Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Предотвращение отложения неорганических солей в глубинно-насосном оборудовании путем дозирования реагентов по капиллярным системам

Диссертация: Предотвращение отложения неорганических солей в глубинно-насосном оборудовании путем дозирования реагентов по капиллярным системам
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

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… Читать ещё >

Предотвращение отложения неорганических солей в глубинно-насосном оборудовании путем дозирования реагентов по капиллярным системам (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • 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

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 3666−014−452 134 142 007 «Капиллярная система подачи химических реагентов в скважину (КСП)», получен сертификат соответствия Системы сертификации ГОСТ Р Госстандарта России № РОСС 1Ш. АЯ36. В26 366.

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 № 37 739 Самотлорского месторождения внедрена система подачи ингибитора солеотложений по ТУ 3666−014−45 213 414−2007. 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.

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 № 37 739 Самотлорского месторождения кономический эффект от внедрения данной системы составил 6 219 431,48 ублей.

Показать весь текст

Список литературы

  1. А. С. 1 578 317, 5 Е 21 В 43/00. Устройство для дозированной подачи химического реагента в скважину / О. М. Черыев / Заявл. 23.06.87, заяв. № 4 266 700/24−03. Опубл. 15.07.90. Бюлл. № 26.
  2. А. С. 1 810 498, 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. № 4 782 744/03. Опубл. 23.04.93. Бюлл. № 15.
  3. А. С. 1 837 101, 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. № 4 944 159/03. Опубл. 30.08.93. Бюлл. № 32.
  4. А. С. 649 832, Е 21 В 43/00. Устройство для дозированной подачи химических реагентов в скважину / Р. Г. Габдуллин, И. Ф. Шарапов / Заявл. 23.06.76, заяв. № 2 375 721/22−03. Опубл. 28.02.79. Бюлл. № 8.
  5. А. С. 889 834, Е 21 В 43/00. Способ дозирования реагента в скважину / В. К. Петухов, В. А. Сафин, А. П. Стрельников / Заявл. 02.11.79, заяв. № 2 834 792/22−03. Опубл. 15.12.81. Бюлл. № 46.
  6. А.с 696 145 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. № 2 633 333/22−03. Опубл. 05.11.79. Бюл. № 41.
  7. A.c. 1 055 859 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. № 3 235 187/2203. Опубл. 23.11.83. Бюл. № 43.
  8. A.c. 1 101 545 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. № 3 405 498/22−03. Опубл. 07.07.84. Бюл. № 25.
  9. A.c. 1 222 824 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. 3 686 241/22−03. Опубл. 07.04.86. Бюл. № 13.1.l
  10. A.c. 1 239 275 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. 3 788 216/22−03. Опубл. 23.06.86. Бюл. № 23.
  11. A.c. 1 254 141 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. № 3 477 323/22−03. Опубл. 30.08.86. Бюл. № 32.
  12. А.С. 1 539 309 СССР, Е 21 В 43/00. Устройство для дозированной подачи реагента в скважину / И. А. Львов, А. Г. Поршенков / Заявл. 24.08.87, заяв. 4 298 871/23−03. Опубл. 30.01.90. Бюл. № 4.
  13. A.c. 1 544 957 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. № 4 409 321/23−03. 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. 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. 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. 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. Ю.В., Валеев М. Д., Сыртланов А. Ш. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти. Уфа: Башк. кн. изд-во, 1987. — 168 с.
  20. С. Управа на врагов мехдобычи: практика «Газпромнефть -Ноябрьскнефтегаза» // «Нефтегазовая вертикаль, № 12, 2008 г. с. 90−93.
  21. Г. А. Опыт эксплуатации погружных установок в НГДУ „Лянторнефть“ ОАО „Сургутнефтегаз“ / Г. А. Аптыкаев // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 1998 — № 3.
