Пояснительная записка содержит

• Название: Пояснительная записка содержит
• Дата: 04.04.2023
• Размер: 0.76 Mb.
• Имя файла: ODN_ASPO_KRAJNIJ (3).docx
• Тип: Пояснительная записка; #1037184
• страница: 11 из 22

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Иванова, Л. В. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения / Л. В. Иванова, Е. А. Буров, В. Н. Кошелев // Нефтегазовое дело. -2011. - №1.-Режим доступа: http://ogbus.ru/authors/IyanoyaLV/IyanoyaLV_1.pdf. -Дата доступа: 22.02.2016.

2. Шарифуллин, А. В. Состав и структура асфальтено-смоло-парафиновых отложений Татарстана / А. В. Шарифуллин, Л. Р. Байбекова, Р. Ф. Хамидуллин // Технологии нефти и газа. - 2006. - № 4. - С. 34-41.

3. Учет особенностей образования асфальтосмолопарафиновых отложений на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / М. Ш. Каюмов [и др.] // Нефтяное хоз-во. - 2006. - № 3. - С. 48-49.

4. Каширцев В.А. Органическая геохимия нафти-дов востока Сибирской платформы. РАН. Сиб. отд-ние. Объед. ин-т физико-техн. проблем Севера. Ин-т проблем нефти и газа; Отв. ред. А.Э. Конторович. - Якутск: ЯФ Изд-ва СО РАН, 2003. - 160 с.

5. М.И.Курбанбаев, Б.С. Муллаев, К.К. Нурмагамбе-тов,Материалы международной НПК «Инновационное развитие нефтегазового комплекса Кахзахстана». 2013. С. 163-174;

6. Л.В. Иванова, Е.А. Буров, В.Н. Кошелев, Электронный научный журнал Нефтегазовое дело, 1, 268-287, 2011;

7. Иванова И.К., Шиц Е.Ю. Углеводородные растворители на основе гексана для удаления органических отложений нефти иреляхского месторождения [Текст] / Иванова И.К., Шиц Е.Ю. // «Всероссийский журнал научных публикаций».-2011.

8. Влияние степени обводненности и минерализации водной фазы на образование асфальтосмолопарафиновых отложений из нефтей месторождений Удмуртии / В.К. Миллер, Л.В. Иванова, Ю.А. Пугачева, В.Н. Кошелев // Труды Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина. - 2015. - № 3. - С. 117-126.

9. Особенности самоорганизации асфальтеновых молекул в тяжелых нефтях при варьировании соотношений нефть:осадитель / Ю.М. Ганеева, Т.Н. Юсупова, В.И. Морозов, Г.В. Романов // Нефтехимия. - 2013. - Т. 53, № 4.- С. 254-258.

10. Швецов М.В., Бикбов Г.Б., Калачев И.Ф. Преимущество порошковых покрытий для защиты НКТ [Текст] / М.В. Швецов ,Г.Б. Бикбов ,И.Ф. Калачев // «Экспозиция Нефть и Газ».-2015. С.37-40.

11. Квасников М.Ю., Камедчиков А.В, Уткина И.Ф., Герасимов Ю.В., Крылова И.А., Киселёв М.Р., Точилкина В.С. Новые лакокрасочные композиции для электроосаждения// Лакокрасочные материалы и их применение. 2010. №8. С.39-43.

12. Бобровский СА., Марон В.И. Растворение слоя отложений на внутренней поверхности трубопровода в потоке растворителя // Нефтяное хозяйство. - 1974. № 39. -С. 52.

13. Булатовские чтения : материалы II Международной научно-практической конференции (31 марта 2018 г.) : в 7 т. : сборник статей / Под общ. ред. д-ра техн. наук, проф. О.В. Савенок. – Краснодар : Издательский Дом – Юг. Т. 1: Прогноз, поиск и разведка месторождений нефти и газа. Нефтегазопромысло- вая геология. Разведочная и промысловая геофизика. – 2018. – 226 с.

