Министерствообразования российской федерации
УниверситетКафедраразработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений
Контрольная работа
По предмету: Борьбас осложнениями при добыче нефти
На тему: «Борьбас солеотложениями путем периодической закачки ингибитора солеотложений впризабойную зону пласта»Уфа-2004
СодержаниеВведение1. Причины, условия образования солейв скважине2. Методы предотвращениясолеобразований
2.1 Выбор наиболее эффективного способа удаления солевыхосадков
3. Метод периодической продавки ингибитора солеотложений вПЗП
4. Выбор методов предотвращения образования отложений. Расчетпотребного оборудования и материалов
4.1 Контроль за работой скважин с отложением солей
5. Контроль за выносом ингибитора отложения солей из скважины
Список использованной литературы
Введение
Процессы добычи нефти илигаза часто сопровождаются нежелательным образованием отложений неорганическихсолей в призабойной зоне пласта (ПЗП), на стенках подземного оборудованияскважин, в наземных коммуникациях системы сбора и подготовки нефти и газа. Дляпредупреждения образования отложений неорганических солей в скважинахприменяются химические методы ингибиторной защиты поверхности нефтепромысловогооборудования. В промысловой практике борьбы с отложением солей наиболее широкоераспространение получил метод периодической обработки ПЗП водным растворомингибитора отложения солей. Сущность обработки заключается в периодическойзакачке водного раствора ингибитора отложения солей в ПЗП в виде оторочкипродавочной жидкостью, адсорбции ингибитора на поверхности породы и постепеннойдесорбции его в процессе отбора жидкости из скважины. Вынос ингибиторадобываемой жидкостью после продавки и пуска скважины в эксплуатацию доминимально необходимых концентраций, требуемых для ингибирования солейпредопределяет период последствия и срок защиты нефтепромыслового оборудованияот отложения солей и время между продавками ингибитора. Поэтому, чемпродолжительнее вынос реагента (в достаточных для ингибирования количествах),тем эффективнее обработка скважины раствором ингибитора солей.Продолжительность выноса ингибитора в значительной мере зависит от величиныадсорбции ингибитора солеотложений на поверхности породы пласта. При этом, чембольше адсорбция ингибирующего вещества и медленнее его десорбция с породы, темпродолжительнее и эффективнее предотвращения образования отложений солей.
Эффективность мер борьбыс солеотложением при добыче нефти зависит от комплексного подхода к решениюданной проблемы. Необходимо знание физико-химических процессов и причин,вызывающих отложения солей в различных условиях залегания нефти, умение заранеепрогнозировать, надежно контролировать и своевременно предотвращать возможноепоявление солевых осадков в процессе эксплуатации скважин. Особое вниманиенужно уделять правильному выбору нужных методов борьбы с отложением солей,позволяющих добиться наибольшей их эффективности в конкретных промысловыхусловиях с учетом экономической целесообразности.
1. Причины, условия образованияотложений солей в скважинеИнтенсификация процессов добычи путем заводнениянефтяных пластов позволяет резко увеличить нефтедобычу, однако наблюдаемое приэтом опреснение пластовых вод приводит, на ряде месторождений, к образованиюгипсовых отложений.
Образование отложенийнеорганических солей происходит в скважинах, нефтепромысловом оборудовании,системе сбора, подготовки нефти и воды, а также в призабойной зоне пласта. Попреимущественному содержанию в отложениях неорганических солей определенноговида выделяются две группы солей: карбонатные и сульфатные.
Самым распространеннымвидом отложений неорганических солей являются осадки, содержащие в основномсульфат кальция (60-80 %) и карбонаты кальция и магния (5-16 %). Влага иуглеводородные соединения составляют 7-27 %. При определенных условиях каждаямолекула сульфата кальция связывает две молекулы воды, в результате чегообразуются кристаллы гипса, поэтому такие осадки называют гипсовымиотложениями. Если при этом в составе осадков содержится более 15 % твердых итяжелых углеводородных соединений нефти, то они классифицируются какгипсоуглеводородные отложения. В составе отложений в виде примесей присутствуютдо 0,5-4,0 % окислов железа и до 0,5-3,0 % кремнезема, наличие которыхобъясняется коррозией оборудования и выносом песчинок жидкостью в процессеэксплуатации скважины.
Изучение структурыпозволяет выделить три вида осадков.
1. Плотные микрои мелкокристаллические осадки. В поперечном сечении таких осадков не удаетсявыделить отдельные слои, поскольку отложения представлены сравнительнооднородными кристаллами длиной до 5 мм с равномерным включением твердыхуглеводородов. В ряде случаев такие осадки имеют накипеобразный характер.
2. Плотныеосадки с преобладанием кристаллов гипса средних размеров 5…12 мм с включениемтвердых и жидких углеводородов. При поперечном срезе образца отложений хорошоразличим слой мелкозернистого осадка толщиной 3…5 мм в пристенной части, затемпрослеживается слой среднекристаллического осадка призматического илиигольчатого строения. В этом слое преобладают кристаллы длиной 5…12 мм. Внаружном слое пространство между средними и крупными кристаллами заполненоболее мелкими.
3. Плотныекрупнокристаллические осадки. Крупные игольчатые кристаллы гипса образуюткаркас. Между крупными кристаллами гипса длиной 12…25 мм находятся более мелкиекристаллы солей и углеводородные соединения. В некоторых случаях внасосно-компрессорных трубах (НКТ) нет сплошных отложений гипса, а осадокпредставлен в виде одиночных друз кристаллов длиной 20… 27 мм с включением у ихоснований мелких.
Выпадение любого веществав осадок происходит в том случае, если концентрация этого вещества или иона врастворе превышает равновесную (или предельную) концентрацию, т.е. когдавыполняется неравенство:
Сi> Cip,
где Ci — концентрация соединения или иона, потенциальноспособного к выпадению в осадок;
Сip- равновесная при данных условиях концентрация(предельная растворимость).
Это неравенство смещаетсяв сторону выпадения осадка, либо за счет увеличения левой части (возрастанияфактической концентрации), либо за счет уменьшения правой части (снижениярастворимости). Первое из этих условий возникает, как правило, при смешиваниивод разного состава, несовместимых друг с другом. Вторым условием выпаденияосадков служит перенасыщение вод в результате изменения температуры, давления,выделения газов, когда в исходном растворе снижается величина равновеснойконцентрации.
