WWW.DISUS.RU

БЕСПЛАТНАЯ НАУЧНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

 

Совершенствование методов предупреждения парафиноотложений при эксплуатации скважин нефтегазоконденсатных месторождений

На правах рукописи

ЮНУСОВ РИНАТ ЮРИСОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ
ПАРАФИНООТЛОЖЕНИЙ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

СПЕЦИАЛЬНОСТЬ: 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Ухта 2009

Актуальность проблемы

Газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения в настоящее время широко распространены и играют заметную роль в обеспечении углеводородным сырьем газо- и конденсатохимических комплексов. Анализ тенденций развития и современного состояния ресурсной базы свидетельствует, о том что в основных газодобывающих районах наблюдается постоянный рост доли запасов, приходящихся на глубокозалегающие газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения, продукция которых содержит в своем составе высококипящие компоненты, в том числе и парафины. В последующем, по мере истощения месторождений, представленных сеноманскими отложениями, доля добычи из глубокозалегающих залежей со сложными горно-геологическими условиями, с флюидами сложного состава, с присутствием высококипящих компонентов будет только возрастать.

И если в добыче нефти многие вопросы, связанные с парафиноотложениями, благодаря работам отечественных и зарубежных исследователей, уже нашли свое решение, для газовой отрасли, при разработке газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений в силу отличия составов добываемого флюида и соответственно термобарических условий его добычи, подготовки и транспорта эти вопросы требуют изучения. В этой связи тема диссертационной работы является актуальной и направлена на повышение эффективности эксплуатации скважин и других промысловых объектов, осложненных парафиноотложениями в процессе разработки нефтегазоконденсатных месторождений.

Цель работы

Повышение эффективности эксплуатации скважин и другого технологического оборудования при разработке нефтегазоконденсатных месторождений за счет совершенствования методов предупреждения парафиноотложений.

Основные задачи исследований

  1. Изучение физико-химических свойств и состава парафиноотложений в скважинах и в других промысловых объектах разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.
  2. Исследование и анализ физико-химических процессов фазовых переходов парафинов и влияние на них различных факторов.
  3. Исследование реологических свойств нефтегазоконденсатных смесей при термобарических условиях, характерных для процессов эксплуатации скважин и транспорта углеводородного сырья.
  4. Исследование составов химреагентов для предупреждения парафиноотложений.
  5. Разработка новых составов и технологии их применения для предупреждения парафиноотложений при эксплуатации скважин, системы сбора и подготовки продукции.

Основные защищаемые положения

  1. Закономерности влияния скорости нефтегазоконденсатного потока на интенсивность парафиноотложений.
  2. Результаты исследований растворимости парафиноотложений в различных углеводородных растворителях.
  3. Разработаные и опробованые в промысловых условиях новые составы и технологии предупреждения и удаления парафиноотложений.

Научная новизна

1. На специально разработанном стенде в результате экспериментальных исследований определена зависимость интенсивности парафиноотложений от скорости нефтегазоконденсатного потока. Установлено, что дросселирование газоконденсатного потока приводит к снижению интенсивности парафиноотложений.

2. На основе изучения физико-химических процессов фазовых превращений парафинов разработаны новые составы для предупреждения парафиноотложений, технологические схемы их применения в промысловых условиях на нефтегазоконденсатных скважинах.

Методы исследования

В работе использовались физико-химические, хроматографические и спектральные методы для исследования состава исходных и ингибированных нефтеконденсатных смесей, реологические установки типа ВСН-3 для изучения вязкокинетических характеристик, разработанный автором стенд для изучения влияния различных факторов (температуры, давления) на процесс парафиноотложения. На установке «холодного цилиндра» изучены особенности отложения парафина, исследованы закономерности кристаллизации и кинетика выпадения твердой фазы в объеме нефтеконденсата и в его пристенном слое. Исследованы свойства отложений в промысловых и лабораторных условиях, их групповой состав и строение.

Практическая ценность и реализация полученных результатов

Внедрение в практику разработанных автором методов предупреждения парафиноотложений позволило увеличить межремонтный период при эксплуатации скважин, уменьшить перепады давления в насосно-компрессорных трубах (НКТ) и шлейфах, что способствует существенному улучшению эксплуатационных характеристик скважин с получением дополнительных объемов добычи газа, конденсата и нефти.

По результатам проведенных работ рекомендовано применение «Реагента КД» и раствора «Нефтенол МЛ» для предупреждения парафиноотложений в условиях Печорокожвинского и Югидского НГКМ.



Разработанные автором и при его участии составы ингибиторов парафиноотложений и технологии их применения позволили более чем в полтора раза увеличить производительность скважин и технологического оборудования сбора и подготовки их продукции. В результате внедрения разработанных химических реагентов для предупреждения парафиноотложений в процессе эксплуатации девяти скважин на Югидском и Печорокожвинском НГКМ за шесть лет получен экономический эффект 24,3 млн р. (в том числе доля эффекта за счет разработок автора составляет 10,21млн р.).

Апробация работы

Основные результаты исследований докладывались на следующих всероссийских и отраслевых научно-технических конференциях и советах ОАО «Газпром»:

  • всесоюзная конференция «Роль молодежи в решении конкретных научно-технических проблем нефтегазового комплекса страны» (пос. Красный Курган, июнь 1989 г.);
  • научно-практическая конференция «Разработка и эксплуатация газоконденсатных месторождений на завершающей стадии» (Ухта, Коми филиал ВНИИГАЗа, октябрь 1990 г.);
  • научно-техническая конференция «Разработка и эксплуатация газоконденсатных месторождений на завершающей стадии» (Ухта, филиал ООО «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз», сентябрь 1993 г.);
  • научно-практическая конференция, посвященная 30-летию предприятия «Севергазпром», «Повышение эффективности разработки и эксплуатации газоконденсатных месторождений» (Ухта, филиал ООО «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз», октябрь 1998 г.);
  • V научно-техническая конференция «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, январь 2003 г.);
  • научно-технический совет ОАО «Газпром» «Актуальные вопросы техники и технологии добычи и подготовки газа» (Сочи, апрель 2003 г.);
  • VII научно-техническая конференция (Ухта, УГТУ, апрель 2006 г.);
  • совещание ведущих специалистов предприятий ОАО «Газпром» «Результативность геолого-технических мероприятий на скважинах месторождений ОАО «Газпром» (Кисловодск, февраль 2008 г.);
  • научно-техническая конференция преподавателей и сотрудников в рамках IV Северного социально-экологического конгресса «Северное измерение глобальных проблем: первые итоги Международного полярного года» (Ухта, УГТУ, апрель 2008 г.);
  • научно-технический совет ОАО «Газпром», секция «Добыча и промысловая подготовка газа и газового конденсата» (Тюмень, ООО «ТюменНИИгипрогаз», июнь 2008 г.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 13 статей и получено 3 авторских свидетельств и патентов на изобретения.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения. Общий объем 171 страница, в том числе 32 рисунка и 18 таблиц, список литературы представлен 117 наименованиями.

