Диплом, курсовая, контрольная работа
Помощь в написании студенческих работ

Основные проблемы разработки нефтяных месторождений, осложненной коррозией, отложениями парафина и солей: На примере месторождений Республики Казахстан: Тенгиз, Карачаганак, Узень и Жетыбай

Диссертация: Основные проблемы разработки нефтяных месторождений, осложненной коррозией, отложениями парафина и солей: На примере месторождений Республики Казахстан: Тенгиз, Карачаганак, Узень и Жетыбай
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Разработана технология оптимизации общего расхода ингибиторов при регулярном контроле коррозионного состояния оборудования, учитывающая ингибирующие способности самой нефти. Согласно технологии, начиная с 1997 года, ежемесячное сокращение нормы подачи ингибиторов на 3% позволило к 2000 году уменьшить годовой расход ингибиторов с 782 т до 371,7 т. Приемлемость технологии подтверждается… Читать ещё >

Содержание

  • Глава 1. Геолого-физические характеристики и особенности разработки месторождений Казахстана: Тенгиз, Карачаганак, Узень и Жетыбай
    • 1. 1. Геолого-физическая характеристика и особенности разработки месторождения Тенгиз
      • 1. 1. 1. Геолого-физическая характеристика месторождения
      • 1. 1. 2. Свойства и состав нефти и газа
      • 1. 1. 3. Особенности разработки месторождения
    • 1. 2. Геолого-физическая характеристика и особенности разработки месторождения Карачаганак
      • 1. 2. 1. Геофизикохимическое моделирование формирования КНГКМ и прогноз нефтегазоносности Карачаганакского поднятия
      • 1. 2. 2. Состав пластовой смеси
      • 1. 2. 3. Особенности разработки месторождения
    • 1. 3. Геолого-физическая характеристика и особенности разработки месторождения Узень
      • 1. 3. 1. Особенности геологического строения
      • 1. 3. 2. Физико-химические свойства пластового флюида
      • 1. 3. 3. Способы разработки месторождения
    • 1. 4. Геолого-физическая характеристика и особенности разработки месторождения Жетыбай
      • 1. 4. 1. Структурные особенности нефтегазовых и нефтяных залежей
      • 1. 4. 2. Физико-химические свойства пластового флюида
      • 1. 4. 3. Особенности разработки месторождения. 45 1.5 Факторы, осложняющие процесс разработки месторождений
  • Глава 2. Исследование коррозионного состояния нефтепромыслового оборудования месторождений Казахстана и разработка комплексных методов коррозионной защиты
    • 2. 1. Механизм образования коррозии
    • 2. 2. Методы исследований коррозионного состояния нефтепромыслового оборудования
    • 2. 3. Анализ коррозионного состояния нефтепромыслового оборудования месторождения Тенгиз и разработка новых ингибиторов коррозии
      • 2. 3. 1. Оценка агрессивности нефтепромысловых и рабочих сред
      • 2. 3. 2. Анализ коррозионного состояния оборудования
      • 2. 3. 3. Разработка новых ингибиторов коррозии для нефтегазовых сред с высоким содержанием сероводорода и двуокиси углерода
        • 2. 3. 3. 1. Синтезирование ингибиторов на основе амидоаминов, имидазолинов и амина
        • 2. 3. 3. 2. Синтезирование ингибиторов на основе амидоаминов и аминосолей методом изомолярных соотношений
      • 2. 3. 4. Лабораторные испытания ингибиторов коррозии
      • 2. 3. 5. Промысловые испытания ингибиторов Нефтехим-1, Нефтехим-2, Север-1, Каспий-2, ИФХАНГАЗ
    • 2. 4. Анализ коррозионного состояния нефтепромыслового оборудования месторождения Карачаганак и методы коррозионной защиты
      • 2. 4. 1. Защита подземного оборудования скважин
      • 2. 4. 2. Контроль процессов коррозии оборудования и трубопроводов УКГП
      • 2. 4. 3. Система ингибиторной коррозионной защиты оборудования
    • 2. 5. Анализ коррозионного состояния нефтепромыслового оборудования месторождений Узень и Жетыбай и разработка комплексных методов защиты
      • 2. 5. 1. Технологические процессы, обусловливающие характер и интенсивность коррозионных разрушений
      • 2. 5. 2. Оценка агрессивности нефтепромысловых сред
      • 2. 5. 3. Анализ коррозионного состояния оборудования систем добычи, сбора и транспорта продукции
      • 2. 5. 4. Защитные мероприятия, осуществляемые на данной стадии разработки
      • 2. 5. 5. Разработка мероприятий по комплексной защите нефтепромыслового оборудования. 145 Основные результаты исследований
  • Глава 3. Механизм и исследование процесса возникновения и предотвращения отложений парафина в нефтепромысловом оборудовании месторождений Узень и Жетыбай
    • 3. 1. Физико-химические свойства нефтей месторождений, особенности проявления осложняющих факторов
    • 3. 2. Механизм выделения парафина в твердую фазу. Влияние параметров процесса парафиноотложения
    • 3. 3. Классификация объектов парафиноотложения
    • 3. 4. Способы борьбы с парафиноотложениями
      • 3. 4. 1. Тепловые методы
      • 3. 4. 2. Растворители
      • 3. 4. 3. Механические способы
      • 3. 4. 4. Защитные покрытия труб
        • 3. 4. 4. 1. Состав эмалей, используемых для защиты труб на месторождениях Мангышлака
        • 3. 4. 4. 2. Промысловые исследования и результаты промышленного внедрения эмалированных труб на месторождении Узень
      • 3. 4. 5. Исследование влияния физических полей на процесс парафиноотложения
        • 3. 4. 5. 1. Оборудование, методика и результаты проведения лабораторных исследований
        • 3. 4. 5. 2. Применение физических полей в процессе подготовки нефти
        • 3. 4. 5. 3. Разработка технических средств и проведение опытно-промышленных исследований
        • 3. 4. 5. 4. Магнитное поле
      • 3. 4. 6. Электроподогрев
      • 3. 4. 7. Ингибирование
        • 3. 4. 7. 1. Анализ результатов испытаний и промышленного внедрения ингибитора парафиноотложения ХТ
        • 3. 4. 7. 2. Лабораторные исследования ингибиторов парафиноотложения типа
  • МЛ, СНПХ и Диссолвана
    • 3. 4. 7. 3. Лабораторные исследования многофункциональной композиции
    • 3. 4. 8. Защита нефтепромыслового оборудования от парафиноотложения
    • 3. 5. Разработка технических средств и технологий для повышения эффективности ингибиторной защиты
    • 3. 5. 1. Метод внутритрубной деэмульсации
      • 3. 5. 1. 1. Технология применения ингибиторов парафиноотложения
      • 3. 5. 1. 2. Результаты применения метода внутритрубной деэмульсации
      • 3. 5. 1. 3. Результаты опытно-экспериментальных работ по предотвращению отложений парафина методом внутритрубной деэмульсации с применением щелевого дозатора
      • 3. 5. 2. Разработка, стендовые и промысловые испытания глубинного дозатора
  • Выводы
    • Глава 4. Механизм и исследование процесса возникновения и предотвращения отложения солей в нефтепромысловом оборудовании
  • 4. 1. Исследование механизма отложений неорганических солей
  • 4. 2. Прогнозирование отложений неорганических солей в нефтепромысловом оборудовании
    • 4. 2. 1. Геолого-физическая и геохимическая характеристика месторождений Узень и Жетыбай
    • 4. 2. 2. Гидрохимические исследования. Методика определения химического состава вод и солеотложений
    • 4. 2. 3. Прогнозирование отложений сульфатов
    • 4. 2. 4. Прогнозирование отложений карбоната кальция
  • 4. 3. Исследование состава отложений с различных объектов нефтедобычи
  • 4. 4. Характеристика объектов, работающих в условиях, осложненных отложениями неорганических солей
    • 4. 4. 1. Система добычи нефти
    • 4. 4. 2. Система внутрипромыслового сбора нефти
    • 4. 4. 3. Система подготовки нефти и утилизации сточных вод
  • 4. 5. Удаление солеотложений
    • 4. 5. 1. Удаление солеотложений из наземного оборудования
    • 4. 5. 2. Разработка и внедрение технологии удаления неорганических солей из нефтяных скважин Мангышлака
      • 4. 5. 2. 1. Лабораторные исследования
      • 4. 5. 2. 2. Промысловые испытания технологии по удалению отложений неорганических солей
  • 4. 6. Предотвращение солеотложений
    • 4. 6. 1. Общие положения предотвращения солеотложений
    • 4. 6. 2. Лабораторные исследования эффективности ингибиторов солеотложения применительно к условиям месторождений Узень и Жетыбай
      • 4. 6. 2. 1. Ингибиторы фирм «Петролайт», «Esso», «Servo», отечественные ИСБ-1,2,

      4.6.2.2 Отечественные ингибиторы: ИРЕА (БашНИПИнефть) — типа ИСБ-20, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 35, 50, 51, 215, 216, 217, 226, ИКК-9, УЛТИ, — типа 319 т, 320 т, 321 т, 322 т, 323 т, ПАФ-2, 4, 5, ИОМС, ВНИИПАВ, — типа ИС-7,1020д, Корсолин, ДОТА, ФТОА.

