Предотвращение отложения неорганических солей в глубинно-насосном оборудовании путем дозирования реагентов по капиллярным системам тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Аптыкаев, Геннадий Алексеевич

• Аптыкаев, Геннадий Алексеевич
• кандидат технических наук
• 2009

Оглавление диссертации кандидат технических наук Аптыкаев, Геннадий Алексеевич

ВВЕДЕНИЕ 4 ОСЛОЖНЕНИЯ, ВОЗНИКАЮЩИЕ ПРИ 7 МЕХАНИЗИРОВАННОЙ ДОБЫЧЕ НЕФТИ 1 Анализ причин отказов глубинно-насосного оборудования

2 Состав и механизм образования отложений солей

2.1 Отложения солей при добыче нефти

2.2 Причины и условия отложения солей

2.3 Влияние технологии добычи нефти на образование отложении неорганических солей .3 Обзор методов и технических средств для предотвращения 28 солеотложений

РАЗРАБОТКА ИНГИБИТОРА СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ С 43 ПОНИЖЕННОЙ КОРРОЗИОННОЙ АГРЕССИВНОСТЬЮ 1 Получение ингибитора солеотложений

2 Исследование коррозионной агрессивности товарной формы ингибитора солеотложений .2.1 Проведение исследований коррозионной агрессивности товарной формы ингибитора солеотложений .2.2 Оценка погрешности методов измерения скорости коррозии

РАЗРАБОТКА И ОПТИМИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИИ, 60 ВЫБОР ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ПОДАЧИ ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ В СКВАЖИНУ .1 Системный анализ технических средств и технологий для подачи химреагентов в скважину .2 Разработка технических средств для подачи химических реагентов в скважину

2.1 Система подачи химических реагентов в скважину

2.2 Трубопровод для подачи химических реагентов в скважину

ВНЕДРЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ

1 Скважины Сандибинского и Средне-Хулымского месторождения

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Предотвращение отложения неорганических солей в глубинно-насосном оборудовании путем дозирования реагентов по капиллярным системам»

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы Крупные нефтяные месторождения в основных регионах добычи нефти вступили на завершающую стадию разработки, появление новых, соизмеримых по запасам в перспективе возможно только на континентальном шельфе. В этих условиях в эксплуатации будут находиться месторождения, залежи с трудноизвлекаемыми запасами углеводородного сырья, добыча которого осложнена отложением солей, парафинов, образованием стойких эмульсий, высоким газовым фактором, значительным количеством механических примесей, повышенной коррозионной активностью добываемой продукции.

Отложения неорганических солей, особенно в скважинном глубинно-насосном оборудовании, встречаются практически во всех регионах добычи нефти и существенно снижают межремонтный период работы скважин. В настоящее время нефтяными компаниями активно проводится стратегия интенсификации добычи, которая приводит к снижению забойного давления и интенсивной дегазации, способствует смещению области начала отложения солей ближе к забою скважины. Использование химических методов предотвращения осложнений не всегда достаточно эффективно, поскольку дозирование реагента осуществляется в интервал с уже зародившимися и сформированными кристаллами солей. Закачка раствора ингибитора в пласт ограничена геологическими особенностями пласта, труднорегулируема и приводит к большому удельному расходу химреагентов.

В этих условиях наиболее перспективным следует признать дозированную подачу химических реагентов по капиллярным системам, усовершенствовав и приспособив их к применению в различных интервалах скважины.

Цель диссертационной работы

Повышение эффективности эксплуатации глубинно-насосного оборудования нефтяных скважин в условиях, осложненных отложениями неорганических солей, путем совершенствования технологии дозирования химических реагентов в скважину по капиллярным системам.

Основные задачи исследований

1 Анализ эксплуатации осложненного фонда скважин, эффективности технологий и технических средств для предотвращения отложения солей.

2 Оценка эффективности применяемых ингибиторов отложения солей и совершенствование их рецептуры.

3 Обобщение опыта эксплуатации капиллярных систем подачи химических реагентов в скважину и исследование их влияния на безотказность работы УЭЦН.

4 Совершенствование технических средств подачи ингибиторов отложения солей по капиллярным системам и их внедрение.

Методы решения поставленных задач

Математическое моделирование изучаемых процессов, современные методы математической статистики, лабораторные исследования в соответствии со стандартными методиками и промысловые испытания в соответствии со стандартами предприятия и руководящими документами.

Научная новизна

1 Впервые установлено свойство соединения комплексонат нитрилотри(метиленфосфонато)-2-фенил-3-этил-8-оксихинолина натриевой соли ингибировать отложение неорганических солей и его пониженная коррозионная активность. Данное соединение в концентрации 10-20 мг/л имеет высокую эффективность в условиях интенсивной дегазации.