Автор считает своим долгом выразить благодарность за помощь при обсуждении основных разделов диссертации и постоянное внимание своему научному руководителю д.т.н. Долгушину Н.В., сотрудникам «Севернипигаза» к.т.н. Гурленову Е.М., к.т.н. Данилову В.Н., к.т.н. Федосееву А.В., профессору кафедры РЭНГМ и ПГ Ухтинского государственного технического университета к.т.н. Мордвинову А.Н., профессору кафедры РЭНГМ и ПГ Ухтинского государственного технического университета к.т.н Полубоярцеву Е.Л., сотрудникам ООО «Газпром переработка» Шелемею С.В., Иванову В.В., Салюкову В.В.

Содержание работы

Во введении показана актуальность темы, сформулированы цель и задачи исследований, научная новизна и практическая значимость полученных результатов.

В первой главе приводится общая характеристика современного состояния проблемы предупреждения и устранения парафиноотложений в прмысловых объектах нефтяной и газовой промышленности.

В нефтяной отрасли к настоящему времени накоплен обширный опыт в изучении и решении вопросов, так или иначе связанных с парафинотложениями, благодаря работам отечественных ученых: А. Х. Мирзаджанзаде, А.Ю. Намиота, Г.А. Бабаляна, Б.А. Мазепы, С.Ф. Люшина, Г.Ф. Требина, В.П. Тронова, П.П. Галонского, И.Т. Мищенко, В.В. Сизой, Ю.В. Шамрая, Н.М. Шерстнева и многих других.

Газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения существенно отличаются от нефтяных и, в первую очередь, составом пластового флюида и его фазовым состоянием. Это влечет за собой и различия в условиях разработки месторождений и эксплуатации промысловых объектов, особенно в следующих технологических процессах:

сбор продукции скважин;

промысловая подготовка углеводородов;

трубопроводный транспорт.

Поэтому практически все задачи связанные с парафиноотложениями при разработке газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений приходится решать заново. Вместе с тем поиск решения этих задач, выбор направлений тех или иных исследований необходимо осуществлять с учетом богатого опыта нефтяников.

Отложения, образующиеся на стенках труб и оборудования, представляют собой сложную смесь парафинов со значительным содержанием асфальтосмолистых компонентов, высокомолекулярных масел, воды и механических примесей (частицы породы, продукты коррозии и т.д.). Также в составе отложений присутствуют высокомолекулярные нафтеновые, нафтено-ароматические и ароматические углеводороды с длинными алкильными цепями нормального и слаборазветвленного строения. Доля парафинов в отложениях колеблется в пределах от 40 до 90 %. Остальную часть составляют другие ингредиенты, прежде всего, смолы и асфальтены.

Основными факторами, влияющими на процесс образования и роста парафиноотложений, являются термобарические условия (температура и давление) углеводородной системы, состав добываемой продукции и гидродинамические характеристики потока. Доминирующую роль в этом перечне играет температура.

Влияние асфальтенов и смол на формирование парафиноотложений зависит от их концентрации. В составе и тех и других имеются компоненты, являющиеся природными поверхностно-активными веществами (ПАВ), которые в малых количествах, образуя подложку на стенках трубопроводов и оборудования, способствуют формированию отложений. При увеличении их концентрации в жидкой части продукции скважины они уже препятствуют образованию отложений.

Различные мехпримеси - продукты коррозии, кристаллы соли и т.д. - по единодушному мнению исследователей, способствуют образованию отложений, являясь центрами кристаллизации, и в силу развитой поверхности интенсифицируют процесс роста отложений и стимулируют укрупнение парафиновых структур.

Влияние скорости потока на интенсивность парафиноотложений изучалось различными исследователями. Многие авторы считают скорость потока вторым по значимости (после температуры) фактором, влияющим на интенсивность образования парафиноотложений, при этом сам механизм влияния различными авторами оценивается по-разному.

Парафины являются составной частью углеводородных смесей и при изменении термобарических условий подвержены фазовым превращениям. Это плавление, кристаллизация, переход из одной кристаллической модификации в другую, растворение одной фазы в другой, насыщение или перенасыщение одной фазы другой.

В промысловых условиях в скважинах, трубопроводах и другом технологическом оборудовании основным фактором, влияющим на температуру углеводородной системы, а также на равновесное состояние ее, является теплообмен с окружающей средой. Когда перепад температуры между углеводородной смесью и окружающей средой положительный, происходит кристаллизация парафинов. Чем ниже температура окружающей среды, тем интенсивнее процесс кристаллизации (при прочих равных условиях). И поскольку теплообмен с окружающей средой происходит через стенки трубопровода или другого технологического оборудования, наибольшее количество формирующихся кристаллов сосредоточивается в пристенном слое.

К настоящему времени в нефтяной промышленности разработаны и применяяются различные способы борьбы с парафиноотложениями, начиная от простейших (механическое удаление скребками) и заканчивая применением физических полей различной природы.

При использовании механических методов применяются скребки, разделители, поршни, мембраны и т. п. Эти методы трудоемки, применяются периодически и не могут быть автоматизированы.

При использовании тепловых методов уменьшение отложений связано с увеличением растворяющей способности нефти при повышении температуры с помощью погружных электронагревателей, различных горелок, промывки горячим теплоносителем.

Применение защитных покрытий различной природы не нашло широкого распространения из-за сложности их нанесения на внутреннюю поверхность труб и недостаточной прочности.

