Осложнения при сборе углеводородного сырья нефтегазоконденсатных месторождений Северной бортовой зоны Прикаспийской впадины и пути их ликвидации (на примере Карачаганакского НГКМ)

На УКПГ-2 для очистки трубопроводов от парафиноотложений размещаются два устройства периодического приема и запуска скребков. Одно устройство приема и запуска расположено у входных манифольдов и используется для очистки от парафиноотложений выкидных трубопроводов Д=250 мм. Другое устройство приема и запуска скребков размещается рядом с площадкой UNIT-368 и используется для очистки от парафиноотложений трубопроводов экспорта конденсата Д=350 мм.

На каждом трубопроводе предусмотрено необходимое количество ответвлений, оборудованных запорной арматурой, используемой для подключения передвижного устройства для приема и запуска скребка. Само устройство оснащено приборами для контроля температуры и давления среды, предохранительным клапаном и затвором, позволяющим производить укладку или выемку скребка. Предусмотрена возможность продувки устройства инертным газом или паром. На выкидных трубопроводах для фиксирования прохождения скребка устанавливаются индикаторы.

Устройство для приема и запуска скребка конденсатопровода Д=350 мм передвижное и по мере необходимости подключается к одному из конденсатопроводов.

Тестовые сепараторы УКПГ-2

Для предотвращения отложения парафина в тестовых сепараторах предусмотрен подогрев газожидкостной смеси до 50°С в кожухотрубных теплообменниках, за счет подачи в межтрубное пространство теплообменников горячей нефти.

КПК

Продукция со скважин, УКПГ-2 и 3 будет подаваться на вход КПК через сеть коллекторов, которые будут углублены на глубину ниже замерзания грунта для снижения отложения парафинов и предупреждения образования гидратов. На концах газосборных (коллекторных) линий предусмотрены устройства для запуска и приема скребков для периодической очистки от парафина и других отложений.

Во входные манифольды каждой технологической линии подготовки газа и нефти подается ингибитор парафиноотложений.

Уловители "пробок" предварительной сепарации должны иметь температуру 36°С для предупреждения отложений парафина.

3.2.3 Основные принципы выбора, контроль качества и эффективности ингибиторов парафиноотложений

Выбор ингибиторов парафиноотложений

Основным требованием к ингибиторам парафиноотложений, бесспорно, является достижение высокой эффективной защиты оборудования от парафиноотложений, но на окончательный выбор ингибиторов решающее влияние оказывают их технологические свойства.

При выборе ингибитора следует учитывавать его физико-химические свойства (вязкость, температура застывания, растворимость, плотность), которые должны позволять применение их в зимних условиях.

Кроме того, защищая оборудование от парафиноотложений, ингибиторы должны обладать определенным комплексом и других свойств обеспечивающих их активное использование.

Так, химические реагенты, кроме извлекаемых и регенерируемых, в том числе и ингибиторы парафиноотложений, применяемые на КНГКМ в конечном итоге попадают на газоперерабатывающий завод, поэтому важнейшими критериями возможности применения ингибиторов являются их способность не:

вызывать вспенивание растворов аминов, гликолей, которые используются в процессе очистки и осушки природного газа;

осложнять ведение технологического процесса;

ухудшать качество газа и конденсата;

повышать устойчивость эмульсий.

В 1996 г. ВолгоУралНИПИгаз совместно с Оренбургским ГПЗ (РАО "Газпром") провела лабораторные испытания ингибиторов парафиноотложений, предварительно выбранных для КНГКМ. По результатам этих исследований в качестве ингибиторов парафиноотложения рекомендованы к применению: Нал ко 5351, ЕС-6172А и Петролайт СА-29, которые в концентрациях до 500 мг/л не влияют на эмульсеобразование и обладают низкими пенообразующими характеристиками.

Для окончательного выбора реагентов - ингибиторов парафиноотоложений необходимо провести опытно-промышленные испытания и экономические расчеты с учетом их эффективности и маркетинга.

Фирма AGIP/LACH в 1996 г. провела лабораторные исследования ингибиторов парафиноотложений с целью выбора наиболее подходящего для использования на месторождении Карачаганак, доступных на Европейском рынке. В результате исследований был выбран наиболее эффективный и технологичный, из предложенных для КНГКМ, ингибитор парафиноотложений ЕС 6172А (поставщик компания Nalсo/Exxon. С декабря 1998 года продолжаются опытно-промышленные испытания ингибитора ЕС-6172А на второй технологической линии УКПГ-3.