2 Впервые на основе анализа резонансных явлений системы «УЭЦН-капиллярный трубопровод с грузом» установлено влияние длины капиллярного трубопровода на амплитудно-частотную характеристику системы. Для предотвращения крутильных колебаний капиллярного трубопровода и, тем самым снижения частоты колебаний системы, были выявлены диаметры проволочной оплетки и проволок напряженно-армированного трубопровода.

3 Впервые представлена зависимость восстанавливающей равновесие силы в упругой системе с перескоком от жесткости и угла крепления пружины применительно к устройству, предотвращающему зависание капиллярного трубопровода при спуско-подъемных операциях.

Практическая ценность и реализация результатов работ

1. Разработаны и утверждены технические условия ТУ 3666-014-452134142007 «Капиллярная система подачи химических реагентов в скважину (КСП)», получен сертификат соответствия Системы сертификации ГОСТ Р Госстандарта России № РОСС 1Ш. АЯ36.В26366.

2. В НГДУ «РИТЭК-Надымнефть» г. Надым внедрен технологический регламент «Реализация способа подачи ингибитора солеотложений в водозаборные скважины № 6 ВЗ Средне-Хулымского и № 1 ВЗ Сандибинского месторождений».

3. В ЗАО « Богородскнефть» г. Саратов внедрен технологический регламент «Реализация способа подачи ингибитора парафиноотложения в нефтяные скважины Богородского месторождения».

4. В НГДУ «Джалильнефть» ОАО «Татнефть» г. Джалиль внедрен технологический регламент «Реализация способа подачи ингибитора солеотложения в скважины».

5. В ЗАО «Гамма-Хим» г. Нижневартовск внедрен технологический регламент «Реализация способа подачи ингибитора солеотложения в скважины».

6. На скважине № 37739 Самотлорского месторождения внедрена система подачи ингибитора солеотложений по ТУ 3666-014-45213414-2007. Экономический эффект составил 6 219 431,48 рублей.

7. Разработана рецептура и освоено производство ингибитора солеотложений Аквакор-001С. Для применения на скважинах № 6 ВЗ Средне-Хулымского и 1 ВЗ Сандибинского месторождений НГДУ «РИТЭК Надымнефть» поставлено 20 т ингибитора.

Апробация работы

Основные положения диссертации докладывались на Всероссийской электронной конференции «Современные наукоемкие технологии», РАЕ, 2007 г., 2 научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности», ООО «КогалымНИПИнефть», г. Когалым, 2006 г., IV Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт - 2008», УГНТУ, г. Уфа, 2008 г., 4 Международной научно-практической конференции «Механизированная добыча-2007», 5 Международной научно-практической конференции «Механизированная добыча-2008», технических советах, совещаниях нефтяных компаний Роснефть, ТНК-ВР, Производственной компании «Борец», нефтегазодобывающих предприятий.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из четырех глав, основных выводов, библиографического списка из 114 наименований, содержит 125 страниц машинописного текста, в том числе 34 рисунка, 19 таблиц, 7 приложений.

Публикации

Содержание диссертации изложено в 12 научных публикациях, в том числе одной монографии, пяти статьях, материалах двух докладов, четырех патентах. Две статьи опубликованы в изданиях, рекомендованных ВАК.

Автор благодарит Чернову К.В., Полетаеву О.Ю. за помощь в проведении совместных исследований и оформлении работы.

1 ОСЛОЖНЕНИЯ, ВОЗНИКАЮЩИЕ ПРИ МЕХАНИЗИРОВАННОЙ

ДОБЫЧЕ НЕФТИ

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Аптыкаев, Геннадий Алексеевич

ВЫВОДЫ

1 На основе анализа технологий и устройств подачи химических реагентов в кважину выявлено, что наиболее эффективным способом подачи ингибитора тложения неорганических солей в зону перфорации является использование апиллярных систем.

2 Доказаны ингибируюгцие свойства соединения комплексонат итрилотри(метиленфосфонато)-2-фенил-3-этил-8-оксихинолина натриевая соль в словиях интенсивной дегазации, и его пониженная коррозионная активность.

3 Аналитически доказано и подтверждено в промысловых условиях, что для редотвращения крутильных колебаний в процессе эксплуатации оптимальным вляется использование полимерного напряженно-армированного капиллярного рубопровода, а для предотвращения зависания или зацепа капиллярного рубопровода ниже насосного агрегата при спуско-подъемных операциях еобходимо оснащать капиллярную систему грузом со встроенной упругой истемой с перескоком на основе фермы Мезиса.

4 Аналитически доказано и подтверждено в промысловых условиях, что при овместной работе системы «УЭЦН - капиллярный трубопровод с грузом» езонанс на частоте возмущающей силы в процессе стационарной работы асосного агрегата не наступает.

