Совершенствование технологий добычи нефти и ремонта скважин многопластовых месторождений на поздних стадиях разработки тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Шляпников, Юрий Викторович

• Шляпников, Юрий Викторович
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Шляпников, Юрий Викторович

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ ОАО «УДМУРТНЕФТЬ», НАХОДЯЩИХСЯ

НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ

1.1. Анализ эксплуатации месторождений, разрабатываемых ОАО «Удмуртнефть»

1.2. Краткий обзор осложнений в процессе добычи нефти

1.3. Особенности эксплуатации месторождений высоковязких нефтей

1.4. Критерии эффективности применения технологии одновременно-раздельной эксплуатации пластов на месторождениях ОАО «Удмуртнефть»

Выводы по главе 1

2. ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЙ ОАО «УДМУРТНЕФТЬ» НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ

2.1. Методы повышения межремонтного периода скважин месторождений

на поздней стадии разработки

2.2. Механический метод изоляции прорывов газа и воды в добывающих скважинах месторождений нефти ОАО «Удмуртнефть»

2.3. Применение блокирующих составов при проведении технологических

операций в скважинах с поглощением месторождений ОАО «Удмуртнефть»

Выводы по главе 2

3. ТЕХНОЛОГИЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН КАК СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ОАО «УДМУРТНЕФТЬ»

3.1. Характеристики компоновок скважинного оборудования для реализации технологии одновременно-раздельной эксплуатации скважин

3.2. Примеры исполнения компоновок подземного оборудования при реализации технологии одновременно-раздельной эксплуатации пластов

3.3. Рекомендации по внедрению технологии одновременно-раздельной закачки воды

и добычи нефти на месторождениях ОАО «Удмуртнефть»

Выводы по главе 3

4. МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ОСЛОЖНЕНИЯМИ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ

НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ОАО «УДМУРТНЕФТЬ»

4.1. Борьба со скважинными осложнениями при реализации технологии одновременно-раздельной закачки воды и добычи нефти

4.2. Влияние обводнённости продукции скважин на осложняющие факторы добычи нефти

4.3. Обеспечение целостности штанговых колонн скважинных насосов

4.4. Метод санации трубопроводов для ликвидации последствий их коррозионного разрушения

Выводы по главе 4

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

Библиографический список использованной литературы

ПРИЛОЖЕНИЕ

Справка о технологической и экономической эффективности применения блокирующих составов и оборудования, изолирующего интервалы перфорации скважин, в процессе эксплуатации месторождений ОАО «Удмуртнефть»

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование технологий добычи нефти и ремонта скважин многопластовых месторождений на поздних стадиях разработки»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

В настоящее время основная часть месторождений, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», находится на заключительной, четвёртой, стадии разработки. Эксплуатируемый фонд скважин, как правило, имеет возраст от 20 до 40 лет. Средний дебит скважин по нефти составляет 4,8 т/сут, по жидкости - 48 м3/сут, средняя обводнённость добываемой продукции - порядка 90 %, средняя глубина скважин - 1200 м. Большинство месторождений ОАО «Удмуртнефть» - это многопластовые залежи, имеющие несколько объектов эксплуатации. На сегодняшний день основные объекты разработки обычно не достигают проектного коэффициента извлечения нефти (КИН), в связи с чем встаёт вопрос - что должно быть осуществлено: эксплуатация низкорентабельных высокообводнённых скважин для достижения проектных показателей, изоляция основных объектов или переход на возвратные объекты разработки, бурение сетки скважин на возвратный объект.

Для решения указанных проблем нами предложена технология одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов добычи нефти (ОРЭиД). Для реализации технологии необходимо надёжное оборудование, удовлетворяющее требованиям, предъявляемым к одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов.

В результате прогрессирующего обводнения добываемой продукции скважин месторождений ОАО «Удмуртнефть» изменяются не только гидродинамика пласта, но и условия подъёма жидкости на поверхность, промысловой перекачки и подготовки нефти. Возникают задачи вовлечения в разработку неработающих пластов. При этом, если в разрезе объекта разработки имеется несколько перфорированных пластов, а нагнетание воды осуществляется лишь в высокопроницаемые пласты, то малопроницаемые пласты

остаются практически захороненными и не участвуют в разработке залежи нефти. Применение в нагнетательных скважинах предложенной нами технологии одновременно-раздельной закачки воды и добычи нефти (ОРЗиД) позволяет вовлекать в разработку малопроницаемые пласты.

Другим актуальным аспектом при эксплуатации скважин месторождений ОАО «Удмуртнефть» является увеличение коррозионной агрессивности добываемой продукции, выпадение осадков неорганических солей, отложений асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) на поверхности нефтепромыслового оборудования, образование трудно разрушаемых водонефтяных эмульсий в добываемой скважинной продукции. Все это существенно увеличивает затраты при добыче нефти, что особенно актуально на завершающих стадиях разработки месторождений, когда рентабельность скважин на пределе.

В этой связи необходим комплексный подход к оптимизации работы с фондом скважин и борьбе со скважинными осложнениями, который позволит вывести уровень межремонтного периода (МРП) эксплуатации скважин на максимальный, сократить эксплуатационные затраты, повысить эффективность эксплуатации низкорентабельных зон месторождений, находящихся на заключительных стадиях разработки.

Направленность исследований диссертационной работы на решение приведённых проблем и определяет её актуальность.

Цель работы - повышение эффективности эксплуатации многопластовых месторождений нефти, находящихся на поздней стадии разработки, совершенствованием технологий добычи нефти и одновременно-раздельной эксплуатации скважин.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

- выявление критериев эффективности применения технологий одновременно-раздельной добычи нефти, их адаптация к условиям эксплуатации месторождений с высоковязкими нефтями и высоким газовым фактором;

- поиск методов повышения эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин и борьбы со скважинными осложнениями, алгоритма выбора наиболее эффективной технологии;

- анализ эксплуатации компоновок скважинного оборудования при реализации технологии одновременно-раздельной закачки воды и добычи нефти, выявление критериев их применения;

- исследование факторов, влияющих на эксплуатацию насосных штанг добывающих скважин;

- разработка рекомендаций по совершенствованию методов проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в скважинах месторождений ОАО «Удмуртнефть».

Методы решения поставленных задач

Поставленные в диссертационной работе задачи решались при помощи проведения теоретических, лабораторных и промысловых исследований с использованием стандартных контрольно-измерительных приборов и применением современных методов математической статистики.

