Обоснование технологии предотвращения солеотложений в скважинном оборудовании и призабойной зоне пласта при заводнении карбонатных коллекторов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Хормали Азизоллах

• Хормали Азизоллах
• кандидат наук
• 2018

Оглавление диссертации кандидат наук Хормали Азизоллах

ВВЕДЕНИЕ...........................................................................................................................5

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ УСЛОВИЙ И КРИТЕРИЕВ ОБРАЗОВАНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ И МЕТОДЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ИХ ВЫПАДЕНИЯ....................................................................................................................11

1. 1 Причины, условия и кинетика образования отложений неорганических солей при добыче нефти......................................................................................................................12

1.2 Снижение проницаемости призабойной зоны пласта вследствие солеотложений при заводнении...................................................................................................................19

1.3 Прогнозирование солеотложений при добыче нефти..............................................23

1.4 Методы предотвращения отложений неорганических солей..................................30

1.4.1 Безреагентные способы предотвращения отложений солей................................30

1.4.2 Химический метод предотвращения солеотложений в призабойной зоне пласта и скважинном оборудовании............................................................................................33

Выводы по главе 1 ..............................................................................................................43

ГЛАВА 2 МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ.............................................................................................................46

2.1 Методика прогнозирования выпадения неорганических солей..............................47

2.2 Методики определения индукционного периода кристаллизации солей..............48

2.3 Методики определения совместимости ингибитора солеотложений с водой и горной породой, его коррозионной активности и межфазного натяжения на границе «нефть - водный раствор ингибитора»............................................................................49

2.4 Методики оценки эффективности ингибиторов солеотложений в статических и динамических условиях .....................................................................................................53

2.5 Методика проведения фильтрационных исследований для моделирования задавливания ингибиторов солеотложений в ПЗП и определения их эффективности57

Выводы по главе 2..............................................................................................................62

ГЛАВА 3 ПРОГНОЗИРОВАНИЕ И ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ (ВЫПАДЕНИЯ КАРБОНАТА КАЛЬЦИЯ, СУЛЬФАТА КАЛЬЦИЯ И СУЛЬФАТА БАРИЯ) В СКВАЖИННОМ ОБОРУДОВАНИИ...........................................................63

3.1 Прогнозирование выпадения неорганических солей при заводнении...................63

3.2 Индукционный период кристаллизации карбоната кальция...................................80

3.3 Оценка эффективности ингибиторов солеотложений в статических условиях ....83

3.3.1 Синергетический ингибирующий эффект разработанного состава ингибитора солеотложений....................................................................................................................84

3.3.2 Совместимость разработанного состава ингибитора солеотложений с закачиваемой и пластовыми водами................................................................................88

3.3.3 Влияние концентрации ингибиторов, температуры, объемного соотношения вод, водородного показателя и концентрации катионов в растворе на эффективность ингибирования солеотложений в статических условиях...............................................90

3.4 Результаты тестов с закупоркой трубы (dynamic tube blocking test) при определении минимальной рабочей концентрации разработанного состава ингибитора солеотложений.............................................................................................101

3.5 Оценка скорости коррозии металлических образцов в растворе разработанного

состава ингибитора солеотложений...............................................................................103

Выводы по главе 3............................................................................................................105

ГЛАВА 4 ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ ПЛАСТА ПРИ ЗАВОДНЕНИИ ...108

4.1 Моделирование режимов работы залежи при добыче нефти из карбонатных коллекторов с применением заводнения.......................................................................108

4.2 Результаты определения межфазного натяжения...................................................113

4.3 Влияние разработанного состава ингибитора солеотложений на вязкость нефти и его совместимость с породой..........................................................................................117

4.4 Результаты фильтрационных исследований для моделирования задавливания ингибиторов солеотложений в ПЗП...............................................................................119

4.4.1 Изменение проницаемости горных пород вследствие солеотложений и предотвращение их образования в ПЗП........................................................................120

4.4.2 Адсорбционно-десорбционные характеристики ингибиторов солеотложений127

4.5 Технология задавливания ингибиторов солеотложений в ПЗП............................135

4.6 Рекомендация и моделирование по технологии задавливания ингибиторов солеотложений в ПЗП......................................................................................................137

4.7 Расчет необходимого объема разработанного состава ингибитора солеотложений

при его задавливании в ПЗП и скважину.......................................................................143

Выводы к главе 4..............................................................................................................145

ЗАКЛЮЧЕНИЕ................................................................................................................147

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ...................................150

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ................................................................................................151

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Обоснование технологии предотвращения солеотложений в скважинном оборудовании и призабойной зоне пласта при заводнении карбонатных коллекторов»

Актуальность темы исследований:

В настоящее время многие нефтяные месторождения находятся на поздней стадии разработки, в связи с этим для поддержания пластового давления (ППД) и достижения проектных показателей закачивается в пласты большое количество воды, в результате чего происходит отложение солей при смешении несовместимых вод. Отложение неорганических солей приводит к ухудшению коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта и увеличению числа отказов скважинного оборудования.

Наиболее эффективным способом предотвращения отложений неорганических солей является технология ингибиторной защиты скважинного оборудования призабойной зоны пласта (ПЗП) от солеотложений. Суть ингибирования солеотложений заключается в химической обработке, использующейся для контроля, задержки и предотвращения выпадения неорганических солей. Для эффективного предотвращения солеотложений в первую очередь требуется анализ ионного состава пластовой и закачиваемой вод для проведения прогнозной оценки солеобразования в конкретных промысловых условиях. Прогнозирование солеотложений обеспечивает определение статистической вероятности образования отложений солей в скважинном оборудовании и призабойной зоне пласта.

При применении составов ингибитора солеотложений особое внимание необходимо уделять влиянию изменений термобарических условий пласта и концентрации ионов на эффективность предотвращения выпадения солей в статических и динамических условиях. Российский и зарубежный опыт применения ингибиторов солеотложений показывает, что химические составы на основе фосфоновых кислот, обладающие синергетическим ингибирующим эффектом, обеспечивают более высокую эффективность предотвращения отложений карбонатных и сульфатных солей при низкой концентрации.

Значительный вклад в изучение условий и механизма образования отложений неорганических солей, а также в разработку методов их предотвращения внесли российские и зарубежные ученые, такие как: Антипин Ю.В., Ахметшина И.З., Валеев М.Д., Волошин А.И., Галеева Г.В., Гаттенбергер Ю.П., Гиматудинов Ш.К., Глазков A.A., Емков А.А., Ибрагимов Л.Х., Исаев М.Г., Кащавцев В.Е., Ким В.К., Люшин С.Ф., Маринин Н.С., Маричев Ф.Н., Михайлов С.А., Сыртланов А.Ш., Фасхутдинов P.A., Graham G.M., Jamialahmadi M., Jordan M.M., Kan A.T., Mackay E.J., Moghadasi J., Oddo J.E., Ramstad K., Sorbie K.S., Tomson M.B., Vazquez O., Vetter O.J., Yuan M.D. и другие. Однако в литературных источниках не уделено должного внимания вопросам о прогнозе отложений одновременно и карбонатных и сульфатных солей в скважинном оборудовании и призабойной зоне пласта при заводнении, а также о влиянии термобарических условий и условия движения потока на эффективность ингибиторной защиты ПЗП и скважинного оборудования от солеотложений в карбонатных коллекторах (на примере месторождений Ирана).

Таким образом, обоснование технологии, позволяющей обеспечить точное прогнозирование выпадения неорганических солей при системах разработки с заводнением, а также высокую эффективность ингибирования по предупреждению отложений карбонатных и сульфатных солей в скважинном оборудовании и призабойной зоне пласта, является актуальной темой.

Целью диссертационной работы является повышение эффективности эксплуатации добывающих нефтяных скважин путем предотвращения выпадения неорганических солей в скважинном оборудовании и призабойной зоне пласта.

Идея диссертационной работы заключается в предотвращении образования отложений карбоната кальция, сульфата кальция (ангидрита) и сульфата бария с применением разработанного состава ингибитора солеотложений при заводнении карбонатных коллекторов.

Задачи исследований:

1. Выполнить анализ условий образования отложений неорганических солей, а также проанализировать современные технологии, применяемые для предотвращения данных процессов в скважинном оборудовании и призабойной зоне пласта.

2. Определение зависимостей тенденции к образованию отложений солей, индекса насыщенности вод солями и их осадконакоплений при прогнозировании условий выпадения солей от изменения термобарических условий пласта и объемного соотношения закачиваемой и пластовой вод при заводнении.

3. Разработать композиционный состав ингибитора солеотложений для предотвращения образования отложений неорганических солей в скважинном оборудовании и призабойной зоне пласта.

4. Обоснование технологии применения ингибитора солеотложений для предотвращения выпадения карбоната кальция, сульфата кальция (ангидрита) и сульфата бария для различных пластовых вод в статических и динамических условиях.

Методы решения поставленных задач заключаются в аналитических, физических и математических процессах моделирования, лабораторных экспериментальных исследованиях в соответствии с разработанными методиками, а также в обработке полученных данных с помощью методов математической статистики.

Научная новизна работы:

1. Установлены зависимости тенденции к образованию отложений карбоната кальция, сульфата кальция (ангидрита) и сульфата бария, индекса насыщенности вод этими солями и их осадконакоплений от изменений давления и температуры (0,1-70 МПа и 60-150 °С) и объемного соотношения закачиваемой и пластовой вод при заводнении месторождений Ирана.

2. Предложена новая модель для прогноза снижения проницаемости карбонатных коллекторов вследствие солеотложений при заводнении (по литологическому типу пород: известняк - 81%, доломит - 12% и остальное: алевролиты, мрамор и т.д. - 7%).

