Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин в условиях намагниченности подземного оборудования: на примере Урманского нефтяного месторождения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Кузьмин, Максим Игоревич

  • Кузьмин, Максим Игоревич
  • кандидат технических науккандидат технических наук
  • 2013, Санкт-Петербург
  • Специальность ВАК РФ25.00.17
  • Количество страниц 203
Кузьмин, Максим Игоревич. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин в условиях намагниченности подземного оборудования: на примере Урманского нефтяного месторождения: дис. кандидат технических наук: 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Санкт-Петербург. 2013. 203 с.

Оглавление диссертации кандидат технических наук Кузьмин, Максим Игоревич

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ НАМАГНИЧЕННОСТИ ИХ ПОДЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

1.1 Геолого-физические условия разработки Урманского нефтяного месторождения

1.2 Анализ причин коррозионного разрушения НКТ в нефтяных скважинах Урманского месторождения

1.2.1 Классификация типов представленных коррозионных повреждений на Урманском месторождении

1.2.2 Факторы, определяющие коррозионную агрессивность нефтепромысловых сред

1.2.3 Обзор проблемы коррозии подземного оборудования скважин

1.2.4 Сбор данных по коррозионным и не коррозионным скважинам. Оценка сравнительной коррозионной агрессивности среды (по скорости коррозии) по представительным скважинам

1.2.5 Определение доминирующих и дополнительных осложняющих коррозионных факторов по результатам лабораторных и промысловых исследований. Ранжирование по степени их действия

1.3 Экспериментальные и промысловые исследования по определению величины намагниченности НКТ в нефтяных скважинах

1.3.2 Выявление дополнительных факторов ускоренной коррозии НКТ. Исследования магнитных свойств НКТ

1.3.3 Исследования характера и установление абсолютных величин намагниченности НКТ, определение направления магнитного поля НКТ

Выводы к главе 1

ГЛАВА 2 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ НАМАГНИЧЕННОСТИ НКТ НА СКОРОСТЬ ИХ КОРРОЗИИ

2.1 Аппаратура и методика коррозионных испытаний

2.2 Исследование влияния магнитного поля на скорость коррозии металла

2.3 Исследование влияния магнитного поля на защитное действие ингибиторов коррозии

металла

Выводы к главе 2

ГЛАВА 3 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ МАГНИТНОГО ПОЛЯ НА РЕОЛОГИЧЕСКИЕ

СВОЙСТВА НЕФТИ И ТЕМПЕРАТУРУ НАСЫЩЕНИЯ ЕЕ ПАРАФИНОМ

3.1 Исследование влияния магнитного поля на реологические свойства нефти

3.1.1 Методика исследования влияния магнитного на реологические свойства нефти

3.1.2 Результаты исследования влияния магнитного поля на реологические свойства нефти

3.2 Исследование влияния магнитного поля на температуру насыщения нефти парафином

3.2.1 Методика обработки нефти импульсным магнитным полем

3.2.2 Методика исследования условий образования и выпадения парафинов в нефти

3.2.3 Методика проведения лабораторных экспериментальных исследований

3.2.4 Результаты исследования условий образования и выпадения парафинов в нефти

Выводы к главе 3

ГЛАВА 4 ПУТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПОВЫШЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ НАМАГНИЧЕННОСТИ ПОДЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

4.1 Технология ингибиторной защиты внутрискважинного оборудования в условиях его намагниченности

4.1.1 Сравнительная оценка применяемой технологии ингибиторной защиты от коррозии на Урманском нефтяном месторождении

4.1.2 Предлагаемая технология ингибиторной защиты от коррозии при эксплуатации скважин в условиях намагниченности подземного оборудования

4.2 Технология размагничивания насосно-компрессорных труб с помощью стандартного модуля

4.2.1 Решения проблемы принудительного размагничивания бурового инструмента в схожей области - бурение скважин

4.2.2 Предлагаемая технология принудительного размагничивания НКТ

Выводы к главе 4

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ (Перечень библиографических записей)

Рекомендованный список диссертаций по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», 25.00.17 шифр ВАК

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин в условиях намагниченности подземного оборудования: на примере Урманского нефтяного месторождения»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследований

Анализ работы внутрискважинного оборудования на нефтяных месторождениях позволяет сделать заключение о высокой актуальности выбранного направления исследований, особенно при условии ухудшения структуры запасов нефтегазодобывающих компаний, наряду с общей тенденцией старения фонда скважин. Публикации по теме в отраслевой отечественной и зарубежной литературе свидетельствуют, что проблема преждевременного отказа внутрискважинного оборудования по причине его коррозионного разрушения существует практически во всех нефтедобывающих регионах, несмотря на различия в условиях добычи, эксплуатации оборудования, состава добываемой продукции. По отношению к определяющим коррозионным факторам в условиях добычи в ЗападноСибирском и Северном регионах мнения расходятся. Одним из существенных неучтенных факторов, по нашему мнению, является намагниченность подземного оборудования, приобретенная в процессе его эксплуатации.