Научная новизна результатов работы

1. Разработана технологическая схема оборудования для применения технологии одновременно-раздельной закачки воды и добычи нефти в одной скважине с коаксиальным расположением насосно-компрессорных труб (НКТ). Разработаны технологические и экономические критерии целесообразности применения технологии ОРЗиД на месторождениях, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», произведён расчёт геолого-технологической целесообразности применения технологии, учитывающей остаточные запасы нефти и стоимость внедрения технологии.

2. Разработан алгоритм выбора наиболее эффективных технологий борьбы с различными категориями осложнений скважин - отложением ас-фальтосмолопарафиновых веществ, неорганических солей на поверхности нефтепромыслового оборудования, его коррозии, образованием стойких во-донефтяных эмульсий для условий месторождений Волго-Уральской нефтеносной провинции, отличие которого заключается в применении новых способов и технологий освоения скважин, контроле процессов их вывода на плановые режимы работы, применении усовершенствованных конструкций скважинного оборудования.

На защиту выносятся:

критерии эффективности применения технологий одновременно-раздельной добычи нефти на многопластовых залежах месторождений нефти и газа;

- алгоритм выбора методов борьбы со скважинными осложнениями -осадками неорганических солей и АСПВ, коррозией (биокоррозией) нефтепромыслового оборудования;

- технологии проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах;

- методы защиты насосных штанг от образования асфальтосмолопара-финовых отложений (АСПО) и коррозионного разрушения.

Практическая ценность результатов работы

1. Установлено, что при реализации технологии одновременно-раздельной закачки воды и добычи нефти с коаксиальной схемой расположения НКТ в 50 скважинах, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», дополнительная добыча нефти может составить 73 тыс. т/год.

2. Реализация оптимального подхода к работе с фондом скважин позволила увеличить за 5 лет МРП эксплуатации скважин ОАО «Удмуртнефть» с 458 до 1070 сут, количество отказов сократилось на 1300 шт. в год, снижение потерь добычи нефти составило 15,6 тыс. т/год, что в материальном вы-

ражении составило 200 млн руб./год.

3. Показано, что при негерметичности эксплуатационных колонн добывающих скважин месторождений ОАО «Удмуртнефть» изоляция газоводо-проявлений механическими методами имеет более низкую стоимость по сравнению с традиционными методами проведения РИР (средняя стоимость традиционных РИР 600...900 тыс. руб., РИР с блокирующим оборудованием - 400 тыс. руб.) и более высокую успешность. К преимуществам метода следует отнести и снижение времени простоя скважин при ремонте - в среднем на 4... 6 сут.

4. В результате испытаний и внедрения оборудования по технологии ОРЭ (по различным схемам) в ОАО «Удмуртнефть» установлено:

- средняя наработка оборудования на отказ составила 145 сут;

- средний прирост производительности на одну скважину от внедрения оборудования для технологии ОРЭ двух объектов за счёт подключения дополнительных пластов составил 17,4 т/сут;

- дополнительная добыча нефти составила 7,335 тыс. т;

- экономический эффект (ЫРУ) составил 8,5 млн руб.;

- всего за период эффекта КРУ составил 61,3 млн руб. (расчёт экономической эффективности произведён исходя из продолжительности эффекта по дополнительной добыче нефти за 3 года).

Применение компоновок для одновременно-раздельной добычи нефти позволило дополнительно добыть на месторождениях, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», в 2012 г. 200 тыс. т нефти.

Апробация результатов работы Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на IV международной научно-практической конференции «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития» (Геленджик, 2009 г.), III ежегодной корпо-

ративной конференции по обмену опытом по проектам «Системы новых технологий ОАО «НК «Роснефть»» (Бекосово, 2009 г.). Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 9 научных трудах, в том числе в 6 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, получен патент на полезную модель.

1. ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ ОАО «УДМУРТНЕФТЬ», НАХОДЯЩИХСЯ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ

1.1. Анализ эксплуатации месторождений, разрабатываемых ОАО «Удмуртнефть»

Как отмечено во введении, в настоящее время основная часть месторождений, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», находится на заключительной, четвёртой, стадии разработки. Эксплуатируемый фонд скважин, как правило, имеет возраст от 20 до 40 лет. Общий фонд нефтяных скважин, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», на сегодняшний день составляет 3950 скв., из них 1167 скв. оборудованы установками центробежных насосов (УЭЦН), 2706 скв. - штанговыми глубинными насосами (ШГН), установками одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) оборудовано 68 скв. и 9 скв. -электровинтовыми насосами (ЭВН), штанговыми винтовыми насосами (ШВН). Средний дебит скважин по нефти составляет 4,8 т/сут, по жидкости 48 м3/сут, средняя обводнённость добываемой продукции составляет 90 % (рисунок 1.1). Средняя глубина скважин 1200 м. Типоразмер ЭЦН, применяемый в процессе добычи нефти изменяется от Э-45 до Э-700, ШГН - от 32 до 70 мм.

ШГН 2706 скв

УЭЦН 1167 сив

ОРЭ 66 СКВ

ЭВН, ШВН 9 скв

Итого фонд 3950 скв

Стуюурл фонда

□ уэцн вшгн аэвн оорэ

Средний дебит скважин по нефти - 4,8 т/сут Средний дебит скважин по жидкости - 48 м3/сут Средняя обводненность - 90 % Средняя глубина скважин -1200 м

Рисунок 1.1 - Структура добывающего фонда месторождений, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть»

Следует отметить, что большинство месторождений, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», - залежи, имеющие несколько объектов эксплуатации: Верей, Башкир и Визей, Турней и др. (рисунок 1.2).

ЭонЭра Период

Верхний

Пермский

Средний

Верхний

Терригеиные

Илиестннк,

дйпомит,

гпиил

Средний

Изиестнлк,

Песчаник, ал с пролит, IHdHJ

Клрбонагтные породы

Турнейркий

Клр£»он;гтные породы

Терригенние

Терригенные

Доломиты

Объект разработки

Литология

Террженные породы

U

Нижний

Рифей

Рисунок 1.2 - Структура месторождений, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть»

Фонд скважин, подлежащий проведению РИР, - обводняющиеся скважины и скважины с прорывом газа. Фонд с преждевременным обводнением скважинной продукции по тем или иным причинам составляет 1200 скв., при этом 450 скв. - вследствие негерметичности эксплуатационной колонны (ЭК), 700 скв. - с прорывом от закачки воды, 50 скв. - с заколонными перетоками, 150 скв. - по прорыву газа, в основном, из-за негерметичности эксплуатационной колонны вследствие выработки эксплуатационного ресурса, коррозионного разрушения - нарушения целостности цементного камня (рису-

нок 1.3). Следует отметить, что фонд скважин, подлежащих РИР, - это скважины, эксплуатирующиеся 30 и более лет.