3. Выявлена способность разработанного композиционного состава ингибитора солеотложений, состоящего из 1-гидроксиэтилиден 1,1-дифосфоновой кислоты, диэтилентриамин-пента (метиленфосфоновой кислоты), полиэтиленполиамин-Ы-метилфосфоновой кислоты, хлорида аммония, изопропилового спирта, 5%-ного раствора соляной кислоты и воды, предотвращать выпадение карбонатных и сульфатных солей в скважинном оборудовании и призабойной зоне пласта в течение длительного времени эксплуатации добывающих нефтяных скважин.

Защищаемые научные положения:

1. Установленные зависимости условий образования неорганических отложений в термобарических условиях пласта от объемного соотношения минерализованных вод и характера потока позволили разработать методику прогнозирования солеотложений.

2. Разработанный состав ингибитора солеотложений эффективно предотвращает образование карбонатных и сульфатных солей в скважинном оборудовании и в призабойной зоне пласта при разработке карбонатных коллекторов с заводнением.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций

подтверждена теоретическими и экспериментальными исследованиями с использованием современного оборудования, прошедшего государственную поверку, высокой сходимостью расчетных величин с экспериментальными данными и воспроизводимостью полученных данных.

Практическое значение работы:

1. Предложены модели для прогнозирования выпадения твердых минеральных осадков, а также для изменения коэффициента проницаемости пород в призабойной зоне пласта вследствие выпадения неорганических солей при заводнении карбонатных коллекторов.

2. Разработан композиционный химический состав ингибитора солеотложений для предотвращения выпадения карбоната кальция, сульфата кальция (ангидрита) и сульфата бария. Данный состав обладает высокой ингибирующей способностью по отношению к неорганическим отложениям при малых концентрациях, низкой коррозионной активностью, а также, длительным периодом ингибирования.

3. Материалы диссертационной работы могут быть использованы при проектировании разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах, имеющих проблемы солеотложений в процессе заводнения, а также в учебном процессе для обучающихся по направлению «Нефтегазовое дело».

Апробация работы:

Результаты работы докладывались и обсуждались на всероссийской конференции-конкурсе студентов выпускного курса (г. Санкт-Петербург, НМСУ "Горный", 2014 г.); международном форуме молодых ученых «Проблемы недропользования» (г. Санкт-Петербург, НМСУ "Горный", 2014 г.); международной молодежной конференции «Наукоемкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса» (г. Уфа, БГУ, 2014 г.); конференции «15th Iranian Research and Technology Exhibition - Techmart Section» (г. Тегеран, 2014 г.); международной молодежной научной конференции «Нефть и Газ - 2015» (г. Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2015 г.); международной конференции SPE European Formation Damage Conference and Exhibition, SPE-174277 (г. Будапешт, 2015 г.); региональном конкурсе студенческих и аспирантских работ Россия и Каспийский регион SPE (г. Москва, 2015 г.); XI всероссийской научно-технической конференции

«Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (г. Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2016 г.); 7-ой международной научно-практической конференции и выставке EAGE «Санкт-Петербург 2016. Через интеграцию геонаук — к постижению гармонии недр» (г. Санкт-Петербург, 2016 г.); 4-ой международной научно-практической конференции EAGE «ГеоБайкал 2016: Расширяя горизонты» (г. Иркутск, 2016 г.); региональном конкурсе студенческих и аспирантских работ Россия и Каспийский регион SPE (г. Москва, 2016 г.); 5-ой международной научно-практической конференции EAGE «Тюмень 2017: Геонауки — ключ к рациональному освоению недр» (г. Тюмень, 2017 г.); 79-ой ежегодной конференции и выставки EAGE «Energy, Technology, Sustainability - Time to open a new Chapter (энергетика, технологии, устойчивое развитие: время открыть новую страницу)» (г. Париж, 2017 г.).

Публикации:

По теме диссертации опубликовано 22 научные работы, в том числе 3 статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки Российской Федерации, 10 статей в изданиях, входящих в базы данных WoS и/или SCOPUS и 1 патент на изобретение.

Структура и объем диссертационной работы:

Диссертационная работа состоит из введения, 4-х глав, основных выводов и рекомендаций и списка литературы, включающего 178 наименований. Материал диссертации изложен на 175 страницах машинописного текста, включает 12 таблиц, 49 рисунков.

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ УСЛОВИЙ И КРИТЕРИЕВ ОБРАЗОВАНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ И МЕТОДЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ИХ ВЫПАДЕНИЯ

Образование отложений неорганических солей является одной из основных проблем нефтяной и газовой промышленности, так как многие месторождения находятся на поздней стадии разработки, и их обводненность увеличивается. Традиционно, солеотложение рассматривается как проблема, возникающая в призабойной зоне пласта, в нагнетательных и добывающих скважинах, клапанах, установках электроцентробежных насосов (УЭЦН), насосно-компрессорных трубах (НКТ), подземном и наземном оборудовании, и системах сбора, транспорта и подготовки нефти и воды, которая снижает коэффициент продуктивности добывающих скважин [16, 17, 20, 24, 64, 82, 130, 138, 153, 169]. Карбонатные и сульфатные отложения являются наиболее распространенными видами солей. Карбонатные отложения, в основном карбонат кальция, образуются при изменении термобарических условий пластов, а сульфатные отложения образуются вследствие химической несовместимости закачиваемой и пластовой вод при заводнении [32, 77, 129, 160]. Две воды называются несовместимыми, если они взаимодействуют химически, и при их смешивании осаждаются минералы. Типичным примером несовместимых вод являются морская вода с высокой концентрацией 804" и пластовая вода с в сокой концентрацией ионов

Са (В а и/или Sr ). Смешение этих вод вызывает осаждение CaSO4 (BaSO4 и/или SrSO4). В связи с важностью решения задач борьбы с солеотложениями в нефтегазовой отрасли, многие исследователи попытались изучить механизм образования отложений солей с целью их прогнозирования, предупреждения или удаления. Таким образом, наблюдается всплеск интереса к пониманию механизма образования отложений солей и ухудшения проницаемости ПЗП вследствие солеотложений, а также к эффективной борьбе с ними. Своевременное прогнозирование условий выпадения солей и их

предотвращение может значительно снизить риск выпадения солей и ухудшения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов. Для предотвращения отложений солей широко применяется технология закачки в ПЗП водного раствора ингибиторов солеотложений. Данная технология обеспечивает надежную и долговременную защиту от выпадения солей в скважинном оборудовании и ПЗП. В этой технологии, способность ингибиторов солеотложений адсорбироваться на поверхности породы пласта является одним из определяющих факторов успешной обработки. Таким образом, эффективный ингибитор солеотложений должен быть выбран или разработан на основе взаимодействия химического реагента с породой пласта и пластовой водой.

1.1 Причины, условия и кинетика образования отложений неорганических

солей при добыче нефти

Отложение солей в ПЗП и на поверхности нефтепромыслового оборудования приводит к снижению дебита скважины, сокращению срока службы оборудования и снижению проницаемости породы [50]. Большинство скважин Западной Сибири эксплуатируется установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). В работе [89] показано, что на Новогоднем нефтяном месторождении 33 % отказов УЭЦН являются результатом выпадения неорганических солей. Несмотря на то, что солеотложение обычно в первую очередь наблюдается в УЭЦН, оно может в конечном итоге повлиять на эффективность разработки месторождения. Именно поэтому необходимо определить условия, при которых соли образуются. Глубокое понимание механизмов образования солей в ПЗП и скважинном оборудовании требуется для улучшения системы управления разработкой месторождения за счет минимизации проблем осаждения неорганических солей. Кроме того, для определения соответствующих технологий борьбы с солеотложениями необходима информация о физических и химических свойствах осадков.

Существуют разные причины отложений неорганических солей на различных месторождениях вследствие сложных условий образования солей. Перенасыщение ионами пластовой воды является необходимым предварительным условием отложения минералов. Авторы работ [5, 9, 65, 73] утверждают, что перенасыщенное состояние раствора считается первичной причиной образования неорганических солей, и происходит, когда раствор содержит растворенные материалы, концентрация которых выше их равновесной концентрации. Степень перенасыщения ионами растворов является движущей силой реакции осаждения. Следовательно, состояние высокого перенасыщения предполагает более высокую вероятность образования отложений солей. Авторами работ [16, 27] отмечено, что неорганическая соль начинает образовываться, когда состояние любой естественной жидкости возмущается таким образом, что предел растворимости для одного или более компонентов повышается. Различные процессы при добыче нефти неизбежно ведут к изменениям условий равновесия [32, 112]. Если эти изменения позволяют компонентам жидкости находиться сверх предела растворимости, то самопроизвольный процесс осаждения неорганических солей происходит за счет изменения температуры и давления.

Образование отложений солей начинается с процессов формирования зародыша кристаллизации, в которых атомы соединяются с образованием субмикронных частиц. В процессе образования отложений солей наблюдаются два этапа: индукционный период, который связан с ростом зародышей и кристаллов, и период медленного роста вновь образованных кристаллов [107]. В течение индукционного периода реакция осаждения ограничена зарождением. Осаждение солей происходит первоначально под контролем реакции зародышей кристаллов, а затем под контролем реакции роста кристаллов. Таким образом, скорость осаждения в растворе зависит от поверхности растущего кристалла и концентрации ионов в растворе. Для определения индукционного периода и периода роста кристаллов существуют некоторые теоретические уравнения, которые хорошо подтверждаются

экспериментальными данными. В работе [140] отмечается, что, что зарождение кристаллов происходит во время индукционного периода, а регулярный рост кристаллов происходит на кристаллах, образующихся в течение индукционного периода. Продолжительность индукционного периода в перенасыщенном растворе соответствует метастабильному состоянию, в течение которого не происходит осаждение солей [151]. Индукционный период уменьшается с увеличением перенасыщения ионами раствора. Присутствие других солей и химических реагентов в растворе может повлиять на индукционный период кристаллизации соли.