При разработке нефтяныхместорождений Урало-Поволжья с применением заводнения происходятгидрохимические изменения, накладывающиеся на природные изменения вод. Сзакачкой воды в нефтяном пласте образуется сложная многокомпонентная система:закачиваемая вода — пластовая вода — погребенная вода — нефть с раствореннымгазом — породы пласта. В результате сложных внутрипластовых процессов в этойсистеме происходит увеличение концентраций сульфатных ионов в попутнодобываемых водах. Поэтому все гипотезы о причинах отложений гипса сводятся кобъяснению причин увеличения концентрации сульфат — ионов в связи с закачкойпресной или сточной воды. Кроме того, при извлечении нефти с попутной водой,перенасыщенной сульфатом кальция или близкой к предельному насыщению, иизменении термодинамических условий по стволу скважины происходит уменьшениеравновесной концентрации сульфата кальция в воде, которое приводит к выпадениюгипса в скважинах.
Обобщение литературныхданных позволяет выделить следующие основные причины выпадения гипса вскважинах:
1) выщелачивание гипса иангидрита, содержащегося в скелете пласта, закачиваемой пресной водой;
2) обогащение попутно добываемойводы сульфатными ионами за счет погребенных вод;
3) приток чуждых сульфатных вод из-за некачественногоцементирования или негерметичности обсадной колонны и смешение их в скважине спластовыми хлоркальциевыми водами;
4) обогащение попутныхвод за счет окисления до сульфатов сульфидов, имеющихся в пласте, и серосодержащихсякомпонентов нефти кислородом воздуха, вносимым с закачиваемой водой;
5)поддержание пластового давления путем закачки несовместимых с пластовымипресных или сточных вод повышенной сульфатности;
6) окисление соединенийсеры, находящихся в пласте, до сульфатов серобактериями и тиобактериями;
7) изменениетермодинамических условий газо-водо-нефтяной смеси при подъеме жидкости изскважины.
Отмечается,что отложения гипса в скважинах чаще происходит по нескольким причинам,обусловленным геологическим строением, системой разработки залежей и режимовэксплуатации скважин.
Исследованиекернов Таймурзинского месторождения показывает, что в составе терригенныхпродуктивных пород нижнего карбона содержится ангидрит, гипс, пирит. Преснаявода насыщается за счет растворения ангидрита и гипса и десорбции сульфат-ионовс поверхности породы. Насыщение сульфатами пресных вод происходит также за счетвнутрипластового окисления сульфидов кислородом воздуха, вносимым с закачиваемойводой. Содержание пирита в отдельных исследованных кернах достигает 10 %, а внагнетаемой в пласт воде содержится в значительном количестве растворенныйкислород, происходит образование хорошо растворимого в воде сульфата железа последующей реакции:
2FeS2 + 7O2 + 2H2O = 2 FeSO4 + 2H2SO4
Образующаяся при этомсерная кислота воздействует на присутствующие в породе карбонаты или вступаетво взаимодействие с хлорокальциевыми пластовыми водами с образованием гипса.
Поступление в добывающиескважины высокосульфатных вод может быть не только из продуктивных пластов, нои из выше — и нижележащих водоносных горизонтов по негерметичности цементногокольца за эксплуатационной колонной, либо через негерметичные резьбовыесоединения в обсадных трубах. Эта причина выпадения солей, как правило, быстровыявляется и не вызывает массовых отложений. На Таймурзинском месторожденииобнаружились единичные случаи отложения солей сульфата и карбоната кальция, этообъясняются поступлением высокосульфатных артизианских вод через негерметичностив обсадной колонне.
Также на увеличениесульфатности попутно-добываемых вод отражается и состав закачиваемых вод, так какдля поддержания пластового давления (ППД) используются пресные воды повышеннойсульфатности р. Белой. Кроме того, для повторной закачки в пласт используютсясточные воды из установок подготовки нефти, в которых они обогащаютсясульфатами за счет деэмульгаторов.
Образование гипсовыхотложений будет происходить в том случае, если концентрация сульфата кальция врастворе превысит при данных условиях, равновесную. Такое условие возникает присмешении пластовой хлоркальциевой воды с пресной, насыщенной сульфатами впроцессе продвижениям ее по пласту. Воды, поступающие из различных пропластков,существенно отличаются по солевому составу. Одни из них больше насыщеннысульфатами, другие, в частности пластовые, насыщенны ионами кальция. Врезультате смешения таких вод в скважине раствор оказывается перенасыщенным поотношению к сульфату кальция, избыток которого выпадает на оборудовании в видетвердого осадка.
На интенсивностьобразования гипсовых отложений влияет изменение величины равновеснойконцентрации (предельной растворимости) сульфата кальция. Это условие возникаетпри изменении температуры и давления в насыщенных сульфатных растворах приподъеме жидкости из скважины. По обобщенным данным Н.И.Даниловой, перепадыдавления, которые испытывают растворы при поступлении на забои скважин,оказывает превалирующие влияние на сульфатное равновесие в этих растворах иуменьшают предельную растворимость сульфата кальция в воде. Изменениетемпературного режима растворов оказывает существенное влияние на растворимостьгипса в воде только на поверхностях теплообмена установок по подготовкеобводненной нефти.
Для оценки влияниядавления на предельную растворимость сульфата кальция в хлоркальциевых водах вУГНТУ были проведены лабораторные эксперименты и было установлено, что величинапредельной растворимости сульфата кальция зависит прежде от химического составараствора. Добавление в воду хлористого кальция ведет к снижению предельнойрастворимости из-за наличия одноименных ионов кальция в CaCl2 и CaSO4. В сложныхводных растворах при малых концентрациях хлористого кальция и значительныхконцентрациях хлористого натрия предельная растворимость сульфата кальция выше,чем в дистиллированной воде. Эти же закономерности присущи и пластовым водам.
Изменение давления вводных растворах оказывает влияние на величину предельной растворимостисульфата кальция. Это влияние выражается в увеличении предельной растворимостисульфата кальция пропорционально давлению. Уменьшение давления от 20 до 2 МПаприводит к снижению растворимости сульфата кальция на 16-18 %. Это имеетпрактическое значение. В условиях скважин большие депрессии на забое при ееэксплуатации могут явиться причиной выпадения и отложения гипса, если попутныеводы насыщены или близки к насыщению сульфатом кальция.
Также замечено, чтоувеличение шероховатости стенок оборудования, выделение газа из добываемойжидкости, резкое уменьшение скорости потока способствует ускоренному накоплениюотложений.
