Разработка методов повышения эффективности эксплуатации системы "пласт-скважина-шлейф-ДКС-УКПГ" на газовых промыслах Крайнего Севера тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Глухенький, Александр Григорьевич

• Глухенький, Александр Григорьевич
• кандидат технических наук
• 2008

Оглавление диссертации кандидат технических наук Глухенький, Александр Григорьевич

Принятые сокращения.

Введение

Глава 1. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ, РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ МЕДВЕЖЬЕ.

1.1 Основные сведения о геологическом строении, рациональной разработке и эксплуатации газовых месторождений.

1.2 Характеристика углеводород со держащих пластов.

1.3 Динамика запасов газа.

1.4 Анализ динамики отбора газа.

1.5 Особенности состояния разработки и эксплуатации сеноманской залежи месторождения Медвежье в период падения пластового давления.

1.6 Продуктивность эксплуатационных скважин при падении пластового давления.

1.7 Обводнение сеноманской залежи и скважин.

1.8 Основные.выводы и рекомендации к главе 1.

Глава 2. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ И НАДЕЖНОСТИ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ООО «ГАЗПРОМ ДОБЫЧА НАДЫМ» В ПЕРИОД

ПАДЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ.

2.1 Анализ технического состояния фонда скважин.

2.2 Динамика капитальных ремонтов скважин на месторождении Медвежье.

2.3 Технологии капитального ремонта скважин, осуществляемые на месторождениях ООО «Газпром добыча Надым».

2.4 Новый способ гидроизоляции пластов и ликвидации песчаных пробок в скважинах, расположенных в зоне многолетнемерзлых пород.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методов повышения эффективности эксплуатации системы "пласт-скважина-шлейф-ДКС-УКПГ" на газовых промыслах Крайнего Севера»

Более 80% добычи природного газа России приходится на месторождения, расположенные на севере Западной Сибири. Большая часть доказанных запасов и практически вся добыча газа в этом регионе приходится на сеноман-ские отложения. В настоящее время многие крупнейшие и уникальные месторождения этого региона вступили в компрессорный период эксплуатации, характеризующийся низкими значениями пластовых давлений и температур, снижением дебитов скважин в условиях физического и морального износа газопромыслового оборудования при одновременном ухудшении условий добычи. Последнее обстоятельство явилось причиной применения на промыслах этих месторождений сорбционных методов осушки газа, очень чувствительных к термобарическим условиям эксплуатации, а также быстрого ввода дожимных компрессорных станций (ДКС) и совершенствование технологии КРС.

В этот период эксплуатации месторождений важную роль при добыче и подготовке природного газа к транспорту на газовых промыслах (ГП) выполняют операции капитального ремонта скважин (КРС) и процессы охлаждения газа.

Вместе с тем, применение ДКС приводит к повышению температуры газа после компримирования, в связи с чем возрастает роль действующих технологий и аппаратов воздушного охлаждения (ABO).

Рациональная эксплуатация месторождений, находящихся на стадии падения пластового давления и снижения дебитов скважин, на современном научно-техническом уровне возможна исключительно при получении, анализе и обобщении информации о состоянии в комплексе продуктивного пласта и всех технических сооружений, оборудования и применяемых технологий при добыче, промысловом транспорте и подготовке газа к межпромысловому и дальнему транспорту.

Эффективность разработки месторождений углеводородного сырья во многом определяется тем, насколько успешно осуществляется регулирование процессов извлечения, промыслового транспорта и подготовки газа к дальнему транспортированию. Это комплекс научных, технических и организационных мероприятий, направленных на обеспечение рациональной разработки и эксплуатации месторождений. Создание рациональных методов регулирования базируется на исследованиях особенностей разработки месторождений, изучении и прогнозе факторов, влияющих на уровни технологических показателей. Контроль за процессами разработки и эксплуатации позволяет оценить динамику добычи, транспорта и подготовки газа на месторождениях и причины отклонения фактических показателей от проектных значений.

В настоящее время одно из крупнейших и уникальных месторождений России — Медвежье - находится в компрессорном периоде эксплуатации.

Медвежье газоконденсатное месторождение открыто в 1967 году и является первенцем газовой промышленности на севере Тюменской области. Эксплуатационное бурение на месторождении начато в 1971 году. Разработка се-номанской газовой залежи началась в 1972 году, когда ввели в эксплуатацию самую южную установку комплексной подготовки газа №2.

Месторождение находится на севере Западно-Сибирской равнины на территории Надымского района Ямало-Ненецкого автономного округа. Ближайшими населёнными пунктами являются г. Надым, пос. Пангоды, Ныда, Нумги.