Физические методы основаны на воздействии на углеводородную жидкость электромагнитными, магнитными полями и ультразвуковыми волнами. Однако неоднозначные результаты применения этих методов говорят о том, что в большинстве случаев они малоэффективны. Промысловые испытания воздействием на углеводородную жидкость магнитным активатором были проведены с неоднозначным результатом на скв. 108 Печорокожвинского НГКМ.

Химические методы широко применяются в нашей стране и за рубежом. В зависимости от механизма действия химические реагенты в небольших количествах (0,01 - 1 %) оказывают диспергирующее, модифицирующее или депрессирующее воздействие. Модификаторы вступают в химическое взаимодействие с молекулами парафина и препятствуют созданию плотных отложений. Действие депрессаторов основано на торможении процесса структурирования парафина в углеводородной среде, снижении температуры начала кристаллизации парафина и температуры застывания нефтепродуктов.

Вторая глава посвящена исследованию физико-химических характеристик нефтеконденсатных смесей и кинетики кристаллизации парафинов.

Для исследований были отобраны пробы углеводородной жидкости скважин Вуктыльского, Югидского, Печорокожвинского и Западно Соплесского нефтегазоконденсатных месторождений, в продукции которых отмечается повышенное содержание парафинов и которые по промысловым данным являются наиболее «проблемными».

Результаты лабораторных исследований продукции скважин свидетельствуют, о том что нефтеконденсатные смеси по физико-химическим свойствам неоднородны. Цвет меняется от прозрачного до коричневого, плотность от 700 до 837 кг/м3, молекулярная масса от 98 до 199, температура застывания от минус 5 до минус 600С и т.д. Получены кривые фракционной разгонки по Энглеру. Результаты определения характеристик для некоторых объектов приведены в табл. 1 и 2.

Изучение распределения н-алканов С17+ в пробах продукции скважин проводилось на основе компонентного состава по методике ВНИИНП и методом капиллярной газожидкостной хроматографии (ГЖХ-анализ). Было установлено, что при определении компонентного состава по методике ВНИИНП при невысоком содержании парафинов в конденсате (менее 10 %) содержание С17+ составляет 33 % от потенциала. Поэтому все последующие исследования проводились на основе ГЖХ-анализа, а ранее полученные данные были уточнены.

Таблица 1

Физико-химические свойства и состав углеводородной жидкости


Наименование параметра Значение параметра по месторождениям и скважинам
Печорокожвинское НГКМ Югидское НГКМ
скв.





103

скв.105 скв.106 скв.107 скв.108 скв.52 скв.129 скв.141 скв.143
Давление сепарации, МПа 3,47 4,00 3,84 3,93 3,91 4,43 3,29 5,10 7,65
Температура сепарации, 0С 0 5 10 7 6 0 2 2 5
Цвет Темно-желт. Темно-желт. Темно-желт. Темно-желт. Темно-желт. Темно-желт. Темно-желт. Темно-желт. Темно-желт.
Плотность при 20 0С, г/см3 0,724 0,756 0,740 0,714 0,700 0,793 0,782 0,784 0,805
Молекулярная масса 115 140 129 110 98 185 164 161 199
Рефракция 1,408 1,426 1,412 1,404 1,399 1,442 1,436 1,451
Вязкость при 20 0С, мм2/с 1,15 1,674 - 0,86 0,9712 18,8 4,24 - 5,603
Температура, 0С:
плавления парафина 56,2 58,2 56,2 54,5 51,8 58,6 61,6 60,2
застывания -29 -4 -18 -55 -60 22 10 20
Температура начала кипения, 0С 31 34 30 35 26 31 32 35 38
Объемная доля отгона, % при температуре, 0С:
10 50 77 58 51 33 72 78 76 93
20 65 91 77 62 47 102 108 117 143
30 81 104 95 74 67 157 141 154 194
40 99 118 115 86 78 220 182 201 252
50 119 135 138 100 93 281 246 259 297
60 145 160 169 115 113 330 306 310 338
70 197 200 206 135 151 - 345 346 -
80 299 275 253 179 247 - 352 - -
90 360 343 - 334 316 - - - -
Температура конца кипения, 0С 360 352 360/93 336 326 360/67 360/86 360 360/65
Объемная доля, %
выхода 91,9 90,5 93,4 94,2 94,3 69,5 88,2 78,5 67,3
остатка 7,8 8,5 5,6 5,0 5,0 28,5 10,0 20,3 31,0
потерь 0,3 1,0 1,0 0,8 0,7 2,0 1,8 1,2 1,7
Массовое содержание компонентов, %
асфальтенов 0,02 0,05 0,03 0,06 0,07 0,08 0,03 0,03 0,03
смол 0,37 0,60 0,45 0,28 0,41 1,20 0,40 0,31 0,36
парафинов 2,8 4,6 2,5 1,10 1,2 10,9 7,8 14,2 16,9
масел 26,2 28,8 25,4 15,56 22,32 48,6 49,7 46,0 52,4
бензинов 70,61 66,0 71,62 83,0 76,0 39,22 42,12 39,46 30,31
серы 0,069 0,079 0,055 0,047 0,051 0,33 0,109 0,114 0,107

Рефрактометрические исследования фазовых превращений твердых углеводородов основаны на том, что показатель преломления является функцией температуры, причем для каждой фазы существует своя зависимость. Исследования проводились с образцами твердых парафиновых углеводородов С17+, выделенных вымораживанием при темперпатуре минус 21 0С из выветренных конденсатов и нефти. По данным рефрактометрических исследований взятых образцов построены кривые зависимости показателя преломления от температуры, по которым установлено, что график коэффициента рефракции при переходе в область двухфазного состояния имеет ступенчатый вид. Температура начала перехода в двухфазную область составляет от 48 до 65 0С.

Таблица 2

Физико-химические свойства и состав углеводородной жидкости по
скважинам Северо-Вуктыльской залежи

Наименование параметра Значение параметра
скв. 53 скв. 279
Плотность при 20 0С, кг/м3 835,6 0,837
Молярная масса, г/моль 196 188
Вязкость при t 0С, мм2/с
20 6,98 6,87
50 3,02 3,11
Температура, 0С:
плавления 58,2 58,4
застывания -5 -5
Массовое содержание компонентов, %
асфальтенов 0,07 0,09
смол 1,4 1,7
парафинов 5,4 4,9
масел 62,8 62
бензинов 30,33 31,2
Температура начала кипения, 0С 80 63
Выкипает, объёмное содержание, % до t, 0С:
100 6 6,2
150 20 20,4
200 31 32,3
250 38 43,7
300 50 56,4
Температура окончания кипения, 0С 300 350
Объемная доля, %:
выхода 54 81,7
остатка 46 18,3

Влияние температуры на выпадение твердых парафинов из нефтеконденсатных смесей было исследовано на установке (рис. 1), основанной на принципе «холодного цилиндра».