      4.6.2.3. Реагенты Cs-31 («3ervo»), SP-203 («Petrolite»), Корексит 7647(«Esso»), Мультиметалик (Румыния), ИСБ-11, ИСБ-40 в качестве ингибиторов солеотложений сульфата бария.

      4.6.2.4. Реагенты фирмы «Малако» (Швеция): SI 409 °F, SI 412 °F, S1 413, мХехст"(Германия): Ное Е2849, Ное Е2870, Ное Е2871, ВНИИ ИРЕА и ЧПО Химпром. в качестве ингибиторов солеотложений

      4.6.2.5. Лабораторные исследования адсорбционно-десорбционных характеристик ингибиторов солеотложений.

      4.6.3. Разработка ингибитора солеотложения в высокоминерализованных пластовых водах

      4.6.4. Примеры опытно-промышленных испытаний ингибиторов солеотложения на месторождениях Мангышлака.

      4.6.4.1. Опытно-промышленные испытания ингибитора CS-71.

      4.6.4.2. Опытно-промышленные испытания ингибитора S1−413.

      4.6.4.3. Опытно-промышленные испытания ингибитора ИСБ-1.

      4.6.4.4. Опытно-промышленные испытания ингибитора СНПХ-5301.

      4.6.4.5. Применение ингибитора Корексит — 7647 для защиты групповых установок месторождения Жетыбай.

      4.6.5. Методика определения эффективности ингибиторов солеотложения.

      4.6.6. Совершенствование способа ингибирования нефтедобывающих скважин путем закачки под давлением водного раствора ингибитора в пласт.

      4.6.6.1 Лабораторные исследования.

      4.6.6.2 Промысловые испытания способа обработки нефтедобывающих скважин осаждением ингибиторов солеотложений в пласте.

      Выводы. '

      Глава 5. Исследование факторов, влияющих на качество строительства скважин.

      5.1. Формирование физических полей при строительстве скважин и их влияние на технологический процесс.

      5.2. Электродный потенциал металлических колонн.

      5.3. Изменение свойств бурового раствора при воздействии электрического поля.

      5.4. Влияние электрических полей на цементирование скважин. 319 Основные

      выводы по результатам исследований.

      Глава 6. Добыча, сбор и транспорт нефти и газа при проявлении коррозии, отложений парафина и солей.

      6.1. Механизм влияния трех факторов (коррозия, отложения парафина и солей) на эффективность эксплуатации нефтепромыслового оборудования.

      6.2. Специфика борьбы с коррозией, отложениями парафина, солей и коррозии при одновременном их проявлении.

      6.2.1. Некоторые особенности формирования отложений в скважинах и коммуникациях.

      6.2.2. Влияние многократных кислотных обработок на работу скважин.

      6.2.3. Влияние кислотных обработок на цементный камень.

      6.2.4. Влияние электрического поля на кислотостойкость цементного камня.

      6.2.5. Влияние кислотных обработок на коррозию оборудования.

      6.3. Научно-техническое обоснование промышленных методов предотвращения коррозии, отложений парафина и солей.

      6.3.1. Разработка и область использования многофункциональных композиций поверхностно-активных веществ в нефтедобыче.

      6.3.2 Обоснование использования физических полей.

      6.3.2.1 Использование электромагнитных полей для борьбы с солепарафиновыми отложениями и коррозией в скважинах.

      6.3.2.2. Разработка виброакустического способа борьбы с солепарафиновыми отложениями в наземных коммуникациях.

      6.3.2.3. Разработка установки и методики акустического воздействия на скважину.

      6.3.2.4 Разработка техники и технологии для магнитной обработки скважинных флюидов.

      6.3.2.5. Разработка ударно-волнового способа очистки нефтепромыслового оборудования от солепарафиновых отложений.

      6.4. Разработка кислотноуглеводородных составов и многоцикловой технологии удаления солепарафиновых отложений в скважинах.

      6.4.1. Влияние ПАВ на активность солянокислотных растворов.

      6.4.2. Влияние солянокислотных растворов на карбонатные породы.

      6.4.3. Влияние асфальто-смоло-парафиновых отложений на эффективность кислотных обработок.

      6.4.4. Лабораторные испытания кислотноуглеводородных составов.

      6.4.5. Промысловые испытания кислотноуглеводородных составов и многоцикловой технологии. 406

      Выводы. 417

      Заключение

Основные проблемы разработки нефтяных месторождений, осложненной коррозией, отложениями парафина и солей: На примере месторождений Республики Казахстан: Тенгиз, Карачаганак, Узень и Жетыбай (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Актуальность проблемы.

Основными задачами нефтегазодобывающей промышленности Казахстана на современном этапе ее развития являются повышение эффективности разработки месторождений и достижение стабильности уровня добычи нефти, газа и конденсата. Успешность их решения во многом определяется эксплуатационной надежностью технологического оборудования.

Поэтому исключительно важное значение, наряду с поиском новых путей ускорения разведки и введения в разработку новых месторождений, имеют работы, направленные на выявление и исследование факторов, осложняющих процесс разработки месторождений, изучение их влияния на работоспособность нефтепромыслового оборудования и создание перспективных технологий, технических средств и реагентов для его защиты.

В Прикаспии открыты и введены в разработку уникальные по запасам месторождения — Тенгизское нефтяное, Карачаганакское НГКМ, флюиды которых представлены смесью углеводородных и не углеводородных компонентов.

Продуктивные горизонты залегают на значительных глубинах 3000.5000 м и более, пласты характеризуются неравномерным распределением различных типов коллекторов, значительными пластовыми температурами до 120 °C и аномально высокими пластовыми давлениями 81.90 МПа и газовым фактором более 600 м3/т.

Высокие, в сотни раз превышающее допустимые нормы (Ph2S=0,35 МПа, Рсо2=0,01.0,02 МПа) концентрации сероводорода (до 25% об.) и углекислого газа (до 5% об.), и возникающие в элементах конструкции большие растягивающие нагрузки обусловливают возможность появления интенсивной общей и локальной коррозии, сероводородного коррозионного растрескивания под нагрузкой (СКРН) и водородом индуцированного растрескивания (ВИР) сталей.

Отсутствие опыта эксплуатации подобных месторождений потребовало разработки новых эффективных ингибиторов коррозии и технологий для надежной защиты нефтепромыслового оборудования.

Аналогичные проблемы возникают в процессе разработки уже освоенных месторождений Казахстана (Узень, Жетыбай и др.), но они проявляются в более высокой степени.

Это объясняется несовершенством способов разработки, при которых поддержание пластового давления осуществляется путем заводнения. В пласт закачиваются морская и сточные воды, практически, без какой-либо подготовки и без разработки рациональной системы заводнения. В результате чего происходит биогенное заражение пластов, обводнение скважин (20. 90%), повышается интенсивность коррозионных процессов и проявляются новые, не менее существенные осложнения, — в виде отложений солей и парафина (АСПО) на поверхности продуктивных пород, насосно-компрессорных труб, подземного и наземного оборудования, нефтесборных коллекторов.

Наличие этих осложняющих факторов в основном обусловлено физико-химическими свойствами флюидов, термобарическими условиями добычи нефти, особенностями разработки и эксплуатации залежей.

Для обеспечения нормальной работоспособности оборудования в таких условиях требуется проведение комплексных мероприятий по его защите от негативного воздействия указанных проявлений, разработанных на основе научного анализа и экспериментальных исследований осложняющих факторов, выявления их влияния на оборудование и на технологический процесс нефтегазодобычи в целом.

В настоящей работе приводятся результаты многолетних теоретических и экспериментальных исследований, выполненных на основе такого подхода.

Они включают в себя как решения отдельных конкретных задач по подбору оптимальных ингибиторов солепарафиноотложений, разработке и промышленному освоению новых ингибиторов коррозии, так и по созданию научно-технического задела в вопросах прогнозирования и предупреждения негативных проявлений в процессе эксплуатации месторождений, разработки многофункциональных реагентов для защиты нефтепромыслового оборудования, повышения качества строительства скважин с учетом влияния физических полей, что безусловно должно иметь научное продолжение в виде фундаментальных исследований.

Цель работы.

Повышение эффективности разработки месторождений, осложненных коррозией, отложениями солей и парафина путем обеспечения высокой эксплуатационной надежности нефтепромыслового оборудования.

Основные задачи исследований.

1. Исследование факторов, осложняющих процесс разработки, и их влияния на эксплуатационную надежность оборудования на основе анализа геолого-физических и характеристик и особенностей эксплуатации месторождений Казахстана: Тенгиз, Карачаганак, Узень, Жетыбай.

2. Исследование агрессивности нефтепромысловых сред указанных месторождений, динамики их изменения и фактического состояния технологического и эксплуатационного оборудования.

3. Разработка и внедрение перспективных технологий, технических средств и эффективных реагентов для повышения эксплуатационной надежности нефтепромыслового оборудования путем обеспечения его защиты от негативных проявлений коррозии, солепарафиноотложений и за счет усовершенствования процесса строительства и крепления скважин.

Методы решения поставленных задач.

Для решения перечисленных выше проблем автором были использованы современные представления об основном коррозионном элементе и модели протекания тока в системе электролит-металл, позволившие конкретизировать направление выбора методов и средств коррозионной защиты, и по каждому методу обосновать программу подбора оптимальных параметров технологического процесса.

