Совершенствование методов предупреждения парафиноотложений при эксплуатации скважин нефтегазоконденсатных месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

2

Совершенствование методов предупреждения парафиноотложений при эксплуатации скважин нефтегазоконденсатных месторождений

Газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения в настоящее время широко распространены и играют заметную роль в обеспечении углеводородным сырьем газо- и конденсатохимических комплексов. Анализ тенденций развития и современного состояния ресурсной базы свидетельствует, о том что в основных газодобывающих районах наблюдается постоянный рост доли запасов, приходящихся на глубокозалегающие газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения, продукция которых содержит в своем составе высококипящие компоненты, в том числе и парафины. В последующем, по мере истощения месторождений, представленных сеноманскими отложениями, доля добычи из глубокозалегающих залежей со сложными горно-геологическими условиями, с флюидами сложного состава, с присутствием высококипящих компонентов будет только возрастать.

И если в добыче нефти многие вопросы, связанные с парафиноотложениями, благодаря работам отечественных и зарубежных исследователей, уже нашли свое решение, для газовой отрасли, при разработке газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений в силу отличия составов добываемого флюида и соответственно термобарических условий его добычи, подготовки и транспорта эти вопросы требуют изучения. В этой связи тема диссертационной работы является актуальной и направлена на повышение эффективности эксплуатации скважин и других промысловых объектов, осложненных парафиноотложениями в процессе разработки нефтегазоконденсатных месторождений.

Цель работы

Повышение эффективности эксплуатации скважин и другого технологического оборудования при разработке нефтегазоконденсатных месторождений за счет совершенствования методов предупреждения парафиноотложений.

Основные задачи исследований

1. Изучение физико-химических свойств и состава парафиноотложений в скважинах и в других промысловых объектах разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

2. Исследование и анализ физико-химических процессов фазовых переходов парафинов и влияние на них различных факторов.

3. Исследование реологических свойств нефтегазоконденсатных смесей при термобарических условиях, характерных для процессов эксплуатации скважин и транспорта углеводородного сырья.

4. Исследование составов химреагентов для предупреждения парафиноотложений.

5. Разработка новых составов и технологии их применения для предупреждения парафиноотложений при эксплуатации скважин, системы сбора и подготовки продукции.

Основные защищаемые положения

1. Закономерности влияния скорости нефтегазоконденсатного потока на интенсивность парафиноотложений.

2. Результаты исследований растворимости парафиноотложений в различных углеводородных растворителях.

3. Разработаные и опробованые в промысловых условиях новые составы и технологии предупреждения и удаления парафиноотложений.

Научная новизна

1. На специально разработанном стенде в результате экспериментальных исследований определена зависимость интенсивности парафиноотложений от скорости нефтегазоконденсатного потока. Установлено, что дросселирование газоконденсатного потока приводит к снижению интенсивности парафиноотложений.

2. На основе изучения физико-химических процессов фазовых превращений парафинов разработаны новые составы для предупреждения парафиноотложений, технологические схемы их применения в промысловых условиях на нефтегазоконденсатных скважинах.

Методы исследования

В работе использовались физико-химические, хроматографические и спектральные методы для исследования состава исходных и ингибированных нефтеконденсатных смесей, реологические установки типа ВСН-3 для изучения вязкокинетических характеристик, разработанный автором стенд для изучения влияния различных факторов (температуры, давления) на процесс парафиноотложения. На установке «холодного цилиндра» изучены особенности отложения парафина, исследованы закономерности кристаллизации и кинетика выпадения твердой фазы в объеме нефтеконденсата и в его пристенном слое. Исследованы свойства отложений в промысловых и лабораторных условиях, их групповой состав и строение.

Практическая ценность и реализация полученных результатов

Внедрение в практику разработанных автором методов предупреждения парафиноотложений позволило увеличить межремонтный период при эксплуатации скважин, уменьшить перепады давления в насосно-компрессорных трубах (НКТ) и шлейфах, что способствует существенному улучшению эксплуатационных характеристик скважин с получением дополнительных объемов добычи газа, конденсата и нефти.