  22. Г. А., Хуснутдинов P.A., Емельянов A.B., Шайдаков В. В., Бухарцев A.B., Масланов A.A. Химическое соединение для ингибирования солеотложений // Патент РФ 2 292 451 БИ № 3, 2007 г.
  23. 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 № 66 411 РФ, Е21В37/06, 2007.
  24. , Г. А. / Отказы глубинных насосных установок // Современные наукоемкие технологии / Труды всероссийской электронной конференции, РАЕ, 15−20 февраля 2007 г.
  25. , 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. , 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. 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. И.М. О состоянии и перспективах развития нефтегазовой промышленности России // Нефтяное хозяйство, № 1, 2008 г. с. 10−13.
  29. 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. И.Ш. Эффективность применения специального погружного кабельного устройства для предупреждения отложений на скважинах ОАО «АНК Башнефть» / Нефтяное хозяйство. 2005. — № 12.
  31. Ф.С. Предупреждение образования комплексных сульфидсодержащих осадков в добыче обводненной нефти Уфа: изд-во УГНТУ, 2002 г. — 267 с.
  32. 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. 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.
  36. Ю.П. Разработка нефтяных месторождений/ М.: Недра, 1998. 365 с.
  37. В.П. Гидрогеохимические исследования системы гипс—подземные воды.—М.: Наука, 1967.- 124 с.
  38. Н.Г., Хафизов, А.Р., Шайдаков, В.В. и др. Осложнения в нефтедобыче /Уфа: Монография, 2003 г. 302 с.
  39. 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.
  40. , A.A.- Храмов, Р.А.Процессы и оборудование системы сбора и подготовки нефти, газа и воды/Уфа: УГНТУ, 2003 г. -143 с.
  41. , В.Е. Предотвращение и удаление солеотложений при добыче нефти / М.: Нефть и газ, 2002 г. 140 с.
  42. , В.Е.- Мищенко, И.Т.Солеобразование при добыче нефти / М.: Нефть и газ, 2004 г.
  43. В.Е., Гаттенбергер Ю. П., Люшин С. Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. М.: Недра, 1985. — 215 с.
  44. 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.
  45. B.C. Прогнозирование наработки на отказ глубиннонасосного оборудования // Нефтяное хозяйство, № 9, 2002 г. с. 77−80,
  46. Комплекс оборудования СНПХ-УДЭ-ЭЦН. Рекламный проспект ОАО «НИИнефтепромхим», г. Казань. — 2004.
  47. О. Система новых технологий: форсированный рывок в будущее // Нефтегазовая вертикаль, № 12, 2008 г. с. 84−86
  48. , В.Д.- Грайфер, В.И. Рациональная разработка нефтяных месторождений/М.: Недра, 2005 г. 607 с.
  49. 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.
  50. 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.
  51. 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.
  52. 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.
  53. Методы борьбы с отложениями солей / Н. С. Маринин, Г. М. Ярышев, С. А. Михайлов и др. // Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. 1980. — 55 с.
  54. 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.
  55. 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.
  56. 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.
  57. , А.Х.- Керимов, З.Г.- Копейкис, М. Г. Теория колебаний в нефтепромысловом деле/ Ижевск: ИКИ, 2005 г. 364с.
  58. , И.Т.- Дунюшкин, И.И.- Елисеева, Е. И. Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды / М.: Нефть и газ, 2004 г. 448 с.
  59. , В.А.- Сахаров, В.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в вертикальных трубах и промысловых подъемниках/ М.: Нефть и газ, 2004. -398с.
  60. 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.
  61. 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.
  62. П., Нойман П., Шторм Р. Таблицы по математической статистике- Пер. с нем. и предисл. В. М. Ивановой. М.: Финансы и статистика, 1982. -278 с.
  63. 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.
  64. 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.