Территория месторождения представляет собой заболоченную равнину с множеством мелких и глубоких озер. Речная сеть представлена реками Ныда, Надым, и Правая Хетта. В южной и центральной частях месторождения проходят трассы магистральных газопроводов Надым-Пунга, Уренгой-Центр-Западная Европа, Ямбург-Центр.

На Медвежьем месторождении запасы углеводородов приурочены к се-номанским отложениям, которые являются основным объектом разработки.

В целом же, сеноманская продуктивная толща Медвежьего месторождения представляет собой единую сложнопостроенную газогидродинамическую систему, которая, характеризуется высокой степенью неоднородности проницаемости пластов по площади и по разрезу.

За 36-летний период эксплуатации по состоянию на 01.01.2008 г. из сеноманской газовой залежи отобрано 1809,065 млрд.м3 газа, что составляет 82,23% от утвержденных запасов (2200 млрд.м3) и практически соответствует проектному отбору (проект - 1810,0 млрд.м3). Зонами повышенных отборов остаются районы ГП-1, 4, 8, 9, на которые приходится более 60% от начальных запасов газа, а суммарный отбор по данным зонам составляет (1090,107 млрд.м) или 60,26%. Несмотря на значительное (газоотдача 82,23%) истощение, сеноманская залежь сохраняет значительный добывной потенциал. Фактические показатели разработки в целом соответствуют проектным.

Среднее текущее пластовое давление в зоне размещения эксплуатационных скважин относительно начального снизилось на 9,40 МПа (81,74%) и составляет 2,10 МПа. Минимальными давлениями — 1,72 и 1,73 МПа характеризуются районы расположения скважин установки комплексной подготовки газа (УКПГ) 6 и 7, а максимальными — 2,94 МПа, эксплуатационный участок 8а, введенный в эксплуатацию в 1978 году. Соответственно этот участок характеризуется одним из наименьших значением текущей газоотдачи 82,35% против 84,54-91,48 % по другим УКПГ. Темп отбора газа с начала разработки закономерно снижается. Наибольшие значения удельных отборов с начала разработки приходятся на зону ГП-9 — 37,33 млрд.м3/МПа, наименьшие — ГП-6 — 13,92 млрд.м3/МПа и ГП-7 - 12,47 млрд.м3/МПа. Энергетический потенциал залежи частично поддерживается внедряющейся пластовой водой.

Фактический годовой отбор по всему месторождению за 2007 год составил 19,214 млрд.м3, проектная годовая добыча - 19,940 млрд.м3, плановая -19,093 млрд.м3.

Месторождение разрабатывается в условиях проявления активного водонапорного режима. За 2007 г. отмечено активное внедрение пластовой воды в районе УКПГ-9 (Ныдинская площадь). Одновременно здесь отмечается снижение продуктивности эксплуатационных скважин и скопление жидкости на забоях.

На месторождении, в настоящее время находящемся на завершающей стадии добычи, проявляются соответствующие этой стадии проблемы - падение добывных возможностей пласта и проницаемость * призабойных зон скважин, обводнение залежи и интенсивные водо- и пескопроявления при работе скважин, физический и моральный износ оборудования, требующий постоянного обновления и соответственно значительных объёмов капитальных вложений в реконструкцию и техническое перевооружение объектов промысла. Сезонная неравномерность добычи газа на Медвежьем месторождении также отрицательно сказывается на работе скважин, вынужденно простаивающих часть времени.

Дальнейшая оптимальная эксплуатация Медвежьего месторождения будет зависеть от своевременной реконструкции наземного оборудования, технического и технологического перевооружения объектов промысла: газосборных сетей, площадок УКПГ, абсорберов центральной дожимной компрессорной станции (ЦДКС) и поддержки работоспособности эксплуатационных скважин.

Так, установленные на ДКС, аппараты воздушного охлаждения способны осуществлять охлаждение газа до температуры на 5-10°С выше температуры поступающего в ABO воздуха. Уже при температуре 0°С можно было бы получать температуру газа на выходе из ABO (5-10°С) оптимальную для осушки гликолем, а при более низких температурах окружающего воздуха — еще более низкую температуру газа. Но, практически, температура газа на выходе ABO поддерживается порядка 15-20 °С, т.е. потенциальные возможности аппаратов воздушного охлаждения в полной мере не используются. Причиной этому является опасность образования в теплообменных трубках гидратных пробок и последующего их разрушения.

При абсорбционной осушке газа в абсорбенте, в особенности в компрессорный период эксплуатации месторождений, происходит интенсивное накопление продуктов разложения абсорбента: кислот, альдегидов, осмолов, а также солей, поступающих из пласта с газом, и продуктов коррозии оборудования.

