Методы увеличения нефтеотдачи пласта на Орехово-Ермаковском месторождении

Перед проведением процесса скважину останавливают, извлекают эксплуатационное оборудование и проверяют герметичность эксплуатационной колонны.

Нагнетание пара осуществляют с таким расчетом, чтобы паровая зона образовалась в радиусе 10 - 20 м.

Затем скважину герметизируют и выдерживают в течение 2-3 суток.

Воздействие давлением пороховых газов

Воздействие на ПЗП пороховыми газами осуществляется путем разрыва пласта без закрепления трещин в плотных низкопроницаемых коллекторах (песчаниках, известняках, доломитах с проницаемостью от 0,10 до 0,05 мкм2 и менее).

Не допускается проведение разрыва пласта указанным методом в коллекторах, сложенных алевролитами, сильно заглинизированными песчаниками с прослоями глин, мергелей, алевролитов с солитовыми известняками, а также песками и слабосцементированными песчаниками.

Технологический процесс осуществляют с использованием

- пороховых генераторов корпусных типа АСГ

- герметичных бескорпусных типа ПДГ БК

- негерметичных типа АДС.

Аппараты АСГ 105 К применяют в обсаженных скважинах с минимальным проходным диаметром 122 мм при температуре до 80 °С и гидростатическим давлением от 1,5 до 35 МПа.

Аппараты типа ПГД БК применяют в обсадных колоннах с проходным диаметром от 118 до 130 мм при температуре до 200 °С и гидростатическим давлением до 100 МПа, а типа АДС - до 100 С и 35 МПа соответственно.

Величина минимального гидростатического давления для ПГД БК составляет 10 МПа, для АДС - 3 МПа.

Спуск и подъем генераторов типа ПГД БК производят на бронированном каротажном кабеле со скоростью не более 1 м/секr в жидкости и 0,5 м/секв газожидкостной среде.

При проведении технологического процесса устье скважины оборудуют перфорационной задвижкой или фонтанной арматурой, а в отдельных случаях - лубрикатором.

- Скважину шаблонируют,

- Производят замену длины кабеля, привязку по каротажу,

- Замеряют гидростатическое давление и забойную температуру,

- Устанавливают генератор давления против интервала, подлежащего воздействию, или в непосредственной близости к нему. Если интервал обработки вскрывают торпедированием, генератор давления устанавливают над зоной перфорации на расстоянии 1 м.

- После спуска генератора на заданную глубину каротажный кабель закрепляют на устье скважины. Сгорание порохового заряда фиксируют по рывку кабеля, выбросу жидкости или по звуковому эффекту.

При толщине пласта свыше 20 м производят многократное сжигание пороховых зарядов.

При воздействии на коллектор, состоящий из нескольких пропластков, производят поинтервальное и последовательное снизу вверх воздействие на отдельные пропластки после предварительного их вскрытия.

Для регистрации максимального давления, создаваемого в скважине, используют кремерный прибор, который прикрепляют на кабеле около кабельной головки.

2.7 Оборудование для тепловой обработки призабойной зоны пласта

Отложение парафина и асфальтосмолистых веществ происходит в ПЗС на расстояниях до 2,5 м от стенок скважины, т. е. в зоне наиболее резкого изменения давления. Это приводит к сильному увеличению фильтрационных сопротивлений и снижению дебитов скважин.

Призабойную зону скважины прогревают двумя способами:

- закачкой в пласт на некоторую глубину теплоносителя - насыщенного или перегретого пара, растворителя, горячей воды или нефти;

- спуском на забой скважины нагревательного устройства - электропечи или специальной погружной газовой горелки.

Второй способ проще и дешевле. Кроме того, электропрогрев ПЗС не сопровождается внесением в пласт теплоносителя - воды или пара, конденсата, которые могут взаимодействовать с глинистыми компонентами пласта. Однако электропрогревом, вследствие малой теплопроводности горных пород, не удается прогреть более или менее значительную зону, и радиус изотермы с избыточной температурой 40 °С, как показывают расчеты и исследования, едва достигает 1 м.

При закачке теплоносителя радиус зоны прогрева легко доводится до 10 - 20 м, но для этого требуются стационарные котельные установки - парогенераторы. При периодическом электропрогреве ПЗС в скважину на специальном кабеле-тросе спускают на нужную глубину электронагреватель мощностью несколько десятков кВт. Повышение мощности приводит к повышению температуры в зоне расположения нагревателя до 180 - 200 С, вызывающее образование из нефти кокса.

Рисунок 2.2 - Скважинный электронагреватель:

1 - крепление кабеля; 2 - проволочный бандаж; 3 - кабель-трос; 4 - головка нагревателя; 5 - асбестовая оплетка; 6 - свинцовая заливка; 7 - нажимная гайка; 8 - клеммная полость; 9 - нагревательные трубки.

Для периодического прогрева ПЗС создана самоходная установка электропрогрева скважин СУЭПС-1200 на базе автомашины повышенной проходимости ЗИЛ-157Е. На машине смонтированы каротажная лебедка с барабаном и приводом от двигателя автомобиля. На барабан наматывается кабель-канат КТНГ-10 длиной 1200 м с наружным диаметром 18 мм. Кабель-канат имеет три основные токопроводящие жилы сечением по 4 мм2 и три сигнальные жилы сечением по 0,56 мм2. Скрутка жил обматывается прорезиненной лакотканью и грузонесущей оплеткой, рассчитанной на разрывное усилие кабеля в 100 кН.

Вес 1 м кабеля 8 Н. На одноосном прицепе смонтированы автотрансформатор и станция управления от установки для центробежных электронасосов, применяемых при откачке нефти из скважин.

В комплект установки СУЭПС-1200 входят три таких прицепа для обслуживания трех скважин, а также вспомогательное оборудование, состоящее из устьевого ручного подъемника, треноги блока-баланса, устьевых зажимов кабеля и другого оборудования.

Нагревательный элемент имеет три U-образные трубки из красной меди диаметром 11 мм, заполненные плавленой окисью магния. В трубках расположена спираль из нихромовой проволоки (рис. 2.3).

Сверху нагревательные трубки закрыты металлическим кожухом для защиты от механических повреждений. Нагреватель имеет наружный диаметр 112 мм и длину 2,1 м при мощности 10,5 кВт и длину 3,7 м при мощности 21 кВт.

В верхней части электронагревателя монтируется термопара, подключаемая к сигнальным жилам кабеля, с помощью которой регистрируется на поверхности забойная температура и весь процесс прогрева.

