Антипин Ю.В. Применение стимуляторов растворения гипсоуглеводородных отложений на Таймурзинском месторождении // Нефтяное хозяйство. 1980 - № 4. - с. 57-60.

73. Установка дозирования химреагентов УДХ.Э. Рекламная информация ООО «Опытный завода «Электрон», г. Тюмень. - 2006. -http://zelectr.ru

74. Тронов, В.П. Промысловая подготовка нефти / Казань: Фэн , 2000 г. -414 с.

75. Халимов Э.М., Юлбарисов Э. М. Геолого-технические факторы насыщения пластовых вод сульфатами при разработке месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, РНТС Нефтепромысловое дело, 1979, № 6 - с. 27—30.

76. Хлесткина Н.М., Гареев А.Г. STATGRAPHICS 3.0. Работа в среде интегрированной системы математических и графических процедур обработки случайных величин методами прикладной статистики. Учебное пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 1996. - 110 с.

77. Чистовский А.И. О растворимости сульфатов в пластовых водах палеозойских отложений Куйбышевского Поволжья // Геология нефти и газа -1969-№7.-с. 25—27.

78. Шайдаков В.В., Аптыкаев Г.А., Шайдаков Е.В., Полетаева О.Ю. Капиллярный трубопровод// Патент РФ №79993, БИ№2, 2009.

79. Шайдаков В.В., Князев В.Н., Инюшин Н. В., Хайдаров Ф.Р., Лаптев А.Б., Никитин Р. В. Исследования влияния магнитной обработки наводонефтяные эмульсии НПУ "Белкамнефть".— Деп. в ВИНИТИ 07.05.01, №1178-В 2001.

80. Шакрисламов А.Г., Гильмутдинов Б.Р., Гарифуллин Ф.С. Повышение эксплуатационной надежности эксплуатационной колонны в условиях солеотложения и коррозии // Нефтяное хозяйство, №8, 2007 г. с. 128-131.

81. Шахов А.И., Аветисов A.C. Магнитная обработка воды на тепловых электростанциях.- Киев: УкрНИИНТИ, 1969.- 21 с.

82. Швецов И. А., Манырин В.Н. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и проектирование. Самара, 2000. -336с.

83. Щелкачев В.Н. Эпизоды из истории разработки Туймазинского нефтяного месторождения. Избранные труды. М.: Недра, 1990.Т 2.

84. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти.-М.: Недра, 1983.96. Эксплуатация осложненных скважин центробежнымиэлектронасосами /под ред. JI.C. Каплана. 1994. - с. 258.

85. Эпштейн А.Р. Совершенствование технологии скважинной добычи нефти в осложнённых условиях поздней стадии разработки месторождений Дисс. канд. техн. наук.-М.,Уфа.2005г. с.113.

86. Янтурин А.Ш., Рахимкулов Р.Ш., Кагарманов Н.Ф. Выбор частоты при вибрационном воздействии на ПЗП // Нефтяное хозяйство. 1986.- №2.1. С. 63 66.