Метод периодической продавки ингибитора солеотложений в ПЗП

3. Метод периодической продавки ингибитора солеотложений в ПЗП

Процессы добычи нефти или газа часто сопровождаются нежелательным образованием отложений неорганических солей в призабойной зоне пласта (ПЗП), на стенках подземного оборудования скважин, в наземных коммуникациях системы сбора и подготовки нефти и газа. Для предупреждения образования отложений неорганических солей в скважинах применяются химические методы ингибиторной защиты поверхности нефтепромыслового оборудования. В промысловой практике борьбы с отложением солей наиболее широкое распространение получил метод периодической обработки ПЗП водным раствором ингибитора отложения солей. Сущность обработки заключается в периодической закачке водного раствора ингибитора отложения солей в ПЗП в виде оторочки продавочной жидкостью, адсорбции ингибитора на поверхности породы и постепенной десорбции его в процессе отбора жидкости из скважины. Вынос ингибитора добываемой жидкостью после продавки и пуска скважины в эксплуатацию до минимально необходимых концентраций, требуемых для ингибирования солей предопределяет период последствия и срок защиты нефтепромыслового оборудования от отложения солей и время между продавками ингибитора. Поэтому, чем продолжительнее вынос реагента (в достаточных для ингибирования количествах), тем эффективнее обработка скважины раствором ингибитора солей. Продолжительность выноса ингибитора в значительной мере зависит от величины адсорбции ингибитора солеотложений на поверхности породы пласта. При этом, чем больше адсорбция ингибирующего вещества и медленнее его десорбция с породы, тем продолжительнее и эффективнее предотвращения образования отложений солей.

Для улучшения адсорбционно-десорбционных свойств используемых ингибиторов отложения солей на основе органических фосфатов их применяют с кислотными реагентами. В качестве кислот известно применение соляной, уксусной или смеси монокарбоновых кислот. Обработка поверхности продуктивных пород ингибирующей композицией, содержащей активную кислоту, повышает величину адсорбции ингибитора и замедляет его десорбцию при отборе жидкости из скважины. Механизм улучшения адсорбционно-десорбционной способности ингибитора солеотложений объясняется улучшением качества очистки поверхности пор породы от пленочной нефти, покрывающей поверхность пор ингибирующей композицией, поскольку состав за счет кислоты значительно уменьшает поверхностное натяжение на границе "нефть - ингибирующий раствор - порода", а отторжение пленочной нефти приводит к гидрофилизации и увеличению поверхности адсорбента. Кроме того, кислота, реагируя с карбонатными породами увеличивает их шероховатость, в результате чего площадь адсорбента дополнительно увеличивается. Практики использования подобных составов показала, что их эффективность выше в тех случаях, когда в продуктивных пластах содержится значительное количество карбонатов. Эффективность состава снижается при обработке ПЗП скважин, эксплуатирующих терригенные пласты, представленные песчаниками с включением глинистого цементирующего материала и содержанием карбонатов менее 2%. Это объясняется тем, что песок и глинистый материал не реагируют с вышеуказанными кислотами и на поверхности породы молекулы ингибитора удерживаются только за счет физической адсорбции (сил Ван-дер-Ваальса) при ограниченном участии хемосорбции (обладающей более сильными молекулярными связями ).

Для обработки терригенных пластов разработаны ингибирующие композиции, содержащие помимо ингибитора отложения солей, соляную и кремнистоводородную кислоты. Механизм действия композиции при контакте с терригенными породами заключается в хемосорбционном взаимодействии кремне-фтористоводородной кислоты (КФВК) с силикатными и алюмосиликтными соединениями. При применении КФВК на поверхности породы одновременно протекают сложные процессы. При поступлении в поры терригенного пласта малоконцентрированного раствора КФВК происходит только хемосорбция молекул КФВК и молекул ингибитора отложения солей с образованием пленки кремнезоля. Наличие соляной кислоты обеспечивает качественную очистку поверхности породы от пленочной нефти и увеличение поверхности адсорбента. Благодаря этим факторам на очищенной и увеличенной площади поверхности пор молекулы ингибитора солеотложения прочно удерживаются на породе в составе силикатной пленки кремнезоля и очень медленно десорбируются. В случае использования более концентрированных растворов КФВК происходит химическое взаимодействие ее с силикатными породами с образованием золей и гелей. В объеме этих гелей находятся и молекулы ингибитора солеотложения. При взаимодействия КФВК с оксидом кремния образуется фторид кремния SiF_4, который, реагируя в последующем с водой образует гидроксид кремния в виде золя. Золь этого состава получается также при гидролизе гексафторсиликата кальция (образуется при реакции КФВК с карбонатными породами или при смешении с хлоркальциевыми водами). Предотвратить или уменьшить коагуляцию силикатной пленки золя в студнеобразный гель, способный значительно снизить проницаемость пласта, позволяет наличие в ингибирующей композиции соляной кислоты.