Все применяемые химические реагенты должны иметь сертификат качества РК.

Входной контроль качества ингибиторов

Приемка от поставщиков партий ингибитора производится при наличии сертификата, подтверждающего соответствие качества поставляемого ингибитора требованиям технических условий на него.

Проба поступившего на промысел ингибитора отбирается на базе хранения химических реагентов и передается в специализированную лабораторию для проведения входного контроля. Во время отбора составляется акт отбора пробы, в котором указывается дата отбора пробы, номер партии, количество ингибитора в партии. Отбор пробы производится из емкости, в которой ингибитор поступил от поставщика. Ингибиторы на базе хим.реагентов должны храниться в специальных емкостях (не смешиваясь), оборудованных согласно требованиям, указанными в ТУ на ингибитор.

Если технология ингибирования предусматривает использование ингибитора совместно с растворителями и другими химическими добавками, то контроль качества соответствующих растворов должен выполняться после приготовления. Должен быть налажен учет количества и качества получаемых на промысле ингибиторов.

Контроль эффективности ингибиторной защиты

Проведение систематического контроля за парафинизацией оборудования и трубопроводов является необходимым условием оптимального использования ингибиторов.

Необходимо разработать методику мониторинга парафиноотложений. Для этого нужно в первую очередь определить точки контроля за отложением парафина (ТКП) и установить образцы на них. Изучить возможность использования в качестве ТКП коррозионных зондов, которые обычно устанавливаются на всех аппаратах и трубопроводах УКПГ.

Для эффективного контроля ингибиторной защиты, наряду с интенсивностью отложения парафина необходимо контролировать следующее:

концентрацию ингибитора в рабочих растворах;

содержание ингибитора в пробах конденсата;

количество используемых ингибиторов;

периодичность проведения мероприятий по ингибированию.
Физико-химические свойства предварительно выбранных реагентов против парафиноотложений представлены в приложении 87 (таблицы П-87.3 - 87.5).

3.2.4 Основные направления исследований и организации работ по предупреждению и удалению парафиноотложений

В связи с ростом добычи нефти на КНГКМ определить для нефтеконденсатных смесей данного месторождения скорости образования парафиноотложений и количество необходимых реагентов - ингибиторов и удалителей в зависимости от соотношения парафинов, смол и асфальтенов в сырье.

Установить скорость образования отложений в различных участках технологической схемы в зависимости от тех или иных факторов, в т. ч. от соотношения парафинов, смол и асфальтенов в исходном сырье и конденсатах, получаемых на различных ступенях сепарации, а также от типа применяемого ингибитора парафиноотложения.

Разработать методику мониторинга парафиноотложений для КНГКМ.

Определить эффективность применения и уточнить расходный показатель намеченного к применению ингибитора и растворителя парафиноотложений.

Исследовать возможность использования конденсата, выделяемого после НТС, для удаления парафиноотложений, с предварительным определением его растворяющей способности отложений парафина, отлагаемых на различных участках добычи, транспорта и подготовки нефти и газа.

3.3 Результаты исследований по предупреждению солеобразования в технологических линиях сбора и подготовки скважинной продукции

Многолетний опыт борьбы с отложениями неорганических солей показал, что наиболее эффективны методы, основанные на предупреждении отложения солей. Для выявления причин выпадения солей проводится изучение изменения гидрохимической и гидрогеологической обстановки на месторождении.

На основе полученных данных изучения гидрохимической и термодинамической обстановки по эксплуатационным объектам, с выявлением основных причин, вызывающих пересыщение попутно-добываемых вод солеобразующими ионами, при которых нарушается химическое равновесие системы, выбирается способ предупреждения солеотложений.

Из способов предотвращения отложения неорганических солей рекомедуются: селективная изоляция и/или ограничение притока воды в добывающих скважинах; ликвидация нарушений в цементном кольце и обсадной колонне; обработка воды реагентами - ингибиторами солеотложений.

Технология применения ингибиторов солеотложения.

Эффективность предупреждения солеотложений зависит не только от применяемого ингибитора, но и от технологии его применения.

Ингибитор должен постоянно присутствовать в растворе в минимально необходимых количествах. Для каждого ингибитора это индивидуально и определяется лабораторными испытаниями.

Необходимо вводить ингибитор в раствор до точки начала кристаллизации неорганических солей.

В зависимости от условий и причин отложения солей, их состава выбирается технология применения ингибитора солеотложения.

