Комплексная технология предотвращения отложений неорганических солей при добыче нефти Текст научной статьи по специальности «Химические технологии»

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА

УДК 622.276

А. Хормали1, e-mail: aziz.khormaiy.put@gmaii.com; Д.Г. Петраков1, e-mail: petrakovdg@mail.ru

1 ФГБОУ ВО «Санкт-Петербургский горный университет» (Санкт-Петербург, Россия).

Комплексная технология предотвращения отложений неорганических солей при добыче нефти

В статье рассмотрено влияние пластовых температуры и давления на прогнозируемые показатели выпадения сульфата кальция и сульфата бария в диапазонах 60-150 °C и 0,1-70,0 МПа при заводнении. Использованы 4 различных промышленных ингибитора солеотложений и один новый разработанный композиционный состав ингибитора солеотложений для предотвращения отложений солей в статических и динамических условиях. Исследовано изменение эффективности ингибиторов солеотложений при увеличении концентрации катионов кальция и бария в растворе при пластовой температуре 80 °С. Определена минимальная рабочая концентрация разработанного состава ингибитора солеотложений путем проведения тестов с закупоркой трубы. Проведены фильтрационные исследования в целях изучения снижения проницаемости в карбонатных образцах керна из-за выпадения солей без ингибитора и с ингибитором солеотложений. Также определены адсорбционно-десорбционные характеристики ингибиторов солеотложений в зависимости от количества поровых объемов прокачки рабочего раствора.

Ключевые слова: ингибитор солеотложений, заводнение, прогнозируемые показатели, адсорбционно-десорбционные свойства, повреждение пласта.

A. Khormali1, e-mail: aziz.khorma1y.put@gmai1.com; D.G. Petrakov1, e-mail: petrakovdg@mai1.ru

1 Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education «Saint Petersburg Mining University» (Saint Petersburg, Russia).

Complex Technology For Preventing Scale Formation During Oil Production

In this work, the effect of change in reservoir temperature and pressure on prediction parameters of calcium sulphate and barium sulphate scaling formation was investigated in the ranges of 60-150 °C and 0.1-70 MPa during waterflooding. Four different industrial scale inhibitors and one new developed scale inhibitor package were used for preventing scale formation under static and dynamic conditions. The effect of an increase in the concentration of calcium and barium cations in solution on the efficiency of scaling inhibitors was studied at a reservoir temperature of 80 °C. Minimum inhibitory concentration of the developed scale inhibitor package was determined by conducting dynamic tube blocking tests. Experimental core flood study was carried out to study the reduction in permeability of carbonate core samples due to precipitation of salts with and without addition of scale inhibitors. In addition, adsorption/desorption characteristics of scale inhibitors were determined depending on the number of pore volume injected.

Keywords: scale inhibitor, water flooding, prediction parameters, adsorption/desorption characteristics, formation damage.

Закачка воды в пласт для поддержания пластового давления используется в течение многих лет. Несовместимость пластовых и закачиваемых вод при их смешивании вызывает выпадение неорганических солей. Отложение солей в призабойной зоне пласта и в сква-жинном оборудовании является одной из основных эксплуатационных проблем при добыче нефти, способствую-

щих повреждению пласта [1, 2]. Кроме того, выпадение солей способствует износу оборудования и ограничению потока, что приводит к снижению добычи нефти [3].

Первым этапом борьбы с отложениями неорганических солей является прогнозирование выпадения твердых минеральных осадков [4, 5]. Прогноз отложения солей обеспечивает опре-

деление статистической вероятности образования нерастворимых солей и склонности вод к образованию солевых отложений. Таким образом, необходимо проведение прогнозной оценки солеотложений и определение влияния термобарических условий на вероятную возможность солеотложений. Многочисленные компьютерные программы позволяют получить представ-

OIL AND GAS PRODUCTION

Таблица 1. Характеристики моделей пластовых и закачиваемой вод Table 1. Characteristics of models of reservoir and injected waters