Интенсивность перемешивания растворов и условия движения потока являются одним из наиболее важных параметров, влияющих на скорость роста кристаллов [16, 122]. При постоянной температуре и степени перенасыщения ионами раствора, скорость кристаллизации может существенно изменяться в зависимости от скорости потока. Также наличие в растворе примесей влияет на возможность возникновения зародыша кристаллизации. Необходимая энергия для образования зародыша в растворе с присутствием примесей меньше, чем в чистом растворе, потому что примеси действуют как центры зародышеобразования. При наличии в растворе примесей процесс нуклеации называется гетерогенной, и обычно происходит в подземных резервуарах, где жидкости содержат суспензии минеральных частиц.

Следующие параметры, влияющие на солеотложения, описаны различными авторами работ [3, 9, 16, 24, 25, 74, 94, 95, 104, 133, 134, 160, 168]: температура, давление, ионный состав воды, возникновение зародышей кристаллизации, скорость реакции осаждения и роста кристаллов, соосаждение (совместное осаждение), поверхностная и объемная кристаллизация, распределение кристаллов по размерам, изменение физических свойств жидкости вследствие кристаллизации и осаждения, степень насыщенности ионами растворов (закачиваемой и пластовой вод при заводнении), нефтяные компоненты, рН, условия движения потока, поверхностные свойства пористых сред, начальная пористость и проницаемость горных пород,

гидродинамика пористых сред, распределение пор по размерам; движение частиц, находящихся в порах, объемное соотношение закачиваемой и пластовой вод при заводнении, и так далее.

Наиболее распространенные виды отложений неорганических солей при добыче нефти, и основные причины изменения их растворимостей перечислены в таблице 1.1. Кристаллические формы отложений карбоната кальция имеют следующие различные формы: 1. кальцит; 2. фатерит; 3. арагонит. Формирование различных видов сульфата кальция включает в себя: 1. ангидрит (СаБ04); 2. гипс (СаБ04.2Н20); 3. полугидрат (a-CaSO4.0,5H2O).

Таблица 1.1 - Наиболее распространенные соли, их формула и физические условия, вызывающие их образование [61, 109, 133, 134]

Соль Формула Причины изменения растворимости

Кальцит СаСОэ Температура, давление, парциальное давление С02, общая минерализация, рН

Сидерит FeCOз Температура, давление, парциальное давление С02, общая минерализация, рН

Ангидрит CaSO4 Температура, давление, общая минерализация

Гипс CaSO4.2H2O Температура, давление, общая минерализация

Барит BaSO4 Температура, давление, общая минерализация

Целестин SrSO4 Температура, давление, общая минерализация

В данной диссертации рассматривается образование отложений солей карбоната кальция (кальцит), сульфата кальция (ангидрит) и сульфата бария и их предотвращение выпадения, которые образуются при смешивании нагнетательных и пластовых вод по следующим реакциям:

Са2 + + 2НС03 ^ СаС03 + С02(г) + Н20(ж) Са2+ + БС^ ^ СаБ04 Ва2 + + БО 42' ^ ВаБО 4

В работах [7, 16, 24, 27, 32, 52, 77, 128, 137] авторами установлено три основных механизма, посредством которых при эксплуатации нефтяных месторождений соли осаждаются:

• снижение давления и/или повышение температуры насыщенного раствора, что приводит к снижению его растворимости (чаще всего это ведет к осаждению карбонатных солей, таких как карбонат кальция);

• смешивание двух несовместимых вод: наиболее часто морская вода в качестве закачиваемой воды содержит ионы сульфата и бикарбоната, а пластовая вода содержит катионы, в основном, кальция, бария и стронция. Когда закачиваемая вода вступает в контакт с пластовой водой в ПЗП, происходит образование сульфатных отложений;

• испарение рассола, в результате чего концентрация соли увеличивается выше предела растворимости, и это приводит к осаждению солей (это может возникать в газовых скважинах в условиях высокого давления и высокой температуры, где сухой газовый поток может смешиваться с солевым раствором при дегидратации с низкой скоростью; при этом наиболее часто происходит осаждение хлорида натрия).

Авторами работ [16, 24, 64, 133, 138] отмечено, что изменения состояния термодинамического и химического равновесия (ионного состава, рН, давления и температуры) вызывают образование отложений неорганических солей из водного раствора. В работах [70, 133, 138] установлено, что с увеличением рН раствора возможность образования карбоната кальция возрастает, но выпадения сульфата кальция и бария не зависит от рН. Осаждению карбонатных солей наблюдается при температуре, выше которой происходит выделение диоксида углерода. При выделении диоксида углерода растворимость карбоната кальция снижается, и образуется осадок. В работе [83] выявлено, что при более высоких температурах, осаждение сульфата бария уменьшается, так как с ростом температуры растворимость сульфата бария увеличивается. Но скорость отложения карбоната

кальция и сульфата кальция возрастает при увеличении температуре, так как с ростом температуры их растворимость уменьшается [134].

В настоящее время многие нефтяные месторождения находятся на поздней стадии разработки, в связи с этим для поддержания пластового давления и достижения проектных показателей закачивается в пласты большое количество воды, в результате чего происходит отложение солей при смешении несовместимых вод. Закачка автоматически приводит к изменению состояния компонентов смеси двух вод, как только нагнетаемая вода смешивается с пластовой водой [132]. Пластовая вода в карбонатных и песчаных коллекторах, как правило, содержит множество двухвалентных катионов и, следовательно, при их смешивании с анионами в закачиваемых водах соли осаждаются [27, 72]. Точный состав пластовых вод имеет сложную зависимость от минерального диагенеза и других видов изменений, возникающих в потоке пластовых флюидов в течение геологического времени [73]. Ионный состав в попутно-добываемой воде колеблется в разных районах. В статье [119] обращается внимание на необходимость проведения экспериментальных исследований по определению ионного состава закачиваемой воды на конкретном нефтяном месторождении. На рисунке 1.1 представлены причины выпадения солей в результате закачки воды в пласт в каждой части нефтяного месторождения.

Солеобразование, вызванное испарением углеводородного газа в процессе добычи, связано с пластовой водой. При эксплуатации скважин уменьшается гидростатическое давление, увеличивается объем углеводородного газа и рассол испаряется при повышенной температуре [27, 35]. При газонапорном режиме залежи или нагнетании в пласт растворов химических реагентов происходит солеобразование путем закачки кислой воды, содержащей диоксид углерода [115].

Химические реагенты, применяемые при эксплуатации скважин, в том числе ингибиторы асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) может влиять на интенсивность образования отложений солей. В работах [69, 70] изучено влияние

применяемых ингибиторов АСПО на интенсивность выпадения солей и индекс насыщенности вод. В работе [10] отмечено, что в условиях высокого давления применение кальцийсодержащих тяжелых жидкостей глушения увеличивает возможность возникновения зародыша кристаллизации за счет роста количества содержащихся ионов Са2+.

установка для эксплуатации скважины

10 -

добывающая скважина

продуктивная зона

дефект обсадной колонны 7

л г

установка для закачки воды в пласт

"-Гк"

\Л.

"2—I—I 1

нагнетательная скважина

высокопроницаемая зона

ТГ

нефтяная залежь

8

6

4

3

5

Место Изменение, которое может служить причиной солеотложений

1-2 Смешивание нагнетаемых вод

2-3 Увеличение давления и температуры

3-4 Снижение давления, и продолжающийся рост температуры

3-6 Состав раствора может быть отрегулирован катионным обменом

4-6 Смешивание несовместимых вод в коллекторе

5-10 Снижение давления и температуры. Выделение углекислого газа и испарение воды вследствие снижения давления, если газовая фаза присутствует или образуется в этих местах

6 Смешивание пластовой и закачиваемой вод

7 Смешивание вод, полученных из различных зон

8 Смешивание добываемой воды, с рассолом, пришедшим из обсадной колонны при неплотности

Рисунок 1.1 - Появление осадков солей при заводнении [130]

Органические компоненты, в частности нафтеновые кислоты и их соли, оказывают влияние на кинетику кристаллизации солей. Ароматические соединения,

ненасыщенные углеводороды, соединения серы, асфальтены, смол и парафинов являются наиболее распространенными типами органических компонентов, влияющих на интенсивность солеотложений [16, 122]. Влияние органических компонентов нефти на процесс выпадения осадков солей подтверждается путем определения их поверхностной активности и способности к солеотложениям в статических и динамических условиях [3].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Хормали Азизоллах, 2018 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

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

- 168 с.

2. А.с. 897825 СССР, МПК C 09 K 3/00, Е 21 В 21/00. Состав для ингибирования солеотложений / С.А. Михайлов, Г.М. Ярышев, Л.Ф. Крамнюк и др.

- № 2821867/23-26; заявл. 28.09.1979; опубл. 15.01.1982. Бюл. № 2.

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

4. Ахтямов А.Р. Исследование адсорбционно-десорбционных изотерм фосфонатсодержащего ингибитора солеотложения на породу пластов Самотлорского месторождения / А.Р. Ахтямов, К.К. Резвова, Н.В. Глебова // Научно-технический журнал «Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса». - 2013. - № 6. -С. 104-107.

5. Бабикова А.И. Прогноз внутрипластового отложения сульфатных солей при добыче нефти / А.И. Бабикова, М.Б. Дорфман // Научно-технический журнал «Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса». - 2010. - № 4. - С. 5962.

6. Бикчантаева Н.В. Рейтинг эффективности комплексных ингибиторов по версии ТНК-ВР / Н.В. Бикчантаева, С.Б. Якимов, И.Г. Клюшин // Научно-технический журнал «Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса». -2013. - № 3. - С. 37-42.

7. Валекжанин И.В. Комплексный подход к предупреждению солеотложения в условиях Ванкорского месторождения / И.В. Валекжанин, К.К. Резвова, А.Р. Ахтямов и др. // Экспозиция Нефть Газ. - 2015. - № 5 (44). - С. 24-28.