Загрязнение осушителя указанными примесями приводит к снижению осушающей способности осушителя, коррозии оборудования и сокращению срока его эксплуатации, увеличению ценообразования в абсорберах, что способствует повышенному уносу осушителя в абсорберах и его безвозвратным потерям.

Качество подготовки газа, в частности, точка росы по влаге (воде), а также величина безвозвратных потерь абсорбента с осушенным газом в первую очередь зависят от качества жидких поглотителей, их концентрации и наличия в них примесей.

Таким образом, рациональная разработка и эксплуатация месторождения Медвежье, находящегося на стадии значительного падения пластового давления и снижения дебитов скважин, возможна исключительно на современном научно-техническом уровне при получении, анализе и обобщении информации в комплексе о состоянии продуктивного пласта, скважин и всех технических сооружений, оборудования и применяемых технологий при добыче, промысловом транспорте и подготовке газа к межпромысловому и дальнему транспорту.

Дель диссертационной работы

Повышение эффективности функционирования системы «пласт — скважина - шлейф — ДКС — УКПГ» на поздних стадиях разработки газовых месторождений.

Основные задачи исследований

1. Выявить основные проблемы в системе «пласт - скважина — шлейф — ДКС - УКПГ» для повышения эффективности добычи и подготовки газа к транспорту в компрессорный период разработки и эксплуатации газовых месторождений.

2. Выявить особенности геологического строения пород-коллекторов залежей газа и их влияние на добычу газа.

3. Оценить состояние фонда действующих скважин с целью обоснования способов КРС для совершенствования разработки месторождений.

4. Провести анализ изменения состава скважинной продукции в процессе разработки и эксплуатации газового месторождения с целью обоснования способов предупреждения образования песчаных и гидратных пробок в шлейфах и повышения эффективности подготовки газа на установках комплексной подготовки газа (УКПГ).

5. Разработать технологию охлаждения сырого газа в ABO методом циклического растепления теплообменных труб с применением многоспайных термопар.

6. Провести опытно-промышленное испытание гликоля с многокомпонентными присадками на УКПГ-2, 7 месторождения Медвежье для повышения эффективности промысловой подготовки газа к транспорту.

Научная новизна работы

1. Проведен комплексный анализ работы системы «пласт — скважина -шлейф — ДКС - УКПГ» на поздних стадиях разработки газовых месторождений, выявлены основные причины, негативно влияющие на нормальную, бесперебойную работу процессов добычи, промыслового транспорта скважинной продукции и подготовки газа к дальнему транспорту и предложены методы и способы их устранения.

2. В результате проведенного анализа выявлено, что в подсистеме «пласт - скважина» основным негативным фактором на завершающей стадии разработки месторождения является вынос с газом в скважину и далее в шлейф сла-босцементированного коллектора (песка) при обводнении продуктивного пласта. Это является причиной образования песчаной пробки на забое, которая со временем забивает часть фильтра, что приводит к снижению дебита и выносу пластовой воды, а также к захлебыванию скважины и ее остановке. Для устранения образованной песчаной пробки в условиях расположения скважин в зоне многолетнемерзлых пород автором предложен эффективный способ (патент РФ 2188304 от 28.12.2001), заключающийся в ее промывке с применением безмуфтовой длинномерной трубы.

3. На основе проведенного анализа влияния режимных параметров на технологические процессы промысловой подготовки газа обоснован способ получения более низких температур газа на выходе ABO за счет контролирования процесса гидратообразования и циклического растепления теплообменник труб.

4. Результаты проведенных сравнительных испытаний процесса абсорбционной осушки газа с применением присадки «К» к ДЭГу разработки НПО «Оксит» на УКПГ-7 месторождения Медвежье показали надежную работу системы осушки газа и регенерации гликоля и могут быть использованы при модернизации подобных установок.

На защиту выносятся

1. Результаты комплексного анализа работы системы «пласт — скважина — шлейф — ДКС — УКПГ» на поздних стадиях разработки газовых месторождений, выявленные причины, влияющие на нормальную, бесперебойную работу процессов добычи, промыслового транспорта скважинной продукции и подготовки газа к дальнему транспорту, также предложенные методы и способы их устранения.

2. Способ устранения образованной песчаной пробки на забое в период падающей добычи газа в условиях расположения скважин в зоне многолетне-мерзлых пород, заключающийся в ее промывке с применением безмуфтовой длинномерной трубы.

3. Технология охлаждения сырого газа в ABO, основанная на циклическом растеплении теплообменник труб с использованием многоспайных термопар.

4. Результаты промышленных испытаний процесса абсорбционной осушки газа с применением присадки «К» к ДЭГу разработки НПО «Оксит» на УКПГ-7 месторождения Медвежье при модернизации подобных установок.