Модель воды Model of water pH Ионный состав, мг/л Ionic composition, mg/l Общая минерализация, мг/л Total mineralization, mg/l

Na+ K+ Ca2+ Mg2+ Ba2+ Cl- SO42- HCO3-

Пластовая вода (№ 1) для CaSO4 Reservoir water (No. 1) for CaSO4 6,49 38 542 1649 16 813 619 - 91 990 627 53 150 293

Пластовая вода (№ 2) для BaSO4 Reservoir water (No. 2) for BaSO4 7,02 42 066 1836 469 703 208 69 315 233 62 114 892

Закачиваемая вода Injected water 7,10 11 002 348 323 1425 - 20 138 2479 74 35 789

a) a)

90 120 Температура, °C Temperatire, °C

20,1 40,1 60,1 Давление, МПа Pressure, MPa

6)b)

90 120 Температура, °C Temperatire, °C

150

ЗВ/ПВ, 20:80 *ЗВ/ПВ, 50:50 ♦ ЗВ/ПВ, 80:20

20,1 40,1 60,1 Давление, МПа Pressure, MPa

Рис. 1. Зависимость тенденции к образованию сульфата кальция и индекса насыщения воды от температуры (а, б) и давления (в, г)

Fig. 1. Dependence of tendency to the calcium sulphate formation and the water saturation index from temperature (a, b) and pressure (c, d)

ление о химическом равновесии, характеризующем водные системы. Это программное обеспечение используется для выявления тенденции к образованию солей (ST) и их осадконакоплений, которая определяется как отношение произведения активности ионов к произведению растворимости при равновесном состоянии:

5Г-™, (!)

%

где ST - тенденция к образованию солей; [Ka] и [An] - концентрация катионов и анионов, моль/л; Ksp - произведение растворимости при равновесном состоянии, моль2/л2. Также прогнозирование образования солей в статических условиях рассчитывается индексом насыщения (SI). Однако тенденция к образованию солей (ST) и индекс насыщения (SI) вод сильно связаны друг с другом:

SI = lg (ST). (2)

Если SI > 0, происходит отложение солей. Если же SI < 0, риск солеотложений отсутствует.

Авторы статьи провели исследование в целях определения тенденции к образованию сульфата кальция и сульфата бария и индекса насыщенности вод этими солями в моделях пластовых и закачиваемой вод, характеристики которых представлены в табл. 1. В работе использовалась программа OLI Studio. Исследование проводилось в диапа-

зоне пластовых температур 60-150 °С и давления 0,1-70 МПа. На рис. 1 представлены результаты определения зависимости тенденции к образованию Са504 и индекса насыщенности вод от пластовых температуры и давления при разных значениях объемного соотношения закачиваемой и пластовой вод (№ 1). На рисунке видно, что давление и температура оказывают

большое влияние на тенденцию к образованию Са504 и индекс насыщенности этой солью вод: с увеличением температуры и снижением давления склонность вод к образованию солевых отложений сульфата кальция увеличивается. Как показано на рис. 1, при пластовых условиях количество осадков CaS04 зависит от объемного соотношения закачиваемой и пластовой вод.

Ссылка для цитирования (for citation):

Хормали А., Петраков Д.Г. Комплексная технология предотвращения отложений неорганических солей при добыче нефти // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 10. С. 50-55.

Khormali A., Petrakov D.G. Complex Technology For Preventing Scale Formation During Oil Production (In Russ.). Territorija «NEFTEGAS» = Oil and Gas Territory, 2017, No. 10, P. 50-55.

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 10 october 2017

51

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА

а) а)

90 120 Температура, °С Temperatire, °С

ЗВ/ПВ, 30:70 * ЗВ/ПВ, 50:50 ♦ЗВ/ПВ, 70:30

20,1 40,1 60,1 Давление, МПа Pressure, МРа

т s Si "о 3 с

2,5 2

s S 1.5 го о '

X "4= g 2 1 <и .2

5.5 0,5

150

60

! g2,75 Г "с ! о 2,5 ^

22,25

б)Ь) BaSO.