8. Валекжанин И.В. Отложение гипса на Верхнечонском месторождении. Моделирование задавки ингибиторов в пласт / И.В. Валекжанин, А.И. Волошин, А.Р. Ахтямов и др. // Экспозиция Нефть Газ. - 2016. - № 4 (50). - С. 36-40.

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

10. Гилаев Г.Г. Комплексное решение проблем солеотложения в ООО «РН-Юганскнефтегаз» / Г.Г. Гилаев, А.С. Малышев, А.Г. Телин и др. // Научно-технический вестник ОАО "НК "Роснефть. - 2012. - Вып. 26. - № 1. - С. 28-33.

11. Гиматутдинов Ш.К. Развитие методов борьбы с образованием солевых осадков в нефтепромысловом оборудовании / Ш.К. Гиматутдинов, Л.Х. Ибрагимов, З.И. Сюняев // Реф. докл. М.: - 1981. - № 4. - С. 136-137.

12. Глущенко В.Н. Химико-технологические приемы повышения эффективности защиты от солеотложений методом Squeeze treatment / В.Н. Глущенко, О.А. Пташко, А.В. Денисова // Нефть. Газ. Новации. - 2012. - № 8 (163). -С. 74-77.

13. ГОСТ Р 9.905-2007. Единая система защиты от коррозии и старения. Методы коррозионных испытаний. Общие требования. Введ. 2009-01-01. - М.: Стандартинформ, 2007. - 20 с.

14. Докичев В.А. Углеводы - новый класс «зеленых» ингибиторов солеотложений / В.А. Докичев, Е.И. Коптяева, Ф.Г. Ишмуратов и др. // Нефтяное хозяйство. - 2016. - № 5. - С. 92-94.

15. Емков А.А. Методы борьбы с отложениями неорганических солей в оборудовании подготовки нефти / А.А. Емков. - М.: ВНИИОЭНГ, 1988. - 52 с.

16. Ибрагимов Л.Х. Интенсификация добычи нефти / Л.Х. Ибрагимов, И.Т. Мищенко, Д.К. Челоянц. - М.: Наука, 2000. - 414 с.

17. Ивановский В.Н. Интеллектуальные программно-аппаратные комплексы защиты скважинного оборудования от отложения солей / В.Н. Ивановский, А.А. Сабиров, И.Н. Герасимов и др. // Территория Нефтегаз. - 2015. - № 4. - С. 20-24.

18. Ивановский В.Н. Новый концептуальный подход к защите погружного оборудования от солеотложений / В.Н. Ивановский, А.А. Сабиров, Ю.А. Донской и др. // Территория Нефтегаз. - 2013. - № 9. - С. 12-16.

19. Ивановский В.Н. Прогнозирование как способ борьбы с отложением солей в скважинах, оборудованных электроцентробежными насосами / В.Н. Ивановский, А.А. Сабиров, Ю.А. Донской и др. // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 6. - С. 73-75.

20. Исаев М.Г. Об отложении гипса в нефтяных пластах / М.Г.Исаев, Е.М. Гнеев, Л.Б. Лялина // Нефтепромысловое дело. - 1980. - № 8. - С. 14-16.

21. Камалетдинов Р.С. Обзор существующих методов предупреждения и борьбы с солеотложением в погружном оборудовании / Р.С. Камалетдинов // Инженерная практика. - Пилотный вып. - 2009. - С. 12-15.

22. Каменщиков Ф.А. Исследование эффективности ингибиторов солеотложения / Ф.А. Каменьщиков, Н.Л. Черных, Г.В. Черепанова // Нефтяное хозяйство. - 1988. - № 10. - С. 39-41.

23. Кащавцев В.Е. Предупреждение солеобразования при добыче нефти / В.Е. Кащавцев, Ю.П. Гаттенбергер, С.Ф. Люшин. - М.: Недра, 1985. - 215 с.

24. Кащавцев В.Е. Солеобразование при добыче нефти / В.Е. Кащавцев, И.Т. Мищенко. - М.: Орбита, 2004. - 432 с.

25. Ким В.К. Образование неорганических солей в поровых каналах вмещающих пород нефтяных месторождений / В.К. Ким, В.А. Рагулин, Р.У. Маганов // Нефтяное хозяйство. - 1992. - № 2. - С. 28-29.

26. Клюшин И.Г. Повышение эффективности кислотных обработок призабойной зоны и ингибирования отложения солей применением порошковой

оксиэтилидендифосфоновой кислоты / И.Г. Клюшин, Н.В. Новиков, Б.Р. Гильмутдинов и др. // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 11. - С. 58-60.

27. Крабртри М. Борьба с солеотложениями — удаление и предотвращение их образования / М. Крабртри, Д. Эслингер, Ф. Флетчер, М. Миллер // Нефтегазовое обозрение. - 2002. - № 2. - С. 52-73.

28. Кузнецов H.H. Обнаружение солеотложений при эксплуатации нефтяных скважин / Н.Н. Кузнецов // Нефтяное хозяйство. - 1988. - № 1. - С. 58-60.

29. Кунакова А.М. Мониторинг солеобразования в скважинном оборудовании и технологии его предупреждения в ООО «Газпромнефть-Хантос» / А.М. Кунакова, Р.К. Файзуллин, Р.Р. Гумеров и др. // Нефтяное хозяйство. - 2011. -№ 12. - С. 66-67.

30. Леонтьев С.А. Мониторинг образования солеотложений в системе подготовки подтоварной воды / С.А. Леонтьев // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 6. - С. 82-83.

31. Легаев Ю.Н. Применение механических методов предупреждения отложения солей в скважинах залежей 301-303 / Ю.Н. Легаев, И.С. Ванюрихин, Д.В. Пищаев, Ф.А. Галиев, К.В. Валовский // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 7. - С. 5860.

32. Люшин С.Ф. Отложения неорганических солей в скважинах, призабойной зоне пласта и методы их предотвращения / С.Ф. Люшин, А.А. Глазков, Г.В. Галеева и др. - М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - 100 с.

33. Малышев А.С. Разработка шаблонов применимости технологий предотвращения солеотложения в добывающих скважинах / А.С. Малышев, Р.А. Хабибуллин, И.М. Ганиев и др. // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 11. - С. 48-50.

34. Мамедов К.А. Применение реагента комплексного действия для повышения эффективности нефтедобычи / К.А. Мамедов, Ф.К. Кязимов, Ф.Г Сейфиев, Н.С. Гамидова // Научно-технический журнал «Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса». - 2015. - № 1. - С. 36-39.

35. Маринин Н.С. Отложение солей и борьба с ними на месторождениях Западной Сибири / Н.С. Маринин, Г.М. Ярышев, В.А. Ершов // Нефтяное хозяйство. - 1978. - № 5. - С. 53-54.

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

37. Миллер В.К. Предотвращение образования сложных железосодержащих осадков в процессе добычи обводненной нефти / В.К. Миллер, Н.С. Булдакова, О.А. Овечкина, Е.Ю. Коробейникова // Экспозиция Нефть Газ. - 2016. - № 4 (50). - С. 3235.

38. Михельман А.И. Магнитоакустический способ предотвращения отложения и накипи в теплообменной аппаратуре / А.И. Михельман, В.Н. Радыш, В.И. Резуненко // Нефтяная и газовая промышленность. - 1978. - № 10. - С. 24-31.

39. Москвин В.Д. Состояние и пути решения проблемы солеобразования при добыче нефти / В.Д. Москвин, В.Е. Кащавцев // Нефтепромысловое дело. -1981. - № 10. - С. 28-31.

40. Настин В.В. Применение технологии Squeeze для защиты скважин от солеотложений на Ем-Еговской площади Красноленинского свода месторождений / В.В. Настин, О.Э. Линдеман // Научно-технический журнал «Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса». - 2013. - № 6. - С. 99-104.

41. Невядовский Е.Ю. Менеджмент солеотложения на месторождениях НК «Роснефть» // Инженерная Практика. - 2009. - Пилотный вып. - C. 37-45.

42. Нугуманова Н.Ф. Исследование ингибирующей способности составов на основе фосфорсодержащих соединений и поверхностно-активных веществ / Н.Ф. Нугуманова, Р.Р. Валиев, И.С. Ермилова и др. // Вестник Казанского технологического университета. - 2016. - Т. 19. - № 10. - С. 73-75.

43. Оганесов В.А. Эффективность применения ингибиторов солеотложения на скважинах Самотлорского месторождения / В.А. Оганесов, В.М. Резник, В.В. Борисов // Нефтепромысловое дело. - 1980. - № 10. - С. 18-20.

44. Однорог Д.С. Применение ингибиторов отложений солей на нефтяных месторождениях Мангышлака / Д.С. Однорог, А.И. Пагуба // Нефтяное хозяйство. -1980. - № 3. - С. 67-68.

45. Пат. 2070910 (РФ) МКИ С 09 К 3/00. Состав для предотвращения отложения неорганических солей при добыче нефти и газа из скважин / P.A. Фасхутдинов, Ю.В. Антипин, Н.Л. Виноградова, З.Ш. Давлетшин, Г.Ш. Исланова, Г.А. Шамаев. - № 94003449/03; заявл. 28.01.1994; опубл. 27.12.1996. Бюл. № 36.

46. Пат. 2165008 (РФ) МКИ Е 21 В 37/06, 37/00. Способ предотвращения отложений минеральных солей и сульфида железа / Р.Ф. Габдуллин, И.Р. Рагулина, Ю.В. Антипин, М.Д. Валеев. - № 2000107275/03; заявл. 24.03.2000; опубл. 10.04.2001. Бюл. № 10.

47. Пат. 2307798 (РФ) МПК C 02 F 5/14. Состав для ингибирования солеотложений при добыче нефти (варианты) / А.И. Волошин, Е.Ю. Харитонова, С.А. Гуров, М.Э. Хлебникова. - № 2006101461/15; заявл. 19.01.2006; опубл. 10.10.2007. Бюл. № 28.