Сущность исследований заключалась в создании определенного перепада температур между поверхностью охлаждаемого цилиндра, помещенного в металлический стакан, и залитым в этот стакан конденсатом с последующим измерением количества твердой фазы, выпавшей на поверхности цилиндра. По результатам измерения кинетики осаждения твердой фазы из конденсата при градиенте t =76-8 0С между конденсатом и поверхностью цилиндра при массовой доле парафина 1,7 % количество осадка не превышает 0,25 %. При градиенте 40-7 0С кривая скорости осаждения резко возрастает и на цилиндре откладывается до 1 % осадка, а при по-

 Рис 1. Установка ПР-НПХ-04 для оценки эффективности ингибиторов-1

Рис 1. Установка ПР-НПХ-04 для оценки эффективности ингибиторов
парафиноотложений

нижении температуры конденсата до 20 0С массовая доля отложений увеличивается до 1,65 %. При концентрации твердых углеводородов в конденсате 7,7 % массовая доля отложений на цилиндре составила 3,5 %.

Процессы образования парафиноотложений не только зависят от перепада температур взаимодействующих систем, но и тесно связаны с гидравликой потока газожидкостной смеси и содержанием в ней парафина. При исследованиях оценивалось влияние этих факторов на численные значения вязкости и характер ее изменения от температуры и давления. Установлено, что с увеличением содержания парафинов в нефтеконденсатной смеси вязкость системы возрастает, особенно при снижении температуры окружающей среды. При этом изотермы вязкости при температуре порядка 50 0С приобретают форму резкого излома, что объясняется фазовым переходом – массовой кристаллизацией и выпадением твердого осадка из жидкой фазы. Как показали проведенные исследования, парафины выпадают из раствора в виде кристаллов, образуя во всем объеме жидкости коагуляционную структуру, упрочняющуюся по мере снижения температуры и повышения концентрации твердой фазы, что проявляется в резком повышении вязкости и застывании при пониженных температурах, причем с увеличением давления вязкость увеличивается.

В промысловых условиях Печорокожвинского НГКМ при температуре минус 100С и давлении 1,0 МПа динамическая вязкость нефтеконденсатной смеси равна 0,56 мПас, а при той же температуре и давлении 2,5 МПа она увеличивается в 1,2 раза. При снижении температуры от плюс 50 до 0 0С динамическая вязкость продукции скв. 108 увеличивается с 0,3 до 0,9 мПа с, а в скв. 52 при снижении температуры от плюс 40 до плюс 10 0С вязкость нефти увеличивается с 10 до 155 мПа.с.

Для изучения влияния скорости потока газожидкостной смеси на процесс парафиноотложения на установке комплексной подготовки газа (УКПГ) Печорокожвинского НГКМ был смонтирован специальный стенд. Стенд представляет собой трубопровод диаметром 8 мм со встроенной катушкой, в которую вставляется так называемый «образец-свидетель». До и после катушки расположены регулируемые штуцеры, с помощью которых поддерживается выбранный режим течения газожидкостной смеси. При необходимости для поддержания температуры образца-свидетеля предусмотрен подвод теплоносителя в межтрубное пространство катушки. Давления до и после катушки контролируются по образцовым манометрам. Схематично установка представлена на рис. 2.

Исследования проведены на нескольких режимах с использованием в качестве исходного потока продукции скв. 103, 104 и 108. Скорость потока газожидкостной смеси при исследованиях изменялась от 0,12 до 2,18 м/с.

По результатам исследований каждой скважины построены графики зависимости массы отложений от скорости потока.

Рис. 2. Схема стенда для исследования влияния скорости потока на процесс парафиноотложений:

1 – вентиль; 2 – термометр; 3 – манометр; 4 – штуцер; 5 – стенд; 6 – мерная емкость;

7 – газовый счетчик; 8 – катушка индикаторная ;9 – патрубок подвода теплоносителя.

Анализ полученных результатов, приведенных на рис. 3, показал, что масса отложений сначала с ростом скорости увеличивается, затем, достигнув максимума, начинает уменьшаться, причем видно, что для продукции различных скважин максимумы кривых соответствуют различным скоростям потока. Кроме того, максимумы отложений сдвинуты в сторону более высоких скоростей, чем скорость перехода режима течения из ламинарного в турбулентный, как в случаях с чисто нефтяными потоками.

Рис. 3. Зависимость массы парафиноотложений от скорости потока газожидкостных смесей в скважинах Печорокожвинского НГКМ

На вышеописанной установке автором были проведены исследования влияния дросселирования нефтегазоконденсатного потока на интенсивность парафиноотложений. В результате исследований было установлено, что при снижении температуры потока до температуры окружающей среды (минус 3,5 0С) масса отложений практически не меняется. Затем при дальнейшем дросселировании, соответственно, и снижении температуры потока масса отложений уменьшается с 3,57 до 1,55 г. Иначе говоря, когда температура потока выше температуры стенки трубопровода, кристаллизация парафинов происходит непосредственно на стенке, при более низкой температуре кристаллизация протекает во всем объеме потока газожидкостной смеси.

Объясняется это тем, что скорость зародышеобразования парафиноотложений зависит от концентрации тугоплавких парафинов в растворе, темпов его охлаждения и уровня его перенасыщенности. Скорость формирования кристаллов зависит от вязкости растворителя и теплового режима потока. Соотношение этих скоростей обусловливает дисперсность и общий объем парафинов, перешедших в кристаллическое состояние. Резкое охлаждение всей массы движущегося раствора, например, путем дросселирования газожидкостных систем, обеспечивает преобладание скорости зародышеобразования парафина над скоростью роста кристаллов.

В третьей главе приведены результаты исследований влияния парафиноотложений на работу системы «скважина–шлейф–УКПГ». Процесс парафинизации является индивидуальным для углеводородной жидкости каждой скважины и зависит от ее состава, физико-химических свойств, от скорости потока, обводненности и т. д.