Большинство авторов сходитсяво мнении, что изменение термодинамических условий в процессе добычи жидкостиявляется основным фактором, влияющим на выпадения гипса. Зависимостьгипсообразования от темпераратуры исследовалась и для насыщенного, по отношениюк кальций- и сульфат-ионам, раствора (0,43 г/100 г Ca2+, 0,53 г/100 г SO42-). Установлено, что с увеличениемтемпературы резко сокращается время начала выпадения гипса из раствора. Притемпературе 60-35 оС гипс выпадает через 1 -3 минуты, при 5оСгипс начинает выпадать только через 12 суток. В случае обводненного раствора (0,55 г/100 г SO42- и 0,12 г/100 г Са2+ ) суменьшением температуры время начала выпадения гипса может увеличиться добесконечности, то есть при концентрации сульфат -ионов и ионов кальция, близкойк критической, температура может являться главным фактором, определяющимвыпадения гипса. Снижение температуры при разработке продуктивных пластов неспособствует, а ухудшает условия выпадения гипса даже из насыщенного раствора.Это подтверждается промысловыми наблюдениями: в зимнее время трубы наземныхкоммуникаций реже забиваются гипсом по сравнению с летним периодом.
Известно, чторастворимость гипса в воде имеет максимальные значения 2,05-2,11 г/л в пределахтемператур 20-50 оС. При температурах выше и ниже указанных, егорастворимость резко снижается. Как показывают промысловые наблюдения, в первуюочередь отложения гипса появляются на электродвигателе и на рабочих колесахнасосов. Это вероятнее всего объясняется тем, что при работе электродвигателя насосанаблюдается повышение его температуры.
Растворимость гипсасущественно увеличивается в растворах солей, не имеющих с сульфатом кальцияобщих ионов. Прослеживается тесная зависимость растворимости от составарастворенной соли и общей минерализации раствора: с повышением минерализациирастворимость увеличивается, достигает максимума, после чего начинает падать вследствии проявления высаливающего эффекта. Максимальная растворимость гипса врастворах поваренной соли при температуре 25 оС и концентрации NaCl 139 г/л равна 7,3 г/л, то есть в трис половиной раза превышает растворимость в дистиллированной воде при той жетемпературе. Однако даже незначительные добавки в раствор соли, имеющей общийион с сульфатом кальция, резко снижает растворимость гипса. Десятипроцентноесодержание хлористого кальция в растворе снижает растворимость гипса более чемв три раза по сравнению с растворимостью его в пресной воде. Зависимостьрастворимости гипса от давления сравнительно невелика. В растворах NaCl с минерализацией 80-200 г/л повышениедавления на 10-20 МПа приводит к увеличению растворимости гипса всего на 7-10%. При минерализации менее 80 и более 200 г/л влияние повышения давления на20-40 МПа совершенно незначительно. Только в интервале давления 50-100 МПарастворимость сульфата кальция резко возрастает. Подводя итог изучения вопросао причинах и условиях образования гипса при нефтедобычи можно представитьследующую схему формирования состава попутно — добываемых вод с последующимвыпадением из них гипсовых осадков: закачиваемые бессульфатные воды врезультате взаимодействия с породой нефтевмещающего коллектора, пластовойводой, нефтью и погребенными водами обогащаются сульфат — ионами. Смешение этихвод с пластовыми водами хлоркальциевого типа приводит к образованию попутно — добываемых смешанных вод, представляющих собой насыщенные растворы сульфатакальция (гипса). К подобному же результату приводит и смешение двух пластовыхвод, одна из которых содержит значительное количество иона кальция, а другаясульфат — иона. Кроме того, если закачиваемая вода заведомо обогащена сульфат — ионами, то при смешении ее с пластовой водой хлоркальциевого типа образуются такженасыщенные растворы сульфата кальция. Выпадение из таких растворов гипсапроисходит под влиянием изменения температуры, давления, концентрации другихсолей, в результате действия активных органических соединений.
Нужно заметить, чтовыпадение гипса происходит тем интенсивнее, чем больше центров кристаллизации врастворе. При добыче нефти центрами могут быть механические частицы, выносимыеиз скважины потоком жидкости; пузырьки газа, выделяющиеся из нефти; шероховатыестенки труб и насосного оборудования.
2. Методыпредотвращения солеобразований
Дляудаления солей применяют различные способы в зависимости от характера солевыхотложений, места отложения неорганических солей и их состава. Для ликвидацииотложений солей в обсадной колонне применяют механический способ – разбуриваниесолевых пробок с последующей дополнительной перфорацией в интервалепродуктивного пласта.
Напромыслах России и за рубежом широко используют химические способы удалениясолей. Нередко различные способы используются одновременно для обеспеченияболее полного удаления солей.
Отметим, что химическиеспособы применяют для удаления гипса и карбоната кальция. Отложения сульфатабария удаляются, как правило, механическим способом. Поэтому в каждом случае, взависимости от состава солевых отложений, необходимо выбирать соответствующиеметоды и реагенты, чтобы обеспечить наибольшую эффективность проводимыхобработок.
Для удаления гипсанаибольшее распространение получили следующие реагенты: водный раствор едкогонатра (каустической соды), водные растворы соляной кислоты с добавкой хлористогонатрия или хлористого аммония, водные растворы углекислого натрия(кальцинированной соды).
На скважинах НГДУ «Чекмагушнефть»наблюдалось отложение солей в призабойной зоне. Это наиболее ярко проявилосьпри испытании ингибиторов, в тщательно оборудованных для постоянной подачиингибитора скважинах. Хвостовики были спущены до интервала перфорации,ингибитор подавали постоянно с помощью дозировочных насосов, работа которыхнаходилась под постоянным наблюдением. Тем не менее через 3-4 месяцаэксплуатации дебит скважин начал снижаться. Подъем оборудования и его ревизияпоказали полное отсутствие отложений солей на поверхности оборудования. Послепроведения обработок призабойной зоны продуктивность скважин былавосстановлена.
Бывают случаи солепроявленияза счет неправильного прорыва вод различного состава к забою скважины.
Таким образом, даже придолжной организации работ по предупреждению отложений солей не исключаетсянеобходимость в периодическом проведении работ по удалению отложениянеорганических солей.
Эффективность действиякаждого реагента оценивают по скорости растворения образцов, причемисследования проводят при различных температурах (от –7 до +80оС) иразличной концентрации исходного раствора реагента (от 5 до 35 массовых долей %).Из всех испытанныхреагентов для удаления гипса наиболее эффективен и технологичен 20 – 25 %-ыйраствор едкого натра. Солянокислотная обработка эффективна только тогда, когдав составе отложений в большем количестве присутствуют карбонаты. Для повышенияэффективности обработок рекомендуется применение стимуляторов растворенияосадков.
2.1 Выбор наиболее эффективного способа удалениясолевых осадков
Образование отложенийнеорганических солей на глубиннонасосном оборудовании скважин в НГДУ “Чекмагушнефть” впервые было обнаружено в 1965 году скв.94 Манчаровскогоместорождении. В дальнейшем с каждым годом наблюдается рост числа скважин иместорождений, добыча нефти на которых была осложнена отложенияминеорганических солей.
