Исследование проявления и предупреждения техногенных эффектов в добывающих скважинах с отложениями солей: на примере месторождения "Белый Тигр" тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Нгуен Куок Зунг

• Нгуен Куок Зунг
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Нгуен Куок Зунг

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ИССЛЕДОВАНИЕ СОВРЕМЕННОГО ОПЫТА РАБОТ

ПО УДАЛЕНИЮ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1.1. Общие понятия о проблеме

1.2. Сущность процессов солеотложения при эксплуатации, обработке

и транспортировке нефти и газа

1.2.1. Минеральный состав солеотложений

1.2.2. Основные причины, приводящие к образованию солеотложений в системах транспорта нефти и газа

1.3. Влияние различных факторов на процессы солеотложений

1.3.1. Влияние условий движения потока

1.3.2. Влияние состава нефти на солеотложение

1.4. Влияние солеотложения на процессы добычи, обработки и транспортировки нефти

Выводы по главе 1

ГЛАВА 2. ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТОЯНИЯ ПРОБЛЕМЫ ОТЛОЖЕНИЯ СОЛЕЙ НА ВНУТРИСКВАЖИННОМ И ПРОМЫСЛОВОМ ОБОРУДОВАНИИ ОБЪЕКТОВ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ ТИГР» СП «ВБЕТСОВПЕТРО»

2.1. Систематизация результатов исследований минерального и химического составов и структуры солеотложений, отобранных на скважинах,

из оборудования системы сбора и транспортировки нефти СП «Вьетсовпетро»

2.2. Существующие методы контроля и предотвращения солеотложения, применимые для месторождения «Белый Тигр»

2.2.1. Классификация методов предотвращения образования солеотложений,

их преимущества и недостатки

2.2.2. Сущность группы физических мероприятий

2.2.3. Сущность группы химических мероприятий

Выводы по главе 2

ГЛАВА 3. ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НОВЫХ

СОСТАВОВ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ ИЗ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ ТИГР»

3.1. Исследование по подбору химреагента на основе уксусной и муравьиной

кислот для удаления отложений СаСОз

3.2. Исследование способности к растворению отложений СаСОз химреагентами DMC-ICa и DMC-2Ca

3.3. Исследование коррозионной активности и подбор коррозионных ингибиторов

для химреагента DMC-2Ca

3.4. Исследование по подбору рецептуры химреагентов на основе хелатных соединений EDTA для удаления отложений карбоната кальция СаСОз

3.5. Исследование способности химреагента Descale 1 к растворению

отложений СаСОз

Выводы по главе 3

ГЛАВА 4. РАСЧЕТ НЕОБХОДИМОГО ОБЪЕМА ХИМРЕАГЕНТОВ

И ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕТОДА ЗАКАЧКИ

4.1. Расчет необходимого объема химреагентов

4.2. Выбор метода закачки химреагентов

4.3. Влияние химреагентов на пласт

4.4. Влияние химреагентов на людей и окружающую среду

Выводы по главе 4

ГЛАВА 5. ИССЛЕДОВАНИЕ ПОСЛЕДСТВИЙ ОТЛОЖЕНИЯ СОЛЕЙ

НА СТЕНКАХ СТВОЛА СКВАЖИНЫ ДЛЯ УСЛОВИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ ТИГР»

5.1. Численная оценка снижения дебита жидкости и потерь давления

в зависимости от степени проявления солеотложений

5.2. Промысловые испытания составов и технологии удаления солеотложений из насосно-компрессорных труб скважин месторождений

СП «Вьетсовпетро»

5.3. Оценка экономической эффективности от внедрения техники и технологии очистки от солеотложений добывающих скважин

Выводы по главе 5

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование проявления и предупреждения техногенных эффектов в добывающих скважинах с отложениями солей: на примере месторождения "Белый Тигр"»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

В условиях перехода большинства нефтяных месторождений СП «Вьетсовпетро», например «Белый Тигр», на позднюю стадию разработки отрицательные проявления техногенных эффектов на работу скважинного оборудования и технологические режимы отбора увеличились, прежде всего, за счет отложения солей в подъемных трубах. Это стало причиной необходимости исследования механизма отложения солей и разработки технологии предупреждения их образования. Основная причина образования связана с закачкой для поддержания пластового давления морской воды и ее смешением с пластовой водой олигоцена, протекающих в различных термодинамических условиях, что предопределило образование твердых включений солей и их отложение в трубах. Рассматриваемая работа направлена на изучение этой проблемы, поэтому её актуальность и разработка технологий по предупреждению отложения солей является достаточно обоснованной и востребованной в промысловых условиях.

Цель работы - путем исследования механизма образования и разрушения солевых отложений в подъемных трубах скважин и на забое разработать технологии предупреждения и подавления солеобразования.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Оценка состояния изученности проблемы и применяемых технологий борьбы с солеотложением на месторождении «Белый Тигр»;

2. Изучение структуры и составов осадков солей в системе «заводнение - отбор продукции из пласта»;

3. Исследование и выявление основных видов осложнений и их влияния на работу оборудования скважин и технологические режимы отбора продукции;

4. Лабораторные исследования по разрушению твердых осадков солей композициями химреагентов;

5. Разработка технологий предупреждения и разрушения отложений солей в скважинном оборудовании;

6. Испытание и внедрение разработанных технологий по разрушению солевых отложений в промысловых условиях.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач базируется на применении аналитических методов и анализе данных лабораторных исследований по определению эффективности разрушения

солевых отложений, на численных методах решения уравнений Навье-Стокса и математическом моделировании движения многофазных смесей в вертикальных трубах с использованием современных гидродинамических симуляторов.

Научная новизна результатов работы:

1. В условиях проявления техногенных эффектов на режимы добывающих скважин установлена и сформирована концепция по механизму образования солеотложений от совместного взаимодействия ионов солей морской и пластовой вод олигоцена и представлены технологические решения по удалению их из подъемных труб путем воздействия на добываемую жидкость композицией химреагентов;

2. Разработана методика и создана установка для изучения кинетики растворения солей с добавкой химреагентов различных марок в многовариантных значениях соотношения массы солей и расхода химреагентов во времени и оптимизирован процесс растворения солей реагентами DMC-2Ca и Descale 1 в соотношениях V/S = 2,5...6,5 в интервалах времени 1,5. ..2,0 ч и 5,5. ..6,0 ч соответственно;

3. По результатам изучения механизма отложения солей в подъемных трубах и их размеров численно исследованы на модели труб изменения потерь напора на сужениях сечений от отложения солей и определены прогнозные пределы снижения, которые составили 310...350 Па/м;

4. По результатам опытных работ на скважинах и лабораторных исследований установлены периодичность обработки и расходы химреагентов Descale 1 и DMC-2Ca для скважин месторождения «Белый Тигр».