14.Белкина С.А., Нагаева С.Н. Причины образования асфальтосмолопарафинистых отложений в НКТ [Текст] / С. А. Белкина, С. Н. Нагаева// «Вестник Югорского государственного университета».-2016. С. 7-11.

15. Акрамов Т.Ф., Яркеева Н.Р Борьба с отложениями парафиновых, асфальтосмолистых компонентов нефти [Текст] / Акрамов Т.Ф., Яркеева Н.Р // «Нефтегазовое дело».-2017.№4 С. 67-70.

16. Смольников И.В. Борьба с отложениями парафина в насосно-компрессорных трубах / И.В. Смольников // Нефтепромысловое дело. - 1998. -№ 7. - С. 38-40.

17. Соболева Е.В. Эффективность применения устьевого блока подачи реагента для химических методов борьбы с отложениями асфальтеносмолопарафиновых веществ на месторождениях верхнего прикамья [Текст] / Е.В. Соболева // «Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология, нефтегазовое и горное дело».-2014.№12 С. 33-34.

18. Специальные системы и технологий. Steam Tracer – URL: https://sst.ru/upload/presentations/1Stream_tracer_booklet_web.pdf (дата обращения: 5.12.2019). – Текст: электронный.

19. Иванова Л.В. , Кошелев В.Н. Удаление асфальтосмолопарафиновых отложений разной природы/ Л.В. Иванова, В.Н Кошелев // Нефтегазовое дело. - 2011. -№ 2. - С. 257-260.

20. Альмухаметова Э.М., Габдрахманов Н.Х. Борьба с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в условиях Ванкорского газонефтяного месторождения/ Э.М. Альмухаметова, Н.Х. Габдрахманов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2016. -№ 1. - С. 20-21.

21. Установка подогрева нефти– https://neftegaz.ru/tech-library/oborudovanie-dlya-sbora-i-podgotovki-nefti-i-gaza/141588-ustanovka-podogreva-nefti/ (дата обращения: 5.12.2019). – Текст: электронный.

22. Миннивалеев А.Н., Зарипова Л.М., Габдрахимов М.ССовершенствование очистки насосно-компрессорных труб от асфальто-смолопарафиновых отложений (АСПО) / А.Н Миннивалеев, Л.М Зарипова, М.С Габдрахимов // «Нефтегазовое дело». 2013. № 2 - С. 218-225.

23. Добыча нефти и газа- URL :http://oilloot.ru/component/content/article/80-dobycha-i-promyslovaya-podgotovka-nefti/493-oslozhneniya-pri-ekspluatatsii-skvazhin (дата обращения: 5.12.2019). – Текст: электронный.

24. Иванова Л.В., Кошелев В.Н. Удаление асфальтосмолопарафиновых отложений разной природы // Нефтегазовое дело. 2011. №2. С. 257-268.

25. Иванова Л.В., Буров Е.А., Кошелев В.Н. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения // Нефтегазовое дело. 2011. №1. С. 268-284.

26. Блябляс А.Н. Повышение эффективности химических методов при удалении АСПО в нефтепромысловых трубопроводных системах / А.Н. Блябляс // «Экспозиция Нефть Газ». 2017. - С. 52-54.

27.Международный студенческий научный вестник URL : http://www.eduherald.ru/ru/article/view?id=14229 (дата обращения: 05.12.2019).– Текст: электронный.

28. Нелюбов Д.В., Диссертация на соискание учёной степени кандидата технических наук. - Тюмень, ТюмГУ, 2014. - 153 с.

29. Безверхая Е.В. , Азеев А.А. , Трофимов И.А. , Чижевская О.С., Котовщиков В.С. Очистка полости промыслового наземного оборудования от АСПО углеводородокисляющими микроорганизмами / Е.В.Безверхая, А.А.Азеев, И.А.Трофимов , О.С.Чижевская , В.С.Котовщиков  // Актуальные вопросы современной науки сборник статей по материалам XI международной научно-практической конференции. В 2-х частях. 2018. – Уфа, 2018.  С. 150–157.