ЗВ/ПВ, 30:70 -ЗВ/ПВ, 50:50 ЗВ/ПВ, 70:30

90 120 Температура, °С Temperatire, °С

г) d)

BaSO,

ЗВ/ПВ, 30:70 -ЗВ/ПВ, 50:50 -« ЗВ/ПВ, 70:30

150

0,1 20,1 40,1 60,1 Давление, МПа Pressure, МРа

Рис. 2. Зависимость тенденции к образованию сульфата бария и индекса насыщения воды от температуры (а, б) и давления (в, г)

Fig. 2. Dependence of tendency to the barium sulphate formation and the water saturation index from temperature (a, b) and pressure (c, d)

На рис. 2 представлены результаты определения зависимости тенденции к образованию Ва504 и индекса насыщенности вод от пластовых температуры и давления при разных значениях объемного соотношения закачиваемой и пластовой вод (№ 2). Пластовая температура также оказывает влияние на тенденцию образования ВаБ04 и индекс насыщенности этой солью вод, однако

в данном случае с увеличением температуры склонность вод к образованию солевых отложений сульфата бария снижается, тогда как с повышением давления до 40 МПа тенденция к образованию сульфата бария усиливается. Дальнейшее увеличение давления не влияет на изменение данного показателя. Кроме того, изменение давления не оказывает влияния на индекс насы-

щенности вод сульфатом бария. В целом при пластовых условиях прогнозируемые параметры выпадения сульфата бария не сильно зависят от объемного соотношения закачиваемой и пластовой вод.

Все технологии контроля отложения неорганических солей делятся на предотвращение и удаление солеотложений [6]. Удаление осадков солей в приза-бойной зоне пласта и скважинах является дорогим и порой неэффективным процессом. Поэтому предотвращение образования солей предпочтительнее, чем их удаление. Из числа технологий борьбы с отложениями солей эффективными и популярными являются химические методы с применением ингибиторов солеотложений [7, 8]. В данной работе для изучения эффективности ингибирования отложения сульфатов кальция и бария в статических условиях использовались пять ингибиторов солеотложений (табл. 2). Состав № 5 является новым композиционным ингибитором солеотложений,состоит в основном из фосфоновых кислот и в рамках исследования показал синерге-тический ингибирующий эффект. Лабораторные исследования для определения эффективности ингибирования отложения солей проводились в соответствии со стандартом Международной ассоциации инженеров-кор-розионистов (National Association of Corrosion Engineers - NACE) и представляли собой экспериментальное определение способности ингибиторов предотвратить выпадение из растворов

Таблица 2. Используемые ингибиторы солеотложений Table 2. Used scaling inhibitors

Ингибитор Inhibitor Название Name Состав Chemical composition

1 ОЭДФК OEDP 1-гидроксиэтилиден 1,1-дифосфоновая кислота 1-HydroxyethyLidene-1,1-diphosphonic acid

2 НТФ NTP Нитрилотриметилфосфоновая кислота NitriLotrimethyLphosphonic acid

3 DTPMP DTPMP Диэтилентриамин-пента (метиленфосфоновая кислота) DiethyLenetriamine-penta (methyLenephosphonic acid)

4 PPCA PPCA Полифосфинокарбоновая кислота PoLyphosphinocarboxyLic acid

5 Новый состав New chemical composition 1-гидроксиэтилиден 1,1-дифосфоновая кислота, хлорид аммония, изопропиловый спирт, полиэтиленполиамин-N-метилфосфоновая кислота и соляная кислота 1-HydroxyethyLidene-1,1-diphosphonic acid, ammonium chLoride, isopropyL aLcohoL, poLyethyLenepoLyamine-N-methyLphosphonic acid, and hydrochLoric acid

OIL AND GAS PRODUCTION

a) a)

6)b)

