автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Обеспечение устойчивости технологических процессов добычи и подготовки газа на месторождениях Крайнего Севера

На правах рукописи

МИНИГУЛОВ РАФАИЛЬ МИНИГУЛОВИЧ

ОБЕСПЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ДОБЫЧИ И ПОДГОТОВКИ ГАЗА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА

СПЕЦИАЛЬНОСТЬ 05.15.06 -РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

АВТОРЕФЕРАТ

ДИССЕРТАЦИИ НА СОИСКАНИЕ УЧЕНОЙ СТЕПЕНИ КАНДИДАТА ТЕХНИЧЕСКИХ НАУК

УФА 1998

Работа выполнена на предприятии «ТЮМЕНТРАНСГАЗ» РАО «ГАЗПРОМ»

НАУЧНЫЙ РУКОВОДИТЕЛЬ: доктор технических наук, профессор

ЕРМИЛОВ О.М.

НАУЧНЫЙ КОНСУЛЬТАНТ: кандидат технических наук

КАПРИЕЛОВ К.Л.

ОФИЦИАЛЬНЫЕ ОППОНЕНТЫ:

- доктор технических наук, профессор ХАБИБУЛИН З.А.

- кандидат технических наук МАСЛОВ В.Н.

ВЕДУЩЕЕ ПРЕДПРИЯТИЕ: Департамент по добыче и переработке п газового конденсата, нефти РАО «Газпром».

Защита состоится 20 марта 1998 г. в IV час. на заседании Диссер ционного Совета Д.063.09.02 при Уфимском государственном нефтяном 1 ническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. У ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в техническом архиве УГНТУ. Автореферат разослан 18 февраля 1998 г,

УЧЕНЫЙ. СЕКРЕТАРЬ

Диссертационного Совета, доктор физико-математических наук, профессор

Р.Н. БАХТИЗИ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ В настоящее время и в последующие 15 - 20 лет перспективы развития газовой промышленности России будут определяться освоением и эксплуатацией месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа, наиболее крупные из которых находятся или вступают в позднюю стадию разработки.

Поздняя стадия разработки г азовых месторождений сопровождается осложнениями в работе основных элементов систем добычи и подготовки газа. Происходит снижение производительности установок комплексной подготовки газа (УКПГ), усложняется технология осушки газа из-за увеличения концентрации солей и механических примесей в абсорбентах.

Промысловый опыт показал, что на поддержание качества абсорбента и возмещение его потерь уходит основная часть затрат при эксплуатации УКПГ.

Преобладающими геолого-техническими факторами, обуславливающими снижение эффективности технологически процессов добычи, подготовки и инугрипромыслового транспорта газа являются:

- снижение пластового давления;

- обводнение газоотдающих интервалов добывающих скважин;

- снижение дебитов и самозадавливание скважин;

- техногенное воздействие объектов газодобычи па многолетнемёрзлые породы (ММП).

Необходимо отметить, что перечисленные факторы, изменяясь во времени, только усиливают своё негативное влияние на эффективность добычи газа. Поэтому исследование проблем обеспечения устойчивости технологических процессов добычи и подготовки газа на месторождениях Крайнего Севера является актуальной задачей.

'ЦЕЛЬЮ РАБОТЫ является обеспечение устойчивости технологических процессов добычи и подготовки газа на поздней стадии разработки месторождений в условиях внедрения пластовых вод.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

- обосновать- новую технологию удаления жидкости из шлейфов и с забоев скважин;

- исследовать основные направления снижения коррозионной активности ДЭГа;

- исследовать влияние концентрации солей и напряженности магнитного поля на водопоглотителыгую способность ДЭГа и разработать технологическую схему магнитной обработки гликоля;

- обосновать эффективный реагент для обессоливания ДЭГа в условиях Крайнего Севера.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА

1. Предложена технология удаления жидкости из скважин и шлейфов путем эжект ирования газа на УКПГ.

