Осложняющие факторы при разработке Ножовской группы месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

Аннотация


Ножовская группа нефтяных месторождений находится на юге Пермского края, разработка ведется компанией «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Для выявления осложнений при разработке данных месторождений проведен анализ осложняющих факторов - геолого-физических характеристик пласта, физико-химического состава нефтей. Определены стадии разработки месторождений Ножовской группы. Выполнен анализ изменения способов эксплуатации добывающего фонда скважин и основных причин проведения текущего ремонта, анализ осложненного фонда скважин, составляющего 67 % действующего фонда, в котором основными причинами осложнений являются асфальтеносмолопарафиновые отложения (АСПО) и высоковязкие водонефтяные эмульсии. Были выделены следующие осложняющие факторы при разработке Ножовской группы месторождений: низкая проницаемость продуктивных пластов, низкие пластовые температуры, высокая обводненность скважинной продукции, особовысоковязкая нефть с высоким содержанием парафинов, серы и неуглеводородных компонентов. Превалирующим осложнением является интенсивное формирование АСПО. В качестве основного метода предупреждения АСПО используются ингибиторы парафиноотложений, показавшие наибольшую экономическую и технологическую эффективность. Очистку глубинно-насосного оборудования и труб от АСПО проводят промывками скважин горячей нефтью и растворителями. Для оптимизации затрат на ингибиторную защиту скважин от АСПО целесообразна детальная оценка эффективности используемых ингибиторов, целенаправленный подбор новых ингибирующих композиций с деэмульгирующими свойствами и опытно-промысловые испытания нетрадиционных технологий их использования путем закачки на забой скважин и в призабойную зону пласта.