Актуальность исследований обусловлена ростом фонда нефтяных скважин, работающих в осложненных условиях коррозионного износа, связанного, в том числе с аномальной величиной намагниченности внутрискважинного оборудования во время его эксплуатации на нефтяных месторождениях. Кроме того магнитное поле способно оказывать существенное влияние на значение вязкости добываемого флюида, что в свою очередь должно учитываться при подборе оптимальных режимов работы подземного оборудования на подобных месторождениях.

В связи с этим актуальной научной и практической задачей становится разработка методов повышения технологической эффективности и эксплуатационной надежности внутрискважинного оборудования на таких месторождениях.

Вопросами повышения эффективной эксплуатации работы внутрискважинного оборудования в осложненных условиях занимались отечественные и зарубежные ученые Абдуллин И.Г., Амиян A.B., »Антипин Ю.В., Вахитов Г.Г., Гареев А.Г., Гариффулин Ф.С., Гафаров H.A., Гиббс Дж., Глущенко В.Н., Гоник A.A., Гопан А.И., Гюккель Э., О.А.Гумеров., Дебай П., Дроздов А.Н., Дэвис Л.Е., Заводнов С.Г., Зверев В.П., Зейгман Ю.В., Ибрагимов Н.Г., Каплан Л.С., Кашавцев В.Е., Лесин В.И., Ляпков П.Д., Мазепа Б.А., Маркин А.Н., Мирзаджанзаде А.Х., Мищенко И.Т., Намиот А.Ю., Оддо Дж.Е., Персиянцев М.Н., Петров A.A., Рагулин В.А., Рогачев М.К., Стифф Х.А., Сулейманов А.Б., Тронов В.П., Томсон М.В., Уразаков K.P., Филиппов В.Н., Хабибуллин З.А. и др.

Актуальность темы диссертационной работы подтверждается ее включением в план НИР по государственному контракту от «20» сентября 2010г № 14.740.11.0430, осуществляемого в рамках федеральной целевой программы «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009-2013 гг. по теме «Обоснование и разработка высокоэффективных экологически безопасных технологий повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти».

Целью диссертационной работы является повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин, работающих в осложненных условиях, связанных с намагниченностью подземного насосного оборудования.

Идея работы заключается в повышении эффективности эксплуатации нефтяных скважин, работающих в осложненных условиях, может быть обеспечено путем комплексного подхода в установлении факторов, влияющих на коррозионные процессы внутрискважинного оборудования и изменение реологических характеристик нефти, а также путем снижения негативного влияния намагниченности подземного насосного оборудования на данные процессы.

Задачи исследований:

1. Исследовать возможные причины аномально высокой намагниченности внутрискважинного оборудования в процессе эксплуатации нефтяных скважин.

2. Провести натурные исследования характера и величины намагниченности насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважинах коррозионного фонда.

3. Исследовать влияние намагниченности металла на скорость его коррозии, а также на защитное действие ингибитора коррозии.

4. Исследовать влияние магнитного поля на реологические свойства нефти и температуру насыщения ее парафином.

5. Разработать рекомендации по повышению эффективности эксплуатации нефтяных скважин в условиях намагниченности подземного оборудования.

Методы решения поставленных задач

В работе использованы теоретические и экспериментальные исследования. Экспериментальные исследования выполнены в соответствии со стандартными и разработанными методиками проведения экспериментальных исследований (исследование коррозионных процессов, величины намагниченности металла, оценка эффективности ингибирования процессов коррозии в условиях намагниченности металла и др.). Обработка экспериментальных данных проводилась с помощью методов математической статистики.

Научная новизна работы:

1. Установлена возрастающая экспоненциальная зависимость скорости коррозии металла (сталь 20) от величины его намагниченности.

2. Установлено снижение защитного действия ингибитора коррозии металла (сталь 20), представляющего собой смесь имидазолинов и амидоаминов высших жирных кислот, с ростом величины намагниченности металла.

3. Для нефти Урманского месторождения из карбонатных отложений палеозоя установлено увеличение температуры насыщения парафином и уменьшение вязкости при воздействии магнитного поля.

Защищаемые научные положения:

1. Применение установленных зависимостей скорости коррозии металла (сталь 20) и защитного действия ингибитора коррозии, представляющего собой смесь имидазолинов и амидоаминов высших жирных кислот, от величины намагниченности металла позволяет повысить эффективность технологий ингибирования коррозии внутрискважинного оборудования и тем самым повысить эффективность эксплуатации скважин в условиях намагниченности этого оборудования.

2. Применение установленных зависимостей температуры насыщения нефти парафином и ее вязкости от напряженности магнитного поля позволяет оптимизировать выбор режимов работы нефтяных скважин и повысить эффективность применения технологий борьбы с осложнениями (асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), вязкие нефти и водонефтяные эмульсии) в условиях намагниченности внутрискважинного оборудования.

Достоверность_научных_положений._выводов_и

рекомендаций подтверждена теоретическими и экспериментальными исследованиями с использованием современного высокотехнологичного оборудования (производства компаний «Vinci Technologies» и «Anton Paar»), достаточной сходимостью расчетных величин с экспериментальными данными, воспроизводимостью полученных результатов.