На защиту выносятся:

1. Методика исследования и результаты определения предельных значений соотношения массы солей и расхода композиции химреагентов во времени в подъемных трубах;

2. Методика определения значений дополнительного сопротивления и потерь напора от отложения солей на модели труб;

3. Технология удаления солеотложений из подъемных труб композицией химреагента на базе Descale 1 и DMC-2Ca.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Результаты разработанных рекомендаций по предупреждению отложения солей и их удалению в виде комплексной технологии реализованы на скважине № 910/МСП 9 (на месторождении «Белый Тигр») путем закачки композиции химреагентов Descale 1 и DMC-2Ca с добавкой ПАВ-NPIO, в результате достигнут прирост дебита скважины в объеме 65 т/сут с одновременной очисткой забоя скважины от загрязнения.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах ГУП «ИПТЭР» (г. Уфа), на Международных научно-практических конференциях «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепроводов и газа» в рамках Международных специализированных выставок «Газ. Нефть. Технологии» (г. Уфа, 2012 г., 2014 г.), на XII Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках XII Российского энергетического форума (г. Уфа, 2012 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 9 научных трудах, в том числе в 2 ведущих рецензируемых научно-технических журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Личный вклад автора

В рассматриваемых исследованиях, выполненных в соавторстве с коллегами, автору принадлежат постановка задач, их решение, обобщение полученных результатов, организация промысловых экспериментов на скважинах и их анализ.

Автор выражает глубокую благодарность специалистам СП «Вьетсовпетро»,

сотрудникам института «НИПИморнефтегаз», а также сотрудникам ООО

НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа) за внимание и полезные советы, высказанные в процессе работы над диссертацией.

ГЛАВА 1. ИССЛЕДОВАНИЕ СОВРЕМЕННОГО ОПЫТА РАБОТ

ПО УДАЛЕНИЮ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1.1. Общие понятия о проблеме

Под термином «солеотложение» в практике нефтедобычи подразумевается физическое отложение солей на стенках внутрискважинного оборудования с примесями частиц коррозии и вынесенного материала горной породы. Кроме того, отложение солей может происходить и непосредственно в призабойной зоне скважин, что влечет за собой значительное снижение притока пластовых флюидов к забою. Структуры, составы отложений и условия их возникновения на разных месторождениях различны. Поэтому и меры борьбы также многообразны [10]. Основными методами борьбы с образовавшимися солевыми отложениями являются химические методы, т.е. применение различных растворителей с последующим удалением продуктов реакции. Солевые отложения образуются не только в фонтанных трубах, но и в системе сбора и подготовки нефти и газа на поверхности. В зависимости от солевого состава пластовых вод и интенсивности отложения солей применяют различные ингибиторы, т.е. химические добавки, полученные на основе фосфорорганических соединений. Ингибиторы вводят в поток в дозах, составляющих несколько граммов на 1 м3 пластовой жидкости. Ингибиторы позволяют удерживать в растворе ионы металлов, предотвращая отложения. Плотные осадки удаляют растворами гидроокисей. Образующиеся при этом гидроокиси кальция представляют собой рыхлую массу, которая легко разрушается при действии раствора соляной кислоты. Для предотвращения выпадения солей в пласте нагнетаемые воды проверяют на химическую совместимость с пластовыми водами и их обрабатывают перед закачкой в пласт соответствующими ингибиторами.

Проблема борьбы с солеотложениями в процессе разработки нефтяных месторождений и эксплуатации скважин является сегодня достаточно серьезной и привлекает внимание многих специалистов всех нефтедобывающих стран [6-8, 48-60].

1.2. Сущность процессов солеотложения при эксплуатации, обработке и транспортировке нефти и газа

1.2.1. Минеральный состав солеотложений

Лабораторные исследования многих авторов показывают, что солеотложения, возникающие при добыче и первичной обработке нефти на нефтяных месторождениях различаются по минеральному составу и структуре. Их минеральный состав зависит от

химического состава попутных вод, термобарических условий, от условий эксплуатации и от некоторых других факторов.

Минеральный состав солеотложения сложен [25, 27, 63, 77] и может изменяться во времени в зависимости от режима эксплуатации. В начальной стадии эксплуатации месторождений распространенными составами солеотложения являются следующие соли: кальцит - СаСОз , гипс - СаБС^ -2^0, сульфат кальция - СаБС^, сульфат бария - Ва804, сульфат стронция - 8гБ04 в виде минерала целестина, хлорид натрия - ЫаС1. На поздней стадии эксплуатации появляются некоторые типы солей сульфита, среди них наиболее распространенным является сульфит железа - РеБ. Кроме распространенных минералов, указанных выше, состав отложений неорганических солей может включать в себя другие неорганические минералы, такие как MgCOз, MgS04, Са(ОН)г, М§(ОН)2, Ре(ОН)3, 8102, СаРг и некоторые органические материалы: асфальтены, смолы, парафины, некоторые ароматические соединения, высокомолекулярные вещества.

Известно, что солеотложения имеют разнообразную структуру [10, 11]. По структуре солеотложения разделяют на: солеотложения с кристаллической структурой микрочастиц, солеотложения с плотной слоистой структурой различных степеней кристаллизации, содержащей органические вещества, солеотложения с кристаллической структурой макрочастиц и солеотложения с рыхлой структурой.