100

60

ОЭДФК -НТФ

■*■ DTPMP

♦ PPCA

* Новый состав

100

0,2 5,2 10,2 15,2 Концентрация Ca2+, г/л Concentration, mg/l

60

♦ PPCA

* Новый состав

200 900 1600 2300 3000 Концентрация Ba2+, г/л Concentration, mg/l

Рис. 3. Зависимость эффективности ингибитора солеотложений от концентрации катионов кальция (а) и бария (б) в растворе при 80 °C и 30 мг/л ингибитора

Fig. 3. Dependence of the scale inhibitor efficiency from concentration of calcium (a) and barium (b) cations in solution at 80 °C and 30 mg/l of inhibitor

— Без ингибитора

— 5 мг/л 5 mg/l

10 мг/л 10 mg/l 20 мг/л 20 mg/l

— 25 мг/л 25 mg/l

150

Время, мин Time, min

Рис. 4. Зависимость перепада давления от времени закачки при определении минимальной концентрации разобранного состава ингибитора солеотложений

Fig. 4. Dependence of the differential pressure from the pumping time during determination of minimum concentration of the scale inhibitor with examined composition

сульфатов кальция и бария [9, 10]. При этом концентрация Са2+ и Ва2+ в растворах измеряется до и после осаждения солей при смешивании пластовой и закачиваемой вод с ингибитором и без ингибитора солеотложений. Эффективность ингибирования солеотложений определяется по формуле:

С - С

Э= "г к'-100%, (3)

Ко к,

где Э - эффективность ингибирования в статических условиях; СК2 - концентрация Са2+ или Ва2+ в растворе с ингибитором после выпадения солей; СК1 - концентрация Са2+ или Ва2+ в растворе без ингибитора после выпадения солей; СКо - начальная концентрация Са2+ или Ва2+ в растворе до выпадения солей. На рис. 3 представлена зависимость эффективности ингибиторов солеотложений от концентрации ионов кальция и бария. При этом были использованы ингибиторы в концентрации 30 мг/л. Исследования были проведены при температуре 80 °С. Как показано на рис. 3, наиболее эффективным ингибитором является новый композиционный состав ингибитора солеотложений. Из рис. 3а видно, что увеличение концентрации кальция в растворе снижает эффективность ингибирования всех ингибиторов, однако даже при концентрации кальция 15 г/л эффективность разработанного состава ингибитора и НТФ снижается незначительно. На рис. 3б представлено также изменение эффективности ингибиторов при увеличении концентрации катионов бария в растворе с 200 до 3000 мг/л. Видно, что рост концентрации бария уменьшает эффективность ингибирования, причем эффективность ингибиторов ОЭДФК, НТФ и РРСА снижается существенно. Тесты с закупоркой трубы используются для оценки эффективности ингибиторов солеотложений для предотвращения выпадения неорганических солей и дают возможность определить минимальную рабочую концентрацию ингибитора солеотложений. Исследования проводились путем добавления рабочего раствора в трубку смешивания закачиваемой и пластовой вод (№ 1) в объемном соотношении 1:1 при постоянной температуре 80 °С. В начале

эксперимента производилась закачка раствора без добавления нового композиционного состава ингибитора солеотложений и измерялся перепад давления в трубке, обусловленный выпадением солей. Далее к рабочему раствору был добавлен новый состав ингибитора солеотложений,и его концентрация увеличивалась от 5 до 25 мг/л. Результаты исследования представлены на рис. 4. Видно,что при концентрации 25 мг/л новый состав ингибитора солеотложений предотвращает выпадение солей в динамических условиях. При этом перепад давления не меняется в течение 150 мин. Таким образом, при

концентрации 25 мг/л и более новый композиционный состав ингибитора имеет достаточно высокую эффективность ингибирования в статических и динамических условиях. В целях изучения повреждения пласта (уменьшения проницаемости породы) из-за выпадения Ва504 при заводнении были проведены фильтрационные исследования. При этом была использована установка, состоящая из кернодер-жателя, двух емкостей с насосами (одна - для закачиваемой воды, другая -для пластовой воды № 2), датчиков и термошкафа. Перед исследованием экспериментальная система была оставле-