Практическое значение работы:

1. Установлены дополнительные факторы, оказывающие значительное влияние на процессы коррозионного разрушения внутрискважинного оборудования, эксплуатирующегося в условиях Урманского нефтяного месторождения.

2. Выявлены оптимальные технологии ингибирования процессов коррозии на Урманском нефтяном месторождении, а также предложены рекомендации по их применению.

3. Рекомендовано применение технологии принудительного размагничивания (уменьшения величины намагниченности) внутрискважинного оборудования при очередном подземном ремонте для снижения его преждевременного коррозионного разрушения.

4. Выявлено снижение вязкости нефти и увеличение температуры насыщения ее парафином при воздействии магнитного поля, что позволяет оптимизировать выбор режимов работы скважин в условиях намагниченности их подземного оборудования.

5. Результаты исследований используются в учебном процессе для специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» при изучении дисциплин «Разработка нефтяных и газовых месторождений» и «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин».

Апробация работы

Основные положения, результаты экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались на Межвузовской научно-практической конференции «Оценка месторождений полезных ископаемых с падающим объемом добычи в условиях исчерпания запасов» (г. Санкт-Петербург, СПГТИ (ТУ), 2011); I Научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ООО «Газпромнефть НТЦ» (г. Санкт-Петербург, ГПН НТЦ, 2012); Международном семинаре «Неньютоновские системы в нефтегазовой отрасли» (г. Уфа, БашНИПИнефть, 2012); Межрегиональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов» (г. Ухта, УГТУ, 2012).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 5 научных работ, в том числе 3 статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки Российской Федерации.

Структура и объем диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4-х глав, заключения, списка литературы, включающего 105 наименований. Материал диссертации изложен на 203 страницах машинописного текста, включает 29 таблиц и 92 рисунка.

Автор выражает глубокую благодарность и признательность за помощь в подготовке работы и обсуждении ее результатов научному руководителю профессору Рогачеву М.К., заведующему лабораторией повышения нефтеотдачи пластов Сюзеву О.Б., всем членам кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Горного университета, а также специалистам ОАО «Газпром нефть», ООО «Газпромнефть НТЦ» и ООО «Газпромнефть-Восток».

Похожие диссертационные работы по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», 25.00.17 шифр ВАК

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Кузьмин, Максим Игоревич

Выводы к главе 3

1. Реологические исследования позволили установить влияние магнитного поля на вязкость нефти из карбонатных палеозойских отложений Урманского месторождения - вязкость нефти уменьшается с ростом величины магнитной индукции. Однако для нефти из юрских отложений влияние магнитного поля на вязкость отмечено не было. Что следует учитывать при подборе режимов работы погружных насосных установок и условии явления намагниченности подземного оборудования.

2. В результате, экспериментально определена температура начала образования твердых частиц парафинов (температура насыщения нефти парафином) до и после магнитного воздействия. До магнитного воздействия температура насыщения нефти парафином составила 80,5 °С (при режиме изобарического снижения температуры от 105 до 20 °С), а после магнитного воздействия она составила 92,3 °С (при идентичном режиме изобарического снижения температуры, как и в первом случае).

3. Магнитная обработка влияет на процесс образования парафинов, а именно повышает температуру начала образования агрегатов АСПО, тем самым ускоряет процесс выпадения парафинов при движении ГЖС от забоя к устью скважины по НКТ. Это можно объяснить тем, что структуры молекул АСПО способны ориентироваться при воздействии на них магнитных полем, что вызывает увеличение температуры начала образования парафинов. По результатам наших исследований разница температур начала образования парафинов составила 10,7 °С.

ГЛАВА 4 ПУТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПОВЫШЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ НАМАГНИЧЕННОСТИ ПОДЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

4.1 Технология ингибиторной защиты внутрискважинного оборудования в условиях его намагниченности

4.1.1 Сравнительная оценка применяемой технологии ингибиторной защиты от коррозии на Урманском нефтяном месторождении

В настоящее время эффективность ингибирования скважин оценивается по показателю остаточного содержания ингибитора в добываемой продукции и визуально по состоянию металлической поверхности после подъема подвески. Оценка эффективности ингибирования по остаточному содержанию является косвенным методом, и его результаты трактуются неоднозначно. Данный метод обычно применяется в качестве дополнительного. Основным методом оценки эффективности ингибитора коррозии и технологии его применения является оценка коррозионной агрессивности путем измерения скорости коррозии образцов-свидетелей, либо датчиков. В отсутствие прямых методов определения эффективности ингибирования скважин, нами была предпринята попытка оценки коррозионной агрессивности проб, отобранных из ингибируемых и неингибируемых скважин. Средняя скорость коррозии по неингибируемым скважинам составила 0,0337 г/м час., по ингибируемым скважинам - 0,0254 г/м час. Эффективность ингибирования, рассчитанная по этим усредненным показателям, составляет 25 %.

Надо отметить, что подобная оценка является весьма относительной: вполне возможно, что средняя скорость коррозии по ингибируемым (коррозионным) скважинам была намного выше, чем средняя скорость коррозии по неингибируемым (менее коррозионным) скважинам. К тому же, в силу вышеприведенных факторов (возможность попадания кислорода при подготовке проб и экспонировании образцов), ингибитор в пробах мог утратить свою эффективность.