Осложнённый Фонд

I

4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0

¿S3

120оЯ1

Ш 150 -

_

□ Общий фонд

□ обводнение

□ прорыв газа

г ъ

Фонд, осложненный прорывом воды:

- 1200 скважин

- 30 % от всего фонда, в том числе:

- с негерметичностью ЭК - 450 скв.

- с прорывом воды от закачки - 700 скв.

- с ЗКЦ- 50 скв.

Фонд, осложненный прорывом газа:

- 150 скважин

- 4 % от всего фонда, в том числе:

- с негерметичностью ЭК - 130 скв. -с ЗКЦ-20 скв.

Рисунок 1.3 - Структура осложнённого фонда скважин, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть»

Как показано выше, сокращение сроков выработки запасов является актуальной задачей, решение которой позволит избежать ряда осложнений, сопутствующих процессу добычи нефти, как с точки зрения повышения экономической эффективности эксплуатации добывающих скважин, так и с точки зрения уменьшения технологических осложнений и обводнения скважин через негерметичности колонн, предотвращения заколонных перетоков. Чем дольше эксплуатируется скважина, тем больше риск осложнений и, соответственно, больше затрат для предприятия. Поэтому в ОАО «Удмуртнефть» в настоящее время внедряется технология ОРЭ, позволяющая не ждать полной выработки одного пласта, а осуществлять параллельно вовлечение в разработку возвратного объекта и разрабатывать их одновременно (рисунки 1.4-1.6).

Ликвидация негерметичности Технологии РИР негерметичности ЭК, применявшиеся в ОАО «Удмуртнефть» в 2008-2012 гг., количество скважин _

PHPi.1« rmxei4S PUP ш>ды £ дПО РИР га» AkPOII PHP ia» ианаитпм

Дополни гельная добыча нвфги и уд.Эффвкг, тыс. in., r/cyi

РИР гаи П и

ПО — пакерное оборудование

Рисунок 1.4 - Ликвидация негерметичности скважин при применении

технологии одновременно-раздельной эксплуатации пластов

Технологии ликвидации ЗКЦ, применявшиеся в ОАО «Удмуртнефть» в 2008-2012 гг., количество скважин

5 -4 -3 2 -1 -0

Ыэл-во. шг

РИР воды ЗАО НГЦ "ГеотехноКИН"

РИР "РИТЭК" Пластик КГ

Дополнительная добыча нефти и уд.эффект, тыс.тн., т/сут

Доп добыча, тыс.тн ♦ уд.эффект, т/сут

8,4 ♦

3,788

0,9

* 0,716

РИР воды З АО НТЦ "ГеотехноКИН" РИР "РИТЭК" Пластик. КС

Рисунок 1.5 - Технологии ликвидации заколонных перетоков в скважинах

1 - эксплуатационная колонна

2 - пакер

3 - НКТ 73 мм

4 - муфта с наружной резьбой

5 - спец. переходник (нестандарт)

6 - катушка (нестандарт)

7 - НКТ 89 мм

8 - цилиндр насоса 32 мм

9 - центратор

10 - плунжер насоса

32 мм с переходником

11 - патрубок

12 - насос 32 мм

13 - штанги 16 мм

Рисунок 1.6 - Схема технологии ОРЗиД 1.2. Краткий обзор осложнений в процессе добычи нефти

На месторождениях, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», имеют место традиционные виды осложнений, сопутствующие процессам добычи нефти, - коррозия нефтепромыслового оборудования, отложение на поверхности нефтепромыслового оборудования неорганических солей, асфальто-смолопарафиновых веществ. Ниже кратко представлены их особенности и методы борьбы с ними.

Коррозия нефтепромыслового оборудования

Проблемы борьбы с коррозионным разрушением нефтепромыслового оборудования рассматривали в своих работах многие исследователи, в частности Абдуллин И.Г., Андреюк Е.И., Астрова Ф.А., Асфандияров Ф.А., Бай-ков Н.М., Билай В.И., Бочарников А.И., Бугай Д.Е., Герцог Э., Гетманский М.Д., Гоник A.A., Горичев И.Г., Гумеров А.Г., Гутман Э.М., Давыдов С.Н., Ефимов A.A., Коваль Э.З., Кузнецов С.И., Леонов В.В., :Липо-вич Р.Н., Маричев Ф.Н., Маркин А.Н., Митина А.П., Низамов K.P., Рахман-кулов Д.Л., Рождественский М.А., Розанова Е.П., Тетерина О.П., Фрум-кин А.Н., Хазипов Р.Х., Хорошилов A.B., Худякова Л.П., Хуршудов А.Г., Booth J., Iverson W.P., Grego E., Parsons S.A., Starkey R., Wight K., Wright W. и другие.

Дефекты нефтепромысловых трубопроводов

Основными дефектами нефтепромысловых трубопроводов, приводящими к авариям, связанным с их разгерметизацией, и разливу перекачиваемой продукции, являются дефекты металла, строительно-монтажные дефекты, эксплуатационные дефекты [25, 26]. Одним из основных видов коррозионного разрушения нефтепромысловых трубопроводов являются канавки в районе нижней образующей трубы [37, 68, 70].

Основной причиной канавочной коррозии является наличие в перекачиваемой продукции механических примесей, что приводит к возникновению макрогальванопар и развитию коррозионных процессов на внутренней поверхности труб. Развитие язвенных коррозионных дефектов происходит в два этапа. В начале на поверхности металла образуется продолговатый «каньон» длиной 20...30 см и глубиной до 3 мм. На втором этапе в середине «каньона» происходит образование свища диаметром 5... 10 мм, при этом отмечается практически полное отсутствие продуктов коррозии на поверхности язвы или свища. Состав и структура продуктов коррозии зависят от pH, температуры и ионного состава перекачиваемой продукции [45, 51, 78]. В частности, на основании рентгенографических и электронно-микроскопических исследова-

ний осадков на поверхности углеродистой стали выявлено, что основу осадков, образующихся в приэлектродном слое, составляют сидерит (БеСОз), цементит (РезС) и изоморфная структуре сидерита фаза высокой симметрии.

Для трубопроводов системы поддержания пластового давления (ППД), помимо присутствия диоксида углерода, характерно наличие в перекачиваемой жидкости растворённого'кислорода и сероводорода [22, 33, 64, 68, 71], существенно повышающих скорость коррозионных процессов. Наличие сероводорода обусловливается преимущественно биогенным происхождением, кислород же попадает в систему ППД в основном из системы подготовки воды [23].