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 10 october 2017

53

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА

на на 3 ч на термостатирование. Давление обжима - 20 МПа. Вода из обеих емкостей закачивалась при одинаковом давлении. Таким образом, две воды (закачиваемая и пластовая № 2) закачивались в образцы керна в объемном соотношении 1:1. Были использованы карбонатные образцы керна со средней начальной проницаемостью и пористостью 0,03 мкм2 и 17,3 %, соответственно. Закачка рабочего раствора в образцы керна производилась в режиме постоянного расхода (6 мл/мин) при температуре 80 °С. Проницаемость породы была рассчитана с помощью уравнения по линейному закону Дарси до (К0) и после (К1) осаждения солей. Коэффициент проницаемости рассчитывался в соответствии с законом Дарси по формуле:

К =1,67-Ю6

q\iL ALP '

(4)

-ж- Новый состав New chemical composition -« PPCA

0 20 40 60 80 100 Время закачки, мин Pumping time, min

ОЭДФК DTPMP OEDP -if Без ингибитора НТФ Without inhibitor

NTP

где К - проницаемость породы, мкм2; q - скорость закачки раствора, мл/мин; ц - вязкость раствора, Па.с; L - длина керна, см; A - площадь поперечного сечения керна, см2; ДР - перепад давления, Па.

Затем эксперименты были повторены с использованием ингибиторов при концентрации 30 мг/л. При этом была получена зависимость отношения поврежденной проницаемости к начальной проницаемости (К1/К0). Результаты исследования представлены на рис. 5, на котором видно, что без применения ингибитора солеотложений про-

Новый состав New chemical composition • PPCA

— НТФ NTP

- DTPMP

0 4 8 12 0 4 8 12 16 20 24 28 32 3640 Поровый объем прокачки, д. ед. Pore volume of pumping, unit fraction

Рис. 6. Изменение концентрации ингибиторов в зависимости от количества порового объема прокачки через карбонатные образцы керна

Fig. 6. Change of the inhibitors concentrations depending on pore volume of pumping through carbonate core samples

ингибиторов проницаемость остается на уровне 80 % начальной проницаемости пород.

Были проведены фильтрационные исследования для определения адсорб-ционно-десорбционных свойств применяемых ингибиторов солеотложений. При этом была измерена концентрация ингибитора солеотложений на входе и выходе из кернодержателя. Была определена относительная концентрация каждого ингибитора в зависимости от количества поровых объемов (PVinj). PV.. было рассчитано по формуле:

Рис. 5. Изменение коэффициента

проницаемости породы в зависимости

от времени закачки без ингибитора

и с ингибитором при 80 °C

Fig. 5. Change of the rock permeability

coefficient depending on pumping time without

inhibitor and with inhibitor at 80 °C

ницаемость породы из-за выпадения сульфата бария снижается до уровня менее 60 % начальной проницаемости. Следовательно, добавление ингибитора солеотложений снижает риск повреждения пласта. Из числа исследованных в данной работе ингибиторов новый композиционный состав ингибитора солеотложений имеет наивысшую эффективность в течение 100 мин прокачки раствора в образцы керна. При этом проницаемость сохраняется на уровне более 92 % начальной проницаемости. В случае применения промышленных

mj

qt

PV.. = 400-—ттт^

"» 7zd ¿ф

(5)