Полный текст

Введение В настоящее время в общем балансе добычи нефти в России значительное место занимают высоковязкие и парафинистые нефти, доля которых неуклонно возрастает. Высоковязкие нефти характеризуются низкой подвижностью как в пласте, так и на поверхности, вызывая сложность подъема нефти по стволу скважины и транспортировки по системе сбора продукции вследствие повышенных нагрузок на насосное оборудование. Кроме того, при содержании в нефти значительной доли тяжелых углеводородных компонентов возможно формирование асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) в стволе скважин и системе сбора и транспорта продукции. Обводнение месторождения обусловливает образование высоковязких водонефтяных эмульсий, в несколько раз увеличивая вязкость добываемого флюида. В условиях интенсивного образования АСПО невозможна нормальная эксплуатация скважин без проведения систематических работ по депарафинизации, в результате увеличиваются эксплуатационные затраты на обслуживание одной скважины [1]. Для оценки причинно-следственных связей, влияющих на интенсивность отложения АСПО, проведен анализ осложняющих факторов при разработке Ножовской группы месторождений Пермского края. Геологическая характеристика продуктивных объектов и физико-химические свойства нефтей Ножовская группа месторождений находится на юге Пермского края, в пределах Частинского административного района. В тектоническом отношении по отложениям палеозойской группы входит в состав южной части Верхнекамской впадины и приурочена к Ножовскому выступу, расположенному на сочленении Шалымского и Сарамревского прогибов Камско-кинельской системы. В состав Ножовской группы входят восемь нефтяных месторождений, разрабатываемых ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»: Березовское, Бугровское, Западное, Змеевское, Ножовское, Опалихинское, Падунское и Первомайское. Территориальная близость предопределяет сходство геолого-физических характеристик продуктивных объектов и физико-химических свойств пластовых флюидов. Добыча нефти ведется на трех объектах: Бш, Тл-Бб, Т. Характеристика продуктивных пластов и физико-химические свойства пластовых флюидов представлены в табл. 1. Наиболее нефтенасыщенным продуктивным объектом является бобриковский пласт, имеющий наибольшую проницаемость (0,92 мкм2), эффективную нефтенасыщенную толщину (4,7 м) и максимальный коэффициент песчанистости (0,8 д. ед.). Тульский объект имеет самый низкий коэффициент расчлененности (2 д. ед.), свидетельствующий о высокой однородности пласта. Продуктивные пласты Ножовской группы месторождений относятся к низкопроницаемым (Kпрон < 1 мкм2), что предполагает применение методов увеличения нефтеотдачи пластов по увеличению проницаемости: гидравлический разрыв пласта и кислотные обработки. Кроме того, часто проводимыми геолого-техническими мероприятиями являются радиальное бурение и строительство боковых стволов. Происходит внедрение методов, направленных на вовлечение в разработку перспективных запасов нефти и малодренируемых участков залежи. Содержание серы в ножовской нефти превышает 2 %. По ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» нефть классифицируется как особовысокосернистая, вследствие чего оборудование, используемое при добыче, подвержено коррозии. Наличие сероводорода и легких меркаптанов представляет серьезную проблему при добыче, транспорте Таблица 1 Геолого-физические свойства продуктивных объектов Ножовской группы месторождений № п/п Показатель Объект Бш Ясн Т Тл Бб Геолого-физические характеристики пласта 1 Тип коллектора Карбон. Терриг. Терриг. Карбон. 