Влияние совместимости химреагентов на интенсивность осложнений в процессах добычи нефти тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Ситдиков, Сулейман Саубанович

• Ситдиков, Сулейман Саубанович
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Ситдиков, Сулейман Саубанович

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ДОБЫЧИ НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ

1.1. Роль химреагентов в современных технологиях добычи, транспорта

и подготовки нефти

1.2. Проблема совместимости реагентов, применяемых при добыче, подготовке и транспорте нефти

1.3. Влияние техногенных факторов и взаимодействия химреагентов

на физико-гидродинамические характеристики и технологические процессы добычи нефти

1.4. Взаимовлияние химреагентов в технологических процессах

добычи, транспорта и подготовки нефти

Выводы по главе 1

2. РЕАГЕНТЫ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ХИМИИ,

ИХ СОВМЕСТИМОСТЬ В ПРОЦЕССАХ ДОБЫЧИ НЕФТИ

2.1. Принципы построения матрицы совместимости химреагентов

2.2. Методология оценки совместимости реагентов, используемых

в процессах добычи, транспорта и подготовки нефти

2.3. Реагенты для проведения операций гидравлического разрыва пласта (гели, деструкторы гелей, сшиватели, стабилизаторы глин, температуры), проблемы их несовместимости с химреагентами нефтедобычи

2.4. Интенсифицирующие добычу нефти составы, промывочные жидкости

2.5. Ингибиторы солеотложения

2.6. Влияние ПАВ и деэмульгаторов на процесс ингибирования

АСПО

2.7. Соляно-кислотные композиции, органические растворители

Выводы по главе 2

3. ВЛИЯНИЕ ЖИДКОСТЕЙ ГЛУШЕНИЯ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИНГИБИТОРОВ КОРРОЗИИ, СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ

И БИОЦИДОВ

3.1. Совместимость жидкостей глушения на основе поташа и хлорида кальция

3.2. Влияние жидкостей глушения на эффективность ингибиторов коррозии и биоцидов

3.3. Влияние жидкостей глушения на эффективность ингибиторов солеотложения

3.4. Влияние поверхностно-активных веществ на реагенты нефтедобычи

Выводы по главе 3

4. ИССЛЕДОВАНИЕ СОВМЕСТИМОСТИ РЕАГЕНТОВ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ В ПРОЦЕССАХ НЕФТЕСБОРА, ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ПОДГОТОВКИ ВОДЫ

4.1. Ингибиторы коррозии, биоциды

4.2. Взаимовлияние ингибиторов коррозии и солеотложения

4.3. Влияние гидрофобизаторов, ингибиторов коррозии

и солеотложения на реологические характеристики водонефтяных эмульсий

4.4. Проблемы при взаимодействии деэмульгаторов с реагентами, применяемыми в процессе добычи нефти

4.5. Исследование влияния реагентов на процесс предварительного

сброса воды

Выводы по главе 4

Основные выводы

Список сокращений

Библиографический список использованной литературы

Приложение. Инструкция № П1-01.05 И-0001 ЮЛ-011 «Контроль совместимости химических реагентов, применяемых в технологических процессах добычи нефти»

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Влияние совместимости химреагентов на интенсивность осложнений в процессах добычи нефти»

ВВЕДЕНИЕ

Сложное геологическое строение продуктивных полимиктовых нефтяных пластов, неоднородность их коллекторских свойств, рост обводнённости скважин осложняют обеспечение добычи планируемых объёмов нефти, вызывают необходимость постоянного совершенствования технологических процессов добычи и подготовки нефти, повышения эффективности эксплуатации систем нефтесбора и поддержания пластового давления.

Важную роль в обеспечении повышения качества процессов нефтедобычи играет применение химических реагентов, применяемых для увеличения продуктивности скважин, ограничения водопритока в нефтяные скважины, борьбы с коррозией, отложениями асфалььтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) и неорганических солей, разделения водонефтяных эмульсий, проведения операций гидравлического разрыва пласта (ГРП), операций по глушению скважин и т.д. В настоящее время в различных технологических процессах нефтедобычи используется более 700 химических продуктов, годовое потребление которых превышает сотни тысяч тонн [31, 43, 44, 106, 133].

Применяемые реагенты взаимодействуют с металлом нефтепромыслового оборудования, поверхностью горных пород, пластовыми и закачиваемыми жидкостями, между собой [18, 22, 54, 55, 73, 99, 114, 117, 118, 125, 132, 134]. Прогнозировать проблемы, которые могут при этом возникнуть в технологической системе добычи нефти вследствие циркуляции химических реагентов, достаточно сложно, что, в частности, обусловлено тем, что одновременно в системе могут находиться десятки химических продуктов. Закачиваемые в пласт химические реагенты, продукты их взаимодействия и коррозии выносятся из пласта и далее по технологической цепочке, претерпевая различные химические превращения, вызывают серьёзные осложнения, в частности, в процессе транспорта продукции скважин, нарушение режимов де-эмульсации и т.д.

Так, обводнённость добываемой продукции на большей части месторождений нефти Юганского региона в настоящее время превышает 60 - 80 %,

причём, согласно экспериментальным данным, водонефтяные эмульсии с таким содержанием воды являются наиболее устойчивыми. Кроме того, водонефтяные эмульсии Западной Сибири зачастую характеризуются высокой вязкостью, в связи с чем внутрипромысловый транспорт добываемой продукции сопряжён с серьёзными осложнениями, заключающимися в ухудшении реологических свойств нефтяных эмульсий, особенно при низких температурах, что создаёт аварийные ситуации при эксплуатации трубопроводов, значительном росте давления на дожимных насосных станциях (ДНС); с трудностями на стадии подготовки нефти, в связи с чем проблема разделения стойких водонефтяных эмульсий остаётся одной из наиболее актуальных в процессе сбора, транспорта и подготовки промысловой продукции [65, 71, 100, 128, 141].

Эксплуатация не менее 800 добывающих скважин Юганского региона осложнена отложениями солей, более 200 - отложениями АСПВ. Нефтяные пласты и поверхностное оборудование повсеместно заражены коррозионно-агрессивной микрофлорой, провоцирующей коррозию оборудования и снижение темпов добычи нефти. Отложения солей и парафина наблюдаются преимущественно в нефтепромысловом оборудовании, системах сбора и транспорта нефти и влекут за собой повышенный износ оборудования, дополнительные энергетические и материальные затраты на стадиях добычи, транспорта и подготовки нефти. Ухудшение эксплуатационных характеристик и остановка скважин вследствие указанных осложнений ведут к разбалансирова-нию системы разработки, разрежению сетки скважин, снижению эффективности процесса управления разработкой объектов и, в конечном счёте, к снижению коэффициента извлечения нефти (КИН) и потере потенциально извлекаемых запасов нефти.

В этой связи актуальными остаются вопросы влияния техногенных факторов и взаимодействия химреагентов, в частности взаимовлияния применяемых ингибиторов коррозии (ИК) и солеотложения, композиций поверхностно-активных веществ (ПАВ) и деэмульгаторов, жидкостей глушения

(ЖГ), интенсифицирующих составов и промывочных жидкостей на физико-гидродинамические характеристики и технологические процессы добычи нефти. Последствиями отсутствия контроля применяемых химреагентов являются вторичное микронасыщение пористой среды продуктивного пласта мехпримесями, окисленными и загущенными нефтепродуктами, содержащимися в нагнетательных и ремонтно-технологических жидкостях, изменение базовых свойств вытесняемой нефти, поверхности горной породы и структуры порового пространства, образование труднорастворимых солей в результате нагнетания вод, не совместимых с пластовыми, формирование устойчивых групп скважин, участков трубопроводных систем, отдельных технологических процессов и аппаратов, отличающихся низкой производительностью вследствие отложения солей и АСПВ, образование трудноразделимых высоковязких эмульсий, микробиологическая коррозия металла и т.п.

Ущерб от воздействия неконтролируемых химреагентов может достигать огромных величин, значительно увеличивая себестоимость добываемой продукции. Диссертационная работа направлена на исследование совместимости химических реагентов и вызываемых осложнений при их взаимодействии в системе нефтедобычи месторождений, что и определяет её актуальность.

Цель работы - повышение эффективности технологий с применением химических реагентов в процессах добычи, сбора и транспорта продукции скважин.