Проведено визуальное обследование внутренней поверхности поднятых на поверхность НКТ из скважины 107, в которую дозировался ингибитор коррозии, представляющего собой смесь имидазолинов и амидоаминов высших жирных кислот. Наработка составила 198 суток. Остановка не по причине негерметичности НКТ. На верхних трубах (с 1 по 25 НКТ по счету от устья) наблюдаются маслянистые отложения черного цвета, предположительно АСПО. Дальнейший анализ показал, что отложения на 94 % состоят из органической части. Явных коррозионных разрушений на НКТ не обнаружено. Далее НКТ сухие. Наблюдаются небольшие отложения солей и продуктов коррозии, как показано на рисунке 4.1а-4.1б. Примерно с 40-й НКТ по счету от устья и до 22 НКТ по счету от башмака колонны наблюдаются очаги коррозии в виде пятен, площадь которых значительно превышает глубину проникновения коррозии. Верхняя половина подвески (длинной 1350 м) -трубы 2,5 дюйма (73 мм), L80, гр. прочности металла Е, высаженные, нижняя половина (длинной 1650 м) - трубы 2,0 дюйма (60 мм) - группа прочности металла К. На трубах 2,0 дюйма интенсивность коррозии наблюдается меньше. Имеется коррозионная канавка с незначительной глубиной на уровне 70 ± 2 НКТ, как показано на рисунке 4.16. От устья до 60 НКТ, трубы сильно намагничены. Далее намагниченность снижается, но на некоторых уровнях она периодически усиливается. Трубы пригодны для повторного использования. На данной скважине ранее имел место отказ по причине сквозной коррозии НКТ с наработкой 184 суток, т. скорость коррозионного проникновения достигала 11 мм/год.

ЛІ

ВІШІ

Рисунок 4.1а-Скважина 107. Коррозия пятнами

Рисунок 4.16 - Скважина 107. Коррозионная канавка

Таким образом, можно отметить, что ингибиторная защита в целом дает положительный эффект - наработка увеличивается, скорость коррозии снижается. Однако для того, чтобы количественно оценить эффективность ингибиторной защиты, необходимо создать систему мониторинга коррозии -как подземного оборудования, так и наземного.

В лаборатории на модели пластовой воды Урманского месторождения проведена оценка защитного действия применяемого на месторождении ингибитора коррозии, представляющего собой смесь имидазолинов и амидоаминов высших жирных кислот, при различных дозировках при температуре 50 ()С, соответствующей примерно температуре продукции в верхней части подвески и на устье. Исследования проводились без учета влияния магнитного поля на скорость коррозии металла. Результаты испытаний представлены в таблице 4.1.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Выявлена аномально высокая намагниченность металлических НКТ в скважинах Урманского нефтяного месторождения, вскрывших карбонатные отложения палеозоя, которая является дополнительным фактором, оказывающим существенное влияние на процесс коррозии металла.

2. Установлено увеличение абсолютной величины намагниченности снизу-вверх по колонне НКТ в скважинах Урманского месторождения. Перед повторным спуском в скважину НКТ предлагается их принудительное размагничивание с помощью стандартного модуля в связи с выявленной способностью сохранять намагниченность на протяжении длительного времени

3. Установлены зависимости скорости коррозии металла (сталь 20) и защитного действия ингибитора коррозии, представляющего собой смесь имидазолинов и амидоаминов высших жирных кислот, от величины намагниченности металла, которые необходимо учитывать при расчете эффективной дозировки ингибитора коррозии для скважин, работающих в условиях намагниченности подземного оборудования.

4. Установлены зависимости температуры насыщения нефти парафином и ее вязкости от напряженности магнитного поля, которые необходимо учитывать при выборе режимов работы скважин на месторождениях с проявлением намагниченности подземного оборудования.

СПИСОК ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ

АГЗУ - автоматизированная групповая замерная установка

АСПО - асфальтосмолопарафиновые отложения

ВНО - внутрискважинное оборудование

ГДИ - гидродинамические исследования скважин

ГЖС - газожидкостная смесь

ГИС - геофизические исследования скважин

ГНО - глубинно-насосное оборудование

ГРП - гидравлический разрыв пласта

ИК - ингибитор коррозии

КИН - коэффициент извлечения нефти

МРП - межремонтный период

НКТ - насосно-компрессорная труба

ННО - наработка на отказ

ОВН - остаточная величина намагничивания

ОПИ - опытно-промышленные испытания

ПЗП - призабойная зона пласта

ППД - поддержание пластового давления

ПРС - подземный ремонт скважин

ПЭД - погружной электродвигатель

СВБ - сульфатвосстанавливающие бактерии

СКО - соляно-кислотная обработка

СПО - спускоподъемная операция

СУ - станция управления

ТЭО - технико-экономическое обоснование

УДР - установка для дозирования реагента

УЭЦН - установка электроцентробежного насоса

ЧРП - частотно-регулируемый преобразователь

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Кузьмин, Максим Игоревич, 2013 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ (Перечень библиографических записей)

1. Абдулмазитов Р.Д., Баймухаметов К.С., Викторин В.Д. и др. Геология и разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений России. - М.: ВНИИОЭНГ, 1996, Т. 1. - 280 с.

