Помощь в учёбе, очень быстро...
Работаем вместе до победы

Разработка способов прогнозирования и разрушения гидрато-парафиновых отложений в скважинах с многолетней мерзлотой

Диссертация: Разработка способов прогнозирования и разрушения гидрато-парафиновых отложений в скважинах с многолетней мерзлотой
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Открытие и ввод в промышленную разработку крупнейших нефтяных месторождений Западной Сибири поставили ряд сложных проблем повышения эффективности нефтедобычи. Большая глубина залегания продуктивных пластов, наличие многолетнемерзлых горных пород, высокий газовый фактор и повышенное содержание парафиновых углеводородов в нефти являются причиной образования твердых отложений, перекрывающих… Читать ещё >

Содержание

  • 1. АНАЛИЗ ПРОМЫСЛОВОГО ОПЫТА ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕХАНИЗИРОВАННОГО ФОНДА СКВАЖИН В РАЙОНАХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА С МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫМИ ГОРНЫМИ ПОРОДАМИ
    • 1. 1. Особенности условий эксплуатации насосных установок
    • 1. 2. Обзор основных методов повышения надежности работы механизированного фонда скважин
    • 1. 3. О методах оптимизации режимов работы механизированного фонда скважин
    • 1. 4. Осложнения, связанные с образованием в стволе скважины гидрато-парафиновых пробок
  • Выводы
  • 2. ХАРАКТЕРИСТИКА ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ТЕРМОБАРИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ОБРАЗОВАНИЯ ГИДРАТО-ПАРАФИНОВЫХ ПРОБОК В ПОДЗЕМНОЙ ЧАСТИ УСШН В СКВАЖИНАХ КОГАЛЫМСКОЙ ГРУППЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
    • 2. 1. Физико-химические и реологические свойства нефтей и их эмульсий
    • 2. 2. Компонентный состав гидрато-парафиновых пробок, извлеченных из насосно-компрессорных труб
    • 2. 3. Температурный градиент в стволе скважины и условия образования парафиновых пробок и гидратов газа
  • Выводы
  • 3. РАБОТА НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ В УСЛОВИЯХ ОБРАЗОВАНИЯ ГИДРАТО-ПАРАФИНОВЫХ ПРОБОК В СКВАЖИНАХ
    • 3. 1. Динамика формирования парафиновой пробки в скважинах
    • 3. 2. Оценка толщины отложений АСПО в НКТ скважины по нагрузкам на насосное оборудование
  • Выводы
  • 4. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ РАЗРУШЕНИЯ ГИДРАТО-ПАРАФИНОВЫХ ПРОБОК В
  • СКВАЖИНАХ И ИХ УДАЛЕНИЯ ИЗ НКТ
    • 4. 1. Способ механического разрушения твердых отложений в насосном подъемнике
    • 4. 2. Методика расчета колонны насосных штанг на прочность с учетом крутящегося момента, возникающего при разбуривании гидрато-парафиновой пробки
    • 4. 3. Способ удаления парафиновых отложений из насосно-компрессорных труб
  • Выводы

Разработка способов прогнозирования и разрушения гидрато-парафиновых отложений в скважинах с многолетней мерзлотой (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Открытие и ввод в промышленную разработку крупнейших нефтяных месторождений Западной Сибири поставили ряд сложных проблем повышения эффективности нефтедобычи. Большая глубина залегания продуктивных пластов, наличие многолетнемерзлых горных пород, высокий газовый фактор и повышенное содержание парафиновых углеводородов в нефти являются причиной образования твердых отложений, перекрывающих насосно-компрессорные трубы (НКТ), а в ряде случаев затрубное пространство добывающих скважин. Наибольшие осложнения при этом вносятся в эксплуатацию скважин, оборудованных штанговыми насосами из-за невозможности спуска в НКТ труб малого диаметра с нагнетаемым теплоносителем. Глубина твердых отложений в НКТ доходит до 600 и более метров в зависимости от условий эксплуатации скважин. Эти отложения, состоящие из парафина, смол, асфальтенов, мехпримесей и воды препятствуют дальнейшей эксплуатации скважины и извлечению колонны штанг в период текущего или капитального ремонта. Продолжительность и стоимость ремонта таких скважин чрезвычайно высоки из-за невозможности горячей промывки скважин через затрубное пространство /66/.