Первоначальным основнымметодом ликвидации отложений были механические очистки ствола скважин и заменаиз строя насосов и забитых солями НКТ на новые. Позже стали применятьсящелочные, солянокислотные обработки скважин и ТГХВ ( впервые в 1976 г.).
С 1976 года на промыслахначато внедрение импортных и высоко эффективных отечественных ингибиторовотложения солей.
На Таймурзинскомместорождении было внедрено метод непрерывной подачи раствора ингибиторадозировочными насосами в затрубное пространство скважин.
С 1977 года на промыслахбыли внедрены методы периодической продавки водного раствора ингибиторасолеотложения в ПЗП.
Также в НГДУ«Чекмагушнефть» начаты с 1978 года работы по внедрению способапродавки ингибитора солеотложения в ПЗП в составе двухфазной пены.
Большое разнообразиепричин, могущих привести к отложению неорганических солей в условиях конкретныхместорождений, привело к созданию большого числа самых разнообразных методовудаления и предотвращения. Причины, условия и интенсивность отложения солейразличны для различных месторождений. Соответственно различаются и методыборьбы. Отсутствие четкого представления о природе и механизме образованиятвердых осадков в эксплуатационных скважинах затрудняет выбор эффективныхметодов борьбы с этим явлением. Только комплексный подход к решению проблемы иумное применение средств борьбы с солеотложением в каждом конкретном случаепозволит предотвратить осложнения вызванные этим явлением.
При эксплуатации рядаплощадей НГДУ ” Чекмагушнефть ” наблюдается снижение продуктивностинефтяных скважин из-за отложения в них неорганических солей. Особенноувеличивается количество скважин, осложненных этими отложениями на позднейстадии разработки с увеличением обводненности добываемой жидкости.
Как показывают ранеепроведенные исследования, эти соли в основном отлагаются на глубинномоборудовании и эксплуатационной колонне в виде кристаллов игольчатой формы,ориентированных к оси труб. Представлены они преимущественно гипсом и сульфидомжелеза.
На 01.03.2002 г.количество осложненных отложений неорганических солей, составляет по НГДУ” Чекмагушнефть ” порядка 250 скважин, т.е. более 15 % от общегофонда действующих нефтяных скважин. Отметим, что в данный фонд входят скважины,где когда — то наблюдались отложения гипса в той или иной мере, а такжескважины, склонные к отложению солей по результатам анализа изменения солевогосостава попутно- добываемой воды и расчетным показателям степениперенасыщенности их сульфатами кальция и находящиеся на сегодняшний день вконсервации из-за нерентабельности.
В таблице 2.1 представленораспределение фонда гипсующихся скважин по нефтепромыслам НГДУ “Чекмагушнефть “.Таблица 2.1 Распределение фонда гипсующихся скважин по нефтепромысламНГДУ «Чекмагушнефть» Нефтепромысел Количество гипсующихся скважин Всего Фонт. ЭЦН ШГН Консер. ЦДНГ — 1 59 40 5 14 ЦДНГ — 2 98 3 41 38 16 ЦДНГ — 3 80 1 43 17 19 ЦДНГ — 4 13 11 2 Всего по НГДУ 250 4 135 62 49
Как видно из таблицы, 2.1 основной фонд скважин находится нанефтепромыслах 1, 2, 3 соответственно 59, 80 и 98 скважин.
Отметим, что наТаймурзинской, Манчаровской площадях отложения преимущественно представленыгипсом, а на Юсуповской площади — сульфидом железа. Эксплуатируются этискважины в основном электро — центробежными насосами с обводненностью более 60%. Доля таких скважин составляет порядка 54 % от всего фонда гипсующихсяскважин.
Проблема борьбы сотложениями неорганических солей в добывающих скважинах в НГДУ “Чекмагушнефть ” практически решена за счет применения различныхингибиторов солеотложения как в отдельности, так и в комплексе с другимиметодами воздействия на призабойную зону скважин и глубинно- насосногооборудования.
Методы удаления отложенийсолей из скважин подразделяются на механические и химические. Сущностьмеханических методов удаления отложения заключается в проведении очистокскважин путем разбуривания мощных солевых пробок или путем переработки колоннырасширителя, скребками с последующим шаблонированием. Механические очистки-дорогостоящие мероприятия, поэтому в настоящее время наибольшеераспространение получили химические методы удаления.
Сущность химическихметодов удаления отложений солей заключается в проведении обработок скважин реагентами,эффективно растворяющими неорганические соли. Для удаления карбонатных солей успешноприменяются простые соляно-кислотные отработки. Для удаления сульфатных солейсуществуют два основных принципа разрушения сульфатов: конверсия осадка споследующим растворением преобразованного осадка соляной кислотой илирастворение кислотами и хелатными соединениями.
/>/> В НГДУ ” Чекмагушнефть”для удаления отложений с НКТ и штанг применяется циркуляция растворакаустической соды скважинным насосом без подъема глубиннонасосногооборудования. Технология обработки заключается в подготовке обвязки устьяскважины, позволяющей осуществить прямую и обратную промывку с обеспечениемциркуляции жидкости по замкнутому циклу: емкость — насосный агрегат — скважина- емкость. Приготовленное расчетное количество 20-25 % раствора каустическойсоды закачивается в скважину. Прокачка раствора ведется при небольшихскоростях. В процессе обработки скважины целесообразно производить допуск труб,периодически контролировать концентрацию реагентов. Обработка скважинызавершается промывкой водой.
При продавке растворакаустической соды в пласт для удаления отложения гипса из призабойной зоныпласта может произойти уменьшение проницаемости. Это обусловлено тем, чтоперфорационные отверстия, поровые каналы и трещины частично перекрываютсяпродуктами реакции каустической соды с гипсом — хлопьевидными осадками гидроокисикальция. В таких случаях гидроокись кальция удаляется путем обработки скважины13-15 % раствором соляной кислоты:
Ca (OH )2 + 2 HCl = CaCl + 2 H2O
Образующийся в результатеэтой реакции хлористый кальций хорошо растворим в воде.Также применяют дляликвидации осадков гипса из призабойной зоны пласта термогазохимическоевоздействие (ТГХВ). Сущность этого метода заключается в том, что в интервалперфорации спускают аккумулятор давления скважинный (АДС), содержащий медленногорящий порох, при сгорании которого на забое создается большое давление иразвивается высокая температура. В продуктах сгорания содержится углекислый гази соляная кислота. Все эти факторы влияют на быстрое разрушение и растворениегипсоуглеводородных отложений любой плотности в призабойной зоне скважины.