2. Абдулмазитов Р.Д., Баймухаметов К.С., Викторин В.Д. и др. Геология и разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений России. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1996. - Т.2. - 352 с.

3. Алексеев Ю.В. Подбор коррозионно-стойких НКТ к условиям месторождений ООО «Газпромнефть-Восток» // Инженерная практика. -2012.-№1.-С. 64-67.

4. Алтынова P.P., Худяков М.А. Влияние концентраторов напряжений на циклическую трещиностойкость стали 17Г1С // Материалы 56 научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. -Уфа: УГНТУ, 2005. Кн. 1. - С. 161.

5. Амиян В.А. Возможность образования эмульсии в призабойной зоне // Новости нефтяной и газовой техники. Сер. Нефтепромысловое дело. -1959. -№ 11. - С. 18-21.

6. Амиян В.А., Амиян A.B. Повышение производительности скважин: - М.: Недра, 1986. -160с.

7. Амиян В.А., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазоносных пластов. - М.: Недра, 1972. - 336 с.

8. Андреева Л.Н., Кадычагов П.В., Туров Ю.П., Кухаренко O.A., Унгер Ф.Г. Инструментальные методы исследования нефтяных дисперсных систем. Препринт N 15, ТНЦ СО АН СССР, 1990. -Зс.

9. Антипин Ю.В. Исланова Г.Ш. Габдуллин Р.Ф. Повышение эффективности методов борьбы с отложениями неорганических солей при добыче нефти // Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1999. -№10. - С.42-44.

10. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти. - Уфа: Башк. кн. изд-во, 1987.- 168 с.

11. Апостолов С. А. Структура коллоидных частиц нефтяных смол и асфальтенов // Нефтехимия. -1988. - Т.28, № 3. - С.416-420.

12. Ахматов A.C. Молекулярная физика граничного трения. - М.: Физматгиз, 1963.-472 с.

13. Бабалян Г.А. Физико-химические процессы в добыче нефти. - М.: Недра, 1974.-200 с.

14. Багринцева К.И., Дмитриевский А.Н., Бочко P.A., Атлас карбонатных коллекторов месторождений нефти и газа Восточно-Европейской и Сибирской платформ. Под ред. К. Багринцевой. М., 2003. - 264 с.

15. Бармасов A.B., Холмоговоров В.Е. Курс общей физики для природопользователей. Электричество / Под ред. Бобровского А.П.. -СПб.: БХВ-Петербург, 2010. - 448 с.

16. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1993. - 416 с.

17. Беляев B.C. Алмазоподобные покрытия. // Нефть, газ, новации. - 2010. -№6. - с. 74 - 76.

18. Бернардинер М.Г., Титова З.П. Особенности отмыва асфальтосмолопарафиновых отложений растворителями поверхностно-активных веществ // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. - 1984. -№3. - С. 23-25.

19. Билиндарли Ак.А., Алиев H.A., Билиндарли A.A. Некоторые вопросы борьбы с парафиноотложением в подводных выкидных линиях и лифтовых трубах скважин отдельных морских оснований // Азерб. нефтяное хозяйство. - 1972. - №4. - С. 32-33.

20. Биогенный сероводород в нефтяном газе месторождений Западной Сибири / В.А.Ершов, В.С.Носова, В.Н.Четверкина, А.Х.Шакирова // РНТС. Сер. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1984. - №2. -25 с.

21. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин. - М.: Недра, 1985. - 208 с.

22. Боков В.А. Физика магнетиков: Учебное пособие для вузов / ФТИ им. А.Ф. Иоффе РАН. - СПб.: Невский Диалект; БХВ-Петербург, 2002. -272 с.

23. Борьба с парафиноотложениями в газонефтедобыче: Учебное пособие / З.А.Хабибуллин, З.М.Хусаинов, Г.А.Ланчаков. - Уфа: УНИ, 1992. - 105 с.

24. Брегман Дж.И. Ингибиторы коррозии: Пер. с англ. М.; Л.: Химия, 1966. -310с.

25. Бретшнайдер С. Свойства газов и жидкостей (инженерные методы расчета): Пер. с польского / Под ред. П.Г. Романкова. - Л.: Химия, 1966. -536 с.

26. Василенко И.Р., Кузьмин Б.А., Гришко В.И., Чертенков М.В. Защита НКТ от коррозии в скважинах Р-С залежи Усинского месторождения // Нефтяное хозяйство. - 2006. - №6. - С. 101-103.

27.

28.

29.

30,

31,

32,

33,

34

35

36

37

38

39

40

Вахитов Т.М., Хасанов Ф.Ф., Гарифуллин И.Ш. и др. Методы предупреждения коррозии скважинного оборудования в НГДУ «Уфанефть» // Нефтяное хозяйство. - 2004. - №1. - С. 75-77.

Викторин В.Д., Лыков H.A. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам. - М.: Недра, 1980. - 202 с.