Практическая значимость работы

1. Разработан долгосрочный прогноз ремонтно-изоляционных работ и даны предложения по совершенствованию технологии КРС на месторождениях ООО «Газпром добыча Надым».

2. Разработаны инженерно-технические и организационно-производственные мероприятия по консервации и ликвидации скважин, которые не подлежат КРС в компрессорный период эксплуатации месторождений ООО «Газпром добыча Надым».

3. Разработан способ прогноза добычи газа и изменения состава скважин-ной продукции на завершающем этапе эксплуатации месторождения Медвежье.

4. Разработан комплекс методик и средств измерения для проведения экспериментальных исследований и обоснования практических мер по повышению эффективности и надежности работы ABO газа.

5. Разработана и внедрена технология охлаждения сырого газа в серийных ABO на УКПГ-2, 3, 8 месторождения Медвежье методом циклического растепления теплообменных секций с применением термоэлектрических датчиков.

6. Результаты промышленных испытаний процесса абсорбционной осушки газа с применением присадки «К» к ДЭГу разработки НПО «Оксит» на УШТГ-7 месторождения Медвежье показали высокую эффективность и надежность работы системы осушки газа и регенерации гликоля. Данная технология рекомендована для модернизации подобных установок.

7. Результаты проведенных исследований при участии автора реализованы в следующих документах:

Технологический регламент по ремонту скважин с применением кол-тюбинговых установок на месторождениях ООО «Газпром добыча Надым» (РД 00158758-227-01);

- Технологический регламент по ликвидации и консервации скважин на месторождениях ООО «Газпром добыча Надым» (РД 08-347-00);

Технологический регламент по глушению скважин техноло-гическими растворами на месторождениях ООО «Газпром добыча Надым» (РД 00158758225-01);

- Проект доразработки сеноманской газовой залежи Медвежьего газо-конденсатного месторождения на заключительной стадии эксплуатации" (Приказ № 95-р/05 от 30 декабря 2005 г.).

8. От внедрения разработок и рекомендаций, изложенных в работе, получен значительный экономический эффект.

Личный вклад автора состоит в постановке научно-технических проблем, разработке методологии исследований, организации, руководстве промысловыми исследованиями и экспериментами, а также проведении исследований и обобщении полученных результатов. Идеи автора нашли отражение в патенте ■ РФ.

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на: Всероссийской научно-практической конференции «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов» (г. Надым, 2003 г.); научно-технической конференции «Обеспечение эффективного функционирования Уренгойского нефтегазодобывающего комплекса» (г. Анапа, 2003 г.); отраслевой научно-практической конференции «Актуальные проблемы и новые технологии освоения месторождений углеводородов Ямала XXI века» (п. Ямбург, 2004 г.); заседаниях секции «Добыча и промысловая подготовка газа и газового конденсата» научно-технического совета ОАО «Газпром» (г. Надым, 2001 г., г. Ноябрьск, 2006 г., г. Тюмень, 2008 г.).

Публи кации

По теме диссертации опубликовано 9 работ, в том числе 2 монографии, 1 патент на изобретение РФ и одна работа в издании, входящем в перечень рекомендованных ВАК РФ.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Глухенький, Александр Григорьевич

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. На основе проведенного комплексного анализа работы системы «пласт— скважина - шлейф - ДКС — УКПГ» на поздних стадиях разработки газовых месторождений выявлены основные причины, влияющие на нормальную, бесперебойную работу процессов добычи, промыслового транспорта скважинной продукции и подготовки газа к дальнему транспорту и предложены методы и способы их устранения.

2. Выявлено, что в подсистеме «пласт — скважина» основным негативным фактором на завершающей стадии разработки месторождения является вынос с газом в скважину и далее в шлейф слабосцементированного коллектора (песка) при одновременном обводнении продуктивного пласта, что является причиной образования песчаной пробки на забое, которая со временем забивает также часть фильтра и приводит к снижению дебита и выносу пластовой воды, а также к захлебыванию скважины и ее остановке. Для устранения песчаной пробки в условиях расположения скважин в зоне многолетнемерзлых пород предложен эффективный способ (патент РФ 2188304 от 28.12.2001) , заключающийся в ее промывке с применением безмуфтовой длинномерной трубы.

3. Разработана и внедрена технология охлаждения сырого газа в серийных ABO на ГП-2, 3, 8 месторождения Медвежье методом циклического растепления теплообменных секций с применением термоэлектрических датчиков, что позволило повысить эффективность и надежность работы аппаратов.

4. Разработан комплекс методик и средств измерения для проведения экспериментальных исследований и обоснования практических мер по повышению эффективности и надежности работы ABO газа.