По результатам проведенных работ рекомендовано применение «Реагента КД» и раствора «Нефтенол МЛ» для предупреждения парафиноотложений в условиях Печорокожвинского и Югидского НГКМ.

Разработанные автором и при его участии составы ингибиторов парафиноотложений и технологии их применения позволили более чем в полтора раза увеличить производительность скважин и технологического оборудования сбора и подготовки их продукции. В результате внедрения разработанных химических реагентов для предупреждения парафиноотложений в процессе эксплуатации девяти скважин на Югидском и Печорокожвинском НГКМ за шесть лет получен экономический эффект 24,3 млн р. (в том числе доля эффекта за счет разработок автора составляет 10,21млн р.).

Апробация работы

Основные результаты исследований докладывались на следующих всероссийских и отраслевых научно-технических конференциях и советах ОАО «Газпром»:

всесоюзная конференция «Роль молодежи в решении конкретных научно-технических проблем нефтегазового комплекса страны» (пос. Красный Курган, июнь 1989 г.);

научно-практическая конференция «Разработка и эксплуатация газоконденсатных месторождений на завершающей стадии» (Ухта, Коми филиал ВНИИГАЗа, октябрь 1990 г.);

научно-техническая конференция «Разработка и эксплуатация газоконденсатных месторождений на завершающей стадии» (Ухта, филиал ООО «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз», сентябрь 1993 г.);

научно-практическая конференция, посвященная 30-летию предприятия «Севергазпром», «Повышение эффективности разработки и эксплуатации газоконденсатных месторождений» (Ухта, филиал ООО «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз», октябрь 1998 г.);

V научно-техническая конференция «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, январь 2003 г.);

научно-технический совет ОАО «Газпром» «Актуальные вопросы техники и технологии добычи и подготовки газа» (Сочи, апрель 2003 г.);

VII научно-техническая конференция (Ухта, УГТУ, апрель 2006 г.);

совещание ведущих специалистов предприятий ОАО «Газпром» «Результативность геолого-технических мероприятий на скважинах месторождений ОАО «Газпром» (Кисловодск, февраль 2008 г.);

научно-техническая конференция преподавателей и сотрудников в рамках IV Северного социально-экологического конгресса «Северное измерение глобальных проблем: первые итоги Международного полярного года» (Ухта, УГТУ, апрель 2008 г.);

научно-технический совет ОАО «Газпром», секция «Добыча и промысловая подготовка газа и газового конденсата» (Тюмень, ООО «ТюменНИИгипрогаз», июнь 2008 г.).

Публикации

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения. Общий объем 171 страница, в том числе 32 рисунка и 18 таблиц, список литературы представлен 117 наименованиями.

Автор считает своим долгом выразить благодарность за помощь при обсуждении основных разделов диссертации и постоянное внимание своему научному руководителю д.т.н. Долгушину Н.В., сотрудникам «Севернипигаза» к.т.н. Гурленову Е.М., к.т.н. Данилову В.Н., к.т.н. Федосееву А.В., профессору кафедры РЭНГМ и ПГ Ухтинского государственного технического университета к.т.н. Мордвинову А.Н., профессору кафедры РЭНГМ и ПГ Ухтинского государственного технического университета к.т.н Полубоярцеву Е.Л., сотрудникам ООО «Газпром переработка» Шелемею С.В., Иванову В.В., Салюкову В.В.

Содержание работы

Во введении показана актуальность темы, сформулированы цель и задачи исследований, научная новизна и практическая значимость полученных результатов.

В первой главе приводится общая характеристика современного состояния проблемы предупреждения и устранения парафиноотложений в прмысловых объектах нефтяной и газовой промышленности.