Существенной причиной коррозии нефтепромысловых трубопроводов является совместное влияние технологических параметров перекачки добываемой продукции и химических факторов (наличие растворённых коррози-онноагрессивных газов, минерализация добываемой продукции, её ионный состав) [4, 48].

Водонефтяная смесь, в зависимости от соотношения компонентов, может образовывать два типа эмульсии: «нефть в воде» (Н/В) или «вода в нефти» (В/Н). В эмульсии типа «нефть в воде» внешней фазой является кор-розионноагрессивная попутно добываемая пластовая вода, что может вызывать интенсивную коррозию внутренней поверхности трубопровода. При перекачке эмульсии типа «вода в нефти» внешней фазой является нефть, которая является естественным ингибитором коррозии. При этом возможно расслоение водонефтяной эмульсии под действием сил гравитации с образованием водного слоя у нижней образующей трубы.

Негативное влияние на коррозию нефтепромысловых трубопроводов оказывает и наличие в перекачиваемых средах микрофлоры, в первую очередь, углеводородокисляющих [6], тионовых (сероокисляющих) [42, 64], сульфатвосстанавливающих бактерий [6, 30].

В настоящее время для защиты оборудования и нефтепромысловых коммуникаций от коррозии на месторождениях нефти, эксплуатируемых ОАО «Удмуртнефть», применяются комплексные мероприятия [48]:

- коррозионноустойчивое глубинно-насосное оборудование и погружные электродвигатели;

- на выкидных линиях, в нефтесборной системе и в системе ППД применяются футерованные трубы;

- в скважины с помощью электрических и гравитационных дозаторов подаются комплексные реагенты - ингибиторы коррозии-бактерициды. В частности, на Гремихинском месторождении на более чем 200 скважинах установлены дозаторы для подачи реагента СНПХ-1004.

Отложение неорганических солей на поверхности

нефтепромыслового оборудования

Существенным негативным фактором, сопутствующим процессу добычи нефти, является отложение в призабойной зоне пласта добывающих скважин, на стенках эксплуатационных колонн, в насосном оборудовании и наземных коммуникациях систем сбора и подготовки нефти, осадков неорганических солей. Вопросам солеотложения посвящен широкий ряд работ, в частности Антипина Ю.В., Бабаляна Г.А., Валеева М.Д., Волобуева Г.П., Га-рифуллина Ю.В., Гаттенбергера A.A., Дытюка В.А., Ибрагимова Л.Х., Ка-щавцева В.Е., Люшина С.Ф., Лялиной Л.Б., Маринина С.Н., Рагулина В.А., Сыртланова А.Ш.

Основным источником солеотложения служит попутно добываемая вода [3, 8, 10, 12, 13, 43, 50, 52, 61, 62, 65, 86, 91].

На процесс смешивания пластовых и закачиваемых вод, ведущего к образованию осадков неорганических солей на поверхности нефтепромыслового оборудования, существенное влияние оказывает тип заводнения пластов. В случае применения системы внутриконтурного заводнения разрабатываемого пласта закачиваемая вода поступает в нефтяную часть пласта и смешивается с водой, находящейся в пласте. Для неё характерна малая подвижность, она способна к перемещению лишь при достижении определённого перепада напора. В случае реализации внутриконтурной системы заводнения пластов имеет место поршневое вытеснение остаточной воды закачиваемой. В этом случае смешивание происходит в нефтяном пласте - в зоне непосредственного контакта вод. При их несовместимости в пласте возможно образо-

вание нерастворимых осадков неорганических солей, затрудняющих процесс фильтрации нефти [43].

По мнению авторов работы [12], условия и причины отложения солей многообразны и зависят от большого числа разнонаправленных факторов. В частности, исследованиями С.Н. Маринина, И.З. Ахметшина и А.Г. Бабаляна [3, 61, 62] установлено, что на карбонатное равновесие существенное влияние оказывают природные амфотерные соединения. Выделение из нефтяной фазы нафтеновых и карбоновых кислот на 90... 100 % приводит к выпадению из растворов карбонатов кальция и магния.

Для предупреждения солеотложения на поверхности нефтепромыслового оборудования используются технологические, физические и химические способы [55]. Для повышения работоспособности оборудования в условиях солеотложения используют различные покрытия поверхности нефтепромыслового оборудования, соприкасающиеся с жидкостью - лакокрасочные и полимерные, полимерные детали и узлы оборудования [73, 74].

Наиболее широкое применение находят химические методы предотвращения отложения солей. Для предупреждения выпадения неорганических солей на поверхности нефтепромыслового оборудования в настоящее время предложены различные реагенты-ингибиторы - полифосфаты, органические фосфаты, соли сульфокислот, алкил- и акрилсульфонаты и т.д. [5, 39, 49, 66, 73, 74], применяемые по различным технологиям - постоянное дозирование ингибитора, периодическое дозирование ингибитора в затрубное пространство скважин, задавливание ингибитора в призабойную зону пласта (ПЗП) [39], дозированная подача ингибиторов в пласт через систему ППД [28, 52], дозированная подача ингибиторов солеотложения с помощью глубинных дозаторов.

Отложение асфальтосмолопарафиновых веществ на поверхности нефтепромыслового оборудования

К негативным осложнениям процесса нефтедобычи следует отнести и отложение на нефтепромысловом оборудовании АСПВ [2, 5, 17, 18, 44, 67, 72]. Проблемы образования и борьбы с отложениями асфальтосмолопарафиновых веществ на поверхности нефтепромыслового оборудования рассмат-

ривали в своих работах Абашев Р.Г., Абдуллин P.A., Бабалян Г.А., Балабанов В.Т., Галлямов А.К., Дерягин Б.В., Едигаров С.Г., Иксанова P.P., Кузнецов Н.П., Люшин С.Ф., Мазепа Б.А., Муллагаллямов Г.Ш., Непримеров H.H., Рассказов В.А., Салатинян И.З., Сизая В.В., Сковородников Ю.А., Стефанович Н.И., Тронов В.П., Тюшева H.H., Reistly С.Е., Sayre Т.А., Shok D.A., Sudbury J.D., Wertman N.T. и другие исследователи.

