Научные основы и технологии насосной эксплуатации малодебитных скважин в поздние периоды разработки нефтяных месторождений

Габдрахманов, Нурфаяз Хабибрахманович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Научные основы и технологии насосной эксплуатации малодебитных скважин в поздние периоды разработки нефтяных месторождений
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Научные основы и технологии насосной эксплуатации малодебитных скважин в поздние периоды разработки нефтяных месторождений"

На правах рукописи

ГАБДРАХМАНОВ НУРФАЯЗ ХАБИБРАХМАНОВИЧ

НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ И ТЕХНОЛОГИИ НАСОСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАЛОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН В ПОЗДНИЕ ПЕРИОДЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Уфа 2005

«Нефтегазодобывающее управление «Туймазанефть», г. Октябрьский

Научный консультант доктор технических наук, профессор

Уразаков Камил Рахматуллович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Сахаров Виктор Александрович

доктор технических наук, профессор Антипин Юрий Викторович

доктор технических наук, профессор Андреев Вадим Евгеньевич

Ведущее предприятие ЗАО «УфаНИПИнефть», г. Уфа

Защита диссертации состоится 9 июня 2005 г. в II00 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУЛ «ИПТЭР». Автореферат разослан 6 мая 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

кандидат технических наук -----ч— Л.П.Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

В настоящее время ряд крупнейших нефтяных месторождений Российской Федерации находится на поздних и заключительных стадиях разработки К таковым относятся месторождения Республик Башкортостан, Татарстан, Удмуртии, Куйбышевской, Пермской, Оренбургской областей, а также Западной Сибири. Несмотря на истощенность и выработанность промышленных запасов эти месторождения благодаря огромным начальным запасам и совер-шснстпопшнио технологий продолжают рпзрпбт ыппп.ся и остпппться экопо-мически рентабельными в регионах.

Открытие и ввод в промышленную разработку в начале 40-х годов XX века уникального по своим масштабам Туймазинского нефтяного месторождения ПОЗВОЛИЛО В ЗПЯЧИ1СЛМЮЙ С1СПСНИ раЗШПЬ И укрСИИЧЬ 10ПЛИВН0-экономический комплекс страны и накопить бесценный опыт освоения природных ресурсов подобного тина

И разные периоды разрпбожи месторождения починками и решались проблемы, связанные с осложнениями при добыче нефти На сегодняшний день эти осложнения связаны нреимущееinclino с предельно высоким обводнением пластовых жидкостей. В настоящее время около 45 % насосного фонда скважин эксплуатируется в интервале обводненности 80 98 %.

Предельно низкая пластовая энергия на поздней стадии разработки месторождения и высокая степень выработки запасов нефти являются причиной массового перевода добывающих скважин в категорию «малодебитных» -с дебитом менее 3 .. 5 м3/сутки Работа малодебитного фонда скважин при высокой обводненности жидкости отличается низкими показателями межремонтного периода и высокой себестоимостью нефти. Экономически это связано со значительными удельными затратами на эксплуатацию оборудования

при малых отборах нефти из скваж

К факторам, существенно осложняющим эксплуатацию, относится кривизна стволов скважин. Расположение насосов на наклонном участке ствола и его искривление способствуют возникновению радиальных сил прижатия плунжера к цилиндру, вьпеснсиию жидкости из зоны контакта и развитию сухого трения. Это приводит к задиру металла, катастрофическому износу пар трения и резкому увеличению утечек пластовой жидкости через зазор. Присутствие в высокообводненной жидкости взвешенных механических частиц, и, прежде всего, кварцевого песка, кратно ускоряет износ плунжерной пары, отказы насосов и уменьшает подачу установок скважинных штанговых насосов (УСШН).

То же самое можно сказать и о работе колонны штанг. Граничное трение инапговых муф| и самих ниапг о насосио-комнрсссорпыс фубы п наклонных и искривленных участках ствола скважины в условиях дефицита исфш и нрпсуюпшя носка и штеишоМ жидкое!и ш.мынпе! и «нос оборудопн-лия, увеличивает нагрузки и приводит к авариям

II мштдебишмч СК1ШЖ1ШИХ с шпкой обноднснпосн.ю'жсплуипщпи осложнена отложениями парафина в оборудовании Малая скоросп, потока при этом вызывает существенное охлаждение нефти в подъемном лифте и не обеспечивает срыва кристаллов парафина с поверхности металла, тем самым ускоряя образование отложений.

Малодебитные скважины составляют значительную часть фонда насосных скважин. Только в ОАО «АНК «Башнефгь» до 50 % скважин эксплуатируются с дебитом до 5 м3/сут. Ввиду многочисленности такого фонда вопросы его эксплуатации приобретают первостепенное значение с точки зрения технико-экономических показателей Необходимо отметить, что фонд малодебитных скважин постоянно увеличивается, поскольку по мере вступления месторождений в поздний период разработки в скважинах производится отключение высокопродуктивных обводнившихся пластов и осуществляется разбуривание низкопродуктивных участков залежей, ранее не охваченных выработкой

Отсутствие надежного насосного оборудования малой производительности, низкий коэффициент полезного действия установок, частые ремонты при непрерывной эксплуатации, простои скважин в ожидании ремонтов из-за перегруженности бригад подземного ремонта, высокая обводненность добываемой продукции вынуждают переводить указанные скважины на периодическую эксплуатацию, несмотря на возможные потери в добыче нефти.

Несмотря на то, что способ периодической добычи нефти давно известен, до сих пор четко не была определена область его рационального применения, не оценено влияние этого способа на межремонтный период работы скважин. В имеющихся руководящих документах и методиках указывалось лишь на то, что перевод скважин с непрерывной на периодическую эксплуатацию следует осуществлять на основе анализа большого числа геолого-технических факторов.

Для проектирования работы малодебитных скважин в высокообводленный период отсутствовали точные сведения о величине возникающих утечек в насосах, скорости износа и влиянии технологических факторов эксплуатации на отказы оборудования.

Исходя из того, что обводнение скважин является причиной описанных осложнений, потребовалась разработка новых технологий эксплуатации, уменьшающих поступление пластовых вод к забою скважин. Возникла необходимость разработки новых технических решений для обеспечения работоспособности УСШН, предупреждения образования асфальтосмолопарафино-вых отложений (АСПО) и решения ряда других задач.

Цель настоящей работы - повышение эффективности насосной эксплуатации малодебитных скважин в высокообводненный период разработки крупных нефтяных месторождений на базе исследований закономерностей изменения межремонтного периода работы механизированного фонда скважин, износа оборудования и гидродинамики откачки пластовых жидкостей насосами.

Для достижения поставленной цели сформулированы следующие основные задачи:

1 анализ состояния эксплуатации крупнейшего в России Туймазинско-го нефтяного месторождения в поздний период разработки, структуры и основных видов отказов насосного оборудования в малодебитных скважинах с высокообводненной нефтью, результатов бурения боковых стволов на «старом» фонде скважин;

2. исследование влияния геолого-технических и физических параметров, пространственных характеристик стволов, содержания абразивных частиц в пластовых жидкостях на межремонтный период работы скважин, а также коэффициент подачи УСШН и скорость износа плунжерных пар;

3. изучение гидравлических закономерностей течения двухфазных жидкостей через кольцевой зазор плунжерной пары насоса в лабораторных условиях, структуры и вязкости водонефтяной смеси, влияющих на потери производительности УСШН;

4. обоснование и разработка критериев перевода малодебитных скважин в периодический режим в высокообводненный период их эксплуатации, а также технико-экономический анализ параметров перевода в новый режим;

5. создание алгоритма и методики проектирования механизированной добычи нефти из малодебитных высокообводненных скважин в постоянном и периодическом режимах;

6. разработка технологий и технических средств для обеспечения эффективной эксплуатации насосного оборудования малодебитных скважин, фонда, осложненного парафиноотложением, а также для снижения объемов поступления в них попутно-добываемых пластовых вод

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач осуществлялось теоретическими, лабораторными и промысловыми исследованиями Лабораторные исследования про-

ведены на стендах, моделирующих работу штанговых насосов в скважинах Промысловые исследования проведены с помощью стандартной аппаратуры Статистические исследования проведены с использованием методов теории адаптации и обучения

На защиту выносятся:

- результаты статистического анализа и научные основы осложнений при эксплуатации нефтяных месторождений на поздних стадиях разработки, связанные с высокой обводненностью добываемой жидкости и приводящие к снижению добычи нефти и показателей надежности работы насосного оборудования;

- гидродииамичсскис закономерное!и ючения пмсокообподнснпоМ пефш через плунжерную пару насосов и эмпирические зависимости для расчета утечек и оборудовании;

- основные принципы и критерии перевода в периодический режим и основы простирошшми жеплуапщпи мллпдсГшшмч скнмжпп;

- технологии и технические средепш 'жеплушации малодеОишого фонда скважин для борьбы с отложениями парафина и снижения обводненности добываемой жидкости в завершающий период разработки месторождения.

Научная новизна

1. На основе статистического анализа получены регрессионные уравнения для расчета и прогнозирования межремонтного периода работы и подачи насосов в осложненных скважинах с высокой обводненностью нефти.

2. Установлена закономерность изменения скорости износа оборудования скважин во времени в условиях высокого содержания механических примесей в жидкости

3. Получена экспериментальная формула для расчета утечек жидкости через зазор плунжерной пары насоса и установлены закономерности течения через кольцевую щель водонефтяной смеси с различной концентрацией фаз.

4. Разработаны научно обоснованные критерии и принципиальные основы перевода малодебитных скважин в периодический режим эксплуатации, а также расчета технологического режима и физических параметров жидкостей в стволе скважины.

5. Разработан широкий комплекс способов снижения обводненности продукции добывающих скважин и обеспечения работоспособности насосного оборудования, основанные на применении различных растворителей и водоизолирующих составов, изменения конуса обводнения, а также установлены оптимальные условия их применения

Практическая ценность и реализация результатов

1. На примере крупнейшего в стране Туймазинского нефтяного месторождения выполнен аиализ его эксплуатации и структуры основных видов ремонтов, выявивший факторы, осложняющие эксплуатацию добывающих скважин на поздних стадиях разработки.

2. Разработаны методики прогноза межремонтного периода работы малодебитных скважин в периодическом режиме и коэффициента подачи, а также технологических режимов, плотности газоводонефтяной смеси и конструкции подземного оборудования.

3. Разработаны технологии снижения обводненности скважины посредством создания «обратного конуса» в призабойной зоне пласта, изоляции пластовых вод с применением тампонирующих материалов, а также регулирования проницаемости неоднородных коллекторов.

4 Разработаны технологии борьбы с парафиноотложением в малодебитных скважинах и технические средства для их реализации. Создана техно-

логия волнового воздействия на продуктивный пласт с целью увеличения притока нефти и снижения обводненности.