5 Совершенствованная капиллярная система подачи химических реагентов иже насосного агрегата, в том числе в интервал перфорации, была смонтирована а скважинах ЗАО «Богородскнефть», НГДУ «Джалильнефть», СНДГУ № 2 ОАО Самотлорнефтегаз». На скважине № 37739 Самотлорского месторождения кономический эффект от внедрения данной системы составил 6 219 431,48 ублей.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Аптыкаев, Геннадий Алексеевич, 2009 год

1. А. С. 1578317, 5 Е 21 В 43/00. Устройство для дозированной подачи химического реагента в скважину / О.М. Черыев / Заявл. 23.06.87, заяв. № 4266700/24-03. Опубл. 15.07.90. Бюлл. № 26.

2. А. С. 1810498, 5 Е 21 В 43/00. Способ дозирования реагента в скважину / В.А. Сафин, С.А. Шинкарев, А.Г. Гайнутдинов и др. / Заявл. 11.01.90, заяв. № 4782744/03. Опубл. 23.04.93. Бюлл. № 15.

3. А. С. 1837101, 5 Е 21 В 37/06. Устройство для дозированной подачи химического реагента в скважину / Р.Х. Лотфуллин, В.Г. Мальцев / Заяв. 11.04.91, заяв. № 4944159/03. Опубл. 30.08.93. Бюлл. № 32.

4. А. С. 649832, Е 21 В 43/00. Устройство для дозированной подачи химических реагентов в скважину / Р.Г. Габдуллин, И.Ф. Шарапов / Заявл. 23.06.76, заяв. № 2375721/22-03. Опубл. 28.02.79. Бюлл. № 8.

5. А. С. 889834, Е 21 В 43/00. Способ дозирования реагента в скважину / В.К. Петухов, В.А. Сафин, А.П. Стрельников / Заявл. 02.11.79, заяв. № 2834792/22-03. Опубл. 15.12.81. Бюлл. № 46.

6. А.с 696145 СССР, Е 21 В 43/00. Способ подачи реагента в скважину / С.С. Шнерх, В.К. Мельничук, А.И. Арутюнов / Заявл. 22.06.78, заяв. № 2633333/22-03. Опубл. 05.11.79. Бюл. № 41.

7. A.c. 1055859 СССР, Е 21 В 43/00. Устройство для дозированной подачи реагента в скважину, оборудованную штанговым насосом / П.К. Кривошеев, В.А. Хроликов, В.В. Кореляков и др. / Заявл. 21.11.80, заяв. № 3235187/2203. Опубл. 23.11.83. Бюл. № 43.

8. A.c. 1101545 СССР, Е 21 В 43/00, F 21 В 37/06. Устройство для дозированной подачи реагента в нефтяную скважину / В.А. Сафин, В.К. Петухов, С.А. Шинкарев / Заявл. 08.01.82, заяв. № 3405498/22-03. Опубл. 07.07.84. Бюл. № 25.

9. A.c. 1222824 СССР, Е 21 В 43/00. Устройство для дозирования химических реагентов в скважину / В.П. Атаджанян, А.Н. Анисимов, В.И. Суворов / Заявл.02.01.84, заяв. 3686241/22-03. Опубл. 07.04.86. Бюл. № 13.1.l

10. A.c. 1239275 СССР, Е 21 В 43/00, F 04 В 47/02. Устройство для дозированной подачи химических реагентов в скважину / Х.М. Батыров, Р.К. Вальшин, Б.Е. Доброскок и др. / Заявл. 08.09.84, заяв. 3788216/22-03. Опубл. 23.06.86. Бюл. № 23.

11. A.c. 1254141 СССР, 4 Е 21 В 43/00. Устройство для дозированной подачи химреагента в нефтяную скважину / В.А. Сафин, С.А. Шинкарев / Заявл. 28.07.82, заяв. № 3477323/22-03. Опубл. 30.08.86. Бюл. № 32.

12. А.С. 1539309 СССР, Е 21 В 43/00. Устройство для дозированной подачи реагента в скважину / И.А. Львов, А.Г. Поршенков / Заявл. 24.08.87, заяв. 4298871/23-03. Опубл. 30.01.90. Бюл. № 4.

13. A.c. 1544957 СССР, 5 Е 21 В 43/00. Устройство для дозированной подачи химического реагента в скважину / Ю.В. Антипин, A.M. Валеев, И.И. Белозеров / Заявл. 12.04.88, заяв. № 4409321/23-03. Опубл. 23.02.90. Бюл. № 7.

14. Н.Абдуллин И .Г., Агапчев В.И., Давыдов С.Н. Техника эксперимента в химическом сопротивлении материалов. Учебное пособие. Уфа: Изд-во УНИ, 1985.- 100 с.