2 Глубина залегания, м 1057,1-1305 1223,6 1333,5-1583 1501,7 1342-1552 1496,6 1393,5-1632 1559,5 3 Начальное пластовое давление, МПа 11,3-12,8 12,48 15,73-16,6 16,11 15,73-16,6 16,14 16,25-16,9 16,6 4 Начальная пластовая температура, °С 21-26,3 23,94 27-33 29,24 27 - 30 28,61 28-33 30,7 5 Эффективная нефтенасыщенная толщина, м 2-4,4 3,2 0,2-3 1,9 1,6-10,5 4,7 0,5-7,6 4,7 6 Пористость, % 13-18 15,6 16-22 19,24 19-24 21,5 13-19 14,43 7 Проницаемость, мкм2 0,021-0,312 0,141 0,042-0,928 0,387 0,22-1,97 0,92 0,032-0,628 0,146 8 Коэффициент песчанистости, д. ед. 0,229-0,47 0,4 0,091-0,87 0,4 0,544-0,894 0,8 0,38-0,73 0,5 9 Коэффициент расчлененности, д. ед. 2,06-9,6 4,5 1-2,9 2,0 1,5-5,26 3,1 1,02-8,28 5,4 Физико-химический состав пластового флюида 10 Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3 856-883 872 862-906 892 862-902 891 913-932 916,5 11 Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 868-885 878 898-907 900,1 898-905 900,2 914-926 919 12 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с 7,9-14,34 11,94 15-29,9 23,51 15-30,64 22,83 42-87 66,2 13 Давление насыщения нефти газом, МПа 5,05-9,8 8,13 7,1-11,1 9,04 8,7-14,7 10,0 8,6-12,1 9,54 14 Содержание серы, % 1,68-2,45 2,115 2,2-3,52 3,01 2,89-3,73 3,29 2,42-4,77 4,05 15 Содержание парафина, % 3,13-4,81 3,9 2,56-4,47 3,47 3,02-5,85 4,336 1,72-4,04 2,84 16 Содержание асфальтенов, % 2,77-8,69 4,99 3,38-7,2 4,71 4,36-6,05 5,21 4,05-7,03 5,22 17 Содержание смол, % 10,1-14,82 13,57 15,0-33,6 21,66 15-33,6 24,12 21,15-30,54 25,19 18 Газосодержание, м3/т 11-25 15,76 6,9-20 11,62 7,7-20 12 6,6-11,5 8,53 19 Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с 1,5-1,71 1,61 1,3-1,57 1,47 1,42-1,57 1,51 1,2-1,54 1,43 20 Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3 1169-1179 1173 1172-1181 1178 1177-1182 1180 1167-1179 1175 Фонд скважин 21 Фонд добывающих скважин, ед. 73 144 36 238 22 Дебит скважин по нефти, т/сут 0,1-38,3 7,4 0,1-58 5,4 0,1-34,2 5,0 0,1-31,1 5,5 23 Обводненность скважинной продукции, % 11,7-99,9 72,4 1,7-99,9 53,7 1,5-97,5 37,9 1,8-99,9 47,5 24 Дебит скважин по жидкости, т/сут 0,6-105,3 26,9 0,1-105,5 17,4 0,1-54,7 9,7 0,2-65,9 12,2 Примечание. Числитель - минимальные и максимальные значения параметров; знаменатель - средневзвешенное значение параметра. и переработке нефти, вызывает коррозию металлических частей оборудования, загрязняет промышленные воды и ухудшает работу катализаторов в установках нефтепереработки [8]. Нефть характеризуется как смолистая (18-35 %), парафинистая (1,5-6 %), является тяжелой (более 850 кг/м3) с повышенной вязкостью (5-25 мПа·с). Наличие асфальтенов в количестве 4,7-5,2 % и невысокие температуры способствуют формированию асфальтеносмолопарафиновых отложений на глубинно-насосном оборудовании и стенках скважин [3, 4]. Снижению температуры пласта способствует закачка воды с низкой температурой. Вероятно выпадение АСПО и в призабойную зону пласта, так как температура плавления парафина находится в пределах 56-69 °С, т.е. ниже температуры пласта. Накопление АСПО приводит к снижению дебита скважин и эффективности работы насосных установок, сокращению межремонтного (МРП) и межочистного (МОП) периода работы скважин [5]. Разработка месторождений Ножовской группы Разработка первого месторождения, входящего в состав Ножовской группы, Падунского, началась в 1970 г. Последним введено в разработку Ножовское месторождение (1999 г.). В настоящее время разработкой месторождений занимается ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Большая часть месторождений Ножовской группы находится на 3-й стадии разработки, характеризующейся падающей добычей нефти, ростом обводненности, значительной выработкой запасов. Падунское и Берёзовское месторождения находятся на 4-й стадии разработки: стабильно низкая добыча, высокие значения обводненности, отбор от начальных извлекаемых запасов более 70 %. Законтурная область нефтяных пластов постоянно пополняется водой, режим работы залежей - искусственно упруговодонапорный. Благодаря действующей системе поддержания пластового давления в продуктивных объектах удается поддерживать