На устье скважины кабель-канат подключается к станции управления и автотрансформатору, который подсоединяется к промысловой низковольтной (380 В) сети.

Практика использования электропрогрева ПЗС показала, что температура на забое стабилизируется через 4 - 5 сут непрерывного прогрева. В некоторых случаях стабилизация наступает через 2,5 сут (рис. 2.2).



Рисунок 2.3 - Изменение температуры на забоях скважины во времени при электропрогреве:

1 - 21 кВт; 2 - 10,5 кВт; 3, 4 - 21 кВт; 5, 6, 7 - 10,5 кВт.

Кривые 1, 2 - для скважин Орехово-Ермаковского месторождения

Измерения температуры по стволу скважины показали, что нагретая зона распространяется примерно на 20 - 50 м вверх и на 10 - 20 м вниз от места установки электронагревателя. Это объясняется конвективным переносом теплоты в результате слабой циркуляции жидкости в колонне над нагревателем. По данным промысловых электропрогревов ПЗС в АО «ННК» после 5 - 7 суточного прогрева нагревателем мощностью 10,5 кВт и последующего его отключения температура на забое падает со скоростью примерно 3 - 5 С/ч. Поэтому пускать скважину в работу после электропрогрева необходимо без промедления.

Эффект прогрева держится примерно 3 - 4 мес. Повторные прогревы, как правило, показывают снижение эффективности.

По результатам 814 электропрогревов в АО «ННК» эффективных было 66,4 %, при этом получено 70,3 т дополнительно добытой нефти на одну успешную обработку. По результатам 558 электропрогревов в Западной Сибири эффективных было 64,7 %, при этом на каждую эффективную обработку получено 336 т дополнительной нефти.

В ПАО НК «Роснефть» по данным 670 операций средняя эффективность составила 63 т дополнительной нефти на 1 обработку.

Тепловая обработка ПЗС с циклической закачкой пара, как правило, показывает большую эффективность, чем электропрогрев, но только при малых глубинах. При закачке пара количество тепловой энергии, введенной в пласт, зависит от глубины забоя, так как от устья до забоя происходят тепловые потери. По данным промысловых работ закачка пара с расходом 1 т/ч при глубине 800 м вообще оказывается неэффективной, так как на забой поступает практически холодный конденсат. Чем выше скорость закачки, тем меньше тепловые потери в НКТ. Теоретические и опытные оценки показывают, что лишь при темпах закачки 4 - 5 т/ч удается уменьшить тепловые потери в НКТ до 20 % от общего количества теплоты, подводимой к устью скважины при ее глубине около 800 м.

Таким образом, эффективность циклической закачки пара может быть высокой при малых глубинах.

Это хорошо подтверждается опытом закачки пара на Сахалине, где по данным 130 обработок ПЗС средняя эффективность обработки составила 385 т дополнительной нефти, тогда как при электропрогреве - только 63 т. Это объясняется как более глубоким прогревом пласта при закачке пара, так и глубиной скважин, которая составляла всего лишь 90 - 140 м.

Для паротепловой обработки ПЗС используются передвижные парогенераторные установки, отечественные ППГУ-4/120М, ДКВР-10/39 и зарубежные «Такума», KSK и др.

Передвижные парогенераторные установки имеют большой вес, состоят из нескольких блоков, нуждаются в прокладке к месту установки водяных и газовых линий и поэтому практически превращаются в стационарные котельные. Обычно они устанавливаются среди группы обрабатываемых скважин и соединяются с ними временными паропроводами.

Скважинное оборудование включает специальную термостойкую арматуру для обвязки устья скважин, термостойкий пакер для изоляции затрубного пространства, специальные трубные температурные компенсаторы для компенсации удлинении паропроводов НКТ и обсадной колонны.

Сопоставление результатов электропрогрева и циклической закачки пара по большому числу обработок показывает, что при обработке ПЗС паром на получение 1 т дополнительно добытой нефти расходуется в среднем в 2,8 раза больше теплоты, чем при электропрогреве (333 тыс. кДж на 1 т нефти при обработке паром и 120 тыс. кДж на 1 т нефти при электропрогреве).

Таким образом, к. п. д. циклических обработок паром ПЗС примерно в 3 раза ниже, чем при электропрогреве. Это объясняется потерями теплоты в стволе скважины при его закачке и возвратом большого количества теплоты вместе с конденсатом при пуске скважины после обработки.

Большой опыт паротепловой циклической обработки ПЗС накоплен на промыслах Башкирии, Краснодара и Сахалина, а также при шахтных методах добычи нефти в Ухте.

В Башкирии обрабатывались скважины глубиной 730 - 830 м, с дебитом 0,1 - 4 т/сут.

Продолжительность паротепловой обработки изменялась от 7,5 до 21 сут при средней 13,85 сут. Время выдержки после закачки пара 0,5 - 0,8 сут. Давление закачки пара на устье 0,24 - 4,5 МПа, в среднем 1,5 МПа. Температура на устье 125 - 256 °С, в среднем 186,4 °С. Расход пара на одну обработку 196 - 1904 т при среднем 568,6 т.

Температура на забое до обработки 13 - 18 °С, в среднем 16,19 °С. После обработки 72 - 256 °С, в среднем 123 °С. Средний дебит до обработки (по 25 скважинам) 1,212 т/сут при колебаниях от 0,1 до 4 т/сут.

Количество введенной в скважину теплоты на одну обработку 5,44 - 931,65 млн. кДж, в среднем 194,72 млн. кДж на 1 обработку. Продолжительность эффекта 48 - 1698 сут, в среднем 711,5 сут. Дополнительно добыто нефти от 28 до 1905 т/скв, в среднем 585 т/скв. Удельный расход пара 0,12 - 9,31 т/т при среднем удельном расходе пара 1,94 т/т.

Тепловая обработка ПЗС успешно применяется не только для интенсификации притока в добывающих скважинах, но и для нагнетательных скважин.

Тепловая обработка особенно важна при переводе добывающих скважин под нагнетание воды или, другими словами, для освоения нагнетательных скважин разрезающих рядов после отработки их на нефть. Особенно если пластовые температуры низкие и содержание парафинов и асфальтосмолистых веществ в нефти большое.