При синтезировании новых ингибиторов коррозии были применены метод составления композиций из амидоаминов, имидазолинов и аминов с последующей проверкой их эффективности и уточнением химической структуры и состава ингибиторов методом изомолярных соотношений амидоаминов и аминосолей.

Исследования характеристик скважин производились с помощью сепарационных установок «Порта-Тест», глубинных установок «Кастер» (США), для изучения компонентного состава газовой и жидкой фазы применялись хромотографы J1XM-90, Цвет-800 и Хром -5 (Чехия).

Критерии для оценки эффективности использования ингибиторов парафиноотложений определялись путем сравнения данных расшифровки компьютерной программы специального прибора безостановочного контроля энергетических параметров станка-качалки, полученных до и после применения реагента.

При испытаниях высокая результативность была достигнута путем использования методики ВНИИГАЗ, которая сочетает ускоренный способ отбраковки образцов с явно низкой коррозионной стойкостью (метод Одинга) с продолжением испытаний наиболее стойких образцов на специальном стенде в агрессивной среде и под постоянной нагрузкой.

Особое внимание заслуживают методы исследования влияния физических полей на отложения солей, парафина и качество крепления скважин с применением, не имеющих аналогов, лабораторных и стендовых универсальных моделей, позволяющих имитировать реальные скважинные условия, а также установки для измерения и наведения электрических полей в сочетании с современными геофизическими методами контроля качества цементирования скважин.

Научная новизна.

1. Для сред с аномально высоким содержанием сероводорода и двуокиси углерода разработана научно-обоснованная методика синтезирования ингибиторов коррозии на основе составления композиций из амидоаминов, имидазолинов и аминов и технология подбора наиболее эффективных ингибиторов из числа имеющихся реагентов.

Получены ингибиторы коррозии: Тенгиз 45/1, Тенгиз 45/2, Нефтехим-1, Нефтехим-3, эффективность которых подтверждена результатами лабораторных и промысловых испытаний, многолетней практикой их применения на промыслах.

На основании экспериментальных исследований составлены ряды эффективности применения ингибиторов в условиях с аномально высоким содержанием сероводорода по отношению: к стали API Х46:

Нефтехим-3 > ГИПХ-4 Каспий-2 > Травис С Травис 1100 В, к стали SM 90SSU:

Каспий-2 > Нефтехим-3 = ГИПХ-4 > Травис 1100В;

2. Разработаны критерии дифференциации методов коррозионной защиты в зависимости от обводненности добывающих скважин, от значимости конкретного объекта и степени коррозионного износа.

3. Уточнен и конкретизирован механизм осаждения солей на твердой подложке, разработаны методы, позволяющие на основе геолого-физических характеристик месторождения, термобарических параметров и химического состава закачиваемых вод с достаточной вероятностью прогнозировать выпадение осадка.

Научно доказана и экспериментально подтверждена возможность использования у-каротажа для оценки отложения солей в ПЗП и эффективности обработок скважины.

4. Впервые рассмотрены вопросы негативного воздействия на оборудование коррозии и солепарафиноотложений при совместном их проявлении, в результате которых:

• выявлены недостатки применяемых защитных технологий и реагентов и определены причины их низкой эффективности;

• разработаны и внедрены новые технологические растворы (защищенные патентами Республики Казахстан) для одновременного удаления солей и парафинов из ПЗП, скважинного оборудования и защиты металлических конструкций от коррозии;

• разработаны и внедрены способы повышения эффективности технологий за счет проведения обработок скважин в многоцикловом динамическом режиме;

• разработан и опробован в промысловых условиях простой и надежных метод, использующий акустические волны, передаваемые на скважину с ШГНУ по волноводу от электродвигателя станка-качалки.

5. При исследовании факторов, влияющих на качество строительства и крепления скважин, установлено и всесторонне изучено в лабораторных и промысловых условиях воздействие на технологический процесс физических полей.

Выявлены закономерности изменения свойств бурового раствора и цементного камня под действием самопроизвольно возникающих и искусственно наводимых электрических полей.

Результаты этих исследований открывают перспективу для разработки теоретических основ и создания установок наведения электрических полей и управления процессом формирования цементного камня при строительстве и ремонтах скважин.

6. В работе представлены обобщающие материалы многолетних исследований физико-химических свойств и состава нефтей, газов и закачиваемых вод, прослежена динамика их изменений, выявлены закономерности их влияния на эксплуатационную надежность оборудования, что бесспорно представляет большой научный и практический интерес для дальнейших совершенствований методов разработки указанных выше и других месторождений, осложненных коррозией и солепарафиноотложениями.

Практическая ценность и реализация результатов работы в промышленности.

Практическая ценность проведенных диссертантом научных исследований заключается в их реализации при разработке конкретных технологий, технических средств и реагентов, внедрение которых в промышленную эксплуатацию на нефтегазоконденсатных месторождениях Казахстана позволило существенно повысить эксплуатационную надежность оборудования и тем самым снизить остроту проблемы разработки месторождений, осложненных коррозией и солепарафиноотложениями.

Разработанные автором ингибиторы коррозии: Нефтехим-1, Нефтехим-3 и отраслевой руководящий документ на технологический процесс ингибирования подземного и наземного оборудования успешно применяются на промыслах Казахстана и, в частности, на месторождении Тенгиз с 1990 года, на месторождении Карачаганак с 1997 года.

В настоящее время ингибитор Нефтехим-1 выпускается по ТУ 2415−001−15 181 694 Стерлитамакским ЗАО «Каустик», Нефтехим-3 — по ТУ-38 УССР 201.479.89, г. Дрогобыч.

Разработанная диссертантом технология оптимизации общего расхода ингибиторов с учетом ингибирующих свойств самой нефти, применяемая при регулярном контроле коррозионного состояния оборудования, прошла положительные испытания на Карачаганакском НГКМ.

Согласно технологии, начиная с 1997 года, ежемесячное сокращение нормы подачи ингибиторов на 3% позволило к 2000 году уменьшить годовой расход ингибиторов с 782 т до 371,7 т.

Приемлемость технологии подтверждается удовлетворительным коррозионным состоянием оборудования на 2000 г., установленное лабораторией НК и К ЗАО «КазНИПИн ефть».

Кроме того, с участием автора разработаны на уровне изобретения и внедрены:

• новые многофункциональные технологические растворы (КУСы) для одновременного удаления солей и парафинов внутри НКТ и кольцевом пространстве скважин и защиты оборудования от коррозии;

• конструкция скважинного глубинного дозатора и специального пакера, не требующего подготовки поверхности эксплуатационной колонны под его установку;

• способ внутритрубной деэульсации (ВТД) с применением щелевого дозатора;

• способ ингибирования скважин закачкой реагента в пласт с промежуточным осаждением его в ПЗП;

• установка акустического воздействия для предупреждения солепарафиновых отложений в скважинах с ШГНУ;

• ряд ингибиторов солеосаждений;

• технологии и технические средства для предотвращения и удаления отложений солей и парафина из ПЗП, наземного и подземного оборудования, разложения водонефтяных эмульсий, повышения эффективности ингибиторов и качества цементирования с использованием физических полей;

• технология удаления сульфатных солей из ПЗП.

Апробация работы.

Основные результаты диссертационной работы докладывались на V Омской областной научно-практической конференции «Коррозия и защита металлов в химической, нефтехимической промышленности и машиностроении» (Омск, ] 988 г.), на II межобластной научно-практической конференции «Теория и практика защиты от коррозии металлических и железобетонных конструкций и оборудования» (Астрахань, 1988 г.), на Ученом совете ООО «ВНИИГАЗ» (Москва, 1990 г.), на I Международном конгрессе «Экология методологии возрождения человека и планеты Земля» (Алматы, 1997 г.).

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав, заключения и списка литературы. Общий объем работы -438 страниц машинописного текста, в том числе 180 рисунков и 123 таблицы.

Список литературы

в объеме 14 страниц включает 203 наименования.

Выводы.

1. В ходе исследований по разделу выполнены следующие работы: проведен анализ эффективности технологических растворов, применяемых для борьбы солепарафиновымии отложениями, изучено влияние различных растворов, содержащих кислоту, на состояние скважинвыявлены недостатки применяемой технологии борьбы с отложениями в нефтепромысловом оборудовании.

2. В результате обобщения и анализа выполненных работ, промысловогеофизических материалов и экспериментальных данных установлено:

— одной из основных причин снижения нефтедобычи на рассматриваемых месторождениях является отложение солей и солепарафиновых фракций в подземных и наземных коммуникациях, а также в призабойной зоне продуктивных пород;

— применяемые технологии удаления солепарафиновых отложений обладают низкой эффективностью, успешность проводимых операций не превышает 27%,.

— солепарафиновые отложения имеют различную скорость кристаллизации, зависящую от термобарических и прочих условий. Это является одной из причин неравномерности отложений внутри НКТ. Наиболее интенсивно они откладываются в интервале от 900−1000 м и до 400 м, а толщина колеблется от 0 до 12 мм;

— фракционный состав АСПО изменяется во времени и в пространстве (по глубине и площади), поэтому технологические должны корректироваться в соответствии с изменением свойств АСПО;

— наблюдается одновременное выпадение в нефтепромысловом оборудовании органических и неорганических соединений, при этом они экранируют друг друга от растворов селективного воздействия;

— все цементные камни, применяемые на Мангышлаке для изоляции заколонного пространства, в различной степени, разрушаются при контактировании с кислотными растворами.