где PVjnj - количество поровых объемов прокачки при фильтрации; q - скорость закачки раствора, мл/мин; t - время закачки, мин; d - диаметр образцов керна, см; L - длина образцов керна, см; ф - пористость образцов керна, %. На рис. б представлен график зависимости относительной концентрации от количества поровых объемов прокачки, демонстрирующий адсор-бционно-десорбционные характеристики ингибиторов солеотложений. В первой части графика, где относительная концентрация увеличивается с ростом количества поровых объемов, представлен процесс адсорбции ингибитора на поверхности горных пород, в ходе которого прокачка раствора продолжалась до 16 поровых объемов. Видно, что относительная концентрация равняется единице через 10; 11; 14 и 15 поровых объемов при применении нового состава, PPCA, НФТ и DTPMP, соответственно. Поэтому разработанный состав адсорбируется на поверхности карбонатных образцов быстрее, чем промышленные ингибиторы. Во второй части графика представлено изменение процесса десорбции выносимого ингибитора с поверхности породы. Длительный срок защиты скважин и призабойной зоны пласта от солеотложений происходит на фоне медленного процесса десорбции [11], причем, как показано на рисунке, в начале процесса относительная концентрация резко снижается до почти 4 поровых объемов прокачки рабочего раствора с ингибитором.

54

№ 10 октябрь 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

OIL AND GAS PRODUCTION

ВЫВОДЫ

1. Подтверждено, что термобарические условия оказывают существенное влияние на прогнозируемые показатели выпадения сульфата кальция, такие как тенденция к образованию солей и индекс насыщенности вод. Увеличение температуры и снижение давления увеличивают статистическую вероятность образования сульфата кальция, однако не оказывают существенного влияния на вероятность выпадения сульфата бария.

2. Увеличение концентрации катионов кальция и бария снижает эффективность ингибиторов в статических условиях. Однако эффективность нового композиционного состава ингибитора солеотложений с ростом концентрации катионов в растворе снижается незначительно. На основе результатов тестов с закупоркой трубы установлено, что минимальная рабочая концентрация нового ингибитора солеотложений составляет 25 мг/л.

3. При выпадении неорганических солей в образцах керна проницаемость

снижается до 58 % начальной проницаемости. Добавление ингибиторов солеотложений к рабочему раствору предотвращает снижение проницаемости. При применении нового состава проницаемость породы сохраняется на уровне более 92 % значения начальной проницаемости пород. 4. Определены адсорбционно-десорб-ционные свойства применяемых ингибиторов солеотложений. Разработанный состав ингибитора солеотложений имеет наивысшую скорость адсорбции на поверхности карбонатных образцов керна.

References:

1. Khormali A., Petrakov D.G., Afshari Moein M.J. Experimental Analysis of Calcium Carbonate Scale Formation and Inhibition in Waterflooding of Carbonate Reservoirs. Journal of Petroleum Science and Engineering (Elsevier), 2016, Vol. 147, P. 843-850.

2. Moghadasi J., Muller-Steinhagen H., Jamialahmadi M., Sharif A. Model Study on the Kinetics of Oil Field Formation Damage due to Salt Precipitation from Injection. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2004, Vol. 43, No. 3-4, P. 201-217.

3. Miller V.K., Buldakova N.S., Ovechkina O.A., Korobeynikova E.Y. Preventing the Formation of Complex iron-containing Sediments in the Water-Cut Oil Production. Ekspozitsia Neft Gaz = Exposition Oil & Gas, 2016, № 4 (50), P. 32-35. (In Russian)

4. Ivanovskiy V.N., Sabirov A.A., Donskoy Yu.A., et al. Forecasting as a Way of Struggle against Salt Deposits in Wells, equipped with Electrocentrifugal Pumps. Neftyanoe khozyaistvo = Oil Industry, 2009, No. 6, P. 73-75. (In Russian)

5. Safari H., Jamialahmadi M. Thermodynamics, Kinetics, and Hydrodynamics of Mixed Salt Precipitation in Porous Media: Model Development And Parameter Estimation. Transport in Porous Media, 2014, Vol. 101, No. 3, P. 477-505.