Данные термометрии скважин Когалымского района позволяют отметить, что данный регион находится в зоне залегания поверхностных и реликтовых многолетнемерзлых пород, которые залегают на глубинах от 180−260 до 270−325 м в виде разобщенных участков /50/.

Реликтовые мерзлоты охватывают породы верхней части морского палеогена (по стратиграфической схеме 1977 г.): глины с линзами алевритов тавдинской свитыконтинентальные образования олигоцена — пески атлымской, глины и бурые угли новомихайловской, а также алевриты, пески и глины туртасской свит.

Приповерхностные мерзлые грунты залегают на водоразделах под торфяниками. Мощность их контролируется уровнем грунтовых вод и достигает 10−15 м.

Продолжительный простой скважины вследствие охлаждения околоствольной части и промерзания труб в зоне реликтовой мерзлоты в значительной мере усугубляет осложнения и делает невозможным проведение ремонта простаивающих скважин. При этом часто скважины переводятся в категорию бездействующих.

В этой связи к первостепенным в решении проблемы нефтеизвлечения в зонах с вечной мерзлотой относятся вопросы, связанные с прогнозированием образования твердых осадков в НКТ, их предупреждению и удалению.

Целью работы является предупреждение осложнений в эксплуатации и ремонте глубинонасосных скважин с многолетнемерзлыми горными породами, вызванных образованием гидрато-парафиновых отложений в подземном оборудовании, на базе промысловых исследований условий их образования и удаления. В работе решались следующие задачи:

— анализ эксплуатации механизированного фонда скважин в районах Крайнего Севера и существующих способов и путей решения проблем профилактики основных видов осложнений и ликвидации их последствий;

— изучение термобарических условий образования гидрато — парафиновых пробок в насосном подъемнике работающей и остановленной скважины;

— исследования динамики образования твердых отложений в НКТ скважин с УСШН и их влияния на показатели эксплуатации оборудования;

— разработка методики прогнозирования отложений парафина в НКТ и определения допустимого времени работы штангового насоса;

— разработка способов разрушения и удаления образовавшихся отложений из НКТ штанговонасосных установок и ликвидации прихвата штанг.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ.

1. Выполнен анализ условий эксплуатации механизированного фонда скважин в районах Крайнего Севера с многолетнемерзлыми горными породами. К факторам, в наибольшей степени осложняющим эксплуатацию, отнесены наличие в разрезе горных пород реликтового многолетнемерзлого интервала и связанного с ним формирования гидрато-парафиновых пробок, а также большая глубина скважин со сверхнормативной кривизной стволов.

2. Изучены реологическое поведение нефтей в зависимости от их температуры и обводненности, дисперсный состав образующихся в скважинном оборудовании водонефтяных эмульсий, а также компонентный состав твердых осадков, извлеченных из НКТ скважин. В среднем по исследованным группам месторождений в состав осадка входят пластовая вода (около 75%) и углеводороды, включающие до 10% парафина и 15.25% смол и асфальтенов.

3. Исследование температурного режима работающих и простаивающих скважин позволили получить эмпирические зависимости для расчета температуры жидкости на разных глубинах скважин и установить скорость и характер охлаждения жидкостей в простаивающих скважинах. Расчеты термобарических условий образования гидратов газа для Когалымской группы месторождений показали возможность образования гидратных пробок в простаивающих скважинах. Показано, что в работающих скважинах идет процесс отложения только смоло-парафиновых пробок, а ШТ.

4. Выявлены динамика отложения АСПО в работающей скважине, характеры снижения дебита и изменения экстремальных нагрузок на насосное оборудование в период осадкообразования. Получены экспериментальные кривые изменения минимальных нагрузок на колонну.