За счет того, что ингибитор находится преимущественно в составе силикатного золя и геля десорбция ингибитора будет протекать медленнее. Поскольку силикатные системы с ингибитором устойчивее к вымыванию, нежели обычные адсорбционные слои ингибитора на твердой поверхности. При этом период десорбции увеличивается, а это означает, что повышается и эффективность использования ингибитора солеотложения. Поскольку гель из силикатного золя предотвращается соляной кислотой, то такой ингибирующий состав солеотложения можно применять даже в малопроницаемых коллекторах. В высокопроницаемых коллекторах содержание соляной кислоты можно уменьшить. Это приведет к образованию плотного геля в крупных порах и снижению притока воды в скважину. При этом молекулы ингибитора солеотложения будут находиться как в составе силикатной пленки, так и в объеме студнеобразного геля.

В качестве ингибитора отложения солей в составе композиции можно использовать нитрилотриметилфосфоновую кислоту ( НТФ, инкредол ( реагент на основе НТФ ) или дифонат ( тринатриевая соль НТФ ). Разработка ингибирующей композиции на основе дифоната в лабораторных условиях осуществлялась в четыре этапа. Вначале подбиралось наиболее благоприятное сочетание КФВК с соляной кислотой, обеспечивающее наибольшее снижение поверхностного натяжения на границе "нефть - кислотные растворы". Затем изучалась способность дифоната и благоприятного сочетания этих кислот понижать поверхностное натяжение на границе "нефть - кислотные растворы с дифонатом". На третьем этапе изучалась ингибирующая способность композиции, содержащей дифонат, КФВК и соляную кислоту. На четвертом этапе определялась адсорбционно-десорбционная характеристика ингибирующей композиции солеотложения. Лабораторные исследования позволили установить, что наиболее эффективная композиция содержит дифонат 0,5-4%, КФВК 1-3%, соляную кислоту 6-13%. Введение в композицию гелеобразующего реагента КФВК позволяет улучшить процесс десрбции дифоната в 1,58 раза.

4. Выбор методов предотвращения образования отложений. Расчет потребного оборудования и материалов. Оптимизация параметров продавки ингибитора солеотложения в призабойную зону пласта

Существующие методы предотвращения солей можно разделить на две группы - безреагентные и химические.

К безреагентным методам предотвращения отложений солей относятся:

воздействие на перенасыщенные солями растворы магнитными силовыми и акустическими полями, использование защитных покрытий труб и рабочих органов насосов.

К химическим методам относятся подготовка и использование для закачки в пласты высокоминерализованных вод, совместимых с пластовыми .

Наиболее эффективным и технологичным в настоящее время является способ с применением химических реагентов - ингибиторов отложения солей.

К ингибиторам солеоотложениям предъявляются жесткие требования:

- не должны оказывать отрицательного воздействия на технологические процессы добычи, сбора, транспорта и подготовки нефти;

- не должны оказывать отрицательного влияния на технологический процесс переработки нефти и не снижать качество продуктов переработки;

- не должны повышать коррозионную активность среды, в которой они растворены;

-  не должны способствовать повышению стойкости водонефтяной эмульсии;

- должны быть безопасными для обслуживания и безвредными для окружающей среды;

- содержание ингибиторов в различных по составу растворах должно надежно определяться в промысловых условиях;

- должны обладать способностью предотвращать отложение неорганических солей при малых концентрациях реагента;

- должны быть совместимые с пластовыми, попутно-добываемыми и нагнетаемыми водами различного состава и хорошо растворяться в них;

- должны быть стабильными при хранении и транспортировке.

Механизм работы реагентов - ингибиторов отложения солей сложен и недостаточно полно изучен. Было обнаружено, что наиболее эффективными и экономически целесообразными ингибиторами являются те, которые обнаруживают " пороговый эффект ". Этот эффект возникает тогда, когда реагент покрывает микрокристаллические ядра образующегося осадка, замедляет их рост и удерживает в растворе во взвешенном состоянии при концентрациях выше уровня осаждения. Так как адсорбционные слои ингибитора возникают и на поверхности защищаемого оборудования, эти микромолекулы имеют плохую адгезию и легко уносятся потоком жидкости. Некоторые ингибиторы мало препятствуют кристаллизации солей, но при этом видоизменяют форму кристаллов и препятствуют их дальнейшему росту.