5. Результаты сравнительных испытаний присадки «К» к ДЭГу разработки НПО «Оксит» на УКПГ-7 м-я Медвежье, готового осушителя на основе этой присадки на газовых промыслах 1,2,7 ЯГКМ и присадки «Рургаз» на УКПГ-2 м-я Медвежье показали надежную работу системы осушки газа и регенерации гликоля. Установлено, что применение технологии абсорбционной осушки газа с использованием присадок к гликолям позволило: повысить осушающую способность гликолей на 1-2%; обеспечить работу технологичесокого оборудования УКПГ при нейтральной или слабощелочной среде рН=7-8,5 раствора гликолей; снизить скорость коррозии технологического оборудования в 4-20 раз; полностью устранить вспенивание гликоля и связанных с ним его потерь; снизить образования шлама и потерь газа выветривания.

6. Исследования качества ДЭГа с присадкой «К» свидетельствуют о его высокой стабильности: величина рН в циркулирующем ДЭГе во время испытаний в среднем равнялась для РДЭГа - 8,3, для НДЭГа - 8,2; средняя величина альдегидов составила в РДЭГе - 0,0045% масс, в НДЭГе - 0,0060% масс; среднее значение числа омыления для РДЭГа — 0,336мг КОНУг ДЭГ и НДЭГа -0,250 мг КОН/г ДЭГ; содержание мехпримесей в ДЭГе колебалось в пределах 0,16 + 0,43 г/л.

7. При добавлении в свежий ДЭГ присадки «К» в количестве 10% объема или «Рургаз» в количестве 1% объема содержащих смесь взаимодействующих компонентов — антиокислителей, защищающих гликоль от термического разложения появляется возможность проводить процесс регенерации при более высоких температурах (170+175 °С), в сочетании с процессом рециркуляции части гликоля в испарителе, и повысить концентрацию регенерированного гликоля до 99,6%о масс при давлении в испарителе 20-^-25кПа.

Повышение концентрации гликоля особенно необходимо при осушке газа на завершающем периоде эксплуатации месторождения Медвежье для обеспечения подготовки его согласно ОСТ, при низких давлениях процесса абсорбции.

8. Рекомендуется присадку «Рургаз» применить на УКПГ Юбилейного и Ямсовейского НГКМ, т.к. в виду низкой эффективности сепарации раствор гликоля загрязняется минеральными солями, рН составляет 5,5-6,2, в результате чего при высоких температурах огневой регенерации 190-195°С происходит деструкция ТЭГа, приводящих к усиленной коррозии технологического оборудования.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Глухенький, Александр Григорьевич, 2008 год

1. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов A.B. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа.- М. РАН, Институт проблем нефти и газа, 2004.- 520 с.

2. Закиров С.Н. Анализ проблемы «Плотность сетки скважин — нефтеотдача».- М.: Издательский Дом «Грааль», 2002.- 314 с.

3. Крылов А.П., Белаш П.М., Борисов Ю.П., Бучин А.Н., Воинов В.В. и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений.- М.: Гостоптехиздат, 1962.- 730 с.

4. Крылов А.П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ / Сб. Опыт разработки нефтяных месторождений,- М.: Гостоптехиздат, 1957.- С. 116139.

5. Ермилов О.М., Гордеев В.Н., Гацолаев A.C. и др. Применение математического моделирования при разработке крупных газовых месторождений Западной Сибири.- Новосибирск.: СО РАН.- 2003.- 78 с.

6. Закиров С.Н. Разработка газовых,газоконденсатных и нефтегазоконден-сатных месторождений.-М.:Недра, 1989.-334 с.

7. Масленников В.В., Крылов Г.В., Маслов В.Н. и др. Геолого-геофизическое моделирование малоамплитудных сеноманских газовых залежей Западной Сибири и концептуальные подходы к их освоению.- М.: ИРЦ Газпром, 2000.- С. 243.

8. Облеков Г.И., Гордеев В.Н., Облеков Р.Г., Маслов В.Н., Лапердин А.Н. и др. Подсчет запасов свободного газа месторождений предприятия Надым169

9. Афанасьев А.П., Лапердин А.Н. Оценка возможности разрушения пород-коллекторов газа в эксплуатационных скважинах // Проблемы освоения газовых и газоконденсатных месторождений севера Тюменской области: тр. ВНИИЭгазпрома.- М.: 1981.- Вып. 10.- С. 48-51.

10. Подсчет начальных запасов свободного газа сеноманской залежи Медвежьего месторождения по методу падения пластового давления: Отчет о НИР/ТюменНиигипрогаз: руководитель Е.М. Нанивский,-Тюмень: 1987.

11. Уточненный проект разработки Медвежьего месторождения на поздней стадии эксплуатации: Отчет о НИР / ТюменНИИГипрогаз; Руководитель В.Н. Маслов.- Тюмень: 2000.- 477 с.