Ill штанг в зависимости от толщины отложения АСПО, позволяющие по практическим динамограммам нагрузок оценить степень накопления осадка и предпринимать меры по предупреждению осложнений.

5. Разработана технология разрушения гидрато-парафиновых пробок в НКТ установкой на штангах специальных фрез, позволяющих разбуривать образовавшуюся пробку путем натяжения колонны и ее поворотов на устье. Создана методика расчета штанговых колонн на прочность с учетом крутящих моментов, возникающих при разбуривании пробки.

6. Разработана технология удаления парафиновой пробки в НКТ, основанная на циркуляции по замкнутому контуру скважины ингибитора парафиноотложения с определенными концентрациями реагента и временем работы оборудования «на себя». Разрыхленная таким образом масса АСПО откачивается далее в выкидную линию в период пуска скважины в работу.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Р.Г. О классификации асфальтосмолопарафиновых отложений на нефтепромысловом оборудовании // Нефт. хоз-во.-1984.-№ 6.-С.48−50.
  2. С. А., Аванесян В. Г. Экспериментальное исследование физических свойств эмульсионных нефтей. // Нефть и газ: Изв. вузов, 1964, № 1, С. 77.
  3. А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами.- М.:Недра, 1979,213 с.
  4. А.Н. Оптимальный коэффициент подачи глубинных насосов. // Нефтяное хозяйство. 1973. № 5. С.30−33.
  5. Г. А., Мухаметгалеев P.P. Изучение структуры образования эмульсий в глубиннонасосных скважинах. // Вопросы добычи нефти на промыслах Башкирии.- Уфа: Башкнигоиздат, 1968. С. 75−81.
  6. Ю.В., Иконников И. И., Уразаков Т. К. Исследование факторов, осложняющих эксплуатацию погружных центробежных насосов. Сб. аспирантских работ, Уфа, изд. Башнипинефть, 1996 г., с.3−12
  7. И.М., Шерстнев Н. М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин. М.: Недра, 1989, 213 е., ил.
  8. Ю.В., Валеев М. Д., Сыртланов А. Ш. Предупреждение осложнений при добыче обводненной нефти. Уфа: Башкнигоиздат, 1987. 167 с.
  9. A.c. 848 598 СССР. МКИ Е21 В 43/00. Способ внутрискважинной деэмульсации нефти/ О. М. Юсупов, М. Д. Валеев, Ф. А. Гарипов и др. (СССР) — № 2 801 636/22−03- Заявл. 27.07.79- Опубл. 23.07.81.
  10. A.c. 1 190 005 СССР. МКИ Е21 В 43/00. Способ внутрискважинной деэмульсации нефти/ Ф. Л. Алсынбаева, В. Г. Карамышев, М. Д. Валеев и др. (СССР) — № 3 732 595/22−03- Заявл. 05.03.84- Опубл. 07.11.85.
  11. A.c. 730 784 СССР, С 09 К 3/00. Реагент для удаления смолисто-асфальтеновых и парафинистых отложений / У. Б. Имашев, Р. Х. Хазипов, М. Г. Герасимова и др. // РЖХимия.- 1980.-20 П134П.
  12. A.c. 114 687 СССР, МКИ С 09К 3/00,Е 21 В 37/06. Состав для отмывки асфальтенов, смол и парафинов с металлических поверхностей. / Я. В. Платонова, Т. П. Бажанова // РЖХимия.-1985.-9П331П.
  13. A.c. 757 690 СССР, Е 21 В 43/00, С 11 Д 7/50. Состав для удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений в системе нефтепромыслового оборудования / У. М. Байков, М. С. Гарифуллин и др. // Бюл. Открытия.Изобретения. 1980.- № 31.- С. 126.
  14. A.c. 1 321 737 СССР, МКИ С 09К 3/00,Е 21 В 43/0. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений / Ш. С. Гарифуллин, Я. Г. Мухтаров, Э. З. Халитова, Р. С. Антипаев // РЖХимия.- 1988.-2П287П.