Общие принципы ингибиторной защиты скважин и оборудования отражены в действующем руководстве по применению ингибиторов отложений солей в скважинах при разных способах эксплуатации (РД 39-23-702-82 и РД 39-23-715-82), разработанном Сибирским научно-исследовательским институтом нефтяной промышленности (СибНИИ НП).

Для защиты призабойной зоны пласта и ствола скважин от солеотложений рекомендуется периодической закачки раствора ингибитора в скважину с последующей задавкой его в призабойную зону пласта. При этой технологии необходимое количество реагента определяется по формуле: Необходимую дозировку определяют лабораторными исследованиями и опытными работами. Для испытания ингибитора и определения его дозировки рекомендуется, пользующийся наибольшей известностью, метод в основе которого лежит осаждение труднорастворимых солей.

Неотъемлемой частью технологии применения ингибиторов солеотложения является систематическое определение количественного содержания ингибитора, потому что эффект действия ингибитора лимитируется минимально допустимой концентрацией его в воде.

В настоящее время в системе добычи, сбора, транспорта и подготовки продукции для предотвращения коррозии и образования гидратов используется комплексный ингибитор коррозии и гидратообразования (КИГИК). Для предотвращения отложения солей ингибитор солеотложения можно добавлять в КИГИК, после проведения испытаний на совместимость.

Предварительный выбор ингибитора солеотложений проводится по результатам лабораторных испытаний реагентов. А затем необходимо провести опытно-промышленные испытания на объектах КНГКМ. Для лабораторных испытаний предварительно рекомендуются следующие ингибиторы карбонатных и сульфатных солей - Калнокс-2936, SP-203, Корексит-7647 и др., получившие применение на нефтяных месторождениях с более сложным ионно-солевым составом пластовых вод.

Для усиления ингибирующего эффекта рекомендуются многокомпонентные ингибиторы - смеси ингибиторов солеотложений с поверхностно-активными веществами, обычно неионогенной природы. ПАВ кроме усиления ингибирующего действия выполняет роль ингибитора коррозии, деэмульгатора и т.п.

Все применяемые на месторождение химические реагенты должны иметь сертификат качества РК.

Требования к ингибиторам солеотложений.

К ингибиторам отложения солей предъявляются определенные требования, которые определились в ходе проведения опытно-промышленных работ и широкого внедрения реагентов в нефтегазопромысловой практике.

Ингибиторы солеотложений должны пройти лабораторные испытания на:содержание нерастворимых примесей; ингибирующее действие по отношению к конкретному виду осадкообразующей соли (для КНГКМ к сульфату и карбонату кальция); совместимость с пластовой и попутно-добываемой водой, а также с водометанольной смесью, которая образуется в процессе сбора и подготовки нефти, газа и конденсата; коррозионную активность; влияние на качество подготовки нефти; термостойкость. Ингибитор отложения солей не должен:

повышать коррозионную активность обрабатываемой среды;

способствовать повышению стойкости водо-нефтяной эмульсии и снижению эффективности применяемых деэмульгаторов; оказывать отрицательное влияние на процессы подготовки и переработки нефти;

содержать более 1% нерастворимых в воде примесей.

Ингибитор солеотложений должен: быть безопасным при использовании и не оказывать отрицательного влияния на окружаюшую среду; обладать способностью предотвращать отложение неорганических солей при дозировках 10-40 г/м3 , т.е. в достехнометрических количествах; сохранять стойкость и способность предупреждать отложение неорганических солей при температуре среды до 150° С; хорошо растворяться в высокоминерализованной воде с высоким содержанием кальция; обладать способностью предупреждать отложение сульфатов и карбонатов кальция;

иметь температуру застывания ниже -45°с и обладать текучестью при низких температурах.

Удаление отложений солей.

Для удаления карбонатных отложений рекомендуются соляно-кислотные обработки. Удаление отложений гипса рекомендуется проводить раствором каустической соды. А затем для удаления продуктов реакции - гидроокиси кальция (Са(ОН)2) - целесообразно проводить еще и солянокислотную обработку.

Химические обработки скважин проводятся с помощью ГКНТ (гибкие насосно-компрессорные трубы) - CTL компании Dowell (Schlumberger).