На состав и структуру АСПО первостепенное влияние оказывают свойства добываемой продукции, её обводнённость, гидродинамика добываемого и перекачиваемого потока, термо- и гидродинамическими параметры объектов разработки [18, 76]. Основными компонентами АСПО являются предельные нормальные и изопарафиновые углеводороды, также присутствуют нафтеновые и алкилароматические углеводороды. На образование отложений асфальтосмолопарафиновых веществ влияет и наличие в добываемой продукции поверхностно-активных веществ (ПАВ) нефти - асфальтенов и смол, содержащих алкильные цепи и полярные группы [56, 57], минеральных примесей, причём с увеличением их содержания наблюдается упрочнение структуры АСПВ.

В литературе приведены адсорбционно-адгезионный и электрокинетический механизмы образования АСПО [2, 44, 54, 76].

Методы борьбы с отложением АСПВ на поверхности нефтепромыслового оборудования разделяют на две группы - удаление сформировавшихся отложений и их предотвращение - ингибирование [34].

Удаление АСПВ осуществляется механическими, тепловыми, физическими, химическими способами [2]. В качестве удалителей АСПО используется широкий ряд углеводородных композиций - газоконденсат, газовый бензин, лёгкая нефть, смесь жирных нефтяных газов - лёгкие фракции парафиновых углеводородов Сз - Сб, индивидуальные органические растворители, в первую очередь, толуол. Следует отметить, что универсальных растворителей АСПО нет, необходим их подбор для условий конкретного объекта обработки.

Более перспективен способ борьбы с АСПО, заключающийся в инги-бировании (предотвращении) отложений АСПВ - использование покрытий НКТ [36], химических ингибиторов [2, 17, 34, 54, 63, 73, 76, 92].

1.3. Особенности эксплуатации месторождений высоковязких нефтей

Как отмечено во введении диссертационной работы, в результате прогрессирующего обводнения продукции скважин происходят значительные изменения не только в гидродинамике пласта и призабойных зонах скважин, но и существенно изменяются условия подъёма жидкости на поверхность, внутрипромысловой перекачки и подготовки нефти. Возникают и задачи по эксплуатации скважин, связанные с необходимостью вовлечения в разработку неработающих пластов.

Это, прежде всего, относится к эксплуатации месторождений с высоковязкой нефтью. Так, например, на Гремихинском месторождении с вязкостью нефти в пластовых условиях основного объекта разработки (башкирский ярус) 150 мПас все скважины после бурения эксплуатировались с помощью скважинных штанговых насосных установок (СШНУ). Вязкость продукции на устье составляла от 350 до 600 мПа с в зависимости от дебита и расположения скважин по площади. На дожимных насосных станциях (ДНС) применялись только объёмные насосы типа НБ-125.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Шляпников, Юрий Викторович, 2014 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАИЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Абашев, Р. Б. Санация как метод продления срока эксплуатации трубопроводов [Текст] / Р. Б. Абашев, А. М. Шайхулов, Ю. В. Шляпников, Ю. В. Бусыгин // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2009. - № 10. - С. 74-75.

2. Абашев, Р. Г. Дэмульгация нефти и ингибирование парафиноотло-жений химическими реагентами комплексного действия [Текст] : дис. ... канд. техн. наук / Абашев Р. Г. - Пермь, 1986. - 264 с.

3. Абдулаев, А. Н. Ультразвуковой способ предотвращения твёрдых отложений [Текст] / А. Н. Абдулаев, М. М. Мадуев, Ю. И. Султанов // Нефтепромысловое дело. - 1979. - Вып. 7. - С. 13-14.

4. Абдуллин, И. Г. Коррозия нефтегазового и нефтепромыслового оборудования: учеб. пособие [Текст] / И. Г. Абдуллин, С. Н. Давыдов, М. А. Худяков. - Уфа: Изд-во УНИ, 1990. - 72 с.

5. Абдуллин, Р. А. Отложения твёрдой фазы углеводородов в приза-бойной зоне пласта при термообработке скважин [Текст] / Р. А. Абдуллин,

B. И. Пустогов, В. Г. Грабилин // Нефтепромысловое дело. - 1976. - № 9 . -

C. 50-53.

6. Андреюк, Е. И. Микробная коррозия и ее возбудители [Текст] / Е. И. Андреюк, В. И. Билай, Э. 3. Коваль, И. А. Козлова. - Киев: Наукова думка, 1980.-288 с.

7. Антипин, Ю. В. Интенсификация добычи нефти из карбонатных коллекторов [Текст] / Ю. В. Антипин // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 5. - С. 96-98.

8. Аржанов, Ф. Г. О причинах выпадения солей в нефтепромысловом оборудовании в условиях Западной Сибири [Текст] / Ф. Г. Аржанов, Н. П. Дунаев, Р. И. Медведский // Нефтяное хозяйство. - 1976. - № 4. - С. 51-53.

9. Аржиловский, А. В. Научные аспекты совместной разработки пластов и технологий ОРЭ(ОРЗ) [Текст] : дис. ... канд. техн. наук : 25.00.17 : защищена 20.09.12 / Аржиловский Андрей Владимирович. - Уфа, 2012. - 151 с.

10. А. с. 833581 СССР, МКИС 02 Р 5/14, Е 21 В 43/12. Ингибитор отложений неорганических солей [Текст] / С. Ф. Люшин, Г. В. Галеева, Н. М. Дятлова // Бюл. Открытия. Изобретения. - 1981. - № 20. - С. 53.

11. Афанасьев, И. С. Одновременно-раздельная эксплуатация скважин. Создание «интеллектуальной» скважины [Текст] / И. С. Афанасьев, А. Г. Пасынков, Д. Л. Худяков, Р. Р. Габдулов, В. И. Никишов, П. И. Сливка // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 11. - С. 66-70.

12. Ахметшина, И. 3. Механизм образования солей в нефтяном оборудовании [Текст] / И. 3. Ахметшина, В. П. Максимов, Н. С. Маринин // Нефтепромысловое дело. - 1982. - № 1. - С. 30-35.

13. Барышников, А. В. Внедрение и совершенствование технологии одновременно-раздельной эксплуатации скважин на Южной лицензионной территории Приобского месторождения [Текст] / А. В. Барышников, Д. Б. Поляков, Р. Ф. Шаймарданов // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 5. -С. 121-123.

14. Валеев, М. Д. Метод определения притока нефти при одновременно-раздельной эксплуатации скважин [Текст] / М. Д. Валеев, Ю. В. Белоусов, А. В. Калугин // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 10. - С. 62-63.

15. Валеев, М. Д. Обоснование и основные условия перевода скважин на одновременно-раздельную эксплуатацию [Текст] / М. Д. Валеев, А. Е. Бортников, В. Я. Ведерников // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 8. -С. 64-66.