  15. A.c. 1 738 814 СССР, МКИ С 09К 3/00, 5 С 09 К 3/00. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений / Н. И. Хисамутдинов, А. Г. Телин и др. // Бюл. Открытия.Изобретения. 1992.- № 21.- С. 104.
  16. A.c. 1 724 665 СССР, МКИ С 09К 3/00, 5 С 09 К 3/00. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений / Н. И. Хисамутдинов,
  17. З.А. Хабибуллин, А. Г. Телин и др. // Бюл. Открытия.Изобретения. -1992.- № 13.- С. 92.
  18. В.А., Овсий Л. И., Сергеев А. Г. Обоснование направлений развития технических средств подъема жидкости из скважин/УНефтяное хозяйство. 1991. № 1. С.14−22.
  19. Н.Я., Сабиров P.M. Физико-механические свойства парафиновых пробок в насосно-компрессорных трубах/Проблемы освоения нефтяных месторождений Башкортостана, Уфа, Башнипинефть, 1999, с. 131.
  20. Н.Я. Предварительные результаты метода разрушения твердых отложений в подъемном лифте глубиннонасосных скважин/Проблемы освоения нефтяных месторождений Башкортостана, Уфа, Башнипинефть, 1999, с. 125.
  21. В.Т. О борьбе с отложениями парафина в лифтовтовых трубах скважин Усинского месторождения / Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ.- 1979.- № 8.- С. 34.
  22. С.Ю., Третьяков С. Г. Определение количества содержания воды в нефти//Нефтепромысловое дело: Научн.- техн. информ. сб.- М.: ВНИИОЭНГ. 1982. № 2. С. 29−30.
  23. Н.М. Сопротивление материалов.- М.: Машиностроение, 1971 г.
  24. A.A. и др. Добыча и транспорт газа. Гостоптехиздат, 1955, с.482−486.
  25. И.Г., Коротаев O.JI., Касимова А. Г. Об особенностях методики исследований реологических свойств парафинистых нефтей// Нефтяное хозяйство. 1976. № 3. С.44−45.
  26. И.Б., Ибрагимов Ф. И. К определению коэффициента подачи штангового глубинного насоса// Физико- химия и разработка нефтяных месторождений: Тр. ин-та/УНИ. 1978. С.45−49.
  27. М.Д., Хасанов М. М. Глубиннонасосная добыча вязкой нефти. Уфа: Башкнигоиздат. 1991.
  28. М.Д. Гидродинамическая нагрузка на глубиннонасосное оборудование при откачке вязкой жидкости// Нефтяное хозяйство. 1978. № 9. С. 50−52.
  29. М.Д. Допустимая скорость откачки высоковязкой нефти скважинным штанговым насосом//Нефтепромысловое дело: Научн.- техн. информ. сб.- М.: ВНИИОЭНГ. 1983. № 12. С. 17−19.
  30. М.Д. Методика расчета нагрузок на оборудование скважин при откачке структурообразующих жидкостей//Добыча нефти на поздней стадии разработки месторождений. Сб.научн.тр./Башнипинефть. 1990. Вып.82. С. 90−94.
  31. М.Д. Об основных закономерностях эмульгирования нефти в скважинах//Депонированная рукопись. М.: ВНИИОЭНГ.№ 1388, нг 87.
  32. М.Д. Прогнозирование вязкости эмульсий в обводненных скважинах//Пути интенсификации добычи нефти: Сб. научн.тр./Башнипинефть. 1989. Вып. 80. С. 120−123.
  33. М.Д. Прогнозирование физико-механических свойств нефтяных эмульсий// Сбор, подготовка тяжелых высоковязких нефтей: Сб. научн.тр./ВНИИСПТнефть. 1984. С. 84−88.
  34. М.Д. Расчет предельных напряжений в насосных штангах// Машины и нефтяное оборудование: Отечест. опыт: Экспресс информ./ВНИИОЭНГ. 1985. № 11, С. 4−8.