3. На основании проведенных работ были:

— разработаны технологические растворы для одновременного удаления солей и парафинов, как внутри НКТ, так и кольцевом пространстве скважин. Разработанные растворы защищены патентом Республики Казахстан [179],.

— разработаны и испытаны способы повышения эффективности технологии за счет увеличения температуры раствора и проведения обработок в динамическом режиме,.

4.Разработанные растворы и технологии их применения позволяют решать следующие задачи:

— одновременно и эффективно растворять карбонатные соли и АСПО и тем самым существенно повышать эффективность проводимых работ по сравнению с технологией селективного воздействия;

— предохранять цементный камень от разрушения;

— предохранять от коррозии металлические конструкции,.

— на контакте с цементным камнем создавать защитную пленку, снижая при этом проницаемость заколонных каналов;

— осуществлять селективную водоизоляцию;

— сохранять и увеличивать проницаемость нефтенасыщенных пород:

5. Разработанные технологии рекомендуются для промышленного внедрения в любых регионах Казахстана, независимо от геологического строения месторождений и способов их разработки в следующих направлениях:

— удаления солепарафиновых отложений и карбонатных солей из подземных и наземных коммуникаций, восстановления проницаемости призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин.

Заключение

.

Рассмотренные в настоящей работе материалы представляют научные и экспериментальные исследования, направленные на решение актуальной проблемы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений Казахстана (Тенгиз, Карачаганак, Узень, Жетыбай), осложненных коррозией и отложениями солей и парафина, и могут быть использованы специалистами нефтяной и газовой промышленности при разработке аналогичных месторождений.

В работе на основе анализа геолого-физических характеристик указанных месторождений использован дифференцированный подход при решении поставленных задач в зависимости от значимости конкретного объекта, особенностей его разработки и условий эксплуатации.

В результате исследований установлено:

1. На месторождениях Тенгиз и Карачаганак флюиды характеризуются низкой обводненностью (до 1%). Существует потенциальная возможность коррозионного разрушения оборудования под воздействием агрессивных сред со скоростями, соответственно: 4 и 3 мм/год, обусловленная высоким содержанием в продукции сероводорода, двуокиси углерода, серы и большими рабочими нагрузками, возникающими в элементах конструкций. Используемое оборудование соответствует условиям эксплуатации. Имеются в наличии технические средства для организации коррозионного мониторинга. Проблема коррозионной защиты решена следующим образом:

1.1. Разработаны синтезированные на основе амидоаминов, имидазолинов и аминосолей ингибиторы коррозии: Тенгиз 45/1, Тенгиз 45/2, Нефтехим-1, Нефтехим-2, эффективность которых подтверждена результатами лабораторных и промысловых испытаний, многолетней практикой их применения на промыслах. Скорость коррозии при использовании данных ингибиторов составляет 0,014.0,042 мм/год при допустимой норме — 0,15 мм/год.

1.2. На основании экспериментальных исследований составлены ряды эффективности применения ингибиторов в условиях с аномально высоким содержанием сероводорода по отношению к стали API Х46:

Нефтехим-3 > ГИПХ-4 Каспий-2 > Травис С Травис 1100 В, и по отношению к стали SM 90SSU:

Каспий-2 > Нефтехим-3 = ГИПХ-4 > Травис 1100В;

1.3. Разработана технология оптимизации общего расхода ингибиторов при регулярном контроле коррозионного состояния оборудования, учитывающая ингибирующие способности самой нефти. Согласно технологии, начиная с 1997 года, ежемесячное сокращение нормы подачи ингибиторов на 3% позволило к 2000 году уменьшить годовой расход ингибиторов с 782 т до 371,7 т. Приемлемость технологии подтверждается удовлетворительным коррозионным состоянием оборудования на 2000 г., установленное лабораторией НК и К ЗАО «КазНИПИнефть».

2. На месторождениях Узень и Жетыбай нефтепромысловые и рабочие среды характеризуются высокой агрессивностью, которая вызывает интенсивную общую и локальную коррозию оборудования со коростями, соответственно: 2,4 и 0,95 мм/год. Обводненность скважин составляет 20. .90%. Одной из основных причин коррозионного разрушения скважинного оборудования является нарушение герметичности эксплуатационных колонн. Для оборудования в целом характерно не соответствие условиям эксплуатации. Большие осложнения проявляются в виде отложений солей и парафина (АСПО) на поверхности продуктивных пород, насосно-компрессорных труб, подземного и наземного оборудования, нефтесборных коллекторов. Наличие этих осложняющих факторов в основном обусловлено физико-химическими свойствами флюидов, термобарическими условиями добычи нефти, особенностями разработки и эксплуатации залежей.

Для повышения эксплуатационной надежности оборудования выполнены следующие мероприятия:

2.1. Для обеспечения возможности дифференциации методов коррозионной защиты, добывающие скважины объединены в группы с условно низкой (до 30%), средней (31.50%) и высокой (51.90%) обводненностью с учетом относительно устойчивого характера средних темпов обводненности (0,4.0,6%/год). Для каждой группы разработаны комплексные методы коррозионной защиты скважинного оборудования в зависимости от значимости конкретного объекта и их классификации по степени коррозионного износа.

2.2. В результате уточнения и конкретизации механизма осаждения солей на твердой подложке разработаны методики, позволяющие на основе геолого-физических характеристик месторождения и химического состава закачиваемых вод с достаточной вероятностью прогнозировать выпадение осадка. Доказана возможность использования у-каротажа для оценки отложения солей в ПЗП и эффективности обработок скважины.

2.3. Разработана и внедрена технология удаления сульфатных солей из ПЗП, что позволило увеличить коэффициент продуктивности скважин в 1,6. 3,5 раза. Продолжительность эффекта превышает 50 суток.

2.4. Разработан и рекомендован к внедрению целый ряд ингибиторов солеосаждений, эффективность которых экспериментально подтверждена в ходе проведения сравнительных испытаний более 50 отечественных и зарубежных реагентов. Продолжительность межочистного периода составляет 110. 130 суток.

2.5. Разработан и внедрен способ ингибирования скважин закачкой реагента под давлением в пласт с промежуточным осаждением его в ПЗП, позволяющий увеличить межочистной период в 1,6.2 раза.

2.6. В результате уточнения механизма парафиноотложения и на основе лабораторных и опытно-промышленных исследований выявлена эффективность использования физических полей для защиты оборудования от парафиноотложений.

2.7. На основе лабораторных исследований определена перспективность многофункциональных композиций типа ВРК.

2.8. Усовершенствован и внедрен способ внутритрубной деэмульсации с применением щелевого дозатора, позволяющий сократить расход ингибитора в 10 раз и увеличить межочистной период с 64 до 101 суток.

2.9 Разработана конструкция скважинного глубинного дозатора, успешно прошедшего опытно-промышленные испытания. Расход ингибитора уменьшается на 20% при безостановочной работе скважины с постоянным дебитом и обводненностью 120 суток.

2.10. Разработана и внедрена установка акустического воздействия для предупреждения солепарафиновых отложений в скважинах с ШГНУ. При ее использовании интенсивность отложений снижается в 1,5.2 раза, увеличивается межремонтный период, повышается стабильность работы скважины и уменьшается нагрузка на штанги.

2.11. Проведены исследования негативного воздействия на оборудование коррозии и солепарафиноотложений при совместном их проявлении, в результате которых:

— выявлены недостатки применяемых защитных технологий и реагентов и определены причины их низкой эффективностиразработаны новые многофункциональные растворы и композиции-КУСы (защищенные патентами РК) для одновременного удаления солей и парафинов внутри.

НКТ и кольцевом пространстве скважин и защиты оборудования от коррозии. Они позволяют одновременно и эффективно растворять карбонатные соли и АСПО, предохранять цементный камень от разрушения, снижать проницаемость заколонных каналов, осуществлять селективную водоизоляцию, сохранять и увеличивать проницаемость нефтенасыщенных пород. При этом прирост добычи нефти в результате обработки 1 скважины составляет 0,9 тыс. тонн, успешность обработок — 100%, эффективность — 75%;

— разработаны и испытаны способы повышения эффективности технологии за счет увеличения температуры раствора и проведения обработок в динамическом режиме.

3. При исследовании факторов, влияющих на качество строительства и крепления скважин, установлено, и всесторонне изучено в лабораторных и промысловых условиях воздействие на технологический процесс физических полей. Выявлены закономерности изменения свойств бурового раствора и цементного камня под действием самопроизвольно возникающих и искусственно наводимых электрических полей.

Результаты проведенных исследований [200, 202] представляют большой научно-технический задел для специалистов, занимающихся усовершенствованием технологий и методов разработки газонефтяных месторождений.