5 Выполнен анализ эффективности бурения боковых стволов (БС) добывающих скважин на поздней и завершающей стадиях разработки нефтяного месторождения. Разработаны технология и технические средства эксплуатации добывающих скважин с БС.

6. Разработан руководящий документ РД 39-00147275-038-98 «Технология ведения работ при ликвидации отложений в скважинах, оборудованных фонтанным лифтом, УЭЦН, УЭДН, УСШН с использованием комплекта промывочного оборудования скважин (КОПС)».

Экономический эффект о г внедрения разработ энных технологий за период с 1996 по 2003 год составил 44484,7 тыс руб.

Апробация работы. Основное содержание диссертационной работы докладывалось на заседаниях технических советов ОАО «АПК «Башнефть», ПГДУ «Туймазансфп.» и ученом оопс1с ПшпМИПИнефп. в периоде 1995 по 2003 гг, нпучно-прпктичсских конференциях, посвященных добыче, сбору, подготовке нефти и решению экологических проблем (г. Октябрьский, 1996 г., 1999 г., 2001 г. , 2002 г; г. Уфа, 1995 г., 1997 г, 1998 г., 2000 г, 2001 г, 2002 г, 2003 г), научно-практической конференции «60 лет девонской нефти» (г. Октябрьский, 2004 г.).

Публикации результатов и личный вклад автора

Основное содержание работы опубликовано в 48 научных трудах, в том

числе 3 монографиях, 20 патентах Российской Федерации

В рассматриваемых работах автору принадлежат постановка задач, их решение, анализ и обобщение результатов, полученных теоретическими, лабораторными, промысловыми исследованиями

Струю-ура и объем диссертации

Диссертация состоит из введения, 7 разделов, выводов и приложений Она содержит 250 страниц машинописного текста, включает 41 таблицу и 56 рисунков. Библиографический список использованной литературы включает 141 наименование.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснованы актуальность и цель диссертации. Сформулированы основные задачи исследования, научная и практическая ценность работы.

В первой главе диссертации на примере крупнейшего в стране Туйма-зинского месторождения показаны динамика изменения показателей разра-Goikii; ее основные стадии, различные индм осложнений в эксплуатации, связанные с постоянным ростом обводненности пластовой жидкости, бурением наклонно-направленных скважин (I II 1С) и iipoi ресснрующим переходом части фонда скважин в категорию малодебитных.

Оснопные показаюии физико-химических свойств не<|псй пластов Д1, ДН, ДШ и Д1У характеризуются средней плотностью после разгазирования 845...853 кг/м', вязкостью 10,5... 15,0 мПа-с, содержанием серы 1,1... 1,5 %, селикагелевых смол 8,1. .13,9 %, акцизных смол 32 . 35 %, асфальтенов 2,5...4,1 %и парафина 5,0...5,4 %. Пластовые воды представляют собой рассолы хлор-кальциевого типа с общей минерализацией в нижнем карбоне -250 мг/л, в девоне - 280 мг/л. Вода обладает высокой коррозийной активностью со скоростью коррозии металла в пределах 0,2...0,85 мм/год.

На рисунке 1 в качестве иллюстрации представлен график разработки месторождения, согласно которому можно выделить 3 ее основные стадии. В период с 1944 по 1954 гг. производилось интенсивное разбуривание и освоение месторождения, внедрение законтурного заводнения. Отбор жидкости достиг 10,4 млн м3, фонд добывающих скважин - 777 ед., а обводненность

1ЯЗ 1939 1ИЗ 1947 1931 1953 1935 1963 1967 1973 1У5 !9Ю 1987 1991 1993 199» ЗОЮ

1 - Добыча нефти, тыс г, 2 - Добыча аидхости, тыс - 3 - Зпш тыс. 4 - Обводненность, %; 5-Действующий фонд добывающих сшжвк; 6 - ^Алвуюпвй фонд нагнетательных скважин

Рисунок 1 - График разработки Туймазинского месторождения

добываемой продукции - 2,2 %. На второй стадии, с 1955 по 1967 гг., продолжает развиваться законтурное заводнение и в связи с выявившимся гидродинамическим сообщением между пластами Д1 и ДИ было начато внугрикон-турное заводнение В 1965 году была введена в разработку сводовая часть залежи Уровень добычи нефIи достиг 14,7 млн т, а обводненность -31 %

Третья, поздняя, стадия разработки с 1967 года характеризуется резким падением добычи нефти К этому моменту было отобрано уже 68 % начальных извлекаемых запасов нефти. Начался форсированный отбор жидкости из добывающих скважин и увеличились объемы закачки воды в нагнетательные скважины По объектам Д1 и ДП обводненность продукции достигла 95,9 %.

В настоящее время целесообразность форсированного отбора жидкости отпала, существенно уменьшились объемы закачки воды и отбора из добывающих скважин. Обводненность продукции в среднем снизилась до 86,4 %.

В таблице 1 приведены данные по распределению структуры добывающего фонда скважин месторождения по годам, добыче нефти и ее обводненности.

Из таблицы 1 видно характерное для большинства месторождений уменьшение доли фонтанных скважин и значительное увеличение доли скважин с УСШН с малым дебитом, особенно в период с 1995 года по настоящее время, при одновременном росте обводненности до 96 %. При этом доля добытой нефти установками СШН начиная с 1995 года начинает превышать долю УЭЦН.

На 01.01.2003 г. малодебитный фонд с дебитами до 5 мэ/сут. составил 526 скважин, 160 из которых эксплуатируются в периодическом режиме. Суточные отборы жидкости УСШН за последний год при периодическом режиме составили 1,42 м1/сут. В таблице 2 приведены осредненные данные удельной частоты ремонтов скважин, при которых была произведена замена изношенных насосов в анализируемый период - с 1995 по 2003 гг.

Анализ частоты ремонтов по смене насосов показывает их существен-

Таблица 1 - Данные по распределению структуры добывающего фонда

скважин месторождения по годам, добыче нефти и ее обводненности

Годы Фонд скважин, % Добыча нефти, % Суточный дебит, т Обводненность, %

Фон- УЭЦН ШГН Фон- УЭЦН ШГН Фон- УЭЦН ШГН Фон- УЭЦН ШГН

тан- тан- тан- тан

ный ный ный ный

1944 100 - - 100 - - 6,44 - - 3 - -

1945 100 - - 100 - - 25,6 - - 0,5 - -

1946 97,4 - 2,6 99,9 - 0,1 51,9 - 2,1 0,5 - 8

1947 96,2 - 3,8 99,8 - 0,2 56,8 - 2,7 0,4 - 10

1948 80,7 0,9 18,4 96 0,7 3,3 63,9 60,1 9,4 0,3 8 10

1949 84,2 2,2 13,6 93,3 2 4,7 51,7 42,3 16,1 0,5 8 9

1950 76,9 1,9 21,2 92,9 1,6 5,5 50,2 37,2 10,8 0,6 7 10

1955 33,2 16,9 49,9 65,6 16 18,4 41,3 19,8 7,7 3,5 6 18

1960 37,6 14,6 47,6 64,9 18,3 16,8 61,6 56,1 17,4 12 24 35

1965 15,7 35,3 49 38,3 49,6 12,1 95,3 96,2 16,1 30 47 64

1970 7,2 41,1 51,7 5,5 78,2 16,3 92,4 158,8 14,5 89 80 60

1975 0,1 48,8 51,7 0,1 81,3 18,6 58 179,4 10,7 97 91 65

1980 - 55,8 44,4 - 82,7 17,3 - 177,7 7,8 - 94 64

1985 - 54,6 45,4 - 81,1 18,9 - 186,4 5,8 - 96 69

1990 - 54,3 45,7 - 82 18 - 193,2 4,4 - 97 61

1995 0,5 24,6 74,9 0,2 49,7 50,2 1,3 119,8 3,9 15 96 61

2000 0,1 24,5 75,4 0,1 48,2 51,8 0,5 122,7 3,9 1 95 61

2001 0,3 22,8 76,9 0,07 42,5 57,5 0,7 97,8 3,9 14 96 61

2002 0,1 21,2 76,1 0,03 36,7 63,3 0,6 88,9 3,7 33 96 59

2003 0,1 18,9 78,6 0,03 34,2 65,8 0,5 77,4 3,8 40 96 61

Таблица 2 - Осредненные данные удельной частоты ремонтов скважин

Обвод-нен- носгь, % Условно-вертикальные скважнны с дебитами, м3/сут Наклонно-направле с дебитами нные скважины м3/сут

0 .. 2,5 2,5 5,0 5,0 . 7,5 7,5 10,0 свыше 10,0 0 2,5 2,5 5,0 5,0 7,5 7,5 . 10,0 свыше 10,0

0-10 0,12 0,11 0,18 0,26 0,30 0,20 0,18 0,22 0,41 0,47

10-20 0,09 0,15 0,17 0,20 0,38 0,20 0,19 0,31 0,07 0,51

20-30 0,14 0,14 0,22 0,18 0,26 0,19 0,27 0,19 0,27 0,46

' 30-40 0,20 0,16 0,28 0,28 0,34 0,30 0,23 0,27 0,24 0,60

40-50 0,17 0,20 0,24 0,33 0,39 0,28 0,22 0,31 0,38 0,70

50-60 0,22 0,18 0,31 0,29 0,60 0,09 0,38 0,08 0,27 0,40

60-70 0,26 0,19 0,32 0,38 0,49 0,31 0,45 0,52 0,92 0,82

70-80 0,25 0,34 0,40 0,44 0,51 0,33 0,23 0,90 0,70 0,98

80-90 0,30 0,40 0,35 0,55 0,69 0,41 0,39 0,78 1,26 1,30

90-100 0,35 0,30 0,48 0,59 0,76 0,48 0,47 0,89 0,95 1,25

ное увеличение в наклонно-направленых скважинах, обусловленное работой насосов в искривленных участках стволов. Существенное ускорение износа насосов наблюдается в скважинах с обводненностью 80... 100 %. Увеличение дебитов скважин ускоряет износ насосов, главным образом за счет роста скорости движения плунжеров

Необходимость замены насосов обусловлена износом плунжерных пар, из-за которого теряется от 10 до 35 % подачи. На поверхностях плунжеров видны углубленные линии, образованные попавшим в зазор твердым абразивом.

Другие виды подземного ремонта скважин (ПРС) связаны с пропаркой насосно-компрсссорных труб (НКТ) от смолопарафиновых отложений, промывкой забоев скважин и др.

Таким образом, трение и износ насосного оборудования в малодебит-ных скважинах с повышенной кривизной и дефицитом смазывающего вещества - нефти - становятся основными причинами аварий в поздний период разработки месторождения. Из-за высокого содержания парафина в нефти борьба с его отложением в НКТ продолжает оставаться актуальной. Мероприятия, направленные на снижение обводненности продукции, приобретают первостепенное значение.