Вонсовский C.B., Шур Я.С. Ферромагнетизм. - М.: ГИТТЛ, 1948. - 816 с.

Вострикова В.П. Способ удаления асфальтосмолистых отложений в скважинах // Тр. Волгоград, н.-и. и проект, ин-та нефт. пр-ти, 1975, вып. 22. - С. 17-22.

Вострикова В.П., Михальков П.В. Асфальтосмолистые отложения в скважинах и способ их удаления // Тр. Волгоград, науч.-иссл. и проект, ин-та нефт. пр-ти, 1974, вып.22. - С. 67-72.

Воюцкий С.С. Курс коллоидной химии. - М.: Химия, 1976. - 512 с.

ВСН-2-106-78. Инструкция по проектированию и расчету электрохимической защиты магистральных трубопроводов и промысловых объектов. - М., 1980. -176 с.

Габдуллин Р.Ф., Гарифуллин Ф.С., Антипин Ю.В. Анализ причин падения УЭЦН на забой скважины и пути их предупреждения // Сб. науч. тр. «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений». - Уфа: УГНТУ, 1999. - С.99-106.

Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. - М.: КубК-а, 1997. - 352 с.

Галлямов М.Н., Рахимкулов Р.Ш. Повышение эффективности эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождений. -М.: Недра, 1978.-207 с.

Гарифуллин Ф.С. Прогнозирование образования комплексных осадков сульфида железа в добывающих скважинах // Сб. науч. тр. «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений». - Уфа: УГНТУ, 1999. - С. 52-59.

Гарифуллин Ф.С., Габдуллин Р.Ф. Изучение условий образования и зон отложения комплексных осадков в добывающих скважинах // Сб. науч. тр. «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений». - Уфа: УГНТУ, 1999. - С. 33-38.

Гафаров H.A., Гончаров A.A., Кушнаренко В.М. Коррозия и защита оборудования сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений. Под ред. В.М.Кушнаренко. - М.: Недра. - 1998. - 437 с.

Гафаров Ш.А. Физика нефтяного пласта (типовые расчеты). - Уфа: УГНТУ, 1998.- 141 с.

41. Генералов И.В., Нюняйкин В.Н., Жагрин A.B., Михель В.Д., Зейгман Ю.В., Рогачев М.К. Диагностирование условий эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН // Нефтяное хозяйство. - 2002. - №2. - С. 62-65.

42. Генералов И.В., Нюняйкин В.Н., Зейгман Ю.В., Рогачев М.К. Особенности эксплуатации скважин с ЭЦН на поздней стадии разработки Самотлорского месторождения // Нефтяное хозяйство. - 2001. - №10. -С. 72-73.

43. Гетманский МД., Еникеев Э.Х., Рождественский Ю Г. и др. Коррозия и защита нефтепромыслового оборудования и трубопроводов в средах с высоким содержанием сероводорода и углекислого газа. М.: ВНИИОЭНГ, 1984.-55 с.

44. Гетманский М.Д., Рождественский Ю.Г. и др. Локальная коррозия нефтепромыслового оборудования в сероводородсодержащих минерализованных средах. РНТС. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1981. - № 11. - С. 2-4.

45. Гмид Л.П. Литологические аспекты изучения карбонатных пород-коллекторов // Нефтегазовая геология. Теория и практика, 2006. - №1. -23с.

46. Гоник A.A. Динамика нарастания коррозионной активности пластовой жидкости при разработке нефтяных месторождений и пути предупреждения коррозии металлического оборудования в этих условиях // Башкирский химический журнал. - 1998. - Т.5, №4. - С. 1-5.

47. Гоник A.A. Коррозия нефтепромыслового оборудования и меры ее предупреждения. -М.: Недра, 1976. -185 с.

48. Гоник A.A. Сероводородная коррозия и меры ее предупреждения. - М.: Недра, 1966.- 174 с.

49. Гоник A.A., Корнилов Г.Г. Причины и механизм локальной коррозии внутренней поверхности нефтесборных трубопроводов на месторождениях Западной Сибири. «Защита металлов». Т.35. 1999. - №1. - С. 83-87.

50. Гоник A.A., Мухаметшин М.М., Рогачев М.К., Зейгман Ю.В., Сыркин А.М. Биохимические аспекты сероводородной коррозии нефтепромыслового оборудования и способы борьбы с ней на поздней стадии разработки нефтяных месторождений // Башкирский химический журнал. - 2000. - Т.7, № 6. - С.71-75.

51. Горбунов А.Т., Ефремова H.A., Хорнеш Я. Фильтрация асфальтено-смолистых нефтей в пористых средах // Изв. АН СССР. Сер. Механика жидкостей и газа. - 1969. - № 6. - С.202-205.

52. Гордеев В.Н., Доломатов М.Ю., Садыков Р.Х., Унгер Ф.Г., Кавыев А.Г., Челноков Ю.В., Красногорская H.H., Запорин В.П. Новый метод исследования надмолекулярной структуры парамагнитных дисперсных систем и его применение к изучению сырья коксования. - Уфа: БашЦНТИ, 1987.-32 с.