3. Метод периодическойпродавки ингибитора солеотложений в ПЗП
Процессы добычи нефти или газа часто сопровождаютсянежелательным образованием отложений неорганических солей в призабойной зонепласта (ПЗП), на стенках подземного оборудования скважин, в наземныхкоммуникациях системы сбора и подготовки нефти и газа. Для предупрежденияобразования отложений неорганических солей в скважинах применяются химическиеметоды ингибиторной защиты поверхности нефтепромыслового оборудования. Впромысловой практике борьбы с отложением солей наиболее широкое распространениеполучил метод периодической обработки ПЗП водным раствором ингибитора отложениясолей. Сущность обработки заключается в периодической закачке водного раствораингибитора отложения солей в ПЗП в виде оторочки продавочной жидкостью,адсорбции ингибитора на поверхности породы и постепенной десорбции его впроцессе отбора жидкости из скважины. Вынос ингибитора добываемой жидкостьюпосле продавки и пуска скважины в эксплуатацию до минимально необходимыхконцентраций, требуемых для ингибирования солей предопределяет периодпоследствия и срок защиты нефтепромыслового оборудования от отложения солей ивремя между продавками ингибитора. Поэтому, чем продолжительнее вынос реагента(в достаточных для ингибирования количествах), тем эффективнее обработкаскважины раствором ингибитора солей. Продолжительность выноса ингибитора взначительной мере зависит от величины адсорбции ингибитора солеотложений наповерхности породы пласта. При этом, чем больше адсорбция ингибирующеговещества и медленнее его десорбция с породы, тем продолжительнее и эффективнеепредотвращения образования отложений солей.
Для улучшенияадсорбционно-десорбционных свойств используемых ингибиторов отложения солей наоснове органических фосфатов их применяют с кислотными реагентами. В качествекислот известно применение соляной, уксусной или смеси монокарбоновых кислот.Обработка поверхности продуктивных пород ингибирующей композицией, содержащейактивную кислоту, повышает величину адсорбции ингибитора и замедляет егодесорбцию при отборе жидкости из скважины. Механизм улучшенияадсорбционно-десорбционной способности ингибитора солеотложений объясняетсяулучшением качества очистки поверхности пор породы от пленочной нефти, покрывающейповерхность пор ингибирующей композицией, поскольку состав за счет кислотызначительно уменьшает поверхностное натяжение на границе «нефть — ингибирующий раствор — порода», а отторжение пленочной нефти приводит кгидрофилизации и увеличению поверхности адсорбента. Кроме того, кислота,реагируя с карбонатными породами увеличивает их шероховатость, в результатечего площадь адсорбента дополнительно увеличивается. Практики использованияподобных составов показала, что их эффективность выше в тех случаях, когда впродуктивных пластах содержится значительное количество карбонатов.Эффективность состава снижается при обработке ПЗП скважин, эксплуатирующихтерригенные пласты, представленные песчаниками с включением глинистогоцементирующего материала и содержанием карбонатов менее 2%. Это объясняетсятем, что песок и глинистый материал не реагируют с вышеуказанными кислотами ина поверхности породы молекулы ингибитора удерживаются только за счетфизической адсорбции (сил Ван-дер-Ваальса) при ограниченном участии хемосорбции(обладающей более сильными молекулярными связями ).
Для обработки терригенныхпластов разработаны ингибирующие композиции, содержащие помимо ингибитораотложения солей, соляную и кремнистоводородную кислоты. Механизм действиякомпозиции при контакте с терригенными породами заключается в хемосорбционномвзаимодействии кремне-фтористоводородной кислоты (КФВК) с силикатными иалюмосиликтными соединениями. При применении КФВК на поверхности породыодновременно протекают сложные процессы. При поступлении в поры терригенногопласта малоконцентрированного раствора КФВК происходит только хемосорбциямолекул КФВК и молекул ингибитора отложения солей с образованием пленкикремнезоля. Наличие соляной кислоты обеспечивает качественную очистку поверхностипороды от пленочной нефти и увеличение поверхности адсорбента. Благодаря этимфакторам на очищенной и увеличенной площади поверхности пор молекулы ингибиторасолеотложения прочно удерживаются на породе в составе силикатной пленкикремнезоля и очень медленно десорбируются. В случае использования болееконцентрированных растворов КФВК происходит химическое взаимодействие ее ссиликатными породами с образованием золей и гелей. В объеме этих гелейнаходятся и молекулы ингибитора солеотложения. При взаимодействия КФВК соксидом кремния образуется фторид кремния SiF4, который, реагируя в последующем сводой образует гидроксид кремния в виде золя. Золь этого состава получаетсятакже при гидролизе гексафторсиликата кальция (образуется при реакции КФВК скарбонатными породами или при смешении с хлоркальциевыми водами). Предотвратитьили уменьшить коагуляцию силикатной пленки золя в студнеобразный гель,способный значительно снизить проницаемость пласта, позволяет наличие вингибирующей композиции соляной кислоты.
За счет того, чтоингибитор находится преимущественно в составе силикатного золя и геля десорбцияингибитора будет протекать медленнее. Поскольку силикатные системы сингибитором устойчивее к вымыванию, нежели обычные адсорбционные слоиингибитора на твердой поверхности. При этом период десорбции увеличивается, аэто означает, что повышается и эффективность использования ингибиторасолеотложения. Поскольку гель из силикатного золя предотвращается солянойкислотой, то такой ингибирующий состав солеотложения можно применять даже вмалопроницаемых коллекторах. В высокопроницаемых коллекторах содержание солянойкислоты можно уменьшить. Это приведет к образованию плотного геля в крупныхпорах и снижению притока воды в скважину. При этом молекулы ингибитора солеотложениябудут находиться как в составе силикатной пленки, так и в объеместуднеобразного геля.
В качестве ингибитораотложения солей в составе композиции можно использоватьнитрилотриметилфосфоновую кислоту ( НТФ, инкредол ( реагент на основе НТФ ) илидифонат ( тринатриевая соль НТФ ). Разработка ингибирующей композиции на основедифоната в лабораторных условиях осуществлялась в четыре этапа. Вначалеподбиралось наиболее благоприятное сочетание КФВК с соляной кислотой,обеспечивающее наибольшее снижение поверхностного натяжения на границе «нефть- кислотные растворы». Затем изучалась способность дифоната иблагоприятного сочетания этих кислот понижать поверхностное натяжение награнице «нефть — кислотные растворы с дифонатом». На третьем этапеизучалась ингибирующая способность композиции, содержащей дифонат, КФВК исоляную кислоту. На четвертом этапе определялась адсорбционно-десорбционнаяхарактеристика ингибирующей композиции солеотложения. Лабораторные исследованияпозволили установить, что наиболее эффективная композиция содержит дифонат 0,5-4%,КФВК 1-3%, соляную кислоту 6-13%. Введение в композицию гелеобразующегореагента КФВК позволяет улучшить процесс десрбции дифоната в 1,58 раза.