15. Агаларов Д. М. Исследование влияния магнитного поля на солеотложения в трубах при эксплуатации нефтяных скважин // Нефтяное хозяйство. 1965 -№ 10.-с. 54-57.

16. Аналитическая служба «Нефтегазовой вертикали». У разбитого корыта. Предварительные итоги работы нефтегазового комплекса России в 2008 г. // Нефтегазовая вертикаль, №5,2009 г. с. 8-24.

17. Антипин Ю. В., Кочинашвили С. Т., Сыртланов А. Ш. Изучение состава неорганических солей, отлагающихся в скважинах НГДУ «Чекмагушнефть». Тр. / Уфимск. нефт. ин-т. Уфа: 1975. - Вып. 30 - с. 170 -174.

18. Антипин Ю. В., Пешкин О. В. Изучение сульфатного равновесия в хлор кальциевых водах при различных давлениях.— Изв. вузов, сер. Нефть и газ, 1983, №7, с. 28—31.

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

20. Ануфриев С. Управа на врагов мехдобычи: практика «Газпромнефть -Ноябрьскнефтегаза» // «Нефтегазовая вертикаль, №12, 2008 г. с. 90-93.

21. Аптыкаев Г.А. Опыт эксплуатации погружных установок в НГДУ «Лянторнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» / Г.А. Аптыкаев // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 1998 - №3.

22. Аптыкаев Г.А., Хуснутдинов P.A., Емельянов A.B., Шайдаков В.В., Бухарцев A.B., Масланов A.A. Химическое соединение для ингибирования солеотложений // Патент РФ 2292451 БИ №3, 2007 г.

23. Аптыкаев Г.А., Шайдаков В.В., Зотов А.Н., Имаева Э.Ш., Полетаева О.Ю., Уметбаев В.В. Устройство для дозированной подачи реагентов в скважну// Патент № 66411 РФ, Е21В37/06, 2007.

24. Аптыкаев, Г.А. / Отказы глубинных насосных установок // Современные наукоемкие технологии / Труды всероссийской электронной конференции, РАЕ, 15-20 февраля 2007 г.

25. Аптыкаев, Г.А. Полет не разрешен даже в осложненных условиях эксплуатации / Вьюжанин В.Н., Хамидов Ш.М., Аптыкаев Г.А. // Нефть и капитал». 1998. - №3.

26. Аптыкаев, Г.А. Эксплуатация установок электроцентробежных насосов в условиях интенсивного солеотложения / Чернова К.В., Аптыкаев Г.А., Шайдаков В.В. // Современные наукоемкие технологии. 2007. - №10, - С. 28-34.

27. Ахметшина И.З., Каган Я.М., Бабалян Г.А. Влияние поверхностногонатяжения и температуры на отложение солей в нефтепромысловом оборудовании // Нефтяное хозяйство. 1979 - № 3. - с. 43-45.

28. Байков И.М. О состоянии и перспективах развития нефтегазовой промышленности России // Нефтяное хозяйство, № 1, 2008 г. с. 10-13.

29. Галеев Р.Г., Дияшев Р.Н., Потапов С.С. Исследование минерального состава и причин отложений солей в нефтепромысловом оборудовании // Нефтяное хозяйство. 1998 - № 5. - с. 41-45.

30. Гарифуллин И.Ш. Эффективность применения специального погружного кабельного устройства для предупреждения отложений на скважинах ОАО «АНК Башнефть» / Нефтяное хозяйство. 2005. - № 12.

31. Гарифуллин Ф.С. Предупреждение образования комплексных сульфидсодержащих осадков в добыче обводненной нефти Уфа: изд-во УГНТУ, 2002 г. - 267 с.

32. Гаттенбергер Ю. П., Дьяконов В. П. Гидрогеологические методы исследований при разведке и разработке нефтяных месторождений.— М.: Недра, 1979. 207 с.

33. ГОСТ 8.207 76. Государственная система обеспечения единства измерений. Прямые измерения с многократными наблюдениями. Методы обработки результатов наблюдений. Основные положения.

34. ГОСТ 8.381-80. Государственная система обеспечения единства измерений. Эталоны. Способы выражения погрешностей.

35. Данилова Н.И., Кашавцев В.Е. Методы борьбы с отложением гипса при добыче нефти. М.: ВНИИОЭНГ. Обзор зарубежной литературы. Сер. Нефтепромысловое дело. - 1975 - 37 с.

36. Емков A.A. Методы борьбы с отложениями неорганических солей в оборудовании подготовки нефти // Обзор, инф. Сер. Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений. 1988. — Вып. 4 -51 с.

37. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений/ М.: Недра, 1998. 365 с.

38. Зверев В.П. Гидрогеохимические исследования системы гипс—подземные воды.—М.: Наука, 1967.- 124 с.