давление не ниже начального. Компенсация отбора нефти закачкой воды превышает 100 %, наблюдается прорыв пресных вод к добывающим объектам. Обводненность продукции на всех месторождениях превышает 30 %, в некоторых случаях достигает 80 %. Обводнение продуктивных пластов вызывает серьезные осложнения при добыче, связанные с образованием нефтяных эмульсий, которые обладают высокой вязкостью и стойкостью к разрушению [6-9]. Образование эмульсий снижает показатели безотказности работы насосных установок из-за увеличения количества обрывов штанг штанговых глубинных насосов (ШГН) и пробоев электрической части установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) вследствие перегрузок погружного электродвигателя. Рост давления жидкости в системах сбора нефти и газа влечет за собой отказы коллекторов, затрудняются сепарация и предварительный сброс воды. С необходимостью разрушения стойких эмульсий связан также рост энерго- и металлоемкости [10]. Анализ фонда добывающих скважин Фонд добывающих скважин на 99 % эксплуатируется механизированным способом. Изменение фонда скважин по способам эксплуатации приведено в табл. 2. С 1975 г. наблюдается рост доли скважин, оборудованных установками штанговых глубинных насосов (УШГН), достигая к 1995 г. максимума - 90,7 % всего фонда. Это связано с вводом в эксплуатацию малодебитных скважин (среднесуточный дебит по нефти скважин, эксплуатируемых УШГН, составляет 4,87 т/сут). С 1995 г. происходит снижение использования УШГН на скважинах, количество которых к 2013 г. достигает 60 %. Таблица 2 Удельное значение способов эксплуатации скважин по добыче нефти (% к годовой) и по фонду скважин (% ко всему фонду) Способ эксплуатации 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2013 ШГН 0 0 21,52 4,34 43,17 20,81 74,74 63,90 84,95 68,86 90,79 80,65 84,02 64,87 73,47 61,53 68,08 47,08 59,96 36,77 УЭЦН 50,00 37,14 48,10 51,97 39,89 76,85 25,26 36,10 15,05 31,14 9,21 19,35 7,51 23,08 13,61 21,42 18,08 39,37 17,67 38,96 УШВН 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6,30 7,90 11,34 11,20 13,17 11,87 21,92 23,95 УЭДН 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1,45 0,76 0,91 0,17 0,45 0,15 0,22 0,15 ФОНТ 50,00 62,86 30,38 43,69 16,94 2,34 0 0 0 0 0 0 0,73 3,38 0,68 5,68 0,22 1,53 0,22 0,17 Примечание. Числитель - удельный вес по фонду скважин (%); знаменатель - удельный вес по среднесуточной добыче нефти (%). Таблица 3 Средние дебиты по нефти по способам эксплуатации, т/сут Способ эксплуатации 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2013 ШГН 0 15,38 4,90 4,26 2,80 3,97 3,13 3,33 3,07 2,98 УЭЦН 39,70 82,39 19,58 7,12 7,13 9,39 12,45 6,25 9,68 10,71 УШВН 0 0 0 0 0 0 5,08 3,92 4,01 5,31 УЭДН 0 0 0 0 0 0 2,12 0,75 1,45 3,20 ФОНТ 67,20 109,64 1,40 0 0 0 18,83 33,17 30,50 3,70 В связи с увеличением обводненности продукции и образованием высоковязких водонефтяных эмульсий применение установок УЭЦН является нерентабельным из-за частых перегрузок погружных электродвигателей и срывов подачи. Их доля в фонде добывающих скважин практически не изменяется и в последнее десятилетие составляет 16 %. С проведением политики энергосбережения в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» энергопотребляющие УЭЦН при капитальном ремонте скважин (КРС) заменяются на энергоемкие винтовые насосы с соответствующей подачей. Доля добычи УЭЦН в 2013 г. составила 39 %, что на 15 % превышает соответствующий параметр установок штанговых винтовых насосов (УШВН) и установок электроодновинтовых насосов (УЭОВН). На Ножовской группе месторождений не нашли применения электродиафрагменным насосам. Данный вид насосов предназначен для эксплуатации скважины с агрессивной продукцией, содержащей механические примеси: откачиваемая продукция не контактирует с подвижными деталями погружного агрегата, будучи отделенной от них диафрагмой. Но