Солеотложения с кристаллической структурой микрочастиц обычно образуются на лопатках рабочих колес насосных агрегатов, на крышках клапанов, в трубопроводах, в регулирующих клапанах. К этому типу обычно относятся высокотемпературные солеотложения (образующиеся на поверхности теплообменных труб, оборудования отделения нефти от воды). В общем, слоистая структура солеотложения не заметна из-за целостности массы. Солеотложения, имеющие структуру этого типа, распространены незначительно. На рисунке 1.1 представлено изображение солеотложения в трубопроводах оборудования для обработки сырой нефти на месторождении «Белый Тигр» СП «Вьетсовпетро». Это месторождение является уникальным по своей природе -фундамент месторождения «Белый Тигр» представлен магматическими породами преимущественно гранитоидного состава [14, 15, 29-34, 73, 74]. Изученные во вскрытых разрезах граниты можно разделить на калиево-натриевые граниты с высоким содержанием калиевых полевых шпатов, на граниты с близким соотношением содержания калиевого полевого шпата и плагиоклаза и преимущественно плагиоклазовые граниты. Таким образом, гранитоидный фундамент месторождения «Белый Тигр» характеризуется широким спектром петротипов пород, что непосредственно повышает вероятность

проявления солеотложений. На месторождении «Белый Тигр» водонефтяной контакт не вскрыт и вода при освоении скважин не получена, при этом сами гранитоиды обезвожены.

Солеотложения со слоистой структурой являются наиболее распространенными. По своей структуре слой солеотложения, находящийся в непосредственной близи от стенки трубопровода, представляет собой слой кристаллов с микроструктурой вперемежку с органическими веществами, а по мере удаленности от этого слоя в солеотложениях присутствуют слои кристаллов размола (мелкого размера) и слои кристаллов крупного размера с игольчатой структурой.

Рисунок 1.1— Солеотложение в трубопроводах оборудования для обработки сырой нефти на месторождении «Белый Тигр»

В поперечном сечении солеотложение в трубе обычно имеет форму цилиндра с направлением развития кристаллов от боковой поверхности к центру. Солеотложение этого типа часто наблюдается в НКТ и в устьевом оборудовании скважин. По условиям термодинамики, это солеотложение может относиться к типу среднетемпературных солеотложений. Пример солеотложений, образующихся на внутренней поверхности НКТ, описанный в [63], представлен на рисунке 1.2.

Солеотложения с рыхлой структурой образуются при низкой температуре в нефтяных резервуарах. В некоторых случаях солеотложение этого типа имеет включения

в виде неравномерных пустот внутри кристаллов. В солеотложениях встречаются кристаллы с игольчатой структурой, достигающие размеров 10...20 мм.

Практика эксплуатации показывает, что растворенные неорганические материалы всегда присутствуют в продукции добычи, и в случае присутствия в продукции попутной воды могут образовываться осадкоотложения неорганических солей. Однако если же материалы для солеотложений всегда присутствуют в добываемой жидкости, то сам процесс их отложения может происходить лишь при определенных условиях или вовсе не происходить. Поэтому важно установить причины образования отложения солей.

Рисунок 1.2 - Солеобразование в эксплуатационных колоннах [63]

1.2.2. Основные причины, приводящие к образованию солеопыожений в системах транспорта нефти и газа

Основным источником солеотложений являются пластовые и попутно добываемые с нефтью в результате заводнения залежей воды с различными химическими составами и степенями их насыщения солями [27]. Причины пересыщения вод неорганическими солями можно условно разделить на две группы [11, 20]:

1) гидрогеохимические условия продуктивных горизонтов - вещественный состав и физические свойства пород-коллекторов, пластовые давление и температура, химический состав и минерализация пластовых вод;

2) состав вод, закачиваемых в пласт с целью поддержания пластового давления, и геолого-промысловые условия разработки месторождений.

В результате термобарических изменений (температуры и давления) и смешения химически несовместимых вод при движении водонефтяного потока по стволу скважины и в системе наземного сбора и подготовки нефти из перенасыщенных солями растворов происходит выпадение неорганических осадков. Если факторы, способствующие насыщению солями закачиваемых в нефтяные залежи для поддержания пластового давления вод можно отнести к природным, то образование солевых отложений большей частью является результатом техногенного действия [27].

Химический состав закачиваемой в залежь воды, смешивающейся с породой пласта-коллектора и пластовыми жидкостями, меняется. При поступлении в скважину из неоднородных пропластков воды с разными химическими составами могут быть химически несовместимыми и при смешении образовывать осадки комплекса солей. По мере подъема и динамики газожидкостной смеси по стволу скважины, разгазирования, термобарических изменений, различных скоростей потока, определяемых дебитом скважин и конструкцией подъемного лифта, из смесей выпадают вторичные осадки солей, и на устье скважины поступает фильтрат с иным соотношением солеобразующих ионов в растворе. Известно, что при определенных поверхностных условиях перенасыщенные солями растворы могут долгое время оставаться стабильными, не проявляя склонности к осадкообразованию. Однако под воздействием нарушающего равновесие солевого раствора образуются осадки солей. Этому могут способствовать, например, механические примеси и продукты коррозии как центры кристаллизации, различные химические обработки, явление облитерации в системе теплообмена при внутрипромысловой подготовке нефти и другие факторы.

Важнейший фактор, определяющий химический состав солеотложений, -гидрогеохимические условия продуктивных горизонтов. Так, в работе [27] представлены возможные взаимоотношения различных вод около залежей, которые меняются с течением времени. Стабильность состава попутных вод (рисунок 1.3, а) характерна для большинства нефтяных залежей, встречающихся в платформенных нефтегазоносных провинциях, например в пластах терригенной толщи девона и карбона Урало-Поволжья. Снижение минерализации попутных вод (рисунок 1.3, б) было впервые обнаружено еще в 30-х годах прошлого столетия Г.М. Сухаревым для залежей в караган-чокракских пластах Терско-Сунженской области (месторождения «Октябрьское», «Ташкалинское», «Старогрозненское» и др.) [27]. Минерализация попутных вод этих залежей сопровождалась уменьшением концентрации хлора, натрия, йода и увеличением

содержания сульфат-ионов. Долгое время подобный характер изменения минерализации попутных вод считался едва ли не основным.

Увеличение минерализации попутных вод (рисунке 1.3, в, г) отмечено впервые Г.М. Сухаревым для единичных залежей. Позже такой характер изменения попутных вод был установлен для многих месторождений, особенно Урало-Поволжья и Терско-Сунженской области России. В целом, увеличение минерализации попутных вод в процессе разработки нефтяных месторождений на естественном режиме может свидетельствовать о малой минерализации погребенных вод залежи нефти по сравнению с типичными пластовыми законтурными водами [27].