К наиболее прогрессивным технологиям снижения обводненности на месторождении следует отнести бурение боковых стволов на старом фонде обводненных скважин. Отклонение БС от водонасыщеной зоны пласта и изменение фильтрационных потоков, с одной стороны, позволяют в ряде случаев кратно увеличить отбор нефти и существенно, на 8... 10 %, уменьшить обводненность продукции. В целом, по фонду скважин с боковыми стволами обводненность в среднем составляет 87 %, а накопленная добыча нефти за период с 1996 по 2003 гг. составила 513,5 тыс. т.

На месторождении в разные годы прошли апробацию различные технологии изоляции водопритока, обработки призабойной зоны пласта

(ПЗП), позволяющие снижать обводненность пластовой жидкости Наилучшей на сегодняшний день является технология предупреждения образования «конуса воды» созданием обратного «конуса нефти» ниже зеркала водонефтяного контакта.

Во второй главе диссертации выполнен регрессионный анализ влияния различных факторов на отказы оборудования скважин в широком диапазоне изменения технологических параметров откачки, обводненности жидкости, искривления стволов скважин и содержания механических примесей в продукции. Совокупность этих факторов создает условия для отказов насосного оборудования, и регрессионное уравнение позволяет прогнозировать эти отказы и принимай, решения, пшфшшснпмс ни их снижение. И риеемнфивисмую совокупность были введены факторы (признаки X,), приведенные в таблице 3.

Таблица 3 - Параметры эксплуатации скважин

Обо- Предел

значе- Параметр изменения

ние параметра

XI Диаметр насоса, мм 28...44

Х2 Глубина спуска насоса, м 750. 1564

Хз Длина хода, м 0,9.. 3,5

Х4 Число качаний, 1/мин 1,9. .6,5

Хз Теоретическая подача, м'/сут 1,5 59

Хб Дебит жидкости текущий, м'/сут 0,6 48

х7 Дебит жидкости начальный, м'/сут 2 . 140

X» Обводненность начальная, % 3 .48

Х9 Дебит жидкости конечный, м'/сут 0,6 .21

*10 Обводненность конечная, % 10 99

XII Время откачки в сутки, ч 3 .24

Х12 Зенитный угол выше насоса, гр 0,05. 1,45

X» Зенитный угол ниже насоса, гр 0,45. 1,55

Хм Азимутный угол выше насоса, гр 15...320

Х15 Азимутный угол ниже насоса, гр 30. 350

х]6 Шаг инклинограммы, м 5 .50

Х17 Группа посадки, б/р 1 . 3

Хц Динамический уровень начальный, м 4 .506

Х19 Давление газа в затрубном пространстве начальное, 101 МПа 0.. 30

Х20 Динамический уровень конечный, м 700 1500

Х21 Среднее за период содержание мехпримесей, мг/л 1 . 589

В кпчестс функции о i клика и регрессионном аппли ю рпссмпфипплись межремонтаый период (МРП) и коэффициент подачи насосных установок (Кпод)- В целях исключения корреляционной связи между факторами в анализе был использован метод главных компонент, представляющих собой линейные комбинации исходных параметров На основе обработки было выделено девять главных компонент Ъ\, la, Z3...Z9, обладающих 75 % совокупного веса Уравнения регрессии для расчетов МРП и К„од имеют вид

МРП= -439,220 - 0,414 z, 3,917 z2- 1,131 z3 + 0,029 z4 - 1,197 z¡ - 0,499 z6 --3,121 n + 0,811 zs -0,003 z9, cyr; (1)

Кш 0,6730 i 0,0012 Z, 0,0021 z, 0,0010 z, \ 0,0007z4 0,0041 z, 0,000Hz/, -0,0009 z7 1 0,0006 z„ - 0,0015 и, ДОЛ сд (2)

Наиболее тесная связь МРП установлена с восьмой главной компонентой Zg (рисунок 2), представляющей собой линейную комбинацию:

Zg~ 0,127 х, + 0,109 х2 + 0,126 х3 + 0,186 х4 + 0,268 х, + 0,209 хб » +0,401 х7 - 0,019 xs + 0,401 х9 + 0,181 х,0 - 0,092 х„ + 0,399 х,2 +0,420 х,} + +0,168 х,4 + 0,147 x,s-0,243 х,6 - 0,038 х,7 + 0,048 х18-0,041 х,9 + 0,028 х20 + + 0,048х21

(3)

Согласно рисунку 2 и формуле (3) МРП скважин существенно снижается с ростом глубины спуска насоса, обводненности и содержания мехприме-сей в добываемой продукции. Поэтому для расчета МРП достаточно воспользоваться выражением:

МРП 7201 l,55Zs,cyr. (4)

Прогнозируемый для Туймазинского месторождения МРП имеет доверительный интервал + 8 % с мерой надежности 0,9

Для уточнения влияния наклона ствола скважины на межремонтный период фонд скважин с УСШН был подразделен на 5 групп с зенитными углами 0...20; 20.. .25; 25...30; 30...35; и более 35 град. По этим группам были сделаны выборки только ремонтов, связанных с заменой насосов и ликвидацией обрывов штанг. В рассматриваемые группы вошли скважины без подразделения по дебитам, обводненности и т.д Удельная частота ПРС по смене насосов

составила по группам 1,2; 2; 2,3; 3,5 и 4 соответственно. После ликвидации обрывов штанг эти показатели составили 1,6; 2; 3; 3,5; 4,1. Представленные цифры свидетельствуют о существенном росте аварийности с увеличением угла наклона ствола скважины более 20 град. Следует отметать, что количество скважин 2,3,4 групп составляет небольшую часть от 1-ой.

Для установления закономерности износа насосов был проанализирован фонд из 29 высокообводненных скважин с УСШН Туймазинского месторож-

Рисунок 2 - Зависимость МРП от восьмой главной компоненты

дения, эксплуатация которых не была осложнена другими видами. На рисунке 3 показана зависимость относительного снижения подачи насосов от периода эксплуатации ((2Т - текущей дебит; С?0 - начальный дебит). Кривая с погрешностью + 8,0 % описывается формулой:

1=НГ

где 53- период полного снижения С?т до нулевого значения, мес.; Т - текущей период, мес.

Из рисунка 3 также видно, что скорость износа насосов в некоторых скважинах существенно выше основной группы (скв. №№ 142,1101).

Скважина 2719 в зоне подвески насоса имеет кривизну 19 град, на 50 м, что явилось причиной столь значительного износа оборудования

В третьей главе диссертации приведены результаты гидродинамических исследований движения обводнённой нефти через зазор плунжерной пары штангового насоса.

Рисунок 3 - Зависимость Q JQo от периода эксплуатации

Для расчёта утечек жидкости через зазор плунжерной пары, возрастающих по мере износа насоса и существенно уменьшающих его подачу, в работе приводится известное решение дифференциального уравнения течения вязкой жидкости в концентрической трубе с подвижным внутренним цилиндром без учёта инерционного члена.

Для расчёта количества утечек жидкости через плунжерную пару A.M. Пирвердяном была получена упрощённая формула на основе аппроксимации кольцевого сечения узкой щелью шириной, равной кольцевому просвету, и длиной, соответствующей длине окружности цилиндра насоса.

В задачи исследований входила экспериментальная оценка точности этих формул на лабораторном стенде с натурными образцами плунжерных пар. Лабораторный стенд позволял изменять угол "а " наклона оси насоса от О до 90° и обводнённость нефти Наклон оси насоса характеризовал эксцентриситет осей цилиндра и плунжера, поскольку устанавливать его в экспериментах с подвижными частями и реальными зазорами практически невозможно Величина "ст" изменялась, таким образом, от 0 при вертикальном расположении до 1 - при горизонтальном. Стенд позволял также замерять силу трения, вязкость и обводненность эмульсии на входе и выходе из зазора.

На рисунке 4 показана схема лабораторного стенда. Установка состоит из модели глубинного насоса, механизма возвратно-поступательною движения и системы, обеспечивающей циркуляцию жидкости В качестве модели насоса 1 использовались серийные вставные насосы НСВ1-32 с укороченными цилиндрами, длиной хода 56 см и числом качаний 6 мин"1. 11асосы с помощью хомутов укреплялись на подвижной раме 2, конструкция которой позволяет устанавливать его под различным углом наклона.

Механизм возвратно-поступательного движения состоит из электродвигателя 3, редуктора 4 и цепной передачи 5. Для фиксирования нагрузок, возникающих в плунжерной паре при работе насоса, на полированном штоке устанавливается датчик 6, результаты показаний которого передавались на компьютер 7. Система циркуляции состоит из напорной емкости 8, давление в которой создавалось за счет подачи инертного газа (азот, гелий), заключенного в баллон 9. Емкость была соединена с выкидом насоса, и в процессе проведения лабораторных исследований использовалась для создания протаводав-

ления перекачиваемой жидкости Прием насоса был оборудован гибкой линией 10 для подачи жидкости из емкости 11, в которую предварительно заливалась нефтяная эмульсия Для количественной оценки объема утечек и процентного состава воды и нефти в цилиндре насосов просверлены по четыре отверстия 12, через которые отбирались пробы жидкости Во время прове-

Рисунок 4 - Схема лабораторного стенда

дения опытов за определенный промежуток времени замерялся объем утечек в плунжерной паре и определялась их обводненность в зависимости от изменения давления на выкиде насоса, обводненности перекачиваемой жидкости и изменения угла наклона насоса от вертикали (15, 45 и 60°) Приготовление эмульсий с различной концентрацией в опытах осуществлялось раздельной подачей нефти и воды из емкостей, снабженных боковыми стеклянными трубками для замера расходов, и смешением обеих фаз в трубопроводе. В ряде случаев в качестве перекачиваемых жидкостей использовались эмульсии, отбираемые из устьев скважин.

Замер вязкости исходных жидкостей производился вискозиметром Геп-цлерп. 13 эксперименте тикже мроижодился чпмер пяжоети жидкостей, отбираемых из зазоров плунжерных пар через отверстия в цилиндрах насосов.

Кроме того, производились замеры расхода утечек жидкости через плунжерную пару и определение ее обводненности.

В области над плунжером создавалось противодавление 1,0; 2,0 и 3,0 МПа путем сообщения г ерметичной емкости с жидкостью и приема с баллоном инергного пгш-юлия или nioin И -жепернмепшх использовались насосы с зазорами в плунжерной паре 0,025; 0,040; 0,050 и 0,070 мм.

На штоке плунжера было смонтировано устройство для замера усилий трения, включающее датчик усилия, сигнал от которого подавался в компьютер и обрабатывался по специальной программе с построением ди-намограммы.

Подготовленная жидкость подавалась на прием насоса и откачивалась в линию. При этом производились все виды замеров, отмеченные выше Устойчивое среднее значение параметров подсчитывалось по нескольким (не менее 3) замерам. Компьютерная программа позволяла получить устойчивые значения сил трения на каждом режиме по 10 динамограммам.