При освоении нагнетательных скважин на Арланском месторождении с помощью установки СУЭПС-1200 происходило не только увеличение приемистости нагнетательных скважин (примерно в 2,5 раза по сравнению со скважинами, не подвергавшимися электропрогрезу), но и существенно увеличился охват толщины пласта воздействия и происходило поглощение теми интервалами п пропластками, которые ранее воду не поглощали вовсе.

Такие результаты были получены при введении в пласт 8,4 - 10,4 млн. кДж теплоты от электронагревателя мощностью 10,5 кВт в течение 9 - 11 сут.

При тепловой обработке ПЗС иногда используются передвижные паровые установки ППУ для депарафинизации НКТ в скважинах и выкидных линиях. ППУ -- это прямоточный паровой котел небольшой производительности, установленный на шасси грузового автомобиля. Производительность такой установки 1 т/ч пара при давлении до 10 МПа. Температура уходящего пара до 310 °С.

Вследствие малой продуктивности для параллельной работы используют до шести ППУ. Это хотя и дает технологический эффект, но в конечном счете экономически не оправдывается.

2.8 Расчет тепловой обработки призабойной зоны пласта

Тепловая обработка пласта ведется методом теплового импульса путем предварительного обогрева призабойной зоны горячей водой или насыщенным водяным паром н последующего переноса созданной горячей зоны нагнетанием холодной воды, которая в пластовых условиях превращается в пар.

Рассчитать основные показатели тепловой обработки пласта. Исходные данные для расчета показателей тепловой обработки истощенного нефтяного пласта приведены в табл. 3.1

Таблица 2.3 - Таблица исходных данных для расчета показателей тепловой обработки пласта комбинированным методом

Наименование исходных параметров	Значение
Коэффициент теплопроводности неф- тесодержащнх пород	л, ккал/(м•°С•ч)	1
Удельная теплоемкость нефтесодержащих пород	С, ккал/(м3•°С)	550
Удельная теплоемкость насыщенных жидкостью пород	Сп. ккал/(м3•°С)	675
Удельная теплоемкость нагнетаемого рабочего агента	Сi. ккал/(м3•°С)	875
Среднее увеличение температуры пласта по сравнению с его нормальной температурой	ДT, °С	175
Радиус фронта температурной волны	rф, м	100
Радиус местоположения температурного импульса	r, м	50
Средняя толщина пласта	h, м	20
Коэффициент открытой пористости породы пласта	т	0.2
Расход нагнетаемого агента	Vi, м3/ч	17.5
Коэффициент приемистости нагнетательной скважины	К, м3/(кгс/см2)	24
Объем пласта, подвергаемого обработке	VП, м3	628•103
Прирост тепловой энергии в 1мл рабочего агента при Д7=175 °С	ДQi, ккал/ м3	154•103
Прирост тепловой энергии в 1м3 пласта при Д7=175 °С	ДQП, ккал/ м3	118.5•103

РЕШЕНИЕ

Удельные потерн тепловой энергии на 1м3 обработанной части пласта:

(2.1)

Коэффициент полезного действия теплоинжекцнонного процесса:

(2.2)

Среднее увеличение температуры пласта на расстоянии r от оси скважины:

(2.3)

Максимальная продолжительность теплоинжекцнонного процесса в часах:

(2.4)

Следовательно, темп закачки горячей воды должен быть равным:

(2.5)

Для успешного проведения теплоинжекцнонного процесса необходимо учитывать коэффициент приемистости нагнетательной скважины. В результате на забое скважины должна поддерживаться репрессия:

(2.6)

В некоторых случаях это давление может быть создано весом самого столба воды в скважине.

Выводы

Площадь работ расположена к югу от г. Мегиона и на юго-запад от г. Нижневартовска. Нефть - это смесь большого количества углеводородов и других органических веществ. Основную массу нефти составляют углеводороды трёх гомологических рядов - алканы, циклоалканы и арены.

Отложение парафина и асфальтосмолистых веществ происходит в ПЗС на расстояниях до 2,5 м от стенок скважины, т. е. в зоне наиболее резкого изменения давления. Это приводит к сильному увеличению фильтрационных сопротивлений и снижению дебитов скважин.

Тепловая обработка пласта ведется методом теплового импульса путем предварительного обогрева призабойной зоны горячей водой или насыщенным водяным паром н последующего переноса созданной горячей зоны нагнетанием холодной воды, которая в пластовых условиях превращается в пар.

ГЛАВА 3. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКИХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

3.1 Мероприятия по увеличению нефтеотдачи паротепловым способом обработки

Паротепловое воздействие на призабойную зону преследует цель прогрева ограниченной площади пласта, направленного на увеличение продуктивности скважин. При этом улучшаются фильтрационные характеристики, снижается вязкость нефти, изменяйся смачиваемость горных пород, увеличивается подвижность нефти, активизируется режим растворенного газа.

Тепловое воздействие на призабойную зону может быть осуществлено путем электропрогрева или закачкой пара. Нагнетание пара в пласт производят в режиме циклической закачки его в добывающие скважины, выдержкой их в течение некоторого времени и последующего отбора продукции из этих же скважин. При данной технологии достигается прогрев нефтесодержащего пласта в призабойной зоне скважин, наряду со снижением вязкости повышается пластовое давление, происходит очистка призабойной зоны от смолистых веществ и восстановление ее проницаемости, в результате чего увеличивается приток нефти к скважинам, значительно облегчается подъем продукции по стволу скважины, увеличивается охват пласта вытеснением.

Технология пароциклического воздействия на пласт заключается в последовательной реализации трех операций (этапов)

Этап 1. В добывающую скважину в течение двух-трех недель закачивается пар в объеме 30-100 т на один метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. При этом происходит нагревание скелета пласта, содержащейся в нем нефти, температурное расширение всех компонентов, повышение давления в призабойной зоне.

Этап 2. После закачки пара скважину закрывают на «паропропитку» и выдерживают для конденсации пара и перераспределения насыщенности в пласте. В этот период происходит выравнивание температуры между паром, породами пласта и насыщающих его флюидов.

Этап 3. После выдержки скважину пускают на режим отбора продукции, при котором эксплуатацию ведут до предельного рентабельного дебита.

1. Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяющейся от температуры пара до температуры начала конденсации (400-200 °С), в которой происходят экстракция из нефти легких фракций (дистилляция нефти) и перенос (вытеснение) их паром по пласту, т. е. совместная фильтрация пара и легких фракций нефти.

2. Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется от температуры начала конденсации (200 °С) до пластовой, а горячий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции и нефть.

3. Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой.