  35. М.Д. Способ замера вязкости нефти в стволе глубиннонасосных скважин // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти: Научн.- техн. информ. сб.- М.: ВНИИОЭНГ. 1984. № 1. С. 22−24.
  36. М.Д., Уразаков K.P., Багаутдинов Н. Я., Сабиров P.M. Исследование физических свойств парафиновых пробок в скважинах и поиск путей освобождения насосного оборудования от прихвата//Сб. научн. тр. Башнипинефть, Уфа, вып.94, 1998, с. 90−99.
  37. Ю.Г. Прогнозирование производительности штанговой глубиннонасосной установки. РНТС «Нефтепромысловое дело», № 48, 1976, с 63−68.
  38. Ю.В., Кирсанов Е. А., Кожоридзе Г. Д. и др. Определение среднестатистических характеристик концентрированной дисперсии парафинов в нефти / Колл. журнал.- 1992.- Т.54.- С. 13−16.
  39. Ф.Г., Курбанов P.A., Алиев Э. Н. Применение метода импульсно-отрицательного давления в борьбе с парафинообразованием//Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1988. № 10. С. 29−31.
  40. Влияние отрицательных температур на свойства обратных эмульсий//В.Н. Глущенко, М. Ш. Кендис, Т. З. Вакуленко и др. // Нефтяное хозяйство. 1984. № 9. С. 39−42.
  41. Влияние различных факторов на выпадение парафина из нефти / В. П. Тронов.// Тр./ Татарск. Нефт. научн.- исслед. инст.- 1965.- Вып.7.-С. 311−320.
  42. Влияние термодинамических условий потока на физико-химический состав парафинистых отложений / Н. Н. Тюшева.//Тр./ Гипротюменнефтегаз.- Вып.23.- 1971.- С. 109.
  43. Дадаш-заде A.M., Дадаш-заде М.А., Атакишев А. Н. Метод определения максимальной и минимальной нагрузки на колонну глубиннонасосных штанг при работе ее в неньютоновской жидкости// Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1975. № 8. С. 43−45.
  44. В.В., Кабиров М. М., Фазлутдинов А. Р. Борьба с гидратами при эксплуатации газлифтных скважин Уфа: Изд. Уфимского нефт. ин-та, 1984. — 83 с.
  45. В.В., Хабибуллин З. А., Кабиров М. М. Аномально-вязкие нефти. М.: Недра. 1984. 240 с.
  46. М.Ю., Телин А. Г., Ежов М. Ю., Хисамутдинов Н. И. и др. Физико-химические основы направленного подбора растворителей асфальтосмолистых веществ. М.: ЦНИИТЭНефтехим, 1991.- 47 с.
  47. И.И., Баленин A.A., Татунова Н. И. и др. Влияние температуры и обводненности на вязкость эмульсий// Нефтепромысловое дело и транспорт нефти: Научн.- техн. информ. сб,-М.: ВНИИОЭНГ. 1985. № 7. С. 22−25.
  48. Ю.В., Балакиров Ю. А. Добыча нефти и газа. М.: Недра. 1981.264 с.
  49. A.C. Особенности эксплуатации скважин с высокопарафинистой нефтью в США // Нефт. хоз-во, — М.: Недра.- 1981.-№ 6.- С. 78−80.
  50. Ф.А., Смирнов Я. Л., Сучков Б. М. и др. Борьба с отложениями парафина на месторождениях Удмуртии // РНТС. Сер. нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ.- 1979.- № 9.- С. 27−29.
  51. А.Э. Геология нефти и газа Западной Сибири.- М.: Недра, 1975.- С. 680.
  52. .Б. Глубиннонасосные штанги. М.: Недра, 1977 г.
  53. А.Ф., Ромашев М. Н. и др. Анализ результатов экспериментальных работ по депарафинизации скважин горячей нефтью и растворителем // Нефтепромысловое дело.- 1979.- № 2.- С. 12.
  54. С.Ф., Иксанова P.P. О влиянии состава твердых углеводородов на формирование парафиновых отложений.- В кн.: Борьба с отложениями парафина.- Недра, 1965.- С. 122−134.