М, С1, №

Б04, НСОз

Время

М, С1, Ыа

504

Время

М, С1, Ыа 504, НСОз

1

Время

4

а - пластовая вода однородна, погребенная вода аналогична пластовой; б - пластовая вода неоднородна, подошвенная вода осолоненная; в - пластовая вода неоднородна, подошвенная вода опресненная; г - подошвенная и погребенная вода опреснены по сравнению с краевой водой; 1 - нефть или газ с погребенной водой; 2 - пластовая вода; 3 - опресненная вода; 4 - осолоненная вода; М - общая минерализация

Рисунок 1.3

- Схема изменения состава попутных вод во времени в зависимости от соотношения подстилающих нефтяную залежь пластовых (краевых и подошвенных) и погребенных вод

В процессе разработки залежей на естественном режиме истощения обводнение добывающих скважин в конечном итоге происходит минерализованными законтурными пластовыми водами, которые приходят на смену опресненного слоя подошвенных и подвижных погребенных вод в начальный период обводнения. Поступая на устье скважин и в систему внутрипромыслового сбора и подготовки нефти в результате термобарических изменений и смешения с пластовыми водами других продуктивных горизонтов могут выпадать солевые осадки.

Заводнение залежей нефти является технологической основой их разработки, при этом закачиваемая в залежь вода при обмене с породой пласта коллектора и пластовыми жидкостями меняет свой химический состав, что также может быть причиной активации процесса выпадения солей. Несовместимость пластовой воды с закачиваемой может служить основной причиной перенасыщения попутно добываемых вод [20], поскольку в добывающие скважины попутно с нефтью поступают разные по своему солевому составу воды, отличающиеся от закачиваемой в залежь и подстилающих ее пластовых вод. Так, по данным работы [55] количество осадков, выпадающих из смесей вод, возрастает при увеличении соотношения объемов пластовой (Уп) и закачиваемой (Ур) вод.

О, 60

40 20

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0

1 - по данным [55]; 2 - по расчетной формуле [20]

Рисунок 1.4 - Зависимость количества осадков, выпадающих из смесей вод,

от соотношения объемов пластовой (Уп) и закачиваемой (Ур) вод

Изменение термобарических условий в процессе разработки также может способствовать интенсификации солеотложений, особенно при активном заводнении.

мг/л

1 2

V

/ г

Рассмотрим некоторые факторы, влияющие на процесс отложения различных солей за счет нарушения равновесного состояния. Основными из них следует считать давление, температуру и концентрацию растворенных солей и газа в пластовой воде.

Зависимость растворимости кальцита СаСОз от температуры, согласно [20], представлена на рисунке 1.5, из которого видно, что с увеличением температуры растворимость кальцита СаСОз в воде уменьшается.

/.•С

Рисунок 1.5 - Влияние температуры на растворимость кальцита СаСОз в воде [20]

Это говорит о том, что если для закачки с целью подержания пластового давления используется вода, содержащая определенный объем растворенного кальцита СаСОз при обычной температуре, то когда эта вода поступает в пласт с высокой температурой, она будет нагреваться. В результате этого растворенный кальцит СаСОз будет осаждаться в самом пласте. С другой стороны, по анализу графика зависимости растворимости кальцита СаСОз от температуры (рисунок 1.5) видно, что при снижении температуры растворимость растет, и процесс солеотложения может не происходить. Иначе говоря, снижение температуры не является причиной для образования солеотложения СаСОз в стволе скважины и в поверхностном оборудовании. При движении потока жидкости из пласта на поверхность, температура попутной воды снижается.

Более весомой причиной образования отложения солей СаСОз в призабойной зоне скважины, в стволе скважины и в поверхностном оборудовании обработки и транспортировки жидкости является удельное давление углекислого газа СО?. Зависимость растворимости солей СаСОз в воде от удельного давления углекислого газа СОг [20, 27, 28] представлена рисунке 1.6, из которого видно, что с увеличением давления растворимость солей СаСОз увеличивается.

Рассмотрим следующие ситуации. При температуре 40 °С (температура у буфера скважины) растворимость солей СаСОз составляет примерно 40 мг/л, а при давлении 10 ат (давление у буфера скважины) растворимость солей СаСОз составляет больше 400 мг/л; таким образом, влияние давления на растворимость соли СаСОз больше чем влияние температуры в 10 раз. При уменьшении температуры с 140 °С (температура у забоя скважины) до 40 °С (температура у буфера скважины) растворимость соли СаСОз увеличивается с 10 до 40 мг/л.

0,0001 0,001 0,01 0,1 1,0 Парциальное давление диоксида углерода, МПа

Рисунок 1.6 - Растворимость кальцита в воде в зависимости от парциального давления диоксида углерода при температуре 25 °С [20, 27, 28]

При тех же условиях скважины, если давление уменьшается с 100 до 10 ат, то растворимость соли СаСОз уменьшается с 1000 до 500 мг/л. Это говорит о том, что перенасыщение воды солями кальцита СаСОз происходит лишь при условии изменения удельного давления углекислого газа СО2 .

Кроме физического фактора (изменения давления), СОг действует на способность растворения и насыщенность кальцита СаСОз в воде химически. Однако в этом случае нельзя сделать четкий вывод, может ли химический состав относиться к основным причинам процесса солеобразования СаСОз.

Как известно, в результате растворения СО2 в воде образуются 3 следующих вида продукции [70, 72, 76]:

С02 + Н20 ~ Н2С03; (1.1)

Н2С03«-» Н+ + НС03"; (1.2)

НС03" <-> Н+ + СО32". (1.3)

Образование НСОз" или СО32" зависит от содержания рН воды. Так, при рН воды меньше 6,4, углекислый газ С02 находится в виде соединения Н2СО3, а при величине рН = 6,3... 10,3 в воде существуют два вида ионов: СО32" и НСОз", но из них НС03" имеет большее значение. При величине рН, равной 10,3, углекислый газ находится в виде СО32".