Кроме того, они открывают перспективу дальнейших научных исследований с целью разработки теоретических основ и предпосылок для создания установок наведения электрических полей и управления процессами формирования цементного камня при строительстве скважин и предупреждения осложнений в виде отложений солей и парафинов.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Жук Н. П. Курс теории коррозии и защиты металлов, -М.: Металлургия, 1976.
  2. Э.М., Низамов К. Р., Гетманский М. Д., Низамов Э. А. Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии, -М.: Недра, 1983.
  3. М.Д., Еникеев Э. Х., Рождественский Ю. Г., Фокин М. Н., Семенов Л. Д., Толкачев Ю. И. Коррозия и защита нефтепромыслового оборудования и трубопроводов в средах с высоким содержанием сероводорода и углекислого газа. М.: ВНИИОЭНГ, 1984.
  4. L.W.Jones. Corrosion and Water Technology, OGCI Publication, 1988.
  5. A.A. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее предупреждения. -М.: Недра, 1976.
  6. A.G.Ostroff, Introduction to Oilfield Water Technology, National Association of Corrosion Engineers, 1979.
  7. Corrosion Basics, National Association of Corrosion Engineers, 1984.
  8. .Д., Сартбаев M.K., Сартбаев M.K. Пористая керамика и кислотостойкие изделия на основе местных нерудных пород Казахстана, Алматы, КазНТУ, 1997.
  9. Л.И., Макаров В. А., Брыксин И. Е. Потенциостатические методы в коррозионных исследованиях и электрохимической защите. -Л.: Химия, 1972.
  10. ГОСТ 2789–73. Шероховатость поверхности. // Параметры и характеристики.
  11. ГОСТ 17 792–72. Электрод сравнения хлорсеребряный насыщенный образцовый 2-го разряда.
  12. ГОСТ 8711–78. Амперметры и вольтметры. //Общие технические условия.
  13. ГОСТ 9.905−82. Методы коррозионных испытаний. //Общие требования.
  14. М.Д., Еникеев Э. Х. Современное состояние и перспективы ингибирования нефтепромыслового оборудования в средах, содержащих сероводород и двуокись углерода. -М.: ВНИИОЭНГ, 1985. Вып. 8.
  15. М.Д., Еникеев Э. Х. Методы подбора и оценка эффективности ингибиторов коррозии для высокоагрессивных сред. -М.: ВНИИОЭНГ, 1986. Вып. 9.
  16. А.П. Ингибирование коррозии в процессах очистки природного газа от кислых компонентов: Автореферат дис. к.т.н. -М.: 1977. -16 с.
  17. .Д. Разработка новых ингибиторов коррозии для Тенгизского месторождения, Диссертация на соискание ученой степени к.т.н. -М.: 1990.
  18. А.П., Елеманов Б. Д., Антонов В. П. Коррозия вращающегося стального цилиндра в системах нефть-вода-сероводород.//Э.И. Защита от коррозии и охрана окружающей среды. -М.: ВНИИОЭНГ, 1990, № 5. с. 5.9.
  19. Э.М., Елеманов Б. Д. Оценка защитных свойств ингибиторов коррозии, применяемых на Тенгизском нефтяном месторождении.//Защита от коррозии и охрана окружающей среды.-М.: ВНИИОЭНГ, 1990. № 7, с. 15. 17.
  20. В.Ф. Дисперсность неустойчивых эмульсий. // ЖФКЭ 2978. т.51, № 4.-с. 815.819.
  21. Е.С. Ингибиторы коррозии металлов в кислых средах. //Справочник. -М.: Металлургия, 1986.-е. 173.
  22. И.И., Мелехов Р. К. Коррозионное растрескивание сталей. Киев.: Наукова думка, 1977.-265 с.
  23. М.Д., Еникеев Э. Х. Методы подбора и оценка эффективности ингибиторов коррозии для высокоагрессивных сред. -М.: ВНИИОЭНГ, 1986. вып. 9.
  24. Г. В. Влияние среды на прочность и долговечность металлов. -Киев.: Наукова думка, 1976. 126 с.
  25. В.М., Гетманский М. Д., Елеманов Б. Д. О методах определения свойств ингибиторов коррозионного растрескивания. //ФХММ. -Львов.:Наукова думка, 1990. № 2. с. 113. .114.
  26. Э.М., Гетманский М. Д. и др. Защита газопроводов нефтяных промыслов от сероводородной коррозии. М.: Недра, 1988. — 200 с.
  27. В.Ф. Эксплуатационные свойства ингибиторов коррозии. РТНС: Коррозия и защита трубопроводов, скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. № 2.-с. 12.18.
  28. Н.Е., Альтшулер Б. Н., Стурейко О. Г. и др. Методические указания по испытанию ингибиторов коррозии для газовой промышленности. -М.: ВНИИГАЗ, 1972. -35 с.
  29. Р.Н., Мацца Ф., Ройела Ж. Методы испытания на коррозию под напряжением.//Защита металлов. 1973.№ 5.-с. 515.540.
  30. Н.Е., Кемхадзе Т. В. Технические требования, предъявляемые к ингибиторам коррозии. М.: Газовая промышленность, 1977. № 1.-е. 25.28.
  31. Н.Е., Гоник А. А. Борьба с коррозией при добыче сероводородсодержащих нефтей и газов. Обзор. М.: ВНИИОЭНГ, 1974. № 8.
  32. В.М. Спутник нефтяника. //Справочная книга.-М.: Недра, 1977.
  33. В.И., Пацков В. В., Опыт внедрения и совершенствование технологии сварки эмалированных труб. // Труды КазНИПИнефть, «Совершенствование разведки и разработки нефтяных месторождений Мангышлака», 1989, вып. № 16. 4с.
  34. В.И., Штейнберг С. Н., Бакалин Ю.И./Эмалевый шликер. // а.с. № 1 393 815. Опубл. 07.05.88, Б.И.№ 17
  35. В.И., Исмамбетова П. В., Ахмеджанов М. С., Будников В. Ф., Коваленко А.И./ Фритта для безгрунтового эмалевого покрытия.// а.с. № 1 430 377. Опубл. 15.10.88
  36. А.П., Вебер В. И., Будников В. Ф., Джуламанов К. Д. Способ изготовления трубопроводов из эмалированных труб. // а.с. № 1 268 348. Опубл. 07.11.86., Б.И. № 41.
  37. А.П., Вебер В. И. Способ изготовления трубопроводов из эмалированных труб //а.с. № 1 353 549. Опубл. 23.11.87., Б.И. № 43.
  38. К.М. Методы повышения эффективности эксплуатации скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений,. Диссертация д.т.н., Бугульма, 2001, с. 186.189
  39. В.П. Эксплуатация нефтяных месторождений в осложненных условиях. -М.: Недра, 1976, С. 53.55
  40. Н.С., Семенович В. В. Некоторые проблемы нефтегазоносности Прикаспия / в сб. Геологические основы создания Прикаспийского нефтегазодобывающего комплекса. М.: Наука, 1990.-c.132.146.
  41. Борьба с отложениями парафина.// ред. Бабалян Г. А. М. Недра, 1965
  42. .Д., Сартбаев М. К., Суесинов А. К. Состояние и перспективы развития нефтегазового комплекса Казахстана. // Сб. трудов АГУ им. Абая, -Алматы.:1997,с.12.
  43. Горбунов А. Т Разработка аномальных нефтяных месторождений. -М. Недра, 1981.
  44. Г. Ф., Гарытин Н. В., Обухова Т. М. Нефти месторождений Советского Союза.-М.:1980.
  45. О.С., Шерстнев Н. М., Киинов JI.K. и др. Полимерсодержащие композиции ПАВ в нефтедобыче. -М: ВНИИОЭНГ, 1997.
  46. A.M., Лейбин Э. Л. Некоторые особенности изменения свойств нефтей месторождения Узень в процессе разработки.// Тр. КазНИПИнефть, вып.13, с. 31.36, 1986.
  47. Лабораторные изучения реологических и фильтрационных свойств нефтей месторождения Узень. Исследования эффективности вытеснения нефти водой с добавлением химреагентов // Отчет НИР № 116 (Руководитель темы В. Ф. Велихова). — Шевченко, 1978.
  48. Solution chemistry of surfactants/ Mittal К. L. ed. N. Y. — L.: Plenum Press. 1979. 1−26.
  49. SPE/DOE 17 828 presented of the SPE/DOE EOR Symposium, Tulsa, OK. April 17— 20.1988.
  50. SPE/DOE 12 639 presented at the SPE/DOE fourth Symposium on EOR. Tulsa. OK. April. 15—18, 1984.
  51. И.М. Добыча тяжелых и высоковязких нефтей— М.: Недра, 1981.
  52. А.Х., Аметов И. М., Ентов В. М., Рыжик В. М. Реологические проблемы нефтегазодобычи, // РНТС. Сер. «Нефтепромысловое дело», — М.: ВНИИОЭНГ, 1986, вып.10.-с.30.43.
  53. SPE presented at the First Annual Technical Conferense of the SPE in New Orleans, Octoder 5—8, 1986r.
  54. В.Ф. Изучение условий кристаллизации парафина в различных типах парафинистых нефтей. // Фонды КуйбышевНИПИ, 1959.
  55. В.М. Исследование фазовых переходов в нефтях и газах. // Фонды КуйбышевНИПИ, 1960.
  56. И.М. Методика обобщения результатов исследования параметров пластовой нефти. // Тр. ТатНИПИнефти, 1978, вып. 39.