12. Лапердин АН. Оперативный подсчет запасов газа по Медвежьему месторождению // Тез. докл. конф. молодых ученых и специалистов «Дела и мысли молодых на освоение сибирских недр»,- Тюмень: 1978.- С. 9.

13. Подсчет запасов свободного газа в сеноманских залежах месторождений Севера Тюменской области по состоянию на 01.01.1986 г.: Отчет о НИР / Главтюменьгеология: авт. Ф.З. Хафизов.- Тюмень: 1986.

14. Анализ текущего состояния разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения: Отчёт НИР ИТЦ ООО "Газпром Добыча Надым": Руководилотель Ю.Архипов-Надым 2008.-96 с.

15. Проект разработки сеноманской залежи месторождения Медвежье: Отчёт о НИР ТюменНИИГипрогаз; Руководитель В.Н. Маслов.-Тюмень: 1989.-416 с.

16. Анализ технических решений, применяемых при ремонтах скважин на месторождениях севера Тюменской области: Отчет о НИР; Шифр работы 230-В7/95 / ТюменНИИгипрогаз; Руководитель A.B. Кустышев.- Тюмень: 1997.- 73 с.

17. Чупова ИМ, Дмитрук В.В. Результаты контроля за продвижением газоводяного контакта на Медвежьем месторождении. // НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений».- М.: ИРЦ Газпром.- № 4.- 2001.- С. 82-87.

18. Провести анализ технического состояния скважин и скважинного оборудования, выдать рекомендации по повышению их надежности: Отчет о

19. НИР; Шифр работы 81/85 / ТюменНИИгипрогаз; Руководитель В.Я. Протасов.-Тюмень: 1985. Отв. исполнит. A.B. Кустышев.

20. Материалы по межколонным газопроявлениям на эксплуатационных скважинах месторождения Медвежье: Отчет о НИР / СКНИЭ ТюменНИИгипрогаз; Руководитель В.Е. Карачинский.- Надым: 1981.- 81с.

21. РД 00153761-203-99. Технологический регламент по эксплуатации скважин с предельно допустимыми межколонными давлениями на месторождениях предприятия «Надымгазпром» / A.B. Кустышев, Т.И. Чижова, H.A. Шестакова и др.- Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 1999. 34 с.

22. Проект разработки сеноманской газовой залежи Медвежьего газокон-денсатного Месторождения на заключительной стадии эксплуатации: Отчёт о НИР ООО ТюменНИИГипрогаз; Руководитель В.Н. Маслов.- Тюмень: 2005.-480 с.

23. A.c. 1599419 СССР, С 09 К 7 / 02. Состав аэрированной промывочной жидкости для ремонта скважин / Ф.А. Гусейнов, A.M. Расулов и др. (СССР).-№4369066/24-03; Заяв. 15.12.89; Опубл. 15.10.90, Бюл. № 38.

24. Клещенко И.И., Кустышев A.B., Минаков В.В. Технологический раствор для заканчивания и глушения низкотемпературных скважин // Известия вузов: Нефть и газ.- Тюмень: ТюмГНГУ, 1997.- № 6.- С. 109. ■

25. РД00158758-225-01.-Технологический регламент по глушению скважин технологическими растворами на месторождениях ООО "Газпром Добыча Надым"/ A.B. Кустышев, Т.И. Чижова, А.Г. Глухенысий и др.-ТюменНИИГипрогаз, 2001.-36 с.

26. Маслов В.Н., Кустышев A.B., Масленников В.В. Научно-техническое обеспечение работ по капитальному ремонту скважин // Состояние и проблемы капитального ремонта скважин: Материалы НТС ОАО «Газпром» М.: ИРЦ Газпром, 1995, с 144-152.

27. Съюмен Д., Эллис Р., Снайдер Р. Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах. Пер. с англ. / Пер. и ред. М.А. Цайгера.- М.: Недра, 1986.-176 с.

28. Свидетельство на полезную модель № 5422 RU, Е 21 В 43/08. Устройство для предотвращения пескования скважин / Я.И. Годзюр,

29. A.B. Кустышев, О.Г. Иваш и др. (РФ).- № 96110529; Заяв. 28.05.96; Опубл. 16.11.97. Бюл. №11.

30. Пат. 2112867 RU, С1 кп.6 Е 21 В 37/08. Устройство для очистки скважинного фильтра / Я.И. Годзюр, Н.В. Михайлов, A.B. Кустьппев и др. (РФ).-Na 96109219; Заяв. 14.05.96. Опубл. 10.06.98.

