Загрузил Никита Муравьев

Реферат. Технология «CHOPS»

Реклама
МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение
высшего образования
«Казанский (Приволжский) федеральный университет»
________________________________________________________________
Институт геологии и нефтегазовых технологий
Кафедра высоковязких нефтей и природных битумов
РЕФЕРАТ
на тему:
«Холодный метод добычи нефти и битумов вместе с песком.
Технология CHOPS»
По дисциплине: Переработка тяжелых нефтей и нефтяных остатков
Автор: студент гр.
__________
(подпись)
Проверил: профессор, доктор т.н.
__________
(подпись)
Казань
год
Содержание
Введение ................................................................................................................... 3
История возникновения метода ............................................................................. 4
Принцип действия CHOPS ..................................................................................... 6
Особенности метода холодной добычи с использованием песка ...................... 9
Математическое моделирование CHOPS ........................................................... 10
Винтовой погружной насос для холодной добычи нефти ................................ 13
Операции, применяемые после холодной добычи ............................................ 20
Вывод ...................................................................................................................... 21
Список использованных источников .................................................................. 22
2
Введение
Во времена 1970-х годов цены на тяжелую нефть выросли, и в качестве
экономически выгодного ресурса она стала привлекать внимание как
небольших, так и многонациональных нефтедобывающих предприятий. Когда
компании впервые начали разрабатывать месторождения тяжелой нефти, они
брали за основу знания о процессе добычи традиционными способами,
пытаясь минимизировать пескопроявление. Однако, нефтедобывающие
предприятия заметили прямую зависимость между дебитами песка и нефти.
Данное явление было неожиданным, т.к. противоречило стандартной практике
добычи нефти. Изначально нефтедобывающие предприятия были ограничены
в технологиях, например, насосам не хватало мощности для обеспечения
потока в пласте не только нефти, но и песка. Только после появления винтовых
насосов кавитационного типа, компании могли в полной мере разрабатывать
продуктивный пласт. Использование винтовых насосов кавитационного типа
повлекло за собой изменения методов добычи нефти, а также методов
заканчивания скважин, вследствие чего удалось максимизировать дебит песка,
а соответственно и дебит нефти. С тех пор метод получил названия метода
холодной добычи нефти с песком (Cold Heavy Oil Production with Sand CHOPS).
3
История возникновения метода
Добыча высоковязкой нефти началась в 40-х годах 20-го века. Метод
первичной разработки являлся преобладающей технологией получения вязкой
нефти. В своем традиционном виде, он был реализован при помощи
вертикальных скважин и штанговых насосов. В 1980-х гг. возникла технология
холодной добычи с песком. К 1994 г. технология видоизменялась и приобрела
современный облик. В вертикальную или в наклонно-направленную скважину
спускается винтовой кавитационный насос. Холодная добыча представляет
собой нетрадиционный способ первичной добычи, при котором песок
специально извлекают вместе с нефтью, водой и газом. Темп добычи
существенно улучшается по сравнению с традиционным способом первичной
разработки не менее чем на порядок. Коэффициенты отдачи также зачастую
выше, обычно в диапазоне 8—15 % (3—5 % для традиционной технологии) от
первоначальных геологических запасов.
Метод CHOPS основывается на постоянной добыче песка для
повышения нефтеотдачи пласта. Холодная добыча нефти с песком успешно
применяется уже более 30-40 лет на многих месторождениях высоковязких
нефтей Канады, Китая, Венесуэлы. В других странах его применение
ограничивается отдельными месторождениями.
После того как компании стали переводить скважины, разрабатываемые
традиционными методами, на разработку методом CHOPS, они увидели
увеличение показателей добычи нефти в 10 раз по сравнению с их
первоначальными
значениями.
Таким
образом,
данный
метод
стал
применяться в пластах Канады, содержащих тяжелую нефть, где совокупность
показателей вязкости нефти и газосодержания, отсутствие обводненных зон, а
также наличие неуплотненных песчаников обеспечила рентабельную добычу
нефти методом CHOPS. По мере все большего использования метода CHOPS,
стали проводиться исследования о физических процессах, происходящих в
4
момент разработки данным методом. Большая часть исследований была
направлена на то, как можно модернизировать процесс, тем самым увеличивая
КИН. Практический опыт привел к появлению оптимальных принципов
эксплуатации, используемых в самых разнообразных полевых условиях:
довольно быстрое первоначальное снижение давления в пласте (за период от
нескольких недель до нескольких месяцев), после которого сохраняется очень
низкое давление в призабойном пространстве.