Основные задачи исследований:

- выявление влияния жидкостей глушения, интенсифицирующих составов, ПАВ и промывочных жидкостей на эффективность ингибиторов коррозии, соле- и парафиноотложений, биоцидов; взаимовлияния ингибиторов коррозии и солеотложения, приводящего к росту интенсивности осложнений в процессах добычи нефти; |

I

- установление влияния гидрофобизаторов, ингибиторов коррозии и' солеотложения, биоцидов на процесс деэмульсации нефти; |

- выявление влияния композиций ПАВ и деэмульгаторов на процесс ингибирования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО);

- выявление влияния химреагентов на эксплуатацию установок предварительного сброса воды (УПСВ);

- разработка рекомендаций по предотвращению негативного влияния несовместимости химреагентов на интенсивность осложнений в процессах добычи нефти.

Методы решения поставленных задач

При решении поставленных задач использованы результаты теоретических, лабораторных и промысловых исследований с применением стандартных контрольно-измерительных приборов и современных методов математической статистики.

Научная новизна результатов работы

1. Уточнён механизм образования осложнений в результате несовместимости химических реагентов при добыче нефти. Даны рекомендации по снижению риска возникновения осложнений в зависимости от технологий обработок пластов, скважин и оборудования систем сбора добываемой продукции с применением химических реагентов. Разработаны матрицы совместимости химреагентов, применяемых в процессах добычи нефти, в которых приведены последствия взаимодействия реагентов с описанием причин, признаков и результатов совместного применения, позволившие снизить риск возникновения осложнений в процессах добычи нефти.

2. Представлена химическая основа рисков при взаимодействии реагентов для проведения операций ГРП - гелей, их деструкторов, сшивателей, стабилизаторов глин и температуры. Установлено, что риск применения гли-нокислотных композиций (ГКК) сопряжён с образованием трудноудаляемо-го осадка фторида кальция.

3. Установлено, что риск глушения скважин раствором поташа связан с взаимодействием пластовой воды, содержащей катионы кальция, с ионом СОз~", вносимым поташом, с образованием малорастворимого кальцита, а

также подщелачиванием среды и последующим снижением растворимости кальцита, в особенности при низких температурах в нефтепроводах.

Защищаемые положения:

- рекомендации по снижению риска возникновения осложнений в процессах добычи нефти вследствие несовместимости применяемых химреагентов;

- результаты оценки интенсивности взаимодействия химических реагентов для технологий с их применением при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений.

Практическая ценность результатов работы

1. Показано, что при применении ингибиторов солеотложения по технологии закачки в пласт через затрубное пространство скважин для предотвращения коррозии оборудования необходима добавка ингибиторов коррозии в повышенной дозировке - не менее 100 г/т. Установлено, что в скважинах с попутно добываемой водой хлоркальциевого типа для ингибирования отложения СаСОз наиболее эффективен реагент ПАФ-13А, в скважинах с избытком в попутно добываемой воде гидрокарбонат-ионов - ингибитор СНПХ-5301 в дозировках 20... 100 мг/л. Для вод, не содержащих избытка гидрокарбонат-ионов, наиболее эффективны реагенты СНПХ-5311 и СНПХ-5312.

2. Установлено, что процесс взаимодействия соляно-кислотных композиций (СКК) с растворами полимеров может оказывать существенное влияние на добычу нефти, если при проведении гидроразрыва пласта для закрепления проппанта используется проппант с полимерным покрытием (ЯСР-проппант). При этом возможны разрушение его полимерного слоя, нарушение его закрепления, вынос в добывающие скважины, что приводит к пересыпанию забоя скважин, повреждению рабочих органов установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), следствием чего является снижение эффективности разработки месторождений нефти.

3. Выявлено, что одновременное применение растворов глушения на основе несовместимых жидкостей глушения - хлорида кальция и поташа -приводит к выпадению кальцита как в скважинах, так и в нефтепроводах. Для устранения последствий применения несовместимых жидкостей глушения необходимы переход на бескальциевые растворы глушения, опреснение перекачиваемых потоков.

4. Установлено, что для снижения содержания в жидкостях глушения сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) наиболее эффективны биоциды Сонцид 8102, ХПБ-001, Данокс С1-130 и СНПХ-1004р. Последние два реагента являются реагентами комплексного действия, так как кроме био-цидного обладают ингибирующим коррозию эффектом, и поэтому более предпочтительны для снижения риска возникновения осложнений в процессах добычи нефти.

5. Показано, что для ингибирования жидкостей глушения на растворных узлах следует применять водорастворимые ингибиторы коррозии (Додикор V 4712, СНПХ-1004 р, Азол 5010, КорМастер 1035). Применение вододиспергируемых реагентов (Сонкор-9701, ХПК-002ВД, ИПК-2) рекомендуется для ингибирования в промысловых условиях либо на растворных узлах при наличии перемешивания жидкостей глушения перед закачкой в скважины. Для повышения биостойкости растворов рекомендуется добавлять в растворы глушения на растворных узлах ингибитор коррозии-биоцид СНПХ-1004 р в дозировке 200 г/т.

6. Установлено, что при смешивании ингибиторов солеотложения с каль-цийсодержащими растворами глушения образуется малорастворимый в воде осадок продукта взаимодействия фосфоната с ионом кальция. Если процесс протекает в призабойной зоне скважин, то последствием будут кольматация призабойной зоны пласта (ПЗП) и последующее снижение притока жидкости, приводящие к снижению дебита скважин. Рекомендованы мероприятия по устранению риска, в частности не допускать смешивания растворов глушения с растворами ингибиторов солеотложения путём применения блокирующих, изо-

лирующих пачек, применение бескальциевых растворов глушения. Разработана Инструкция № П1-01.05 И-0001 ЮЛ-011 «Контроль совместимости химических реагентов, применяемых в технологических процессах добычи нефти».

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на конференциях и выставках SPE-115556 «Особенности гидравлического разрыва куполообразных пластов Самарской области, Волго-Уральского бассейна» (Москва, 28 - 30. 10. 2008 г.), SPE-119825 «Fiber-Laden Fluid: Applied Solution for Addressing Multiple Challenges of Hydraulic Fracturing in Western Siberia» (Техас, США, 19 - 21. 01. 2009 г.), SPE-130625 «New Field in East Siberia: Challenges of Performing CT Operation on Vankorskoe Field» (Техас, США, 23 - 24. 03. 2010 г.), SPE-130626 «Повышение эффективности работ с применением ГНКТ на Ванкорском месторождении» (Москва, 26 -28. 10. 2010 г.), Всероссийской научно-практической конференции с международным участием «Практические аспекты нефтепромысловой химии» (Уфа, 25 - 27. 05. 2011 г.).

1. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ДОБЫЧИ НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ

1.1. Роль химреагентов в современных технологиях добычи, транспорта и подготовки нефти

Как отмечено во введении диссертационной работы, в настоящее время в различных технологических процессах нефтедобычи используется более 700 химических продуктов, годовое потребление которых превышает сотни тысяч тонн. Это органические и неорганические кислоты, ПАВ и полимеры, комплексоны, органические растворители, соли металлов и т.д. Химические реагенты применяются для увеличения продуктивности скважин, ограничения водопритока в нефтяные скважины, борьбы с коррозией, отложениями АСПВ и неорганических солей, разделения водонефтяных эмульсий и т.д.

Следует отметить тенденцию увеличения применения в нефтедобыче макромолекулярных соединений, что обусловлено, в частности, их способностью эффективно регулировать вязкость водонефтяных систем. Полимеры применяют в качестве загустителей воды при полимерном заводнении, их вводят в состав тампонирующих материалов для изоляции притока пластовых вод, используют для снижения гидравлических сопротивлений в процессе транспорта нефти и т.д. Перспективны соединения, обладающие полифункциональными свойствами, являющиеся, например, одновременно ингибиторами коррозии, солеотложения и деэмульгаторами [106].

В разные периоды разработки нефтяных месторождений использование химических реагентов имеет свою специфику. На определённом этапе разработки основное направление химизации - совершенствование промысловой подготовки, на другом - повышение нефтеотдачи, на третьем - повышение надёжности работы нефтепромысловых коммуникаций и оборудования. Так, на начальной стадии разработки месторождений химические реагенты в основном необходимы для увеличения продуктивности скважин. По мере обводнения продукции на первый план выходят селективная водоизо-

ляция, загущение нагнетаемой воды и применение деэмульгаторов нефти, ингибиторов коррозии, солеотложения, различных химических реагентов для увеличения нефтеотдачи пластов [31, 43].

Необходимо отметить, что как состав химреагента, так и его дозировка должны подбираться экспериментально для каждого конкретного месторождения, что связано с различием геолого-физических условий, составом и свойствами насыщающих пласты флюидов. Однако зачастую ввиду отсутствия количественных критериев оценки возможных областей применения и эффективности реагентов ассортимент используемых химических продуктов неоправданно расширен, а применяемые, в том числе в промышленном масштабе, реагенты не отвечают всему комплексу технологических и экономических требований [18].