Причины осложнений при эксплуатации промысловых объектов, вызванных наличием в продукции парафинов, можно разделить на три вида. Это потеря подвижности нефти при охлаждении вследствие кристаллизации парафинов во всем объеме жидкости с образованием твердой структуры, отложение парафинов непосредственно на стенках различного оборудования (скважины, трубопроводы, сепараторы, резервуары и т. д.), образование осадков при хранении и при низких скоростях потока в трубопроводах преимущественно в нефтеконденсатной смеси, конденсате из-за разности плотностей жидкости и парафинов.

Анализ изменения термобарических условий в скважинах, в продукции которых отмечается повышенное содержание парафинов, показал, что парафиноотложения начинаются с глубины 500 м в нефтегазоконденсатных скважинах в зависимости от состава продукции и с глубины 2000 м в нефтяных скважинах. Характерной для нефтяных скважин является потеря текучести нефти, которая происходит вследствие образования парафиновой структуры во всем объеме продукции скважин при их остановках.

В шлейфах термобарические условия изменяются в меньшей степени по сравнению с условиями в стволах скважин в основном за счет теплообмена через стенки трубопроводов с окружающей средой, причем по мере удаления от устья скважин интенсивность парафиноотложений уменьшается при стабилизации термобарических условий потока продукции.

Параметры подготовки газа и конденсата на УКПГ месторождений таковы, что практически все парафины должны поступать в конденсатопроводы в кристаллизовавшейся форме. Некоторым исключением являются установки, где для подачи нефтеконденсатной смеси применяются центробежные насосы. В насосах перекачиваемая жидкость нагревается на 15-20 оС, и часть парафиноотложений, кристаллизовавшаяся в предыдущих звеньях технологической линии, вновь расплавляется, особенно в зимнее время года, когда температура стенок конденсатопровода низкая, что приводит к повторной кристаллизации парафинов в конденсатопроводе и образованию отложений.

В условиях небольших скоростей потока нефтеконденсатной смеси, характерных для системы трубопроводного транспорта ООО «Газпром переработка», особую актуальность приобретают вопросы осадконакоплений. Когда речь идет о о малопарафинистой (до 3 %) нефтеконденсатной смеси с относительно низким содержанием асфальтосмолистых веществ, в нефтеконденсатной смеси образуется парафиновая суспензия. Парафиновая суспензия нефти или нефтеконденсатной смеси является кинетически неустойчивой, поэтому в покое, при хранении в резервуарах или в «мертвой» зоне сепараторов, а также в трубопроводах при низких скоростях потока под действием гравитационных сил образуются осадки. Как видно из табл. 3, по составу осадки отличаются от отложений меньшим содержанием парафинов.

Таблица 3

Компонентные составы парафиноотложений и осадконакоплений

Наименование показателя Значение показателя
Место отбора скв. 105 скв. 106 скв 108 ПК 198 ПК 409 ПК 250 ПК 5
Дата отбора 17.02.00 29.02.00 15.05.00 29.05.00 29.05.00 26.04.00 13.11.01
Массовое содержание:
асфальтенов 1,1 0,14 0,66 0,57 0,21 0,40 0,08
смол 3,55 2,06 2,61 2,67 2,38 2,58 0,65
парафина 71,7 77,11 87,04 54,92 65,13 66,81 42,7
масел 22,22 19,94 8,75 29,4 25,62 29,1 12.4
Температура плавления парафина, 0С 67,4 83,2 72,4 85 88,3 82,2 -
ПК – пикеты конденсатопровода Печора - Югид

С целью борьбы с парафиноотложениями устья нефтегазоконденсатных и нефтяных скважин, рассматриваемых месторождений, оборудованы стационарными лебедками для очистки НКТ скребками. Для удаления парафиноотложений шлейфы скважин периодически промываются легким конденсатом. Периодичность промывки конкретного шлейфа подбирается опытным путем. Однако в последнее время в связи с вводом новых нефтегазоконденсатных скважин объемов легкого конденсата недостаточно для промывки возросшего количества шлейфов. Сложившаяся ситуация явилась дополнительным основанием для разработки новых и совершенствования применяющихся методов борьбы с парафиноотложениями.

В четвертой главе приведены результаты лабораторных исследований по подбору эффективных химических реагентов для предотвращения парафиноотложений.

В зарубежной и отечественной практике добычи нефти применяются химические реагенты (присадки) для предотвращения как отложений парафинов, так и потери подвижности углеводородной жидкости. В первом случае обычно применяют ПАВ или композиции на их основе, которые, адсорбируясь на кристаллах парафинов и на стенках труб, снижают силы адгезии и препятствуют образованию отложений. Для предотвращения потери текучести применяют композиции на полимерной основе: полиолефины; сополимеры этилена; алифатические эфиры карбоновых кислот; гетероциклические мономеры, которые при совместной с парафином кристаллизации образуют множество мелких кристаллов.

С целью оценки возможности применения присадок на месторождениях, разрабатываемых ООО «Газпром переработка», были проведены лабораторные исследования реагентов серий СНПХ отечественного производства, SERVO производства Голландии, Dodifloy производства Германии. Оценка эффективности присадок проводилась по их влиянию на температуру застывания нефтепродукта (при применении полимерных присадок) и по степени отмыва пленки нефти (присадки с ПАВ). По полученным результатам лучшими отмывающими свойствами применительно к нефтеконденсатной смеси скв. 129 Югидского НГКМ обладают присадки отечественного производства СНПХ-7909 и СНПХ-7821.

Исследование депрессоров показало, что лучшими свойствами по отношению к нефтеконденсатной смеси скв. 129 Югидского НГКМ обладает компаунд Dodifloy - 3227.

Также были проведены исследования депрессаторных свойств кубового остатка с установки цеоформинга (тяжелой фракции ароматических углеводородов) Сосногорского ГПЗ. Для улучшения ингибиторных свойств кубовый остаток смешивали с сульфонолом и ОП-10 при соотношении 1:3,5. Выбор смеси ПАВ базировался на определении критических концентраций мицеллообразования (ККМ) исследуемых ПАВ, которые соответствуют максимуму их поверхностной активности и сопровождаются резким улучшением отмывающей способности и других свойств. Эффективность композиции определяли по методике, разработанной в НПО «Союзнефтепромхим». На разработанную композицию автором был получен патент на изобретение, и она была рекомендована для промысловых испытаний на скважинах.