Различают способы подачи ингибитора:

- непрерывная дозировка в систему с помощью дозировочных насосов или специальных устройств;

- периодическая закачка раствора ингибитора в скважину с последующей задавкой его в ПЗП;

- периодическая подача раствора ингибитора в затрубное пространство скважины насосными агрегатами.

На сегодняшний день наиболее эффективным является метод предупреждения отложения солей путем добавки в попутно-добываемую воду ингибиторов солеотложения. В НГДУ " Чекмагушнефть " принята технология периодической продавки полного раствора ингибитора солеотложения в призабойную зону пласта (РД 39- 23- 1212- 84). Для этих целей применяются в основном отечественные реагенты Инкредол, ИСБ - 1 и Дифонат.

В таблице представлена динамика внедрения данного метода в НГДУ " Чекмагушнефть " за последние годы.

Расчетные технические параметры продавки раствора ингибитора солеотложения определяются по руководящим документам, разработанным в

БашНИПИ нефти. Количество ингибитора солеотложения для обработки скважины предлагается определять по формуле:

G = A _* d *Q_в* t / 1000,

где G - расчетное количество ингибитора, кг;

А - коэффициент увеличения расхода ингибитора, учитывающий неравномерность его выноса из призабойной зоны, рекомендуется принимать 1-2,0;

d - оптимальная дозировка ингибитора, г/м³,для каждого типа рекомендуется свой диапазон дозировки;

Q_в - производительность скважины по воде, м³/сут;

t - предполагаемое время защиты оборудования и скважин от солеотложения, сут., рекомендуется принимать 120-150 сут.

Рассмотрим на примере скважины № 235 Таймурзинского месторождения. Примем оптимальную дозировку для реагента ИСБ - 1 (НТФ) равную 10 г/м³, коэффициент А = 2, производительность скважины по воде 25 м³/сут, время защиты оборудования за 100 суток. Тогда, отсюда

G = 1,5 _* 5 ( 25 _* 150 )/1000 = 28,125 кг

На основе рассчитанного количества ингибитора приготавливается раствор ингибитора в пресной воде. Для отечественных реагентов рекомендуется 0,2 - 2 % растворы. Наши 50 кг ИСБ -1 затворим в 6,25 м³ для получения 0,8 % раствора ингибитора.

Затем определяется количество продавочной жидкости для доставки приготовленного раствора в пласт с радиусом проникновения не менее одного метра. Имеются различные рекомендации по глубине продавки ингибитора в пласт. Так, по рекомендациям[10,12] глубина продавки составляет 1 м, а по исследованиям А.Ш. Сыртланова [7] для условий НГДУ "Чекмагушнефть " эта величина составляет 1,6…1,9 м. Возьмем для нашего расчета величину продавки 1,6 м.

Объем продавочной жидкости, продавливаемой в пласт рассчитываем по формуле:

V_п.ж = pr²_* h _* m,

где r - внутренний радиус оторочки раствора реагента, м;

m - пористость;

h - вскрытая толщина пласта, м;

В нашем расчете вскрытая толщина пласта 1295,6-1300 м (5 м), пористость равна 0,22.

V_п.ж = 3.14_* ²_* 5 _* 0.22 = 8,84 м³

Общий объем продавки равен:

V = V_инг. + V_п.ж + V_затр. ,

где V_затр. - объем затрубного пространства, который находится по формуле:

V_затр. = ((D_вн² - d_нар²)/4) _* p _* L,

где D_вн - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

d_нар - наружный диаметр НКТ, м;

L - глубина спуска НКТ, м.

V_затр = ((0,109² - 0,073²)/4) _*3,14 _* 1290 = 6,65 м³

В скважине № 235 эксплуатационная колонна с внутренним диаметром 109 мм и трубы НКТ ( d_нар = 73 мм) спущены на глубину 1290 м.