Зоны пара и горячего конденсата по мере продолжения процесса расширяются, а 3 зона с начальной пластовой температурой сокращается. В итоге, зона горячего конденсата, а затем и зона пара могут достигнуть добывающих скважин.

Тогда горячая вода и пар прорываются в скважины и извлекаются с нефтью на поверхность.

После этого продолжение процесса нагнетания пара практически нецелесообразно.

При нагреве пласта происходят дистилляция нефти, снижение вязкости и объемное расширение всех пластовых агентов, изменение фазовых проницаемостей, смачиваемости пласта и подвижностей нефти и воды и др.

Основную долю эффекта вытеснения нефти (40-50 %) обеспечивает снижение вязкости нефти, затем - дистилляция нефти и изменение подвижностей (по 18-20 %) и в меньшей мере - расширение нефти и смачиваемость пласта.

Технология и система разработки.

Продвижение по пласту зон пара и горячего конденсата сопровождается потерями, уходом теплоты из нефтяного пласта в окружающие породы, которые пропорциональны температуре этих зон на границе с окружающими породами, температуре на поверхности контакта с ними, продолжительности контакта и др. При малой толщине нефтяного пласта на границе с окружающими породами всегда будет высокая температура, относительная поверхность теплообмена (по отношению к объему пласта) также будет очень большой, вследствие чего при больших расстояниях между скважинами применение пара неэффективно.

Поэтому для оптимальной технологии и систем вытеснения нефти паром характерно то, что способствует сокращению потерь теплоты и достижению более полного и равномерного прогрева всего объема залежей.

С этой целью для этого метода выбирают нефтяные пласты с достаточно большой толщиной (15 м и более), вскрывают их в нагнетательных скважинах в средней части, системы размещения скважин принимают площадные с плотностью сетки от 1-2 до 4-8 гаскв, обеспечивает максимально высокий темп нагнетания пара с чередующейся закачкой пара и воды, после достаточного прогрева пластов переходят на их заводнение и др.

Реализуемые проекты. Вытеснение нефти из пластов паром получило широкое применение во всех странах, разрабатывающих месторождения с высокой вязкостью нефти. Этот метод увеличения нефтеотдачи пластов имеет определенную область применения, достаточно хорошо изучен и испытан, подготовлен к промышленному применению и, без сомнения, будет широко применяться при наличии соответствующих экономических условий и технических средств. Вытеснение нефти тепловой оторочкой, перемещаемой по пласту нагнетанием вслед за паром холодной воды, было реализовано на месторождении Оха Эта технология обладает значительной эффективностью и теперь применяется в промышленном объеме в достаточно широком диапазоне геолого-физических свойств для залежей нефти в песчаниках, ранее разрабатываемых на естественных режимах истощения Метод вытеснения нефти паром в карбонатных коллекторах испытан незначительно.В настоящее время метод испытывается в промышленных условиях на 12 месторождениях (16 объектов разработки).

Испытываются различные модификации метода: вытеснение нефти паром, циклическое паротепловое воздействие на пласты, сочетание закачки пара в пласты с паротепловыми обработками призабойных зон добывающих скважин и т. д. За счет метода извлекается более 1 млн т/год нефти.

С 1982 г крупный промышленный проект вытеснения нефти паром осуществляется на месторождении Каражанбас. Пар закачивается в 27 нагнетательных скважин. Объем закачки пара превышает 400 тыс т/год, а добыча нефти за счет метода - более 150 тыс т/год.

Эффективность процесса на месторождении установлена, масштабы применения метода расширяются. В США широко применяется пар на месторождениях с высокой вязкостью нефти. Метод позволяет извлекать более 6 млн т/год нефти, а совместно с пароциклическими обработками - более 12 млн т/год. В Венесуэле нефть при помощи вытеснения паром добывают на месторождениях с высоковязкой нефтью в районе оз. Маракаибо (Тиа Хуана, Боливар и др.) в объеме более 1 млн т/год, а совместно с пароциклическими обработками - около 7 млн т/год.

QB - содержание воды в продукции; QH - добыча нефти;

Qпар - закачка пара; nн - число нагнетательных скважин

Технологический эффект зависит от равномерности прогрева пласта и степени использования теплоты для прогрева пласта, и жидкостей.

Применение пара на месторождениях с глубиной залегания высокопроницаемых пластов не более 500-800 м и вязкостью нефти выше 200-1000 мПа*с потенциально может обеспечить конечную нефтеотдачу пластов до 50-55 % против возможных 15-18 % при заводнении.

Однако при неэффективной технологии процесса или при неподходящих (трещиноватых, с малой нефтенасыщенностью) объектах увеличение конечной нефтеотдачи пластов от применения пара может быть столь несущественным, что не компенсирует даже расхода нефти на производство пара.

При сжигании 1 т нефти в парогенераторах можно получить до 13-15 т пара.

На некоторых месторождениях, например, Бостон в Средней Азии, до 10 т пара расходовалось для получения 1 т нефти из пласта.

Ясно, что такой процесс не может быть эффективным.

При благоприятных условиях вытеснения нефти паром расходуется всего 2,5-3,5 т пара на 1 т дополнительной добычи нефти.

Такую удельную эффективность процесса вытеснения нефти паром можно считать удовлетворительной, так как за счет 1 т нефти, сожженной в парогенераторе, можно получить 4-5 т нефти из пласта.

Технологическую эффективность метода можно увеличить закачкой перед паром оторочки углеводородного растворителя, если он не вызывает выпадения асфальтенов в пласте.

Экономическая эффективность вытеснения высоковязкой нефти паром определяется его стоимостью, ценой нефти, удельной эффективностью процесса, расходом пара на 1 т добычи дополнительной нефти. Затраты на добычу 1 т нефти могут составлять от 15-20 до 30-50 руб.

Эффект в добыче нефти от применения пара проявляется очень быстро:

- через 1 -1,5 года после закачки, затем в течение 2-4 лет поддерживается постоянным,

- после чего резко падает за 2-3 года до экономического предела (рис. 2).

Недостатки, ограничения, проблемы:

К недостаткам метода вытеснения нефти паром следует прежде всего отнести необходимость применения высококачественной чистой воды для парогенераторов, чтобы получить пар с насыщенностью 80 % и теплоемкостью 5000 кДж*кг.

В воде, питающей парогенератор, должно содержаться менее 0,005 мг/л твердых взвешенных частиц и полностью должны отсутствовать органические вещества (нефть, соли), растворенный газ (особенно кислород), а также катионы магния и кальция (нулевая жесткость).