2. Определено предельно допустимое содержание ЫаС1 в ДЭГе, обеспечивающее среднегодовую температуру точки росы не выше минус 15°С и регламентированную величину скорости коррозии оборудования.

3. Определена величина напряженности магнитного поля, при которой достигается наибольшая гшглотигельная'способность ДЭГа.

4. Обоснован эффективный'реагент и область применения для удаления примесей из ДЭГа.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЗНАЧИМОСТЬ ■ -

1. Разработана и внедрена технология удаления жидкости из газовых скважин и шлейфов на месторождении Медвежье (Патент 2017941).

£

2. Разработана и внедрена камера для изготовления и запуска очистного саморазрушающегося поршня на месторождении Медвежье ( АС. № 17699914 ).

3. Разработана и внедрена установка обессоливания ДЭГа на месторождении Медвежье.

4. Разработана и внедрена установка магнитной обработки ДЭГа на месторождении Медвежье (A.C. № 1502063).

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ Основные результаты работы рассматривались на заседаниях Центральной и Рабочей комиссии по разработке газовых, газо-конденсатных, нефтяных месторождений и эксплуатации подземных хранилищ газа Мингазпрома СССР ( ГГК «Газпром» ) в 1989 - 1993 гг., неоднократно докладывались на научно-технических советах ПО "Надымгазпром" и ПО "Тюментрансгаз" в 1987 - 1997 гг., а также на отраслевых научно- практических конференциях (г. Надым, 1979 г., г. Тюмень, 1988 г., г. Н. Уренгой, 1989 г.).

ПУБЛИКАЦИИ Результаты исследований автора опубликованы в 18 печатных работах, в т.ч. в двух научно-технических обзорах, 7 авторских свидетельствах и патентах, 4 работы опубликованы без соавторов.

ОБЪЕМ И СТРУКТУРА РАБОТЫ Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и основных выводов. Содержит 134 страницы машинописного текста, включая 24 рисунка и список литературы из 188 наименований.

Автор выражает искреннюю признательность В.П. Барабанову, А.И. Бе-резнякову, О.М. Ермилову, Г.Н. Полякову, В.В. Ремизову, М.М. Салатнику, P.A. Сологубу, Л.С. Чугунову и А.И. Щербак за помощь при-выполнении ра-боты.

в

СОДЕРЖАНИИ РАБОТЫ

Во введении содержится общая характеристика работы, обоснована ее актуальность, поставлены цели и задачи исследования.

В первой главе проведен анализ исследований в области эк'и.туатацни обводннвшихся и пескопроявляющих скважин, выполнявшихся ранее другими 01ечественными и зарубежными исследователями. Существенный вклад в решение проблемы эффективной эксплуатации газовых месторождений на поздней стадии внесли ученые и практики: Аббасов Г.И., Абрамович Л.И., Анапенков Д.Г., Лшрафыш М.О.. Басниев К.С., Бузиноп С.Н., Булычев Г.А., Васильев Ю.И.. Гриценко Л.И., Дадыка В.И., Динкой A.B., Дурмишьян А.Г., Ермилов О.М.. Желтухин ЮЛ., Закирон С.Н., Зотов Г .Д., Карачинский В.Е., Карапсюв К.А., Киселев Г.И.. Коротасв Ю.П., Ланчаков Г.А., Лебедев O.A., Маслов В.Н.. Михаилов П.В., Нанивский Е.М., Овиатанов С.Г., Пилипиц H.A.. Ремизов В.В, Ричардсон Э.А., Салихов З.С., Соколов Е.Я., Сулейманов P.C.. Таумин И.Н., Тер-Саркисов P.M., Тимашев Г.В., Умрихина ЕЛ.. Черных D.A.. Чугунов JI.CZ., Ширковский А.И., Шмыгля П.'Г. и другие.

1 ¡оказано отличие решаемых автором проблем в части постановок задач, применяемых методов решения и полученных результатов.

