CC BY
29УДК 622.276 + 622.323
В.Н. Ивановский, д.т.н., заведующий кафедрой РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия), e-mail: [email protected]; А.А. Сабиров, к.т.н., заведующий лабораторией РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия), e-mail: [email protected]; А.В. Деговцов, к.т.н., доцент РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия), e-mail: [email protected]; А.В. Булат, к.т.н., старший преподаватель РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия), e-mail: [email protected]; С.С. Пекин, к.т.н., доцент РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия), e-mail: [email protected]; И.А. Мерициди, к.т.н., доцент РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия), e-mail: [email protected]; А.В. Усенков, начальник управления технологии добычи нефти, ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» (Пермь, Россия), e-mail: [email protected]; А.Р. Брезгин, начальник отдела поддержания пластового давления, ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» (Пермь, Россия), e-mail: [email protected]; А.Ю. Дурбажев, начальник отдела подготовки нефти, ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» (Пермь, Россия), e-mail: [email protected]; Т.А. Сюр, к.т.н., начальник отдела защиты от коррозии филиала «ПермНИПИнефть», ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» (Пермь, Россия), e-mail: [email protected]; И.С. Пятое, председатель совета директоров, ООО «РЕАМ-РТИ» (Балашиха, Московская обл., Россия), e-mail: [email protected]
Разработка сепарационной установки и технологии подготовки воды для системы поддержания пластового давления
В современных условиях нефтяной промышленности эффективность системы поддержания пластового давления оказывает огромное влияние на эксплуатацию скважин. Наибольшее распространение из систем поддержания пластового давления (ППД) нашел метод закачки воды в пласт. Для этого чаще всего используется пластовая вода с установок первичного сброса воды (УПСВ) и вода из поверхностных источников (реки, озера и т.д.). Неподготовленная вода содержит в себе большое количество механических примесей и остаточной нефти, что может привести к засорению пласта. Поэтому качество воды жестко регламентируется отраслевыми стандартами и стандартами предприятий, выполнить которые на данный момент невозможно без применения громоздких систем очистки. В статье предлагается для подготовки воды использовать модульные системы очистки воды, включающие в себя до трех ступеней очистки в зависимости от условий работы. Первая ступень - это сепаратор механических примесей, разработанный на кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. Вторая ступень - фильтрующая часть с фильтроэлементами из проволочного проницаемого материала (ППМ) разработки ООО «РЕАМ-РТИ» без гидрофильного и олеофобного покрытий. Третья ступень - это сорбер, которым обеспечивается полная очистка воды от остаточной нефти. Данная система может устанавливаться в системах УПСВ либо непосредственно на устье нагнетательной скважины.
Опытно-промышленные испытания (ОПИ) представленная система очистки успешно прошла на объектах ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» - Уньвинском месторождении (вода из наземных источников) и УПСВ «Бырка» ЦДНГ-3 (подтоварная вода).
Результаты ОПИ показали снижение содержания ТВЧ в 2,9 раза при среднем размере частиц 2,5 мкм и снижение количества остаточной нефти в 2,1 раза.
Ключевые слова: поддержание пластового давления, модульные системы очистки воды, сепаратор механических примесей, фильтр, сорбер, твердые взвешенные частицы, Уньвинское месторождение, установка первичного сброса воды.