Обработка воды химическими реагентами, умягчение, удаление газов, обессоливание требуют очень больших расходов, иногда достигающих 30-35 % от общих расходов на производство пара.

Вытеснение нефти паром из песчаных пластов после прогрева и подхода фронта пара к добывающим скважинам сопровождается выносом песка, а из глинистых пластов - снижением их проницаемости, что создает дополнительные трудности.

Отношение подвижностей пара и нефти хуже, чем отношение подвижностей воды и нефти, поэтому охват пласта вытеснением паром ниже, чем при заводнении, особенно в случае вязкостей нефти более 800-1000 мПа*с.

Повышение охвата пластов процессом вытеснения нефти паром - одна из основных проблем, требующих решения.

Другая, наиболее сложная проблема при применении пара - сокращение потерь теплоты через обсадные колонны нагнетательных скважин, которые в обычных условиях достигают 3-4 % на каждые 100 м глубины скважины.

При больших глубинах скважин (1000 м и более) потери теплоты в нагнетательных скважинах могут достигать 35-45 % и более от поданной на устье скважины, что сильно снижает экономическую эффективность процесса.

Термоизоляция паронагнетательных труб особенно в глубоких скважинах снижает эти потери, но при этом встречаются технические трудности.

Цементация колонны должна осуществляться до самого устья скважины.

Цемент должен быть расширяющимся со специальными добавками (до 30-60 % кремнезема), термостойким.

Все сказанное обусловливает основное ограничение на применение метода -глубина не более 800-1000 м.

С повышением темпа нагнетания пара потери теплоты резко снижаются.

Метод вытеснения нефти паром практически совсем не испытан в карбонатных коллекторах.

Взаимодействие пара с карбонатными породами будет вызывать их диссоциацию (разложение), сопровождающуюся образованием углекислого газа, кальция, магния и др.

Хотя наличие углекислого газа в пласте может улучшать процесс вытеснения нефти паром, не исключена возможность засорения пористой среды образовавшимися твердыми веществами, т. е. снижения продуктивности пластов.

Методу вытеснения нефти паром отводится роль основного, наиболее эффективного способа извлечения остаточных запасов высоковязкой нефти.

По-своему механизму и многообразию происходящих в пласте процессов при вытеснении нефти паром этот метод может претендовать на наиболее универсальный из всех известных для высоковязких нефтей.

В будущем никаких радикальных изменений в технологии метода не произойдет.

Изменятся лишь меры, направленные на повышение охвата пластов тепловым воздействием и на замену нефти в парогенераторах низкокалорийным топливом (торф, уголь и др.).

В США, располагающих большими запасами высоковязкой нефти, за счет применения этого метода в будущем предполагают извлечь более 1,3 млрд т, т. е. до 30 % всех дополнительных запасов, извлекаемых третичными методами.

Потенциально методом может быть извлечена большая доля известных запасов нефти, отвечающих критериям его применимости.

Технология:

Циклическое нагнетание пара в пласты или пароциклические обработки добывающих скважин либо пароциклическую стимуляцию скважин осуществляют периодическим прямым нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей эксплуатацией тех же скважин для отбора из пласта нефти с пониженной вязкостью и сконденсированного пара.

Цель этой технологии заключается в том, чтобы прогреть пласт и нефть в призабойных зонах добывающих скважин, снизить вязкость нефти, повысить давление, облегчить условия фильтрации и увеличить приток нефти к скважинам.

Механизм процессов, происходящих в пласте, сложный и сопровождается теми же явлениями, что и вытеснение нефти паром, но дополнительно происходят противоточная капиллярная фильтрация, перераспределение в микронеоднородной среде нефти и воды (конденсата) во время выдержки без отбора жидкости из скважин.

При нагнетании пара в пласт он внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта.

Во время выдержки в прогретой зоне пласта происходит активное перераспределение насыщенности за счет капиллярных сил: горячий конденсат замещает маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых линз (слоев) в крупные поры и высокопроницаемые слои, т. е. меняется с ней местами.

Именно такое перераспределение насыщенности пласта нефтью и конденсатом и является физической основой процесса извлечения нефти при помощи пароциклического воздействия на пласты.

Без капиллярного обмена нефтью и конденсатом эффект от пароциклического воздействия был бы минимальным и исчерпывался бы за первый цикл.

Технология пароциклического воздействия. Технология пароциклического воздействия на пласты состоит в следующем.

В добывающую скважину в течение 2-3 недель (максимум 1 мес.) закачивают пар в объеме 30-100 т/ 1 м толщины пласта.

Объем закачиваемого пара должен быть тем больше, чем больше вязкость пластовой нефти и чем меньше пластовой энергии имеется для ее движения.

После закачки пара скважину закрывают и выдерживают в течение 1-2 недель - периода, необходимого для завершения процесса тепло- и массообмена, капиллярного противотока, перераспределения нефти и воды в пористой среде.

Чем меньше пластовой энергии в пласте, тем меньше должен быть период выдержки, чтобы использовать давление пара для добычи.

Затем скважину эксплуатируют до предельного рентабельного дебита нефти в течение 8-12 недель.

Полный цикл занимает 3- 5 мес. и более.

Вслед за 1м осуществляют 2й и последующие циклы с большей продолжительностью выдержки.

Обычно всего бывает 5 - 8 циклов за 3 - 4 года, иногда до 12-15 циклов, после которых эффект от пароциклического воздействия иссякает и уже не оправдывает расходов на пар.

Так как этим способом невозможно доставить теплоту на большую глубину, сетка размещения скважин должна быть достаточно плотной (не более 1-2 гаскв).

Эффективность от пароциклического воздействия на пласты выражается:

- в очистке, прогреве призабойной зоны пласта, повышении ее проницаемости, снижении вязкости нефти;

- в повышении дебита скважин и их продуктивности;

- в увеличении охвата дренированием призабойных зон пласта и, за счет этого, конечной нефтеотдачи, которая может достигать 10-12 и даже 25-30 % (Боливар, Венесуэла) против 3-4 % без воздействия паром.

В первых циклах на 1 т закачанного пара можно добывать до 10-15 т нефти.

В последних циклах это отношение снижается до 0,5-1 т, составляя в среднем 1,5-2,5 т.

Преимущества этого метода заключаются в том, что эффект от нагнетания пара получается сразу же (практически с начала применения процесса) после прекращения закачки пара в скважину.