1.2. Проблема совместимости реагентов, применяемых при добыче, подготовке и транспорте нефти

В настоящее время не вызывает сомнения тот факт, что закачка сточных вод, содержащих остаточное количество нефтепродуктов, мехпримесей и химреагентов, приводит к изменениям свойств воды, нефти, коллектор-ских характеристик призабойной зоны пластов [127, 132, 134]. Тотальное биозаражение системы «пласт - скважина - наземное оборудование» приводит к серьёзным осложнениям из-за развития биокоррозии, а также отрицательно влияет на темпы добычи нефти [119, 121]. Применение различных химреагентов в процессах добычи нефти - полимеров, ПАВ, бактерицидов, деэмульгаторов, ингибиторов коррозии, парафино- и солеотложений — также оказывает влияние на всю систему добычи нефти [133]. Причём, однажды попав в эту систему, химреагент вступает в различные химические реакции, претерпевает многократные акты адсорбции и десорбции на нефтепромысловом оборудовании и горных породах, повышая риск возникновения осложнений в процессах добычи нефти.

На поздней стадии разработки нефтяных месторождений десятки и тысячи тонн различных химреагентов взаимодействуют с нефтепромысловым оборудованием, поверхностью горных пород, пластовыми и закачиваемыми жидкостями. Окислы и сульфид железа, малорастворимые соединения кальция и бария, окисленные и загущенные нефтепродукты, метаболиты микробиологического происхождения, реагенты - ингибиторы, полимеры, ПАВ, кислоты, щёлочи - взаимодействуют друг с другом, оборудованием и нефтяным пластом, причём эти взаимодействия происходят на фоне постоянно вносимых новых порций химреагентов, мехпримесей и протекающего в системе биоценоза, повышая риск возникновения осложнений.

Так, например, в АО «Лангепаснефтегаз» имели место серьёзные осложнения из-за интенсивного отложения барита, образовавшегося в результате закачки в пласт серной кислоты, приведшие к критическому уменьшению пропускной способности трубопроводов [135].

В некоторых случаях осложнения вызывает даже проведение обработки призабойной зоны (ОПЗ) углеводородными растворителями. Так, в 1990 г. в НГДУ «Уфанефть» закачка на нескольких скважинах толуола и толуоль-ной фракции привела к осложнениям в работе установок подготовки нефти (УПН) в связи с резким увеличением объёма промежуточного слоя водонеф-тяных эмульсий. Ухудшение процесса разделения нефти и воды было связано с тем, что растворитель отмыл из призабойной зоны пласта и с поверхности трубопроводов значительное количество асфальтосмолистых веществ, являющихся стабилизаторами водонефтяных эмульсий. Подобные явления наблюдаются в промысловой практике повсеместно. Кислотные обработки, закачка ингибиторов, использование несовместимых деэмульгаторов на ДНС и УПН часто приводят к ухудшению процесса деэмульсации добываемой продукции.

Прогнозировать последствия от бесконтрольно циркулирующих в технологической системе добычи нефти химреагентов крайне сложно. Ущерб, наносимый воздействием неконтролируемых химреагентов, может достигать

огромных величин, значительно увеличивая себестоимость продукции и риск возникновения осложнений в процессах добычи нефти.

В пластовой воде и системах сбора и подготовки нефти может одновременно присутствовать более 60 химических элементов в виде различных активных соединений. Изучение и прогнозирование поведения таких систем теоретическим путём затруднительно, поэтому более целесообразным и доступным является экспериментальное изучение [100].

Наиболее актуальным является изучение совместимости реагентов, применяемых на основных операциях процесса добычи нефти - при вытеснении нефти из пласта и в системе подготовки нефти. Имеющиеся на сегодняшний день материалы свидетельствуют о том, что в технологической цепочке добычи нефти наиболее уязвимым к агрессии неконтролируемых химреагентов звеном являются установки подготовки нефти.

Примером негативного влияния реагентов на процесс подготовки нефти, в частности, используемых для увеличения нефтеотдачи, является пример Первомайского нефтедобывающего района ОАО «Самаранефтегаз», относящегося к районам с падающей добычей нефти. Для увеличения нефтеотдачи в НГДУ «Первомайнефть» была реализована программа закачки в нагнетательные скважины больших объёмов гелеобразующих составов на основе полиакриламида (ПАА), при этом последний попадал в систему сбора и на установки подготовки нефти. Одни исследователи считают, что добавление ПАА в эмульсии пластовых вод приводит к их самопроизвольному разрушению, и количество применяемого при этом деэмульгатора снижается [100, 101], другое мнение - стойкость эмульсии возрастает при избытке ПАА, особенно в кислой среде (при рН 4...6).

Анализ процесса подготовки нефти, а также лабораторные исследования, проведённые авторами работы [44], показали, что в условиях Первомайского нефтедобывающего района попадание ПАА в эмульсии на установках подготовки нефти практически всегда осложняло процесс подготовки нефти. Так, крупное нарушение процесса подготовки девонской нефти произошло в,

декабре 1997 г. на нефтесборном пункте (НСП) НГДУ «Первомайнефть». В результате полностью прекратилось отделение воды от нефти на ступени предварительного обезвоживания, что вызвало срыв технологического процесса подготовки нефти. Причиной явилось поступление аномальных эмульсий с Подгорненского месторождения. При этом резко ухудшилось отделение воды под действием деэмульгатора. Для разрушения эмульсий потребовался расход деэмульгатора, в 3 раза превышающий обычный расход. По внешнему виду (под микроскопом) эмульсия резко отличалась от обычных эмульсий тем, что имела «ячеистый», «структурированный» характер. При воздействии на неё деэмульгатором глобулы воды частично коалесцировали, однако полного разделения на составляющие эмульсию фазы не происходило.

Для выяснения причин появления эмульсий с аномальными свойствами были проверены предположения о том, что изменение свойств эмульсий обусловлено: 1) нестабильностью пластовых вод; 2) поступлением в эмульсию вещества, не обладающего поверхностной активностью и представляющего собой высокомолекулярный ПАА. Второе предположение связано с тем, что на Подгорненском месторождении (ЦДНГ-2,4) в этот период для повышения нефтеотдачи в пласт закачивался полимер Ассо1:го1 622. Сшивающим агентом для полимера служили хромокалиевые квасцы. Кроме закачки ПАА на промысле проводились кислотные обработки скважин. Иных закачек или обработок призабойных зон скважин в системе сбора девонских неф-тей ЦДНГ-2,4 в этот период не проводилось.

Для проверки предположения о нестабильности пластовой воды был исследован химический состав сточной воды Подгорненской УПСВ. Было установлено, что вода была недонасыщена гипсом (422 мг/л), а пересыщен-ность карбонатом кальция не превышала 52 мг/л. Таким образом, нестабильность воды не являлась причиной изменения эмульсионных свойств, что подтверждалось практикой работы Отрадненского НСП, когда в системе заводнения Подгорненского месторождения не проводились какие-либо технологические мероприятия.

Дальнейшие исследования выполнялись для проверки предположения о том, что в систему сбора нефти попал закачиваемый на Подгорненском месторождении ПАА. Для этого было определено его наличие в эмульсионных системах (пластовых водах), а также исследовано влияние ПАА на устойчивость водонефтяных эмульсий.

ПАА был обнаружен в пластовых водах добывающих скважин Подгор-ненского месторождения, находящихся в зоне действия нагнетательной скважины, в которую закачивали ПАА в количестве 5...240 г/т. Кроме того, ПАА был выявлен в пластовых водах сепарационной установки СУ-18 (190 г/т), на которую поступала продукция скважин, в водоэмульсионных девонских потоках (190 г/т), поступающих на НСП НГДУ «Первомайнефть», а также в пробах эмульсий из резервуара ступени предварительного обезвоживания эмульсионных девонских потоков на НСП (РВС-24). рН исследуемых пластовых вод изменялся в пределах 4,06...5,34. Низкие значения рН пластовой воды, а также высокое содержание механических примесей (850... 1000 г/т нефти) в эмульсиях, поступающих в резервуар РВС-24, очевидно, связаны с проведением кислотных обработок скважин.