31. Пат. 2188304 RU. Способ промывки песчаной пробки в условиях ремонта скважин // А.Г. Ананенков, В.И. Кононов, О.М. Ермилов, В.К. Голубкин,

32. B.В. Дмитрук и др.- № 2001135515; Заяв. 28.12.01; Опубл. 27.08.02; Бюл. № 24.

33. Молчанов А.Г., Вайншток СМ., Некрасов В.И. и др. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибкой трубы.- М.: Академии горных наук.-2000.- 224 с.

34. Надымгазпром: геотехномониторинг в криолитозоне // Ремизов В.В., Березняков А.И., Осокин А.Б., Попов А.П., Решетников JI.H., Смолов Г.К., М.: ИРЦ Газпром, 2001147 с.

35. РД00158758-227-01 Технологический регламент по ремонту скважин с применением колтюбинговых установок на месторождениях ООО «Газпром Добыча Надым» / A.B. Кустышев, А.Г. Глухенький, В.В. Дмитрук и др. Тюмень: ТюменНИИГипрогаз, 2001.-78 с.

36. Глухенышй А.Г. Совершенствование процессов охлаждения сырого газа в аппаратах воздушного охлаждения на газовых промыслах.-Новосибирск: Издательство СО РАН, 2007.-83 с.

37. ОСТ 51.40-93. Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. Технические условия. — М.: Издательство стандартов. 1993. 7 с.

38. Бекиров Т.М. Влияние пластовых параметров месторождения на работу установок обработки газа // Подготовка и переработка газа и газового конденсата. 1983.-№ 1.-С. 1-3.

39. Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата. -М.: ООО «Недра Бизнесцентр», 1999, - 596 с.

40. Давлетов K.M., Кононов В.М. Аппарат воздушного охлаждения сырого газа с внешней рециркуляцией воздуха. Новосибирск: СО РАН, 2006. - 284 с.

41. Бахмат В.Г., Еремин Н.В., Степанов O.A. Аппарат воздушного охлаждения на компрессорных станциях. СПб: Недра, 1994, 102 с.

42. Степанов O.A., Иванов В.А. Охлаждение газа и масла на компрессорных станциях. JL: Недра, 1982, 143 с.

43. Методические указания по технологическим расчетам систем адсорбционной осушки газа. / Тюмень: ТюменНИИгипрогаз. 1979. 56 с.

44. Бекиров Т.М. Промысловая и заводская обработка природных и нефтяных газов. М.: Недра. - 1980. - 292 с.

45. Галанин И.А., Бородина И.И. Влияние различных факторов на показатели установки осушки газа // Реф. Сб. Подготовка и переработка газа и газового174конденсата. -М.: ВНИИЭГазпром. 1978. -№ 6. - С. 7-17.

46. Бекиров Т.М. Первичная переработка природных газов. М.: Химия, 1987.-265 с.

47. Жданова Н.В., Халиф A.JI. Осушка углеводородных газов. М.: Химия, 1984, 189 с.

48. Давлетов К. М., Чугунов JI.C., Кашицкий Ю.А. Результаты исследований работы аппаратов воздушного охлаждения газа в условиях северных месторождений // Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата: Обз. инф. -М.: ИРЦ Газпром, 1998. 42 с.

49. Истомин В.А., Якушев B.C. Газовые гидраты в природных условиях. -М.: недра, 1992,-236 с.

50. Макогон Ю.Ф., Малышев А.Г., Седых А.Д. и др. Временная инструкция по предупреждению и ликвидации гидратов в системах добычи и транспорта газа. М.: ВНИИГАЗ, 1983, - 132 с.

51. Бык Ш.С., Макогон Ю.Ф., Фомина В.И. Газовые гидраты М.: Химия, 1980,-280с.

52. Макогон Ю.Ф. Гидраты природных газов. М.: «Недра», 1974,-208с.

53. Гройсман А.Г., Савин А.З. Теплофизические свойства газовых гидратов. Новосибирск; Недра, 1985, 168 с.

54. Измерения неравномерности температуры стенки выходного участка те-плообменной трубы ABO фирмы "Крезо-Луар" / Кононов В.И., Давлетов K.M.,175

55. Иванов В.Я. и др. // НТС. Сер.: Газификация, Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа / ИРЦ Газпром. 2000. -№1.-С. 7-15.

56. Работоспособность трубопроводов. Сопротивляемость разрушению ч. 2. / Воронин Е.Е., Ланчаков Г.А. и др. / М.; ООО Недра - Бизнесцентр, 2001 - 350 с.

57. Шевтель И.Т. Основные характеристики и параметры промышленных терморезисторов-термометров сопротивления — "Приборы и системы управления", 1971, №9, С. 32-36.

58. Преображенский В.П. Теплотехнические измерения и приборы. М.: Энергия, 1978. - 704 с.