39. Ибрагимов Н.Г., Хафизов, А.Р., Шайдаков, В.В. и др. Осложнения в нефтедобыче /Уфа: Монография, 2003г. 302 с.

40. Ингибиторы отложений неорганических солей./ В. А. Панов, А. А. Емков, Г.Н. Позднышев и др.—М.: ВНИИОЭНГ, 1978, 44 с. Тем. обзоры. Сер. Нефтепромысловое дело.

41. Ишмурзин, A.A.; Храмов, Р.А.Процессы и оборудование системы сбора и подготовки нефти, газа и воды/Уфа: УГНТУ, 2003 г. -143 с.

42. Кащавцев, В.Е. Предотвращение и удаление солеотложений при добыче нефти / М.: Нефть и газ, 2002 г. 140 с.

43. Кащавцев, В.Е.; Мищенко, И.Т.Солеобразование при добыче нефти / М.: Нефть и газ , 2004 г.

44. Кашавцев В.Е., Гаттенбергер Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. М.: Недра, 1985. - 215 с.

45. Кашавцев В.Е., Дытюк Л.Т., Злобин A.C., Клейменов В.Ф. Борьба с отложением гипса в процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений // УТНТО ВНИИОЭНГ. Сер. нефтепромысловое дело. -1976.-63 с.

46. Комаров B.C. Прогнозирование наработки на отказ глубиннонасосного оборудования // Нефтяное хозяйство, № 9, 2002 г. с. 77-80,

47. Комплекс оборудования СНПХ-УДЭ-ЭЦН. Рекламный проспект ОАО «НИИнефтепромхим», г. Казань. - 2004.

48. Лознюк О. Система новых технологий: форсированный рывок в будущее // Нефтегазовая вертикаль, № 12, 2008 г. с. 84-86

49. Лысенко, В.Д.; Грайфер, В.И. Рациональная разработка нефтяных месторождений/М.: Недра, 2005 г. 607 с.

50. Люшин С. Ф., Галеева Г. В. Способы удаления отложений неорганических солей из скважины. / Информационный листок № 16—71.—Уфа: Башкирский межотраслевой территориальный центр научно-технической информации и пропаганды, 1971, 8 с.

51. Лялина Л.Б., Исаев М.Г. Формирование состава попутно добываемых вод и их влияние на гипсоотложение при эксплуатации нефтяных месторождений // Обзор, инф. Сер. Нефтепромысловое дело. 1983. - 48 с.

52. Мальцев А.П., Сабиров A.A., Соколов H.H. Опыт внедрения оборудования для подачи реагентов в призабойную зону скважины при борьбе с АСПО / Территория нефтегаз. 2006. - № 2. - С. 60-62.

53. Марычев Ф.Н., Ким В.К., Глазков A.A. Предупреждение и борьба с отложениями солей в нефтепромысловом оборудовании на Самотлорском месторождении // Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1982. -39 с.

54. Методы борьбы с отложениями солей / Н.С. Маринин, Г.М. Ярышев, С.А. Михайлов и др. // Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. 1980. - 55 с.

55. Мельниченко В.Е. Оценка влияния забойного давления на ресурс УЭЦН для определения экономически оптимального режима эксплуатации скважины / Механизированная добыча 2009: материалы 6-й международной конференции. Москва, 2009 г.

56. Мельниченко В.Е. Программа мероприятий увеличения надежности работы УЭЦН как инструмент снижения затрат на добычу нефти/ Механизированная добыча 2009: материалы 6-й международной конференции. Москва, 2009 г.

57. Минязев И.К., Валеев A.M., Павлов Е.Г., Сычев Е.Г. Проблемы эксплуатации нефтяных скважин в Западной Сибири // Нефтепромысловое дело, № 11, 2007 г. с. 40-41.

58. Мирзаджанзаде, А.Х.; Керимов, З.Г.; Копейкис, М.Г. Теория колебаний в нефтепромысловом деле/ Ижевск: ИКИ, 2005 г. 364с.

59. Мигценко, И.Т.; Дунюшкин, И.И.; Елисеева, Е.И. Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды / М.: Нефть и газ, 2004г. 448 с.

60. Мохов, В.А.; Сахаров, В.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в вертикальных трубах и промысловых подъемниках/ М.: Нефть и газ, 2004. -398с.

61. МУ 1-321-03. Методические указания по коррекционной обработке питательной воды паровых котлов, подпиточной воды систем теплоснабжения, водогрейных котлов комплексонатами ОЭДФ-Zn, НТФ-Zn. ГУП РНИИ АКХ: Ростов-на-Дону. 2003. - 22 с.

62. МУ 1-322-03. Методические указания по стабилизационной обработке подпиточной воды систем теплоснабжения, водогрейных котлов комплексонатами ОЭДФ-Zn, НТФ-Zn. ГУП РНИИ АКХ: Ростов-на-Дону. -2003.-20 с.