Далее приводится обзор и анализ теоретических представлений о различных явлениях, влияющих па устойчивость технологических процессов добычи и подготовки таза, в частности рассмотрены:

- причины разрушения ПЗП в сеноманских залежах;

- составы для изоляции водопритока;

- анализ методов очистки трубопроводов;

- факторы, влияющие на процессы коррозии в технологических лилиях установок подготовки газа;

- существующие методы очистки ДЭГа от неорганических солей.

Установлено, что основной причиной разрушения призабошгой зоны скважин в сепомапских залежах севера Западной Сибири является размывание глинистого цемента при обводнении газоотдаюгцих интервалов.

Ро второй главе на основе анализа геолого-промысловых характеристик волопеск'опронвляющих скважин и технологического режима работы газопромысловой системы показано, что реализация режимов эксплуатации скважин, обеспечивающих полный вынос жидкости с их забоев, па поздней стадии разработки в большинстве случаев не представляется возможной из-за интерференции скважин по' газосборной сеги. Заменой НКТ эта проблема разрешается недостаточно эффективно, т.к. при этом снижается давление на устье скважины и увеличивают затраты на комиримирование. Это обуславливает необходимость разработки новых технологий капитального ремонта и эксплуатации водопескопроявляющих скважин.

Одной из наиболее остро стоящих перед газодобытчиками проблем является изоляция притока пластовых вод. С целью повышения качества изоляции притока пластовых вод в газовой скважине за счет предотвращения попадания тампонирующего состава в её газонасыщенную часть одновременно с закачкой воздуха и тампонирующего состава осуществляется закачка сырой нефти или стабильного газового конденсата в газонасыщенную часть пласта через затрубное пространство. При этом давление закачки воздуха и тампонирующего состава превышает давление закачки сырой нефти или газового конденсата в 1,5 - 2,0 раза, а давление закачки нефти или газового конденсата не нревышаег давление опрсссовки эксплуатационной колонны (рис. 1).

Данная технология селективной изоляции притока пластовых вод применялась при капитальном ремонте скважин Медвежьего месторождения. Опыт ей применения показал, что успешность проведения изоляции возрастает на 10 - 15 % по сравнению с другими методами.

Па газовых месторождениях Ямало-Ненецкого автономного округа применяются коллекторные схемы сбора газа, предусматривающие подключение к одному шлейфу от 1 до 20 скважин. На поздних стадиях разработки место-

¡'¡¡с. 1. Технология изоляции притока пластовых вод:

1 - скважина; 2 - НКТ; 3 - паке]); 4 -распылитель: 5 - межтрубное пространство: б - компрессор; 7, 8 - насосные станции; 9 - узел притоплсння тампонирующей: состава; 10, 11. 12, 13-задвижка; 14 - продуктовый пласт; 15, 1 б - манометры:

рождений но приводит к серьёзным осложнениям при их эксплуатации, невозможности применения энергосберегающих режимов работы скважины; усугубляются проблемы самозадавливания. В реальной практике возникают стуации, когда невозможно обеспечить устойчивый режим работы водопро-ЯИЛЯЮ1ДИХ скважин из-за накопления жидкости по всей линии добычи и сбора кпи. Необходимо отметить, что далеко не всегда причиной самозадавливания является приток пластовой воды - около 30 % скважин залавливаются конденсационной водой, т.е. работы по изоляции водопритока в них не целесообразны.

При непосредственном участии автора разработана новая технология одновременного удаления жидкости из газовых скважин и шлейфов. Данная технология предусматривает установление такого режима работы системы "ствол скважины - шлейф", при котором вся накопившаяся жидкость удаляется из системы. При этом исключаются потери газа.

" Очистку скважины и шлейфа ог жидкое!и производят с помощью газового эжеюора. Каждая скважина периодически подключается к камере смешения эжектора, на вход которого подается высоконапорный газ от дожимной компрессорной станции (ДКС), а смешанный поток после очистки направляется на вход ДКС, причем период продувки каждой скважины определяется по стабилизации температуры на её устье (рис.2).