Промысловые испытания композиции для предупреждения и устранения парафиноотложений, проведенные в 2000-2004 гг. на Печорокожвинском и Югидском НГКМ, показали хорошие результаты. Вместе с тем при использовании композиции был выявлен и ряд недостатков. При длительном хранении композиция склонна к расслаиванию, а также в зимнее время повышается ее вязкость, что отрицательно сказывается на работе дозировочных насосов.

С целью устранения отмеченных недостатков были проведены лабораторные исследования по разработке универсального ингибитора парафиновых и гидратных образований. В результате исследований большого количества химреагентов был подобран состав, который показал высокий отмывающий эффект пленки нефти. Основным компонентом в составе является метанол, который предотвращает гидратообразования. Неионогенное ПАВ (ОП-10) снижает поверхностное натяжение и улучшает диспергирование кристаллов парафина. Добавка кальцинированной соды усиливает моющую способность состава, нейтрализует кислые компоненты парафиноотложений и обеспечивает оптимальное значение рН. Введение в состав иодида или бромида щелочного металла значительно улучшает его диспергирующую и смачивающую способности за счет снижения межфазного натяжения на границе «нефть-вода» и повышения его растворяющей способности. Состав, названный «Реагента КД», имеет следующее соотношение массовых долей компонентов, %: ОП-10 811; кальцинированная сода 0,81,1; иодид (бромид) калия 0,20,3; метанол 5060; вода пресная – остальное.

На состав автором подготовлена заявка на изобретение. Проведенные сравнительные исследования выпускаемых промышленностью композиций ПАВ (Нефтенол МЛ, ФК-2000 и разработанного «Реагента КД») показали, что Нефтенол МЛ и «Реагент КД» обладают примерно одинаковой отмывающей способностью при концентрации массовых долей 0,15-0,25 %, а ФК-2000 требует более высокой концентрации для достижения аналогичного эффекта.

На основании лабораторных исследований Нефтенол МЛ и «Реагент КД» были рекомендованы для проведения промысловых испытаний на скважинах Югидского НГКМ.

В пятой главе приводятся результаты промысловых исследований по применению композиции на основе ароматических углеводородов и «Реагента КД» на скважинах Югидского и Печорокожвинского НГКМ. При осуществлении процесса предупреждения и удаления парафиноотложений с помощью ингибирующих составов выбор скважин осуществлялся по результатам исследований и анализа промыслового материала. Были подобраны скважины, в которых происходят периодические остановки при спуске скребков, межочистной период НКТ скребками составляет не более 3 сут, перепад давления в шлейфах повышенный, обводненность добываемой продукции - не более 20 %. Обработке скважин ингибирующими составами предшествуют подготовительные работы, заключающиеся в сборе информации об объекте, состоянии наземного и подземного оборудования, режиме эксплуатации, интенсивности парафиноотложений в НКТ, состоянии шлейфов и т. п. На основании анализа информации составляется план проведения работ.

Технология применения ингибирующих составов определяется условиями разработки месторождения, способами эксплуатации скважин, термодинамическими параметрами их работы и наличием соответствующего оборудования. Разработанная технологическая схема подачи ингибирующих составов из подпорной емкости дозировочным насосом, установленным на устье скважины, обусловлена требованиями безопасности производства работ по ингибированию добываемой продукции на Югидском НГКМ. На Печорокожвинском НГКМ подача ингибирующего состава осуществлялась путем передавливания его из емкости в шлейф газом из затрубного пространства скважины. Объемная доля ингибирующего состава зависит от интенсивности парафиноотложений и составляет около 0,1 % от объема добываемого нефтеконденсата.

Промысловые испытания ингибирующих составов проводились в 2000-2006 гг. на скв. 103 и 108 Печорокожвинского НГКМ и на скв. 60, 129, 140, 141, 143 Югидского НГКМ. Перед проведением промысловых испытаний были выполнены газоконденсатные исследования с отбором проб газа и углеводородной жидкости, по которым изучались их исходные физико-химические свойства, фракционный и компонентный составы. Для контроля наличия и содержания ингибирующего состава, изменения молекулярного состава и доли парафиновых соединений в продукции скважин при промысловых испытаниях исследовались пробы жидких флюидов методом ИК-спектроскопии. В результате испытаний композиции на скв. 108 Печорокожвинского НГКМ увеличился межочистной период шлейфа с 12 до 23 сут, снизился перепад давления по нему с 2,1 до 0,4 МПа. Температура застывания проб углеводородной жидкости снизилась с минус 14 0С до минус 31 0С, что свидетельствует об эффективности применения композиции и ее хороших депрессорных свойствах.

Технологические параметры работы скв. 129 Югидского НГКМ в 2005 г. перед испытаниями ингибирующих составов были следующие: рбуф=9,45 МПа; рзт=11,2МПа; рвх=9,08 МПа; ТУ= 20 0С. Дебит газа сепарации составил 71,44тыс.м3/сут, сырых углеводородов 69,63 м3/сут. Добываемый жидкий флюид темно-желтого цвета, плотностью 0,789г/см3 и молекулярной массой 164. Массовая доля, %: бензиновых фракций – 45,4; масел – 48; парафинов – 6,1; смол – 0,42; асфальтенов– 0,04.

В процессе испытаний ингибитора Нефтенол МЛ с расходом 0,24 м3/сут на этой скважине перепад давления по шлейфу длиной 6100 м снизился с 0,44 до 0,39МПа. Применение «Реагента КД» позволило снизить перепад давления по шлейфу с 0,54 до 0,31 МПа. При этом значительно уменьшились задержки скребка при удалении парафиноотложений в НКТ.

В 2005 г. испытания осуществлялись по технологии непрерывной подачи «Реагента КД» дозировочными насосами.

Технологические параметры работы скв. 140 Югидского НГКМ в 2005 г. перед испытаниями «Реагента КД» были следующие: рбуф=11,2 МПа; рзт=12,5 МПа; ТУ=130С. Дебит газа сепарации составлял 63,5 тыс.м3/сут, сырых углеводородов 81,2 м3/сут при рвх=10,66 МПа. Добываемый жидкий флюид характеризуется: плотностью 0,783г/см3; молекулярной массой 157. Массовая доля, %: парафинов 10,2; бензиновых фракций 45,5; асфальтосмолистых веществ 0,61.