63. Мюллер П., Нойман П., Шторм Р. Таблицы по математической статистике; Пер. с нем. и предисл. В.М. Ивановой. М.: Финансы и статистика, 1982. -278 с.

64. Отложения неорганических солей в скважинах, в призабойной зоне пласта и методы их предотвращения / С.Ф. Люшин, A.A. Глазков, Г.В. Галеева и др. // Обзор, инф. Сер. Нефтепромысловое дело. 1983. - 100 с.

65. Отчет о работе по оказанию услуг по тестированию ингибиторов солеотложения для пластовых вод ОАО «Юганскнефтегаз» в 2005 году. Д 05.169.05 // ЗАО «УфаНИПИнефть», 2005 г.

66. Панов В.А., Емков A.A., Позднышев Г.Н. Оценка склонности пластовых вод к отложению гипса в нефтепромысловом оборудовании // Нефтяное хозяйство. 1980 - № 2. - с. 39-40.

67. Пановко Я.Г., Губанова И.И. Устойчивость и колебания упругих систем: современные концепции, парадоксы и ошибки. Изд. 5-е/6-е, стереотип., М., Комкнига, 2007 г. 352 с.

68. Пантелеев А. С. О возможных путях предотвращения отложения гипса в эксплуатационных скважинах // Нефтяное хозяйство. — 1980 № 2. - с. 3940.

69. Пат № 2012780 РФ, 5 Е 21 В 43/00. Способ дозирования реагента в скважину / K.P. Низамов, В.Г. Карамышев, У.Н. Сабиров и др. / Заявл. 21.03.91, заяв. № 4920607/03. Опубл. 15.04.94.

70. Пат. 2002127487 РФ, Е21В37/06. Устройство для дозированной подачи химического реагента в скважину / A.C. Дубовцев, О.Б. Кривоносов, А.П. Мальцев и др. / Заявл. 14.10.2004, заяв. 2002127487/03. Опубл. 10.04.2004.

71. Пат. 2069736 РФ, 6 Е21В27/02. Способ подачи реагентов в нефтегазовую скважину / Заявл. 30.09.92, заяв. 5067979/03. Опубл. 27.11.96.

72. Пат. 2085707 РФ, 6 Е 21 В 37/06, Е 21 В 43/00. Устройство длядозированной подачи реагента в скважину, оборудованную штанговым насосом / В.Ф. Голубев, H.H. Хазиев, Н.Ш. Имашев и др. / Заявл. 17.04.95, заяв. 95106013/03. Опубл. 27.07.97.

73. Пат. 2121562 РФ, 6 Е21В37/06. Скважинный дозатор / Х.И. Акчурин, Ю.Г. Вагапов, С.Ю. Вагапов и др. / Заявл. 01.12.96, заяв. 96122832/03. Опубл. 10.11.98.

74. Пат. 2132930 РФ, 6 Е 21 В 37/06. Устройство для дозированной подачи реагента в скважину / H.H. Хазиев, В.Ф. Голубев / Заявл. 30.10.97, заяв. 97118125/03. Опубл. 10.07.99.

75. Пат. 2135743 РФ, 6 Е21В37/06. Скважинная дозирующая насосная установка / З.М. Атнабаев, K.P. Уразаков / Заявл. 18.11.97, заяв.97119030/03. Опубл. 27.08.99.

76. Пат. 2143545 РФ, 6 Е 21 В 37/06, G 01 F13/00. Устройство для дозированной подачи реагента в забой скважины / М.А. Джафаров / Заявл. 16.07.97, заяв. 97113209/03. Опубл. 27.12.99.

77. Пат. 2161242 РФ, Е21В37/06, F17D1/16. Устройство для дозированной подачи химического реагента / Р.К. Ишкаев, Р.Г. Габдуллин, Р.К. Зарипов и др. / Заявл. 17.05.99, заяв. 99110003/03. Опубл. 27.12.2000.

78. Пат. 2172389 РФ, Е21В37/06. Способ подготовки и подачи водорастворимого реагента в скважину / В.Ф. Голубев, H.H. Хазиев, М.В. Голубев / Заявл. 16.09.99, заяв. 99119805/03. Опуб. 20.08.2001.

79. Пат. 2231628, 7 Е 21 В 37/06. Устройство для дозированной подачи химического реагента в скважину / A.C. Дубовцев, О.Ю. Кривоносое, А.П. Мальцев и др. / Заявл. 14.10.02, заяв. № 2002127487/03. Опубл. 27.06.04.

80. Пат. 2254448 РФ, Е21В43/00, F17D1/16. Устройство для дозированной подачи химического реагента / Ю.М. Гнедочкин, В.В. Кунеевский, А.И. Дунаев и др. / Заявл. 2.12.2003, заяв. 2003136919/03. Опубл. 20.06.2005.