30. Алтунина Л.К. Изучение взаимосвязи физико-химических свойств и микробиологических показателей пластовой микрофлоры / Алтунина Л.К., Сваровская Л.И., Полищук Ю.М., Ященко И.Г., Перемитина Т.О.// Нефтехимия. Т. 54. № 6. 2014. с.415

31. Муслимов, Р.Х. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений. Том 1 [Текст] / Р.Х. Муслимов.– Казань: Фэн АН РТ, 2007.

32. Руководящий Документ [текст]: Руководство по эксплуатации скважин установками скважинных штанговых насосов в ПАО «Татнефть» . Руководящий ПАО «Татнефть» документ от 23 марта 2013 г.

33.Мищенко, И.Т. Сборник задач по технологий и технике нефтедобычи[текст]/ И.Т. Мищенко // Учебное пособие для ВУЗов., Издательство «Недра»-1984.-С181.-224.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение А



Рисунок А.1- Расположение Альметьевской площади

Приложение Б

Таблица Б.1 -Свойства пластовой нефти по плату

Наименование	Кол-во исследованных			Среднее значение
	скважин	проб
Давление насыщения газом, МПа	40	120	9,05
Газосодержание, м3/т	40	120	71,58
Плотность, кг/ м3	40	120	0,8185
Вязкость, мПас	40	120	19,16
Объемный коэф. при дифференц-ом разгазировании в раб.усл, д.ед.	40	120	1,15
Пластовая темература, °С	40

Приложение В

Таблица В.1 -Свойства пластовой нефти по горизонту Д₁

Наименование	Кол-во исследованных			Среднее значение
	скважин	проб
Давление насыщения газом, МПа	42	126	8,4
Газосодержание, м3/т	42	126	65,2
Плотность, кг/ м3	42	126	0,7979
Вязкость, мПас	42	126	4,28
Объемный коэф. при дифференц-ом разгазировании в раб.усл, д.ед.	42	126	1,15
Пластовая темература, °С	-			8,4

Приложение Г

Таблица Г.1 -Компонентный состав нефтяного газа, раз газированной и пластовой нефти (мольное содержание, %) по пласту До

Наименование	При однократном разгазировании пластовой нфти в станд.усл.		Пластовая нефть
	Выделив­шийся газ	нефть
Сероводород	0,02	-	0,00
Углекислый газ	0,17	-	0,083
Азот+редкие	6,44	-	0,585
метан	44,96	0,146	0,896
этан	22,17	0,366	1,325
пропан	15,51	1,858	2,338
изобутан	2,03	0,695	0,594
н. бутан	5,21	3,524	1,286
изопентан	1,51	2,109	1,077
н.пентан	1,31	2,028	1,391
Гексаны+высшие	0,68	89,274	87,903
Молекулярная масса	26,61	234,1	147,7
-газа	1,11	-	-
-нефти, кг/ м3	-	866,6	818,5

Приложение Д

Таблица Д.1 -Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %) по горизонту

Наименование	При однократном разгазировании пластовой нфти в станд.усл.		Пластовая нефть
	Выделив­шийся газ	нефть
Сероводород	0,03	0	0,00
Углекислый газ	0,31	0	0,075 j
Азот+редкие	9,09	0	0,513
метан	36,09	0,185	1,493
этан	24,14	0,459	1,650
пропан	17,67	0,892	2,320
изобутан	2,11 J	0,381	0,467
н. бутан	5,54	1,389	1,497
изопентан	1,44	1,229	1,000
н.пентан	1,37	1,477	1,137
Гексаны+высшие	0,81	93,988	87,960
Молекулярная масса	27,09	230,2	147,6
-газа	1,13	-	-
-газа относительная (по воздуху), д.ед.	0,934	-	-
-нефти, кг/ м3	-	865,9	797,9