V.N. Ivanovski, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, Russia), Doctor of Engineering, Department Head, e-mail: [email protected]; A.A. Sabirov, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, Russia), Ph.D. in Engineering Sciences, Laboratory Head, e-mail: [email protected]; A.V. Degovtsov, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, Russia), Ph.D. in Engineering Sciences, Assistant Professor, e-mail: [email protected]; A.V. Bulat, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, Russia), Ph.D. in Engineering Sciences, Senior Lecturer, e-mail: avbulat87@ gmail.com; S.S. Pekin, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, Russia), Ph.D. in Engineering Sciences, Assistant Professor, e-mail: [email protected]; I.A. Meritsidi, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (Moscow, Russia), Ph.D. in Engineering Sciences, Assistant Professor, e-mail: [email protected]; A.V. Usenkov, LUKOIL-Perm LLC (Perm, Russia), Head of Oil Production Technology Department, e-mail: [email protected]; A.R. Brezgin, LUKOIL-Perm LLC (Perm, Russia), Head of Reservoir Pressure Maintenance Department, e-mail: [email protected]; A.Yu. Durbazhev, LUKOIL-Perm LLC (Perm, Russia), Head of Oil Treatment Department, e-mail: [email protected]; T.A. Syur, PermNIPIneft branch, LUKOIL-Perm
LLC (Perm, Russia), Ph.D. in Engineering Sciences, Head of Corrosion Protection Department, e-mail: [email protected]; I.S. Pyatov, REAM-RTI LLC (Balashikha town, Moscow Region, Russia), Board of Directors Chairman, e-mail: [email protected]
Development of separation unit and water treatment procedure for reservoir pressure maintenance system
Efficiency of the reservoir pressure maintenance system has a great impact on the wells operation in the current conditions of oil industry. The water injection method is mostly used among the reservoir pressure maintenance systems (RPMS). Typically, the reservoir water from the primary water disposal facilities (PWDF) and water from surface sources (rivers, lakes, etc.) is used in most cases. Raw water contains a large amount of mechanical impurities and residual oil; it may lead to the reservoir clogging. Therefore, the quality of water is highly restricted by the industry and enterprise standards, it is currently impossible to comply with these standards without unmanageable treatment systems. The article proposes to use skid-mounted water treatment systems, which include up to three stages of treatment, depending on the operating conditions. The first stage - mechanical impurities separator developed at the Oil and Gas Industry Machinery and Equipment Department of the Gubkin Russian State University of Oil and Gas. The second stage - filter with the filtering elements made of the wire porous materials (WPM) developed by REAM-RTI without hydrophilic and oleophobic coating. The third stage - sorber, it provides complete water cleaning from residual oil. This system may be installed in PWDF systems or directly on the injection wellhead.
The treatment system specified successfully passed pilot testing (PT) at the facilities of LUKOIL-Perm LLC - Unvinskoye field (water from land-based sources) and PWDF «Byrka» Oil and gas production shop No. 3 (water bottoms). Pilot test results showed reduction of suspended solid particles (SSP) content by 2.9 with the average particle size of 2.5 microns and reduction of residual oil amount by 2.1.
Keywords: reservoir pressure maintenance, skid-mounted water treatment systems, mechanical impurities separator, filter, sorber, suspended solid particles, Unvinskoye field, primary water discharge facility.
Эффективность применения систем ППД напрямую зависит от наличия твердых взвешенных частиц (ТВЧ) в технологической и пластовой жидкости. В частности, наличие ТВЧ в технической или попутной воде снижает эффективность операций поддержания пластового давления (ППД) и промысловой подготовки нефти (ППН) за счет:
• абразивного износа наземного и сква-жинного оборудования;
• снижения приемистости призабой-ной зоны пласта (ПЗП) нагнетательных скважин;
• увеличения расхода реагентов при разделении продукции скважин при ППН [1, 2].
Именно поэтому количество и размер ТВЧ в воде строго регламентируются стандартами предприятий (СТП)
и отраслевыми стандартами (ОСТ). К примеру, для месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь»содержаниеТВЧ не должно превышать 14,550 мг/л, размеры частиц должны быть не более 0,005 мм (согласно СТП-07-03.4-15-001-09 ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» [3]). Для устранения механических примесей в системах ППД применяются громоздкие и сложные системы очистки и подготовки вод, которые не всегда могут обеспечить выполнение предъявляемых требований из-за коррозии водоводов низкого и высокого давления, кристаллизации и выпадения солей в потоке перекачиваемой технической воды.
Для эффективного устранения негативного влияния механических примесей на технологические процессы добычи
нефти, поддержания пластового давления, подготовки продукции скважин и работу нефтепромыслового оборудования были созданы модульные системы очистки воды (далее - СО). Эти системы могут состоять из трех ступеней очистки. Первая ступень -это сепаратор механических примесей, разработанный на кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. Вторая ступень - фильтрующая часть с фильтроэлементами из проволочного проницаемого материала (ППМ) разработки ООО «РЕАМ-Р-ТИ» без гидрофильного и олеофобного покрытий [4]. И третья ступень - это сорбер, которым обеспечивается полная очистка воды от остаточной нефти. Для заполнения сорбера используется
Ссылка для цитирования (for references):
Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Деговцов А.В., Булат А.В., Пекин С.С., Мерициди И.А., Усенков А.В., Брезгин А.Р., Дурбажев А.Ю., Сюр Т.А., Пятов И.С. Разработка сепарационной установки и технологии подготовки воды для системы поддержания пластового давления // Территория «НЕФТЕГАЗ». -2015. - № 3. - С. 106-112.