Исследованиями, проведёнными в ОАО «Удмуртнефть», установлено, что наиболее стойкие эмульсии образуются при совпадении периодов соля-но-кислотных обработок скважин с закачками ПАА. Вязкость эмульсий в этот период на порядок выше, чем в обычных условиях. Эксперименты по выводу и вводу скважин в эксплуатацию, в продукции которых имелся полимер, показали, что через трое суток (время прохождения эмульсии от СУ-18 до НСП) после вывода скважин из эксплуатации эмульсия объединённого потока ЦДНГ-2, 4, поступающего на НСП, имела естественный характер, причём содержания полимера не обнаружено. Через трое суток после введения указанных скважин в эксплуатацию в эмульсии потока ЦДНГ - 2,4 стал появляться полимер, причём его концентрация последовательно возрастала. При повторном выводе из эксплуатации указанных скважин через трое суток содержание полимера в эмульсии потока ЦДНГ- 2,4 вновь снизилось вплоть

до полного отсутствия. Это указывает на прямую связь между закачкой ПАА на Подгорненском месторождении, выносом ПАА в систему сбора нефти, поступлением устойчивых структурированных эмульсий на НСП и, как следствие, срывом технологического процесса подготовки девонской нефти на НСП.

В связи с вероятностью выноса несшитого полимера из-за нарушений в технологии приготовления композиции ПАА на промысле (несоблюдение концентрации рабочих агентов), а также из-за окислительной и механической деструкции полимера при фильтрации в пористой среде была проведена лабораторная оценка влияния «несшитого» полимера Ассо1го1 622 на деэмуль-гирующую способность реагентов. Было установлено, что аномальный характер эмульсий, поступающих с Подгорненского месторождения, вызван попаданием в продукцию добывающих скважин ПАА, а также выносом продуктов реакции, образующихся при кислотных обработках нагнетательных скважин, в которые закачивался гель ПАА. Дальнейшие исследования девонских промысловых эмульсий с ЦДНГ- 2,4, содержащих ПАА, показали резкое возрастание их вязкости и устойчивости.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Ситдиков, Сулейман Саубанович, 2014 год

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абашев, Р. Г. О классификации асфальтосмолопарафиновых отложений на нефтепромысловом оборудовании [Текст] / Р. Г. Абашев // Нефтяное хозяйство. - 1984. - № 6. - С. 48-50.

2. Акимов, О. В. Глушение с контролем поглощения многопластовых скважин с ГРП [Текст] / О. В. Акимов, С. Е. Здольник, В. II. Гусаков, Н. Н. Краевский // Геология и разработка месторождений с трудноизвлекае-мыми запасами: матер. IX научн.-практ. конф. - Небуг, 2009. — С. 10.

3. Акимов, О. В. Контроль поглощения при глушении многопластовых скважин с ГРП в жёстких термобарических условиях [Текст] / О. В. Акимов, В. Н. Гусаков, Д. Л. Худяков, Н. Н. Краевский // Нефтепромысловая химия: матер. V Всеросс. научн.-практ. конф. - М.: РГУ, 2010. - С. 6-8.

4. Акимов, О. В. Технологии глушения скважин с гидроразрывом пласта в условиях аномально высоких и аномально низких пластовых давлений [Текст] / О. В. Акимов, С. Е. Здольник, Д. Л. Худяков, В. Н. Гусаков, Н. Н. Краевский // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 2. - С. 92-95.

5. Акимов, О. В. Технология глушения с контролем поглощения в условиях высоких температур [Текст] / О. В. Акимов, Д. Л. Худяков, В. Н. Гусаков, Н. Н. Краевский, А. Ф. Хакимов // Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа: матер. V Всеросс. научн.-практ. конф. - Томск, 2010. - С. 203-205.

6. Алмаев, Р. X. Водорастворимые полимеры для повышения нефтеотдачи пластов [Текст] / Р. X. Алмаев, Л. В. Базекина, Д. Р. Мурзагулова // Нефть и газ: тр. ГАНГ. - М., 1992. - Вып. 238. - С. 8-12.

7. Алмаев, Р. X. Применение композиций полимеров и НПАВ для вытеснения нефти [Текст] / Р. X. Алмаев // Нефтяное хозяйство. - 1993. - № 12. - С. 22-24.

8. Антипин, Ю. В. Предотвращение осложнений при добыче обводнённой нефти [Текст] / Ю. В. Антипин, М. Д. Валеев, А. Ш. Сыртланов. - Уфа: Башк. кн. изд-во, 1987. - 168 с.

9. 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. 5153.

10. А. с. 814897 СССР, МКИ С 02 F 5/14 Е. Ингибитор солеотложений [Текст] / С. Ф. Люшин, Г. В. Галеева, Е. М. Уринович (СССР) // Бюл. «Открытия. Изобретения». - 1981. - № 11. - С. 89.

11. А. с. 833581 СССР, МКИ С 02 F 5/14, Е 21 В 43/12. Ингибитор отложений неорганических солей [Текст] / С. Ф. Люшин, Г. В. Галеева, Н. М. Дятлова (СССР) // Бюл. «Открытия. Изобретения». - 1981. - № 20. -С. 53.

12. А. с. 897825 СССР, МКИ С 09 К 3/00, Е 21 В. Состав для ингибиро-вания солеотложений [Текст] / С. А. Михайлов, Г. М. Ярышев, П. Ф. Краш-нюк (СССР) // Бюл. «Открытия. Изобретения». - 1982. - № 2. - С. 119.

13. А. с. 960135 СССР, МКИ С 02 А 5/06. Состав для ингибирования солеотложений [Текст] / Б. И. Бихман, Е. М. Уринович, Н. М. Дятлова [и др.] (СССР) //Бюл. «Открытия. Изобретения». - 1982. - № 35. - С. 86.

14. А. с. 2523080 СССР. Состав для предотвращения карбонатных отложений в нефтепромысловом оборудовании [Текст] / Н. С. Маринин, Г. М. Ярышев [и др.] (СССР) // РЖ «Химия». - 1980. - 12П177П.

15. А. с. 2643572 СССР. Состав для предотвращения солей в процессах добычи нефти [Текст] / С. В. Люшин, Г. В. Галеева и др. (СССР) // РЖ «Химия». - 1980.- 18П170П.

16. Афанасьев, И. С. Результаты внедрения массированного гидроразрыва пласта на Приобском месторождении [Текст] / И. С. Афанасьев,

Д. А. Антоненко, И. 3. Муллагалин, Т. С. Усманов, А. В. Свешников, А. Г. Пасынков // Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 8. - С. 62-65.

17. 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.

18. Бакиров, А. У. Химические методы в процессах добычи нефти [Текст] / А. У. Бакиров, В. Л. Барьюдин, Ю. Ю. Бахишев [и др.]. - М.: Наука, 1987.-239 с.

19. Балабанов, В. Т. О борьбе с отложениями парафина в лифтовых трубах скважин Усинского месторождения [Текст] / В. Т. Балабанов // Нефтепромысловое дело. - 1979. - № 8. - С. 34.

20. Басаргин, Ю. М. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин [Текст] / Ю. М. Басаргин, В. Ф. Будников,

A. И. Булатов, Ю. М. Проселков. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. -543 с.

21. Вещезеров, В. И. О предотвращении отложений неорганических солей при добыче нефти на месторождениях Куйбышевской области [Текст] /

B. И. Вещезеров // Нефтепромысловое дело. - 1979. - № 7. - С. 22 -23.

22. Волошин, А. И. Совместимость реагентов, используемых для проведения операций гидравлического разрыва пласта, с реагентами нефтедобычи [Текст] / А. И. Волошин, И. М. Ганиев, В. В. Рагулин, В. Н. Гусаков, А. Г. Те-лин, С. С. Ситдиков // Нефтепромысловое дело. - 2012. - № 6. - С. 13-17.

23. Галеев, Р. Г. Исследование минерального состава и причин отложения солей в нефтепромысловом оборудовании [Текст] / Р. Г. Галеев, Р. Н. Дияшев, С. С. Потапов // Нефтяное хозяйство. - 1998. - № 5. - С. 41-45.

24. 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.

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

26. Гнеев, Е. М. Предотвращение отложения солей при добыче нефти в объединении Пермнефть [Текст] / Е. М. Гнеев, М. Г. Исаев, П. М. Южанинов // Нефтепромысловое дело. - 1979. - № 7. - С. 17-19.

27. Головко, С. Н. Эффективность применения растворителей асфаль-тосмолопарафиновых отложений в добыче нефти [Текст] / С. Н. Головко, Ю. В. Шамрай, В. И. Гусев [и др.] // Нефтепромысловое дело. - 1984. - Вып. 17/89.-С. 69.

28. Гузеев, В. В. Результаты применения гидроразрыва пласта на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа [Текст] / В. В. Гузеев, А. А. Поздняков, Г. С. Зайцев // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 6. — С. 116-119.

29. Гусев, С. В. Анализ эффективности гидроразрыва пластов на месторождениях ПО «Юганскнефтегаз» [Текст] / С. В. Гусев, Я. Г. Коваль, И. С. Кольчугин // Нефтяное хозяйство. - 1991. - № 7. - С. 15-18.