81. Пат. 2260110 РФ, 7 Е 21 В 37/06. Устройство для дозированной подачи и смешения реагента в скважине / H.H. Хазиев, В.Ф. Голубев, В.В. Шайдаков и др. / Заявл. 12.02.2004, заяв. 2004105142/03. Опубл. 10.09.2005.

82. Пат. 24040 РФ (полезная модель), 7 H 01В 7/18. Электрический кабель / В.Г. Акшенцев, Р.З. Ахметгалеев, И.Ф. Гарифуллин и др. / Заявл. 29.01.2002, заяв. № 2002101118/20. Опубл. 20.07.2002. Бюл. № 20.

83. Пат. 33601, Е21В37/06, Е21В43/00. Скважинный дозатор реагента / В.А. Сафин, О.Н. Ермаков / Заявл. 09.04.2003, заяв. 2003109563/20. Опубл. 27.10.2003.

84. Пат. Входной модуль-фильтр/ Аптыкаев Г.А. и др.

85. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 653 е.: ил.

86. Рекламная информация ООО «Эжектор». 2006. -http ://www.ej ector .ru/3034r. shtml

87. Рекламная информация ООО НПП «Тандем-Д», г. Лениногорск. 2006. -http ://tanclem. boxmai 1. bi z.

88. Рекламный проспект ООО «ОКБ НП», www.okbnp.ru

89. Рекламный проспект Саратовского акционерного производственно-коммерческого открытого общества «Нефтемаш»

90. Саттарова Ф. М., Жданов А. А. О причинах и методах предотвращения солеотложения на нефтепромысловом оборудовании в объединении Татнефть.—М.: ВНИИОЭНГ, РНТС Нефтепромысловое дело, 1981, № 3 с. 19—21.

91. Солеотложения при разработке нефтяных месторождений, прогнозирование и борьба с ними / Ш.К. Гиматудинов, Л.Х. Ибрагимов, Ю.П. Гаттенбергер и др. Грозный.: Изд-во Чечено-Ингушск. гос. ун-та. -1985.-88 с.

92. Справочная книга по добыче нефти./ Под ред. Ш. К. Гиматудинова.— М.: Недра. 1974 - с. 609—616.

93. Сыртланов А. Ш., Кошеваров П. А. Установка для изучения растворимости гипса. В кн.: Физикохимия и разработка нефтяных месторождений.—Уфа: 1978. с. 113—117.

94. Сыртланов А.Ш. Методы борьбы с отложением гипса в нефтяных скважинах и пути их совершенствования. Диссертация на соиск. уч. степени канд. техн. наук. Уфа. 1983.

95. Сыртланов А.Ш., Антипин Ю.В. Применение стимуляторов растворения гипсоуглеводородных отложений на Таймурзинском месторождении // Нефтяное хозяйство. 1980 - № 4. - с. 57-60.

96. Установка дозирования химреагентов УДХ.Э. Рекламная информация ООО «Опытный завод «Электрон», г. Тюмень. - 2006. -http://zelectr.ru

97. Тронов, В.П. Промысловая подготовка нефти / Казань: Фэн , 2000 г. -414 с.

98. Халимов Э.М., Юлбарисов Э. М. Геолого-технические факторы насыщения пластовых вод сульфатами при разработке месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, РНТС Нефтепромысловое дело, 1979, № 6 - с. 27—30.

99. Хлесткина Н.М., Гареев А.Г. STATGRAPHICS 3.0. Работа в среде интегрированной системы математических и графических процедур обработки случайных величин методами прикладной статистики. Учебное пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 1996. - 110 с.

100. Чаусов Ф.Ф. К вопросу о механизме ингибирования кристаллизации органофосфонатами. Препринт. / под ред. С.С. Савинского. Ижевск, Удмуртский НЦ УрО РАН УдГУ, 2004 г. - 76 с.

101. Чистовский А.И. О растворимости сульфатов в пластовых водах палеозойских отложений Куйбышевского Поволжья // Геология нефти и газа 1969 - № 7. - с. 25—27.121

102. Шайдаков B.B, Емельянов A.B., Аптыкаев Г.А., Уметбаев B.B. Устройство для предотвращения отложения асфальто-смоло-парафиновых веществ в колонне НКТ// Патент РФ №60979 БИ №4, 2007 г.

103. Шайдаков В.В., Аптыкаев Г.А., Шайдаков Е.В., Полетаева О.Ю. Капиллярный трубопровод// Патент РФ №79993, БИ№2, 2009.

104. Шакрисламов А.Г., Гильмутдинов Б.Р., Гарифуллин Ф.С. Повышение эксплуатационной надежности эксплуатационной колонны в условиях солеотложения и коррозии // Нефтяное хозяйство, №8, 2007 г. с. 128-131.