В нефтяной отрасли к настоящему времени накоплен обширный опыт в изучении и решении вопросов, так или иначе связанных с парафинотложениями, благодаря работам отечественных ученых: А. Х. Мирзаджанзаде, А.Ю. Намиота, Г.А. Бабаляна, Б.А. Мазепы, С.Ф. Люшина, Г.Ф. Требина, В.П. Тронова, П.П. Галонского, И.Т. Мищенко, В.В. Сизой, Ю.В. Шамрая, Н.М. Шерстнева и многих других.

Газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения существенно отличаются от нефтяных и, в первую очередь, составом пластового флюида и его фазовым состоянием. Это влечет за собой и различия в условиях разработки месторождений и эксплуатации промысловых объектов, особенно в следующих технологических процессах:

сбор продукции скважин;

промысловая подготовка углеводородов;

трубопроводный транспорт.

Поэтому практически все задачи связанные с парафиноотложениями при разработке газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений приходится решать заново. Вместе с тем поиск решения этих задач, выбор направлений тех или иных исследований необходимо осуществлять с учетом богатого опыта нефтяников.

Отложения, образующиеся на стенках труб и оборудования, представляют собой сложную смесь парафинов со значительным содержанием асфальтосмолистых компонентов, высокомолекулярных масел, воды и механических примесей (частицы породы, продукты коррозии и т.д.). Также в составе отложений присутствуют высокомолекулярные нафтеновые, нафтено-ароматические и ароматические углеводороды с длинными алкильными цепями нормального и слаборазветвленного строения. Доля парафинов в отложениях колеблется в пределах от 40 до 90 %. Остальную часть составляют другие ингредиенты, прежде всего, смолы и асфальтены.

Основными факторами, влияющими на процесс образования и роста парафиноотложений, являются термобарические условия (температура и давление) углеводородной системы, состав добываемой продукции и гидродинамические характеристики потока. Доминирующую роль в этом перечне играет температура.

Влияние асфальтенов и смол на формирование парафиноотложений зависит от их концентрации. В составе и тех и других имеются компоненты, являющиеся природными поверхностно-активными веществами (ПАВ), которые в малых количествах, образуя подложку на стенках трубопроводов и оборудования, способствуют формированию отложений. При увеличении их концентрации в жидкой части продукции скважины они уже препятствуют образованию отложений.

Различные мехпримеси - продукты коррозии, кристаллы соли и т.д. - по единодушному мнению исследователей, способствуют образованию отложений, являясь центрами кристаллизации, и в силу развитой поверхности интенсифицируют процесс роста отложений и стимулируют укрупнение парафиновых структур.

Влияние скорости потока на интенсивность парафиноотложений изучалось различными исследователями. Многие авторы считают скорость потока вторым по значимости (после температуры) фактором, влияющим на интенсивность образования парафиноотложений, при этом сам механизм влияния различными авторами оценивается по-разному.

Парафины являются составной частью углеводородных смесей и при изменении термобарических условий подвержены фазовым превращениям. Это плавление, кристаллизация, переход из одной кристаллической модификации в другую, растворение одной фазы в другой, насыщение или перенасыщение одной фазы другой.

В промысловых условиях в скважинах, трубопроводах и другом технологическом оборудовании основным фактором, влияющим на температуру углеводородной системы, а также на равновесное состояние ее, является теплообмен с окружающей средой. Когда перепад температуры между углеводородной смесью и окружающей средой положительный, происходит кристаллизация парафинов. Чем ниже температура окружающей среды, тем интенсивнее процесс кристаллизации (при прочих равных условиях). И поскольку теплообмен с окружающей средой происходит через стенки трубопровода или другого технологического оборудования, наибольшее количество формирующихся кристаллов сосредоточивается в пристенном слое.

К настоящему времени в нефтяной промышленности разработаны и применяяются различные способы борьбы с парафиноотложениями, начиная от простейших (механическое удаление скребками) и заканчивая применением физических полей различной природы.

При использовании механических методов применяются скребки, разделители, поршни, мембраны и т. п. Эти методы трудоемки, применяются периодически и не могут быть автоматизированы.