Приложение Е

Таблица Е.1 -Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти пласта Д_о

Наименование		Количество исследований		Среднее значение
		СКВ.	проб
Вязкость, сП
при 20 °С		40	120	19,5
при 50 °С		40	120	7,47
Температура застывания, °С		40	120	-18
Массовое содержание, %	Смол силикагелевых	40	120	16,5
	Серы	40	120	1,38
	Асфальтенов	40	120	4,42
	Парафинов	40	120	5,72
Объемный выход фракций, %	Н.К.-100 °С	40	120	6,4
	до 200 °С	40	120	23,8
	до 300 °С	40	120	45,6

Таблица Е.2 -Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти пласта Д₁

Наименование		Количество исследований				Среднее значение
		СКВ.		проб
Вязкость, сП
при 20 °С		42		126		19,1
при 50 °С		42		126		6,97
Температура застывания, °С		42		126		-17
Температура насыщения парафином, °С
Массовое содержание,%	Смол силикагелевых		42		126		0,0
	Серы		42		126		1,4
	Асфальтенов		42		126		2,50
	Парафинов		42		126		4,6
Объемный выход фракций, %	Н.К.-100 °С		42		126		5,6
	до 200 °С		42		126		23,0
	до 300 °С		42		126		46,3

Приложение Ж

Таблица Ж.1 -Показатели работы фонда скважин

№ скв	Дебит нефти,	Дебит жидкости,	Обводненность, %	Глубина спуска насоса, м	Величина забойного давления, МПа
1	2	3	4	5	6
1	44,27	60	26,2	1298,6	7,9
2	15,06	22,2	32,2	1393,86	8,8
3	1,49	8	81,4	1315,74	8,5
4	14,02	19	26,2	1275,2	7,8
5	5,21	9,2	43,4	1297,84	7,4
6	12,57	19,5	35,5	1330,48	8,2
7	0,58	9,5	93,9	1302,74	7,7
8	20,19	48,8	58,6	1357,08	8,1
9	12,29	17,8	31	1397,48	8,7
10	1,45	7	79,3	1262,76	5,9
11	2,55	3,5	27,1	1237,08	6,5
12	41,42	75	44,8	1313,56	7,7
13	0,91	3	69,7	1306,7	7,3
14	4,62	20,2	77,1	1377,26	8,5
15	3,22	31,6	89,8	1311,24	8,7
16	14,69	31,5	53,4	1258,78	7,6
17	38,06	51	25,4	1371,98	8,8
18	36,76	51	27,9	1293,3	6,7
19	1,16	9,1	87,3	1303,7	8,1
20	8,07	11	26,6	1291,66	7,3
21	2,58	6,3	59	1349	8,6
22	2,64	3,8	30,5	1284,82	7,7
23	6,92	20,4	66,1	1354,44	11,1
24	6,26	9,8	36,1	1258,6	6,2
25	7,85	19,7	60,2	1323,7	8,2

Продолжение таблицы Ж.1.

1	2	3	4	5	6
26	14,34	19	24,5	1406,4	8,8
27	4,84	8,5	43,1	1332,74	6,7
28	2,9	7	58,6	1376,68	7,9
29	3,54	15,2	76,7	1263,3	6,9
30	0,52	3,4	84,7	1302,54	7,5
31	0,48	3,1	84,5	1371,62	7,9
32	12,36	35,8	65,5	1276,14	6,7
33	24,09	48,1	49,9	1396,32	7,4
34	4,59	8,2	44	1288,98	6,9
35	4,34	16	72,9	1376,14	7,8
36	7,89	10	21,1	1302,26	8,3
37	3,96	5,5	28	1341,24	7,6
38	9,75	23	57,6	1345,4	8,6
39	19,68	60	67,2	1284,64	6,9
40	10,04	29,6	66,1	1315,74	7,5