Ivanovski V.N., Sabirov A.A., Degovtsov A.V., Bulat A.V., Pekin S.S., Meritsidi I.A., Usenkov A.V., Brezgin A.R., Durbazhev A.Yu., Syur T.A., Pyatov I.S. Razrabotka separacionnoj ustanovki i tehnologii podgotovki vody dlja sistemy podderzhanija plastovogo davlenija [Development of separation unit and water treatment procedure for reservoir pressure maintenance system]. Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2015, No 3. P. 106-112.
Таблица 1. Показатели загрязненности воды до и после использования СО Table 1. Water pollution index prior and after treatment
Номер пробы Sample No. Пробы технологической жидкости Process fluid sampling Давление на входе в СО, МПа Treatment system inlet pressure, МРа Производительность, м3/сут. Facility capacity, m3/day Размеры частиц, мкм (по результатам гранулометрического анализа) Particles sizes, microns (according to the particle size analysis results) Средний размер частиц, мкм Particles mean size, micron Примечание Note
КВЧ на входе в СО, мг/л Particles content at the treatment system inlet, mg/1 КВЧ на выходе из СО, мг/л Particles content at the treatment system outlet, mg/1
1 46,7 + 16,2 (песок из сепаратора, sand from separator) = 62,9 0,4 96 0,39-1039 115,4 Вода из водовода Water from conduit
2 16,7 0,39-26,5 2,46 Вода после фильтра Water after filter
3 18,7 0,39-19,5 2,91
4 320 0,39-78,3 4,93 Проба воды непосредственно из фильтра Water sample from filter
TßtgonаяДа?
Рис. 1. Двухступенчатая система очистки Fig. 1. Two-stage treatment system
эффективный сорбент - терморасще-пленный графит [5]. В зависимости от условий эксплуатации (расход и давление жидкости), концентрации и гранулярного состава механических примесей, наличия остаточной нефти СО может содержать одну, две или три ступени очистки, одну или несколько параллельно работающих линий.
На рисунке 1 представлена двухступенчатая система очистки с одним или двумя параллельно работающими фильтрами. Данная система устанавливается на устье нагнетательной скважины. Неочищенная жидкость поступает от системы ППД в первую ступень очистки (сепаратор), в котором происходит отделение крупных частиц примесей (до 25 мкм). Отсепа-
Рис. 2. Двухступенчатая система очистки на Уньвинском месторождении ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь»
Fig. 2. Two-stage treatment system at Unvinskoye field of LUKOIL-Perm LLC
рированные частицы оседают в шла-мосборнике сепаратора, а жидкость поступает во вторую систему очистки (фильтр). Фильтр обеспечивает очистку жидкости от мелких частиц (менее 25 мкм). Данная СО может содержать два параллельно работающих фильтра. Это позволяет повысить время работы СО, а при засорении одного из фильтров произвести его очистку (регенерацию) без остановки работы системы ППД за счет переключения потока жидкости на другой параллельно работающий фильтр. Такая СО может использоваться не только на устье нагнетательной скважины, но и в системах подготовки воды.
Опытно-промышленные испытания представленной системы очистки успешно прошли на Уньвинском месторождении ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь». Очистке подвергалась вода из наземных источников (рис. 2). По результатам анализа проб, проведенного в лаборатории защиты от коррозии «ПермНИПИнефть», содержание механических примесей в неочищенной воде составляло 62,9 мг/л. Количественные показатели работы СО представлены в таблице 1.