Зависимость отношения фактического расхода жидкости через щель к расходу, определенному по формуле А.М Пирвердяна, от соотношения диаметров

плунжер:) ii цилиндр:! показана па рисунке 5 Дли исследованных днпилчопоп ич-менения числа «т» зависимость на рисунке 5 аналогична и для других углов наклона оси насоса к вертикали Эта зависимость описывается формулой

qVqT=2--?- • (6)

м 9,52/и - 8 52 w

где q*K - фактический расход через зазор плунжерной пары;

qT - расход, рассчитанный по формуле A.M. Пирвердяна;

m =Дпл/Дц (Дпл, Дц - соответственно диаметры плунжера и цилиндра).

1,1 1,05 1

ф/

0,95 0,9

0,995 0,996 0,997 0,998 0,999 1

m *

Рисунок 5 - Зависимость q* /qT от соотношения «т» для диаметров плунжера 43,94; 43,91 и 43,85 мм при а, = 0,5

Формула для расчёта утечек жидкости через зазор плунжерной пары, отличающаяся от известной формулы A.M. Пирвердяна множителем (6), имеет вид:

- | О 1 - ВС фть да

___2 ■---- / __-А 1 '

„ - п (1 + —а2)(2

J_ч^'Н

-0,625v0S ,

(7)

где а - угол наклона оси насоса в дол ед;

S- ширина щели плунжерной пары;

II - перепад давления,

v - кинематическая вязкость;

1 - длина плунжера;

v0 - мгновенная скорость плунжера

Формула (7) с погрешностью 4,3 % получена на жидкостях известной вязкости (нефти и воде). В экспериментах также показана возможность только ламинарной формы течения жидкости в щели плунжерной пары, подтвержденная линейной зависимостью перепада давления от расхода в щели, полученной при течении воды в щели с максимальным зазором 0,07 мм. В экспериментах также показапа независимость силы трения плунжера о цилиндр от угла расположения оси насоса к вертикали.

В экспериментах с обводненной нефтью установлены следующие закономерности.

Поступление эмульсии в зазор трущейся пары происходит в условиях сужения потока, деформации линий тока и увеличения скорости. Поэтому капля дисперсной фазы из-за сужения потока при соизмеримых размерах испытывает сопротивление на входе в щель и определенную деформацию. На каплю воздействует сила, направленная противоположно течению жидкостей. Если величина этой силы превысит стоксовскую силу сопротивления движению капли в сплошной среде, капля может изменить траекторию и быть отброшенной в сторону.

Описанный эффект приводит к уменьшению концентрации внутренней фазы в зазоре в сравнении с исходной величиной ">10 справедливо как для прямых, так и обратных типов эмульсий. С уменьшением диаметра эмульгированных капель вероятность их попадания в зазор увеличивается.

Эксперименты, выполненные на стенде при различных исходных значениях обводненности и дисперсности капель, позволили получить зависимости обводненности в зазоре от исходной обводненности нефти.

В области малой обводненности (рисунок 6) на приеме, обводненность нефти в зазоре (кривая 2) на 30...40 % снижается по сравнению с исходной.

Так, при обводненности нефти на приеме 28 % обводненность нефти в зазоре в зависимости от угла наклона составляет от 10 до 20 %. Очевидно, такой факт связан с большей проницаемостью зазора для нефти, чем для окклюдированной водной фазы.

100

£ £ 1

в 50

V В

и в а «о О

2 / ] — Л /

¡У / я

100

Обводненность неф!и на приеме насоса, % • -0 град, а -15 град, о -45 град.

Рисунок 6 - Зависимость обводненности нефти в зазоре

плунжерной пары от обводненности откачиваемой нефти при различных углах наклона насоса

При высокой обводненности картина обратная. Внешней фазой уже становится вода, и для отдельных глобул нефти возможность попадания в узкий зазор уменьшается. Так, при исходной обводненности более 68 % обводненность нефти в зазоре уже превышает 85 %. При обводненности нефти на

приеме порядка 92 94 % в зазоре плунжерной пары практически присутствует одна вода.

Таким образом, при попадании двухфазной жидкости в зазор происходит увеличение объемного содержания той фазы, которая на входе в зазор представлена сплошной средой. Это значит, что при достаточно высокой обводненности пластовой жидкости существуют условия полного обводнения жидкости в зазоре и наступление быстрого износа поверхностей плунжера и цилиндра из-за дефицита смазывающего вещества. Кривые 1,2 и 3 получены соответственно при средних диаметрах капель воды в нефти 90, 75 и 40 мкм (до обводненности порядка 65 %). Видно, что в пределе при очень малых размерах капель кривые переходят в прямую, расположенную под углом 45° Точное значение дисперсности прямы* эмульсий «ггефть-водл» при обводненности более 65 % оценить не удалось из-за быстрого расслоения эмульсий 11еоГ>ходнмо ш мсти п., чн> лсш.ю чист upimi.ix не моторики мрниые, I с кривые асимметричны относительно диагонали Каждая кривая получена при исимпшиях насоса I1CHI-32 с числом ходок (> мин', мефш с пя(КОСIМО 12,8 м1 lax и 1шш11осп>1о 859 ki /м1 Чнчор и плунжерной паре составлял 0,07 мм Попав в зазор плунжерной пары, капля движется в поле сдвиговых деформаций, вытягиваясь и разрываясь на более мелкие.

Экспериментами установлены рост вязкости эмульсии в зазоре насоса при малой исходной обводненности и снижение вязкости при высокой обводненности. Так, при исходной обводненности 28 % вязкость эмульсии составляла 40 мПа с. Значения вязкости эмульсий, отобранных из зазора плунжерной пары, составили в зависимости от перепада давления от 140 до 290 мПа с.

Это свидетельствует о дополнительном диспергировании капель водной фазы, не контактирующих друг с другом в слабоконцентрированной эмульсии. Напротив, в высококонцентрированной эмульсии сдвиговые напряжения, действующие на контактирующие капли при малых скоростях, приводят к их коа-лесценсии, укрупнению и снижению вязкости на выходе из зазора. Так, в

68 %-иой эмульсии исходное значение вязкости на входе в насос составило 136,5 мПа с. На выходе из зазора плунжерной пары вязкость жидкости уже составила ог 4,9 до 14,9 мПа с. Такой эффект возможен в условиях, когда эмульсия еще не стабилизирована природными эмульгаторами, и капли не имеют достаточно прочных бронирующих оболочек.

На рисунке 7 в полулогарифмических координатах представлены зависимости вязкости эмульсий от обводненности девонской нефти на входе в зазор плунжерной пары (1) и на выходе (2), полученные в лабораторных условиях на описанном стенде.

103

102

Мэ

мПа-с

10'

о 0,25 0,5 0,75 1

В-►

Рисунок 7 - Зависимость вязкости эмульсии от обводненности на входе (1) и выходе (2) из кольцевой щели

Для практических расчетов вязкости в щели очевидно рассмотрение осредненного ее значения. Среднее значение эффективной вязкости эмульсии в щели можно использовать для расчета утечек жидкости в насосе по формуле (7).

/ / / 1 ^ 2

/ / \ /

В че!верти глппс приводя¡ся кршерии перевода малодебтных скважин в периодический режим эксплуатации Разработаны принципиальные основы перевода скважин на базе графо-аналтичсского определения минимальной себестоимости добычи нефти в зависимости от теоретического дебита скважины (рисунок 8)

В области очень малых дебитов непрерывный режим работы насоса сопровождается понижением динамического уровня до приема насоса прорывом газа В случае, если применять насос с предельно низкой скоростью откачки, утечки жидкости через плунжерную пару станут по объему сопоставимы с теоретической производительностью, и установка прекратит подачу Поэтому себестоимость непрерывного режима зкенлушации УСНИ1, в целом, будет высокой. Напротив, себестоимость периодического режима будет низкой благодаря отключению установки в период достаточно длительного накопления жидкости в скважине.

Иная картина будет наблюдаться в области больших дебитов. Себестоимость периодического режима будет высока из-за непроизводительных потерь при простое скважины Непрерывный же режим будет все более снижать себестоимость благодаря уменьшению доли утечек в общем объеме отбираемой жидкости и некоторому снижению удельного расхода электроэнергии на единицу добываемой жидкости

Точка пересечения кривых 1 и 2 на рисунке 8 является границей перехода с периодического режима эксплуатации скважины на постоянный Граница перехода будет зависеть от технологических параметров УСШН, обводненности, вязкости нефти и др. В пределах одного месторождения флуктуа-

ции границы перехода, в целом, будут невелики

В этой же главе приводятся методики прогноза МРП скважин, работающих в периодическом режиме, и коэффициентов продуктивности без проведения гидродинамических исследований скважины

Обводненность 15%

ПФР

1 2 3 4 5 6 7 « Д«6*г(0Х*ут 1 - 2 • шршяапкпв дш

Обводненность 70%

ПФР

Дйяг«5Х1*у*

1 - янф«ртаа|Ер«жпц 2 - траояпкпЗрчшк

Обводненность 30%

ПФР

Обводненность 95%

123456789 10 1 - тащжрятжк рдио^ 2 - таряодмкжй ронж

ПФР

Рисунок 8 - Кривые изменения себестоимости добычи нефти от дебита скважины при непрерывном (1) и периодическом (2) режимах работы и различных обводненностях нефти

На основе опыта периодической эксплуатации предложена зависимость для расчета МРП:

МРП = 4371 / Т^ (сут), (8)

где Тт - период откачки жидкости

Прогнозирование коэффициента продуктивности достигается численным решением уравнения притока жидкости в скважину по двум замерам динамического уровня жидкости в период его восстановления

Система интегро-дифференциальных уравнений имеет вид'

dV(t) = K„pAP(t)dt

(?)

ЦО

то\рж{1) &-eos(«(/))• di,

Аслгл

'-'"-'-I Ш-*

где dV(t) - объем жидкое!и за время di в momciii времени I, м1; К„р - коэффициент продуктивности скважины, м^Пас), P(t) - депрессия на пласт в момент времени I, Па Система уравнений (9) решается численно относительно Кпр. Для расчетов периода накопления жидкости получено выражение изменяющегося во времени притока жидкости в скважину:

V = к - 0,1 • rCMK(h - h.)]e

(10)

где 1наК - время накопления.

Экспоненциальный закон восстановления уровня жидкости в скважине имеет вид:

h = lu +

ЮР.

Чг ,

oí)

Для расчета периода откачки жидкости с учетом изменения коэффициента подачи получена зависимость:

ом

г_ •' <=» V ____(12)

где д. = /С,, (Рпп-0,1 УаМ*).

В этой же главе приводятся формулы для расчета физических параметров жидкости в стволе скважииьг плотность газонефтяной смеси, плотность нефти с растворенным газом. Эти параметры используются в технологических расчетах периодического режима эксплуатации.