48. Пат. 119041 (РФ), МПК F 04 B 47/02, Е 21 В 43/00. Скважинная штанговая насосная установка для добычи нефти в условиях, осложненных солеотложением / И.С. Ванюрихин, Ю.Н. Легаев, Ф.А. Галиев, Д.В. Пищаев, Р.Р. Галимов. - № 2012112547/06; заявл. 30.03.2012; опубл. 10.08.2012, Бюл. № 22.

49. Пат. 2637537 (РФ) МПК C 09 K 8/528, C 09 K 8/74. Состав для предотвращения солеотложений в добыче нефти / А. Хормали, Д.Г. Петраков, Д.С. Тананыхин, Л.А. Шангараева. - № 2016144277; заявл. 10.11.2016; опубл. 05.12.2017, Бюл. № 34.

50. Перейма А.А. Предотвращение солеотложения в нефтегазовых скважинах применением фосфорорганических ингибиторов / А.А. Перейма // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 2. - С. 84-87.

51. Перекупка А.Г. Эффективность и перспективы применения многокомпонентных смесей ингибиторов солеотложения / А.Г. Перекупка, Ю.С. Елизарова // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 6. - С. 82-84.

52. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях / М.Н. Персиянцев. - ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 653 с.: ил. - ISBN5-8365-0052-5.

53. Попов С.Н. Современные возможности прогноза техногенного солеотложения при разработке месторождений углеводородов / С.Н. Попов, Г.Ю. Исаева // Георесурсы, Геоэнергетика, Геополитика. - 2011. - № 2 (4). - С. 1-7.

54. Потапов С.С. Борьба с отложениями солей и коррозией в оборудовании тепловой подготовки нефти НГДУ «Мамонтовнефть» / С.С. Потапов, И.С. Кольчугин, В.М. Лимановский, Н.П. Кузнецов // Нефтяное хозяйство. - 1995. - № 7. - С. 53-54.

55. Рагулин В.В. Перспективная технология предупреждения солеотложения в добывающих скважинах / В.В. Рагулин, А.И. Волошин, И.М. Ганиев и др. // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 11. - С. 62-65.

56. Рафикова А.Н. Экологичный ингибитор солеотложений на основе цвиттер-ионных ПАВ / А.Н. Рафикова, Р.Р. Мингазов, Р.Р. Рахматуллин, Н.Ю. Башкирцева // Вестник Казанского технологического университета. - 2013. - Т. 16. -№ 5. - С. 234-245.

57. Ревизский Ю.В. Технология совместной закачки в пласт ингибиторов парафина и солеотложения / Ю.В. Ревизский, Р.Ф. Хайруллин, С.М. Карев и др. // Нефтепромысловое дело. - 1980. - № 10. - С. 20-23.

58. Рудомино М.В. Композиции на основе нитрилотриметиленфосфоновой кислоты для ингибирования солеотложений / М.В. Рудомино, Н.И. Крутикова, Е.К. Колова и др. // Химия комплексонов и их применение. - 1985. - С. 98-102.

59. Рязанов А.А. Разработка технологии применения унифицированных растворов глушения для предотвращения преждевременных отказов скважинного оборудования / А.А. Рязанов, И.Г. Клюшин, Б.Р. Гильмутдинов // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 2. - С. 87-89.

60. Сагирова Л.Р. Влияние состава пород коллекторов на снижение проницаемости призабойной зоны скважины на примере Приобского месторождения / Л.Р. Сагирова // Нефть. Газ. Новации. - 2011. - № 2 (145). - С. 10-12.

61. Сагирова Л.Р. Классификация отложений солей, их состав и структура на месторождениях Ноябрьского региона / Л.Р. Сагирова, Ю.А. Котенёв // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2011. - № 5. - С. 189-195.

62. Сагирова Л.Р. Прогнозирование и способы предупреждения отложения солей при добыче нефти: автореф. дис. ... канд. техн. наук (25.00.17) / Сагирова Ляйсан Рустамовна. - Уфа, 2012. - 24 с.

63. Ситников А.В. Прогнозирование солеотложения при смешении различных типов вод в системе поддержания пластового давления / А.В. Ситников, О.В. Сенникова, М.В. Жирнов и др. // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 9. - С. 64-65.

64. Солодов А.В. Состояние и перспективы развития химических методов защиты нефтепромыслового оборудования от соле- и парафиноотложений / А.В. Солодов, Н.В. Бикчентаева, Л.М. Оленев // Нефтяное хозяйство. - 1983. - № 12. - С. 24-28.

65. Сыртланов А.Ш. Пути повышения эффективности предотвращения образования отложений неорганических солей в скважинах / А.Ш. Сыртланов, Р.А. Фасхутдинов, Ф.Д. Шайдуллин и др. // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 4. - С. 5961.

66. Ушаков А.В. Эффекты интенсификации процесса выпадения карбоната кальция и изменения реологических свойств нефти при воздействии магнитным полем на ОНФ-системы / А.В. Ушаков // Трубопроводный транспорт: теория и практика. - 2015. - № 4 (50). - С. 28-33.

67. Хасанов М.М. Воздействие магнитного поля на отложения карбонатных осадков в скважинах / М.М. Хасанов, В.В. Рагулин, А.Г. Михайлов и др. // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2002. - № 2. - С. 1-8.

68. Хормали А. Комплексная технология предотвращения отложений неорганических солей при добыче нефти / А. Хормали, Д.Г. Петраков // Территория Нефтегаз. - 2017. - № 10. - С. 50-55.

69. Хормали А. Исследование влияния ингибиторов АСПО на снижение интенсивности солеотложений в системе «пласт-скважина» / А. Хормали, Д.Г. Петраков, Х. Джафарпур // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». -2015. - № 5. - С. 200-214. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.17122/ogbus-2015-5-200-214

70. Хормали А. Исследование отложения карбоната кальция и сульфата бария в наличии ингибитора парафина / А. Хормали, Д.Г. Петраков // Научно-технический журнал «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». - 2015. - № 12. - С. 39-41.

71. Хормали А. Исследование образования и ингибирования неорганических солей при заводнении / А. Хормали, Д.Г. Петраков // Научно-технический журнал «Нефтепромысловое дело». - 2016. - № 12. - С. 37-41.

72. Шангараева Л.А. Кинетика формирования солеотложений сульфата бария при самопроизвольном его осаждении в пересыщенных водных растворах / Л.А. Шангараева, А.В. Петухов // Научно-технический журнал «Нефтегазовое дело». - 2012. - Т. 10. - № 1. - С. 22-27. Режим доступа http://ngdelo.ru/files/old ^е1о/2012/1/^е!о-1-2012-р22-26^

73. Шангараева Л.А. Обоснование технологии предотвращения выпадения сульфата бария в скважинном оборудовании миннибаевской площади Ромашкинского месторождения: дис. ... канд. техн. наук (25.00.17) / Шангараева Лилия Альбертовна. - СПБ., 2013. - 140 с.

74. Шангараева Л.А. Особенности процесса отложений сульфата бария в скважинном оборудовании с участием активных органических соединений нефти / Л.А. Шангараева, А.В. Петухов // Инженер-нефтяник. - 2012. - № 4. - С. 13-15.

75. Шангараева Л.А. Методы предотвращения отложения солей в нефтяных скважинах / Л.А. Шангараева, А.В. Петухов // Инновации в науке. - 2013. - № 27. -С. 163-167.

76. Ягудин Р.А. Технология закачки ингибитора солеотложения в пласт: практика реализации и перспективы применения технологии на объектах ООО «РН-Юганскнефтегаз» / Р.А. Ягудин, А.Г. Михайлов, Э.И. Шакиров и др. // Территория Нефтегаз. - 2011. - № 4. - С. 84-89.

77. Amiri M. The prediction of calcium carbonate and calcium sulfate scale formation in Iranian oilfields at different mixing ratios of injection water with formation water / M. Amiri, J. Moghadasi // Petroleum Science and Technology. - 2012. - Vol. 30. -No. 3. - pp. 223-236. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1080/10916461003752595

78. Andrei M. Comparative coreflood studies for precipitation and adsorption squeeze with PPCA as the scales inhibitor / M. Andrei, A. Malandrino // Petroleum Science and Technology. - 2003. - Vol. 21. - No. 7-8. - pp. 1295-1315. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1081/LFT-120018174

79. Baraka-Lokmane S. Effect of pH and scale inhibitor concentration on phosphonate-carbonate interaction / S. Baraka-Lokmane, K.S. Sorbie // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2010. - Vol. 70. - No. 1-2. - pp. 10-27. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1016/j.petrol.2009.05.002

80. Bedrikovetsky P.G. Barium sulphate oilfield scaling: Mathematical and laboratory modeling / P.G. Bedrikovetsky, R.P. Lopes Jr, P.M. Gladstone, et al. //

Presented at the SPE 6th International Symposium on Oilfield Scale. - 26-27 May 2004. -Aberdeen, UK. - 305-318. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/87457-MS

81. Bezemer C. Prevention of carbonate scale deposition: A well-packing technique with controlled solubility phosphates / C. Bezemer, K.A. Bauer // Journal of Petroleum Technology. - 1969. - Vol. 21. - No. 4. - pp. 505-514. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/2176-PA

82. BinMerdhah A.B. Inhibition of calcium sulfate and strontium sulfate scale in waterflood / A.B. BinMerdhah // SPE Production & Operations. - 2010. - Vol. 25. - No. 4. - pp. 545-552. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/141168-PA

83. BinMerdhah A.B. Inhibition of barium sulfate scale at high-barium formation water / A.B. BinMerdhah // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2012. - Vol. 90-91. - pp. 124-130. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1016/i.petrol.2012.04.005

84. Browning F.H. Effect of synthesis parameters on the properties of calcium phosphonate precipitates / F.H. Browning, H.S. Fogler // Langmuir. - 1995. - Vol. 11. -No. 10. - pp. 4143-4152. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1021/la00010a082