  55. С.Ф., Кундрюцкая Г. Н. О применении химических методов борьбы с отложениями парафина.- В кн.: Нефтепромысловое дело.- Уфа.: Башнипинефть.- 1973.- С. 88−94.
  56. .А. Защита нефтепромыслового оборудования от парафиновых отложений,— М.: Недра, 1972.- 120 с.
  57. Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование. М., Недра, 1985, с. 31−38.
  58. Материалы симпозиума фирмы Nippon Kokan, October, 1987.
  59. В.М. и др. Зависимость расхода электроэнергии от коэффициента подачи глубинного насоса. РНТС «Нефтепромысловое дело», № 4, 1972, с 16−18.
  60. A.M., Абдреева Р. Ш., Люшин С. Ф. Способы борьбы с отложением парафина. Практическое пособие для операторов по добыче нефти и газа, мастеров и технологов.- М.: ВНИИОЭНГ, 1991.-44с.
  61. Г. И. Приоритетные направления в нефтяном машиностроении//Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной промышленности: информ. сб. «Нефтяная и газовая промышленность"^НИИОЭНГ. 1990. № 1. С. 31−34.
  62. Опыт применения стеклопластиковых насосных штанг за рубежом. Серия «Нефтепромысловое дело»: Обзор ВНИИОЭНГ, 1989.
  63. A.M. Гидродинамика глубиннонасосной эксплуатации. М.: Недра. 1965. 191с.
  64. С.М., Сельский A.A., Чириков Л. И. Анализ результатов опытной эксплуатации скважин штанговыми глубиннонасосными установками на Русском месторождении//Тр. ин-та/СибНИИНП. 1981. Вып. 22. С. 21−25.
  65. Г. В. Условия образования гидратов природных и попутных газов. Труды КуйбышевНИИНП, вып. 2, 1960, с.97−106.
  66. РД 39−1-269−79. Методика подбора типоразмера и режима работы штанговой глубиннонасосной установки/ВНИИнефть. М.: 1980. 105 с.
  67. РД 39−147 276−245−88р. Инструкция по технологии механизированной добычи обводненной нефти в зонах вечной мерзлоты на Когалымской группе месторождений/Башнипинефть. Уфа. 1987. 22 с.
  68. РД 39−1-1118−84. Инструкция по обработке обводненных скважин деэмульгатором на предприятиях производственного объединения «Башнефть'ТВНИИСПТнефть. Уфа. 1984. 14 с.
  69. Рекламный проспект инженерной фирмы «Нафтасервис ЛТД», Уфа, с 2.
  70. И.З., Фокеев В. М. О скорости роста отложений парафина в трубах // Нефть и газ.- № 9.- 1961.
  71. Г. А. Предупреждение образования гидратов природных углеводородных газов/ Гос. научн.-техн. изд. нефт. и горнотопливной лит-ры, Москва, 1958.
  72. Р.Ш., Алексеев Ю. В., Рахимов Р. Ф., Уразаков K.P. Влияние изгиба штанг в наклонных и искривленных скважинах на их работоспособность/ Сб. аспирантских работ, Уфа: Башнипинефть. -1996 г.-с. 109−122.
  73. В.И. Исследование температурного режима штангового насоса в условиях скважин. Тр. Волгограднипинефть, вып.22, 1974, с.67−71.
  74. В.В. Химические методы борьбы с отложениями парафина.- М.: ВНИИОЭНГ, 1977.- 40 с.
  75. Способ удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений / Гарифуллин Ф. С., Имамова Л. Ф., Валеев М. Д., Уразаков K.P., Багаутдинов Н. Я. Решение о выдаче патента на изобретение по заявке № 97 105 490 от 09.04.97.
  76. Справочник по нефтепромысловому оборудованию под ред. Е. И. Бухаленко.- М.: Недра, 1983 г.
  77. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти/Р.С. Андриасов, И. Т. Мищенко, А. И. Петров и др.: под ред. Ш. К. Гиматудинова. М.: Недра, 1983.455 с.