Промысловые испытания с целью предупреждения парафиноотложений с помощью «Реагента КД» с расходом 0,2 м3/сут на этой скважине позволили снизить перепад давления в шлейфе длиной 1870 м с 0,44 до 0,32 МПа, а также исключили периодические (несколько раз в месяц) продувки скважины на факел при возрастании перепада давления в шлейфе до 2 МПа.

Технологические параметры режима работы скв. 143 Югидского НГКМ в 2005г. перед испытаниями «Реагента КД» были следующие: рбуф=8,6 МПа; рзт=16,0 МПа; ТУ=24 0С; рвх=8,24 МПа. Дебит газа сепарации составлял 51,4 тыс.м3/сут, выветренных жидких углеводородов 183,5 м3/сут. По результатам физико-химических исследований добываемый жидкий флюид характеризуется плотностью 0,817 г/см3; молекулярной массой 206. Массовая доля, %: масел 60,1; парафинов 15,7; асфальтосмолистых компонентов 0,21.

Промысловые испытания «Реагента КД» при его расходе 0,32 м3/сут на этой скважине позволили снизить перепад давления по шлейфу длиной 2560 м с 0,56 до 0,36 МПа, а также предотвратили периодические продувки на факел.

За период испытания был выявлен ряд недостатков примененяемой технологии непрерывной подачи «Реагента КД» дозировочными насосами, установленными на устьях скважин.

С целью централизованной подачи «Реагента КД» была произведена обвязка системы распределения и дозирования ингибитора парафиноотложений с помощью комплексной автоматизированной системы распределения и дозирования ингибитора гидратообразования на базе устройства УВИ-250-ТМ.

Централизованная подача по новой схеме с УКПГ через УВИ-250-ТМ позволило:

осуществлять подачу «Реагента КД» в затрубное пространство и шлейфы скважин в заданном объёме;

осуществлять контроль и автоматическое поддержание заданного значения давления подачи «Реагента КД» в нагнетательной линии;

осуществлять технологическое измерение фактического расхода реагента;

оперативно производить обслуживание и ремонт оборудования.

В 2006 г. проводились промысловые испытания по внедрению новой технологии подачи «Реагента КД» на скважинах Югидского НГКМ.

Промысловые испытания показали, что применение «Реагента КД» в 2005-2006 гг. на скв. 60, 129, 140 и 143 Югидского НГКМ позволило: стабилизировать работу скважин; увеличить межочистной период в два раза; снизить перепад давления в шлейфах скв. 129 с 0,7 до 0,4 МПа, скв. 60 - с 0,5 до 0,2 МПа, скв.140 - с 0,4 до 0,2МПа, скв.143 с 0,6 до 0,3 МПа.

Основные выводы

На основании изучения физико-химических процессов фазовых превращений парафинов, методов предупреждения и устранения парафиноотложений, анализа геолого-технических условий эксплуатации скважин, выполненных комплексных исследований по решению поставленных в работе задач соискателем сформулированы следующие выводы:

  1. На разработанном автором и смонтированном на УКПГ Печорокожвинского НГКМ стенде в результате экспериментальных исследований определена зависимость интенсивности парафиноотложений от скорости нефтегазоконденсатного потока. Зависимость имеет экспоненциальный вид. Максимум парафиноотложений в случае нефтегазоконденсатного потока в отличие от чисто нефтяного соответствует скоростям, превышающим скорость перехода ламинарного режима течения в турбулентный.
  2. Экспериментально установлено, что дросселирование нефтегазоконденсатных систем приводит к снижению интенсивности парафиноотложений. Объясняется это тем, что при дросселировании снижение температуры потока, соответственно, зародышеобразование и кристаллизация парафинов, происходят во всем объеме газожидкостной смеси, а не в пристенном слое, как в случае снижения температуры за счет теплообмена с окружающей средой через стенки оборудования.
  3. Исследована растворимость парафиноотложений в различных углеводородных растворителях. Отмечено, что ни в одном из исследованных растворителей полного растворения парафиноотложений не происходит и для удаления их остатков из трубопровода необходимо достижение определенной скорости газожидкостного потока.
  4. Разработаны два ингибирующих состава химреагенов для предупреждения парафиноотложений. По своим характеристикам составы не уступают широко распространенным ингибиторам парафиноотложений серии СНПХ. Они отличаются простотой приготовления и более низкой стоимостью. На один состав автором получен патент Российской Федерации на изобретение. На второй состав (состав комплексного действия «Реагент КД») оформлена заявка на изобретение.
  5. Для практического применения ингибирующих составов разработаны и внедрены: «Временная инструкция по технологии удаления и предупреждения парафиноотложений с помощью композиции химреагентов»; «Временный регламент промысловых испытаний технологии удаления органических отложений с помощью раствора «Нефтенол МЛ»; «Технологический регламент применения «Реагента КД» для предупреждения парафиноотложений»
  6. В результате внедрения разработанных составов для предупреждения парафиноотложений в процессе эксплуатации семи скважин на Югидском и Печорокожвинском НГКМ (скв. 60, 129, 140, 141, 143 Югидского НГКМ и скв. 103 и 108 Печорокожвинского НГКМ) за период 2000-2006 гг. получен экономический эффект 24,3млн р. (в том числе доля эффекта за счет разработок автора составляет 10,21млн р.).

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

Статьи в изданиях, рекомендованных Высшей аттестационной комиссией Министерства образования и науки Российской Федерации

  1. Контроль ингибирования продукции скважин / Р.М. Тер-Саркисов, Р.Ю. Юнусов, А.А. Латышев и др. // Газовая промышленность. – 2001. - N 10. - с. 34-36.
  2. Александров Ю.В., Юнусов Р.Ю., Полубоярцев Е.Л. Эффективность применения химреагентов для добычи и транспорта парафинистой нефтеконденсатной смеси // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов, 2006. - Уфа: ТРАНСТЭК. - № 66. – с. 66-77.