6. Ragulin V.V., Voloshin A.I., Ganiev I.M., et al. The advanced Technology of Prevention Scale Deposition in Production Well. Neftyanoe khozyaistvo = Oil Industry, 2008, No. 11, P. 62-65. (In Russian)

7. Pereyma A.A. Scale Prevention in Oil-and-Gas Wells using Organophosphorous Inhibitors. Neftyanoe khozyaistvo = Oil Industry, 2015, No 2, P. 84-87. (In Russian)

8. Khormali A., Petrakov D.G. Laboratory Investigation of a new Scale Inhibitor for Preventing Calcium Carbonate Precipitation in Oil Reservoirs and Production Equipment. Petroleum Science (Springer), 2016, Vol. 10, No. 2, P. 320-327.

9. Perekupka A.G., Elizarova Yu.S. Efficiency and Prospects of Application of Multicomponent Mixtures of Inhibitors of Salt Accumulation. Neftyanoe khozyaistvo = Oil Industry, 2003, No. 6, P. 82-84. (In Russian)

10. Khormai A., Petrakov D.G. Research of inorganic Salts Formation and Inhibition during Water Flooding. Nauchno-tekhnicheskii zhurnal «Neftepromyslovoe delo» = Scientific-Technical Journal «Oilfield Engineering», 2016, No. 12, P. 37-41. (In Russian)

11. Sorbie K.S. A General Coupled Kinetic Adsorption/Precipitation Transport Model for Scale Inhibitor Retention in Porous Media: I. Model Formulation. Presented at the SPE International Conference on Oilfield Scale, May 26-27, 2010, P. 295-308.

Литература:

1. Khormali A., Petrakov D.G., Afshari Moein M.J. Experimental Analysis of Calcium Carbonate Scale Formation and Inhibition in Waterflooding of Carbonate Reservoirs. Journal of Petroleum Science and Engineering (Elsevier), 2016, Vol. 147, P. 843-850.

2. Moghadasi J., Miiller-Steinhagen H., Jamialahmadi M., Sharif A. Model Study on the Kinetics of Oil Field Formation Damage due to Salt Precipitation from Injection. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2004, Vol. 43, No. 3-4, P. 201-217.

3. Миллер В.К., Булдакова Н.С., Овечкина О.А., Коробейникова Е.Ю. Предотвращение образования сложных железосодержащих осадков в процессе добычи обводненной нефти // Экспозиция Нефть Газ. 2016. № 4 (50). С. 32-35.

4. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Донской Ю.А. и др. Прогнозирование как способ борьбы с отложением солей в скважинах, оборудованных электроцентробежными насосами // Нефтяное хозяйство. 2009. № 6. С. 73-75.

5. Safari H., Jamialahmadi M. Thermodynamics, Kinetics, and Hydrodynamics of Mixed Salt Precipitation in Porous Media: Model Development And Parameter Estimation. Transport in Porous Media, 2014, Vol. 101, No. 3, P. 477-505.

6. Рагулин В.В., Волошин А.И., Ганиев И.М. и др. Перспективная технология предупреждения солеотложения в добывающих скважинах // Нефтяное хозяйство. 2008. № 11. С. 62-65.

7. Перейма А.А. Предотвращение солеотложения в нефтегазовых скважинах применением фосфорорганических ингибиторов // Нефтяное хозяйство. 2015. № 2. С. 84-87.

8. Khormali A., Petrakov D.G. Laboratory Investigation of a new Scale Inhibitor for Preventing Calcium Carbonate Precipitation in Oil Reservoirs and Production Equipment. Petroleum Science (Springer), 2016, Vol. 10, No. 2, P. 320-327.

9. Перекупка А.Г., Елизарова Ю.С. Эффективность и перспективы применения многокомпонентных смесей ингибиторов солеотложения // Нефтяное хозяйство. 2003. № 6. С. 82-84.

10. Хормали А., Петраков Д.Г. Исследование образования и ингибирования неорганических солей при заводнении // Нефтепромысловое дело. 2016. № 12. С. 37-41.

11. Sorbie K.S. A General Coupled Kinetic Adsorption/Precipitation Transport Model for Scale Inhibitor Retention in Porous Media: I. Model Formulation. Presented at the SPE International Conference on Oilfield Scale, May 26-27, 2010, P. 295-308.

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 10 october 2017

55