При использовании тепловых методов уменьшение отложений связано с увеличением растворяющей способности нефти при повышении температуры с помощью погружных электронагревателей, различных горелок, промывки горячим теплоносителем.

Применение защитных покрытий различной природы не нашло широкого распространения из-за сложности их нанесения на внутреннюю поверхность труб и недостаточной прочности.

Физические методы основаны на воздействии на углеводородную жидкость электромагнитными, магнитными полями и ультразвуковыми волнами. Однако неоднозначные результаты применения этих методов говорят о том, что в большинстве случаев они малоэффективны. Промысловые испытания воздействием на углеводородную жидкость магнитным активатором были проведены с неоднозначным результатом на скв. 108 Печорокожвинского НГКМ.

Химические методы широко применяются в нашей стране и за рубежом. В зависимости от механизма действия химические реагенты в небольших количествах (0,01 - 1 %) оказывают диспергирующее, модифицирующее или депрессирующее воздействие. Модификаторы вступают в химическое взаимодействие с молекулами парафина и препятствуют созданию плотных отложений. Действие депрессаторов основано на торможении процесса структурирования парафина в углеводородной среде, снижении температуры начала кристаллизации парафина и температуры застывания нефтепродуктов.

Вторая глава посвящена исследованию физико-химических характеристик нефтеконденсатных смесей и кинетики кристаллизации парафинов.

Для исследований были отобраны пробы углеводородной жидкости скважин Вуктыльского, Югидского, Печорокожвинского и Западно Соплесского нефтегазоконденсатных месторождений, в продукции которых отмечается повышенное содержание парафинов и которые по промысловым данным являются наиболее «проблемными».

Результаты лабораторных исследований продукции скважин свидетельствуют, о том что нефтеконденсатные смеси по физико-химическим свойствам неоднородны. Цвет меняется от прозрачного до коричневого, плотность от 700 до 837 кг/м³ , молекулярная масса от 98 до 199, температура застывания от минус 5 до минус 60⁰С и т.д. Получены кривые фракционной разгонки по Энглеру. Результаты определения характеристик для некоторых объектов приведены в табл. 1 и 2.

Изучение распределения н-алканов С₁₇₊ в пробах продукции скважин проводилось на основе компонентного состава по методике ВНИИНП и методом капиллярной газожидкостной хроматографии (ГЖХ-анализ). Было установлено, что при определении компонентного состава по методике ВНИИНП при невысоком содержании парафинов в конденсате (менее 10 %) содержание С₁₇₊ составляет 33 % от потенциала. Поэтому все последующие исследования проводились на основе ГЖХ-анализа, а ранее полученные данные были уточнены.

скважина месторождение нефтегазоконденсатный

Таблица 1. Физико-химические свойства и состав углеводородной жидкости

Рефрактометрические исследования фазовых превращений твердых углеводородов основаны на том, что показатель преломления является функцией температуры, причем для каждой фазы существует своя зависимость. Исследования проводились с образцами твердых парафиновых углеводородов С₁₇₊, выделенных вымораживанием при темперпатуре минус 21 ⁰С из выветренных конденсатов и нефти. По данным рефрактометрических исследований взятых образцов построены кривые зависимости показателя преломления от температуры, по которым установлено, что график коэффициента рефракции при переходе в область двухфазного состояния имеет ступенчатый вид. Температура начала перехода в двухфазную область составляет от 48 до 65 ⁰С.

Таблица 2. Физико-химические свойства и состав углеводородной жидкости по скважинам Северо-Вуктыльской залежи

Влияние температуры на выпадение твердых парафинов из нефтеконденсатных смесей было исследовано на установке (рис. 1), основанной на принципе «холодного цилиндра».