на скважинах с внедренными диафрагменными насосами при проведении промывок горячей нефтью через межтрубное пространство происходило нарушение целостности диафрагмы вследствие высокого перепада давления, которое создается на забое. В настоящее время механизированный фонд скважин на 60 % состоит из УШГН, 18 % - УЭЦН и 22 % - УШВН. Основная доля суточной добычи приходится на УЭЦН - 10,7 т/сут, винтовые насосы - 5,3 т/сут и на УШГН - 2,9 т/сут (табл. 3). Наблюдается тенденция снижения в добыче нефти УШГН и увеличения количества применяемых УШВН. На протяжении 13 лет основную долю текущих ремонтов скважин составляет смена глубинно-насосного оборудования (ГНО) - 45-57 %, данные ремонтные работы представляют собой замену глубинного насоса на соответствующий типоразмер при подъеме оборудования (рис. 1). Причинами замены ГНО являются: - залипание клапанов вследствие формирования АСПО на стенках оборудования; - неподача насоса из-за запарафинивания насосно-компрессорных труб. В 2005 г. произошло увеличение ремонтов, связанных с депарафинизацией подземного оборудования, достигая значения в 23 %. Это наиболее сложный вид подземного ремонта с подъемом запарафиненных лифтов и пропаркой их на поверхности, приводящими к увеличению продолжительности и стоимости ремонта, ухудшению экологической обстановки. Запарафинивание лифтов скважин приводит к снижению межремонтного периода работы скважин. На протяжении последних 10 лет одним из самых распространенных видов ремонта является ликвидация обрыва/разворота штанг. В 2000 г. по причине разворота штанг в простой выходили скважины, на которых за всё время эксплуатации развороты штанг отсутствовали. Проведенный анализ показал, что на большинстве скважин, вышедших в ремонт по причине разворота штанг, низкий динамический уровень жидкости. При падении динамического уровня в скважине в насос возможно попадание газа, при ходе плунжера в кожухе насоса происходят гидроудары, приводящие к вибрационным нагрузкам на штанги и раскреплению резьбовых соединений. Применение шарнирных узлов при данных условиях эксплуатации неэффективно. Более приемлемым оказалось использование штанговращателей. В последние годы увеличивается количество ремонтов по ликвидации обрывов полированного штока - 8-10 %, связанных с истечением ресурса по отработке. Кроме того, значительную часть ремонтов проводят по причине смены способа эксплуатации (5-13 %), что в основном предполагает замену УЭЦН или УШГН на винтовые насосы, эффективно проявляющие себя при добыче высоковязкой нефти. Причинами ремонтов подземного оборудования являются отложения АСПО на глубинно-насосном оборудовании и добыча высоковязких эмульсий, связанных с обводненностью скважинной продукции. 100 80 60 40 20 0 Рис. 1. Распределение видов ремонта Анализ осложненного фонда Для формирования осложненного фонда скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» используется специальная методика по следующим видам осложнений[6]: - парафинообразующий фонд; - гидратообразующий фонд; - солеотлагающий фонд; - фонд скважин с высоковязкой эмульсией; - фонд скважин с механическими примесями; - фонд скважин с высоким газовым фактором; - коррозионный фонд. Образование АСПО является основным осложнением добывающего фонда скважин Ножовской группы наряду с образованием высоковязких водонефтяных эмульсий. На рис. 2 представлено распределение скважин по видам осложнений на начало 2014 г. Рис. 2. Распределение скважин по видам осложнений К парафинообразующему фонду относят скважины, на которых проводилось более одного текущего ремонта скважины и одной промывки по очистке от АСПО за скользящий год. Количество осложнений по каждой скважине должно быть не более одного, наиболее влияющего на ее работу. Для предупреждения образования АСПО в скважинах осложненного фонда применяются различные технологии: устьевой блок подачи