К недостаткам метода относится то, что периодическое нагревание и охлаждение обсадной колонны может вызвать нарушения этой колонны в резьбовых соединениях и цементного камня за колонной.

Ограничения на применение пароциклической стимуляции скважин накладывают прежде всего глубина залегания пласта (менее 500-800 м), его толщина (не менее 7-8м) и пористость пласта (не менее 25 %), иначе будут большие бесполезные потери теплоты.

Будущее пароциклического воздействия на призабойные зоны пласта с высокой вязкостью нефти неразрывно связано с применением тепловых методов разработки нефтяных месторождений.

Вытеснение нефти паром или внутрипластовым горением не может быть эффективным без пароциклического стимулирования скважин, без обеспечения нормальных условий притока нефти в добывающих скважинах.

В условиях совместного применения тепловых методов разработки месторождений с пароциклическим стимулированием добывающих скважин значительная доля эффекта (до 40-50 %) по праву будет принадлежать пароциклическим обработкам скважин.

Такое сочетание вытеснения нефти паром и пароциклической стимуляции добывающих скважин наиболее широко применялось на месторождениях Керн Ривер, Сан Адро, Вайг Вольф с высокой вязкостью нефти (Калифорния, США).

Нефтяные пласты этих месторождений залегают на глубине 200-600 м.

Толщина пласта составляет 25-70 м, вязкость нефти - более 3000 мПа-с.

Геологические запасы оцениваются в несколько млрд тонн. С середины 1960х гг на месторождениях Калифорнии применяются вытеснение нефти паром и пароциклические обработки более 2500 скважин /год.

За счет этих 2 методов извлекаемые запасы нефти увеличиваются до 35-37 % от геологических.

На месторождениях с малой толщиной пластов, с трещиноватыми пластами и другими условиями, неблагоприятными для тепловых методов разработки, пароциклическая стимуляция добывающих скважин будет применяться самостоятельно (без применения других методов воздействия).

3.2 Расчёт экономической эффективности паротепловой обработки

Произведем расчет экономической эффективности применения обработки паром, для этого воспользуемся исходными данными для расчета из таблицы 3.1.

Таблица 3.1 - Исходные данные для расчета экономической эффективности

Показатели	Значение
Стоимость проведения мероприятия, тыс.руб.	350
Среднесуточный прирост на 1 скважину, т /сут.	14
Количество скважин, шт	1
Коэффициент эксплуатации скважин, д. ед.	0,977
Коэффициент изменения дебита, д. ед.	0,955
Доля условно-переменных затрат в себестоимости нефти, %	63,2
Ставка дисконта, %	8
Расчетный период, квартал	4
Себестоимость 1т нефти, руб.	9950
Цена 1т нефти, руб.	20400

Увеличение добычи нефти рассчитывается по формуле:

ДQ = Дq • N • Тк • Кэ • (3.1)

где Дq - среднесуточный дебит;

N - число скважин;

Кэ - коэффициент эксплуатации скважин;

Тк - время работы скважины после обработки

ДQ1кв = 14 • 1 • 0,977 • 1 = 1231,02 т/сут.

ДQ2кв = 14 • 1 • 0,977 • 2 = 2462,04 т/сут.

ДQ3кв = 14 • 1 • 0,977 • 3 = 3693,06 т/сут.

ДQ4кв = 14 • 1 • 0,977 • 4 = 4924,08 т/сут.

Рассчитываем прирост выручки от реализации дополнительного объема нефти можно определить по формуле:

ДВ = ДQ • Цн (3.2)

где Цн - цена 1 т нефти

ДВ1кв = 1231,02 • 20400 = 25 112 808 руб.

ДВ2кв = 2462,04 • 20400 = 50 225 616 руб.

ДВ3кв = 3693,06 • 20400 = 75 338 424 руб.

ДВ4кв = 4924,08 • 20400 = 100 451 232 руб.

Текущие затраты на дополнительную добычу нефти рассчитываем по формуле:

ДИдоп = ДQ • с/с • dуп ч 100 (3.3)

где с/с - себестоимость 1 т нефти, руб.

dуп - доля условно-переменных затрат в себестоимости нефти, %

ДИдоп1 = 1231,02 • 9950 • 63,2 ч 100 = 7 741 020,4 руб.

ДИдоп2 = 2462,04 • 9950 • 63,2 ч 100 = 15 482 040,8 руб.

ДИдоп3 = 3693,06 • 9950 • 63,2 ч 100 = 23 223 061,2 руб.

ДИдоп3 = 4924,08 • 9950 • 63,2 ч 100 = 30 964 081,6 руб.

Рассчитываем затраты на проведение мероприятия

Имер = С1скр ? Nскв ? (3.4)

где С1скр- - стоимость одной скважино-операции , руб

Nскв - количество скважино-операций ,ед

Имер 1 кв = 350000 • 1 = 350000 руб.

Имер 2 кв = 350000 • 1 = 350000 руб.

Имер 3 кв = 350000 • 1 = 350000 руб.

Имер 4 кв = 350000 • 1 = 350000 руб.

Рассчитываем общие текущие затраты по формуле:

Иобщ = Идоп + Имер (3.5)

где Идоп - текущеие затраты на дополнительную добычу нефти, тыс. руб.;

Имер - затраты на проведение мероприятия, тыс. руб.

Иобщ1 кв = 7 741 020,4 + 350000 = 8 091 020,4 руб.

Иобщ2кв = 15 482 040,8 + 350000 =15 832 040,8 руб.

Иобщ3кв = 23 223 061,2 + 350000 = 23 573 061,2 руб.

Иобщ3кв = 30 964 081,6 + 350000 = 31 314 081,6 руб.

Рассчитываем налогооблагаемую прибыль.

ДПнал =ДВ - ДИ - Ам - Ним (3.6)

где ДВ - выручки от реализации, руб.

ДИ - общие текущие затраты, руб

Ним - налог на имущество, руб.

Пнал.обл1кв = 25 112 808 - 8 091 020,4 - 0 = 15 982 044,04 руб.

ДПналобл2кв= 50 225 616 - 15 832 040,8 - 0 = 31 964 088,08 руб.

ДПналобл3кв= 75 338 424 - 23 573 061,2 - 0 = 47 946 132,12 руб.

ДПналобл4кв= 100 451 232 - 31 314 081,6 - 0 = 63 928 176,16 руб.

Рассчитываем налог на прибыль.