Таким образом, в воде с содержанием СОг, имеющей рН в пределах 6,4... 10,3 [67], соль кальцита СаСОз образуется по следующей реакции:

Са2+ + 2НСОз~ —► СаСОз + С02 Т + Н20. (1.4)

Вышеописанная реакция показывает, что равновесие будет стремиться к солеотложению СаСОз при выделении С02 из раствора. Если попутная вода в добываемой продукции нефти одновременно содержит ионы Са2+, НСОз" без полного насыщения, то при её движении на поверхности (если давление снижается) происходит выделение С02, что приводит к отложению кальцита СаСОз. В работе [55] показано, что на месте, где происходит отложение СаСОз в большом количестве, происходит выделение углекислого газа СОг. Исследования авторов работы [16] показывают, что при стандартных условиях: температуре 25 °С и давлении 1 атм (с присутствием СО2 в растворенном состоянии равновесия) - растворимость СаСОз в дистиллированной воде равна 53 мг/л. Однако при таких же условиях, но при полностью выделившемся углекислом газе СОг, растворимость СаС03 в дистиллированной воде равна 14 мг/л, т.е. в 4 раза меньше.

Наряду с углекислым газом СОг на растворимость кальцита СаСОз в воде сильное влияние оказывает концентрация растворенной соли ИаС1. Одновременное влияние концентрации солей и давления на растворимость кальцита СаСОз представлено на рисунке 1.7 [16].

Концентрация NaCI, %

Рисунок 1.7- Влияние концентрации NaCI и удельного давления СОг на растворимость кальцита СаС03 при температуре 25 °С

Результаты исследования показывают, что при увеличении удельного давления С02 (РсоО с 0,0012 до 0,96 ат, растворимость СаСОз увеличивается в 10 раз. при этом имеет тенденцию к снижению при увеличении концентрации соли NaCI.

Наличие некоторых других солей также значительно влияет на растворимость кальцита СаСОз (рисунок 1.8), причем увеличение концентрации одних из них приводит к увеличению растворимости кальцита, а увеличение концентрации других, напротив, способствует ее снижению.

О 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320 Концентрация соли в растворе, г/л раствора

Рисунок 1.8 — Влияние не которых растворенных солей на растворимость кальцита СаСОз

Описанные факты комплексного влияния нескольких факторов на растворимость кальцита указывают на сложность диагностики вероятности солеотложения СаСОз из попутной добываемой воды без проведения специальных исследований.

Таким образом, значимым фактором, который влияет на интенсивность солеотложения СаСОз, является выделение углекислого газа СОг в связи с насыщением растворенной соли кальцита СаСОз в попутной воде. И напротив, уменьшение температуры в системе трубопроводов уменьшает способность перенасыщения и, соответственно, вероятности отложения СаСОз.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Нгуен Куок Зунг, 2014 год

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Арешев, Е. Г. Нефтегазоносностьгранитоидов фундамента на примере месторождения «Белый Тигр» [Текст] / Е. Г. Арешев, Ч. Л. Донг, Ф. А. Киреев // НТЖ «Нефтяное хозяйство». - 1996. - № 8. - С. 50-58.

2. Арешев, Е. Г. Характер пустотности и состав пород нефтесодержащего фундамента шельфа Южного Вьетнама [Текст] / Е. Г. Арешев. В. П. Гаврилов, В. В. Поспелов и др. // НТЖ «Нефтяное хозяйство». - 1996. - № 8. - С. 27-29.

3. Ахметшина, И.З. Влияние поверхностного натяжения и температуры на отложение солей в нефтепромысловом оборудовании [Текст] / И.З. Ахметшина // НТЖ «Нефтяное хозяйство». - 1979. - № 3. - С. 12-14.

4. Ахметшина, И.З. Механизм образования отложений солей в нефтяном оборудовании [Текст] / И.З. Ахметшина, В.П. Максимов, Н.С. Маринин // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 1982. -№ 1. - С. 14-16.

5. Ахметшина, И.З. О механизме образования солеотложений / И.З. Ахметшина, Р. Х.Бочко, Л.Х. Ибрагимов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 1981. - № 1. - С. 26-28.

6. Велиев, М. М. Исследование процесса образования солеотложений в скважинах месторождения «Белый Тигр» [Текст] / М.М. Велиев, НгуенКуокЗунг // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2011. -Вып. 3 (85).-С. 30-39.

7. Велиев, М. М. Исследование по подбору составов и рецептуры химреагентов на основе хелатных соединений для удаления солеотложений в насосно-компрессорных трубах скважин месторождения «Белый Тигр» [Текст] / М. М. Велиев, Нгуен Куок Зунг, Нгуен Ван Нго // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. -Уфа, 2013. -Вып. 4 (94). - С. 62-71.

8. Вершовский, В. Г. Оценка периода рентабельной эксплуатации обводняющихся газлифтных скважин [Текст] / В. Г. Вершовский, А. Н. Иванов, А. С. Кутовой, М. М. Велиев // НТЖ «Нефтяное хозяйство». - 2009. - № 8. - С. 72-75.

9. Гиматудинов, Ш. К. Нефтеотдача коллекторов [Текст] / Ш. К. Гиматудинов. -М.: Недра, 1970.- 120 с.

10. Гиматудинов, Ш. К. Развитие методов борьбы с образованием солевых осадков в нефтепромысловом оборудовании [Текст] / Ш. К. Гиматудинов, Л. X. Ибрагимов, 3. И. Сюняев // XII Менделеевский съезд по общей и прикладной химии. - М., 1981. - № 4. -С. 136-137.

11. Гиматудинов, Ш. К. Солеотложения при разработке нефтяных месторождений, прогнозирование и борьба с ними [Текст]: учеб. пособие для вузов / Ш. К. Гиматудинов, JI. X. Ибрагимов, Ю. А. Гаттенбергер и др. - Грозный, 1985. - 87 с.

12. Гришин, А. П. Предотвращение солеотложений в нефтепромысловом оборудовании [Текст] / А. П. Гришин, С. А. Вишняков // НТЖ «Нефтяное хозяйство». -1971. -№ 10.-С. 15-16.