реагента (УБПР), глубинный дозатор (ГД), магнитные аппараты (МА), нагревательные кабельные линии (НКЛ) (рис. 3). Устьевые блоки подачи реагента используются в 30,3 % скважин, их основные преимущества заключаются в высокой точности дозирования реагента, оперативном определении его эффективности и необходимой концентрации [11]. Применение устьевых дозаторов в среднем увеличивает МОП в 2,2 раза, наработку на отказ - в 2,4 раза. В качестве базового ингибитора парафиноотложений используются реагенты марки СНПХ. Глубинные дозаторы реагента получают меньшее распространение из-за необходимости подъема насосного оборудования для дозаправки контейнеров с реагентом и низкого технологического эффекта по повышению наработки на отказ. С 2001 г. для предотвращения образования АСПО использовались скважинные магнитные аппараты. От эффективной работы магнитных аппаратов во многом зависит качество промысловой подготовки нефти [12]. Их внедрение не является повсеместным вследствие сложности определения технологического эффекта. Применение нагревательных кабельных линий, предназначенных для путевого прогрева жидкости по стволу добывающей скважины, не получило широкого распространения из-за высокого энергопотребления данной технологии, которое снижает экономическую составляющую получаемого эффекта. Для ликвидации АСПО на Ножовской группе проводятся регламентные работы, в которые входят промывки скважин нагретыми агентами: растворителем или горячей нефтью (рис. 4). Применяется растворитель марки «ФЛЭК» и подготовленная нефть с УППН «Суханово». Преобладают промывки горячей нефтью в связи с более низкой, чем при при- Рис. 3. Охват осложненного АСПО фонда скважин внедренными технологиями, предупреждающими образование АСПО Рис. 4. Динамика промывок скважин с АСПО менении растворителя, ценой (разница ≈ в 5 раз). Таким образом, промывки растворителем в 2013 г. проводились в среднем 2-3 раза в месяц. Около 38 % осложненного фонда составляют скважины, добывающие высоковязкую водонефтяную эмульсию. Средняя обводненность продукции на конец 2013 г. составляет 63,6 %. Именно ростом обводненности и особенностями физико-химических свойств нефти вызвано образование высоковязких водонефтяных эмульсий [13]. Вязкость добываемой нефтяной эмульсии превышает вязкость нефти в 2,5-3 раза, вызывая осложнения при добыче, транспортировке и подготовке нефти [14, 15]. Высоковязкие водонефтяные эмульсии вызывают рост давления в системе сбора, отказы перекачивающих насосов на дожимных насосных станциях [16, 17]. Для борьбы с данным осложнением применяется дозирование деэмульгатора марки Kemelix на устьях скважин, групповых замерных установках и дожимных насосных станциях. Заключение Таким образом, на основе проведенного анализа можно сделать вывод, что осложняющими факторами разработки Ножовской группы месторождений являются следующие: 1) низкая проницаемость продуктивных пластов; 2) низкие пластовые температуры; 3) высокая обводненность скважинной продукции; 4) наличие вязкой нефти с высоким содержанием парафинов и неуглеводородных компонентов. Превалирующим осложнением при добыче нефти является интенсивное формирование АСПО, что влечет за собой преждевременный выход из строя ГНО, снижение продуктивности скважин, сокращение МОП и МРП. В качестве основного метода предупреждения АСПО используются ингибиторы парафиноотложений, показавшие наибольшую экономическую и технологическую эффективность. Для очистки ГНО и труб от АСПО проводят промывки скважин горячей нефтью и растворителями. С целью оптимизации затрат на ингибиторную защиту скважин от АСПО целесообразной является детальная оценка эффективности используемых ингибиторов, целенаправленный подбор новых ингибирующих композиций с деэмульгирующими свойствами и опытно-промысловые испытания нетрадиционных технологий их использования путем закачки на забой скважин и в ПЗС.