Механические примеси (рис. 3) представлены глинистыми частицами и зернами а-кварца с примесью нефтепродуктов. Минимальный размер частиц мехпримесей - 0,39 мкм, максимальный размер - 1039 мкм. Средний размер частиц - 115,4 мкм. Гистограмма распределения глинистых частиц из неочищенной воды по размерам представлена на рисунке 4 и в таблице 2. Гистограмма распределения по размерам частиц механических примесей из воды, прошедшей систему очистки, представлена на рисунке 5 и в таблице 3. Механические примеси представлены только глинистыми частицами. Минимальный размер частиц механических примесей - 0,39 мкм, максимальный -26,5 мкм. Средний размер частиц по результатам двух определений - 2,68 мкм. По результатам химического анализа содержание механических примесей в очищенной воде составляло 17,7 мг/л, количество ТВЧ сократилось в 3,5 раза.
Таблица 2. Распределение частиц осадка из СО (песчаная фракция механических примесей из неочищенной воды) по размеру Table 2. Sludge particles distribution from TS (mechanical impurities sand fraction from raw water), by size
№ От До Кол-во,
No. From To % Q-ty, %
1 4,87 108 46
2 108 212 2
3 212 315 13,5
4 315 418 20,5
5 418 521 10,5
6 521 625 4
7 625 728 2
8 728 831 0
9 831 935 0,5
10 935 1039 1
Таблица 3. Распределение частиц механических примесей из воды, прошедшей СО, по размеру
Table 3. Mechanical impurities particles distribution from water that passed treatment, by size
№ От До Кол-во, %
No. From To Q-ty, %
1 0,39 3 73,8
2 3 5,61 18
3 5,61 8,22 5,28
4 8,22 10,8 2,21
5 10,8 13,4 0,36
6 13,4 16 0,14
7 16 18,7 0
8 18,7 21,3 0,071
9 21,3 23,9 0,071
10 23,9 26,5 0,14
Рис. 3. Внешний вид осадка из первой ступени очистки Fig. 3. Sludge appearance from the first stage of treatment
Рис. 5. Гистограмма распределения частиц механических примесей из воды, прошедшей СО, по размеру
Fig. 5. Mechanical impurities particles distribution histogram from water that passed treatment, by size
Рис. 4. Гистограмма распределения частиц осадка из СО (песчаная фракция механических примесей из неочищенной воды) по размеру Fig. 4. Sludge particles distribution histogram from the treatment system (mechanical impurities sand fraction from raw water) by size
Таблица 4. Показатели загрязненности воды до и после использования СО
Table 4. Water pollution index prior and after treatment
Период испытаний Testing period Давление на входе СО, МПа Treatment system inlet pressure, МPа Средний объем перекачиваемой через СО воды, м3/сут. Mean volume of water pumped through treatment system, m3/day Среднее содержание в подтоварной воде (по результатам двух определений), мг/л Average content in water bottoms (results of two measurements), mg/l Средний размер частиц, мкм Particles mean size, micron Примечание Notes
ТВЧ SSP Остаточной нефти Residual oil
До СО Prior to treatment После СО After treatment До СО Prior to treatment После СО After treatment До СО Prior to treatment После СО After treatment
14-16.10.14 1,1 313 57,3 19,5 107,4 59,0 Оба фильтра Both filters
16-18.10.14 350 56,0 36,5 97,4 53,9 Фильтр 25 мкм 25 micron filter
18-21.10.14 350 54,5 19,9 96,3 45,8 4,0 2,5 Фильтр 5 мкм 5 micron filter
Ш&ШшМ
Рис. 6. Трехступенчатая система очистки воды Fig. 6. Three-stage water treatment system
Рис. 8. Внешний вид ТВЧ из неочищенной воды УПСВ «Бырка» (конгломераты и мелкие частицы) Fig. 8. Suspended solid particles appearance from PWDF «Byrka» raw water (conglomerates and small particles)
Рис. 7. Двухступенчатая система очистки воды, установленная на УПСВ «Бырка» ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь»
Fig. 7. Two-stage water treatment system installed at PWDF «Byrka», LUKOIL-Perm LLC
Как показал анализ проб, система очистки обеспечила все показатели по качеству воды, указанные в стандарте предприятия ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» СТП-07-03.4-15-001-09. Как известно, подтоварная вода из системы сбора и подготовки нефти также направляется в системы ППД. Во многих случаях она имеет достаточно высокое содержание остаточной нефти. При закачке такой воды в нагнетательные скважины будет ухудшаться приемистость ПЗП нагнетательной скважины и самого пласта, одновременно будут увеличиваться потери нефти. С целью уменьшения количества остаточной нефти в подтоварной воде может быть использована трехступенчатая система очистки жидкости, подаваемой от си-
FIELDS DEVELOPMENT AND OPERATION INSTALLATION
стемы ППД в нагнетательную скважину (рис. 6).