Выводы, практические предложения и рекомендации

Величина внешнего давления и степень переохлаждения процесса определяет в значительной степени скорость образования зародышей кристаллизации гидрата. С увеличением давления скорость образования зародышей кристаллизации растет. При повышении степени переохлаждения скорость образования зародышей кристаллизации резко возрастает, а достигнув определенного значения при заданном давлении, плавно снижается. Чтобы определить места образования гидратов необходимо знать состав газа, минерализацию воды, равновесные условия зависимости (p-t), т.е. фактическое изменение давления и температуры потока газа. Образование и накопление гидрата произойдет при снижении температуры газового потока, насыщенного парами воды ниже равновесной. Пластовая температура газа для Карачаганакского месторождения, составляющая 67 - 89 °С, образование гидратов в стволе скважины маловероятно. При возможности образования гидратов в стволе можно предотвратить гидратообразование подачей ингибиторов (метанола, гликоля, растворов солей) в поток газа. Основными местами гидратных пробок являются система промысловой подготовки газа, конденсата, а также система внутрипромыслового сбора и транспорта. Определив основные места образования и интенсивность накопления гидратов в системах сбора и подготовки газа, можно построить графическую зависимость равновесной температуры гидратообразования и фактической температуры газового потока для своевременного принятия необходимых защитных мер. Для борьбы с гидратообразованием на месторождении применяются следующие методы: 1) осушка газового потока от влаги методами сорбции или низко температурной сепарации с понижением точки росы; 2) поддержание давления потока ниже давления гидратообразования при заданной температуре. Исследования показывают, что наиболее приемлемым для Карачаганакского месторождения является метод ввода противогидратных ингибиторов в поток транспортируемого газа, так как наиболее вероятно образование гидратов в наземной части технологического оборудования месторождения. 3) ввод в газовый поток ингибиторов против гидратообразования.

В качестве противогидратных ингибиторов широко применяются растворы спиртов, и их различные смеси. Наиболее приемлемый ингибитор гидратообразования для данных условий - метиловый спирт. Наряду с широким применением метанола проходят испытания комплексного реагента против парафиногидратного отложения СНПХ-ИПГ-11«А» российского производства (Татарстан). Экспериментальные данные представлены в таблице 1.

Таблица 1 Данные испытания ингибитора комплексного действия

Наименование	Дозировка	Эффективность	Фирма
реагента	ингибитора, г/м3	применения, %	изготовитель
СНПХ-ИПГ-11	50	27,80	Татарстан
«А»	100	29,86
	200	34,17
	300	32,56

Как видно из результатов испытания при дозировке 50 г/м3 эффективность реагента составляет 27,8 %, при увеличении дозировки реагента до 300 г/м3 эффективность действия реагента увеличивается только на 4,76 % и достигает значения 32,56 %, т.е. реагент требует дальнейшей доработки и дополнительных лабораторных и промысловых испытаний для выработки рекомендаций и предложений.

Выводы

Анализ материалов по борьбе с отложениями парафина и гидратообразования и проведенные исследования на месторождения Карачаганак показывает следующее:

Температура начала кристаллизации парафинов из газоконденсата Карачаганака находится в пределах 33-36 °С.

Интервал температуры выпадения основных масс твердых парафинов- от 25 °С до 0 °С и достигает максимума при 15-25 °С.

На поверхности оборудования и трубопроводов месторождения Карачаганак образуются не только чисто парафиновые отложения, но и отложения с включением в них гидратов, т.е. гидратопарафиновые отложения.

Для эффективной борьбы против гидратообразования необходимо знание следующих показателей:

а) количества влаги, содержащейся в жидком состоянии и конденсирующейся в газопроводе;

б) фактической температуры в газопроводе; в) влагосодержания газа в точках ввода и вывода ингибитора;

Эффективным решением проблем, связанных с отложениями парафина и образованием гидратных пробок на месторождении Карачаганак является применение метанола реагентов комплексного действия.

Результаты иисследований гидратообразования при сборе и подготовке газа и газоконденсата методом поинтервальных комплексных исследования на установке «Порта-Тест» показали, что только изменением технологических параметров невозможно предотвратить гидратообразования в промысловых трубопроводах и оборудовании.В настоящее время на Карачаганакском месторождении для предотвращения и ликвидации гидратообразовании в промысловых трубопроводах системы сбора и подготовки газоконденсата применяют метанол.

Результаты аналитических и промысловых исследований по применению наиболее эффективных способов борьбы с образованием гидратных пробок нефтегазоконденсатных месторождений показали эффективность применения метанола.

Комплексные исследования с применением методов сорбции, низкотемпературной сепарации, водоантигидратных ингибиторов показали эффективность применения метанола в пределах всех вышеуказанных объектов.