13. Данилова, Н. И. Предотвращение выпадения гипса в процессе разработки нефтяных месторождений Куйбышевской области / Н. И. Данилова, К. Б. Аширов,

B. Е. Кащавцев и др. // НТЖ «Нефтяное хозяйство». - 1973. - № 6. - С. 56-60.

14. Донг, Ч. Д. Плутонические породы фундамента месторождения «Белый Тигр» и особенности формирования в них зон коллекторов [Текст] / Ч. Д. Донг, Ф. А. Киреев // Сб. науч. докл., посвященный 15-летию создания СП «Вьетсовпетро» (1981-1996). -Ханой: Гос. науч.-техн. изд-во, 1998. -С. 89-93.

15. Донг, Ч. Д. Петрологическое расчленение гранитоидов как основа количественной интерпретации материалов каротажа [Текст] / Ч. Д. Донг, В. А. Кошляк, Ч. С. Нюан// Новые высокие информационные технологии для нефтегазовой промышленности: Тез. докл. Междунар. симпозиума 8-11 июня 1999 г. - Уфа,1999. -

C. 83-84.

16. Дунаев, Н. П. Ликвидация отложений солей при эксплуатации скважин [Текст] / Н. П. Дунаев, Н. С. Маринин, Г. М. Ярышев и др. // НТЖ «Нефтяное хозяйство». - 1979. -№ 10.-С. 51-54.

17. Дытюк, JI. Т. Применение комплексонов в нефтяной промышленности [Текст] / JI. Т. Дытюк, Р. X. Самакаев // НТЖ «Нефтяное хозяйство». - 1995. - № 8. - С. 25-31.

18. Ибрагимов, Г. 3. Химические реагенты для добычи нефти [Текст] / Г. 3. Ибрагимов, В. А. Сорокин, Н. И. Хисамутдинов. - М.: Недра, 1986. - 240 с.

19. Ибрагимов, JI. X. Борьба с солеотложениями при нефтедобыче [Текст] / Л. X. Ибрагимов // Химия и химическая технология и геология: матер. III регион, научн,-практ. конф. «Молодые ученые и специалисты - народному хозяйству». - Томск, 1980. -С. 41-42.

20. Ибрагимов, Л. X. Интенсификация добычи нефти [Текст] / Л. X. Ибрагимов, И. Т. Мищенко, Д. К. Челоянц. - М.: Наука, 2000. - 414 с. - ISBN 5-02-002450-3.

21. Ибрагимов, Л. X. Исследование возможности применения полимерных покрытий для борьбы с солеотложениями в электроцентробежных насосах [Текст] / Л. X. Ибрагимов, Ш. К. Гиматудинов, В. Н. Протасов // Борьба с солевыми и

асфальтосмолопарафиновыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании: тез. докл. Всесоюзн. научн.-техн. совещания. - Казань, 1982. - С. 42-43.

22. Ибрагимов, JI. X. Лабораторные исследования процесса обработки призабойной зоны пласта растворителями [Текст] / Л. X. Ибрагимов, С. П. Верес, О. В. Пузанов // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». -1995. - № 3. -С. 56-59.

23. Иванов, А. Н. Влияние отношения объема химреагента к площади поверхности солеотложения на способность к его растворению [Текст] / А. Н. Иванов, М. М. Велиев, Нгуен Куок Зунг // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XII Всеросс. научн.-практ. конф. в рамках XII Российского энергетического форума. -Уфа: Изд-во ИПТЭР, 2012. - С. 40-42.

24. Камалетдинов, Р. С. Обзор существующих методов предупреждения и борьбы с солеотложением в погружном оборудовании [Текст] / Р. С. Камалетдинов // Инженерная практика: пилотный выпуск. -2009. -№12,- С. 12-15.

25. Кащавцев, В. Е. Предотвращение и удаление солеотложений при добыче нефти [Текст]: учеб. пособие / В. Е. Кащавцев. - М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им И. М. Губкина, 2002. - 140 с.

26. Кащавцев, В. Е. Предупреждение солеобразования при добыче нефти [Текст] / В. Е. Кащавцев, Ю. Л. Гаттенбергер, С. Ф. Люшин. - М.: Недра, 1985. - 215 с.

27. Кащавцев, В. Е. Прогнозирование и контроль солеотложений при добыче нефти [Текст]: учеб. пособие / В. Е. Кащавцев, И. Т. Мищенко. - М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им И. М. Губкина, 2001. - 135 с.

28. Кащавцев, В. Е. Солеобразование при добыче нефти [Текст] / В. Е. Кащавцев, И. Т. Мищенко. - М., 2004. -432 с. - ISBN 5852102237.

29. Кошляк, В. А. Гранитоидные коллекторы нефти и газа [Текст] / В. А. Кошляк. - Уфа: Тай, 2002. - 256 с. - ISBN 5-93578-014-3.

30. Кошляк, В. А. Информативность методов ГИС в гранитоидных коллекторах нефти на примере месторождения «Белый Тигр» (Южный Вьетнам) [Текст] / В. А. Кошляк, Н. К. Банг // Междунар. конф. по геофизическим исследованиям скважин, Москва, 8-11 сентября 1998 г.-М., 1998.-Т. 1.-С. 144-156.

31. Кошляк, В. А. Некоторые вопросы изучения фильтрационно-емкостной неоднородности пород фундамента месторождения «Белый Тигр» [Текст] / В. А. Кошляк // Сб. науч. докл., посвященный 15-летию создания СП «Вьетсовпетро» (1981-1996). Ханой: Гос. научн.-техн. изд-во, 1998. - С. 144-151.

32. Кошляк, В. А. Разделение гранитоидов на петротипы по их естественной радиоактивности для оценки фильтрационно-емкостных свойств [Текст] / В. А. Кошляк, X. В. Куй // Ядерные методы в народном хозяйстве: тез. докл. научн. конф. 22-23 марта 1999 г. - Далат, 1999.-С. 18-19.

33. Кошляк, В. А. Распределение коллекторов месторождения «Белый Тигр» и оценка их фильтрационно-емкостных свойств [Текст] / В. А. Кошляк, X. В. Куй // НТЖ «Нефтяное хозяйство». - 1996. -№ 8. - С. 41-47.

34. Кошляк, В. А. Фильтрационно-емкостная модель гранитоидных коллекторов на примере нефтяных месторождений шельфа Южного Вьетнама [Текст] / В. А. Кошляк, Ч. Л. Донг // Междунар. конф. по геофизическим исследованиям скважин, Москва, 8-11 сентября 1998 г. - М., 1998. - Т. 2. - С. 28-42.