4. Выбор методовпредотвращения образования отложений. Расчет потребного оборудования иматериалов. Оптимизация параметров продавки ингибитора солеотложения впризабойную зону пласта
Существующие методыпредотвращения солей можно разделить на две группы — безреагентные ихимические.
К безреагентным методам предотвращенияотложений солей относятся:
воздействие наперенасыщенные солями растворы магнитными силовыми и акустическими полями,использование защитных покрытий труб и рабочих органов насосов.
К химическим методамотносятся подготовка и использование для закачки в пластывысокоминерализованных вод, совместимых с пластовыми .
Наиболее эффективным итехнологичным в настоящее время является способ с применением химическихреагентов — ингибиторов отложения солей.
К ингибиторамсолеоотложениям предъявляются жесткие требования:
— не должны оказыватьотрицательного воздействия на технологические процессы добычи, сбора,транспорта и подготовки нефти;
— не должны оказыватьотрицательного влияния на технологический процесс переработки нефти и неснижать качество продуктов переработки;
— не должны повышатькоррозионную активность среды, в которой они растворены;
– не должныспособствовать повышению стойкости водонефтяной эмульсии;
— должны быть безопаснымидля обслуживания и безвредными для окружающей среды;
— содержание ингибиторовв различных по составу растворах должно надежно определяться в промысловыхусловиях;
— должны обладатьспособностью предотвращать отложение неорганических солей при малыхконцентрациях реагента;
— должны быть совместимыес пластовыми, попутно-добываемыми и нагнетаемыми водами различного состава ихорошо растворяться в них;
— должны быть стабильнымипри хранении и транспортировке.
Механизм работы реагентов- ингибиторов отложения солей сложен и недостаточно полно изучен. Былообнаружено, что наиболее эффективными и экономически целесообразными ингибиторамиявляются те, которые обнаруживают ” пороговый эффект “. Этот эффектвозникает тогда, когда реагент покрывает микрокристаллические ядраобразующегося осадка, замедляет их рост и удерживает в растворе во взвешенномсостоянии при концентрациях выше уровня осаждения. Так как адсорбционные слоиингибитора возникают и на поверхности защищаемого оборудования, этимикромолекулы имеют плохую адгезию и легко уносятся потоком жидкости. Некоторыеингибиторы мало препятствуют кристаллизации солей, но при этом видоизменяютформу кристаллов и препятствуют их дальнейшему росту.
Различают способы подачиингибитора:
— непрерывная дозировка всистему с помощью дозировочных насосов или специальных устройств;
— периодическая закачкараствора ингибитора в скважину с последующей задавкой его в ПЗП;
— периодическая подачараствора ингибитора в затрубное пространство скважины насосными агрегатами.
Насегодняшний день наиболее эффективным является метод предупреждения отложениясолей путем добавки в попутно-добываемую воду ингибиторов солеотложения. В НГДУ” Чекмагушнефть ” принята технология периодической продавки полногораствора ингибитора солеотложения в призабойную зону пласта (РД 39- 23- 1212-84). Для этих целей применяются в основном отечественные реагенты Инкредол, ИСБ- 1 и Дифонат.
В таблице представленадинамика внедрения данного метода в НГДУ ” Чекмагушнефть ” запоследние годы.
Расчетные техническиепараметры продавки раствора ингибитора солеотложения определяются по руководящимдокументам, разработанным в
БашНИПИ нефти. Количествоингибитора солеотложения для обработки скважины предлагается определять поформуле:
G = A * d *Qв* t / 1000,
где G — расчетноеколичество ингибитора, кг;
А — коэффициент увеличениярасхода ингибитора, учитывающий неравномерность его выноса из призабойной зоны,рекомендуется принимать 1-2,0;
d — оптимальная дозировкаингибитора, г/м3, для каждого типа рекомендуется свой диапазондозировки;
Qв — производительность скважины поводе, м3/сут;
t — предполагаемое время защиты оборудованияи скважин от солеотложения, сут., рекомендуется принимать 120-150 сут.
Рассмотрим на примерескважины № 235 Таймурзинского месторождения. Примем оптимальную дозировку дляреагента ИСБ — 1 (НТФ) равную 10 г/м3, коэффициент А = 2, производительностьскважины по воде 25 м3/сут, время защиты оборудования за 100 суток.Тогда, отсюда
G = 1,5 * 5 ( 25 *150 )/1000 = 28,125 кг
На основе рассчитанногоколичества ингибитора приготавливается раствор ингибитора в пресной воде. Дляотечественных реагентов рекомендуется 0,2 — 2 % растворы. Наши 50 кг ИСБ -1затворим в 6,25 м3 для получения 0,8 % раствора ингибитора.
Затем определяетсяколичество продавочной жидкости для доставки приготовленного раствора в пласт срадиусом проникновения не менее одного метра. Имеются различные рекомендации поглубине продавки ингибитора в пласт. Так, по рекомендациям[10,12] глубинапродавки составляет 1 м, а по исследованиям А.Ш. Сыртланова [7] для условийНГДУ «Чекмагушнефть » эта величина составляет 1,6…1,9 м. Возьмем длянашего расчета величину продавки 1,6 м.
Объем продавочнойжидкости, продавливаемой в пласт рассчитываем по формуле:
Vп.ж = pr2* h * m,
где r — внутренний радиус оторочкираствора реагента, м;
m — пористость;
h — вскрытая толщина пласта, м;
В нашем расчете вскрытаятолщина пласта 1295,6-1300 м (5 м), пористость равна 0,22.
Vп.ж = 3.14* 2*5 * 0.22 = 8,84 м3
Общий объем продавкиравен:
V = Vинг. + Vп.ж + Vзатр. ,
где Vзатр. — объем затрубного пространства,который находится по формуле:
Vзатр. = ((Dвн2 — dнар2)/4) * p * L,
где Dвн — внутренний диаметрэксплуатационной колонны, м;
dнар — наружный диаметр НКТ, м;
L — глубина спуска НКТ, м.
Vзатр = ((0,1092 — 0,0732)/4)*3,14 * 1290 = 6,65 м3
В скважине № 235 эксплуатационнаяколонна с внутренним диаметром 109 мм и трубы НКТ ( dнар = 73 мм) спущены на глубину 1290 м.