Третья глава посвящена проблемам обеспечения стабильности техноло- ' гических процессии добычи и подготовки газа.

В сложившихся условиях происходит снижение пропускной способности газопромысловых систем из-за накопления и них воды и песка и, как следствие, увеличение затрат на компримирование газа. Эго приводит к необходимости периодической очистки газопромысловых систем. Автором для технологии очистки трубопроводов от загрязнений предложена камера, в которой происходит изготовление саморазрушающегося поршня непосредственно на узле запуска (рис.3).

■го

Рис. 2. Способ удаления жидкости из скважин и шлейфов:

] - скважина; 2 - приемная гребенка; 3, 8, 9, Ю, 12, 13 - задвижка; 4 - регулируемый штуцер; 5 - сепаратор; 6 - абсорбер; 7 - газовый эжектор; 11-выходиая гребенка

Рис. 3. Технологическая схема камеры формирования смеси и запуска очистного саморазрушающегося поршня:

1 - корпус; 2 - заглушка; 3, 7, 9, 13, 20 - задвижки; 4 - отвод; 5 - трубопровод; 6, 10, 12,14, 16 - патрубок; 8 - обводная линия; 11, 15, 17- вентиль; 18 - трубка; 19- перфорация; 21 - скважина

Промысловые испытания камеры и технологии, проведенные на ГП-8 Медвежьего месторождения, показали, что камера обеспечивает хорошее качество формирования саморазрушающегося поршня. Пропускная способность шлейфа 0 426 мм куста скв. 836 увеличилась на 10 -г 15 %.

Обобщение данных за всю историю разработки месторождения показало, что основной причиной несоответствия характеристик товарной продукции требованиям ОСТ-5140-93 является загрязнение гликолей продуктами коррозии металлов технологического оборудования и неорганическими солями.

В процессе эксплуатации установок гликолевой осушки газа отмечаются отказы технологического оборудования системы регенерации ДЭГа. Из-за коррозии наиболее интенсивно разрушаются десорберы, их трубная обвязка, испарители, насосы горячего ДЭГа, а также трубные пучки теплообменников гликоль-гликоль, контактирующие с горячим ДЭГом.

Исследования, проведенные автором совместно с ЮжНИИГипрогазом и Казанским химико-технологическим университетом, показали, что главной причиной интенсификации коррозионных процессов в системах подготовки газа является загрязнение его продуктами окисления, высокотемпературного разложения, осмоления и засоления ДЭГа. Все это приводит к ухудшению качества абсорбента и снижению эффективности технологического процесса. Следовательно, для снижения интенсивности коррозии и повышения качества осушки газа необходима технология очистки гликоля с восстановлением его свойств.

В четвертой главе приведены результаты исследований, направленных на разработку и создание новых методов очистки абсорбента и осушки газа.

Поскольку основным источником примесей в ДЭГе является добываемая с газом пластовая вода, состав которой может меняться в широких пределах, были проведены химические анализы пластовых вод и абсорбента северных месторождений (табл.1). Из табл.1 видно, что значительную часть примесей в ДЭГе составляют хлоридные соли, поэтому на следующем этапе работы

Таблица 1

СОСТАВ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ И АБСОРБЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЯНАО

Источник данных Пластовая вода Концентрация абсорбента, г/л

. Общая минерализация, г/л Мех. примеси, Г/Л Органика, %шсс Массовая доля ионов, % масс. НДЭГ РДЭГ Мех. примеси

сг НСО!- Са2* 1Ж+К*

Надымгазпром, УКПГ-9 ' * * 48,8 27,3 след. 11,8 12,1 2,9 12 3,2 48 1,8

ТюменНИИГипрогаз Медвежье Уренгойское 17 19 ИаС1 N301 до 96 до 2 других солей до 3