  65. 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.
  66. 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.
  67. А. С. О возможных путях предотвращения отложения гипса в эксплуатационных скважинах // Нефтяное хозяйство. — 1980 № 2. — с. 3940.
  68. Пат № 2 012 780 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. № 4 920 607/03. Опубл. 15.04.94.
  69. Пат. 2 002 127 487 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. 2 002 127 487/03. Опубл. 10.04.2004.
  70. Пат. 2 069 736 РФ, 6 Е21В27/02. Способ подачи реагентов в нефтегазовую скважину / Заявл. 30.09.92, заяв. 5 067 979/03. Опубл. 27.11.96.
  71. Пат. 2 085 707 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. 95 106 013/03. Опубл. 27.07.97.
  72. Пат. 2 121 562 РФ, 6 Е21В37/06. Скважинный дозатор / Х. И. Акчурин, Ю. Г. Вагапов, С. Ю. Вагапов и др. / Заявл. 01.12.96, заяв. 96 122 832/03. Опубл. 10.11.98.
  73. Пат. 2 132 930 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. 97 118 125/03. Опубл. 10.07.99.
  74. Пат. 2 135 743 РФ, 6 Е21В37/06. Скважинная дозирующая насосная установка / З. М. Атнабаев, K.P. Уразаков / Заявл. 18.11.97, заяв.97 119 030/03. Опубл. 27.08.99.
  75. Пат. 2 143 545 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. 97 113 209/03. Опубл. 27.12.99.
  76. Пат. 2 161 242 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. 99 110 003/03. Опубл. 27.12.2000.
  77. Пат. 2 172 389 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. 99 119 805/03. Опуб. 20.08.2001.
  78. Пат. 2 231 628, 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. № 2 002 127 487/03. Опубл. 27.06.04.
  79. Пат. 2 254 448 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. 2 003 136 919/03. Опубл. 20.06.2005.
  80. Пат. 2 260 110 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. 2 004 105 142/03. Опубл. 10.09.2005.
  81. Пат. 24 040 РФ (полезная модель), 7 H 01 В 7/18. Электрический кабель / В. Г. Акшенцев, Р. З. Ахметгалеев, И. Ф. Гарифуллин и др. / Заявл. 29.01.2002, заяв. № 2 002 101 118/20. Опубл. 20.07.2002. Бюл. № 20.
  82. Пат. 33 601, Е21В37/06, Е21В43/00. Скважинный дозатор реагента / В. А. Сафин, О. Н. Ермаков / Заявл. 09.04.2003, заяв. 2 003 109 563/20. Опубл. 27.10.2003.
  83. Пат. Входной модуль-фильтр/ Аптыкаев Г. А. и др.
  84. М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. — 653 е.: ил.
  85. Рекламная информация ООО «Эжектор». 2006. -http ://www.ej ector .ru/3034r. shtml
  86. Рекламная информация ООО НПП «Тандем-Д», г. Лениногорск. 2006. -http ://tanclem. boxmai 1. bi z.
  87. Рекламный проспект ООО «ОКБ НП», www.okbnp.ru
  88. Рекламный проспект Саратовского акционерного производственно-коммерческого открытого общества «Нефтемаш»
  89. 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.
  90. 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.
  91. Справочная книга по добыче нефти./ Под ред. Ш. К. Гиматудинова.— М.: Недра. 1974 — с. 609—616.
  92. А. Ш., Кошеваров П. А. Установка для изучения растворимости гипса. В кн.: Физикохимия и разработка нефтяных месторождений.—Уфа: 1978. с. 113—117.
  93. А.Ш. Методы борьбы с отложением гипса в нефтяных скважинах и пути их совершенствования. Диссертация на соиск. уч. степени канд. техн. наук. Уфа. 1983.
  94. А.Ш., Антипин Ю. В. Применение стимуляторов растворения гипсоуглеводородных отложений на Таймурзинском месторождении // Нефтяное хозяйство. 1980 — № 4. — с. 57−60.
  95. Установка дозирования химреагентов УДХ.Э. Рекламная информация ООО «Опытный завод «Электрон», г. Тюмень. — 2006. -http://zelectr.ru
  96. , В.П. Промысловая подготовка нефти / Казань: Фэн, 2000 г. -414 с.
  97. 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.
  98. 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.
  99. 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.
  100. А.И. О растворимости сульфатов в пластовых водах палеозойских отложений Куйбышевского Поволжья // Геология нефти и газа 1969 — № 7. — с. 25—27.121