30. Гусев, С. В. Результаты широкомасштабного применения ГРП на месторождениях Западной Сибири. [Текст] / С. В. Гусев, Л. С. Бриллиант, А. Н. Янин // Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений: матер, совещ. - Альметьевск, 1995. - С. 291-303.

31. Гусев, В. И. Технические требования и основные направления по синтезу реагентов для химизации технологических процессов добычи нефти. [Текст] / В. И. Гусев, А. В. Солодов // Тез. докл. XII Менделеевского съезда по общей и прикладной химии. - М.: Наука, 1981,-№4.-С. 178-179.

32. Доломатов, М. Ю. Исследование фильтрации культуральной жидкости, содержащей микрофлору заводняемого нефтяного пласта [Текст] / М. Ю. Доломатов, А. Г. Телин, Т. А. Исмагилов, Н. И. Хисамутдинов [и др.]

// Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1995. — № 1. - С. 56-59.

33. Доломатов, М. Ю. Физико-химические основы направленного подбора растворителей асфальтосмолистых веществ [Текст] / М. Ю. Доломатов, А. Г. Телин, М. Б. Ежов, Н. И. Хисамутдинов [и др.]. - М.: ЦНИИТЭНефте-хим, 1991.-47 с.

34. Дытюк, Л. Т. Ингибиторы отложений гипса при добыче и подготовке нефти [Текст] / Л. Т. Дытюк, Р. X. Самакаев // Нефтепромысловое дело. -1980.-44 с.

35. Дытюк, Л. Т. Испытание ингибиторов отложения солей на основе комплексонов [Текст] / Л. Т. Дытюк, Р. X. Самакаев, Б. М. Дрикер, Н. А. Беляева // Нефтяное хозяйство. - 1982. - № 7. - С. 53-54.

36. Емков, А. А. Применение полиакриламидных растворов для очистки нефтепромыслового оборудования от парафиновых отложений [Текст] / А. А. Емков, Г. Н. Позднышев // Нефтепромысловое дело. - 1979. - № 8. -С. 38-40.

37. Ершов, В. В. Полиморфные модификации карбоната кальция в нефтепромысловом оборудовании. [Текст] / В. В. Ершов, С. С. Потапов, Н. П. Кузнецов // Перспективы совершенствования технологий добычи и подготовки нефти на месторождениях Западной Сибири: докл. Всесоюзн. научн.-техн. совещ. - Тюмень, 1989. - С. 67-72.

38. Жданов, С. А. Проектирование и применение гидроразрыва пласта в системе скважин [Текст] / С. А. Жданов, С. В. Константинов // Нефтяное хозяйство. - 1995.-№ 9. - С. 24-25.

39. Здольник, С. Е. Роль скважинных технологий в повышении солевой стабильности добываемой жидкости ООО «РН-Юганскнефтегаз» [Текст] / С. Е. Здольник, О. В. Акимов, Д. Л. Худяков, В. Н. Гусаков, Н. Н. Краевский // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 11. - С. 2-4.

40. Здольник, С. Е. Управление солеотложением - залог повышения эффективности нефтедобычи [Текст] / С. Е. Здольник, О. В. Акимов, Д. В. Маркелов, В. Н. Гусаков, А. И. Волошин, В. В. Рагулин // Инженерная практика. - 2009. - № 12. - С. 66-69.

41. Ефимова, Г. А. Исследование импортных реагентов-ингибиторов отложений солей [Текст] / Г. А. Ефимова, Н. И. Христенко // Тр. ВНИИТнефть -Куйбышев: Гипровостокнефть, 1979.-Вып. 11.-С. 112-115.

42. Ефимова, Г. А. Исследование химических реагентов для борьбы с отложениями солей [Текст] / Г. А. Ефимова, О. М. Елашева, Н. И. Христенко // Тр. ВНИИТнефть. - Куйбышев, 1978.-Вып. 10.-С. 133-136.

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

44. Игдавлетова, М. 3. О взаимовлиянии химреагентов в технологических процессах добычи нефти [Текст] / М. 3. Игдавлетова, М. Э. Хлебникова, В. X. Сингизова // Нефтепромысловое дело. - 2001. - № 1. - С. 53-56.

45. Каменщиков, Ф. А. Эффективность применения полиакриламида для предотвращения смолопарафиновых отложений [Текст] / Ф. А. Каменщиков // Нефтепромысловое дело. - 1983. - Вып. 1. - С. 14-15.

46. Каневская, Р. Д. Применение гидравлического разрыва пласта для интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи [Текст] / Р. Д. Каневская, И. Р. Дияшев, Ю. В. Некипелов // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 5. - С. 96100.

47. Каневская, Р. Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта [Текст] / Р. Д. Каневская. - М.: Недра, 1999. - 213 с.

48. Кащавцев, В. Е. Борьба с отложением гипса в процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений [Текст] / В. Е. Кащавцев, Л. Т. Ды-тюк, А. С. Злобин, В. Ф. Клейменов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1976. - 63 с.

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

50. Кащавцев, В. Е. Солеобразование при добыче нефти [Текст] / В. Е. Кащавцев, И. Т. Мищенко. - М.: Орбита-М, 2004. - 431 с.

51. Константинов, С. В. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом [Текст] / С. В. Константинов, В. И. Гусев // Обзорная информация. Сер. «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 1985.-61 с.

52. Крамнюк, Л. Ф. Разработка и внедрение ингибиторов солеотложения [Текст] / Л. Ф. Крамнюк, С. А. Михайлов [и др.] // Матер. Третьего Всесоюзн. совещ. по химии и применению комплексонов и комплексонатов металлов. -Челябинск, 1988. - С. 221-222.

53. Кузнецов, Н. П. К вопросу о смешении вод в системе ППД. Борьба с солевыми и асфальтеносмолопарафинистыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании [Текст] / Н. П. Кузнецов, В. И. Зерминова // Тез. докл. Всесоюзн. научн.-техн. совещ. - Казань.- 1982. - С. 56.

54. Кузнецов, Н. П. Осадкообразование в системе поддержания пластового давления [Текст] / Н. П. Кузнецов // Минералогия техногенеза и минерально-сырьевые комплексы Урала: сб. тр. - Свердловск: Уральское отделение АН СССР, 1988. - С. 60-62.

55. Кузнецов, Н. П. Особенности совместного применения различных по назначению ингибиторов. [Текст] / Н. П. Кузнецов, Н. П. Гречнев [и др.] // Проблемы защиты нефте- и газопромыслового оборудования и сооружений от коррозии: тез. докл. Всесоюзн. научн.-техн. совещ. -Тюмень, 1983. - С. 67-68.

56. Кузоваткин, Р. И. Выбор способа дозирования ингибиторов отложения солей в условиях Самотлорского месторождения [Текст] / Р. И. Кузоват-

кин, П. И. Егоров, Н. Е. Мининков [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 1978. -№ 1.-С. 45-47.

57. Курамшин, Р. М. Эффективность проведения гидроразрывов пласта на месторождениях Ноябрьского региона [Текст] / Р. М. Курамшин, С. В. Иванов, Н. Д. Кузьмичев // Нефтяное хозяйство. - 1997. - № 12. -С. 58-60.

58. Люшин, С. Ф. Отложения неорганических солей в скважинах, при-забойной зоне пласта и методы их предотвращения [Текст] / С. Ф. Люшин, А. А. Глазков, Г. В. Галеева // Нефтепромысловое дело. - 1983. - Вып. 11.100 с.

59. Макатров, А. К. Лабораторное тестирование реагентов используемых в качестве добавок к жидкостям глушения в условиях гидрофильных коллекторов [Текст] / А. К. Макатров, А. М. Хакимов, А. Д. Караваев, Ю. В. Смыков, А. Г. Телин // Нефтепромысловая химия: матер. III Всеросс. научн.-практ. конф. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007. -С. 114-115.

60. Маринин, Н. С. Методы борьбы с отложениями солей [Текст] / Н. С. Маринин, Г. М. Ярышев, С. А. Михайлов // Обзорная информация. - М.: ВНИИОЭНГ, 1980.-55 с.

61. 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.

62. Маринин, Н. С. Состояние проблемы отложения солей и основные пути её решения [Текст] / Н. С. Маринин, С. А. Михайлов, Г. Н. Ярышев // Тр. СибНИИНП. - Тюмень, 1979.- Вып. 14.-С. 31-36.

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

64. Маричев, Ф. H. Внутренняя коррозия и защита трубопроводов на нефтяных месторождениях Западной Сибири [Текст] / Ф. Н. Маричев, М. Д. Гетманский, О. П. Тетерина [и др.] // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. - 1981. - № 8. - С. 44.