5
Принцип действия CHOPS
В пластах тяжелой нефти поведение потока невозможно предсказать с
помощью закона Дарси, даже если учитывать геологические свойства пласта.
При разработке методом CHOPS в пласты не закачиваются дополнительные
агенты, снижающие вязкость нефти. Сам метод является изотермическим
процессом и также не способствует снижению ее вязкости.
Для создания значительной депрессии на забое чаще всего используются
винтовые насосы, так как они позволяют добывать нефть со значительной
долей песка в потоке. Перепад давления на забое приводит к разрушению
неконсолидированной
породы,
что
вызывает
образование
высокопроницаемых каналов, называемых вормхолами (или червоточинами),
через которые происходит движение смеси песка, нефти и воды. Вормхолы
представляют собой цилиндрическую стабильную структуру, которая растет
преимущественно в осевом направлении, причем разрушение породы
происходит только на кончике вормхола. При использовании этого метода
могут быть достигнуты относительно высокие коэффициенты нефтеотдачи за
счет разрушения коллектора (в первую очередь в призабойной зоне
добывающей скважины). Червоточины разрастаются из скважины внутрь
нефтеносного пласта на расстояния от 200 м и более, а также обеспечивают
улучшенный доступ к пласту.
Рис. 1 – Схема дренирования коллектора при методе CHOPS
6
Рис. 2 – Профиль червоточины в пласте при продолжительной эксплуатации объекта с
высоковязкой нефтью методом CHOPS
Для большего выноса песка в скважину могут закачивать вспененную
нефть. Присутствующий в большинстве тяжелых нефтей эффект пенной нефти
также способствует обеспечению относительно высокой эффективности
метода.
Ключевые параметры нефтеносного слоя, которые необходимы для
успешного применения технологии, включают следующее: неслежавшиеся,
чистые пески (с очень низким содержанием мелких фракций); минимальная
вязкость
нефти;
подвижность
нефти;
и
минимальное
начальное
газосодержание нефти, отсутствие подошвенных вод.
Поскольку способ холодной добычи зависит от непрерывной подачи
песка по всей длине червоточины, от ее края до ствола скважины, что
эксплуатация скважин с применением холодного способа не длится долго.
Некоторые скважины эксплуатируются в течение 8—10 лет и более, хотя
многие приходится оставлять до этого срока.
Основной причиной невозможности дальнейшей работы является
обводнение из-за попадания воды внутрь пласта. После того, как вода
просочится в сеть червоточин, она может быстро распространиться в
7
связанную с ними скважину и затем в другие соседние скважины с общим
сообщением.
Вторая причина невозможности эксплуатации заключается в отсутствии
притока жидкости, часто по причине закупоривания вблизи от скважины или
дальше
в
сети
червоточин
и
(или)
недостаточности
Продолжаются работы по разработке технологий,
вытеснения.
направленных на
восстановление эксплуатационной пригодности и интенсификацию добычи из
скважин с применением холодного способа, хотя успешные результаты до сих
пор были немногочисленны.
8
Особенности метода холодной добычи с использованием песка
Благодаря
комплексу
уникальных
характеристик,
свойственных
неконсолидированным пластам тяжелой нефти, продуктивность скважин при
использовании CHOPS может быть в 10-20 раз выше, чем продуктивность,
рассчитанная по закону Дарси. Это достигается благодаря наличию
следующих механизмов:
1. Вокруг скважины возникает зона, где происходит увеличение
пористости и проницаемости, обусловленное выносом песка из пласта.
Достигается эффект снижения гидравлического сопротивления потоку
флюида.
2. Увеличение скорости потока при мобилизации частиц породы, что
вызывает увеличение дебита.
3. Наличие эффекта пенной нефти. Происходит ускорение фильтрации и
разуплотнение песка
4. Увеличение сжимаемости породы, что порождает дополнительную
энергию для вытеснения нефти.
5. Вынос частиц породы порождает увеличение вертикальных и
снижение латеральных напряжений, что приводит к дестабилизации
песчаника и выдавливанию его в скважину.
6. Непрерывное удаление любых механических корок (асфальтены,
глины). Это способствует сохранению продуктивности работы оборудования,
его долговечности, а также противодействует закупорке пор коллекторов.