Итого:

V = 6,25 + 11,2 + 6,65 = 24,1 м³

Подберем и рассчитаем режим работы оборудования. Для нашей обработки выберем две автоцистерны АЦН - 11- 257 и агрегат Азинмаш - 30А. В соответствии с требованиями к обсадным (эксплуатационным) колоннам давление на их стенки не должно превышать 25 МПа. Таким образом надо выбрать такое давление продавки насосным агрегатом, где давление на устье должно быть меньше разницы между допустимым гидростатическими давлениями:

Р_у < 25 - Р_гст ,

где Р_у - устьевое давление, МПа;

Р_гст - гидростатическое давление, МПа;

Р_гст = pg_*L_с,

где р - плотность воды, кг/м³;

L_с - глубина скважины, м.

Р_гст = 1000 _* 9,8 _* 1295 = 12,7 МПа

Отсюда

Р_у = 25 - 12,7 = 12,3 МПа

За основу расчета берем формулу Дюпю:

Q = К_прод* ( Р_пл - Р_заб ),

где К_прод - коэффициент продуктивности скважины,м³/сут _*МПа;

Р_пл - пластовое давление, МПа;

Р_заб - забойное давление, МПа.

Условно примем коэффициент продуктивности равным коэффициенту приемистости, тогда соответственно дебит скважины равен объему закачки и формула запишется:

Q_зак = К_пр* ( Р_зак - Р_пл ),

где Q_зак - объем закачки, м³/сут;

К_пр - коэффициент приемистости, м³/сут _* МПа;

Р_зак - давление закачки, МПа.

Коэффициент продуктивности скважины №235 равен 26 м³/сут_*МПа.

Q_зак = 26 _* (25 - 11,6) = 348,4 м³/сут = 4,03 л/с

Пластовое давление равно 11,6 МПа.

Из расчета видно, что производительность должна быть не более 4,03 л/с. В табл. показана производительность и давление, развиваемые агрегатом типа Азинмаш-30 А.

Согласно таблице 4.1. [9], надо качать на II скорости с производительностью 2,24 л/с = 193,5 м³/сут. В этом случае устьевое давление будет вычислено по формулам:

Р_зак = ( Q_зак + К_пр* Р_пл )/К_пр ,

Р_у = Р_зак - Р_гст ,

Р_зак = (193,5 + 26 _* 11,6 )/26 = 19 МПа

Р_у = 19 - 12,7 = 6,3 МПа

Таблица 4.1 Производительность и давление, развиваемые агрегатом типа Азинмаш-30А

Скорости	Частота вращения коренного вала насоса, об/мин	Диаметр плунжера, мм
		100		120
		Производ., л/с	Давление,МПа	Производ., л/с	Давление,МПа
II	49.3	2.24	50	3.23	34.4
III	94.0	4.28	25.9	6.16	18.0
IV	143.0	6.5	17.1	9.36	11.8
V	215.0	9.78	11.3	14.08	1.9

Сравним с допустимым Р_у^доп равным 12,3 Мпа, Р_у<P_у^доп., следовательно раствор допустимо качать на II скорости насосного агрегата.

Проверим, нельзя ли качать на III скорости. Производительность Q_III = 4,28 л/с = 369,8 м³/сут, отсюда:

Р_зак = (368,9 + 26 _* 11,6)/26 = 25,8 МПа,

Р_у = 25,8 - 12,7 = 13,1 > 12,3,

следовательно, не допустимо качать на III скорости.

Рассчитаем время задавки, которое состоит из нескольких частей:

1)  время задавки для заполнения скважины ингибирующим раствором до закрытия задвижки:

2)  t₁ = 6,25 _* 1000/2,24 = 2790,1 с

3)  закачка ингибирующей жидкости в ПЗП с последующей продавкой:

t₂ = ( 6,65 –6.25 )/2,24 _* 1000+(6,25+11,2)/2,24*1000 = 7968,7 с

Общее время работы насосного агрегата по закачке реагентов:

Т = t₁ + t₂ =2790 + 7968,7 = 10758,8 с

После истечения этого времени все задвижки закрываются, скважина остается на 8 - 24 часов для более полной адсорбции ингибитора на породе и распределения его в порах пласта, после чего скважина пускается в эксплуатацию. На скважине организуется контроль за выносом ингибитора, путем анализа периодически отбираемых проб жидкости в соответствии с РД-39-1- 237-79. Определим параметры процессы продавки ингибитора и период защиты оборудования от отложения солей с учетом оптимизации процесса, зная что V_р/h_эф = 0,8 м³/м и V_п/h_эф = 2,2 м³/м по лабораторным данным. Определим объем ингибирующего раствора V_р^’, затворяемого на пресной воде, и необходимо для закачки в пласт толщиной 5 м

V_р^’ = (Vр/h_эф)_уд* h_эф = 0,8 _* 5 = 4 м³,

где (V_р/h_эф)_уд– оптимальный удельный объем продавки раствора ингибитора.