В пятой главе диссертации разработаны основы проектирования насосной эксплуатации малодебитных скважин. В основу проектирования насосной эксплуатации заложен принцип достижения максимального отбора нефти из скважины при сохранении экономически достаточной надёжности работы оборудования. При этом необходимо рассматривать условия совместной работы "пласт-насос-лифт":

Г Отс=/{Н„А,Ог,п)

1 ат=к{рпЛ-рзаб) -

где Нн- глубина подвески насоса по вертикали, м;

А1 - удлинение ствола скважины в точке подвески насоса, м;

От - теоретическая подача насоса, м3/сут;

7 - коэффициент подачи насоса;

К - коэффициент продуктивности скважины, м3/(МПасут);

Рт - пластовое давление, МПа;

Ртб - забойное давление, МПа.

Система (13) решается численно с расчётом на каждом шаге итерации забойного давления и дебита жидкости. При рассмотрении вариантов выбирается тот, при котором достигается максимальный дебит скважины. Ограничениями при выборе являются минимально допустимое забойное давление, до-

пустимые величины искривления ствола в зоне подвески насоса и зенитного угла наклона. Далее по эмпирическим формулам определяют коэффициент подачи.

Оптимальный дебит скважины рассчитывается:

0«=к(Р1П- Р„,-Р„р), (14)

где Рш - давление на забой от столба жидкости ниже приема насоса.

При выборе типа штангового насоса учитываются свойства откачиваемой жидкости, наличие в ней газа и песка, предполагаемого дебита скважины, а также требуемой глубины подвески насоса.

Насосы группы посадки 0 и 1 применяются для откачки маловязкой нефти при глубине спуска свыше 1200 м в скважинах с повышенными устьевыми давлениями; насосы группы посадки 2 - для откачки жидкости малой вязкости с глубины до 1200 м и со средней температурой; группы посадки 3 -для откачки высоковязкой жидкости или с высокой температурой, а также с повышенным содержанием парафина, солей и песка.

Конструкция штанговой колонны выбирается из условия:

<*пРФ].

Для определения приведенных напряжений в колонне используется формула, наилучшим образом соответствующая действительности:

<г„Р=<га+0Л<ГсР, (15)

где Опр - приведенное напряжение в верхней штанге, Н/мм2; ' оа - амплитуда напряжений в теле штанги за цикл нагружения, Н/мм2;

аср - среднее значение напряжения в теле штанги за цикл нагружения, Н/мм2.

В отдельных случаях напряжения от изгиба превышают напряжения от осевых усилий. Поэтому расчет и конструирование штанговых колонн по из-

вестным методикам, без учета напряжений от изгиба, приводят к возрастанию числа обрывов штанг в ННС. Как правило, место обрыва штанг совпадает с интервалом сверхнормативной кривизны.

Проведенный анализ показал, что в местах обрыва приведенные напряжения, рассчитанные по осевым усилиям, укладываются в допустимые пределы, а напряжения, рассчитанные с учетом напряжения от изгиба, уже превышают допустимые приведенные напряжения в материале штанг.

Поэтому учет напряжений от изгиба в ННС при конструировании штанговой колонны приобретает особую актуальность.

Суммарное напряжение в штанговой колонне определяется на основании следующих соотношений:

Оцшх, о1ШП - соответственно максимальное и минимальное напряжение от осевых нагрузок, Н/мм2.

Напряжения изгиба в штанговой колонне появляются по двум причинам:

1) пространственное искривление ствола скважины;

2) продольный изгиб колонны штанг при ходе вниз. Напряжение изгиба рассчитывается на основании следующих формул:

°nm ~ °max ° max И — , (16)

где сг,шх - напряжение о г изгиба, рассчикшнос ири ходе штнг uucpx, II/мм2;

- напряжение от изгиба, рассчитанное при ходе штанг вниз, Н/мм2;

max

ни

(17)

где Е - модуль Юнга стали, Н/м ;

Я - радиус искривления оси ствола скважины, м.

и=>_г^к ^ = (18)

а = ]---• 09)

Значение Ь определяется по формуле:

, 6-П-и . На 2-Т

Ь--5— + 4-05111 — +--(20)

г 2 г

В диссертации приводятся также методика расчёта насосно-компрессорных труб и описание программы проектирования.

В шестой главе диссертации описываются созданные технологии снижения обводненности пластовых жидкостей на поздней стадии разработки месторождения.

В девонских пластах с песчано-алевролитовыми породами остаточная нефть приурочена к ухудшенной по коллекторским свойствам кровельной части. Извлечение этой остаточной нефти сопровождается добычей большого количества попутной воды.

Во многих скважинах появляются подошвенные воды при отметках нижних перфорационных отверстий значительно выше текущего водонефтя-ного контакта.

Поэтому коэффициент нефтеотдачи можно существенно увеличить в случае извлечения остаточной прикровельной нефти из пласта. Кровельная часть песчаных пластов имеет ухудшенные коллекторские свойства, и в при-скважинной зоне происходит образование конуса воды.

Применение физико-химических методов увеличения нефтеотдачи с целью воздействия на остаточную нефть, сосредоточенную в прикровельной части пласта девонских горизонтов, не привело к существенному изменению результатов. Это объясняется, прежде всего, степенью выработки извлекаемых запасов (около 95 %) и промытостью

бъем поро-

ВИМИОТЕКА N М мг

—

noto пространства нсфтенасыщепных пород lumcia Д! Туймазипског о мссю-рождения составляет около 501 млн м3, а закачка в пласт воды с начала разработки составляет 1095 млн м\

Сущность этого метода основана на создании нефтеводонасыщенной зоны в прискважинной зоне пласта ниже зеркала водонефтяного контакта, которая препятствует прорыву подошвенной воды и соответственно позволяет отобрать значительно больший объем нефти (рисунок 9).

Сначала перфорируют обсадную колонну ниже ВНК, проводят форсированную откачку воды с максимальной депрессией на пласт (которая зависит от продуктивности пласта) для создания нефтеводонасыщенной зоны. Затем изолируют перфорированный интервал в обсадной колонне напротив водопа-сыщенной части пласта, перфорируют нефтенасыщенную часть пласта выше ВНК. Отбор продукции ведут с минимальной депрессией на пласт Проводят закачку воды через нагнетательные скважины и переносят фронт нагнетания воды из одного ряда скважин в другой.

По скважине, вводимой в эксплуатацию из бурения или возвратом на выше- или нижележащие горизонты, проводят комплекс геофизических исследований для выяснения остаточной нефтенасыщенности и положения ВНК Форсированную откачку проводят стандартным оборудованием, например электроцентробежным насосом, с максимальной депрессией на пласт (например, для Туймазинского нефтяного месторождения пласт Д1, забойное давление не ниже 60 % от давления насыщения нефти газом, так как дальнейшее снижение забойного давления приводит к снижению коэффициента продуктивности). В результате форсированной откачки из скважины пластовая вода увлекает с собой нефть, подтягивая ее к зоне, расположенной мезвду плоскостью ВНК и интервалом перфорации, искусственно создавая, таким образом, нефтеводонасьнценную зону Доказательством ее создания служит появление нефти в добываемой жидкости. Проводят изоляцию (например цементную заливку) перфорированного интервала в обсадной колонне

■1 < i » .VI

« • ► 34

Схема создания конуса нефти

I Т|

-»_ - • * ___нгфп,

277? <• • Ч<» и

Схема отбора прикровельной нефти

Рисунок 9 - Схемы создания конусов нефти и отбора прикровельной нефти

напротив водонасыщенной части пласта Затем проводят перфорацию нефте-насыщенной части пласта выше ВНК, и скважину вводят в эксплуатацию механизированным способом (например установкой электроцентробежного насоса или штангового глубинного насоса) с минимальной депрессией на пласт (забойное давление не ниже 80 % от пластового).

Искусственно созданная таким образом нефтеводонасыщенная зона препятствует быстрому образованию конуса воды и прорыву воды к перфорированному кровельному интервалу, и, соответственно, препятствует быстрому

обводнению добываемой жидкости. Эффект сдерживания воды достигается за счет малой проницаемости созданной зоны для воды.

Опыт применения данной технологии в НГДУ «Туймазанефть» показал, что ВНФ (водонефтяиой фактор) при эксплуатации скважин, где перфорирована только нефтяная часть, значительно превышает это соотношение при добыче нефти по новой технологии Так, ВНФ по общепринятой технологии составляет 18,1 т воды на 1 т нефти, а при эксплуатации по новой технологии 1,93 т воды на 1 т нефти Такая же тенденция сохраняется при добыче нефти до 10 т, где соотношение ВНФ составляет 22,4 против 5,27.

Одинаковое количество нефти по старой технологии добывается за 762 дня эксплуатации на 1 скважину против 422 дней по новой технологии, т.е. прсимущссмю новой технологии зпюночпсюя в многокрашом снижении отборов воды на добычу одинакового количества нефти как по новой, так и по строй 1схиоло1 ним

Разновидностью такой технологии является «одноэтапный обратный конус», целью ко юрой ямллеюя доешжеппс равновесия в нлоскосш водопеф-тяного кош акта для предо ¡вращения прорыва воды в нсфюпасыщсппую часть пласта, окружающую интервал перфорации.

/^Лг—' " * исфп.

пола

Рисунок 10 - Схема создания одноэтапного обратного конуса

Это достигается перфорацией малого интервала на уровне водонефтяно-го контакта, отбором жидкости около 50 м'/сут и сохранением коридора для движения нефти к интервалу перфорации за счет одновременной фильтрации воды и нефти в интервал перфорации (рисунок 10). Значительный эффект получен при применении данной технологии на скважинах с боковыми стволами, пробуренными на нефтяную залежь пласта Д1V Александровской площади Туймазинского нефтяного месторождения.

На рисунках 11 и 12 приведены показатели эксплуатации с применением и без использования технологии «одноэтапный обратный конус».

Видна явная тенденция снижения темпа обводнения скважины и стабилизация дебита по нефти.

На рисунке 13 представлен график накопленной добычи нефти в целом по пласту Д1V с начала разработки Из продолжения аппроксимирующей линии видно, 'ми, продолжим рп |ри0о1ку 1Ш1СЖП Сим применения дшмюй криологии, конечный коэффициент не(|ггеизвлечения был бы достигнут лишь к 2025 юду Видно, чю про1 нширусмый конечный коэффициент нсф|согдачи будет I ораздо выше проекции о

Наряду с технологией создания "обратного конуса" разработан способ изоляции пластовых вод и регулирования проницаемости неоднородного коллектора.

Разработанные технологии относятся к способам добычи остаточной нефти и снижению обводненности путем закачки в высокопроницаемые водонасыщенные пропластки закупоривающих реагентов. Для этих целей используются гелеобразные массы на основе нефелина и соляной кислоты.

' Для увеличения закупоривающей способности разработан состав, который дополнительно включает цеолитсодержащий компонент в количестве 0,1... 5,0%.