Результаты оптимизaции способов и рeжимов подачи растворов химреагентов показали, что концентрация метанола в газе должна быть в пределах 0,416г/м3, при которой период остановки насосов составляет 1 месяц.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Аль-Жади Р.А. Прикаспийская впадина - важнейший нефтегазоносный бассейн северо-восточного средиземноморья // Нефть и газ 2004 № 1 с 15-23

2. В.С.Бойко «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений»,-М., «Недра» 1990-с.350

3. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела: Учебник.-2-е изд., доп, и испр. -Уфа: Дизайн ПолиграфСервис, 2002.-544с.

4. Оркин К. Г, Юрчук А. М. Расчеты в технологии и техники добычи нефти. М., Недра, 1967г

5. Басниев К.С., Добыча и транспорт газа и конденсата./ К.С. Басниев.- М., Недра, 1987.

6. Гиматудинов Ш.К., Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений./ Ш.К. Гиматудинов.-М., Недра, 1987.

7. Ермеков А.К., Келбет А.С. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений./ А.К. Ермеков. - Актау, 2001.

8. Закиров С.Н., Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений./ С.Н.Закиров. - М.., Недра, 1989.

9. Коротаев Ю.П., Добыча, транспорт и подземное хранение газа./ Ю.П. Коротаев. - М., Недра, 1984.

10. Коротаев Ю.П. Теория проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторождений./ Ю.П Коротаев. - М., Недра, 1989.

11. Лепук Б.Б., Теоретические основы разработки месторождений природных газов./ Б.Б Лепук. - М., Недра, 2002.

12. Муравьев В.М., Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений./ В.М Муравьев. - М., Недра, 1984.

13. Вяхерев Р.И., Разработка и эксплуатация газовых месторождений / Р.И. Вяхерев. - М., Недра, 2000.

14. Гвоздев М.И., Разработка и эксплуатация газовых месторождений./ М.И. Гвоздев. - М., Недра, 1988.

15. Мирзаджанзаде Х., Технология добычи природных газов./ Х. Мирзаджанзаде. - М., Недра, 1984.

16. Рассохин Г.В., Завершающая стадия разработки газовых и газоконденсатных месторождений./ Г.В. Рассохин. -М., Недра, 1988.

17. Абдурахманов Г. С. Бурение нефтяных и газовых скважин. -- М.: Недра, 1969.

18. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., ГноевыхА.Н. Винтовые забойные двигатели. -- М.: Недра, 1999.

19. Буровое оборудование: Справочник. Т.1. -- М.: Недра, 2000.

20. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. -- М.: Недра, 1993.

21. Гайворонский А. А., ЦыбинА.А. Крепление скважин и разобщение пластов. -- М.: Недра, 1993.

22. Грей Дж. Р., Дарли Г.С. Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). -- М.: Недра, 1985.

23. Калинин А.Г., Григорян Н.А., Султанов Б.З. Бурение наклонных скважин: Справочник. -- М.: Недра, 1980.

24. Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. -- М.: Недра, 1980.

25. Скрыпник С.Г. Техника для бурения нефтяных и газовых скважин на море. -- М.: Недра, 1989.

26. Технология бурения нефтяных и газовых скважин / М.Я. Беркович, М. Р. Мавлютов, А. И.Спивак и др. -- М.: Недра, 1969.

27. Методика расчета ингибиторов гидратообразования с приминением ЭВМ. Э.Б. Бухгалтер, Г.А. Зуйкова, Н.И. Бирюков, Т.И. Слуцкая, В.М. Пушнов, А.Е. Тункея. М.: ВНИИЭгазпром, 1985 г., 92 с.

28. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ на Карачаганакский Перерабатывающий Комплекс ТР - 34 - 2008

29. Технологическая схема разработки месторождения КНГКМ. Казахский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа. 1999г.

30. Технологический регламент на установку комплексной подготовки газа УКПГ-2. РК ТОО «ИНТЕК»

31. Проект развития месторождения Карачаганак. ERGU-2, Том 1, НИПИнефтегаз, Лондон-Актау, 1999 г.

32. Рекомендации по предотвращению гидратообразований, парафиноотложений и коррозии при работе комплексной подготовки газа на КНГКМ. ВНИИгаз, М., 1989г.

33. Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений РК 1996

34.Отчет о научно-иследовательской работе «Изучение газогидродинамических свойств основной залежи Карачаганакского НГКМ ». А.К. Кормишин и др., институт «Волго-УралНИПИгаз», Оренбург, 1990 г.