  57. И.Ф. Определение температуры выпадения парафина из пластовой нефти непосредственно в пористой среде при динамических условиях. //Тр. ТатНИИ. Вып. 11.-Бугульма, 1960, -с.299.,.305.
  58. Г. Ф., Капырин В. В., Савинихина А. В. Определение условий выпадения парафина в пластах при разработке нефтяных месторождений. // Сб. трудов ВНИИ, 1974, вып.49, -С.39.49.
  59. Г. Ф., Капырин В. В., Савинихина А. В. и др. О разработке месторождений с парафинистой нефтью при режиме истощения. -М.: Нефтяное х-во, 1966.-№ 8, -С.33.36.
  60. В.М., Белоусов В. И., Безруков Е. Т. Влияние давления и газонасыщенности нефти на температуру начала кристаллизации парафина. // В сб. «Борьба с отложениями парафина. -М.: Недра, 1965. -с. 107.114.
  61. В.П. О механизме парафинизации промыслового оборудования» в сб. «Борьба с отложениями парафина. -М.: Недра, 1965.-е 50.62.
  62. H.M., Гурвич Jl.M. Булина И. Г. и др. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин. -М.: Недра, 1988, 184с.
  63. А.Д. Адгезия жидкости и смачивание. -М.: Химия, 1974. -416с.
  64. В.Е., Гаттенбергер Ю. П., Люшин С. Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. -М.: Недра, 1985.
  65. Г. А. Физико-химические процессы в добыче нефти. -М.: Недра, 1974.
  66. В.П., Сучков Б. М. Влияние некоторых факторов на отложение парафина. // В сб. «Борьбас отложениями парафина. -М.: Недра, 1965, -с. 63.72.
  67. Я. М. и др. Исследование влияния магнитного поля на отложения парафина. // НТС, сер. нефтепромысловое дело, № 7, 1963.
  68. Я. Г. Кинетическая теория жидкостей. // Собрание избранных трудов, т. 3, Изд. АН СССР, 1959.
  69. В. В. Влияние электрического и магнитного полей на кристаллизацию переохлажденного пиперина и салола. // ЖРФХО, № 4, физ., т. 58, вып. 2, 1926.
  70. Р. Я., Горский Ф. К. О линейной скорости кристаллизации в магнитном поле. //ЖЭТФ, т. 4, вып. 5, 1934.,
  71. Ф. К. Температурный ход кривой числа центров кристаллизации. // ЖЭТФ. т. 4, вып. 5, 1934.
  72. С. Ф., Рагулин В. А. О причинах снижения интенсивности отложения парафина в девонских скважинах, эксплуатирующихся гидропоршневыми насосами. //Труды УфНИИ, вып. 9—10, 1963.
  73. Г. Г., Симкин Э. М. Использование физических полей для извлечения нефти из пластов.-М.: Недра, 1985.
  74. Ю.В. Особенности парафинизации промыслового оборудования и разработка мер по борьбе с отложениями в условиях месторождений Западной Сибири. Автореферат диссертации к.т.н. //Тюмень, 1971.
  75. М.А., Саламатин А. И., Чугунов И. А. Температурные процессы в действующих скважинах. -Казань.: КГУ, 1997.
  76. А.Г., Черемисин Н. А., Шевченко Г. В. Выбор оптимальных способов борьбы с парафиногидратообразованием.// Нефтяное х-во, 9. 1997, стр.62−69.
  77. М. К. Елеманов Б.Д., Нарбеков О. Н. Использование глин и известковых отходов для производства лакокрасочных материалов и пластилина. // Бишкек-Алматы, 1997.-c.110.
  78. .Д., Сартбаев М. К. Проблемы экологического мониторинга и использования природных сорбентов в нефтегазовом комплексе. // Бишкек-Алматы, 1994, (в 3-х частях), -с.640.
  79. .Д., Сартбаев М. К., Сартбаев Map.К., Минерально-сырьевая база стройматериалов Юго-Восточного Казахстана (в 3-х частях), Алматы, 1997, -с.450.
  80. .Д., Сартбаев М. К., Сартбаев Мар.К. Комплексное использование силикатных материалов и отходов Казахстана в потребительские товары, Алматы, 1997. -с.133.
  81. Н.А. Исследование механизма образования парафиногидратных пробок в нефтяных скважинах с целью совершенствования методов борьбы с ними. // Автореферат дис.к.т.н. // Тюмень, 1991.
  82. О.С., Шерстнев Н. М., Крылов Д. А., Уголева А. В., Курбанбаев М. И., Елеманов Б. Д. Влияние физических полей на технологические процессы нефтедобычи. -М.: ВНИИОЭНГ, 2001. 235с.
  83. Р. М. и др. Зависимость степени разрушения водонефтяных эмульсий от частоты электромагнитного поля // НТС. Сер. «Нефтепромысловое дело». -М.: ВНИИОЭНГ, 1982.— № 2— с. 25.27.
  84. М. М. и др. Улучшение процесса разрушения водонефтяных эмульсий в электрических полях // НТС. Сер. «Нефтепромыслов* и дело». -М.: ВНИИОЭНГ, 1979 — № 9—с. 48.50.
  85. А. А. Подготовка нефти на месторождениях с использованием силовых полей // НТС. Сер. «Нефтепромысловое дело».- М.: ВНИИОЭНГ, 1978— № 1, — с. 11.13.
  86. Е. С., Федорова М. Г. Кристаллизация парафина в неоднородном электрическом поле // Изв. ВУЗов. Сер. «Нефть и газ».— 1975.-№ 9.— 112 с.
  87. М.К., Яковлев В. К., Клац А. Н., Елеманов Б. Д. Таганские бентониты -в дело. // ГНПО промэкологии, «Казмеханобр», Алматы, 1995, с. 243.
  88. .Д., Сартбаев М. К., Андрусевич В. И., Сарсебеков Е. К. О проблемах нефтегазоой экологии и извлечении нефти и нефтепродуктов из воды и нефтебитуминозных пород.//КазНТУ, Алматы, 1997, с. 299.
  89. .Д., Сартбаев М.К,/Безотходная очистка нефтесодержагцих и природных вод адсорбентами. КазНТУ, Алматы, 1997, с. 350.
  90. Сартбаев М. К, Елеманов Б. Д. О проблемах экологии на НПЗ и использовании природных сорбентов в Казахстане.// «Энергетика и топливные ресурсы Казахстана», Алматы, 1997, с. 120.
  91. Сартбаев М. К, Елеманов Б. Д. Безотходная биосорбционная очистка стоков глинистыми адсорбентами. // Тр. Международн. Конгресса «Вода, экология и технология» -М.: 1994, с. 7.
  92. Б. В. Воробьев в.П., Казаков В. Т. и др. Использование физических полей для предупреждения отложений парафина при добыче нефти. // Нефт. Х-во, 7−1997, С. 46.48.
  93. Е.Е. Разработка методов понижения вязкости и депарафинизации промысловых трубопроводов с использованием электрического поля. // Автореферат дис. канд. тех. наук. Ивано-Франковск, 1982 г.
  94. А.Г., Арзамасов B.JL, Михайлов В. В. и др. Устройство для электронагрева нефтескважины. //Патент РФ № 2 105 866. Опубл. 27.02.98. Бюл. № 6.
  95. А.Г., Арзамасов B.JL, Михайлов В. В., Чаронов В. Я. Устройство для электронагрева нефтескважины и очистки ее от парафина. // Патент РФ № 2 117 135. Опубл. 10.08.98. Бюл. № 22.
  96. А.Г., Арзамасов B.JI., Михайлов В. В., Чаронов В. Я. Устройство для управления электронагревом нефтескважин. // Патент РФ № 2 109 927. Опубл. 27.04.98. Б. И. № 12.
  97. .Д., Надиров Н. К., Сартбаев М. К. Безотходная технология использования нефтебитуминозных пород Казахстана. // КазНТУ, Алматы, 1997, с. 130.
  98. Гиматудинов Ш. К, Ибрагимов JI.X., Гаттенбергер Ю. П. и др. Солеотложения при разработке нефтяных месторождений, прогнозирование и борьба с ними // Уч. пособие для вузов. -Грозный, 1985.
  99. Л. X., Василихин Н. И. Выпадение труднорастворимых соединений из пластовых вод нефтяных месторождений -М.: Нефтепромысловое дело, 1982. -№ 12.
  100. А.А., Гиваризов В. И., Багдасаров Х. С., и др. Современная кристаллография (в 4-х томах). Том 3. // Образование кристаллов. -М.: Наука, 1980.
  101. Процессы реального кристаллообразования. -М.: Наука, 1977.
  102. Е.В. Пересыщенные растворы. -Л.: Наука, 1975.
  103. Е.В. Кристаллизация из растворов. -Л.: Наука, 1967.
  104. И.З., Максимов В. П., Маринин С. Н. Механизм образования отложений солей в нефтяном оборудовании. -М.: Нефтепромысловое дело, 1982. № 1, -с. 18. 19.
  105. В. Е. Гаттенбергер Ю.П., Люшин С. Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. -М.: Недра, 1986.
  106. .З., Белогорцев Г. П., Сатгарова Ф. М. Механизм отложения сульфата бария в скважинах объединения «Ставропольнефтегаз». //РНТС «Нефтепромысловое дело», 1973, № 6. -C.34.35.
  107. В., Быков Л. А. Позднышев Г. Н. Оценка склонности пластовых вод к отложению гипса в нефтепромысловом оборудовании. // Нефтяное хозяйство, М.: Недра, 1980, № 2. -С.39.41.
  108. И. 3. и др. Влияние поверхностного натяжения и температуры на отложение солей в нефтепромысловом оборудовании. -М.: Нефт. хоз-во, 1979. № 3. -с. 12.14.