ДсСкт кфк, 1кул Д«€|Н ШЮРСМ1К, 1/(^1 ЙЬжкшмш, М

I 1 1 I 4 < <1 I » !• 11 12 11 14 1в 1« 11 1« 1» I* 11 11 11 14 И

М«ш

—Д*1ит Мсфш, 1/1У1 —*КЖК«(ТЯ, 1/(у» А •Ьшхжшкхнп ЖИШЖЖ *Л

Рисунок 11 - Показатели эксплуатации в среднем по одной скважине пласта Д1У с применением технологии "одноэтапный обратный конус" в первые два года эксплуатации

Д*4кт иф|х, тАут ДсСят ШЯЯВИП, Г/СГ1 •Ь«ошо»<и, «V

1—;

✓ N

I » 1* 1» 2« и

М мш

щвСктнефтж, т/еут -^-ивитжяда«™, т^у* * авнвюпн» |мни, !(

Рисунок 12 - Показатели эксплуатации в среднем по одной скважине пласта Д1У с применением технологии "одноэтапный обрашый конус" в первые два года эксплуатации

Ндхопленная добыча нефти, т 1100000 1050000 1000000 950000 900000 150000 100000 750000 700000 650000 «00000 550000 <00000' 450000 ■ 400000 ■ 150000 • 300000 ■

:50000 ■ 200000 ■ 150000 -

100000 --

У -

1941 1955 I960 1965 1970 1975 1980 1985 1940 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 203!

Сод

г»

tr •

А- !

-4

—1

- * 1

Рисунок 13 - Накопленная добыча нефти из залежи пласта ЛГУ Александровской площади Туймазинского месторождения

Добавление цеолитсодержащего компонента в гелеобразующий состав на основе нефелина и соляной кислоты позволяет увеличить закупоривающее свойство закачиваемой композиции за счет образования нового геля с иной структурой по сравнению с гелями из отдельно взятых растворов цеолита и нефелина. Смешением цеолита с нефелином в растворе соляной кислоты достигнут синергетический эффект (рисунок 14).

Рисунок 14 - Зависимость снижения проницаемости от соотношения массовых долей цеолита и нефелина

Повышение устойчивости геля, образующегося непосредственно в обводненном поровом пространстве, оказывает более продолжительное сопротивление режиму фильтрации через участки с высокой проницаемостью и направляет вытесняющий агент в новые зоны, тем самым увеличивается охват пласта вытеснением. Закачивание состава в промысловых условиях не требует изменения технологической схемы воздействия соляно-кислотным раствором нефелина. Новый состав получают путем добавления расчетного количества цеолитсодержащего компонента в готовый раствор нефелина и закачивают в пласт.

Состав готовится из промышленно выпускаемых реагентов. Цеолитсо-держащий компонент для производства СМС содержит окислы кремния, алюминия, калия, воду и выпускается по ТУ 381011366-94. Нефелин также представляет собой алюмосиликат натрия и калия, показатели качества определены ТУ 113-12-54-89 Растворение осуществляется с применением синтетической технической соляной кислоты по ГОСТ 857-88.

Лабораторные испытания проводились в опытах по снижению проницаемости модели пласта при фильтрации составов. В качестве модели пласта применялся насыпной керн длиной 300 мм, диаметром 50 мм, наполненный кварцевым песком. Начальная проницаемость кернов 0,82. .2,32 мкм2 подбиралась изменением фракций песка в пределах 0,05.. 1,20 мм Насыщение и определение проницаемости проводились при фильтрации сточной воды плотностью 1107 кг/м3. Перепад давления оставался постоянным. В керн, насыщенный сточной водой, закачивался испытуемый состав в объеме 50 мл, продавливали 50 мл сточной воды, фильтрацию останавливали на 72 ч для образования геля, затем определяли проницаемость при фильтрации сточной воды

По результатам, приведенным на рисунке 14 видно, что добавление цеолита в состав приводит к увеличению результатов в закупорке модели пласта (оп. 1-4). При концентрациях цеолита 0,1...5,0 % и нефелина 3,0...7,9 % снижение проницаемости оказалось более высоким, чем с отдельными растворами нефелина и цеолита Максимальное снижение проницаемости достигает 81,40 % при концентрациях цеолита 2 %, нефелина 6 %, увеличение на 14,5% (оп. 5). При массовых долях цеолита 5 % и более дальнейшего увеличения закупоривающей способности состава не наблюдается. Сверхсуммарный эффект проявляется также при массовых долях соляной кислоты 6 и 10 % (оп. 8,9)

Таким образом, состав, содержащий нефелин (3,0.. .7,9 мае. %) и цеолит (0,1 ...5,0 мае. %), обладает более высокой закупоривающей способностью, чем отдельные их растворы в соляной кислоте. Новый состав может быть

приготовлен из доступных промышленно выпускаемых реагентов. Приготовление состава не требует дополнительных операций и не усложняет технологию закачивания в скважину

Другой разновидностью снижения обводненности нефти является изоляция воды в добывающих скважинах Изоляция предполагает закачку в скважину полимеризующейся жидкости и выдержку в течение времени, необ- «

ходимого для образования полимера При этом необходимо уменьшать время полимеризации реагента.

В разработанном составе в качестве полимеризующейся жидкости используют 6,5. 10 %-ный раствор каучука в стироле или 10.. 20 %-ный раствор пенополистирола в стироле при соотношении полимеризующейся жидкости и инициатора полимеризации 100 : (0,5...3,0)

Целесообразно в качестве инициатора полимеризации использовать азоизобутиронитрил-порофор, или дицетилпероксидкарбонат-лилодокс, пе-роксид лауроила или третбутилпербензоат (ТБНК).

Полимеризующуюся жидкость необходимо перемешивать с инициатором полимеризации в течение 30 минут.

Использование соотношения полимеризующегося вещества к инициатору полимеризации 100 : (0,5 .3,0) дает возможность получить полимерный продукт от пластичного до твердого состояния, который может служить надежным изоляционным материалом Применение в качестве полимеризующейся жидкости 6,5... 10 %-ного раствора каучука в стироле или 10 .. 20 %-ного раствора пенополистирола в стироле значительно ускоряет процесс образования полимера Кроме того, в качестве вышеуказанного исходного компонента может быть использован отход производства пенополистирола.

Для получения полимерного продукта используют следующие вещества:

- пенополистирол (ТУ-6-05-1918-82, изм 4 от 28 11 94 (отходы поли-стиролыгого производства));

- раствор каучука СКД-Л250 (ТУ 3810-3-696-89,изм. 2от01.03.94) или

СКД-ПС (ТУ 3810-3-248-84 изм. 5 от 01.07.96) в стироле,

- азоизобутиронитрил (порофор) по ТУ 113-03-365-82;

- дицетилпероксидкарбонат (лилодокс) по ТУ 2417-014-05024784-98 (взамен СПТ 32-94);

- третбутилпербензоат (ТБНК) ,(ТУ 6-05-1997-85, изм. 1 от 01.12.89);

- пероксид лауроила (ТУ 6-05-1998-85, изм. 1 от 01.06.90).

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом. Предварительно проводят геофизические исследования и определяют пластовую температуру. Насосно-компрессорные трубы устанавливают на 10... 15 м выше верхних отверстий интервала перфорации, определяют приемистость пласта. В емкости смешивают 2 м3 20 %-ного раствора пенополистирола (отход производства пенополистирола) в стироле с 0,02 м3 лилодокса и производят перемешивание в течение 30 минут. После этого в НКТ закачивают приготовленную смесь раствора пенополистирола в стироле с инициатором полимеризации и продавочную жидкость и закрывают затрубное пространство. Далее в НКТ закачивают продавочную жидкость, необходимую для полного вытеснения смеси из скважины в пласт, и скважину закрывают на реагирование. Происходит полимеризация изоляционного состава в полном объеме в том интервале продуктивного пласта, который является наиболее проницаемым и, как следствие, основным источником обводнения.

Обводненность одной из скважин в результате проведенной операции снизилась с 98 % до 90 %, а дебит нефти увеличился с 0,2 т/сут до 3,3 т/суг.

В седьмой главе приводятся разработанные технические и технологические средства борьбы с обводнением продукции и с осложнениями в эксплуатации малодебитных скважин. Анализ условий их эксплуатации показал, что более 15 % скважин осложнены отложениями АСПО. Межремонтный период таких скважин составляет 70.. .250 суток, в то время как по основному фонду - 220... 390 сут.

Исследованиями показано, что отложение парафина в НКТ Туймазин-ского месторождения происходит при охлаждении нефти до температуры 18 °С и ниже. Установлено, что наиболее эффективным растворителем АСПО для данных условий является технический гексан (структурная формула СНз(СН2)4СНз) в смеси с товарной нефтью в соотношении 3:1. Циркуляция смеси в скважине в течение 12... 36 часов позволяет растворить основной объем отложений в НКТ.

Для обработки скважины растворителем разработаны лубрикаторные устройства.

В ряде случаев для удаления АСПО целесообразно применение спускаемых на кабеле-троссе нагревательных элементов. Нагреватели расположены на нижнем и верхнем торцах корпуса, позволяющие расплавлять отложения как при спуске, так и при подъеме устройства в НКТ.

Для удаления АСПО со стенок эксплуатационной колонны скважины выше подвески насоса разработано устройство со шламонакошггелем, устанавливаемое на приеме насоса, позволяющее предупредить попадание АСПО на прием насоса при его спуске в скважину.

В целях снижения обводненности продукции, увеличения выработки запасов, восстановления бездействующих и аварийных скважин на Туймазинском месторождении производится бурение боковых стволов добывающего фонда.

К настоящему времени пробурено 134 боковых ствола, позволивших дополнительно добыть более 500 тыс. т нефти Наиболее эффективным оказалось бурение БС на Кизеловский горизонт Турнейского яруса, поскольку другие методы заводнения не давали существенных результатов. Трудноизвле-каемые запасы нефти этого горизонта подразделяются по категориям В+С1, С2, а коэффициент извлечения нефти - 0,15 по всем категориям. Остаточные балансовые запасы по В+С1 составляют 95,5 % от начальных балансовых запасов, по С2 -100 % от начальных балансовых запасов; остаточные извлекаемые запасы по В+С1 - 70,3% от начальных извлекаемых запасов, что и яви-

лось причиной бурения БС В общей сложности на кизеловский горичонт пробурено 25 скважин Средний дебит жидкости составил 2,5 м1/сут, нефти -1,4 т/сут, обводненность продукции - 38 %, в то время как эти показатели ранее составляли 1,7 м3/сут, 0,8 т/сут и 49 %

Для решения задачи поиска остаточных запасов в застойных зонах и решения других прикладных задач была применена интегрированная система СИГМА, предназначенная для накопления и обработки геолого-физической, технологической и промысловой информации с целью построения объемной геологической и гидродинамической моделей залежи углеводородов и оперативного контроля за разработкой месторождения Практикой установлена необходимое 1ь бурения боковых о полон, п первую очередь, на нижележащие продуктивные пласты.