16. Валеев, М. Д. Разработка и результаты испытаний оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации скважин с установками электроцентробежных насосов [Текст] / М. Д. Валеев, А. Г. Газаров, В. А. Масенкин, А. Н. Немков, Т. М. Миннахмедов // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 2. -С. 86-88.

17. Васильев, Ю. В. Определение среднестатистических характеристик концентрированной дисперсии парафинов в нефти [Текст] / Ю. В. Васильев,

Е. А. Кирсанов, Г. Д. Кожоридзе и др. // Коллоидный журнал. - 1992. - Т. 54. -С. 13-16.

18. Галлямов, А. К. О влиянии асфальтосмолистых веществ на интенсивность запарафинивания нефтепроводов [Текст] / А. К. Галлямов, А. Ф. Юкин, Б. Н. Мастобаев // Нефтяное хозяйство. - 1983. -№ 3. - С. 42-43.

19. Гарипов, О. М. Общие тенденции развития высокотехнологичного сервиса при разработке, установке и обслуживании многопакерных систем для одновременно-раздельной эксплуатации [Текст] / О. М. Гарипов // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 9. - С. 58-61.

20. Гарипов, О. М. Технология и оборудование для одновременно-раздельной закачки воды в несколько пластов одной скважиной [Текст] / О. М. Гарипов, В. А. Леонов, М. 3. Шарифов // Вестник недропользователя ХМАО. - 2007. - № 17.

21. Тарифов, К. М. Применение одновременно-раздельной эксплуатации пластов в ОАО «Татнефть» [Текст] / К. М. Тарифов, А. В. Глуходед, Н. Г. Ибрагимов, В. Г. Фадеев, Р. Г. Заббаров // Нефтяное хозяйство. — 2010. — № 7.-С. 55-57.

22. Гоник, А. А. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее предупреждения [Текст] / А. А. Гоник. - М.: Недра, 1976. - 192 с.

23. Гоник, А. А. Причины и механизм локальной коррозии внутренней поверхности нефтесборных трубопроводов на месторождениях Западной Сибири [Текст] / А. А. Гоник, Г. Г. Корнилов // Защита от коррозии и охрана окружающей среды. - 1997. - № 6-7. - С. 2-6.

24. Грехов, И. В. Одновременно-раздельная эксплуатация двух пластов [Текст] / И. В. Грехов, Р. В. Сахнов, О. С. Николаев // Инженерная практика. -2011. — № 3. - С. 22-23.

25. Гумеров, А. Г. Дефектность труб нефтепроводов и методы их ремонта [Текст] / А. Г. Гумеров, К. М. Ямалеев, Р. С. Гумеров, X. А. Азметов. -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1998. - 252 с.

26. Гуров, С. А. Повышение ресурса безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов на основе применения ингибиторной защиты [Текст]: дис. ... канд. техн. наук : 05.26.03 / Гуров Сергей Анатольевич - Уфа, 2003. -168 с.

27. Дияшев, Р. Н. Особенности разработки многопластовых объектов / Р. Н. Дияшев, А. И. Шавалиев и др. // Обз. инф. Сер. «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 1987. - Вып. 11 (140). - 63 с.

28. Емков, А. А. Стабилизация жестких вод химическими реагентами [Текст] / А. А. Емков // Нефтяное хозяйство. -1980. - № 5. - С. 45-47.

29. Заббаров, Р. Г. Одновременно-раздельная эксплуатация двух пластов [Текст] / Р. Г. Заббаров, К. М. Тарифов, В. Г. Фадеев, Р. Н. Ахметвалиев // Нефтегазовая вертикаль. - 2006. - № 12. - С. 54-57.

30. Заварзин, Г. А. Литотрофные микроорганизмы [Текст] / Г. А. Завар-зин. -М.: Наука, 1972. - 156 с.

31. Ибрагимов, Н. Г. Новые технические средства одновременно-раздельной эксплуатации, разработанные в ОАО «Татнефть» [Текст] / Н. Г. Ибрагимов, В. Г. Фадеев, Р. Г. Заббаров, Р. Н. Ахметвалиев, К. М. Тарифов, А. X. Кадыров // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 7. - С. 79-81.

32. Инюшин, Н. В. Коррозия внутренней поверхности нефтесборных промысловых трубопроводов [Текст] / Н. В. Инюшин, А. В Лейфрид., А. С. Валеев, П. Р. Ривкин // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 3. - С. 85-86.

33. Казак, А. С. Особенности эксплуатации скважин с высокопара-финистой нефтью в США [Текст] / А. С. Казак // Нефтяное хозяйство. - 1981. - № 6. - С. 78-80.

34. Казанцев, И. Ю. Опыт внедрения технологии одновременно-раздельной на Верхнеколик-Еганском месторождении / И. Ю. Казанцев, А. О. Гордеев, И. А. Вахрушева, А. А. Луценко // Нефтяное хозяйство. -2010.-№2.-С. 44-47.

35. Каменщиков, Ф. А. Борьба с отложениями парафина на месторождениях Удмуртии [Текст] / Ф. А. Каменщиков, Я. Л. Смирнов, Б. М. Сучков и др. // Нефтепромысловое дело. - 1979. - № 9. - С. 27-29.

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

37. Красиков, А. А. Одновременно-раздельная добыча нефти [Текст] / А. А. Красиков // Нефтегазовая вертикаль. - 2010. — № 11. - С. 44-47.

38. Крякушин, А. И. Результаты и перспективы внедрения одновременно-раздельной эксплуатации пластов в одной скважине [Текст] /

A. И. Крякушин, Ю. В. Шляпников, А. А. Агафонов, В. И. Никишов // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2009. - № 12. - С. 50-53.

39. Куршев, А. В. Совершенствование комплекса технологий и техни-ческиъсредств для одновременно-раздельной нефтедобычи (в условиях НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча») [Текст] : дис. ... канд. техн. наук : 25.00.17 : защищена 31.05.12 / Куршев Алексей Вячеславович. - Уфа, 2012.- 140 с.

40. Леонов, В. В. Влияние микробиологического фактора на процессы коррозии в нефтепромысловых водах Уршакского месторождения [Текст] /

B. В. Леонов, Р. X. Хазипов, В. А. Илюков, И. Р. Крицкий // Защита от коррозии и охрана окружающей среды. - 1994. - № 3. - С. 11-14.

41. Леонов, В. А. Одновременно-раздельная эксплуатация нескольких пласщъхдной сеткой скважин для повышения их нефтеотдачи [Текст] / В. А. Леонов // Доклад на заседании общества нефтяников БРЕ. - Нижневартовск, 2001.