Статьи в научно-технических сборниках и других изданиях

  1. Особенности эксплуатации скважин Западно-Соплесского ГКМ/ Р.Ю. Юнусов, А.П. Михайлов, А.Н. Волков и др. // Разработка и эксплуатация газоконденсатных месторождений на завершающей стадии: тез. докл. науч.-техн. конф. (Вуктыльское ГПУ, сент. 1993 г.). - Ухта: Севернипигаз, 1993. – с. 48-50.
  2. Крачковский В.В., Юнусов Р.Ю. Особенности эксплуатации скважин Печорокожвинского газоконденсатного месторождения // Повышение эффективности разработки и эксплуатации газоконденсатных месторождений. Решение проблем в транспорте газа: тез. докл. науч.-практ. конф., посвящ. 30-летию предпр. «Севергазпром» (27-29 окт. 1998 г.). – Ухта: Севернипигаз, 1998. – c. 84-86.
  3. Уляшев Е.В., Юнусов Р.Ю., Крачковский В.В. Осложнения при эксплуатации скважин с повышенным содержанием в продукции асфальтосмолопарафиновых веществ и борьба с ними // Севергазпром: союз науки и производства в области геологии, разработки месторождений и транспорта газа в Тимано-Печорской провинции: Юбилейный науч.-техн. сб., посвящ. 30-летию образ. предпр. «Севергазпром». – Ухта: Севернипигаз, 1999. – с. 305-311.
  4. Физико-химическая характеристика нефтей и нефтеконденсатов, характеризующихся повышенным содержанием парафинов/ С.В. Савченков, Н.К. Наумова, С.В. Шелемей, Р.Ю.Юнусов // Севергазпром: союз науки и производства в области геологии, разработки месторождений и транспорта газа в Тимано-Печорской провинции: Юбилейный науч.-техн. сб., посвящ. 30-летию образ. предпр. «Севергазпром». – Ухта: Севернипигаз, 1999. - с. 334-344.
  5. Композиция для предупреждения и удаления парафиноотложений/
    Р.Ю. Юнусов, В.В. Крачковский, А.И. Бурмантов А.И. и др. // Геология, разработка, эксплуатация месторождений Тимано-Печорской провинции. Транспорт газа. Проблемы, решения, перспективы: науч.-техн. сб. В 4 кн. Кн.1. Разработка и эксплуатация месторождений. Комплексные исследования пластов и скважин. - Ухта: филиал ООО «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз», 2000. - с. 312-328.
  6. Юнусов Р.Ю., Латышев А.А., Васильев В.В. Контроль за наличием ингибирующей присадки в углеводородной жидкости скв. 108 Печорокожвинского месторождения // Геология, разработка, эксплуатация месторождений Тимано-Печорской провинции. Транспорт газа. Проблемы, решения, перспективы: науч.-техн. сб. В
    4 кн. Кн.1. Разработка и эксплуатация месторождений. Комплексные исследования пластов и скважин. Ухта: филиал ООО «ВНИИГАЗ»-«Севернипигаз», 2000. - с. 165-174.
  7. Применение ПАВ для повышения коэффициента эксплуатации скважин / Р.Ю. Юнусов, А.И. Бурмантов, С.А. Погуляев и др.// тез. докл. V науч.-техн. конф. Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России. Секция 2. Разработка и эксплуатация месторождений природных углеводородов.
    (М., 23-24 янв.). - М. – 2003. - с. 129.
  8. Основные проблемы добычи углеводородного сырья на месторождениях ООО «Севергазпром» / В.Н. Рыжаков, Л.В. Рыбаков, Н.В. Долгушин. Р.Ю. Юнусов // Актуальные вопросы техники и технологии добычи и подготовки газа: Материалы науч.-техн. совета ОАО «Газпром» (Сочи, апр. 2003 г.).- М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2003. - с. 99-106.
  9. Разработка и испытание композиций для удаления и предупреждения парафиноотложений в шлейфах скважин Югидского НГКМ / В.В. Крачковский,
    Р.Ю. Юнусов, Р.А. Бурмантов и др. // Научные проблемы и перспективы нефтегазовой отрасли в Северо-Западном регионе России: науч.-техн. сб. В 4 ч. Ч.2. Разработка и эксплуатация месторождений. Комплексные исследования пластов и скважин. Кн.2.– Ухта: филиал ООО «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз», 2005. - с. 9-19.
  10. Особенности эксплуатации скважин на завершающей стадии разработки месторождений / С.В. Шелемей, Н.В. Долгушин, А.В. Федосеев, Р.Ю. Юнусов //
    ООО «Севергазпром». Стратегия инноваций и научного поиска: науч.-техн. сб. В 2 ч. Ч. 1. - Ухта, 2007. – с. 170-178.
  11. Результаты промысловых испытаний «Реагента КД» для предупреждения АСПО в скважинах Югидского НГКМ / Р.Ю. Юнусов, А.И. Бурмантов, И.А. Чернышев и др. // ООО «Севергазпром». Стратегия инноваций и научного поиска: науч.-техн. сб. В 2 ч. Ч. 1. – Ухта, 2007. – с. 206-213.

Патенты РФ на изобретения

  1. Пат. 2173328 RU, МПК С 09К 3/00. Композиция для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений / Р.Ю.Юнусов, А.И. Бурмантов, В.В. Крачковский и др. - № 99126013/04; заявл. 08.12.99; опубл. 10.09.01, Бюл. N 25.
  2. Пат. 2221963 RU, МПК 7 F 16 L 59/00. Теплоизолированная колонна / Р.Ю. Юнусов, А.В. Федосеев, П.Р. Александров и др. - № 2001124388/06; заявл. 31.08.01; опубл. 20.01.04, Бюл. N 2.

Полезная модель

1. Свид. 35150 RU, МПК 7G 01 N 17/00. Устройство для установки образцов-свидетелей в трубопроводе под давлением. Полезная модель / Р.Ю. Юнусов,
Г.М. Квачантирадзе, С.А. Погуляев и др. - № 2003118826/20; заявл. 27.07.03; опубл. 20.12.03, Бюл. N 36.

Подписано к печати 21.10.2009 г.

Заказ № 6362

Объем 1,0 п.л. Формат бумаги А5

Тираж 100 экз.

Отпечатано в филиале ООО «Газпром ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз»

По адресу 169300, г. Ухта, ул. Севастопольская, 1а

Тел. 5-16-85



 





<
 
2013 www.disus.ru - «Бесплатная научная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.