7. Эксплуатация технологии возможна даже для пластов, чья
эффективная мощность составляет от 2 м, что расширяет выборку объектов
нефтедобычи.
9
Математическое моделирование CHOPS
Существует
несколько
моделей,
описывающих
процессы,
происходящие в породе при использовании механизма CHOPS. Наиболее
простая модель описана Гангом Ханом. Зона вокруг скважины разделяется на
зону пластических и эластических деформаций (рис. 1), границу которых
определяет критический радиус Rc. Критический радиус меняется со временем
и определяется в точке, в которой порода только начинает испытывать
сдвиговые разрушения (в соответствии с критерием Мора – Кулона). В
пределах критического радиуса (пластическая зона) пористость меняется со
временем из-за выноса песка, за пределами критического радиуса
(эластическая зона) пористость постоянна. Модель основана на лабораторных
наблюдениях выноса песка из породы около пустот (рис. 2). Модель
предполагает, что пористость может увеличиваться только до значения, когда
порода начинает коллапсировать. Это значение называется "потолок
пористости". Когда пористость достигает потолка, песок может выноситься
только благодаря расширению пластической зоны. Значение потолка
пористости может зависеть от различных факторов, например от начальной
сцепленности зерен породы, сопротивления трения в текучем состоянии,
величины воздействия вышележащих пород и т. д. Допущения, существующие
в модели: – пористость и проницаемость в пластической зоне – функции
только времени; – деформации в пластической зоне несущественны, и
сжатием породы можно пренебречь. Самый существенный недостаток модели
– неучет образования вормхолов, что характерно при использовании метода
CHOPS
и
неоднократно
подтверждено
лабораторными
и
полевыми
испытаниями. Тем не менее, модель дает простое аналитическое решение,
которое можно использовать при грубых и обобщенных расчетах. Ученым
Хосе Риверо предложен метод "зоны эквивалентного повреждения", который
можно использовать при расчетах в гидродинамических симуляторах. Как и в
модели Ганга Хана, здесь не учитываются единичные вормхолы, но вместо
10
этого вся совокупность сети вормхолов представляется эквивалентной
непрерывной зоной повреждения.
Рис. 3 – Зона пластических и эластических деформаций
Рис. 4 – Томограмма образца породы после выноса песка
Рис. 5 – Зона эквивалентного повреждения
11
Хотя расширение зоны эквивалентного повреждения со временем в
модели рассчитывается только на основе изменения напряжений в пласте (в
соответствии с изменением давления при добыче), автор подчеркивает, что
физической основой процесса, тем не менее, является рост вормхолов,
который
трудно
зафиксировать
в
современных
гидродинамических
симуляторах. Следует отметить, что, как предполагается, разрушение породы
происходит только на кончике вормхола, весь добываемый песок генерируется
на текущей границе зоны эквивалентного повреждения.
Для расчетов по методу Риверо требуется не только гидродинамическая
(ГДМ), но и соответствующая ей отдельная геомеханическая (ГММ) модель.
Обе модели работают параллельно, последовательно передавая друг другу
информацию на каждом временном шаге (рассчитав один временной шаг,
ГДМ передает ГММ информацию о текущих давлениях в каждой ячейке, в
свою очередь, ГММ, закончив расчеты, передает ГДМ новые значения
пористости и проницаемости для расчета следующего временного шага), что
существенно увеличивает время расчетов. Моделирование отдельных
вормхолов – очень непростая задача. Ни один современный коммерческий
симулятор не предоставляет соответствующих инструментов. Большинство
исследователей либо пытаются использовать для моделирования вормхолов
имеющийся не предназначенный для этого (напрямую) инструментарий, либо
разрабатывают дополнительные программные модули, которые дополняют
возможности симуляторов.
12
Винтовой погружной насос для холодной добычи нефти
Рис. 6 - Общий вид винтового насоса с погружным двигателем
В составе каждой установки винтового насоса есть: 1 – станция
управления; 2 – трансформатор; 3 – оборудование устья; 4 – хомуты; 5 – НКТ;
6 – насос; 7 – кабельная линия; 8 – электродвигатель с гидрозащитой.