105. ООО «ИНЖИНИРИНГОВАЯ КОМПАНИЯ «ИНКОМП НЕФТЬ»окп1. УДК 622.276.531. ВАНОо сервису ОООо»1. В.Г. Паськов 2007 г.2 W1. ЕРЖДАЮ

106. ИНКОМП-НЕФТЬ», :н. наук В.В. Шайдаков 2007г.

107. КАПИЛЛЯРНАЯ СИСТЁШТОДАЧИ ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ В СКВАЖИНУ (КСП)

108. Технические условия ТУ 3666-014-45213414-2007вводятся впервые)срок введения 01.10.2007 г. Разработчики1. СЇ с і ЩВ1Ш~~ "ä.iM, %ратшйм

109. Заместитель директора^канд. техн. наук1. КБ- Черноваie^/щий инженер1. A.A. Шайхинуров1. В.В. Акшенцев1. Д.Г. Аптыкаев1. Г.А. Аптыкаев1. В.В.Уметбаев1. М.М. Капустин

110. Директор производственного департамента СНГДУ-2 ОАО «Самотдаернефтегаз»1. И.Г. Клюшин

111. Нрч&пьник ПТО С Н ГДУ-2 АО «Самотлорнефтегаз»1. Уфа 2007

112. Климатическое исполнение В1 по ГОСТ 15150.

113. Пример условного обозначения установки при ее заказе и в технической документации:

114. КСП 1.2-3 ТУ 3666-594-45213414-2007;где КСП название устройства,12 длина (Ду) капиллярного трубопровода (км),3 тип используемого трубопровода.

115. Перечень документов, на которые даны ссылки в настоящих технических условиях, приведен в приложении А.

116. Требования настоящих технических условий являются обязательными.

117. Изм. Лист № докум. Подпись Дата

118. Разраб. Капиллярная система подачи Техническое условие Лит. Лист Листов1. Провер. 2 10

119. Реценз. Инжиниринговая компания «ИНКОМП-НЕФТЬ»1. Н. Контр. 1. Утверд. 1.Технические требования

120. КСП должна соответствовать требованиям настоящих технических условий и комплекта конструкторской документации, согласованных и утвержденных в установленном порядке.

121. Рис. 1. Схема капиллярной системы подачи

122. ТУ 3666-594-45213414-2007 I 3

123. ТУ 3666-594-45213414-2007 I Лисп1.4

124. КСП соответствует требованиям безопасности ГОСТ 12.2.003; ГОСТ 12.2.007.0; ГОСТ 12.2.088; ГОСТ 12.2.132; ГОСТ Р МЭК 60204-1; ПБ 08-624-03.1. Лисп

125. ТУ 3666-594-45213414-2007 5

126. Изм. Лист № докум. Подпись Дата

127. Пожаробезопасность и взрывобезопасность должны соответствовать требованиям к взрывоопасным зонам класса В-1г, согласно классификации ПУЭ-00 и общим требованиям по ГОСТ 12.1.004; ГОСТ 12.1.010.

128. Работы производить в соответствии с Правилами безопасности при эксплуатации и ремонте скважин, оборудованных УЭЦН в соответствии с РД 39-0147275-064-01 «Технологический регламент на применение оборудования для эксплуатации УЭЦН».

129. Арматура трубопроводная должна соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.063.

130. Конструкция и установка КСП на скважину, в соответствии с требованиями ГОСТ 12.2.132, не должны нарушать условия работы оборудования скважины.

131. КСП в сборе должен быть испытан пробным давлением равным1. Рпр.=1,25Рр.

132. КСП подлежит обязательной сертификации в Системе сертификации ГОСТ Р.1. Лисі

133. ТУ 3666-594-45213414-2007 6

134. Изм. Лист № докум. Подпись Дата

135. З.Требования охраны окружающей среды.

136. КСП не должна оказывать какого-либо вредного влияния на окружающую среду.

137. Конструкция КСП и его составных частей должна исключать проникновение смазочных, технологических, рабочих и других жидкостей в окружающую среду в процессе эксплуатации.

138. Оставшийся реагент следует поместить в специальную тару для дальнейшего использования или утилизации.

139. Утилизацию КСП и его составных частей (в связи с достижением предельного состояния и (или) списанием) следует осуществлять по нормам утилизации нефтепромыслового оборудования, установленным органами охраны окружающей среды.4. Правила приемки

140. Правила приемки должны соответствовать ГОСТ 15.309.

141. Для проверки соответствия капиллярной системы требованиям конструкторской документации и настоящих технических условий предприятие-изготовитель устанавливает:- приемо-сдаточный осмотр;- периодические осмотры;- типовые.

142. Программа проведения приемо-сдаточных и периодических осмотров приведена в таблице 1.