  101. 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 № 60 979 БИ № 4, 2007 г.
  102. В.В., Аптыкаев Г. А., Шайдаков Е. В., Полетаева О. Ю. Капиллярный трубопровод// Патент РФ № 79 993, БИ№ 2, 2009.
  103. 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.
  104. ООО «ИНЖИНИРИНГОВАЯ КОМПАНИЯ «ИНКОМП НЕФТЬ"окп1. УДК 622.276.531. ВАНОо сервису ОООо"1. В. Г. Паськов 2007 г. 2 W1. ЕРЖДАЮ
  105. ИНКОМП-НЕФТЬ», :н. наук В. В. Шайдаков 2007 г.
  106. КАПИЛЛЯРНАЯ СИСТЁШТОДАЧИ ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ В СКВАЖИНУ (КСП)
  107. Технические условия ТУ 3666−014−45 213 414−2007вводятся впервые) срок введения 01.10.2007 г. Разработчики1. СЇ с і ЩВ1Ш~~ «a.iM, %ратшйм
  108. 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
  109. Директор производственного департамента СНГДУ-2 ОАО «Самотдаернефтегаз"1. И.Г. Клюшин
  110. Нрч&пьник ПТО С Н ГДУ-2 АО «Самотлорнефтегаз"1. Уфа 2007
  111. Климатическое исполнение В1 по ГОСТ 15 150.
  112. Пример условного обозначения установки при ее заказе и в технической документации:
  113. КСП 1.2−3 ТУ 3666−594−45 213 414−2007-где КСП название устройства, 12 длина (Ду) капиллярного трубопровода (км), 3 тип используемого трубопровода.
  114. Перечень документов, на которые даны ссылки в настоящих технических условиях, приведен в приложении А.
  115. Требования настоящих технических условий являются обязательными.
  116. Изм. Лист № докум. Подпись Дата
  117. Разраб. Капиллярная система подачи Техническое условие Лит. Лист Листов1. Провер. 2 10
  118. Реценз. Инжиниринговая компания «ИНКОМП-НЕФТЬ"1. Н. Контр. 1. Утверд. 1. Технические требования
  119. КСП должна соответствовать требованиям настоящих технических условий и комплекта конструкторской документации, согласованных и утвержденных в установленном порядке.
  120. Рис. 1. Схема капиллярной системы подачи
  121. ТУ 3666−594−45 213 414−2007 I 3
  122. ТУ 3666−594−45 213 414−2007 I Лисп1.4
  123. КСП соответствует требованиям безопасности ГОСТ 12.2.003- ГОСТ 12.2.007.0- ГОСТ 12.2.088- ГОСТ 12.2.132- ГОСТ Р МЭК 60 204−1- ПБ 08−624−03.1. Лисп
  124. ТУ 3666−594−45 213 414−2007 5
  125. Изм. Лист № докум. Подпись Дата
  126. 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.
  127. Работы производить в соответствии с Правилами безопасности при эксплуатации и ремонте скважин, оборудованных УЭЦН в соответствии с РД 39−147 275−064−01 «Технологический регламент на применение оборудования для эксплуатации УЭЦН».
  128. Арматура трубопроводная должна соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.063.
  129. Конструкция и установка КСП на скважину, в соответствии с требованиями ГОСТ 12.2.132, не должны нарушать условия работы оборудования скважины.
  130. КСП в сборе должен быть испытан пробным давлением равным1. Рпр.=1,25Рр.
  131. КСП подлежит обязательной сертификации в Системе сертификации ГОСТ Р.1. Лисі
  132. ТУ 3666−594−45 213 414−2007 6
  133. Изм. Лист № докум. Подпись Дата
  134. З.Требования охраны окружающей среды.
  135. КСП не должна оказывать какого-либо вредного влияния на окружающую среду.
  136. Конструкция КСП и его составных частей должна исключать проникновение смазочных, технологических, рабочих и других жидкостей в окружающую среду в процессе эксплуатации.
  137. Оставшийся реагент следует поместить в специальную тару для дальнейшего использования или утилизации.
  138. 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
  139. Правила приемки должны соответствовать ГОСТ 15.309.
  140. Для проверки соответствия капиллярной системы требованиям конструкторской документации и настоящих технических условий предприятие-изготовитель устанавливает: — приемо-сдаточный осмотр-- периодические осмотры-- типовые.
  141. Программа проведения приемо-сдаточных и периодических осмотров приведена в таблице 1.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!