Очистка от остаточной нефти происходит в третьей ступени системы - сор-бере. Сорбер заполняется эффективным сорбентом - терморасщепленным графитом. Этот сорбент имеет существенные преимущества: коэффициент адсорбции составляет 50-90 кг нефти на 1 кг сорбента; высокую скорость сорбирования, стопроцентную плавучесть, термостойкость, инертность к окружающей среде, возможность изготовления сорбента на месте потребления. Однако и двухступенчатая СО имеет достаточно высокие показатели улавливания остаточной нефти, т.к. значительное количество нефти оседает на поверхности ТВЧ (играющих роль своеобразного сорбента), которые, в свою очередь, задерживаются в сепараторе и фильтре СО. Данная двухступенчатая система очистки воды от остаточной нефти также прошла опытно-промышленные испытания на УПСВ «Бырка» ЦДНГ-3 ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь». Анализ проб проводился в лаборатории защиты от коррозии «ПермНИПИнефть». Количественные показатели работы СО по подтоварной воде представлены в таблице 4.
По результатам фазово-дисперсионно-го анализа проб минимальный размер частиц механических примесей, выделенных из неочищенной воды, - 0,39 мкм, максимальный размер - 29,5 мкм. Средний размер - 4,0 мкм. Внешний вид механических примесей представлен на рисунке 8, гистограмма распределения механических примесей из неочищенной воды по размерам - на рисунке 9 и в таблице 5.
Гистограмма распределения частиц механических примесей из воды,прошедшей систему очистки, по размерам представлена на рисунке 10 и в таблице 6. Внешний вид частиц после СО представлен на рисунке 11. Минимальный размер частиц механических примесей -0,39 мкм, максимальный- 10,4 мкм. Средний размер частиц по результатам двух определений - 2,5 мкм. Проведенные опытно-промышленные испытания позволили получить следующие результаты использования системы очистки воды:
Таблица 5. Распределение частиц механических примесей из неочищенной воды по размеру Table 5. Mechanical impurities particles distribution from raw water, by size
№ От До Кол-во, %
No. From To Q-ty, %
1 0,39 3 54,5
2 3 5,6 24,7
3 5,6 8,21 14,4
4 8,21 10,8 4,73
5 10,8 13,4 1,34
6 13,4 16 0,51
7 16 18,6 0,13
8 18,6 21,2 0
9 21,2 23,8 0
10 23,8 26,5 0,064
Кол-во. s Q-ty, %
64,3
5*2 i........j.........].........j.........:.........[........j_........i.........I.........;
48.? 40.2 32.1
16,1
•л; Щт :........[.........[........H........H
0,39 3.3 6.?2 9,13 1? """ IS 17,9 20.8 !3.7 26,в ?9.5
Объекты, Сред, диаиетр. мш Objects, average diameter, micron
Рис. 9. Гистограмма распределения частиц механических примесей из неочищенной воды по размеру
Fig. 9. Mechanical impurities particles distribution histogram from raw water, by size
Таблица 6. Распределение частиц механических примесей из воды, прошедшей СО, по размеру Table 6. Mechanical impurities particles distribution from water that passed treatment, by size
№ От До Кол-во, %
No. From To Q-ty, %
1 0,39 1,39 40,5
2 1,39 2,4 26,5
3 2,4 3,4 18
4 3,4 4,41 4
5 4,41 5,41 4,5
6 5,41 6,42 3
7 6,42 7,42 1,5
8 7,42 8,43 0,5
9 8,43 9,43 0,5
10 9,43 10,4 1
ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ № 3 март 2015
111
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Рис. 10. Внешний вид ТВЧ после СО (мелкие частицы). Частицы дендритного строения на левой фотографии - выпавшие из воды соли
Fig. 10. Suspended solid particles appearance after the treatment system (small particles). Particles of dendritic structure in the left photo - salt sediments from water
Рис. 11. Гистограмма распределения частиц механических примесей из воды, прошедшей СО, по размеру
Fig. 11. Mechanical impurities particles distribution histogram from water that passed treatment, by size
• снижение содержания ТВЧ в подтоварной воде УПСВ «Бырка» в 2,9 раза (с 57,3 до 19,5 мг/л);
• содержание остаточной нефти в подтоварной воде УПСВ «Бырка» в 2,1 раза (с 107,4 до 59 мг/л);
• средний размер ТВЧ после системы очистки составил 2,5 мкм.