1. Станция управления, которая предназначена для работы в
комплектных приводах погружных винтовых насосов для управления
электродвигателем. Станция управления осуществляет следующие действия:
− управление двигателем (плавный пуск, остановка, изменение скорости и
направления вращения); − автоматическое изменение оборотов двигателя при
изменении давления на приеме насоса; − выполнение команд оператора; −
отображение информации по основным параметрам работы двигателя и
13
станции управления; − регистрацию, обработку и накопление информации; −
защиту
электродвигателя
и
станции
управления;
−
защиту
от
несанкционированного доступа к изменению установок работы станции
управления.
2. Трансформатор типа ТМПН, который необходим для компенсации
падения напряжения в кабеле, подводящем ток к электродвигателю. Имеет
масляное охлаждение, используется для работы на открытом воздухе. На
высокой
стороне
напряжения
обмоток
трансформаторов
имеются
переключения для подачи оптимального напряжения на электродвигатель в
зависимости от длины кабеля, загрузки электродвигателя и напряжения сети.
Трансформатор состоит из магнитопровода, обмоток высокого и низкого
напряжения, бака, крышки с вводами. Бак трансформатора заполняется
трансформаторным маслом, имеющим пробивное напряжение не ниже 40кВт.
3. Клапаны сбивной и обратный. Обратный предназначен для
опрессовки колонны насосно-компрессорных труб, герметизации трубного
лифта при проведении ремонтных и аварийных работ. Клапан сливной служит
для слива жидкости из колонны насосно-компрессорных труб при демонтаже
установки.
4. Кабельная линия, которая применяется для подвода электроэнергии к
электродвигателю и данных телеметрии установки погружного насоса,
состоящая из основного питающего кабеля и срощенного с ним удлинителя с
муфтой кабельного ввода, обеспечивающей герметическое присоединение
кабельной линии к электродвигателю.
5. Винтовой насос состоит из двух основных частей: движущегося
стального ротора в виде простой спирали и неподвижного статора в виде
двойной спирали из эластомерного материала. Между ротором и статором
формируется ряд герметичных полостей. По мере вращения ротора полости
перемещаются, что приводит к проталкиванию жидкости снизу вверх.
6. Узел разгрузки, использующийся для компенсации осевой и
радиальной нагрузки, возникающей при работе скважинного одновинтового
14
насоса с погружным приводом. Узел крепится между винтовым насосом и
гидрозащитой электродвигателя, передавая крутящий момент от двигателя к
ротору винтового насоса.
7. Гидрозащита, которая необходима для: − защиты внутренней полости
двигателя от попадания пластовой жидкости и предотвращения утечки масла
при передаче крутящего момента от вала электродвигателя к валу узла
разгрузки; − компенсации тепловых изменений объема масла при работе
электродвигателя и его остановках; − выравнивания давления во внутренней
полости двигателя с давлением пластовой жидкости в скважине; − отвода газа
из внутренней полости двигателя в затрубное пространство через клапаны,
установленные в гидрозащите.
8. Электродвигатель представляет электромашину, перестраивающую
электрическую энергию в механическую. Обычно электрическая машина
реализует механическую работу благодаря потреблению приложенной к ней
электроэнергии, преобразовывающейся во вращательное движение.
Принцип действия винтовых насосов заключается в том, что винт или
винты насоса и его обойма образуют по своей длине ряд замкнутых полостей,
которые при вращении винтов передвигаются от приема насоса к его выкиду.
В начальный момент каждая полость сообщается с областью приема насоса,
при продвижении вдоль оси насоса ее объем увеличивается, заполняясь
перекачиваемой жидкостью, после чего становится полностью замкнутым. У
выкида объем полости сообщается с полостью нагнетания, постепенно
уменьшается, а жидкость выталкивается в трубопровод.
Винтовые насосы могут быть с несколькими или с одним винтом. Для
перекачивания нефти используются одновинтовые насосы. У одновинтового
насоса замкнутая полость образуется одним металлическим винтом и
резиновой обоймой. Винт имеет однозаходную плавную нарезку с весьма
большим отношением длины витка к глубине нарезки. Обойма насоса имеет
внутреннюю поверхность, соответствующую двухзаходному винту, у
15
которого шаг винтовой поверхности равен удвоенному шагу винта насоса.
Винт вращается вокруг своей оси и по окружности с радиусом, равным ее
эксцентриситету.