42. Лутошкин, Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды [Текст] / Г. С. Лутошкин. - М.: Недра, 1983. - 224 с.

43. Люшин, С. Ф. О применении химических методов борьбы с отложениями парафина [Текст] / С. Ф. Люшин, Г. Н. Кундрюцкая // Нефтепромысловое дело. - 1973. - С. 88-94.

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

45. Масленников, Е. П. Комплекс текущих и концептуальных задач в целях обеспечения целостности штанговых колонн скважинных насосов [Текст] / Е. Р. Масленников, Ю. В. Шляпников, А. М. Насыров // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2010. - № 8. - С. 26-31.

46. Масленников, Е. П. Проблемы и пути повышения МРП скважин на поздней стадии разработки [Текст] / Е. П. Масленников, Ю. В. Шляпников, А. М. Насыров // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2009. - № 11. - С. 14-17.

47. Медведев, В. Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах [Текст] / В. Ф. Медведев. - М.: Недра, 1987. - 144 с.

48. Михайлов, А. Г. Исследование солеобразования в скважинном оборудовании в условиях интенсификации добычи нефти и разработка мероприятий по его предотвращению (на примере месторождений ОАО «Юганскнефтегаз») [Текст]: дис. ... канд. техн. наук / Михайлов А. Г. — Уфа, 2003. - 122 с.

49. Михайлов, С. А. Борьба с отложениями солей на месторождениях Западной Сибири [Текст] / С. А. Михайлов // Нефтепромысловое дело. -1979.-№9.-С. 25-27.

50. Моисеева, Л. С. Ингибирование углекислотной коррозии нефтега-зопромыслового оборудования [Текст] / Л. С. Моисеева, Ю. И. Кузнецов // Защита металлов. - 1996. - № 6. - С. 565-572.

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

52. Низаев, P. X. Расчёты технологических показателей одновременно-раздельной эксплуатации залежей башкирского яруса с применением геологического и гидродинамического моделирования [Текст] / P. X. Низаев,

Р. Г. Рамазанов, Р. Т. Шакирова, В. Ю. Кондакова, Г. В. Александров // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 7. - С. 29-31.

53. Никишина, П. А. Результаты лабораторных и промысловых исследований методов борьбы с отложениями парафина [Текст] / П. А. Никишина // Обзор зарубежной литературы. Сер. «Добыча нефти». - М.: ВНИИОЭНГ, 1971.-48 с.

54. Никишов, В. И. Карты применимости компоновок для совместной разработки двух объектов / В. И. Никишов, Р. А. Хабибуллин, А. П. Сметанников, Д. А. Нижевич // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 11. - С. 45-47.

55. Оськин, Н. А. О роли асфальтенов в процессе кристаллизации парафина [Текст] / Н. А. Оськин // Нефтяное хозяйство. - 1973. - № 10. - С. 46-47.

56. Пат. 2183650 Российская Федерация, МПК С 09 К 3/00, Е 21 В 37/06. Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений [Текст] / Рагулин В. В., Михайлов А. Г., Хасанов М. М., Смолянец Е. Ф.; заявитель и патентообладатель ООО «ЮганскНИПИнефть». - № 2001113976/04; заявл. 25.05.01; опубл. 20.06.02, Бюл. № 17.

57. Пат. 2211311 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/14. Способ одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов и скважинная установка для его реализации [Текст] / Леонов В. А., тарифов М. 3., Донков П. В., Медведев Н. Я., Ничеговский В. А., Соловых В. И., Спивак Т. С., Хан Г. Б., Щербаков В. П.; заявитель ООО Научно-исследовательский институт «СибГеоТех»; патентообладатели ООО Научно-исследовательский институт «СибГеоТех», ООО Научно-исследовательский институт «ГазЛифт» . - № 2001101297/03; заявл. 15.01.01; опубл. 27.08.03, Бюл. № 24.

58. Пат. 2370641 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/14. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов [Текст] / Тарифов К. М., Ибрагимов Н. Г., Фадеев В. Г., Заббаров Р. Г., Ахметвалиев Р. Н., Кадыров А. X., Басос Г. Ю., Рахманов И. Н., Глуходед А. В., Балбошин В. А.;

патентообладатель ЗАО «Татнефть» им. В. Д. Шашина. - № 2008123459/03; заявл. 09.06.08; опубл. 20.10.09, Бюл. № 22.

59. Пат. 2262586 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/12, 34/06. Скважинная установка для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной [Текст] / Шарифов М. 3., Леонов В. А., Ужаков В. В., Красноперов В. Т., Кузнецов Н. Н., Гарипов О. М., Гурбанов С. Р., Набиев Н. А., Набиев Ф. А., Синева Ю. Н., Юсупов Р. Ф.; патентообладатели Шарифов М. 3., Леонов В. А. - № 2003116852; заявл. 05.06.2003; опубл. 20.10.2005, Бюл. № 29.

60. Пат. на полезную модель 131075 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/14. Установка для одновременно-раздельной добычи и закачки в одной скважине [Текст] / Насыров А. М., Недопекин С. М., Пепеляев Д. В., Шляпников Ю. В.; патентообладатель ООО «Пермское конструкторско-технологическое бюро технического проектирования и организации производства» (БШ). -№ 2013108856/03; заявл. 27.02.2013; опубл. 10.08.2013, БИ №22.

61. Персиянцев, М. Н. Добыча нефти в осложнённых условиях [Текст] / М. Н. Персиянцев. - М.: Недра, 2000. - С. 477-479.

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

63. Прокшина, Н. В. Ингибиторы кислотной коррозии и парафиноот-ложений на основе сероорганических соединений нефти [Текст]: дис. ... д-ра техн. наук / Прокшина Нина Васильевна. - Уфа, 1990. -_с.

64. Рахманкулов, Д. Л. Ингибиторы коррозии. Том 1. Основы теории и практики применения [Текст] / Д. Л. Рахманкулов, Д. Е. Бугай, А. И. Габитов, М. В. Голубев, А. Б. Лаптев. - Уфа: Гос. изд. науч.-техн. лит. «Реактив», 1997. - 296 с.

65. РД 39-1-219-79. Технология применения новых ингибиторов отложения солей импортного производств [Текст]. - Уфа: БашНИПИнефть, 1979. - 14 с.

66. РД 39-23-702-82. Композиционные составы для ингибирования со-леотложения на основе нитрилотриметилфосфоновой кислоты и полиэтилен полиамин-М-метилфосфоновой кислоты для предотвращения отложения солей [Текст] / М. В. Рудомино, Н. П. Крутикова, Е. К. Колов и др. // Тр. Сиб-НИИНП. - Тюмень, 1982. - 15 с.