65. Маричев, Ф. Н. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах [Текст] / Ф. Н. Маричев, М. Д. Гетманский, О. П. Тетерина [и др.]. -М.: Недра, 1987.-144 с.

66. Маркин, А. Н. ССЬ - коррозия нефтепромыслового оборудования [Текст] / А. Н. Маркин, Р. Э. Низамов. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. -188 с.

67. Медведев, Н. Я. Особенности применения ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» [Текст] / Н. Я. Медведев, В. Г. Шеметилло, Г. А. Малышев, В. П. Сонич, А. Я. Лушников // Нефтяное хозяйство. - 2001. - № 9. -С. 52-57.

68. Михайлов, С. А. Разработка и применение ингибиторов солеотло-жений на основе оксиэтилендифосфоновой кислоты в нефтяной промышленности [Текст] / С. А. Михайлов, Б. И. Бихман, H. М. Дятлова [и др.] // Матер. II Всесоюзн. совещ. по химии и применению комплексонов и комплексонатов металлов. - М., 1983. - С. 149.

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

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

71. Муравленко, С. В. Разработка нефтяных месторождений [Текст]: в 4 т. / С. В. Муравленко, В. Н. Артемьев, Н. И. Хисамутдинов, Г. 3. Ибрагимов, А. Г. Телин, А. Р. Латыпов, А. И. Хисамутдинов; под ред. Н. И. Хисамут-

динова, Г. 3. Ибрагимова. - М.: ВНИИОЭНГ, 1994. Т. 3. Сбор и подготовка промысловой продукции. - 152 с.

72. Муравьёв, И. М. О кристаллизации парафина в растворе в присутствии ПАВ [Текст] / И. М. Муравьёв, И. А. Оськин, И. Т. Мищенко // Нефтяное хозяйство. - 1970. -№ 12.-С. 48-51.

73. Никитин, А. Н. Контроль качества материалов гидравлического разрыва пласта в ООО «РН-Юганскнефтегаз» [Текст] / А. Н. Никитин, В. А. Кузнецов, И. Д. Латыпов, А. К. Макатров, С. С. Ситдиков // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 11. - С. 41 -43.

74. Оганесов, В. А. Эффективность применения ингибиторов солеотложения на скважинах Самотлорского месторождения [Текст] / В. А. Оганесов,

B. М. Резник, В. В. Борисов // Нефтепромысловое дело. - 1980. - № 10. —

C. 18-20.

75. Однорог, Д. С. Применение ингибиторов отложения солей на нефтяных месторождениях Мангышлака [Текст] / Д. С. Однорог, А. И. Пагуба // Нефтяное хозяйство. - 1980. - № 3. - С. 67-69.

76. Панов, В. А. Ингибиторы отложения неорганических солей [Текст] / В. А. Панов, А. А. Емков, Г. Н. Позднышев [и др]. - М.: ВНИИОЭНГ, 1978. -43 с.

77. Парфёнов, А. Н. Особенности гидравлического разрыва куполообразных пластов Самарской области, Вол го-Уральского бассейна [Текст] / А. Н. Парфёнов, С. С. Ситдиков, О. В. Евсеев, В. А. Шашель, К. К. Бутула // SPE -115556 «Особенности гидравлического разрыва куполообразных пластов Самарской области, Волго-Уральского бассейна»: матер, конф. и выставки 28 - 30. 10.2008 г.-М., 2008.

78. Парфёнов, А. Н. Особенности и опыт проведения проппантного ГРП в ОАО «Самаранефтегаз» [Текст] / А. Н. Парфёнов, В. А. Шашель, С. С. Ситдиков // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 11. — С. 38-41.

79. Пат. 2068080 Российская Федерация, МПК6 Е 21 В 43/12. Состав для глушения скважин [Текст] / Мамедов Б. А., Шахвердиев А. X.; заявитель и патентообладатель Товарищество с ограниченной ответственностью фирма «Интойл». -№ 96101079/03; заявл. 30.01.1996; опубл. 20.10. 1996, Бюл. № 29.

80. Пат. 2068081 Российская Федерация, МПК6 Е 21 В 43/12. Состав для глушения скважин [Текст] / Мамедов Б. А., Шахвердиев А. X., Гумерский X. X., Галеев Ф. X., Чукчеев О. А., Николаев Н. М., Гайнаншин Ш. И., Зазирный Д. В.; заявитель и патентообладатель Товарищество с ограниченной ответственностью фирма «Интойл». - № 96103492/03; заявл. 04.03.1996; опубл. 20.10.1996, Бюл. № 29.

81. Пат. 2114985 Российская Федерация, МПК6 Е 21 В 43/12. Способ глушения эксплуатационной скважины [Текст] / Шахвердиев А. X., Панахов Г. М.; заявитель и патентообладатель Некоммерческое партнерство Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи (НП ИСИПН).-№ 98101879/03; заявл. 11.02.1998; опубл. 10.07.1998, Бюл. № 16.

82. Пат. 2143054 Российская Федерация, МПК6 Е 21 В 33/138, С 09 К 7/08. Способ глушения скважины [Текст] / Басарыгин Ю. М., Будников В. Ф., Карепов А. А., Юрьев В. А., Чеников И. В., Царькова Л. М.; заявитель и патентообладатель Предприятие «Кубаньгазпром». - № 98116700/03; заявл. 01.09.1998; опубл. 20.12.1999, Бюл. № 35.

83. Пат. 2146757 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 33/138. Способ глушения скважины [Текст] / Басарыгин Ю. М., Карепов А. А., Павленко Б. А., Будников В. Ф., Филиппов В. Т., Ченников И. В.; заявитель и патентообладатель Предприятие «Кубаньгазпром». - № 97115400/03; заявл. 15.09.1997; опубл. 20.03.2000, Бюл. № 8.

84. Пат. 2151162 Российская Федерация, МПК7 С 09 К 7/00. Жидкость для глушения скважин [Текст] / Саунин В. И., Кашкаров Н. Г., Верховская Н. Н., Штоль В. Ф., Сорокин В. Ф., Щукин С. А.; заявитель и патентообладатель Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного га-

за и газовых технологий. - № 98120346/03; заявл. 10.11.1998; опубл. 20.06.2000, Бюл. № 17.

85. Пат. 2183650 Российская Федерация, МПК7 С 09 К 3/00, Е 21 В 37/06. Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений [Текст] / Рагу-лин В. В., Михайлов А. Г., Смолянец Е. Ф.; заявитель и патентообладатель ООО «ЮганскНИПИнефть». - № 2001113976/04; заявл. 25.05.2001; опубл. 20.06.2002, Бюл. № 17.

86. Пат. 2184839 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/12. Состав для глушения скважин [Текст] / Грайфер В. И., Котельников В. А., Евстифеев С. В., Персиц И. Е., Мартьянова С. К.; заявитель ОАО «Российская инновационная топливно-энергетическая компания», патентообладатель ОАО «Российская инновационная топливно-энергетическая компания», ЗАО «РИТЭК-Полисил». - № 2000110178/03; заявл. 25.04.2000; опубл. 10.07.2002, Бюл. № 19.

87. Пат. 2187529 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/12, С 09 К 7/00. Жидкость глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин [Текст] / Клещенко И. П., Ягафаров А. К., Паникаровский В. В., Кус-тышев А. В., Романов В. К., Юшкова Н. Е., Кочетов С. Г.; заявитель и патентообладатель ООО «ТюменНИИгипрогаз». - № 2001108734/03; заявл. 02.04.2001; опубл. 20.08.2002, Бюл. № 23.

88. Пат. 2201498 Российская Федерация, МПК7 С 09 К 7/06, Е 21 В 43/12. Жидкость для глушения и консервации скважин [Текст] / Рябоконь С. А., Герце-ва П. К., Бурдило Р. Я., Бояркин А. А.; заявитель и патентообладатель ООО «ТюменНИИгипрогаз». - № 2001108932/03; заявл. 04.04.2001; опубл. 27.03. 2003, Бюл. № 9.

89. Пат. 2203304 Российская Федерация, МПК7 С 09 К 7/06, Е 21 В 43/12. Жидкость для глушения скважин [Текст] /Паникаровский В. В., Щуп-лецов В. А., Юшкова Н. Е., Романов В. К., Мацук С. Н.; заявитель и патентообладатель ОАО «Научно-производственное объединение «Бурение». -№ 2001118238/03; заявл. 02.07.2001; опубл. 27. 04.2003, Бюл. № 12.

90. Пат. 2203919 Российская Федерация, МПК7 С 09 К 7/02, Е 21 В 43/12. Жидкость для глушения скважин / Овчинников В. П., Вяхирев В. И., Сорокин В. Ф., Фролов А. А., Овчинников П. В., Аксенова Н. А., Салтыков В. В., Уросов С. А., Подшибякин В. В., Татауров В. Г.; заявитель и патентообладатель Тюменский государственный нефтегазовый университет. -№ 2000133203/03; заявл. 29.12.2000; опубл. 10.05.2003, Бюл. № 13.