35. Крюков, П. А. О взаимосвязи состава горных растворов и вмещающих пород [Текст] / П. А.Крюков, Л. И. Номикос, В. И. Манихин. - Минск: Наука и техника, 1968.

36. Люшин, С. Ф. О возможности отложения неорганических солей в пластовых условиях [Текст] / С. Ф. Люшин, Р. М. Хабибулин // Тр. БашНИПИнефть. - 1975. - Вып. 45.-С. 28-32.

37. Лялина, Л. Б. Формирование состава попутно добываемых вод и их влияние на гипсоотложение при эксплуатации нефтяных месторождений [Текст] / Л. Б. Лялина, М. Г. Исаев // Обзор, информ. Сер. «Нефтепромысловое дело». - 1983. - 48 с.

38. Маринин, Н. С. Методы борьбы с отложением солей [Текст] / Н. С. Маринин, Г. М. Ярышев, С. А. Михайлов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1980. - 55 с.

39. Маричев, Ф. Н. Предупреждение и борьба с отложением солей в нефтепромысловом оборудовании на Самотлорском месторождении [Текст] / Ф. Н. Маричев, В. К. Ким, А. А. Глазков // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 1982. - № 6. - С. 39-40.

40. Маричев, Ф. Н. Опыт применения ингибиторов отложения солей задавливанием их в призабойную зону пласта [Текст] / Ф. Н. Маричев, А. А. Глазков, В. К. Ким и др. // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 1980. - № 5. - С. 30-33.

41. Мехтиев, Ш. Ф. Влияние искусственного заводнения на гидрохимию нефтяного пласта [Текст] / Ш. Ф. Мехтиев, А. Р. Ахундов, Е. А. Ворошилов. - Баку: Изд-во «МААРИФ», 1969. - 344 с.

42. Моллаев, Р. X. Влияние химических реагентов на отложение неорганических солей в нефтепромысловом оборудовании [Текст] / Р. X. Моллаев, Л. X. Ибрагимов, Л. Г. Ачкасова, Н. Ф. Криницкая // Повышение эффективности добычи нефти. - Грозный: СевКавНИПИнефть, 1986. - Вып. 44. - С. 45-52.

43. Нгуен Куок Зунг. Расчет объема химреагентов для растворения солеотложений [Текст] / Нгуен Куок Зунг, А. Н. Иванов, М. М. Велиев // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XI Всеросс. научн.-практ. конф. в рамках XI Российского энергетического форума. - Уфа: Изд-во ИПТЭР, 2011. - С. 118-119.

44. Нгуен Куок Зунг. Порядок закачки химреагентов для удаления солеотложений [Текст] / Нгуен Куок Зунг, Э. М. Велиев // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XI Всеросс. научн.-практ. конф. в рамках XI Российского энергетического форума. - Уфа: Изд-во ИПТЭР, 2011. - С. 138-139.

45. Нгуен Куок Зунг. Исследование способности растворения солеотложенийхимреагентом DESCALE-1 [Текст] / Нгуен Куок Зунг, Э. М. Велиев // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XI Всеросс. научн.-практ. конф. в рамках XI Российского энергетического форума. - Уфа: Изд-во ИПТЭР, 2011. -С. 116-117.

46. Нгуен Куок Зунг. Влияние температуры на способность реагента DMC-2Ca к растворению солеотложений [Текст] / Нгуен Куок Зунг // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XII Всеросс. научн.-практ. конф. в рамках XII Российского энергетического форума. - Уфа: Изд-во ИПТЭР, 2012. - С. 43.

47. Нгуен Куок Зунг. Оценка вероятных последствий солеоотложения в эксплуатационной колонне [Текст] / Нгуен Куок Зунг, М. С. Антонов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. Междунар. научн.-практ. конф. 23 апреля 2014 г. в рамках Нефтегазового форума и XXII Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2014». - Уфа: Изд-во ИПТЭР, 2014. - С. 146-148.

48. Отчет по лабораторному испытанию химреагентов для ликвидации солеотложений в НКТ и системе сбора, подготовки нефти [Текст] / СП «Вьетсовпетро». -2005.- 150 с.

49. Отчет о механизме солеотложения, его влиянии на ФЕС коллекторов в фундаменте месторождения «Белый Тигр» в системе ППД и в технологическом оборудовании и мероприятиях по борьбе с этим явлением [Текст]: отчет по контракту № 0229/03-T03-ISG. - Ханой, 2004. - 67 с.

50. Персиянцев, М. Н. Добыча нефти в осложненных условиях [Текст] / М. Н. Персиянцев. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 653 с. - ISBN 5-8365-0052-5.

51. Состав для предотвращения солеотложений в скважине и промысловом оборудовании [Текст]: а.с. 1406138 СССР: МКИ С 09 К 3/100/ В. Н. Ахметов,

А. В. Шматков, Ю. А. Дашков и др. (СССР). - № 4037193/22-03; заявл. 29.12.1985; опубл. 30.06.1988, Бюл. №24.

52. Способ внутрискважинной деэмульсации нефти [Текст]: а.с. 1511374 СССР: МКИ Е 21 В 43/00 / Ю. В. Антипин, В. Г. Карамышев, Р. 3. Ахмадишин (СССР). -№ 4336478/23-03, заявл. 02.12.1987; опубл. 30.09.1989; Бюл. № 36.

53. Справочное руководство пользователя по Flow Visions. - М.: ООО «Тесис»,

2006.

54. Состав для предотвращения солеотложений [Текст]: а.с. 1713899 СССР: МКИ Е 21 В 43/00 / Ю. В. Антипин, III. А. Гафаров, Г. А. Шамаев, Н. Л. Виноградова (СССР). -№ 4037193/22-03; заявл. 1992; опубл. 1992, Бюл. № 7.

55. Тронов, В. П. Механизм солеобразования смолопарафиновых отложений и борьба с ними [Текст] / В. П. Тронов. - М.: Недра, 1970. - 190 с.

56. Тронов, В. П. О механизме образования солевого камня на поверхности оборудования [Текст] / В. П. Тронов. - М.: Недра, 1970. - 187 с.