ЦКБН, Ямбург 0,5 г/м3 0,0001 конд. 59,8 1,9 - 1,8 36,5 - - -

ВНИИГАЗ, Ямбург 18,4 не опр. не опр. 60,0 1,3 2,1 36,3 - - -

Медвежье, УКПГ-9 •5,6 77

ЮжНИИГипрогаз УКПГ-2: вход выход 34,6 3 0,6 7,6 8,4 16,5 12,2 0,5 отс. 3,4 3,8 4,0 3,4

проводились исследования влияния концентрации солей в ДЭГс на его влаго-поглотительную способность (рис.4). Из рис.4 видно, что влагопоглотательные свойства гликоля значительно ухудшаются уже при минимальных количествах хлорида натрия. По мере увеличения концентрации хлорида натрия в ДЭГе его влагопоглотительные свойства несколько улучшаются. Вместе с тем, при увеличении концентрации хлорида натрия в водно-гликолевых растворах происходит накопление солей с последующим их отложением на теплопере-дающих поверхностях. С целью исключения отложения солей на геплопере-дающих поверхностях необходимо поддерживать минерализацию солей в ДЭГе на уровне 1,6 -1,8 мас.% хлорида натрия.

В связи с этим для практики газодобычи необходим метод эффективного удаления солей из гликоля. Наиболее целесообразным в условиях северных месторождений является технология высаливания ДЭГа ацетоном.

Лабораторным методом исследовалось влияние добавок ацетона на различные физико-химические свойства гликоля: радтворимость, плотность и вязкость при различных температурах (в рабочем диапазоне), а также седи-ментацнонные зависимости и влияние ацетона на вспенивание тликолей.

Наиболее важным для газопромысловой практики является влияние концентрации ацетона в гликоле на его пенообразующую способность. Зависимости. представленные на рис.5, 6, показывают, что высокие концентрации ацетона в регенерированном ДЭГе не оказывают существенного влияния на процесс пенообразования.

11роведенный комплекс исследований показывает, что применение ацетона для обессоливания ДЭГа является перспективным. Для реализации метода была разработана технологическая схема процесса высаливания. Произведен подбор оборудования и монтаж опытной установки на УКПГ-2 Медвежьего месторождения. Технологическая схема этой установки показана на рис.7, а результаты испытаний приведены в табл. 2. Положительные результаты испытаний установки обессоливания ДЭГа свидетельствуют о технологической и экономической эффективности процесса.

Рис.4. Зависимость точки росы от концентрации ЫаС1 в ДЭГе О - в динамическом режиме; X - компенсационным методом.

/д"

с, %

Рис. 5. Влияние температуры и концентрации ацетона на вспенивание гликоля (97 %)

$-0, °С ■ - 5, °С А-10, "С Х-15,°С Х-20, °С

16 14 12 10 8 6 4 2 О

5*ч

—Ъ-- I

--1

А.---

*-♦- -♦-- —-

— — -ч

С, %

8

10

Рис. 6. Влияние температуры и концентрации ацетона на вспенивание гликоля (99,3 %)

4-0, °С ■ - 5, °С А-Ю, °С Х-15, °С Х- 20, °С

О

ДЭГ очищен/пли

XI

Рис. 7. Установка очистки ДЭГа методом высаливания:

1 - емкость ДЭГа; 2,3,4 - насосы; 5 - блок-фильтры; 6 - испарите:'ь; 7 - емкость сбора ацетона; 8 - конденсатор

Таблица 2

РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ ИСПЫТАНИЙ ПРОЦЕССА ОБЕССОЛИВАНИЯ ДЭГа МЕТОДОМ ВЫСАЛИВАНИЯ

Подача, кг/ч Состав очищенного ДЭГа Рефлкжс Примечание

ДЭГ Ацетон ДЭГ,% Вода, % 1МаС1. г/л Плотность ацетона, г/см'1 Массовая доля ацетона. %

Исходного Очищенного Состав исходного гликоля:

250 800 84,19 15,81 7.46 0,807 0,793 99,8 ДЭГ - 83,07 % масс.