Сущность исследований заключалась в создании определенного перепада температур между поверхностью охлаждаемого цилиндра, помещенного в металлический стакан, и залитым в этот стакан конденсатом с последующим измерением количества твердой фазы, выпавшей на поверхности цилиндра. По результатам измерения кинетики осаждения твердой фазы из конденсата при градиенте t =76-8 ⁰С между конденсатом и поверхностью цилиндра при массовой доле парафина 1,7 % количество осадка не превышает 0,25 %. При градиенте 40-7 ⁰С кривая скорости осаждения резко возрастает и на цилиндре откладывается до 1 % осадка, а при понижении температуры конденсата до 20 ⁰С массовая доля отложений увеличивается до 1,65 %.

Рис 1. Установка ПР-НПХ-04 для оценки эффективности ингибиторов парафиноотложений

При концентрации твердых углеводородов в конденсате 7,7 % массовая доля отложений на цилиндре составила 3,5 %.

Процессы образования парафиноотложений не только зависят от перепада температур взаимодействующих систем, но и тесно связаны с гидравликой потока газожидкостной смеси и содержанием в ней парафина. При исследованиях оценивалось влияние этих факторов на численные значения вязкости и характер ее изменения от температуры и давления. Установлено, что с увеличением содержания парафинов в нефтеконденсатной смеси вязкость системы возрастает, особенно при снижении температуры окружающей среды. При этом изотермы вязкости при температуре порядка 50 ⁰С приобретают форму резкого излома, что объясняется фазовым переходом - массовой кристаллизацией и выпадением твердого осадка из жидкой фазы. Как показали проведенные исследования, парафины выпадают из раствора в виде кристаллов, образуя во всем объеме жидкости коагуляционную структуру, упрочняющуюся по мере снижения температуры и повышения концентрации твердой фазы, что проявляется в резком повышении вязкости и застывании при пониженных температурах, причем с увеличением давления вязкость увеличивается.

В промысловых условиях Печорокожвинского НГКМ при температуре минус 10⁰С и давлении 1,0 МПа динамическая вязкость нефтеконденсатной смеси равна 0,56 мПас, а при той же температуре и давлении 2,5 МПа она увеличивается в 1,2 раза. При снижении температуры от плюс 50 до 0 ⁰С динамическая вязкость продукции скв. 108 увеличивается с 0,3 до 0,9 мПа с, а в скв. 52 при снижении температуры от плюс 40 до плюс 10 ⁰С вязкость нефти увеличивается с 10 до 155 мПа^.с.

Для изучения влияния скорости потока газожидкостной смеси на процесс парафиноотложения на установке комплексной подготовки газа (УКПГ) Печорокожвинского НГКМ был смонтирован специальный стенд. Стенд представляет собой трубопровод диаметром 8 мм со встроенной катушкой, в которую вставляется так называемый «образец-свидетель». До и после катушки расположены регулируемые штуцеры, с помощью которых поддерживается выбранный режим течения газожидкостной смеси. При необходимости для поддержания температуры образца-свидетеля предусмотрен подвод теплоносителя в межтрубное пространство катушки. Давления до и после катушки контролируются по образцовым манометрам. Схематично установка представлена на рис. 2.

Исследования проведены на нескольких режимах с использованием в качестве исходного потока продукции скв. 103, 104 и 108. Скорость потока газожидкостной смеси при исследованиях изменялась от 0,12 до 2,18 м/с.

По результатам исследований каждой скважины построены графики зависимости массы отложений от скорости потока.

Рис. 2. Схема стенда для исследования влияния скорости потока на процесс парафиноотложений: 1 - вентиль; 2 - термометр; 3 - манометр; 4 - штуцер; 5 - стенд; 6 - мерная емкость; 7 - газовый счетчик; 8 - катушка индикаторная ;9 - патрубок подвода теплоносителя.

Анализ полученных результатов, приведенных на рис. 3, показал, что масса отложений сначала с ростом скорости увеличивается, затем, достигнув максимума, начинает уменьшаться, причем видно, что для продукции различных скважин максимумы кривых соответствуют различным скоростям потока. Кроме того, максимумы отложений сдвинуты в сторону более высоких скоростей, чем скорость перехода режима течения из ламинарного в турбулентный, как в случаях с чисто нефтяными потоками.