35. Проект опытно-промышленной эксплуатации Карачаганакского газоконденсатного месторождения. (Отчет ВНИИгаз и ВолгаУрал НИПИгаз). Андреев О.Ф., Тарнавский А.П. и др. Москва-Оренбург. 1981г.

36. Особенности промысловой подготовки газа и конденсата на КНГКМ и пути их решения. Алиев А.Г., Искаков Р.М. ВНИИгаз, М., 1989г.

37. Теория и опыт добычи газа. Вяхирев Р.И.. Коротаев Ю.П.. Кабанов Н.И. М. ОАО "Издательство Недра", 1998.

38. Теория и опыт разработки месторождения природных газов. Вяхирев Р.И. Коротаев Ю.П. ОАО "Газпром". 1999г.

39. Отчет по подсчету запасов конденсата, нефти, газа и попутных компонентов в подсолевых отложениях Карачаганакского месторождения Уральской области Казахской ССР по состоянию на 1 августа 1988г. Золотов А. Н., Бадоев Т. И., Матлошинский и др. ПГО Уральскнефтегазгеология», Уральск, 1988.

40. Уточненный проект опытно-промышленной эксплуатации Карачаганакского газоконденсатного месторождения. Зотов Г.А., Леонтьев И.А. и др. НИИгаз. М., 1990г.

41. Нефтегазоконденсатное месторождение Карачаганак (ТЭО коэффициентов извлечения конденсата и нефти) ПГО, Золотов А. Н., Мартос В.Н. и др. «Уральскнефтегазгеология», Уральск, 1988г.

42 Разработка месторождений со сложным составам газа. Маргулов Р.Д., Вяхирев Р.И. и др. - М.: Недра, 1988.

43 Основы технологии добычи газа. Мирзаджанзаде А.Х. Кузнецов О.Л., Басниев К.С. М.: ОАО «Недра» 2003

44. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. Панов Г. Е. - М.: Недра, 1986.

45. Организация, планирование и управление нефтегазодобывающими предприятиями. Сыромятников Е.С, Победоносцева Н.Н. - М.: Недра, 1987.

46 Экономическая эффективность внедрения новой техники и технологических процессов. Тайкулакова Г. С. - А.: КазНТУ, 2000.

47. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Ширковский А.И. - М.: Недра 1987.

48 Переработанная флюидная модель. Технико-экономическое обоснование проекта развития Карачаганакского месторождения. Уитов Р. Раздел V, приложение 1, Бритиш Газ, Аджип, 1999г.

49. Исследование нефти и конденсата Карачаганакского месторождения. Батманов К.Б. Актауский государственный университет им. Ш. Есенова г.Актау, Казахстан © Нефтегазовое дело, 2008 http://www.ogbus.ru

50. Квон В.Г. Термодинамическое моделирование фазовых

равновесииуглеводородных систем с водой и газовыми гидратами для повышения эффективности технологии в добыче газа ООО «ВНИИГАЗ» Москва 2008 г.

51. Немыкин Е.В. Термобарические условия движения газоконденсатных смесей в гидратообразующих скважинах ООО «РН-УфаНИПИнефть» Уфа 2010

52. Технологическая схема разработки месторождения Карачаганак по состоянию на 1 октября 1999 г Лондон 2000г.

53. Методические рекомендации по подготовке, оформлению и защите магистерской диссертации для магистрантов по специальности

6М070800 - Нефтегазовое дело ЗКаТУ имени Жангир хана Уральск 2010

54.Технологический регламент УКПГ-2008

55. Авторский надзор за разработкой месторождения Карачаганак по состоянию на 1 января 2011года Аксай/Актау 2011г.

Дополнительная литература:

1. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. В 4-х томах --М.: Недра, 1998.

2. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины. Буровое оборудование. Справочник в 2-х томах. /Абубакиров В.Ф., Архангельский В.Л. и др./ -- М.: Недра, 2000. Технологическая карта проекта Карачаганак

3. Регламент по проектированию УКПГ - 1в для перевода на однореагентную (с метанолом) эксплуатацию. М.,РАО ГАЗПРОМ, ВНИИГАЗ, 1994 г., 43 с.

4. Методика расчета ингибиторов гидратообразования с приминением ЭВМ. Э.Б. Бухгалтер, Г.А. Зуйкова, Н.И. Бирюков, Т.И. Слуцкая, В.М. Пушнов, А.Е. Тункея. М.: ВНИИЭгазпром, 1985 г., 92 с.

Размещено на Allbest.ur