57. Тронов, В. П. О механизме образования солевого камня на поверхности оборудования / В. П. Тронов, А. Д. Голиков // НТЖ ««Нефтяное хозяйство». - 1971. -№ 9. - С. 57-60.

58. Устройство для дозированной подачи химического реагента в скважину [Текст]: а.с. 1544957 СССР: МКИ Е 21 В 43/00 / Ю. В. Антипин, А. М. Валеев, И. И. Белозеров (СССР). - № 4409321/22-03, заявл. 10.04.1988; опубл. 23.02.1990; Бюл. №7.

59. Устройство для предупреждения солеотложений в приемной части скважинного штангового насоса [Текст]: а.с. 1583653 СССР: 04 В 47/02 / А. Ш. Янтурин, Ю.В.Антипин, М. Д. Валеев (СССР). - № 4320334/25-29, заявл. 01.09.1987; опубл. 07.08.1990; Бюл. №29.

60. Чан Ле Донг. Характер порового пространства и модель коллектора в фундаменте месторождения «Белый Тигр» [Текст] / Чан Ле Донг, Хоанг Ван Куи // НТЖ «Нефть и газ», - 1997. -№ 2. -С. 12-15.

61.Abrams, A. Mud Design to Minimize Rock Impairment due to Particle Invasion [Text] / A. Abrams // T. Petrol. Technol. -1977. - Vol. 29. - No. 5. - P. 586-592.

62. Ada, Villafafila Garcia. Prediction of Mineral Scale Formation in Geothermal and Oilfield Operations Using the Extended Uniquac Model. Part II. Carbonate-Scaling Minerals [Text] / Villafafila Garcia Ada, Thomsen Kaj, H. Erling, I. Stenby // IVC-SEP, Department of Chemical Engineering, Technical University of Denmark. -2006. - 56 p.

63. AmerBadr Mohammed Bin Merdhah. The Study of Scale Formation in Oil Reservoir during Water Injection at High-barium and High-salinity Formation Water [Text] / AmerBadr Mohammed Bin Merdhah // UniversitiTeknologi Malaysia. - November 2007.

64. Allen, T. O. Production Operations [Text] / T. O. Allen, A. P. Roberts. - Tulsa, 1982. -Vol. 2.-232 p.

65. Bennion, D. B. Reduction in the Productivity of Oil and Low Permeability Gas Reservoirs due to Aqueous Phase Trapping [Text] / D. B. Bennion, R. F. Bietz, F. B. Thomas, M. P. Cimolai // J. Chem. Petrol. Technol. - 1994. - Vol. 33. - No. 9. - P. 45-54.

66. Bybee, K. Scale Cause in the Smorbukk Field [Text] / K. Bybee // JPT. - 2006. -No. 3.-P. 71.

67. Crow, C. W. Evaluation of Agents for Preventing Precipitation of Berric Hydroxide from Spent Treating Acid [Text] / C. W. Crowe // J. Petrol. Technol. -1985. - Vol. 37. - No. 4. -P. 691-695.

68. Doty, P. A. Clear Brine Drilling Fluids: A Study of Penetration Rates, Formation Damage and Wellbore Stability in Full-Scale Drilling Tests [Text] / P. A. Doty // SPE Drill. Eng. - Febr. - P. 17-30.

69. Dyer, S. J. The Effect of Temperature and Pressure on Oilfield Scale Formation [Text] / S. J. Dyer, G. M. Graham // Oilfield Scale Research Group, Department of Petroleum Engineering, Heriot-Watt University, Riccarton, Edinburgh, UK. - Accepted 26 February 2002.

70. Encyclopedia of Chemical Technology [Text] / 2nd Ed. - New York, 1976. - No. 22.

71. Jordan, M. M. Scale Control in Deepwater Fields: Use Interdisciplinary Approach to Control Scale [Text] / M. M. Jordan, E. J. Mackey // World Oil. - 2006. - No. 9. - P. 8-12.

72. Jordan, M. M. The Correct Selection and Application Methods for Adsorption and Precipitation Scale Inhibitors for Squeeze Treatment in North Sea Oilfields [Text] / M. M. Jordan // SPE 31125, 1996.

73. Koshlyak, V. A. Estimation of Filtration and Containing Properties of Granitoids by Logging Data (For the Case of White Tiger Field) [Text] / V. A. Koshlyak // International Workshop and Exhibition of Geophysics. Abstracts of Papers, Hanoi, March, 1996. - Hanoi, 1996. - P. 310-311.

74. Koshlyak, V. A. Granitoidal Oil-Bearing Formation [Text] / V. A. Koshlyak // SPE, 39711. Kuala Lumpur, Malaysia, March 23-24, 1998. - Kuala Lumpur, 1998.

75. Marys, Van Domelen. Alternate Acid Blends for HPHT Applications [Text] / Van Domelen Marys, Alfred R. Jennings // SPE 30419.

76. Miles, Leon. A New Concept in Scale Inhibitor Formation Squeeze Treatments [Text] / Leon Miles // SPE 2909, 1970.

Water Injection (Kinetics of CaS04 and CaC03 Crystal Growth and Effect on Formation Damage) [Text] / J. Moghadasi, M. Jamialahmadi, H. Muller-Steinhagen, A. Shasif // The SPE European Formation Damage Conference, May 13-14. - Hague, Netherlands, SPE 82233. -P. 1-12.

78. Oddo, J. E. Method Predicts Well Bore Scale Corrosion [Text] / J. E. Oddo, M. B. Tomson // Oil and Gas. - June, 1998.

79. Stiff, H. A. Method for Predicting the Tendency of Oil Field Waters to Deposits Calcium Sulfate [Text] / H. A. Stiff, L. E. Davis // Petr. Transaction AIME. - 1952. - Vol. 195.

80. Wayne, W. F. Use of Highly Acid-Soluble Chelating Agents in Well Stimulation Services [Text] / W. F. Wayne, D. Wilson, D. Crump, L. Jones // SPE 63242. - 2000.

81. Williams, B. B. Characterization of Liquid -Solid Reactions [Text] / B. B. Williams, J. L. Gidley, J. A. Guin, R. S. Sohechtrer // Industr. Eng. Chem. Fundam. - 1970. - Vol. 9. -No. 14.-P. 585.