85. Bunney J.R. The prediction and avoidance of formation damage induced by scale inhibitor squeeze treatments / J.R. Bunney, M.M. Jordan, K.S. Sorbie // Presented at the SPE European Formation Damage Conference. - 2-3 June 1997. - The Hague, Netherlands. - pp. 219-231. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/38165-MS

86. Chaussemier M. State of art of natural inhibitors of calcium carbonate scaling. A review article / M. Chaussemier, E. Pourmohtasham, D. Gelus, et al. // Desalination. -2015. - Vol. 356. - pp. 47-55. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1016/j.desal.2014.10.014

87. Chen T. New polymer chemistry for squeeze application in tight carbonate reservoirs / T. Chen, S.M. Heath, R. Benvie, et al. // Presented at the SPE International Conference and Exhibition on Oilfield Scale. - 30-31 May 2012. - Aberdeen, UK. - pp. 130-147. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/154953-MS

88. Chen T. Influence of PPCA inhibitor on CaCO3 scale surface deposition and bulk precipitation at elevated temperature / T. Chen, A. Neville, M. Yuan, K. Sorbie // Progress in Natural Science. - 2005. - Vol. 15. - Issue sup. 1. - pp. 35-41. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1080/10020070512330005

89. Cheremisov K. First application of scale inhibitor during hydraulic fracturing treatments in Western Siberia / K. Cheremisov, D. Oussoltsev, K.K. Butula, et al. // Presented at the SPE International Oilfield Scale Conference. - 28-29 May 2008. -Aberdeen, UK. - pp. 550-563. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/114255-MS

90. Chew C.B. The efficacy of calcium carbonate scale inhibition by commercial polymer scale inhibitors / C.B. Chew, R. Mat // Chemical Engineering Transactions. -2015. - Vol. 45. - pp. 1471-1476. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.3303/CET1545246

91. Chong A.L. Synergistic corrosion inhibition of mild steel in aqueous chloride solutions by an imidazolinium carboxylate salt / A.L. Chong, J.I. Mardel, D.R. MacFarlane, et al. // ACS Sustainable Chemistry & Engineering. - 2016. - Vol. 4. - No. 3. - pp. 1746-1755. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1021/acssuschemeng.5b01725

92. Collins I.R. Field application of a scale inhibitor squeeze enhancing additive / I.R. Collins, L.G. Cowie, M. Nicol, N.J. Stewart // SPE Production & Facilities. - 1999. -Vol. 14. - No. 1. - pp. 21-29. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/54525-PA

93. El-Said M. Analysis of oilfield waters by ion chromatography to determine the composition of scale deposition / M. El-Said, M. Ramzi, T. Abdel-Moghny // Desalination. - 2009. - Vol. 249. - No. 2. - pp. 748-756. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1016/j.desal.2008.12.061

94. Fan C. Scale prediction and inhibition for oil and gas production at high temperature/high pressure / C. Fan, A.T. Kan, P. Zhang, et al. // SPE Journal. - 2012. -Vol. 17. - No. 2. - pp. 379-392. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/130690-PA

95. Farooqui N.M. Polyphosphino carboxylic acid (PPCA) scale inhibitor for application in precipitation squeeze treatments: The effect of molecular weight distribution

/ N.M. Farooqui, A. Grice, K.S. Sorbie, D. Haddleton / N.M. Farooqui // Presented at the CORROSION 2014. - 9-13 March 2014. - San Antonio, Texas, USA. - pp. 1-16.

96. Garcia A.V. Prediction of mineral scale formation in geothermal and oilfield operations using the Extended UNIQUAC model: Part II. Carbonate-scaling minerals / A.V. Garcia, K. Thomsen, E.H. Stenby // Geothermics. - 2006. - Vol. 35. - No. 3. - pp. 239-284. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1016/j. geothermics.2006.03.001

97. Gdanski R.D. Formation mineralogy impacts scale inhibitor squeeze design / R.D. Gdanski // Presented at the SPE Europec/EAGE Annual Conference and Exhibition. -9-12 June 2008. - Rome, Italy. - pp. 2204-2218. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/113261-MS

98. Ghaderi S.M. Experimental and theoretical study of calcium sulphate precipitation in porous media using glass micromodel / S.M. Ghaderi, R. Kharrat, H.A. Tahmasebi // Oil & Gas Science and Technology. - 2009. - Vol. 64. - No. 4. - pp. 489501. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2516/ogst/2009018

99. Ghosh B. Effect of surfactant composition on reservoir wettability and scale inhibitor squeeze lifetime in oil wet carbonate reservoir / B. Ghosh, X. Li // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2013. - Vol. 108. - pp. 250-258. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1016/j.petrol.2013.04.012

100. Graham G.M. Examination of the effect of generically different scale inhibitor species (PPCA and DETPMP) on the adherence and growth of barium sulphate scale on metal surfaces / G.M. Graham, L.S. Boak, C.M. Hobden // Presented at the Third International Symposium on Oilfield Scale. - 30-31 January 2001. - Aberdeen, UK. - pp. 1-13. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/68298-MS

101. Guo X. Preparation and application of copolymer modified with the palygorskite as inhibitor for calcium carbonate scale / X. Guo, F. Qiu, K. Dong, et al. // Applied Clay Science. - 2014. - Vol. 99. - pp. 187-193. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1016/j.clay.2014.06.031

102. Haghtalab A. Prediction mineral scale formation in oil reservoirs during water injection / A. Haghtalab, M.J. Kamali, A. Shahrabadi // Fluid Phase Equilibria. - 2014. -Vol. 373. - pp. 43-54. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1016/iiluid.2014.04.001

103. Hajirezaie S. Scale formation in porous media and its impact on reservoir performance during water flooding / S. Hajirezaie, X. Wu, C.A. Peters // Journal of Natural Gas Science and Engineering. - 2017. - Vol. 39. - pp. 188-202. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1016/i.ingse.2017.01.019

104. Hennessy A.J.B. The effect of additives on the co-crystallisation of calcium with barium sulphate / A.J.B. Hennessy, G.M. Graham // Journal of Crystal Growth. -2002. - Vol. 237-239. - pp. 2153-2159. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1016/S0022-0248(01)02258-8

105. Hosny R. Estimation of the scale deposits near wellbore via software in the presence of inhibitors / R. Hosny, S.E.M. Desouky, M. Ramzi, et al. // Journal of Dispersion Science and Technology. - 2009. - Vol. 30. - No. 2. - pp. 204-212. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1080/01932690802498658

106. Jamialahmadi M. Mechanisms of scale deposition and scale removal in porous media / M. Jamialahmadi, H. Muller-Steinhagen // International Journal of Oil, Gas and Coal Technology. - 2008. - Vol. 1. - No. 1-2. - pp. 81-108. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1504/IJ0GCT.2008.016733

107. Johnson R.A. The kinetics of precipitate formation: Barium sulfate / R.A. Johnson, J.D. O'Rourke // Journal of the American Chemical Society. - 1954. - Vol. 76. -No. 8. - pp. 2124-2126. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1021/ia01637a025

108. Jordan M.M. Effective management of scaling from and within carbonate oil reservoirs, North Sea Basin / M.M. Jordan, S. Kemp, E. Sorhaug, et al. // Chemical Engineering Research and Design. - 2003. - Vol. 81. - No. 3. - pp. 359-372. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1205/02638760360596919

109. Jordan M.M. Life cycle management of scale control within subsea fields and its impact on flow assurance, gulf of Mexico and the North Sea Basin / M.M. Jordan, K.

Sjuraether, I.R. Collins, et al. // Presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - 30 September - 3 October 2001. - New Orleans, Louisiana, USA. - pp. 19711986. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/71557-MS

110. Jordan M.M. Static and dynamic adsorption of phosphonate and polymeric scale inhibitors onto reservoir core from laboratory tests to field application / M.M. Jordan, K.S. Sorbie, M.D. Yuan, et al. // Presented at the SPE International Symposium on Oilfield Chemistry. - 14-17 February 1995. - San Antonio, Texas, USA. - pp. 1-15. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/29002-MS

111. Kahrwad M. Coupled adsorption/precipitation of scale inhibitors: Experimental results and modeling / M. Kahrwad, K.S. Sorbie, L.S. Boak // SPE Production & Operations. - 2009. - Vol. 24. - No. 3. - pp. 481-491. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/114108-PA

112. Kan A.T. Scale prediction for oil and gas production / A.T. Kan, M.B. Tomson // SPE Journal. - 2012. - Vol. 17. - No. 2. - pp. 362-378. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/132237-PA

113. Kelland M.A. Effect of various cations on the formation of calcium carbonate and barium sulfate scale with and without scale inhibitors / M.A. Kelland // Industrial & Engineering Chemistry Research. - 2011. - Vol. 50. - No. 9. - pp. 5852-5861. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1021/ie2003494

114. Khormali A. Prevention of formation damage caused by mineral scale deposition in carbonate reservoirs using scale inhibitors / A. Khormali // Presented at the 79th EAGE Conference and Exhibition. - 12-15 June 2017. - Paris, France. - pp. 1-3. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.3997/2214-4609.201701481

115. Khormali A. Combination drive mechanism simulation during production in carbonate oil reservoirs / A. Khormali, D.G. Petrakov, H. Jafarpour // Presented at the EAGE 7th Saint Petersburg International Conference & Exhibition — Understanding the Harmony of the Earth's Resources through Integration of Geosciences. - 11-14 April 2016.