  109. Р.И., Зенкин А. И., Рязанов Б. В., и др. Распознавание солеобразующей способности нефтяных скважин по эксплуатационным признакам. //НТС «Проблемы нефти и газа Тюмени». 1973, вып.38. с. 39. .41.
  110. Р.И., Зенкин А. И., Рязанов Б. В., и др. Прогнозирование процесса солеобразования при эксплуатации нефтяных скважин. // НТС «Проблемы нефти и газа Тюмени». 1979, вып. 42. с. 42.44
  111. С.Б., Золоев О. Т., Ибрагимов JI.X. О прогнозе солеобразования при разработке месторождений. -М.: Нефтепромысловое дело, 1981. № 12, с. 11. .13.
  112. В.Е., Маслянцев Ю. В. Влияние систем воздействия на солеобразование в нефтяных скважинах. -М.: Нефтепромысловое дело, 1977. № 10, с. 3.7.
  113. С.Е. и др. Геология и нефтегазоносность Южного Мангышлака. -Алма-Ата.: Недра, 1967.
  114. А.Н. Физические свойства юрских отложений Южного Мангышлака. -Алма-Ата.: Наука, 1973.
  115. С.Ф., Глазков А. А., Галеева Г. В. и др. Отложения неорганических солей в скважинах, призабойной зоне пласта и методы их предотвращения. /ЮИ, серия «Нефтепромысловое дело», -М.: ВНИИОЭНГ, 1983.-е. 100.
  116. М.Х. Отложения радиоактивных солей в нефтяных скважинах. //Нефтяное хозяйство. -М.: Недра, 1973. 31.с.64.67.
  117. L.W. Jones- «Corrosion and Water Technology,» OGC1 Publications, 1988.
  118. H.L.Skillman, J.P.McDonald, H.A.Stiff- «A Simple, Accurate, Fast Method for Calculating Calcium Sulfate Solubility in Oilfield Brines», API Paper No. 906−14−1, 1969
  119. A.G.Ostroff- Introduction to Oilfield Water Technology, National Association of Corrosion Engineers, 1979.
  120. О.С., Крылов Д. А., Курбанбаев М. И., Елеманов Б. Д. Влияние геолого-технологических факторов на качество крепления скважин. -М.: ВНИИОЭНГ, 2001.
  121. И. М., Шерстнев Н. М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин.— М.: Недра, 1989.— с. 137. .138.
  122. В. М., Деркач Г. И. Электрические и магнитные свойства буровых растворов, их использование для повышения эффективности бурения. // Тез. докладов Республик, научно-техн. конференции молодых ученых.— Ташкент.: 1974 г. // Р. Ж. «Горное дело», 1975.
  123. В. И. и др. Аномальные электромагнитные поля пластовых тел.— М.: Недра, 1977.
  124. Л. П. Основы геоэлектрики.— Л.: Недра, 1965.
  125. У. Д. и др. Об электрической природе затрубных проявлений и межпластовых перетоков газа. //Разработка газовых месторождений // Тр. СредАзНИИ, 1969.
  126. Л. К. Электрические явления и их влияние на процессы, протекающие при бурении скважин -М.: Нефтяная и газовая промышленность, 1975— № 5— С. 15. 19.
  127. Ю. Б. Влияние магнитных полей на глинистые суспензии и глины.— М.: Недра, 1978.
  128. А. С., Хариев И. Г. Окислительно-восстановительный потенциал буровых и тампонажных растворов -М.: Нефтяная и газовая промышленность. //"Техника», 1978.
  129. С. А. Естественные, электрохимические процессы при бурении и креплении скважин. // Бурение.— 1980.— № 11.
  130. А. С. Электрокинетические явления при бурении и креплении скважин // Нефт. хозяйство 1980 № 6.
  131. А. С. Электрическая природа осложнений в скважинах и борьба с ними,-М.: Недра, 1980.
  132. А. С. и др. Электрическая обстановка в скважинах при бурении и креплении. -М.: Нефтяное хозяйство, 1980 № 4.
  133. М. К. Уразбаев С.С., Елеманов Б. Д. и др. Неметаллические полезные ископаемые Казахстана и пути их использования. // АО «Алатау», Алматы, 1994, с. 500.
  134. Ибрагимов J1.X. Теория и практика управляемого воздействия на призабойные зоны скважин с целью интенсификации добычи нефти.//Диссертация д.т.н. -М.: 1996.
  135. И. 3., Максимов В. П., Маринин С. Н. Механизм образования отложений солей в нефтяном оборудовании // Нефтепромысл. дело. -1982. -№ 1. -С. 18−19.
  136. В. А. и др. Аполярные реагенты и их действие при флотации. -М.: Наука, 1968. -208 с.
  137. В. А. Основы физикохимии флотационных процессов. -М.: Недра, 1980. -465 с.
  138. Я.И. Статистическая теория конденсации, ассоциации и полимеризации // ЖЭТФ. -1939. -Т.9. -№ 2. -с. 199.
  139. В.П. Механизм образования смоло парафиновых отложений и борьба с ними. -М.: Недра, 1970. -190с.
  140. И.И., Дмитриев Г. Т., Пикелов Ф. И. Гидравлика. M. J1. -М.: Энергия, 1964.С.341.
  141. С.С. Влияние состава ПАВ на прочность контакта минеральных частиц и пути его регулирования. //Узбек, хим. журн. -1978. -№ 4. -С. 24.29.
  142. РД., Берман А. Б. Нейман B.C., Участкин Ю. В. Пути увеличения производительности основных продуктивных горизонтов на Газлинском месторождении //В сб. Интенсификация добычи газа из газовых скважин.-М.: ЦНТИ Мингазпрома, 1966.-с. 154.
  143. М.А. Повышение производительности скважин Карачаганакского ГКМ//Газовая промышленность, 1987.-№ 9. С. 34.35.
  144. В.Н., Поздеев О. В. Вопросы повышения эффективности кислотных составов для обработки скважин.- М. ВНИИ орг., управл. и экономики нефтегазовой промышленности.-1992.-е. 52.
  145. П.И., Богуслаев В. А., Квитчук К. К. Способ обработки обработки призабойной зоны пласта. //Патент РФ № 2 103 477. Опубл. 27.01.98. БИ № 3.
  146. В.А. Совершенствование методов химического воздействия на пласт при интенсификации притоков и освоении глубоких скважин. -М.:ВНИИГАЗ, 1993.-с.134. 137.
  147. Н.М., Гурвич JI.M. Многофункциональные композиции поверхностно активных веществ в нефтедобыче.-М.:// Сб. науч. трудов ВНИИнефть, 1993, 117, с. 206.223.
  148. В.Е., Гаттенбергер Ю. П., Люшин С. Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. -М.: Недра, 1985.
  149. А.Ф., Нестерова М. П. Применение поверхностно-активных веществ для очистки емкостей от остатков нефтепродуктов // ЖВХО им. Д. И. Менделеева. T. XI, 4, 1966.-С. 408.413.
  150. П.А. Поверхностные явления в дисперсных системах. Коллоидная химия. //Избр. труды.-М.: Наука, 1987.-368 с.
  151. Л.Х., Мищенко И. Т. Интенсификация добычи нефти.-М.: Нефть и газ, 1996.-477с.
  152. Испытание ингибиторов отложения солей на основе комплексонов. -М.: Нефтяное хозяйство, 1982.-№ 7.-с.53.
  153. Состав для предотвращения отложения солей. // А.с. № 724 550 СССР. Опубл. 30.03.80. Б.и. № 12.
  154. Способ предотвращения отложения неорганических солей. II А.с. № 541 973 СССР. Опубл. 1977. Б.и. № 1.
  155. Состав для удаления отложений гипса. // А.с. № 814 895 СССР. Опубл. 08.81. Б.И. № 11.
  156. Состав для предотвращения отложений неорганических солей. // А.с. № 990 784 СССР. Опубл. 11.02.83. Б.и. № 3.
  157. Д.С., Пагуба А. И. Применение ингибиторов отложения солей на нефтяных месторождениях Мангышлака. -М.: Нефтяное хозяйство, 1980.-№ 3.-с.67−68.
  158. В.Н., Хадыкин В., Дытюк JI.T., Самакаев Р. Х. Предотвращение солеотложения на установках регенерации метанола ОГКМ. -М.: Газовая промышленность, 1981 .-№ 12.
  159. В.Е., Емков А. А. Транспорт вязких нефтей с пристенным слоем водного раствора ПАВ. М.: ВНИИОЭНГ, 1982. — 38 с.
  160. П.А. Научные основы составления композиций поверхностно-активных материалов //ЖВХО им. Д. И. Менделеева. Т. XI, 4, (1966). С. 381−387.
  161. Методы и средства борьбы с нефтяным загрязнением вод Мирового океана. // Проблемы химического загрязнения вод Мирового океана. Т. 8, под ред. М. П. Нестеровой. JI.: Гидрометеоиздат, 1989. — 207 с.
  162. Поверхностные явления и поверхностно-активные вещества // Справочник // Под ред. А. А. Абрамзона и Е. Д. Щукина. JL: Химия, 1984. — 392 с.
  163. Г. Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий. М.: Недра, 1982. -221 с.
  164. Н.М., Гурвич Л.М., Булина И. Г. и др. М.: Недра, 1988. — 184 с.
  165. П.А. Поверхностные явления в дисперсных системах. // Коллоидная химия: Избр.тр. М.: Наука, 1987. — 368 с.