Количество ингибитора m_инг, требуемого для приготовления 4 м³ ингибирующего раствора оптимальной концентрации С = 1,4 % (по справочным данным находим плотность ингибирующего раствора заданной концентрации, в данном случае p_инг = 1018 кг/м³):

m_инг = (V_p^’ _* r _* С)/100 = (4_*1018 _* 1,4)/100 = 57 кг,

Определим объем продавочной жидкости. Он складывается из объема жидкости продавливаемой в пласты V_п^’ и объема скважины с учетом находящегося в ней подземного оборудования V_п^". Объем жидкости:

V_п^’ = (V_п/h_эф)_уд* h_эф = 2,2 _* 5 = 11 м3,

где (V_п/h_эф)_уд – удельный оптимальный объем продавочной жидкости.

Значение V_п^" определим как:

V_п^" = (D²_вн – d²_нар)/4 _* p _* L = (0,109² – 0,073²)/4 _* 3,14 _*1290 = 6,65 м3,

где D_вн – внутренний диаметр эксплуатационной колонны;

d_нар – наружний диаметр НКТ; L - глубина спуска НКТ.

Средний радиус проникновения продавочной жидкости составит:

Г_п = V_п^’/p_*h_*m = 11/3,14 _* 5 _*0,22 = 1,8 м,

Величина радиуса закачки продавочной жидкости одновременно является внутренним радиусом кольцевой оторочки раствора ингибитора. Внешний радиус этой оторочки будет равен:

Г_и = (V^’_п + V^’_р)/p_*m_*h = 2,1 м,

Продолжительность эффективной защиты оборудования от отложения гипса и время, через которое следует проводить следующую продавку раствора ингибитора отложения солей определим по уравнению:

t =51,44_*[(2,25 – 3,1_*10^-6_*Q_ж2)_*(2,29 – 1,14_*10^-3_*Q_в)]=51,44_*[(2,25 – 3,1_*10^-6_*50²) – (2,29 – 1,14_*10^-3_*25)] = 260 сут.

Таким образом, для проведения обработки скважины следует приготовить 4 м³ ингибирующего раствора, для чего необходимо использовать 57 кг ингибитора ИСБ-1.Для задавки этого раствора в пласт и заполнения скважины требуется 17,65 м³ продавочной жидкости. Предполагаемый срок эффективной защиты оборудования от отложения гипса равен 260 сут. Зная t подсчитаем расчетное количество ингибитора по формуле:

G = A _* d _* (Q_* t)/1000 = 2,0 _* 10 _* (25 _*260)/1000 = 130 кг,

где А – коэффициент увеличения расхода ингибитора, учитывающий

неравномерность выноса его из ПЗ; А = 2,0

d - оптимальная дозировка ингибитора.

Отсюда видно,что внедрения оптимизации технологии продавки ингибитора исходя из структуры эмпирических зависимостей приводит к экономизации расхода ингибитора ИСБ-1 вместо 130 кг требуется 57 кг и достаточно для получения того же срока защиты оборудования от отложения гипса.

4.1 Контроль за работой скважин с отложением солей. Определение периодичности обработок скважин реагентами. Проведение специальных исследовательских работ

Для установившихся условий эксплуатации добывающих скважин при контроле за появлением в них твердого осадка используются данные динамометрирования работы насосного оборудования в сочетании с другими показателями, например характеристиками вытеснения нефти на стадии обводнения добывающих скважин, динамикой их дебита, динамического уровня и др.

На основе многочисленных промысловых наблюдений и анализа работы нефтяных скважин со штанговыми скважинными насосами в условиях выпадения неорганических солей было выявлено, что при появлении осадка в зоне фильтра, а также насосном оборудовании наблюдаются определенные изменения промысловых динамограмм.

При эксплуатации скважин центробежными электронасосами (ЭЦН) проявление твердых осадков солей в скважине и насосном оборудовании можно фиксировать по снижению дебита скважины и резкому повышению динамического уровня. При отложении твердых осадков солей в центробежных насосах динамический уровень нередко повышается до устья скважины.

Таким образом, если наблюдать за показателями работы добывающих скважин в условиях солеобразования комплексно, можно фиксировать наличие солевых отложений уже на ранних стадиях их проявления.