Рис. 3. Зависимость массы парафиноотложений от скорости потока газожидкостных смесей в скважинах Печорокожвинского НГКМ

На вышеописанной установке автором были проведены исследования влияния дросселирования нефтегазоконденсатного потока на интенсивность парафиноотложений. В результате исследований было установлено, что при снижении температуры потока до температуры окружающей среды (минус 3,5 ⁰С) масса отложений практически не меняется. Затем при дальнейшем дросселировании, соответственно, и снижении температуры потока масса отложений уменьшается с 3,57 до 1,55 г. Иначе говоря, когда температура потока выше температуры стенки трубопровода, кристаллизация парафинов происходит непосредственно на стенке, при более низкой температуре кристаллизация протекает во всем объеме потока газожидкостной смеси.

Объясняется это тем, что скорость зародышеобразования парафиноотложений зависит от концентрации тугоплавких парафинов в растворе, темпов его охлаждения и уровня его перенасыщенности. Скорость формирования кристаллов зависит от вязкости растворителя и теплового режима потока. Соотношение этих скоростей обусловливает дисперсность и общий объем парафинов, перешедших в кристаллическое состояние. Резкое охлаждение всей массы движущегося раствора, например, путем дросселирования газожидкостных систем, обеспечивает преобладание скорости зародышеобразования парафина над скоростью роста кристаллов.

В третьей главе приведены результаты исследований влияния парафиноотложений на работу системы «скважина-шлейф-УКПГ». Процесс парафинизации является индивидуальным для углеводородной жидкости каждой скважины и зависит от ее состава, физико-химических свойств, от скорости потока, обводненности и т. д.

Причины осложнений при эксплуатации промысловых объектов, вызванных наличием в продукции парафинов, можно разделить на три вида. Это потеря подвижности нефти при охлаждении вследствие кристаллизации парафинов во всем объеме жидкости с образованием твердой структуры, отложение парафинов непосредственно на стенках различного оборудования (скважины, трубопроводы, сепараторы, резервуары и т. д.), образование осадков при хранении и при низких скоростях потока в трубопроводах преимущественно в нефтеконденсатной смеси, конденсате из-за разности плотностей жидкости и парафинов.

Анализ изменения термобарических условий в скважинах, в продукции которых отмечается повышенное содержание парафинов, показал, что парафиноотложения начинаются с глубины 500 м в нефтегазоконденсатных скважинах в зависимости от состава продукции и с глубины 2000 м в нефтяных скважинах. Характерной для нефтяных скважин является потеря текучести нефти, которая происходит вследствие образования парафиновой структуры во всем объеме продукции скважин при их остановках.

В шлейфах термобарические условия изменяются в меньшей степени по сравнению с условиями в стволах скважин в основном за счет теплообмена через стенки трубопроводов с окружающей средой, причем по мере удаления от устья скважин интенсивность парафиноотложений уменьшается при стабилизации термобарических условий потока продукции.

Параметры подготовки газа и конденсата на УКПГ месторождений таковы, что практически все парафины должны поступать в конденсатопроводы в кристаллизовавшейся форме. Некоторым исключением являются установки, где для подачи нефтеконденсатной смеси применяются центробежные насосы. В насосах перекачиваемая жидкость нагревается на 15-20 ^оС, и часть парафиноотложений, кристаллизовавшаяся в предыдущих звеньях технологической линии, вновь расплавляется, особенно в зимнее время года, когда температура стенок конденсатопровода низкая, что приводит к повторной кристаллизации парафинов в конденсатопроводе и образованию отложений.