Итого:
V = 6,25 + 11,2 + 6,65 = 24,1 м3
Подберем и рассчитаемрежим работы оборудования. Для нашей обработки выберем две автоцистерны АЦН — 11- 257 и агрегат Азинмаш — 30А. В соответствии с требованиями к обсадным(эксплуатационным) колоннам давление на их стенки не должно превышать 25 МПа.Таким образом надо выбрать такое давление продавки насосным агрегатом, гдедавление на устье должно быть меньше разницы между допустимым гидростатическимидавлениями:
Ру
где Ру — устьевое давление, МПа;
Ргст — гидростатическое давление, МПа;
Ргст = pg*Lс,
где р — плотность воды,кг/м3;
Lс — глубина скважины, м.
Ргст = 1000 *9,8 * 1295 = 12,7 МПаОтсюда
Ру = 25 — 12,7= 12,3 МПаЗа основу расчета беремформулу Дюпю:
Q = Кпрод* ( Рпл — Рзаб ),
где Кпрод — коэффициент продуктивности скважины, м3/сут *МПа;
Рпл — пластовое давление, МПа;
Рзаб — забойноедавление, МПа.
Условно примемкоэффициент продуктивности равным коэффициенту приемистости, тогдасоответственно дебит скважины равен объему закачки и формула запишется:
Qзак = Кпр* ( Рзак — Рпл ),
где Qзак — объем закачки, м3/сут;
Кпр — коэффициент приемистости, м3/сут * МПа;
Рзак — давление закачки, МПа.
Коэффициентпродуктивности скважины №235 равен 26 м3/сут*МПа.
Qзак = 26 * (25 — 11,6) =348,4 м3/сут = 4,03 л/с
Пластовое давление равно11,6 МПа.
Из расчетавидно, что производительность должна быть не более 4,03 л/с. В табл. показанапроизводительность и давление, развиваемые агрегатом типа Азинмаш-30 А.
Согласно таблице 4.1. [9],надо качать на II скорости спроизводительностью 2,24 л/с = 193,5 м3/сут. В этом случае устьевоедавление будет вычислено по формулам:
Рзак = ( Qзак + Кпр* Рпл)/Кпр ,
Ру = Рзак — Ргст ,
Рзак = (193,5+ 26 * 11,6 )/26 = 19 МПа
Ру = 19 — 12,7= 6,3 МПа
Таблица 4.1 Производительностьи давление, развиваемые агрегатом типа Азинмаш-30А Скорости Частота вращения коренного вала насоса, об/мин Диаметр плунжера, мм 100 120 Производ., л/с Давление, МПа Производ., л/с Давление, МПа II 49.3 2.24 50 3.23 34.4 III 94.0 4.28 25.9 6.16 18.0 IV 143.0 6.5 17.1 9.36 11.8 V 215.0 9.78 11.3 14.08 1.9
Сравним с допустимым Рудоправным 12,3 Мпа, Ру
Проверим, нельзя ли качатьна III скорости. Производительность QIII = 4,28 л/с = 369,8 м3/сут,отсюда:
Рзак = (368,9+ 26 * 11,6)/26 = 25,8 МПа,
Ру = 25,8 — 12,7 = 13,1 > 12,3,
следовательно, недопустимо качать на III скорости.
Рассчитаем время задавки,которое состоит из нескольких частей:
1) время задавки для заполнения скважиныингибирующим раствором до закрытия задвижки:
2) t1 = 6,25 * 1000/2,24 = 2790,1 с
3) закачка ингибирующей жидкости в ПЗП споследующей продавкой:
t2 = ( 6,65 –6.25 )/2,24 *1000+(6,25+11,2)/2,24*1000 = 7968,7 с
Общее времяработы насосного агрегата по закачке реагентов:
Т = t1 + t2 =2790 + 7968,7 = 10758,8 с
После истечения этоговремени все задвижки закрываются, скважина остается на 8 — 24 часов для болееполной адсорбции ингибитора на породе и распределения его в порах пласта, послечего скважина пускается в эксплуатацию. На скважине организуется контроль за выносомингибитора, путем анализа периодически отбираемых проб жидкости в соответствиис РД-39-1- 237-79. Определим параметры процессы продавки ингибитора и периодзащиты оборудования от отложения солей с учетом оптимизации процесса, зная чтоVр/hэф = 0,8 м3/м и Vп/hэф = 2,2 м3/м полабораторным данным. Определим объем ингибирующего раствора Vр’, затворяемого на пресной воде, и необходимо длязакачки в пласт толщиной 5 м
Vр’ = (Vр/hэф)уд* hэф = 0,8 * 5 = 4 м3,
где (Vр/hэф)уд– оптимальный удельныйобъем продавки раствора ингибитора.
Количество ингибитора mинг, требуемого для приготовления 4 м3ингибирующего раствора оптимальной концентрации С = 1,4 % (по справочным даннымнаходим плотность ингибирующего раствора заданной концентрации, в данном случаеpинг = 1018 кг/м3):
mинг = (Vp’ * r * С)/100 = (4*1018* 1,4)/100 = 57 кг,
Определим объемпродавочной жидкости. Он складывается из объема жидкости продавливаемой впласты Vп’ и объема скважины с учетомнаходящегося в ней подземного оборудования Vп”. Объем жидкости:
Vп’ = (Vп/hэф)уд* hэф = 2,2 * 5 = 11 м3,
где (Vп/hэф)уд – удельный оптимальныйобъем продавочной жидкости.
Значение Vп” определим как:
Vп” = (D2вн – d2нар)/4 * p * L = (0,1092 – 0,0732)/4* 3,14 *1290 = 6,65 м3,
где Dвн – внутренний диаметр эксплуатационнойколонны;
dнар – наружний диаметр НКТ; L — глубинаспуска НКТ.
Средний радиуспроникновения продавочной жидкости составит:
Гп = Vп’/p*h*m = 11/3,14 * 5 *0,22 = 1,8 м,
Величина радиуса закачкипродавочной жидкости одновременно является внутренним радиусом кольцевойоторочки раствора ингибитора. Внешний радиус этой оторочки будет равен:
Ги = (V’п + V’р)/p*m*h = 2,1 м,
Продолжительностьэффективной защиты оборудования от отложения гипса и время, через котороеследует проводить следующую продавку раствора ингибитора отложения солейопределим по уравнению:
t =51,44*[(2,25 – 3,1*10-6*Qж2)*(2,29 – 1,14*10-3*Qв)]=51,44*[(2,25 – 3,1*10-6*502)– (2,29 – 1,14*10-3*25)] = 260 сут.