Для насосной эксплуатации скважины с БС разработаны схемы (рисунок 15, а, б), позволяющие спускать насосы в старый ствол ниже места зарезки бокового ствола. В схеме «а» поступающая из БС жидкость обеспечивает необходимый подпор насосу при максимальной депрессии на пласт Схема «б», кроме того, позволяет одновременно добывать нефть из основного ствола.

Для случая, в котором необходимо размещение штангового насоса в боковом стволе, разработана схема беструбной эксплуатации скважины, позволяющая из-за отсутствия НКТ перемещаться штангам в сильно искривленной зоне БС.

Рисунок 15 - Технологическая схема спуска насосного оборудования

Скважина № 137 с подобной схемой оборудования была введена в эксплуатацию в апреле 1999 г и работает по настоящее время со средним дебитом 3,9 м3/сут и обводненностью 10 %

Для предупреждения остаточных деформаций в корпусе насоса при прохождении через зоны повышенной кривизны ствола скважины, а также для уменьшения жёсткости цилиндра и снижения сил трения при расположении насоса в искривленной части ствола разработана технология нанесения на наружную поверхность корпуса канавок Нанесение канавок глубиной 5 мм позволяет в среднем на 30 % уменьшить силу трения в плунжерной паре насоса.

Для снижения обводненности добываемой жидкости и увеличения продуктивное™ автором разрабо1ана и внедрена технология волнового действия на забой скважины.

Упругие волны давления, направленные на забой, позволяют периодически изменять напряжение сдвига в нефти, разрушая её структуру и увеличивая подвижность. Поэтому при прочих равных условиях (депрессии на пласт, проницаемости пород для нефти и воды, обводненности залежи и т.д.) в поступающей к забою пластовой жидкости увеличивается доля нефти. С другой стороны, волновое воздействие на пласт через нагнетательные скважины увеличивает их приемистость за счет срыва кольматанта в поровом пространстве пласта

В нагнетательных скважинах гидравлический вибратор на НКТ располагают вблизи зоны перфорации, а выше вибратора расположен пакер. Закачка воды осуществляется сверху по НКТ цементировочным агрегатом.

Результаты импульсной обработки скв. 2032 пласта Д1 приведены на рисунке 16. Забой скважины - 1709,1 м; интервал перфорации: 1704,4 . 1708,4 м произведено 150 выстрелов; 1698,6. .1700 м произведено 150 выстрелов; 1692,4... 1695,4 м произведено 90 выстрелов. До обработки приемистость по данным геофизических исследований составляла 250 м3/сут, после обработки приемистость, по данным геофизических исследований, составила 596 м3/сут. Высота профиля приемистости не изменилась -1,2 м, увеличилась приеми-

стость в верхней части профиля до 34 %, а в нижней - снизилась с 48 до 31 % Приемистость скважины увеличилась на 238,4 %

Я, м

1692

1694

1696

1698

1700

скв. ЛЗ?2032 <2Ш =250 м '/с <2П2 —596 м '/с Нп. -1,2 м НП2 -1,2 м

1702

Рисунок 16 - Результаты импульсной обработки скважины № 2032

Для снижения обводненности добывающих скважин разработано устройство, позволяющее осуществлять направленное волновое воздействие на продуктивный пласт. При этом нижележащие пласты предохранены от воздействия. Эксперименты, проведенные на скважинах №№ 3138, 2294, 3129, 2383,2384 показали, что после воздействия на забой в течение 10... 15 суток обводненность в продукции снизилась в среднем на 8 %.

1. На примере крупнейшего в России Туймазинского нефтяного месторождения выполнено научное обобщение и установлены основные виды и

стадиях разработки, связанных с усиленным износом оборудования в условиях дефицита смазывающего материала (нефти), кривизны стволов, повышенного содержания абразивных частиц в добываемой продукции и снижением продуктивности скважин.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РАБОТЕ

степень осложнений в эксплуатации насосного фонда скважин на поздних

2. На базе исследований, выполненных на лабораторных стендах, моделирующих работу штангового насоса, получена формула для расчета утечек жидкости через зазор плунжерной пары насоса и установлены основные закономерности течения через кольцевую щель и эмульгирования водонефтяной смеси с различным соотношением объемов фаз

3. Разработаны научные основы и критерии перевода малодебитных скважин на периодический режим эксплуатации на базе графоаналитического определения минимальной стоимости добычи нефти Созданы методики прогноза межремонтного периода работы и коэффициента продуктивности скважин в условиях изменяющейся во времени депрессии на пласт.

4. Разработан алгорит м проектирования насосной добычи нефти из малодебитных скважин па основе принципа достижения максимально возможного отбора нефти из скважин при сохранении достаточной надежности работы оборудования. Предложена методика конструирования оборудования скважин с учетом нагрузок от вязкого и граничного трения в искривленном стволе, а также напряжений изгиба в штангах

5. Для снижения обводненности добываемой продукции разработаны и в широких масштабах внедрены:

- технология создания «обратного конуса» нефти в водонасыщенной части призабойной зоны пласта ниже зеркала водонефтяного контакта, позволившая кратно снизить обводненность жидкости и увеличить коэффициент нефтеотдачи;

- технология изоляции пластовых вод путем закачки в водонасыщен-ные пропластки закупоривающих реагентов на основе нефелина, соляной кислоты и цеолитсодержащего компонента (1-й вариант), а также раствора каучука в стироле с добавлением инициатором полимеризации (2-й вариант).

6. Разработаны технолог ии и технические средства для удаления парафиновых отложений из малодебитных скважин с использованием растворителей - смеси гексана с товарной нефтью.

7. Предложены технология и устройство для волнового воздействия на призабойную зону пласта, позволяющая за счет возникающих упругих волн разрушать коагуляционную структуру в нефти и повышать ее долю в поступающей к забою жидкости за счет увеличения подвижности

8 Выполнен анализ результатов бурения боковых стволов добывающих скважин на поздних стадиях разработки месторождения Установлено, что наибольшая эффективность имеет место на залежах с трудноиэвлекасмой не<|ггыо (Кизсловский горизонт Турнейского яруса) Разработаны технологии и технические средства насосной эксплуатации скважин с боковыми стволами

9. Общий экономический эффект от внедрения разработок за период с 1996 по 2003 гг. по ОАО №АНК «Баишефть» составил 44484,7 тыс руб.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНО В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ:

Монографии

1. ГилязовP.M., Габдрахманов 1I X, Рамазанов Г.С., УразаковK.P., Вале-евМД. Бурение и эксплуатация скважин с боковыми стволами // Под ред М.Д. Валеева и K.P. Уразакова. - Уфа, 2000. -152 с.

2. Уразаков K.P., Габдрахманов Н.Х., Минликаев В.З. и др. Справочникпо добыче нефти // Под ред. K.P. Уразакова - М.: Недра, 2000. - 374 с.

3. Габдрахманов Н.Х. Эксплуатация малодебитных скважин Туймазинско-го нефтяного месторождения. - Спб.: Недра, 2004. - 215 с.

Статьи, тезисы докладов ( 1. Габдрахманов Н.Х., Сафонов E.H., Мингулов Ш.Г., Сыртланов Н.Я. 60 лет по пути прогресса // Нефтяное хозяйство - 2004. - № 8 - С. 18-23.

2 Габдрахманов Н.Х., Сафонов El 1, Сыртланов 11 Я , Гайнуллин К X. Развитие системы поддержания пластового давления Туймазинско! о нефтяного месторождения // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 8. - С.ЗО-31.

3. Габдрахманов Н.Х., Усов А.И., Шипулин А.В. Применение гидроудара на месторождениях ООО «ИГДУ «Туймазанефть» // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 8. - С. 32-33.

4. Габдрахманов Н.Х., Галиуллин Т.С., Якупов Р.Ф. и др. Обобщение геолого-физических данных с целью выявления остаточных запасов нефти при бурении боковых стволов в НГДУ «Туймазанефть»//Нефтепромысловое дело. - 2002. - № 11.-С. 17-21.

5. Габдрахманов Н.Х., Ащепков М.Ю., Галиуллин Т.С., Галиуллин М.Ф., Малец О Н. Методы увеличения нефтеотдачи-основа рациональной разработки нефтяных месторождений // Нефтепромысловое дело. - 2002.

- № 5. - С. 8-9.

6 Габдрахманов ИХ, Лщсиков М.Ю., Гилиуллин Т.С., Гилиул-лин М.Ф., Якупов Р Ф. Одноэтапный обратный конус // Нефтепромысловое дело. 2002.7.-С. 21-27.

7. Габдрахманов Н.Х , Ащепков М.Ю., Галиуллин Т.С., Галиуллин М.Ф , Малец О П., Кирилов Л И. Управляемое вибросейсмичсское воздействие на нефтяные залежи на поздней стадии разработки на примере Туй-мазинского нефтяного месторождения // Нефтепромысловое дело. - 2002. -№10.-С. 21-22.

8. Габдрахманов Н.Х., Уразаков К.Р., Алексеев Ю.В., Галиуллин Т.С., Галиуллин М.Ф. Исследование эффективной вязкости водонефтяных эмульсий в зазоре плунжерной пары штангового насоса//Нефтепромысловое дело.

- 2002.-№ 10.-С. 34-35.

9. Султанов Б 3., Габдрахимов М.С., Габдрахманов Н.Х., Габдрахи-мов Н.М. Повышение приемистости нагнетательных скважин с помощью гидравлического вибратора // Горный вестник. - 1998 - №4. - С. 18-20.

10. РД 39-00147275-038-98. Технология ведения работ при ликвидации отложений в скважинах, оборудованных фонтанным лифтом, УЭЦН, УЭДН,

УШГН с использованием комплекта промывочного оборудования скважин (КОПС). - Уфа: НГДУ «Туймазанефть», БашНИПИнефть, 1998. - 16 с.

11 Габдрахманов Н X , Галиуллин Т С , Ермоленко А Ф. и др Некоторые особенности эксплуатации маподебитных скважин НГДУ «Туймазанефть» // Актуальные проблемы добычи нефти на месторождениях НГДУ «Туймазанефть»: Сб. научн тр. БашНИПИнефть. - Уфа, 2000. -вып. 104. - С. 32-37.