Для увеличения долговечности насоса и прежде всего его основных
деталей – винты и обоймы, работающих в условиях абразивного изнашивания,
сочетающегося с коррозионным воздействием перекачиваемой жидкости, их
изготавливают следующими: винт из стали с покрытием хромом, обойму – из
маслотермостойкой
резины
с
высоким
сопротивлением
абразивному
изнашиванию.
Винтовой насос подвешивается
в
скважине
на
компрессорных
насосно-
трубах
вместе
с
протектором, электродвигателем и
токоподводящим
элементы
кабелем.
Все
электропривода
у
одновинтового насоса такие же, как у
центробежного насоса.
Насосная установка (рис. 7)
состоит
из
поверхностного
и
скважинного
оборудования.
Поверхностное
оборудование
включает привод 1, представленный
электродвигателем и редуктором, и
устьевой
Установка
сальник-превентор
снабжена
2.
полой
вращательной штанговой колонной 3,
размещенной внутри подъемных НКТ 4. Установка снабжена винтовым
насосом, включающим винт 5 и статор 6. Полая вращательная штанговая
колонна 3 оснащена перфорированным приемным узлом 7. Верхний конец
вращательной штанговой колонны 3 снабжен вертлюгом 8, жестко связанным
16
с дросселем 9. Выкидная линия насосной установки 10 имеет задвижку 11 и
вентиль 12, который установлен на выкидной линии подъемных НКТ 4 и при
необходимости регулирует подачу жидкости в приемный коллектор
промысловой системы сбора нефти и газа.
В нижней части вращательной колонны 3 установлена ведущая штанга,
связанная с приемным фильтром 7 и винтом 5 насоса. Винтовой насос в
нижней части связан с якорем и хвостовиком. Межтрубное пространство
скважины имеет выходной трубный канал.
Добыча нефти с повышенным содержанием песка винтовой насосной
установкой осуществляется следующим образом. При вращении штанговой
полой колонны 3 с помощью поверхностного привода 1 рабочий орган насоса
- винт 5 подает скважинную жидкость в подъемные НКТ 4.
Жидкость, поднимаясь по НКТ 4 вверх, сжимает газ, находящийся в
трубах до тех пор, пока давление не окажется выше давления жидкости,
находящейся в полой штанговой колонне. После заполнения вращательной
штанговой колонны жидкость через вертлюг 8, дроссель 9 и выкидную линию
10 будет поступать в приемный коллектор. При этом вентиль 12 должен быть
закрыт. Воздух, сжатый в верхней части подъемных НКТ, будет создавать
эффект компенсаторного колпака, применяемого для снижения пульсации
давления насосов объемного принципа действия. Таким образом, будет
работать насосная установка с заданной скоростью движения жидкости в
полой штанговой колонне, имеющей расчетное сечение в поперечном разрезе.
При максимальной скорости потока скважинной жидкости будет иметь место
максимальный вынос песка из скважины, что будет предотвращать
образование песчаных пробок в эксплуатируемой скважине.
При необходимости эксплуатацию скважины можно проводить
совместно через полую штанговую колонну 3 и через НКТ 4. В этом случае
регулировочные дроссель 9 и вентиль 12 должны быть открыты. Степень
открытия дросселя 9 и вентиля 12 будет зависеть от необходимости
17
направления заданного количества жидкости по подъемным НКТ 4 или полой
штанговой колонне 3.
Использование винтовой насосной установки для эксплуатации
скважин, продуцирующих нефть, содержащую песок, позволит за счет
эффективного выноса песка из скважины снизить количество ремонтов по
ликвидации песчаных пробок. Это особенно актуально при эксплуатации
новых нефтяных месторождений.
Винтовая насосная установка для добычи нефти, включающей песок,
содержащая поверхностный привод, устьевой сальник-превентор, насоснокомпрессорные трубы, вращательную колонну полых штанг, верхний конец
которой оснащен вертлюгом, выкидные линии, первая из которых связана с
насосно-компрессорными трубами и приемным коллектором и снабжена
вентилем для создания эффекта компенсатора насосной установки, а вторая через дроссель и вертлюг с вращательной колонной полых штанг, при этом
нижний конец вращательной колонны полых штанг оснащен приемным
фильтром.