5. Контроль за выносом ингибитора отложения солей из скважины

С целью прогнозирования выпадения осадков, установления периодичности обработок организован систематический контроль:

1)  проведение полного анализа попутно-добываемой воды из скважин;

2)  контроль за выносом ингибитора после продавки его в призабойную зону по РД 39-1-237-79.

В настоящее время ведется постоянное определение содержания ингибиторов отложения солей в попутно- добываемых водах. Определение производится калориметрическим способом в специализированной лаборатории ЦНИПР. В работах прошлых лет по определению выноса реагента из призабойной зоны выявлено, что около половины закаченного реагента выносится в первую очередь всего периода действия, особенно в течении 10-16 сут эксплуатации и что при последующих, увеличивается продолжительность действия реагентов. Отметим, что для прогнозирования выпадения осадков в лаборатории ТТНД успешно применяется методика по определению склонности добываемых вод к отложению сульфата и карбоната кальция Скилмана-Мак Дональда-Стиффа, которая позволяет обработать скважины ингибиторами до появления отложения солей. Одной из важнейших проблем лаборатории ТТНД по данной теме является снижение расхода дорогостоящих ингибиторов. Одним из направлений решений данного вопроса является использование ингибирующих композиции улучшенными адсорбционно- десорбционными характеристиками. Отличие состоит в приготовлении раствора, то есть кроме ингибиторов солеотложения в раствор добавляется определенное количество кремнефтористоводородной кислоты, которая в свою очередь перемешивается с 13 % соляной кислоты. Данный метод разработан в УГНТУ.

Список использованных источников

1.  Антипин Ю.В., Кочинашвили С.Т., Сыртланов А.Ш. Изучение состава неорганических солей,отлагающихся в скважинах НГДУ " Чекмагушнефть ". Тр./Уфимск.нефт.ин-т. - Уфа: 1975, вып.30, с.170 - 174

2.  Люшин С.Ф.,Глазков А.А., Галеева Г.В. Отложения неорганических солей в скважинах, призабойной зоне пласта и методы их предотвращения //Сер. Нефтепромысловое дело. - М.:ВНИИОЭНГ, 1983.-100 с.

3.  Лялина Л.Б., Исаев М.Г.Формирование состава попутно - добываемых вод и их влияние на гипсоотложение при эксплуатации нефтяных месторождений //Сер. Нефтепромысловое дело. - М.:ВНИИОЭНГ, 1983.- 48 с.

4.  Емков А.А., Панов В.А., Позднышев Г.Н. Оценка склонности пластовых вод к отложению гипса в нефтепромысловом оборудовании //Нефтяное хозяйство, 1980.- № 2.- 39-41 с.

5.  Узбеков Р.Б., Кучумов Р.Я., Хайруллин Р.Ф. Методика определения склонности добываемых и сточных вод к отложению сульфата и карбоната кальция.- Уфа: 1982.- 47 с.

6.  Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. предотвращение отложений при добыче обводненной нефти.- Уфа: Башк. кн. изд-во, 1987.- 168 с.

7.  Сыртланов А.Ш. Методы борьбы с отложениями гипса в нефтяных скважинах и пути их совершенствования: Авреф. дис… канд. техн. наук.- Уфа,1983

8.  Кащавцев В.Е., Дытюк Л.Т., Злобин А.С. и др. Борьба с отложениями гипса в процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений //Сер. Нефтепромысловое дело.- М.:ВНИИОЭНГ, 1983.-64 с.

9.  Панов В.А., Емков А.А., Позднышев Г.Н. и др. Ингибиторы отложения неорганических солей //Сер. Нефтепромысловое дело.- М.:ВНИИОЭНГ,1978.- 44 с.

10.  РД 39-1-219-79. Технология применения новых ингибиторов отложения солей импортного производства / С.Ф.Люшин, В.А. Рагулин, Г.В. Галеева.- Уфа:БашНИПИ нефть, 1979

11.  РД 39-23-702-82. Руководство по технологии применения ингибиторов солеотложения на основе оксиэтилендифосфоновой кислоты и полиэтилендиаминметилфосфоновой кислоты для предотвращения отложения солей. / Н.С. Маринин, С.А.Инхайлов.- Тюмень, СибНИИНП, 1982

12. Кащавцев В.Е., Гантенбергер Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти.- М.: Недра, 1985.- 215 с.