91. Пат. 2206722 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/12. Основа жидкости глушения и заканчивания скважин [Текст] / Рябоконь С. А., Бурди-ло Р. Я., Горлова 3. А., Бояркин А. А.; заявитель и патентообладатель ОАО «Научно-производственное объединение «Бурение». - № 2001124467/03; заявл. 03.09.2001; опубл. 20.06.2003, Бюл. № 17.

92. Пат. 2213762 Российская Федерация, МПК7 С 09 К 7/06, Е 21 В 43/12. Жидкость глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин [Текст] / Клещенко И. И., Сохошко С. К., Юшкова Н. Е., Кустышев А. В., Гейхман М. Г., Дмитрук В. В., Годзюр Я. И.; заявитель и патентообладатель ООО «Тюмен-НИИгипрогаз». - № 2002105033/03; заявл. 26.02.2002; опубл. 10.10.2003, Бюл. № 28.

93. Пат. 2213850 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/12. Жидкость для глушения скважины, пробуренной со вскрытием продуктивного пласта на депрессии, и способ глушения скважины, пробуренной со вскрытием продуктивного пласта на депрессии (его варианты) [Текст] / Крысин Н. И., Соболева Т. И., Крапивина Т. Н., Кириченко В. Л., Семенищев В. П.; заявитель и патентообладатель ООО «ПермНИПИнефть». - № 2002101862/03; заявл. 17.01.2002; опубл. 10.10.2003, Бюл. №28.

94. Пат. 2215868 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/12, С 09 К 7/08. Жидкость для глушения скважин [Текст] / Сухомлинов А. П., Четверик А. Д., Джемалинский В. К., Лысенков Е. А., Еремченко Т. А.; заявитель и патентообладатель ОАО «НК «Роснефть», ООО «Инженерно-технологический центр». - № 2001122542/03; заявл. 09.08.2001; опубл. 10.11.2003, Бюл. №31.

95. Пат. 2255209 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/12. Способ глушения скважины [Текст] / Рябоконь С. А., Герцева Н. К., Горлова 3. А., Бурдило Р. Я., Бояркин А. А., Мартынов Б. А.; патентообладатели Рябоконь С. А., Герцева Н. К., Горлова 3. А., Бурдило Р. Я., Бояркин А. А., Мартынов Б. А. - № 2004100762/03; заявл. 08.01.2004; опубл. 27.06. 2005, Бюл. № 18.

96. Пат. 2260680 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/12, С 09 К 7/08. Способ глушения скважины [Текст] / Басарыгин Ю. М., Будников В. Ф., Карепов А. А., Кобелев Е. А., Клименко Н. А., Мясищев Ю. Г., Петин В. Ф., Чеников И. В., Юрьев В. А.; патентообладатель ООО «Кубаньгазпром». - № 2001103076/03; заявл. 02.02.2001; опубл. 20.09. 2005, Бюл. №26.

97. Пат. 2264531 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/12. Жидкость для глушения нефтяных и газовых скважин [Текст] / Курбанов Я. М., Логинов Ю. Ф., Хайрулин А. А., Афанасьев А. В.; патентообладатель ДФ ГУП «Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения». - № 2004123916/03; заявл. 04.08.2004; опубл. 20.11. 2005, Бюл. № 32.

98. Парфёнов, А. Н. Опыт проведения гидроразрыва пластов на месторождениях высоковязкой нефти в Самарском регионе [Текст] / А. Н. Парфёнов, А. Е. Летичевский, О. В. Евсеев, С. С. Ситдиков, И. В. Судеев // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 1. - С. 72-77.

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

100. Позднышев, Г. Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий [Текст] / Г. Н. Позднышев. - М.: Недра, 1982. - 221 с.

101. Порайко, И. Н. Применение полиакриламида в технологических процессах, связанных с добычей нефти [Текст] / И. Н. Порайко. - М.: ВНИИОЭНГ, 1977. - 190 с.

102. 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, П. П. Кузнецов // Нефтяное хозяйство. - 1995. - № 7. - С. 53-54.

103. Потапов, С. С. Взаимосвязь процессов солеотложения и коррозии при добыче обводнённой нефти [Текст] / С. С. Потапов, Н. П. Кузнецов // Нефтяное хозяйство. - 1990. - № 8. - С. 59-61.

104. Рагулин, В. В. Исследование свойств асфальтосмолопарафиновых отложений и разработка мероприятий по их удалению из нефтепромысловых коллекторов [Текст] / В. В. Рагулин, А. Г. Михайлов, Е. Ф. Смолянец, О. А. Латыпов, И. Р. Рагулина // Нефтепромысловое дело. - 2001. - № 5. -С. 33-37.

105. Рагулин, В. В. Исследование свойств АСПО и разработка мер по снижению парафинизации нефтесборных коллекторов НГДУ «Юганскнефтегаз» [Текст] / В. В. Рагулин, Ю. В. Герасимов, А. Г. Михайлов // Вестник Инжинирингового центра ЮКОС. - 2002. - № 4. - С. 19-21.

106. Рахманкулов, Д. Л. Химические реагенты в добыче и транспорте нефти [Текст]: справочник / Д. Л. Рахманкулов, С. С. Злотский, В. И. Марха-син, О. В. Пешкин, В. Я. Щекотурова, Б. Н. Мастобаев. - М.: Химия, 1987. -144 с.

107. РД 39-0147276-235-88 Р. Инструкция по технологии подготовки вод для закачки в терригенные коллекторы низкой проницаемости нефтяных месторождений Западной Сибири и Башкирии [Текст]. - Уфа: БашНИПИ-нефть, 1988.

108. РД 39-23-702-82. Композиционные составы для ингибирования солеотложения на основе нитрилотриметилфосфоновой кислоты и полиэтилен-полиамин-Ы-метилфосфоновой кислоты для предотвращения отложения солей [Текст]. - Тюмень, 1982. - 15 с.

109. Ревизский, Ю. В. Технология совместной закачки в пласт ингибиторов парафина и солеотложения [Текст] / Ю. В. Ревизский, Р. Ф. Хайруллин,

С. М. Карев [и др.] // Нефтепромысловое дело. - 1980. - № 10. - С. 20-23.

110. Розанова, Е. П. Микрофлора нефтяных месторождений [Текст] / Е. П. Розанова [и др.]. - М.: Наука, 1974. - 198 с.

111. Рудомино, М. В. Композиции на основе нитрилотриметиленфос-фоновой кислоты для ингибирования солеотложений [Текст] / М. В. Рудомино, Н. И. Крутикова, Е. К. Колова [и др.] // Химия комплексонов и их применение. - 1985. - С. 98-102.

112. Рудомино, М. В. Композиционные составы для ингибирования солеотложений на основе нитрилотриметилфосфоновой кислоты [Текст] / М. В. Рудомино, II. И. Крутикова, Е. К. Колова [и др.] // Матер. II Всесоюзн. совещ. по химии и применению комплексонов и комплексонатов металлов. -М., 1983.-С. 150-151.

113. Сизая, В. В. Химические методы борьбы с отложениями парафина [Текст] / В. В. Сизая. - М.: ВНИИОЭНГ, 1977. - 40 с.

114. Ситдиков, С. С. О совместимости ингибиторов в процессах добычи нефти [Текст] / С. С. Ситдиков, А. Г. Телин, В. В. Рагулин, А. И. Волошин, А. А. Даминов // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». - 2012. - № 1. - С. 34-36.

115. Ситдиков, С. С. Повышение эффективности работ с применением ГНКТ на Ванкорском месторождении [Текст] / С. С. Ситдиков, Берт фон Гертцберг, С. А. Заграничный // SPE - 130626 «New Field in East Siberia: Challenges of Performing CT Operation on Vankorskoe Field»: матер, конф. и выставки 26 - 28. 10. 2010 г. - М., 2010.

116. Ситдиков, С. С. Решение производственных задач с применением комплекса гибких НКТ на Ванкорском месторождении [Текст] / С. С. Ситдиков, С. А. Заграничный, Р. М. Зизаев, А. В. Воросцов, С. И. Сметании // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». - 2010. - № 2. - С. 21-25.

117. Ситдиков, С. С. Совместимость реагентов нефтепромысловой химии в процессах добычи, транспорта и подготовки нефти [Текст] / С. С. Сит-

диков, А. И. Волошин, В. В. Рагулин, В. Н. Гусаков, А. Г. Телин // Практические аспекты нефтепромысловой химии: матер. Всеросс. научн.-практ. конф. с международным участием 25 - 27. 05. 2011 г. - Уфа, 2011. - С. 27.