- Saint Petersburg, Russia. - pp. 56-60. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.3997/2214-4609.201600236

116. Khormali A. Investigation of formation damage of reservoir rocks due to inorganic salt precipitation / A. Khormali // Presented at the EAGE 5th Tyumen International Conference & Exhibition — The key to the rational development of mineral resources. - 27-30 March 2017. - Tyumen, Russia. - pp. 1-5. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.3997/2214-4609.201700084

117. Khormali A. Study of adsorption/desorption properties of a new scale inhibitor package to prevent calcium carbonate formation during water injection in oil reservoirs / A. Khormali, D.G. Petrakov, R. Nazari Moghaddam // Journal of Petroleum Science and Engineering (Elsevier). - 2017. - Vol. 153. - pp. 257-267. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1016/j.petrol.2017.04.008

118. Khormali A. Laboratory investigation of a new scale inhibitor for preventing calcium carbonate precipitation in oil reservoirs and production equipment / A. Khormali, D.G. Petrakov // Petroleum Science (Springer). - 2016. - Vol. 10. - No. 2. - pp. 320-327. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1007/s12182-016-0085-6

119. Khormali A. Prevention of calcium carbonate precipitation during water injection into high-pressure high-temperature wells / A. Khormali, D.G. Petrakov, A. Benson Lamidi, R. Rastegar // Presented at the SPE European Formation Damage Conference and Exhibition. - 3-5 June 2015. - Budapest, Hungary. - pp. 1118-1128. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/174277-MS

120. Khormali A. Increasing efficiency of calcium sulfate scale prevention using a new mixture of phosphonate scale inhibitors during waterflooding / A. Khormali, A.R. Sharifov, D.I. Torba // Journal of Petroleum Science and Engineering (Elsevier). - 2018. -Vol. 164. - pp. 245-258. Режим доступа: https://doi.org/10.1016/j.petrol.2018.01.055

121. Khormali A. Prediction and inhibition of inorganic salt formation under static and dynamic conditions-Effect of pressure, temperature, and mixing ratio / A. Khormali,

D.G. Petrakov, A.R. Farmanzade // International Journal of Technology. - 2016. - Vol. 7.

- No. 6. - pp. 943-951. Режим доступа: https://doi.org/10.14716/ijtech.v7i6.2871

122. Khormali A. Experimental analysis of calcium carbonate scale formation and inhibition in waterflooding of carbonate reservoirs / A. Khormali, D.G. Petrakov, M.J. Afshari Moein // Journal of Petroleum Science and Engineering (Elsevier). - 2016. - Vol. 147. - pp. 843-850. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1016/j.petrol.2016.09.048

123. Khormali A. Prediction of the calcium sulfate deposition under reservoir conditions for water injection process / A. Khormali, M.F. Ghasemi, D.G. Petrakov, H. Jafarpour // Presented at the EAGE GeoBaikal 2016: Expand Horizons From East Siberia to the Pacific — Geology, Exploration and Development. - 22-26 August 2016. - Irkutsk.

- Russia. - pp.1-5. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.3997/2214-4609.201601701

124. Kumar T. A laboratory study on pteroyl-l-glutamic acid as a scale prevention inhibitor of calcium carbonate in aqueous solution of synthetic produced water / T. Kumar, S. Vishwanatham, S.S. Kundu //Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2010. -Vol. 71. - No. 1-2. - pp. 1-7. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1016/j.petrol.2009.11.014

125. Levanyuk O. A 3-year results of application a combined scale inhibition and hydraulic fracturing treatments using a novel hydraulic fracturing fluid, Russia / O. Levanyuk, A. Overin, A. Sadykov, et al // Presented at the SPE International Conference and Exhibition on Oilfield Scale. - 30-31 May 2012. - Aberdeen, UK. - pp. 465-477. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/155243-MS

126. Liu F. Optimizations of inhibitors compounding and applied conditions in simulated circulating cooling water system / F. Liu, X. Lu, W. Yang, et al. // Desalination.

- 2013. - Vol. 313. - pp. 18-27. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1016/j.desal.2012.11.028

127. Liu Y. An assay method to determine mineral scale inhibitor efficiency in produced water / Y. Liu, A. Kan, Z. Zhang, et al. // Journal of Petroleum Science and

Engineering. - 2016. - Vol. 143. - pp. 103-112. Режим доступа: http://dx.doi.Org/10.1016/j.petrol.2016.02.024

128. Mackay E.J. Integrated risk analysis for scale management in deepwater developments / E.J. Mackay, M.M. Jordan, N.D. Feasey, et al. // SPE Production & Facilities. - 2005. - Vol. 20. - No. 2. - pp. 138-154. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/87459-PA

129. Moghadasi J. Formation damage in Iranian oil fields / J. Moghadasi, M. Jamialahmadi, H. Müller-Steinhagen, et al. // Presented at the SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control. - 20-21 February 2002. -Lafayette, Louisiana, USA. - pp. 757-765. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/73781-MS

130. Moghadasi J. Formation damage due to scale formation in porous media resulting from water injection / J. Moghadasi, M. Jamialahmadi, H. Müller-Steinhagen, A. Sharif // Presented at the SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control. - 18-20 February 2004. - Lafayette, Louisiana, USA. - pp. 581-591. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/86524-MS

131. Moghadasi J. Model study on the kinetics of oil field formation damage due to salt precipitation from injection / J. Moghadasi, H. Müller-Steinhagen, M. Jamialahmadi, A. Sharif // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2004. - Vol. 43. - No. 3-4. -pp. 201-217. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1016/j.petrol.2004.02.014

132. Moghadasi J. Prediction of scale formation problems in oil reservoirs and production equipment due to injection of incompatible waters / J. Moghadasi, H. MüllerSteinhagen, M. Jamialahmadi, A. Sharif // Developments in Chemical Engineering and Mineral Processing. - 2006. - Vol. 14. - No. 3-4. - pp. 545-566. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1002/apj.5500140319

133. Moghadasi J. Scale formation in Iranian oil reservoir and production equipment during water injection / J. Moghadasi, M. Jamialahmadi, H. Müller-Steinhagen,

et al. // Presented at the SPE International Symposium on Oilfield Scale. - 29-30 January 2003. - Aberdeen, UK. - pp. 1-14. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/80406-MS

134. Moghadasi J. Scale formation in oil reservoir and production equipment during water injection (kinetics of CaSO4 and CaCO3 crystal growth and effect on formation damage) / J. Moghadasi, M. Jamialahmadi, H. Muller-Steinhagen, A. Sharif // Presented at the SPE European Formation Damage Conference. - 13-14 May 2003. - The Hague, Netherlands. - pp. 1-12. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/82233-MS

135. Moudgil H.K. Synergistic effect of some antiscalants as corrosion inhibitor for industrial cooling water system / H.K. Moudgil, S. Yadav, R.S. Chaudhary, D. Kumar // Journal of Applied Electrochemistry. - 2009. - Vol. 39. - No. 8. - pp. 1339-1347. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1007/s10800-009-9807-4

136. NACE Standard Test Method. Laboratory screening tests to determine the ability of scale inhibitors to prevent the precipitation of calcium sulfate and calcium carbonate from solution (for oil and gas production systems). - 2016. -TM0374-2016. -ISBN: 1-57590-124-2.

137. Oddo J.E. Why scale forms in the oil field and methods to predict it / J.E. Oddo, M.B. Tomson // SPE Production & Facilities. - 1994. - Vol. 9. - No. 1. - pp. 47-54. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/21710-PA

138. Olajire A.A. A review of oilfield scale management technology for oil and gas production / A.A. Olajire // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2015. - Vol. 135. - pp. 723-737. Режим доступа: http://dx.doi.org/10 1016/j .petrol .2015.09.011

139. Ou H.-H. A synergistic effect of sodium gluconate and 2-phosphonobutane-1,2,4-tricarboxylic acid on the inhibition of CaCO3 scaling formation / H.-H. Ou, L.-H. Chiang Hsieh // Powder Technology. - 2016. - Vol. 302. - pp. 160-167. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1016/j.powtec.2016.08.037

140. Packter A. The precipitation of barium chromate from aqueous solution (with rapid mixing): Kinetics of the crystal growth / A. Packter // Kristall und Technik. - 1976. -

Vol. 12. - No. 2. - pp. 117-121. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1002/crat.19770120203

141. Pang P. Surface analysis of ground calcium carbonate filler treated with dissolution inhibitor / P. Pang, Y. Deslandes, S. Raymond, et al. // Industrial & Engineering Chemistry Research. - 2001. - Vol. 40. - No. 11. - pp. 2445-2451. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1021/ie000846b

142. Pardue J.E. A new inhibitor for scale squeeze applications / J.E. Pardue // Presented at the SPE International Symposium on Oilfield Chemistry. - 20-22 February 1991. - Anaheim, California, USA. - pp. 1-15. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/21023-MS

143. Qian B. Synergistic effect of polyaspartic acid and iodide ion on corrosion inhibition of mild steel in H2SO4 / B. Qian, J. Wang, M. Zheng, B. Hou // Corrosion Science. - 2013. - Vol. 75. - pp. 184-192. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1016/i.corsci.2013.06.001

144. Ramstad K. Scale squeeze evaluation through improved sample preservation, inhibitor detection and minimum inhibitor concentration monitoring / K. Ramstad, H.C. Rohde, T. Tydal, D. Christensen // SPE Production & Operations. - 2009. - Vol. 24. - No. 4. - pp. 530-542. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/114085-PA

145. Ribeiro A.S. The impact of vapor/liquid-equilibria calculations on scale-prediction modeling / A.S. Ribeiro, D. Silva, E.J. Mackay, K. Sorbie // SPE Production & Operations. - 2017. - Vol. 32. - No. 1. - pp. 64-72. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/179885-PA

146. Roomi Y.A. Inhibition efficiencies of synthesized anhydride based polymers as scale control additives in petroleum production / Y.A. Roomi, K.F. Hussein, M.R. Riazi // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2012. - Vol. 81. - pp. 151-160. Режим доступа: http : //dx. doi.org/10.1016/i .petrol.2011.12.028

147. Safari H. Estimating the kinetic parameters regarding barium sulfate deposition in porous media: a genetic algorithm approach / H. Safari, M. Jamialahmadi //