Недостатком винтовых насосов при откачивании скважинной жидкости,
содержащей песок, является то, что на поток, движущийся по подъемной
колонне, воздействует вращающаяся штанговая колонна и вызывает
завихрения, турбулизируя поток жидкости. В результате скорость осаждения
песка увеличивается, вследствие чего эффективность выноса песка из
скважины на дневную поверхность снижается. Из практики добычи
запесоченной нефти известны случаи, когда песок, находившийся во
взвешенном состоянии в движущемся потоке жидкости в подъемных трубах,
при остановке работы насосной установки, осаждаясь, полностью заклинивает
винтовую пару и заполняет подъемные трубы выше винтового насоса. Это
приводит к необходимости полного демонтажа насосной установки для
ликвидации аварийного состояния.
Винтовой насос в процессе работы создает пульсацию потока
откачиваемой по подъемным трубам скважинкой жидкости. Это связано с тем,
18
что камеры, образуемые винтом и статором, герметичны, и выброс жидкости
в подъемные трубы осуществляется порциями при вращении колонны штанг.
В результате вынос песка снижается.
19
Операции, применяемые после холодной добычи
Хотя метод CHOPS достаточно недорогой и относительно эффективный
при извлечении высоковязких нефтей, коэффициент нефтеотдачи в некоторых
случаях может быть недостаточным, чтобы обеспечить рентабельный объем
добычи из пласта. Поэтому во многих случаях при достижении предела
возможностей извлечения нефти с помощью CHOPS продолжают разработку
резервуара
другими
методами,
позволяющими
увеличить
КИН
при
относительно небольших затратах. Наличие вормхолов, с одной стороны,
облегчает дальнейшую разработку (уже созданы высокопроницаемые каналы,
по которым нефть с легкостью транспортируется в скважины), с другой –
препятствует постоянной закачке теплоносителей, растворителей и других
агентов, так как скважины связаны друг с другом сетью вормхолов. В связи с
этим целесообразно использовать методы циклической закачки агентов.
Многочисленные исследования показывают, что наиболее эффективно
использовать комбинированный метод закачки пара и растворителя: 7,5 дней
закачка пара, 7,5 дней – растворителя, 15 дней пропитка, 240 дней – добыча.
20
Вывод
Метод
CHOPS
является
довольно
эффективной
альтернативой
традиционным методам разработки месторождений высоковязких нефтей.
Эффект достигается во многом благодаря разрушению коллектора и
образованию вормхолов, что способствует увеличению проницаемости (в
первую очередь) призабойной зоны добывающей скважины, а также (во
многих случаях) и всего пласта. Немаловажную роль в обеспечении
относительно высокого КИН за счет поддержания пластового давления играет
проявляющийся в большинстве высоковязких нефтей эффект пенной нефти.
Эффективность метода можно повысить с помощью применения циклических
закачек агентов (например, пара) на заключительных стадиях разработки
месторождения.
21
Список использованных источников
1.
"Холодные" технологии нефтеотдачи. Внутрипластовые smart
композиции для высоковязкой нефти / Л. Алтунина, В. Кувшинов, И.
Кувшинов, М. Чертенков // Oil&Gas J. Russia. – 2016. – № 1-2 (101). – С. 80–
84.
2.
Айткулов
А.У.,
Повышение
эффективности
процесса
регулирования разработки нефтяных месторождений.. М.: ВНИИОЭНГ, 2000
г. об. – 273 стр.
3.
Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Одновинтовые
гидравлические машины (в двух томах). М.: ИРЦ «Газпром», 2005 – 2007.
4.
Билалова Г.А., Билалова Г.М. Применение новых технологий в
добыче нефти. - Учебное пособие. - Волгоград: Издательский Дом «ИнФолио», 2009. - 272 с.
5.
Голдобин Д.А., Коротаев Ю.А., Мялицын Н.Ю., Субботин А.Ю.
Новые направления в развитии винтовых мультифазных насосов // Экспозиция
Нефть Газ. 2015, № 6.
6.
Дулов В.О., Дорфман М.Б., Холодная добыча нефти с песком. //
Оборудование и технологии нефтегазового комплекса, 2014, №6. М.:
Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина.
7.
Николин И.В. Методы разработки тяжелых нефтей и природных
битумов. Наука - фундамент решения технологических проблем развития
России, 2007 г., №2.
8.
Патент. «Винтовая насосная установка для добычи нефти,
включающей песок» https://findpatent.ru/patent/232/2326267.html
9.
Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Высоковязкие нефти: анализ
пространственных и временных изменений физико-химических свойств
Нефтегазовое дело, 2005.
22
Скачать