В условиях небольших скоростей потока нефтеконденсатной смеси, характерных для системы трубопроводного транспорта ООО «Газпром переработка», особую актуальность приобретают вопросы осадконакоплений. Когда речь идет о о малопарафинистой (до 3 %) нефтеконденсатной смеси с относительно низким содержанием асфальтосмолистых веществ, в нефтеконденсатной смеси образуется парафиновая суспензия. Парафиновая суспензия нефти или нефтеконденсатной смеси является кинетически неустойчивой, поэтому в покое, при хранении в резервуарах или в «мертвой» зоне сепараторов, а также в трубопроводах при низких скоростях потока под действием гравитационных сил образуются осадки. Как видно из табл. 3, по составу осадки отличаются от отложений меньшим содержанием парафинов.

Таблица 3. Компонентные составы парафиноотложений и осадконакоплений

Литература

скважина месторождение нефтегазоконденсатный

1.Особенности эксплуатации скважин Западно-Соплесского ГКМ/ Р.Ю. Юнусов, А.П. Михайлов, А.Н. Волков и др. // Разработка и эксплуатация газоконденсатных месторождений на завершающей стадии: тез. докл. науч.-техн. конф. (Вуктыльское ГПУ, сент. 1993 г.). - Ухта: Севернипигаз, 1993. - с. 48-50.

2.Крачковский В.В., Юнусов Р.Ю. Особенности эксплуатации скважин Печорокожвинского газоконденсатного месторождения // Повышение эффективности разработки и эксплуатации газоконденсатных месторождений. Решение проблем в транспорте газа: тез. докл. науч.-практ. конф., посвящ. 30-летию предпр. «Севергазпром» (27-29 окт. 1998 г.). - Ухта: Севернипигаз, 1998. - c. 84-86.

3.Уляшев Е.В., Юнусов Р.Ю., Крачковский В.В. Осложнения при эксплуатации скважин с повышенным содержанием в продукции асфальтосмолопарафиновых веществ и борьба с ними // Севергазпром: союз науки и производства в области геологии, разработки месторождений и транспорта газа в Тимано-Печорской провинции: Юбилейный науч.-техн. сб., посвящ. 30-летию образ. предпр. «Севергазпром». - Ухта: Севернипигаз, 1999. - с. 305-311.

4.Физико-химическая характеристика нефтей и нефтеконденсатов, характеризующихся повышенным содержанием парафинов/ С.В. Савченков, Н.К. Наумова, С.В. Шелемей, Р.Ю.Юнусов // Севергазпром: союз науки и производства в области геологии, разработки месторождений и транспорта газа в Тимано-Печорской провинции: Юбилейный науч.-техн. сб., посвящ. 30-летию образ. предпр. «Севергазпром». - Ухта: Севернипигаз, 1999. - с. 334-344.

5.Композиция для предупреждения и удаления парафиноотложений/

Р.Ю. Юнусов, В.В. Крачковский, А.И. Бурмантов А.И. и др. // Геология, разработка, эксплуатация месторождений Тимано-Печорской провинции. Транспорт газа. Проблемы, решения, перспективы: науч.-техн. сб. В 4 кн. Кн.1. Разработка и эксплуатация месторождений. Комплексные исследования пластов и скважин. - Ухта: филиал ООО «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз», 2000. - с. 312-328.

6.Юнусов Р.Ю., Латышев А.А., Васильев В.В. Контроль за наличием ингибирующей присадки в углеводородной жидкости скв. 108 Печорокожвинского месторождения // Геология, разработка, эксплуатация месторождений Тимано-Печорской провинции. Транспорт газа. Проблемы, решения, перспективы: науч.-техн. сб. В

4 кн. Кн.1. Разработка и эксплуатация месторождений. Комплексные исследования пластов и скважин. Ухта: филиал ООО «ВНИИГАЗ»-«Севернипигаз», 2000. - с. 165-174.

7.Применение ПАВ для повышения коэффициента эксплуатации скважин / Р.Ю. Юнусов, А.И. Бурмантов, С.А. Погуляев и др.// тез. докл. V науч.-техн. конф. Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России. Секция 2. Разработка и эксплуатация месторождений природных углеводородов.

(М., 23-24 янв.). - М. - 2003. - с. 129.

Размещено на Allbest.ru