53. ГОСТ 5272-68. Коррозия металлов: Термины. М., 1968. - 13 с.

54. ГОСТ 9.506-87. Ингибиторы коррозии металлов в водно-нефтяных средах. Методы определения защитной способности. М., 1987. - 17 с.

55. ГОСТ 9.905-2007. Методы коррозионных испытаний. Общие требования. М, 2007.-20 с.

56. Гуськова И. А. Механизм и условия формирования асфальто-смолопарафиновых отложений на поздней стадии разработки нефтяного месторождения (на примере НГДУ «Джалильнефть»): Дис. ... канд. техн. наук. - Бугульма, Татнипинефть, 1999. - 184 с.

57. Гутман Э.М., Низамов K.P., Гетманский МД., Низамов Э.А. Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии: Учеб. пособие для рабочих. М.: Недра, 1983. - 152 с.

58. Даминов A.A., Кольчугин И.С. Некоторые особенности коррозионных процессов в условиях отложения осадков // Нефтепромысловое дело. -1998. -№ 6. - С. 37-38.

59. Даминов A.A., Смолянец Е.Ф., Рагулин В.В. Стендовые испытания ингибиторов коррозии на объектах НГДУ «Мамонтовнефть» // Защита от коррозии и охрана окружающей среды. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1996. -№11-12. -С.15-17.

60. Даутов Ф.И. и др. Катодная защита обсадных колонн скважин от коррозии на нефтяных месторождениях. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1981. - 55 с.

61. Девликамов В.В., Зейгман Ю.В., Кабиров М.М., Рогачев М.К., Хабибуллин З.А. Проблемы реологии нефти и повышение нефтеотдачи // РНТС. Сер. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1983. - С.2-4.

62. Джордж Д. Кларк, Норман Д. Кларк. Параметры пласта, определяющие качество заканчивания скважин // Инженер-нефтяник. - 1966. - №7. -С. 34-40.

63. Доломатов М.Ю. Физико-химические основы новых методов исследования сложных Многокомпонентных систем. Перспективы практического использования. - М.: ЦНИТЭНефтехим, 1991. - 72с.

64. Доломатов М.Ю., Будрина Н.Г., Тимофеева М.Ю. Адгезия и фазовые переходы в сложных молекулярных системах. - Уфа: УТИС, 2001. - 41с.

65.

66.

67.

68.

69.

70.

71.

72,

73

74

75

76

77

78

Доломатов М.Ю., Марушкин А.Б., Гимаев Р.Н., Селивестров М.М. Термодинамика формирования надмолекулярной структуры асфальтенов // Химия и технология топлив и масел, 1986, №6. - С.83-86.

Елеманов Б.Д., Герштанский О.С. Осложнения при добыче нефти. - М.: Наука, 2007. - 420 с.

Елеманов Б.Д. Проблемы разработки месторождений Казахстана. М.: НИПИнефтегаз, 2002. - 610 с.

Жук Н.П. Курс теории коррозии и защиты металлов: Учеб. пособие для вузов. М.: Металлургия, 1976. - 472 с.

Зимина Т. Наука и жизнь. Новости науки и техники. http://www.nkj.ru/news/5875/.

Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. -М.: АО ВНИИТнефть, 1997. - 194 с.

Исаев С.И. Курс химической термодинамики. М.: Машиностроение, 1975.-256 с.

Ким С.К., Телешев A.M. Опыт применения технологии антикоррозионной защиты, внедряемые на месторождениях ООО «Лукойл-Коми». Материалы конференции «Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа». 21-24 сентября 2010 г. - Томск. - С. 183-187.

Классен В.И. Вода и магнит. - Наука, М.: 1973. - 111 с.

Ковач В.И., Аливанов В.В., Шайдаков В.В. Магнитная активация жидкости как метод защиты от коррозии и парафиноотложений. // Нефтепромысловое оборудование. - 2002. - №10. - С. 126-128.

Колотыркин Я.М. Металл и коррозия. М.: Металлургия, 1985. - 88 с.

Кузьмин М.И., Катрич Н.М., Гумеров P.P., Шадымухамедов С.А., Карпов А.Ю., Рогачев М.К. / Исследование влияния намагниченности насосно-компрессорных труб на скорость их коррозии в скважинах Урманского нефтяного месторождения // Нефтяное хозяйство. - 2012. - №12. - С.66-68.

Кузьмин М.И., Рогачев М.К. / Исследования влияния магнитного поля на реологические свойства нефти Урманского месторождения // Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов. Материалы межрегиональной научно-технической конференции. - Ухта: УГТУ, 2012. - С.123-126.

Кузьмин М.И., Рогачев М.К. / О необходимости учета остаточной намагниченности насосно-компрессорных труб при выборе технологий ингибирования коррозии внутрискважинного оборудования на Урманском нефтяном месторождении. // Инженер-нефтяник. - 2013. -№1. - С. 62-65.

79. Маркин А.Н., Низамов Р.Э. С02-коррозия нефтепромыслового оборудования. - М.: ВНИИОЭНГ, 2003. - 187 с.

80. Модуль «УРАН-ЗОООР» для размагничивания труб. Научно-технический центр неразрушающего контроля, http://www.uran-ndt.ru/.

81. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределенность. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. - 368 с.

82. Нагаева И.А. Обработка и интерпретация данных и построение цифровой объёмной геологической модели Урмано-Арчинского месторождения. Компания «Halliburton», М., 2007. - 493 с.

83. Новиков В.Ф., Быков В.Ф., Муратов K.P. Ускоренное определение величины скорости коррозии. Актуальные проблемы строительства и эксплуатации газовых скважин, промыслового обустройства месторождений и транспорта газа // Сборник научных трудов ООО «ТюменНИИгипрогаз». - Недра. - 2002. - С. 120-123.

84. Осипов М.Л., Кольцов В.А., Бушковский А.Л. Опыт защиты от коррозии нефтепромыслового оборудования ОАО «Томскнефть» // Вестник ВНК. -1998. -№1. - С. 96-99.

85. РД 39-0147103-362-86. Руководство по применению антикоррозионных мероприятий при составлении проектов обустройства и реконструкции объектов нефтяных месторождений. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987. - 110 с.

86. Рогачев М.К., Кузьмин М.И. , Кондрашева Н.К. / Исследование влияния магнитного поля на скорость коррозии металла насосно-компрессорных труб и реологические свойства скважинной продукции // Записки Горного института. - СПб: НМСУ «Горный». - 2012. - Т. 199. - С. 379-383.

87. Рогачев М.К., Кузьмин М.И. / Механизм влияния магнитного поля на реологические свойства нефти палеозойских отложений // Материалы международного семинара «Неньютоновские системы в нефтегазовой отрасли» посвящен памяти А.Х. Мирзанджанзаде. - Уфа: АН РБ, 2012. -С.54-58.

88. Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти. - Недра, 2006. - 293 с.

89. Ротиннн АЛ., Тихонов К И , Шошина И.А. Теоретическая электрохимия. Л.: Химия, 1981.-424 с.

90. Скорчеллетти В.В. Теоретические основы коррозии металлов. Л.: Химия, 1973. - 264 с.

91. Сухнат Ю.В., Завьялов В.В., Хуршудов А.Г. Особенности и причины коррозионных разрушений нефтяных скважин Самотлорского

месторождения. Экспресс-информация. Серия: Борьба с коррозией и защита окружающей среды. - 1987. - №12. - С. 3-6.

92. Тарасов JI.B. Земной магнетизм: Учебное пособие. Долгопрудный: Интеллект, 2012.- 184 с.

93. Технологическая схема разработки Урманского нефтяного месторождения, 2009г. (протокол ТО ЦКР Роснедра по ЯНАО №52-09 от 22.12.2009г.).

94. Томатов Н.Д. Коррозия металлов с кислородной деполяризацией. М,: Изд-во АН СССР, 1947. - 256 с.

95. Установка для размагничивания бурового инструмента ЛАБС-7КРБ. ЛАБС Ко. 1111р:/Лу\у\¥.лабс7.рф/.

96. Фрейдлин М.О. Эксплуатация погружного нефтепромыслового оборудования в коррозионно-активной среде скважин Урманского месторождения // Инженерная практика. - 2010. - №6. - С. 82-86.

97. Фрумкин А.Н., Багоцкий B.C., Иофа З.А. Кинетика электродных процессов. М: Изд- во МГУ, 1952. - 318 с.

98. Хасанов М.М., Булгакова Г.Т. Нелинейные и неравновесные эффекты в реологически сложных средах. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. - 288 с.

99. Шайдаков В.В., Чернова К.В., Багаутдинов Д.С., Катрич Н.М.. Коррозия оборудования в условиях повышенного содержания мехпримесей // Инженерная практика. - 2010. - №6. - С. 115-119.

100. Шайдаков Е.В., Полетаева О.Ю., Шайдаков В.В., Уметбаев В.В., Катрич Н.М., Балапанов Д.М. Магнитная коагуляция механических примесей // Нефтегазовое дело. - 2011. - №4. - С. 102-114.

101. Ямпуров В.Л., Шадымухамедов С.А., Карпов А.Ю., Фрейдлин М.О., Гумеров P.P., Алексеев Ю.В. Исследование причин ускоренной коррозии внутрискважинного оборудования на Урманском месторождении ООО «Газпромнефть-Восток» // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №12. -С. 69-71.

102. Ckolet I.L., Bonis M.R. Measurements under High Pressures C02 and H2S // Materials Performanse. - 1984. - Vol. 23, № 5.

103. Corrosion Basics. National Association of Corrosion Engineers, 1984. -P. 362.

104. Jones L.W. Corrosion and water technology. OGCI Publication, 1988. -P. 202.

105. Ostro ff A.G. Introduction to oilfield water technology. National Association of Corrosion Engineers, 1979. - P. 394.

Обратите внимание, представленные выше научные тексты размещены для ознакомления и получены посредством распознавания оригинальных текстов диссертаций (OCR). В связи с чем, в них могут содержаться ошибки, связанные с несовершенством алгоритмов распознавания. В PDF файлах диссертаций и авторефератов, которые мы доставляем, подобных ошибок нет.