250 800 84.19 15,51 8,02 0,807 0,794 99.7 н20- 16.93 % масс.

550 1550 84,00 16,00 8,25 0,807 0,794 99,7 Соли -14,20 т/л

550 1550 83,64 16.36 9,75 0,807 0,795 99,6 рНисх-5,68; рНочлш -5.67

360 1100 86,61 13,39 10,46 0.807 0.794 99.7 сРисх. -1,201 г/см3

360 1100 84,49 15.51 8,02 0.807 0,795 99,6 сРочищ. - 1,120 г/смЗ

f9

Для обеспечения осушки природного газа в соответствии с требованиями ОСТ-5140-93 предложен также метод магнитной обработки гликолей. Установлено. что при обработке абсорбционная способность гликолей зависит от величины напряженности магнитного поля и времени нахождения в нем. Причем эта зависимость носиг экстремальный характер. Результаты этих экспериментальных исследований представлены на рис.8. Максимальный эффект при всех скоростях течения гликоля был получен при напряженности магнитного по;ш в 120 кАУм, но наибольший при скорости 2 м/с.

На основе произведенных исследований была разработана технологическая схема обработки ДЭГа магнитным полем. Промышленные испытания данного метода и технологической схемы проводились на месторождении Медвежье и показали хорошие результаты.

ВЫВОДЫ

На основе выполненной работы получены следующие основные результат ы:

1. Разработана эффективная технология удаления жидкости из скважин и шлейфов путем эжекгирования газа на УКПГ.

2. Разработана технология селективной изоляции интервала притока пластовых вод.

3. Разработана технология ускоренного освоения газовых скважин при наличии зоны проникновения жидкости глу шения.

4. Предложена и внедрена на месторождении Медвежье камера для изготовления и запуска саморазрушающегося поршня для очистки газосборных сетей.

5. Обоснован эффективный реагент для высаливания и удаления примесей из ДЭГа и область его применения.

Рис 8. Зависимость дополнительной депрессии точки росы от напряженности магнитного поля:

1 - при 2 м/с; 2 - при 1 м/с; 3 - при 3 м/с;

г/

6. Определено предельное содержание хлорида натрия в ДЭГе и изучено его влияние на» плагопоглотительную способность и коррозионную активность гликоля.

7. Определена напряженность магнитного поля (120 кА/'м), при которой достигается наибольшая водопоглотительная способность гликоля. Предложенный способ улучшения осушки газа реализован на установке магнитной обработки ДЭГа.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. A.C. № 1599419 СССР Состав аэрированной промывочной жидкости для ремонта скважин/ Ф.А.Гуссйнов, А.М.Расулов, P.M.Минигулов и др,-Зявл. 15.12.1987; опубл. в БИ, 1990, №38. - с. 109.

2. Месторождение Медвежье: режимная карта для подготовки газа на адсорбционных ГП/ В .Ф. Зайнуллин. Н.В. Михайлов, P.M. Минигулов и др. /7 Газовая промышленность, М. - 1990.- №11.- С. 49 - 50.

3. Патент 1804549 РФ. Способ изоляции притока пластовых вод/ P.M. Миншулов, А.И. Березняков, P.A. Сологуб и др. - Заявл. 16.04.1991;опубл. в БИ, 1993, № 11.-С. 217

4. Патент 2017941 РФ. Способ удаления жидкости из газовых скважин и шлейфов/ P.M. Миншулов, P.M. Шадрин. - Заявл. 19.11.1990; опубл. в БИ, 1994, №15,-С. 109.

5. Проблемы разработки месторождений н эксплуатации скважин в условиях водопескопроявления./ О.М. Ермилов, К.Л. Каприелов, P.M. Минигулов и др.// Обзорная информация, Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИЭГазпром, 1990.- 25 с.