  78. В.П. Механизм образования смолопарафиновых отложений и борьба с ними. М.: Недра, 1970.- 192 с.
  79. Трубы нефтяного сортамента. Справочник. Под ред. А. Е. Сарояна. М.: Недра,-1987, 488 с.
  80. K.P., Алексеев Ю. В., Калимуллин P.C., Ларюшкин Н. В., Родионова Т. А. Оптимизация режима эксплуатации механизированного фонда скважин / Нефтепромысловое дело.- 1997.-№ 6.
  81. K.P., Багаутдинов Н. Я., Атнабаев З. М., Алексеев Ю. В., Рагулин В. А. Особенности насосной добычи нефти на месторождениях Западной Сибири. М.: ВНИИОЭНГ, 1997, 56 с.
  82. K.P., Багаутдинов Н. Я., Сабиров P.M. Метод разрушения твердых отложений в насосно-компрессорных трубах глубиннонасосных скважин//Сб. научн. тр. Башнипинефть, Уфа, вып.94, 1998, с. 120−126.
  83. K.P. Проблемы эксплуатации механизированного фонда скважин Западной Сибири и пути их решения. Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство», № 4, 1996 г.
  84. K.P. Осложнения при эксплуатации наклонно направленных и искривленных скважин. Тр. Башнипинефть, вып.88, 1994, с.81−86.
  85. K.P. Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин. М."Недра», 1993, 193 с.
  86. З.А., Хусаинов З. М., Ланчаков Г. А. Борьба с парафиноотложениями в нефтедобыче.- Уфа: УГНТУ, 1992.- 105 с.
  87. В.А., Малышев А. Г. Предотвращение и ликвидация гидратных отложений при добыче нефти // Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ.- 1986.- 56 с.
  88. Ю.В., Гусев В. И., Покровский В. А. и др. Предотвращение отложения парафина и асфальтосмолистых веществ в добыче нефти на месторождениях с различными геолого-физическими условиями // Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ.-1987.- Вып.7.-60с.122
  89. Экспресс-информ./ВНИИОЭНГ. Серия «Нефтепромысловое дело»: Зарубежный опыт 1994, — Вып. 5−6.
  90. A.M. Расчеты в добыче нефти.- М.: Недра, 1974 г.
  91. А.Ш. Передовые методы эксплуатации и механики бурильной колонны.- Уфа.- 1988.- 167 с.
  92. Р.С., Качид Ю. Д. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин. Львов, 1982 г.
  93. Jorda R.M. Paraffin deposition and prevention in oil wells. / J. Petrol. Technol, — 1966.-18.- № 12.- p.1605−1612 // РЖХимия.- 1967.-23П96.
  94. Pat. 3 276 519 US, cl. 166−41. Paraffin control method. / Knox John A., Arnold Billy В., Waters Almon В. // РЖХимия.- 1968.- 1П98П.
  95. Reistly C.E. Paraffin Production Problems. Production practice AIME, 1942.1. УТВЕРЖДАЮ1. АКТ
  96. Главный инженер ДУ «^уймазанефть»уС Габдрахманов Н. X.6. 08. 99 г.
  97. Рук. лаборатории ТТДН ^^ ^
  98. ЦНИПР НГДУ «Туймазанефть» {У:^}^-^'-''' Ермоленко, А Ф.
  99. Начальник ЦНИПР НГДУ «Туймазанефть"1. Галиуллин Т. С. 1. Малец О. Н.1. А К Топытно-промышленных испытаний способа освобождения колонны насосных штанг от прихвата в НКТг. Копшым4 июня 1999 г.
  100. При натяжении порядка 50,. 60,0 кН колонн и их поворотов в течение 3 часов удалось освободить колонны.1. Начальник ДДНГ—^1. Ведущий инженер
  101. I, а ч, а л ь н и к те х н и м е с к о го от д е л-1251. УТВЕРЖДАЮ
  102. Хозрасчетный экон они че скк й эффект, .в сумме 1 858 041 тар.
Заполнить форму текущей работой

Пора сдавать?