59. Гайдукеевич А.И. Приборы для измерения и регулирования температуры. Номенклатурный справочник. — М.: ЦНИИТЭИприборостроение, 1978, 148 с.

60. Михеев М.В., Михеев И.М. Основы теплопередачи. М.: Энергия, 1973, - 320 с.

61. Технологические расчеты систем абсорбционной осушки газа (справочное пособие). «ТюменНИИГипрогаз», 2001-148с.

62. Петрунин А.Н. Методы и техника измерения параметров газового потока. М.; Машиностроение, 1996. - 380 с.

63. ГОСТ 3044-84 Преобразователи термоэлектрические. Номинальные статические характеристики преобразования. Изд. стандартов, 1986, - 56 с.

64. Жданова Н.В., Халиф A.JI. Осушка углеводородных газов. М.: Химия, 1984. - 192 с.

65. Барков И.И., Шаронов К.Г., Рожнов A.M. и др. Влияние примесей на смолообразование и термическую стабильность диэтиленгликоля // Химия и технология топлив и масел, 1976. № 9. - С. 35-36.

66. Глухенький А.Г. Применение присадки «К» при подготовке газа на месторождении Медвежье // Сб. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.-М. ООО «ИРЦ Газпром». 2008.-№31. С. 72-74

67. Жила Н.П., Ключева Э.С. Методы очистки гликолей от тяжелых углеводородов и продуктов деструкции // Обз. информ. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата. М.: ВНИИЭгазпром, 1990. -40 с.

68. Дю Пар М.С., Руни П.С, Бэкон Т.Р. Сопоставление лабораторных и промышленных данных о химической стойкости смесей МДЭА и ДЭА // Нефтегазовые технологии, 1999. № 4. - С. 57-58.

69. Елистратов A.B., Истомин В.А. Оборудование для регенерации гликолей // Газовая промышленность, 2003. № 3. - С. 58-59.

70. Дубина Н.И., Ефимов Ю.Н. Технологические и экономические аспекты утилизации вторичного ДЭГА на Уренгойском ГНКМ // Обз. ин-форм. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата. М.: ИРЦ Газпром, 1999. - 55 с.

71. Дубина Н.И., Ефимов Ю.Н. Очистка абсорбента на УКПГ Уренгойского ГНКМ // Обз. информ. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата. М.: ИРЦ Газпром, 2003. - 39 с.

72. В.А. Истомин, М.В. Елистратов, А.В. Елистратов. Применение гликолей для абсорбционной осушки природных газов.Физико-химические аспекты. М: ООО "ИРЦ Газпром", 2004.

73. Gallaugher A.L., Hibbert Н. Studies on Reactions Relating to Carbohydrates and Polysaccharides. LV. Vapor Pressure of the Polyethylene Glycols and Their Derivatives //Am. Chem. Soc, V.59, 1937, p. 2521-2525.

74. Ambrose D., Hall D.J. Thermodynamic properties of 1,2-etandiol (ethylene glycol) and bis (2-hydroxyethyl) ether (diethylene glycol) // J. Chem. Thermodynamics, 1981, v. 13, № l,p. 61-66.

75. Гордиенок Н.И., Фрейдин Б.Г. Кинетические данные для прогнозирования допустимых сроков хранения дизтиленгликоля // Журнал прикладной химии, 1990. № 1. - С. 132-135.

76. Коуль A.JL, Ризенфельд Ф.С. Очистка газа. М.: Недра, 1968. -392 с.

77. Pears R.L., Protr J.E., Lyon G.W. Dry gas to low dew points // International Hydrocarbon Processing, 1972, v. 51, № 12, p. 79-81.

78. Д.Л. Катц, Д.Корнелл, P. Кобояши и др. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. М.: Недра, 1965. - 676 с.

79. Жданова Н.В., Халиф А.Л. Осушка углеводородных газов. М.: Химия, 1984.- 192 с.

80. Халиф А.Л., Зиновьева A.M. Регенерация дизтиленгликоля при повышенной температуре //Газовая промышленность, 1978. № 2. -С. 21-22.

81. Ланчаков Г.А., Кульков А.Н., Зиберт ПК. Технологические процессы подготовки природного газа и методы расчета оборудования. -М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. 279 с.

82. Барков И.И., Шаронов К.Г., Рожнов А.М. и др. К вопросу о смолообразовании и ухудшении массообмена в экстракторе при извлечении ароматических углеводородов дизтиленгликолем // Химия и технология топлив и масел, 1975. -№ 12.-С. 25-27.

83. Барков И.И., Шаронов К.Г., Рожнов A.M. и др. Влияние примесей на смолообразование и термическую стабильность дизтиленгликоля // Химия и технология топлив и масел, 1976. № 9. - С. 35-36.