6. К вопросу о коррозии и способах ее ослабления в линиях регенерации диэтиленгликоля на установках осушки газа./ Б.В. Киченко, Н.И. Пинчук, P.M. Минигулов и др.// Нефт. и газ. промышленность. Сер.: Защита от коррозии и охрана окружающей среды; М. - 1993 - №3,- С. 5- 11.

7. Дополнительные результаты коррозионного контроля в линии регенерации диэтиленгликоля на УКПГ-7 месторождения Медвежье./ Б.В. Киченко. И.Ii. Пинчук, P.M. Мипшумои и др.// Нефг. и газ. промышленность. Сер. : Защита от коррозии и охрана окружающей среды; М. - 1993 - №6.- С. 3 - 8.

8. A.C. 1740641 СССР, кл. Е21 В43/25 Способ освоения скважин./ P.M. Минигулов, А.И. Березняков, P.A. Сологуб и др.- Заявл. 11.03.1990; опубл. в Б.И. 1992, №22,- С. 115.

9. Вязкость растворов ДЭГа с добавками ацетона./Р.М. Минигулов, А.И. Щербак, В.П. Барабанов,'/ Газовая промышленность, - М. - 1993.-№4,-34 с.

10. Применение ацетона для уменьшения солесодержання в ДЭГе на месторождении Медвежье./ P.M. Минигулов, А.И. Щербак, В.П. Барабанов// М.: ВНИИЭГазпром, 1992, Реферативный сборник. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденеатных месторождений.- № 10,- С. 3 - 6.

П. A.C. 1502063 СССР Способ осушки газа-' М.М. Салатник, JI.A. Тодорова, P.M. Миншулов и др.- Заявл. в 19.05.1987; опубл. в БИ, 1989, №31.-С. 30.

12. Обессоливание растворов диэтиленгликоля методом высаливания./ P.M. Миншулов, А.И. Щербак/7 М.: ИРЦ Газпром, Обзорная информация, Сер.: Подготовка и переработка газа и газового конденсата, 1995.- 43 с.

13. Минигулов P.M. Опыт организации освоения и эксплуатации Харву-гинского участка ftusyprcKoro НГКМ в новых социально-экономических условиях.// Сб. научных трудов под ред. проф. Р.И. Вяхирева; - М.: Наука, 1997 .С. 123 -134.

14. A.C. 2015309 СССР Способ создания скважишюго фильтра/ P.M. Миншулов, Н.В. Михайлов, Г.В. Тимашсв и др.- Заявл. 15.04.1991; опубл. в БИ, 1994, № 12,-С. 105.

15. A.C. SU 1769994 AI Камера для изготовления и запуска очистного поршня в трубопровод. / P.M. Минигулов, Н.В.Михайлов, A.C. Чепцов и др.-Заявл. 17.12. 1990; опубл. в БИ, 1992, №39,-С. 29.

16. Минигулов P.M. Методы обеспечения устойчивости работы водо-

>>

пескопроявлягощих скважин.// ИРЦ «Газпром», №12, Научно-тс.т сб., сер. «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газокондснсатных месюрождений на суше и на шельфе», - М. - 1997 - С.43-47.

17. Минигулов P.M. Повышение устойчивости фундаментов и оснований газопромысловых сооружений Крайнего Севера методом пропитки грунта.// ИРЦ «Газпром», №12, Научно-техн. сб., сер. «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе», - М. - 1997 - С. 47 - 48.

18. Минигулов P.M. Проблемы стабилизации технологических режимов работы УКПГ на поздних стадиях разработки газовых месторождений Крайнего Севера // ИРЦ «Газпром», № 1, - научно-техн. сб., сер. « Газификация. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. Энергосбережение.», - М. - 1998 - с. 59 - 69.

Соискатель:

Мииигулов P.M.