Об авторах

Григорий Петрович Хижняк

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Автор, ответственный за переписку.
Email: xgp@mail.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

доктор технических наук, профессор, доцент, заведующий кафедрой нефтегазовых технологий Пермского национального исследовательского политехнического университета

Андрей Владимирович Усенков

ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

Email: andrey.usenkov@lp.lukoil.com
614990, г. Пермь, ул.Ленина, 62

начальник управления технологии добычи нефти ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

Егор Николаевич Устькачкинцев

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Email: egoruv@mail.ru
614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29

аспирант кафедры нефтегазовых технологий Пермского национального исследовательского политехнического университета

Список литературы

  1. 1. Каменщиков Ф.А. Тепловая депарафинизация скважин. - М.; Ижевск: Регулярная и хаотическая динамика, 2005. - 254 с.
  2. 2. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения / Д.Н. Левченко, Н.В. Бергштейн, А.Д. Худякова [и др.]. - М.: Химия, 1967. - 200 с.
  3. 3. Технология очистки сероводород- и меркаптансодержащей нефти / Г.Р. Теляшев, М.Р. Теляшева, Г.Г. Теляшев, Ф.А. Арсланов // Нефтегазовое дело. - 2010. - № 1. - С. 1-22.
  4. 4. Cordobaa A.J., Schallb C.A. Solvent migration in a paraffin deposit // Fuel. - 2001. - № 80. - Р. 1279-1284. doi: 10.1016/S0016-2361(00)00206-4
  5. 5. Дестабилизация нефтяных эмульсий, образуемых в скважинных насосах / Э.М. Зайдуллина, А.М. Валеев, Р.Р. Фахретдинов, Л.Н. Усова // Нефтегазовое дело. - 2007. - № 2. - С. 1-9.
  6. 6. Multicomponent paraffin waxes and petroleum solid deposits: structural and thermodynamic state / M. Dirand, V. Chevallier, E. Provost, M. Bouroukba, D. Petitjean // Fuel. - 1998. - № 77. - P. 1253-1260. doi: 10.1016/S0016-2361(98)00032-5
  7. 7. Турбаков М.С., Чернышов С.Е., Устькачкинцев Е.Н. Анализ эффективности технологий предупреждения образования асфальтосмолопарафиновых отложений на месторождениях Пермского Прикамья // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 11. - С. 122-123.
  8. 8. Эффективность мероприятий по предупреждению образования и удалению асфальтеносмолопарафиновых отложений при эксплуатации нефтедобывающих скважин в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» / В.А. Мордвинов, М.С. Турбаков, А.В. Лекомцев, Л.В. Сергеева // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2008. - № 8. - С. 78-79.
  9. 9. Турбаков М.С. Обоснование и выбор технологий предупреждения и удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений в скважинах: автореф. дис. … канд. техн. наук. - СПб., 2011. - 24 с.
  10. 10. Ясаков Е.А., Павлов М.Л., Басимова Р.А. Исследование свойств известного (РС-Н) и разработанного деэмульгаторов для обезвоживания и обессоливания водонефтяных эмульсий // Нефтегазовое дело. - 2010. - № 2. - С. 1-13.
  11. 11. Ракитин А.Р., Фофанов Б.В., Горбунов В.Ф. Предотвращение АСПО на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Физико-химическая характеристика осложненного фонда скважин и исследование эффективности применяемых ингибиторов АСПО // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2005. - № 5-6. - С. 107-109.
  12. 12. Мурсалов Е.Г. Совершенствование метода магнитной обработки водоуглеводородных дисперсных смесей // Вестник АГТУ. - 2007. - № 6(41). - С. 49-53.
  13. 13. The Effect of Asphaltenes on the Gelation of Waxy Oils / R. Venkatesan, J. Ostlund, H. Chawla, P. Wattana, M. Nydeґn, H.S. Fogler // Energy & Fuels. - 2003. - № 17. - P. 1630-1640. doi: 10.1021/ef034013k
  14. 14. Nunez G.A. Drive to produce heavy crude prompts variety of transportation methods // Oil&Gas Journal. - 1998. - № - P. 59-68. doi: 10.1016/j.petrol.2012.03.026
  15. 15. Совершенствование устройств очистки нефтепроводов от парафина / В.Д. Гребнев, М.С. Турбаков, Е.О. Третьяков, Е.П. Рябоконь // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 8. - С. 112-113.
  16. 16. Ribeiro F.S., Souza Mendest P.R., Braga S.L. Obstruction of pipelines due to paraffin deposition during the flow of crude oils // Int. J. Hear Mass Transfer. - 1997. - Vol. 40, № 18. - P. 4319-4328.
  17. 17. Лекомцев А.В., Турбаков М.С., Мордвинов В.А. Определение глубины интенсивной парафинизации скважин ножовской группы месторождений // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 10. - С. 32-34.

Статистика

Просмотры

Аннотация - 195

PDF (Russian) - 71

Ссылки

  • Ссылки не определены.

© Хижняк Г.П., Усенков А.В., Устькачкинцев Е.Н., 2014

Данный сайт использует cookie-файлы

Продолжая использовать наш сайт, вы даете согласие на обработку файлов cookie, которые обеспечивают правильную работу сайта.

О куки-файлах