Таким образом, дляпроведения обработки скважины следует приготовить 4 м3 ингибирующегораствора, для чего необходимо использовать 57 кг ингибитора ИСБ-1.Для задавкиэтого раствора в пласт и заполнения скважины требуется 17,65 м3продавочной жидкости. Предполагаемый срок эффективной защиты оборудования ототложения гипса равен 260 сут. Зная t подсчитаем расчетное количество ингибитора по формуле:
G = A * d * (Q* t)/1000 = 2,0 * 10 *(25 *260)/1000 = 130 кг,
где А – коэффициент увеличениярасхода ингибитора, учитывающий
неравномерность выносаего из ПЗ; А = 2,0
d — оптимальная дозировкаингибитора.
Отсюдавидно, что внедрения оптимизации технологии продавки ингибитора исходя изструктуры эмпирических зависимостей приводит к экономизации расхода ингибитораИСБ-1 вместо 130 кг требуется 57 кг и достаточно для получения того же сроказащиты оборудования от отложения гипса.
4.1 Контроль за работойскважин с отложением солей. Определение периодичности обработок скважинреагентами. Проведение специальных исследовательских работ
Для установившихсяусловий эксплуатации добывающих скважин при контроле за появлением в нихтвердого осадка используются данные динамометрирования работы насосногооборудования в сочетании с другими показателями, например характеристикамивытеснения нефти на стадии обводнения добывающих скважин, динамикой их дебита,динамического уровня и др.
На основе многочисленныхпромысловых наблюдений и анализа работы нефтяных скважин со штанговыми скважинныминасосами в условиях выпадения неорганических солей было выявлено, что припоявлении осадка в зоне фильтра, а также насосном оборудовании наблюдаютсяопределенные изменения промысловых динамограмм.
При эксплуатации скважинцентробежными электронасосами (ЭЦН) проявление твердых осадков солей в скважинеи насосном оборудовании можно фиксировать по снижению дебита скважины и резкомуповышению динамического уровня. При отложении твердых осадков солей вцентробежных насосах динамический уровень нередко повышается до устья скважины.
Таким образом, еслинаблюдать за показателями работы добывающих скважин в условиях солеобразованиякомплексно, можно фиксировать наличие солевых отложений уже на ранних стадияхих проявления.
5. Контроль за выносомингибитора отложения солей из скважины
С целью прогнозированиявыпадения осадков, установления периодичности обработок организовансистематический контроль:
1) проведениеполного анализа попутно-добываемой воды из скважин;
2) контроль завыносом ингибитора после продавки его в призабойную зону по РД 39-1-237-79.
В настоящее время ведетсяпостоянное определение содержания ингибиторов отложения солей в попутно-добываемых водах. Определение производится калориметрическим способом вспециализированной лаборатории ЦНИПР. В работах прошлых лет по определению выноса реагента изпризабойной зоны выявлено, что около половины закаченного реагента выносится впервую очередь всего периода действия, особенно в течении 10-16 сутэксплуатации и что при последующих, увеличивается продолжительность действияреагентов. Отметим, что для прогнозирования выпадения осадков в лабораторииТТНД успешно применяется методика по определению склонности добываемых вод котложению сульфата и карбоната кальция Скилмана-Мак Дональда-Стиффа, которая позволяет обработатьскважины ингибиторами до появления отложения солей. Одной из важнейших проблемлаборатории ТТНД по данной теме является снижение расхода дорогостоящихингибиторов. Одним из направлений решений данного вопроса являетсяиспользование ингибирующих композиции улучшенными адсорбционно- десорбционнымихарактеристиками. Отличие состоит в приготовлении раствора, то есть кромеингибиторов солеотложения в раствор добавляется определенное количествокремнефтористоводородной кислоты, которая в свою очередь перемешивается с 13 %соляной кислоты. Данный метод разработан в УГНТУ.
Список использованныхисточников
1. Антипин Ю.В.,Кочинашвили С.Т., Сыртланов А.Ш. Изучение состава неорганическихсолей, отлагающихся в скважинах НГДУ ” Чекмагушнефть “. Тр./Уфимск.нефт.ин-т.- Уфа: 1975, вып.30, с.170 — 174
2. ЛюшинС.Ф., Глазков А.А., Галеева Г.В. Отложения неорганических солей в скважинах,призабойной зоне пласта и методы их предотвращения //Сер. Нефтепромысловоедело. — М.: ВНИИОЭНГ, 1983.-100 с.
3. Лялина Л.Б.,Исаев М.Г.Формирование состава попутно — добываемых вод и их влияние нагипсоотложение при эксплуатации нефтяных месторождений //Сер. Нефтепромысловоедело. — М.: ВНИИОЭНГ, 1983.- 48 с.
4. Емков А.А., ПановВ.А., Позднышев Г.Н. Оценка склонности пластовых вод к отложению гипса внефтепромысловом оборудовании //Нефтяное хозяйство, 1980.- № 2.- 39-41 с.
5. Узбеков Р.Б.,Кучумов Р.Я., Хайруллин Р.Ф. Методика определения склонности добываемых источных вод к отложению сульфата и карбоната кальция.- Уфа: 1982.- 47 с.
6. Антипин Ю.В.,Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. предотвращение отложений при добыче обводненнойнефти.- Уфа: Башк. кн. изд-во, 1987.- 168 с.
7. Сыртланов А.Ш.Методы борьбы с отложениями гипса в нефтяных скважинах и пути ихсовершенствования: Авреф. дис… канд. техн. наук.- Уфа,1983
8. Кащавцев В.Е.,Дытюк Л.Т., Злобин А.С. и др. Борьба с отложениями гипса в процессе разработкии эксплуатации нефтяных месторождений //Сер. Нефтепромысловое дело.-М.: ВНИИОЭНГ, 1983.-64 с.
9. Панов В.А., ЕмковА.А., Позднышев Г.Н. и др. Ингибиторы отложения неорганических солей //Сер.Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ,1978.- 44 с.
10. РД 39-1-219-79.Технология применения новых ингибиторов отложения солей импортного производства/ С.Ф.Люшин, В.А. Рагулин, Г.В. Галеева.- Уфа: БашНИПИ нефть, 1979
11. РД 39-23-702-82.Руководство по технологии применения ингибиторов солеотложения на основеоксиэтилендифосфоновой кислоты и полиэтилендиаминметилфосфоновой кислоты дляпредотвращения отложения солей. / Н.С. Маринин, С.А.Инхайлов.- Тюмень,СибНИИНП, 1982
12.Кащавцев В.Е., Гантенбергер Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение солеобразования придобыче нефти.- М.: Недра, 1985.- 215 с.