Asia-Pacific Journal of Chemical Engineering. - 2014. - Vol. 9. No. 2. - pp. 256-264. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1002/apj.1765

148. Safari H. Thermodynamics, kinetics, and hydrodynamics of mixed salt precipitation in porous media: Model development and parameter estimation / H. Safari, M. Jamialahmadi // Transport in Porous Media. - 2014. - Vol. 101. - No. 3. - pp. 477505. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1007/s11242-013-0255-6

149. Selle O.M. A way beyond scale inhibitors - Extending scale inhibitor squeeze life through bridging / O.M. Selle, R.M.S. Wat, O. Vikane, et al. // Presented at the SPE 5th International Symposium on Oilfield Scale. - 29-30 January 2003. - Aberdeen, UK. - pp. 1-9. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/80377-MS

150. Shaw S.S. Synergistic properties of phosphonate and polymeric scale inhibitor blends for barium sulfate scale inhibition / S.S. Shaw, K.S. Sorbie // SPE Production & Operations. - 2015. - Vol. 30. - No. 1. - pp. 16-25. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/169752-PA

151. Sheikholeslami R. Kinetics and thermodynamics of calcium carbonate and calcium sulfate at salinities up to 1.5 M / R. Sheikholeslami, H.W.K. Ong // Desalination. -2003. - Vol. 157. - No. 1-3. - pp. 217-234. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1016/S0011-9164(03)00401 -6

152. Shen D. Control placement of scale inhibitors in the formation with stable Ca-DTPMP nanoparticle suspension and its transport porous media / D. Shen, P. Zhang, A.T. Kan, et al. // Presented at the SPE International Oilfield Scale Conference. - 28-29 May 2008. - Aberdeen, UK. - pp. 249-269. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/114063-MS

153. Shokrollahi A. Rigorous modeling of permeability impairment due to inorganic scale deposition in porous media / A. Shokrollahi, H. Safari, Z Esmaeili-Jaghdan, et al. // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2015. - Vol. 130. - pp. 26-36. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1016/j.petrol.2015.03.013

154. Sorbie K.S. A general coupled kinetic adsorption/precipitation transport model for scale inhibitor retention in porous media: I. Model formulation / K.S. Sorbie // Presented at the SPE International Conference on Oilfield Scale. - 26-27 May 2010. -Aberdeen, UK. - pp. 295-308. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/130702-MS

155. Sorbie K.S. The effect of pH on the adsorption and transport of phosphonate scale inhibitor through porous media / K.S. Sorbie, P. Jiang, M.D. Yuan, et al. // Presented at the SPE International Symposium on Oilfield Chemistry. - 2-5 March 1993. - New Orleans, Louisiana, USA. - pp. 149-166. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/25165-MS

156. Suharso. Gambier extracts as an inhibitor of calcium carbonate (CaCO3) scale formation / Suharso, Buhani, S. Bahri, T. Endaryanto // Desalination. - 2011. - Vol. 265. -No. 1-3. - pp. 102-106. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1016/i.desal.2010.07.038

157. Sousa M.F.B. Fast evaluation of inhibitors for calcium carbonate scale based on pH continuous measurements in jar test at high salinity condition / M.F.B. Sousa, F. Signorelli, C.A. Bertran // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2016. - Vol. 147. - pp. 468-473. Режим доступа: http://dx.doi.org/10 1016/i .petrol .2016.09.007

158. Stamatakis E. An integrated radiotracer approach for the laboratory evaluation of scale inhibitors performance in geological environments / E. Stamatakis, C. Chatzichristos, J. Sagen, et al. // Chemical Engineering Science. - 2006. - Vol. 61. - No. 21. - pp. 7057-7067. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1016/i.ces.2006.07.034

159. Sutherland L. Enhancing scale inhibitor squeeze retention with additives / L. Sutherland, M. Jordan // Presented at the SPE International Oilfield Scale Conference and Exhibition. - 11-12 May 2016. - Aberdeen, UK. - pp. 1-17. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/179888-MS

160. Tahmasebi H.A. Dimensionless correlation for the prediction of permeability reduction rate due to calcium sulphate scale deposition in carbonate grain packed column / H.A. Tahmasebi, R. Kharrat, M. Soltanieh // Journal of the Taiwan Institute of Chemical

Engineers. - 2010. - Vol. 41. - No. 3. - pp. 268-278. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1016/j.jtice.2009.11.006

161. Tang Y. Investigation of CaCO3 scale inhibition by PAA, ATMP and PAPEMP / Y. Tang, W. Yang, X. Yin, et al. // Desalination. - 2008. - Vol. 228. - No. 1-3. - pp. 55-60. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1016/j.desal.2007.08.006

162. Tantayakom V. Kinetic study of scale inhibitor precipitation in squeeze treatment / V. Tantayakom, H.S. Fogler, P. Charoensirithavorn, S. Chavadej // Crystal Growth & Design. - 2005. - Vol. 5. - No. 1. - pp. 329-335. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1021/cg049874d

163. Thomas W.S. Coupled adsorption/precipitation tests with a phosphonate inhibitor and carbonate substrate / W.S. Thomas, K.S. Sorbie, M.A. Singleton // Presented at the SPE International Oilfield Scale Conference and Exhibition. - 14-15 May 2014. -Aberdeen, UK. - pp. 408-419. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/169779-MS

164. Vazquez O. A two-phase near-wellbore simulator to model non-aqueous scale inhibitor squeeze treatments / O. Vazquez, E. Mackay, K. Sorbie // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2012. - Vol. 82-83. - pp. 90-99. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1016/j.petrol.2011.12.030

165. Vazquez O. Impact of mutual solvent preflush on scale inhibitor squeeze treatment: extended squeeze lifetime and improved well clean-up time / O. Vazquez, E.J. Mackay, M.M. Jordan, K.S. Sorbie // Presented at SPE European Formation Damage Conference. - 27-29 May 2009. - Scheveningen, The Netherlands. - pp. 491-504. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/121857-MS

166. Vazquez O. Non-aqueous vs aqueous overflush scale inhibitor squeeze treatment in an oilfield offshore Norway / O. Vazquez, P. Herrero, E. Mackay, M. Jordan // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2016. - Vol. 138. - pp. 1-10. Режим доступа: http: //dx.doi. org/10.1016/j .petrol.2015.11.033

167. Veloso C.B. Scale inhibitor adsorption studies in rock sandstone type / C.B. Veloso, A.N.A. Silva, T.T.G. Watanabe, et al. // Adsorption. - 2014. - Vol. 20. - No. 8. -pp. 977-985. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1007/s10450-014-9643-7

168. Vetter O.J. Calcium carbonate scale in oilfield operations / O.J. Vetter, W.A. Farone // Presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - 27-30 September 1987. - Dallas, Texas, USA. - pp. 307-322. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/16908-MS

169. Voloshin A.I. Scaling problems in Western Siberia / A.I. Voloshin, V.V. Ragulin, N.E. Tyabayeva, et al. // Presented at the SPE 5th International Symposium on Oilfield Scale. - 29-30 January 2003. - Aberdeen, UK. - pp. 1-8. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/80407-MS

170. Woods A.W. Barium sulphate precipitation in porous rock through dispersive mixing / A.W. Woods, G. Harker // Presented at the SPE 5th International Symposium on Oilfield Scale. - 29-30 January 2003. - Aberdeen, UK. - pp. 1-4. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/80401-MS

171. Yakimov S. A combined laboratory and field approach to optimize scale inhibition placement via fracturing in Krasnoleninskoe field, Russia / S. Yakimov, M. Mukhametshin , O. Sosenko, et al. // Presented at the SPE International Symposium and Exhibiton on Formation Damage Control. - 10-12 February 2010. - Lafayette, Louisiana, USA. - pp. 412-431. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/127874-MS

172. Yan C. Systematic study of barite nucleation and inhibition with various polymeric scale inhibitors by novel laser apparatus / C. Yan, A.T. Kan, F. Zhang, et al. // SPE Journal. - 2015. - Vol. 20. - No. 3. - pp. 642-651. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/169787-PA

173. Yan F. Adsorption and precipitation of scale inhibitors on shale formations / F. Yan, F. Zhang, N. Bhandari, et al. // Journal of Petroleum Science and Engineering. -2015. - Vol. 136. - pp. 32-40. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1016/i.petrol.2015.11.001

174. Yuan M.D. Barium sulfate scale inhibition in the deepwater cold temperature environment / M.D. Yuan // Presented at the SPE 3th International Symposium on Oilfield Scale. - 30-31 January 2001. - Aberdeen, UK. - pp. 1-10. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/68311-MS

175. Yuan M.D. Prediction of sulfate scaling tendency in oilfield operations / M.D. Yuan, A.C. Todd // SPE Production Engineering. - 1991. - Vol. 6. - No.1. - pp. 63-72. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/18484-PA

176. Zhang J. The synergistic effect between imidazoline-based dissymmetric bis-quaternary ammonium salts and thiourea against CO2 corrosion at high temperature / J. Zhang, X. Sun, Y. Ren, M. Du // Journal of Surfactants and Detergents. - 2015. - Vol. 18. - No. 6. - pp. 981-978. Режим доступа: http://dx.doi.org/10. 1007/s 11743-015-1744-0

177. Zhang H.-P. Biodegradable carboxymethyl inulin as a scale inhibitor for calcite crystal growth: Molecular level understanding / H.-P. Zhang, X.-G. Luo, X.-Y. Lin, et al. // Desalination. - 2016. - Vol. 381. - pp. 1-7. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1016/j.desal.2015.11.029

178. Zhang P. Enhanced transport of novel crystalline calcium-phosphonate scale inhibitor nanomaterials and their long term flow back performance in laboratory squeeze simulation tests / P. Zhang, A.T. Kan, M.B. Tomson // RSC Advances. - 2016. - Vol. 6. -No. 7. - pp. 5259-5269. Режим доступа: http://dx.doi.org/10. 103 9/C5RA19618C