  166. М.Г. Исследование электризации газонефтяного потока. // в сб. Борьба с отложениями парафина. -М.: Недра, 1965. -с. 154. 157.
  167. В.И., Лыкин М. С., Хавкин А. Я. Особенности зарядовых взаимодействий при многофазовой фильтрации в нефтяных пластах. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.-М.: 1995, 10.С.37.39.
  168. М.С., Симкин Э. М., Мортвичев Д. В. Особенности поляризации нефтяных коллекторов при действии постоянного электрического тока. // ЭИ. Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений.// М.: ВНИИОЭНГ, 1990, 7, -с. 22.30.
  169. А. Д. Экспериментальная оценка эффективности воздействия магнитного поля на поток тяжелых нефтяных эмульсий. -М.: Нефт. хоз-во, 1987, № 12. -с. 55. .57.
  170. Ю. В., Друлавин К. С. Магнитные свойства нефтей.- М.: Наука, 1979.
  171. О.С., Крылов Д. А., Елеманов Б. Д. Устройство для облучения пластового флюида постоянным магнитным полем. Патент РК № 2001/0459.1. Заявл.02.04.2001.Полож. решение 13.07.2001.
  172. О.С., Крылов Д. А., Елеманов Б. Д. Способ облучения пластового флюида магнитным полем и источник магнитного поля. Патент РК № 2001/0461.1. Заявл.02.04.2001. Полож. решение 13.07.2001.
  173. А.И. О физической сущности процессов разрушения горных пород взрывом. // В кн. Вопросы теории разрушения горных пород взрывом. М.: АН СССР, 1953.
  174. К. К., Беляев А. Ф. Теория взрывчатых веществ. -М.: Оборонгиз, 1960. -с.595.
  175. К., Персон П. Детонация взрывчатых веществ. — М.: Мир, 1973. 352 с.
  176. В.Н., Чапланов П. Е., Поздеев О. В. Поверхностно-активный стабилизированный кислотный состав. -М.: Нефтяное хозяйство, 1994.-№ 1.-с.27.30.
  177. Е.В., Мордвинов А. А., Урсегов С. О. Разработка рецептуры проникающего раствора соляной кислоты. -М.: Изв. Вузов. Нефть и газ, 1997.№ 3.-с.42.45, 117.
  178. С.Г. Условия и методы повышения эффективности обработок призабойных зон скважин. -М.: Нефтяное хозяйство, 1996.-№ 10.-с.32.34.
  179. Р.Г., Ганиев P.P. Технология интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов с использованием кислотных дисперсий и микроэмульсий М.: Нефтепромысловое дело, 1997.-№ 4,5. -с. 24. .28.
  180. Композиция для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин. // Патент РФ № 2 109 937. // АОЗТ «Химеко-Ганг». Опубл. 27.04.98. БИ№ 12.
  181. А.И. Влияние добавок неонола АФ9−12 на степень растворения забойных отложений и керна продуктивных горизонтов композиционными кислотными растворами.-М.: Нефтепромысловое дело, 1996.-№ 2.-с.20.24.
  182. А.И., Крылов Д. А., Усов С. В. Состав для кислотной обработки скважин и способ его приготовления. // А.С. № 1 774 005 СССР. Опубл. 07.11.92. БИ № 41.
  183. В.И., Сучков Б. М., Каменщиков Ф. А., Богомольный Е. И. Повышение эффективности кислотных обработок призабойной зоны пласта, осложненного отложениями парафина -М.: Нефтяное хозяйство, 1994. № 1, — с. 46.,.49.
  184. Гаевой Е.Г.,. Каюмов JI. X, Крянев Д. Ю. Композиция для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин. // Пат. РФ № 2 116 679 Опубл. 10.05.98. Б.И. № 13.
  185. Валеева Т.Г.,. Ефремов А. И.,. Хлебников В. Н. Состав для кислотной обработки скважины или призабойной зоны пласта. // Пат. РФ № 2 100 586. Опубл. 27.12.97. Б.И. № 36.
  186. Т.Г., Ефремов А. И., Эндюськин В. П. Состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта. // Пат. РФ № 2 119 047. Опубл. 20.09.98. Б.И. № 26.
  187. P.P., Рамазанов Р. Г., Шелепов В. В. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта. // Пат. РФ № 2 117 150. Опубл. 10.08.98. Б.И. № 22.
  188. Ю.Л., Арефьев Ю. Н., Галимов P.P. Технология обработки призабойной зоны и освоения горизонтальных скважин в карбонатных коллекторах с применением кислотной композиции. -М.: Нефтепромысловое дело, 1966.-№ 7.-с.14. 17.
  189. P.P., Саушин А. З., Самакаев Р. Х. Предотвращение образования вторичных осадков при кислотных обработках скважин // Обз. инф. сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.:ВНИИЭГАЗпром. 1989.-вып.И.-с.31.
  190. О.С., Елеманов Б. Д., Рудская Л. П., Терина Л. А., Сизиумова В. Н. Эмульсия для восстановления продуктивности нефтяных скважин. // Патент РК № 2001/0456.1. Заявл.02.04.2001.
  191. .Д. Проблемы разработки месторождений Казахстана. -М.: НИПИнефтегаз, 2002. -с.610.
  192. .Д. Многофункциональные кислотно-углеводородные составы: опыт разработки и применения в Казахстане. -М.: Нефтяное хозяйство, 2002, № 6, с. 100. 103.
  193. .Д. Влияние физических полей на качество строительства и крепления скважин. -М.: Нефтяное хозяйство, 2002, № 7, с. 90.93.
  194. .Д. Использование физических полей для снижения интенсивности асфальтосмолопарафиновых отложений. -М.: Нефтяное хозяйство, 2002, № 7, с. 125.127.
  195. Принятые сокращения и обозначения.
  196. Ак амплитуда волны по колонне при акустическом каротаже.
  197. АККЦ акустический контроль качества цементирования.
  198. АКЦ акустическая цементометрия.
  199. АСПО асфальто-смоло-парафиновые отложения.
  200. БКНС блочная кустовая насосная станция.
  201. БКНУ блочная кустовая нагревательная установка.,
  202. В/Ц соотношение вода-цемент.
  203. ВИР водородом индуцированное растрескивание.
  204. ВМС водо-метанольные смеси.
  205. ВНК водо-нефтяной контакт.
  206. ВПЗ высокопродуктивные зоны залежи.
  207. ВРК водорастворимая композиция.
  208. ВУВЭ водно-углеводородная эмульсия.1. ВУС вязко-упругий состав.1. ГЖС газожидкостная смесь.
  209. ГЗУ групповая замерная установка.1. ГК радиоактивный каротаж.
  210. ГНК газо-нефтяной контакт.1. ГР гуматный раствор.1. ГРП гидроразрыв пласта.
  211. ГУ групповые установки «Спутники».1. ДЭА диэтаноламин.1. ДЭТА диэтилентриамин.
  212. КМА магнетитовый концентрат комбината «КМА-руда». КМЦ — карбоксилметилцеллюлоза,
  213. КНГКМ Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение
  214. КОМ кубовый остаток морфолина.
  215. КРН коррозионное растрескивание под напряжением.
  216. КРС капитальный ремонт скважин.
  217. КС кажущееся удельное сопротивление пластовой среды.
  218. КУС кислотно-углеводородный состав.
  219. Кц коэффициент качества цементирования.
  220. КЧ кислотное число, — число мг КОН, необходимое для нейтрализации свободныхкислот, содержащихся в 1 г данного вещества.
  221. JITM легкое талловое масло.
  222. НКТ насосно-компрессорные трубы.
  223. НПЗ низкопродуктивные зоны залежи.1. ОК олеиновая кислота.1. ПАА полиакриламид.
  224. ПАВ поверхностно-активные вещества.
  225. ПГР полимергуматный раствор.
  226. ПЗП призабойная зона пласта.
  227. ПИНС пленкообразующие ингибирующие нефтяные составы.
  228. ПО подземное оборудование.
  229. ППД система поддержания пластового давления.
  230. ПРС подземный ремонт скважин.
  231. ПС естественный потенциал электрического поля.
  232. ПХКР полимерхлоркалиевый раствор.1. ПЦТ портландцементрН отрицательный логарифм концентрации водородных ионов в г-ион/л. СВБ — сульфатвосстанавливающие бактерии. СКО — соляно-кислотная обработка.
  233. СКРН сульфидное коррозионное растрескивание под напряжением (водородное).
  234. СНС статическое напряжение сдвига раствора.1. СП ТШО СП Тенгизшевройл, 1. УС углеродистые стали.1. УЩР углещелочной реагент.
  235. ФК фазокорелляционные диаграммы.
  236. ХКРН хлоридное коррозионное растрескивание под напряжением. ЦЭДА — цианэтилендиамин.
  237. ШГНУ штанговая глубинная насосная установка.
  238. ЩПЦС шлакопортландцементная смесь.1. ЭП электрическое поле.
  239. ЭХЗ электрохимическая защита.
  240. ЭЦН погружной электроцентробежный насос.
  241. ЯРМ метод ядерно-магнитного резонанса.
Заполнить форму текущей работой

На отлично!