ВЫВОДЫ:
1. Созданы модульные малогабаритные системы очистки сточных и пресных вод, обеспечивающих выполнение требований стандартов по концентрации и размерам механических примесей и остаточной нефти в воде для системы ППД.
2. Системы очистки воды, разработанные на кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, успешно прошли ОПИ на объектах ОАО «ЛУКОЙЛ». При этом обеспечено снижение содержания механических примесей в 3,5 раза, остаточной нефти - в 2,1 раза; достигнут средний размер частиц механических примесей после СО 2,5 мкм; содержание механических примесей на выходе из СО не превышает 19,5 мг/л.
По итогам ОПИ планируется тиражирование внедрения разработанных СО в нефтяных компаниях России.
Литература:
1. Ивановский В.Н. Системы очистки воды для ППД // Инженерная практика. - 2014. - № 4. - С. 24-29.
2. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Булат А.В., Деговцов А.В. и др. Системы очистки воды для нужд поддержания пластового давления и промысловой подготовки нефти // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2014. - № 10. - С. 54-59.
3. СТП-07-03.4-15-001-09 ООО «Требования к качеству воды, используемой для заводнения нефтяных месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь»: стандарт предприятия. - Пермь, 2009.
4. Пятов И.С., Шевкун А.М., Лысенко В.М., Торошин В.В., Баселидзе Ю.Т. Проволочные проницаемые материалы - барьер для механических примесей // OiL&Gas Eurasia. - 2008. - № 3. - С. 22-24.
5. Мерициди И.А., Савелов С.В., Малышкина Л.А., Мерициди Х.А. Опыт использования сорбента СТРГ в ОАО «Сургутнефтегаз» // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2005. - № 3. - С. 34-37.
References:
1. Ivanovski V.N. Sistemy ochistki vody dLja PPD [Water treatment systems for reservoir pressure maintenance]. Inzhenernajapraktika = Engineering Practice, 2014, No. 4. P. 24-29.
2. Ivanovski V.N., Sabirov A.A., BuLat A.V., Degovtsov A.V. et aL. Sistemy ochistki vody dLja nuzhd podderzhanija pLastovogo davLenija i promysLovoj podgotovki nefti [Water treatment systems for the reservoir pressure maintenance needs and fieLd oiL treatment]. Territorija «NEFTEGAZ» = NEFTEGAZ Territory, 2014, No. 10. P. 54-59.
3. STP-07-03.4-15-001-09 OOO «Trebovanija k kachestvu vody, ispol'zuemoj dlja zavodnenija neftjanyh mestorozhdenij OOO «LUKOJL-Perm'» [«QuaLity requirements for water used for oiL fieLds fLooding of LUKOIL-Perm LLC»]: enterprise standard. Perm, 2009.
4. Pyatov I.S., Shevkun A.M., Lysenko V.M., Toroshin V.V., BaseLidze Yu.T. ProvoLochnye pronicaemye materiaLy - bar'er dLja mehanicheskih primesej [Wire porous materiaLs - barrier for mechanicaL impurities]. Oil & Gas Eurasia, 2008, No. 3. P. 22-24.
5. Meritsidi I.A., SaveLov S.V., MaLyshkina L.A., Meritsidi Kh.A. Opyt ispoL'zovanija sorbenta STRG v OAO «Surgutneftegaz» [User experience of STRG sorbent at Surgutneftegas OJSC]. Territorija «NEFTEGAZ» = NEFTEGAZ Territory, 2005, No. 3. P. 34-37.
112
№ 3 март 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