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

68. Редько, В. П. Защита от коррозионного разрушения нефтепромыслового оборудования Самотлорского месторождения [Текст] / В. П. Редько, М. Д. Гетманский, Ф. Н. Маричев, А. С. Курмаев // Сер. «Борьба с коррозией и защита окружающей среды». - М.: ВНИИОЭНГ, 1986. - Вып. 10.-60 с.

69. Розанова, Е. П. Микрофлора нефтяных месторождений [Текст] / Е. П. Розанова, С. И. Кузнецов. - М.: Наука, 1974.

70. Саакиян, Л. С. Защита нефтегазопромыслового оборудования [Текст] / Л. С. Саакиян, А. П. Ефремов. - М.: Недра, 1982. - 227 с.

71. Саматов, Р. М. Промысловые исследования влияния кислорода на усиление коррозии трубопроводов [Текст] / Р. М. Саматов, Ф. Г. Арсланов, Ф. С. Гарифулин, Р. Ф. Гатин // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 1. - С. 72-73.

72. Смолянец, Е. Ф. Осложнения в добыче нефти и борьба с ними [Текст] / Е. Ф. Смолянец, О. Э. Кузнецов, Л. А. и др. // Нефтяное хозяйство. -1994.- №2.-С. 36-39.

73. Солодов, А. В. Состояние и перспективы развития химических методов защиты нефтепромыслового оборудования от соле- и парафиноотло-жений [Текст] / А. В. Солодов, Н. В. Бикчентаева, Л. М. Оленев // Нефтяное хозяйство. - 1983. - № 12. - С. 24-28.

74. Сулин, В. А. Условия образования, основы классификации и состав природных вод [Текст] / В. А. Сулин. - М.-Л.: Изд-во АН СССР, 1948. - 224 с.

75. Тавлуй, И. В. Опыт эксплуатации и планы развития одновременно-раздельной эксплуатации в ОАО «Удмуртнефть» [Текст] / И. В. Тавлуй, Ю. А. Гаврилюк, А. А. Агафонов, А. Н. Лютиков // Нефтяное хозяйство. -2011.-№6.-С. 48-51.

76. Тронов, В. П. О механизме парафинизации промыслового оборудования [Текст] / В. П. Тронов // Борьба с отложениями парафина. - М.: Недра, 1965.-С. 50-62.

77. Хисамов, Р. С. Геолого-промысловое обоснование внедрения одновременно-раздельной эксплуатации пластов [Текст] / Р. С. Хисамов, А. М. Евдокимов, Р. Г. Абдулмазитов, Р. Г. Рамазанов, Р. А. Мусин // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 7. - С. 50-52.

78. Хуршудов, А. Г. Прогнозирование углекислотной коррозии нефтегазопроводов [Текст] / А. Г. Хуршудов, А. Н. Маркин и др. // Нефтяное хозяйство. - 1989.-№ 11.-С. 59.

79. Шаисламов, Ш. Г. Об одновременной эксплуатации нескольких пластов (пропластков) одной скважиной [Текст] / Ш. Г. Шаисламов, Р. А. Янтурин, А.Ш. Янтурин, В.В. Лаптев // Бурение и нефть. - 2007. - № 10. -С. 21-23.

80. Шамилов, Ф. Т. Опыт применения технологий с пакерно-клапанным оборудованием на осложненном фонде скважин [Текст] / Ф. Т. Шамилов // Инженерная практика. - 2011. - № 2. - С. 78-84.

81. Шляпников, Ю. В. Механический метод изоляции прорывов газа и воды в добывающих скважинах [Текст] / Ю. В. Шляпников, И. И. Бекман-суров, А. М. Насыров // Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития: матер. IV междунар. науч.-практ. конф. - Геленджик, 2009. - С. 24-28.

82. Шляпников, Ю. В. Применение блокирующих составов при технологических операциях на скважинах с поглощением [Текст] / Ю. В. Шляпников, Ю. А. Гаврилюк, А. Г. Оксанич // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2009. -№ 10.-С. 62-67.

83. Шляпников, Ю. В. Проект «Одновременно-раздельная эксплуатация» [Текст] / Ю. В. Шляпников // Матер. III ежегодн. корпоративн. конф. по обмену опытом по проектам «Системы новых технологий ОАО «НК «Роснефть» (Бекосово). - М., 2009. - С. 3-13.

84. Янтурин, Р. А. Одновременно-раздельная эксплуатация более двух-трёх пластов при заводнении [Текст] / Р. А. Янтурин, Ш. Г. Шаисламов, А. Ш. Янтурин // Бурение и нефть. - 2008. - № 7/8. - С. 33-35.

85. Яртиев, А. Ф. Эффективность применения ОРЭ-технологий на объектах ОАО «Татнефть» [Текст] / А. Ф. Яртиев // Нефть, газ и бизнес. - 2009. -№7/8.-С. 83-85.

86. A-Barrett, R. The Influence of Magnetic Fields on Calcium Carbonate Precipitation / R. A-Barrett, S. A. Parsons // Water Research. - 1998. - 32. -P. 609-612.

87. Baker, J. S. Anti-scale Magnetic Treatment, Water and Waste Treatment / J. S. Baker, S. A. Parsons. - 1996. - 39. - P. 36-38.

88. Parsons, S. A. The Microbiological Quality of Ion Exchange Softened Water. In Ion Exchange at the Millennium (Ed.) / S. A. Parsons, J. Hubble, J. Quarmby, J. A Greig. - Cambridge. - July, 2000. - P. 93-101.

89. Parsons, S. A. Overview of Recent Magnetic Treatment Research at Cranfield University / S. A. Parsons; MAG3 (ISBN 1 86194 010 6). Cranfield. -April, 1999. - 18 p.

90. Parsons, S. A. The Effect of Domestic Ion-Exchange Water Softeners on the Microbiological Quality of Drinking Water. Water Research / S. A. Parsons. 2000.-34.-P. 2369-2375.

91. Parsons, S. A. Magnetic Treatment of Calcium Carbonate Scale-Effect of pH Control. Water Research / S. A. Parsons, B. L. Wang, S. J. Judd, T. Stephenson. - 1997. - 31. - P. 339-342.

92. Jorda, R. M. Paraffin Deposition and Prevention in Oil Wells / R. M. Jorda // J. Petrol. Technol. - 1966. - 18. - No. 12. - P. 1605-1612.