Нпр = ДПнал • Nпр ч 100 (3.7)

где Нпр - ставка налога на прибыль, % (принять 20 %).

Нпр1кв = 15 982 044,04 • 20% ч 100 = 191 784,5 руб.

Нпр2кв = 31 964 088,08 • 20% ч 100 = 383 569 руб.

Нпр3кв = 47 946 132,12 • 20% ч 100 = 575 353,5 руб.

Нпр3кв = 63 928 176,16 • 20% ч 100 = 767 138 руб.

Рассчитываем прирост суммы налоговых выплат

Нt = Нимt + Нпрt (3.8)

ДН1кв= 191 784,5 + 0 = 191 784,5 руб.

ДН2кв= 383 569 + 0 = 383 569 руб.

ДН3кв= 575 353,5 + 0 = 575 353,5 руб.

ДН4кв= 767 138 + 0 = 767 138 руб.

Рассчитываем прирост годовых текущих доходов

ДТД = ДВ - ДИ - ДN - К (3.9)

где: ДN- прирост суммы налоговых выплат, руб.

К - капитальные затраты

ДТД1кв = 25 112 808 - 8 091 020,4 - 350000 - 191 784,5 = 16 480 003,1 руб.

ДТД2кв = 50 225 616 - 15 832 040,8 - 350000 - 383 569 = 33 660 006,2 руб.

ДТД3кв = 75 338 424 - 23 573 061,2 - 350000 - 575 353,5 = 50 840 009,3 руб.

ДТД4кв = 100 451 232 - 31 314 081,6 - 350000 - 767 138 = 69 554 288,4 руб.

Накопленный текущий доход или чистый текущий доход определим по формуле:

ЧТД t = ТД t (3.10)

ЧТД1кв = 16 480 003,1 руб.

ЧТД2кв = 33 660 006,2 руб.

ЧТД3кв = 50 840 009,3 руб.

ЧТД4кв = 69 554 288,4 руб.

Рассчитываем коэффициент дисконтирования

а5a=(1+Енп)?1 , (3.11)

где Енп - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (0,08).

1 = (1+0,08)?1 = 0,925

2 = (1+0,08)?2 = 0,857

3 = (1+0,08)?3 = 0,793

4 = (1+0,08)?4 = 0,735

Рассчитываем дисконтированный текущий доход

ДТД t = TД t • - Kt • at, (3.12)

ДТД1кв = 16 480 003,1• 0,925 = 15 229 810,8 руб.

ДТД2кв = 33 660 006,2 • 0,857 = 28 520 377,8 руб.

ДТД3кв = 50 840 009,3 • 0,793 = 39 724 526,9 руб.

ДТД4кв = 69 554 288,4 • 0,735 = 49 177 851,3 руб.

Рассчитываем чистую текущею стоимость.

ЧТС t = ДТД t (3.13)

ЧТС1кв = 15 229 810,8 руб.

ЧТС2кв = 43 750 188,6 руб.

ЧТС3кв= 83 474 715,5 руб.

ЧТС4кв= 132 652 566,8 руб.

Результаты расчета сведены в таблицу 3.3. Профили чистых текущих доходов и чистой текущей стоимости построены на рис. 3.1

Таблица 3.3 - Расчет экономических показателей, тыс.руб

Показатель	1кв	2кв	3кв	4кв	сумма
Прирост добычи нефти, т	1231,02	2 462,04	3 693,06	4 924,08	12 310,2
Прирост выручки от реализации	25 112 808	50 225 616	75 338 424	100 451 232	251 128 080
Текущие затраты	8 091 020	15 832 040	23 573 061	31 314 081	78 810 204
Прирост прибыли от реализации	17 021 787	34 393 575	51 765 362	69 137 150	172 317 876
Налог на прибыль	191 784	383 569	575 353	767 138	1 917 845
Текущий доход	16 480 003	33 660 006	50 840 009	69 554 288	170 534 307
Чистый текущий доход	16 480 003	50 140 009	100 980 018	170 534 307	Х
Коэффициент дисконтирования	0,925	0,857	0,793	0,735	Х
Дисконтированный ТД	15 229 810	28 520 377	39 724 526	49 177 851	132 652 567
Чистая текущая стоимость	15 229 811	43 750 189	83 474 716	132 652 567	Х



Рисунок 3.1 Профиль чистых текущих доходов и чистой текущей стоимости

Вывод: Как показал расчет экономической эффективности, отрицательные значения ЧТД и ЧТС отсутствуют. На расчетный счет предприятия за рассматриваемый период поступят денежные средства в сумме 170 534 тыс. рублей, а с учетом фактора времени, то есть дисконтирования,

132 652 тыс. рублей. Чистая текущая стоимость положительная, то есть ЧТС 0, а это является критерием эффективности проекта.

3.3 Мероприятия по охране труда и охране окружающей среды

Эффективные мероприятия по организации охраны труда на предприятиях нефтегазового комплекса являются анкета работников компании и подрядных организаций по безопасному выполнению опасных работ, стимулирование добросовестных работников путем начисления дополнительного денежного вознаграждения, аудит безопасности поведения.

Одной из основных задач, на месторождении является объединение экологически чистых и энерго-, ресурсосберегающих технологий.

Использование передовых технологий по сбору, транспорту и подготовке нефти, газа и воды, обеспечивающее снижение ущерба окружающей среде состоит в:

- отказе от потребления пресных вод открытых источников (рек, озёр) для нужд ППД;

- использование газлифтного способа добычи нефти;

- создание централизованных пунктов переработки нефти, которые приводят к сокращению протяженности коррозионно-опасной системы нефтесбора и снижение коррозионно-опасных участков напорных нефтепроводов и увеличение участков напорных нефтепроводов мало агрессивной товарной нефти;

Исключается размещение нефтегазопромысловых объектов на участках:

- спелого и перестойного высокоствольного сильно захламлённого леса с преобладанием или значительным содержанием темнохвойных пород, являющихся местами локализации основного воспроизводства популяций соболя и белки;

- перехода спелых сосновых и сосновых с кедром лесов в сосноворямовые комплексы, являющиеся местами размещения глухариных токовищ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, при том что потребление нефтепродуктов во всем мире растет из года в год.

Сегодня нефтегазовая промышленность имеет ключевое значение. Это основная отрасль, поставляющая различные виды топлива для транспортных средств, машин и механизмов, печей и котельного оборудования. Кроме того, нефтяное и газовое сырье является основным сырьем для предприятий нефтехимического и химического комплекса.