118. Смолянец, Е. Ф. Осложнения в добыче нефти и борьба с ними [Текст] / Е. Ф. Смолянец, О. Э. Кузнецов, JI. А. Мамлеева, А. Г. Телин, Н. П. Кузнецов, В. Р. Госсман // Нефтяное хозяйство. - 1994. - № 2. - С. 3639.

119. Смолянец, Е. Ф. Анализ микробиологической заражённости поверхностного оборудования месторождений Западной Сибири [Текст] / Е. Ф. Смолянец, В. В. Рагулин, А. А. Даминов [и др.] // Защита от коррозии и охрана окружающей среды. - 1996. - № 10. - С. 17-23.

120. Смолянец, Е. Ф. Защита от бактериальной коррозии трубопроводных коммуникаций АООТ «Юганскнефтегаз» [Текст] / Е. Ф. Смолянец,

B. В. Рагулин, А. Г. Телин, Н. П. Кузнецов, В. С. Михалев // Передовые методы и средства защиты трубопроводных систем от коррозии. - М., 1996. -

C. 18.

121. Соловых, В. И. Разработка и испытание удаления и предупреждения биообразований в призабойной зоне и пласте на Усть-Балыкском месторождении [Текст] / В. И. Соловых, А. М. Потапов, Н. И. Хисамутдинов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 1994. - № 2. - С. 69-73.

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

123. Ташлыков, В. П. Предупреждение гипсообразования в скважинах с повышенным пластовым давлением [Текст] / В. П. Ташлыков, В. А. Покровский, Г. Т. Шилина [и др.] // Нефтепромысловое дело. - 1979. - № 7. - С. 1921.

124. Телин, А. Г. О влиянии физико-химических методов увеличения

нефтеотдачи на процессы сбора, транспорта и подготовки нефти [Текст] / А. Г. Телин, Ю. А. Левин, И. С. Кольчугин, М. А. Хлебникова // Тез. докл. 3-ей междунар. конф. по химии нефти 02 - 05. 12. 1997. - Томск, 1997.

125. Тимонов, А. В. Новая методология моделирования гидравлического разрыва пласта при разработке Приобского месторождения [Текст] / А. В. Тимонов, И. В. Судеев, А. В. Пестриков, С. С. Ситдиков, А. II. Надеев, А. Н. Никитин // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 3. - С. 34-36.

126. Тронов, В. П. Механизм образования смолопарафиновых отложений и борьба с ними [Текст] / В. П. Тронов. - М.: Недра, 1970. - 192 с.

127. Тронов, А. В. О целесообразности очистки пластовых вод перед закачкой [Текст] / А. В. Тронов, Д. Б. Хохлов, В. В. Андреев // Нефтяное хозяйство. - 1995. - № 2. - С. 48-55.

128. Тудрий, Г. А. Новый ассортимент деэмульгаторов водонефтяных эмульсий [Текст] / Г. А. Тудрий, Т. В. Юдина, В. Б. Тузова [и др.] // Нефтепромысловое дело. - 1995. - № 5. - С. 25-28.

129. Усачев, П. М. Гидравлический разрыв пласта [Текст] / П. М. Усачев. - М.: Недра, 1986. - 165 с.

130. Усманов, Т. С. Анализ влияния ГРП на нефтеотдачу пластов на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» [Текст] / Т. С. Усманов, И. 3. Мулла-галин, И. С. Афанасьев, Р. К. Мухаметшин, И. Ф. Хатмуллин, К. В. Абабков, А. Г. Пасынков // Технологии ТЭК. - 2005. - № 5 (24). - С. 48-55.

131. Хабибуллин, 3. А. Борьба с парафиноотложениями в нефтедобыче [Текст] / 3. А. Хабибуллин, 3. М. Хусаинов, Г. А. Ланчаков. - Уфа: УГНТУ, 1992,- 105 с.

132. Хисамутдинов, Н. И. Влияние техногенных факторов на физико-гидродинамические характеристики и технологические процессы добычи [Текст] / Н. И. Хисамутдинов, М. М. Хасанов, Г. 3. Ибрагимов, А. Г. Телин, М. Ю. Доломатов, А. Г. Скороход, Ю. А. Левин, Т. Ф. Зайнетдинов, Е. Ф. Смолянец, И. С. Кольчугин // Нефтепромысловое дело. - 1997. - № 2. -

С. 2-10.

133. Хисамутдинов, Н. И. Повышение эффективности технологических процессов при разработке нефтяных месторождений с применением хим реагентов [Текст]: автореф. ... д-ра техн. наук / Хисамутдинов Наиль Измаг-замович. - М.: ВНИИ, 1990.

134. Хисамутдинов, Н. И. Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии [Текст]: в т. / Н. И. Хисамутдинов, М. М. Хасанов, А. Г. Телин [и др.]. - М.: ВНИИОЭНГ, 1994. Т. 1. - 263 с.

135. Хуршузов, А. Г. Предотвращение отложений сульфата бария путём магнитной обработки жидкости [Текст] / А. Г. Хуршузов, М. А. Заляшев, А. В. Плечев, С. Ю. Никифоров // Нефтяное хозяйство. - 1995. - № 5-6. -С. 56-58.

136. Шпуров, И. В. Анализ эффективности разработки залежей нефти Самотлорского месторождения с применением гидроразрыва пласта [Текст] / И. В. Шпуров, В. Е. Разуменко, В. Г. Горев, Ф. А. Шарифуллин // Нефтяное хозяйство. - 1997. - № 10. - С. 50-53.

137. Экономидес, М. Унифицированное проектирование гидроразрыва пласта [Текст] / М. Экономидес, Р. Олни, П. Валько. - М., 2003. - 221 с.

138. Azaroual, М. Quantitative prediction of scale depositions induced by oil production: application of the thermo-kinetic software SCALE 2000» [Text] / M. Azaroual, C. Hurtevent, C. Kervevan, S. Brochot, M. Durance // Third International Symposium on Oilfield Scale. SPE 68303. - UK, Aberdeen, 2001.

139. Bochkarev, V. New Field in East Siberia: Challenges of Performing CT Operation on Vankorskoe Field [Text] / V. Bochkarev, A. Vorostov, S. Smetanin, S. Sitdikov, B. von I-Iertzberg, S. Sagranichniy // SPE -130625: матер, конф. и выставки 23 - 24. 03. 2010 г. Техас, США, 2010.

140. Jordan, М. М. Scale control in deepwater fields: use interdisciplinary approach to control scale [Text] / M. M. Jordan, E. J. Mackey // World Oil. - 2005. -No. 9.

141. Libolt, G. The Use of Welting Agents for Dewaxing Oil Wells. Erdol [Text] / G. Libolt, V. Reberg // Erdgas - Zeitschrift. - 1969. - No. 85. - P. 190-195.

142. Mackay, E. J. Scale Formation Risk Assessment and Management [Text] / E. J. Mackay, I. R. Collins, M. M. Jordan, N. Feasey // 5 International Symposium on Oilfield Scale. SPE 80385. - Scotland, Aberdeen, 2003.

143. Mackay, E. J. Brine Mixing in Waterflooded Reservoirs and the Implications for Scale Prevention [Text] / E. J. Mackay, K. S. Sorbie // 2nd International Symposium on Oilfield Scale. SPE 60193. - Scotland, Aberdeen, 2000.

144. Ragulin, V. Scale Management of Production Wells via Inhibitor Application in Supporting Injection Wells [Text] / V. Ragulin , A. Mikhailov, O. Latipov, A. Voloshin, N. Tyabayeva, E. Mackay // 6th International Symposium on Oilfield Scale held in Aberdeen. SPE 87461.- Scotland, Aberdeen, 2004.

145. Sitdikov, S. Fiber-Laden Fluid: Applied Solution for Addressing Multiple Chalenges of Hydraulic Fracturing in Western Siberia [Text] / S. Sitdikov, A. Serdyuk, A. Nikitin, A. Yudin, K. Mullen, D. Oussoltsev, K. Butula // SPE -119825 «Fiber-Laden Fluid: Applied Solution for Addressing Multiple Challenges of Hydraulic Fracturing in Western Siberia»: матер, конф. и выставки 19-21. 01.2009 г. - Техас, США, 2009.

146. Voloshin, A. I. Scaling Problems in Western Siberia [Text] / A. I. Voloshin, V. V. Ragulin, N. E. Tyabayeva, I. I. Diakonov, E. J. Mackay // International Symposium on Oilfield Scale. SPE 80407. - Scotland, Aberdeen, 2003.