Перспективы развития нефтегазового комплекса связаны с огромными потенциальными ресурсами нефти и газа, которые залегают в недрах и еще не разведаны. К ним относятся большие площади перспективных земель, как в пределах суши, так и на акваториях, где имеются предпосылки для обнаружения значительных скоплений нефти и газа.

Данная дипломная работа является хорошим практическим опытом для дальнейшей самостоятельной деятельности. За время написания курсовой работы я познакомился с новыми интересными фактами. Закрепил свои теоретические знания на практике, лучше ознакомился со своей профессией.

Выполненная дипломная работа позволяет сформулировать ряд выводов:

1. Результативность добычи сырья из пластов определяется современными методами разработки залежей. На сегодняшний день извлечение углеводородов считается неудовлетворительным, учитывая то, что их использование постоянно увеличивается

2. Тепловые методы повышения нефтеотдачи представляют собой способы улучшения притока «черного золота».

Это непосредственно методы повышения функционирования установок, находящихся в действии, которые основываются на увеличении температуры искусственным образом в их стволе и зоне, примыкающей к нему

3. Среди важнейших видов промышленной продукции одно из главных мест занимают нефть, газ и продукты их переработки.

4. Орехово-Ермаковское нефтяное месторождение расположено на территории Нижневартовского района Ханты-мансийского автономного округа Тюменской области, которое является одним из крупных месторождений Западной Сибири.

5. Существующие методы увеличения нефтеотдачи имеют свою классификацию. Такие способы характеризуются эффектом, имеющим направленное действие.

6. Эффективные методы по охране труда и мероприятия по охране окружающей среды являются важной частью при работе на месторождениях и должны соблюдаться всеми сотрудниками и работниками организация.

7. Паротепловое воздействие на призабойную зону преследует цель прогрева ограниченной площади пласта, направленного на увеличение продуктивности скважин.

8. Тепловое воздействие на призабойную зону может быть осуществлено путем электропрогрева или закачкой пара. Нагнетание пара в пласт производят в режиме циклической закачки его в добывающие скважины, выдержкой их в течение некоторого времени и последующего отбора продукции из этих же скважин.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Особенности насосной добычи нефти на месторождениях Западной Сибири // Уразаков К.Р., Багаутдинов Н.Я., Атнабаев З.М. и др. - М.: ВНИИОЭНГ, 2018. - 56с.

2. Патент РФ № 2135743, МКИ Е21В37/06. Скважинная дозирующая насосная установка / Атнабаев З.М., Уразаков К.Р. Бюл.Изобретения Полезные модели. - 2018. - № 27.

3. Патент РФ № 2194853, МКИ Е21В47/00 Устройство для исследования скважин/ Чесноков В.А., Хасанов М.М., Атнабаев З.М. и др. Бюл.Изобретения Полезные модели. - 2018. - № 20.

4. Патент РФ № 2193694, МКИ F04D15/00, F04D13/00. Управляемая погружная электроцентробежная насосная установка / Шаньгин Е.С., Атнабаев З.М., Гумеров А.С. и др. Бюл.Изобретения Полезные модели. - 2018. - № 33.

5. Патент РФ № 2193696, МКИ F04D15/00, F04D13/00. Управляемая погружная электроцентробежная насосная установка / Шаньгин Е.С., Атнабаев З.М., Гумеров А.С. и др. Бюл.Изобретения Полезные модели. - 2018. - № 33.

6. Патент РФ № 2193695, МКИ F04D15/00, F04D13/00. Управляемая погружная электроцентробежная насосная установка с обратной связью/ Шаньгин Е.С., Атнабаев З.М., Гумеров А.С. и др. Бюл.Изобретения Полезные модели. - 2018. - № 27.

7. Ибрагимов Н.Г., Е.И. Ишемгужина Осложнения в нефтедобыче, Уфа, 2018

8. Рогачев М.К., Стриженев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2018. - 295 с.

9. Тронов В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними., изд-во «Недра», 2018. 192 стр.

10. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. - ООО «Недра-Бизнес

11. Хавкин А.Я. Основы нефтегазодобычи / Учебное пособие - М., ИИКИ, 2018. - 399 с.;

12. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований; Удмуртский госуниверситет. 2018, 720.

13. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2018. - 816 с.

14. Коршак А.А., Шаммазов A.M. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2018 - 544 с.

15. Переверзев А.Н. Производство парафинов. / А.Н. Переверзев, Н.Ф. Богданов, Ю.Н. Рощин - М., 2018. - 224 с.

16. Иванова Л.В. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения / Л.В. Иванова, Е.А. Буров, В.Н. Кошелев // Нефтегазовое дело. - 2018.- № 1.-С. 268-274.

17. Кирбижекова Е.В. Исследование состава АСПО при образовании обратных водонефтяных эмульсий / И.В. Прозорова, Н.В. Юдина // Вестник ТГУ.- 2018.-№ 338. - С. 257-262.

18. Шарифуллин А.В. Особенности структурно-группового состава АСПО / А.В. Шарифуллин, Л.Р. Байбекова, Л.И. Фаррахова // Вестник Казанского технологического университета - №5. - 2018.- С. 190-197.

19. Минеев Б.П. Два вида парафина, выпадающего на подземном оборудовании скважин в процессе добычи нефти / Б.П. Минеев, О.В. Болигатова // Нефтепромысловое дело. - 2018.-№ 12.- С. 41- 43.

20. Табакаева Л.С. Влияние газосодержания нефти на формирование АСПО в подъемнике скважины / Л.С. Табакаева, А.В. Сорокин // Бурение и нефть - 2018.- №2.- С.25-26.

21. Маркин А.Н. Нефтепромысловая химия: Аналитические методы / А.Н. Маркин, Р.Э. Низамов, С.В. Суховерхов // Владивосток: Дальнаука. - 2018.- 156 с.

22. ГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Общие технические условия

23. Бабалян Г.А. Борьба с отложениями парафина. / Г.А. Бабалян - М.: Недра, 2018. - 340 с.

24. Химия нефти и газа: учебное пособие для вузов / А.И. Богомолов, А.А. Гайле, В.В. Громова [и др.]; Санкт-Петербург: Химия, 2018.- 448с.

25. Химия нефти / И.Ю. Батуева, А.А. Гайле, Ю.В. Поконова [и др.]; Л.: Химия, 2018. -- 360 с.

Размещено на Allbest.ru

...