12. Габдрахманов Н.Х , Мингулов Ш Г , Галиуллин Т С , Малец О Н , Якупов Р Ф. Добыча трудноизвлекаемой остаточной нефти на Туймазинском нефтяном месторождении в условиях поздней стадии разработки/Актуальные проблемы добычи нефти на месторождениях НГДУ «Туймазанефть»' Сб научи ip limiilIUI II 1псфп. - Уфн, 2000 - ими ММ С <1-'>

13 Габдрахманов Н X , Вапеев М Д , Уразаков К Р Исследование мсжрсмомшого период» н коэффициент тюдпмм пнишоммч усшиопок// Актуальные проблемы добычи нефти на месторождениях НГДУ «Туймазанефть»: Сб научн тр ПашПИПИпсфгь - Уфа, 2000 - вып 104 С 6*5-78

14 Габдрахманов Н X , Галиуллин Т С , Уразаков К Р Особенности работы штанговых установок на поздней стадии разработки нефтяных месторождений // Тр. ин-та / БашНИПИнефть - Уфа, 2000 - вып 103. - С. 26-32

15 Уразаков K.P., Габдрахманов Н X , Алексеев Ю В. Результаты внедрения ПТК «Насос» на месторождениях НГДУ «Туймазанефть» //Проблемы освоения нефтяных месторождений Башкортостана Тез докл. научн -техн конф , посвященной добыче 1,5 млрд тонны нефти в Республике Башкортостан. - Уфа, 1999. - С. 115.

16. Габдрахманов Н.Х Состояние эксплуатации скважинных насосов в НГДУ «Туймазанефть» // Современные проблемы бурового оборудования и нефтепромысловой механики. Межвуз. темат сб научн тр - Уфа, Изд-во УГНТУ, 1996,- С. 52-57.

17. Султанов Б.З., Габдрахманов Н.Х. Установление режима работы малодебитных скважин в НГДУ «Туймазанефть» // Современные проблемы бурового оборудования и нефтепромысловой механики: Межвуз. темат. сб. научн. тр - Уфа: Изд-во УГНТУ, 1996. - С. 76-82.

18. Габдрахманов Н.Х., Рамазанов Г.С., Уразаков K.P., Кутлуяров Ю.Х. Насосная установка для беструбной эксплуатации скважин с боковым стволом малого диаметра // Актуальные проблемы добычи нефти на месторождениях НГДУ «Туймазанефть»: Сб. научн. тр. БашНИПИнефть. - Уфа, 2000. -вып. 104.-С. 82-89.

19. Тпмпшсп Л,Т., ГпПдрпхмшюп 11,X,, Мипгулоп III,Г, Проблемы оптимизации добычи нефти из нефтяных скважин // Межвуз. сб. научн. тр., посвященный 40-летию ОФ УГНТУ. - Октябрьский, 1996. - С. 31-37.

20. Габдрахманов Н.Х, Галиуллин Т.С., Мингулов Ш.Г., Ермоленко Л.Ф. Особенности парафинизации насосного оборудования маподебитных-скважин, оборудованных УСПШ // Актуальные проблемы добычи нефти на месторождениях III ДУ «ТуПмм шпефп.» СО научн. tp liiimlIUI 1Ипс(|ш>. Уфа, 2000. - выи. 104,- С. 50-56.

21 Габдрахманов НХ, Галиуллин Р.Т., Ермоленко А Ф., Ягофаро-ва X П., 1 lacpyjuiHii Д Я. Лабораторный стенд, моделирующий работу штанговой глубиннонасосной установки при различных параметрах // Актуальные проблемы добычи нефти на месторождениях НГДУ «Туймазанефть»: Сб. научн. тр. БашНИПИнефть. - Уфа, 2000. - вып. 104. - С. 62-65.

22. Габдрахманов Н.Х., Галиуллин Т.С., Уразаков K.P., Габдрахи-мов Н.М., Юсупов И.Р. Лабораторная установка для определения утечек между плунжером и цилиндром штанговых насосов и определения силы трения плунжера о цилиндр // Актуальные проблемы Волго- Уральской провинции: Тез. докл. междунар. научн.-практич. конф. - Уфа, 20ßl - С. 31.

23 Уразаков К Р, Габдрахманов Н.Х , Латыпов А М и др Особенности работы плунжерной пары штангового насоса при добыче обводненной нефти // Тр. ин-та / БашНИПИнефть. - Уфа, 2002. - вып 110. - С.74-77.

24 Минликаев В.З , Уразаков К Р, Баймухаметов Т.К., Чиняев В.В , Габдрахманов Н X , Алексеев Ю В , Еникеев Р.М Метод расчета забойного-давления по динамическому уровню // Тр ин-та / БашНИПИнефть. - Уфа, 1998.-вып. 94.-С. 179-182.

25 Каплан JIС , Габдрахманов Н X Скважинные дозаторы химреагентов для повышения производительности малодебитных скважин // Нефть и газ-97. Проблемы добычи, транспорта, хранения и переработки. - Уфа Изд-во УГНТУ, 1997. - С. 58.

26 Габдрахманов ИХ, Галиуллин ТС, Миш улов 111!", Ермоленко А.Ф. Применение гексановой фракции для удаления АСПО из насосного оборудования добывающих скважин на примере I !ГДУ «Туймазанефгь» // Актуальные проблемы добычи нефти на месторождениях НГДУ «Туймаза-нефть»: Сб научн тр БашНИПИнефть - Уфа, 2000 - вып 104 -С 56-60

27. Габдрахманов 11 X., Галиуллин Т.С, Рогов АН, Мингулов И! Г Применение гексана против АСПО на Туймазинском месторождении с целью очистки подземного оборудования // Актуальные проблемы добычи нефти на месторождениях НГДУ «Туймазанефть»' Сб. научн тр БашНИПИнефть. -Уфа, 2000. - вып. 104. - С. 78-80.

28. Уразаков К.Р, Габдрахманов Н.Х., Алексеев Ю.В. и др. Метод предотвращения остаточных деформаций насосного оборудования при спуско-подъемных операциях // Совершенствование технологий бурения и эксплуатации нефтяных месторождений в поздний период разработки- Сб научн тр БашНИПИнефть. - Уфа, 1998. - вып. 94. - С. 100-107.

29. Султанов Б.З., Габдрахимов М С , Габдрахманов Н X и др Восстановления профиля приемистости нагнетательных скважин гидравлическим вибратором // Тр. ин-та / БашНИПИнефть. - Уфа, 2000. - вып. 104 - С. 26-32.

30. Габдрахимов М.С., Габдрахманов Н X , Усов А.И , ГалиуллинТ С Подготовка скважин к проведению геофизических работ на поздней стадии разработки месторождений // Состояние и перспективы использования геофизических методов для решения актуальных задач поисков, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых: Тез. докл. республ. научн,-пракг. конф. - Октябрьский, 1999. - С. 18-19.

31. Габдрахманов Н.Х., Галиуллин Т.С., Малец О.Н., Якупов Р Ф., Рогов А.Н. Анализ разработки Мустафинского нефтяного месторождения//Актуальные проблемы добычи нефти на месторождениях НГДУ «Туймаза-нефть»: Сб. научн. тр. БашПИПИнефть. - Уфа, 2000. - С. 9-15.

32. Габдрахманов Н X., Галиуллин Т.С., Мингулов Ш.Г., Рогов А Н., Ермоленко А.Ф. Опыт работы НГДУ «Туймазанефп.» по ликвидации гидрашо-нарпфиновмх пробок в скважинах, оборудованных УСШН на Талинском месторождении // Актуальные проблемы добычи пефш па месторождениях НГДУ «Туймазансфть»: Сб научн. тр. БашПИПИнефть - Уфа, 2000 -С. 46-49

33 Гпбдрпчмпноп ИХ, Галиуллин ТС., Ронж А.Н , Ермоленко А.Ф. Метод применения термохимических зарядов при ликвидации асфальтено-смолистых и парафиновых отложений в скважинах, оборудованных УЭЦН// Актуальные проблемы добычи нефти на месторождениях НГДУ «Туймаза-нефть»: Сб. научн. тр. БашНИПИнефть. - Уфа, 2000. - С. 60-61.

34. Габдрахимов М.С., Габдрахманов Н.Х., Габдрахимов Н.М. Восстановление профиля приемистости нагнетательных скважин низкочастотным вибратором - пульсатором // 48-й научн.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых: Тез. докл. - Уфа, 1997. - С. 40.

35. Габдрахманов Н.Х., Габдрахимов М.С., Габдрахимов Н.М. Обработка добывающих скважин низкочастотным гидравлическим вибратором // Актуальные проблемы Волго-Уральской провинции: Тез. докл. междунар. научн.-практ. конф. - Уфа, 2001. - С. 25-26.

36. Уразаков K.P., Габдрахманов Н.Х., Алексеев Ю.В. Результаты внедрения НТК «Насос» на месторождениях НГДУ «Туймазанефть» // Проблемы освоения нефтяных месторождений Башкортостана: Тез. докл. научн -пракг конф. - Уфа, 1998. - С. 68.

37. Уразаков K.P., Габдрахманов Н.Х., Ахтямов М.М., Баталов С.Ю. Промысловые исследования числа качаний балансира станка-качалки в зависимости от технологических параметров // Тр. ин-та / БашНИПИнефгь. - Уфа, 2001.-вып. 106.-С. 105-109.

38. Уразаков K.P., Габдрахманов Н.Х., Галиуллин Т.С. Особенности работы штанговых установок на поздней стадии разработки нефтяных месторождений // Совершенствование технологий добычи, бурения и подготовки нефти: Сб. научн. тр. БашНИПИнефть- Уфа, 2002. - вып. 103 - С. 26-31.

39. Уразаков K.P., Габдрахманов Н.Х., Галиуллин Т.С., Юсупов И.Р. Изучение работы плунжерной пары штанговых глубинных насосов при откачке эмульсий с различной обводненностью и вязкостью // Роль региональной отраслевой науки в развитии нефтедобывающей отрасли: Тез. докл. на-учн.-пракг. конф. - Уфа, 2002. - С. 50-51.

40. Уразаков K.P., Габдрахманов Н.Х., Галиуллин Т.С., Габдрахи-мов Н.М. Лабораторная установка для изучения работы пгганговых насосов в условиях высокой обводненности добываемой жидкости //Роль региональной отраслевой науки в развитии нефтедобывающей отрасли: Тез. докл. научн,-прает. конф. - Уфа, 2002. - С. 51-52.

41. Уразаков K.P., Габдрахманов Н.Х., Латыпов AM., Габдрахи-мов Н.М., Юсупов И.Р. Устройство для подачи вязкоуплотнительной смазки в зазор плунжерной пары штангового насоса // Эксплуатация нефтяных месторождений на поздних стадиях разработки: Сб. научн. тр. БашНИПИнефть. - Уфа, 2003. - вып.112. - С. 45-47.

42. Габдрахманов Н.Х., Габдрахимов Н.М., Малышев П М, Усова Л.Н Очистка призабойной зоны нефтедобывающих скважин от отложений пара-

фина (АСПО) с применением вибратора и горячей нефти // 60 лет девонской нефти: Тез. докл. научн.-практ конф - Октябрьский, 2004. - С. 6.

43. Уразаков K.P., Габдрахманов Н.Х., Габдрахимов Н.М., Юсупов И.Р. Глубинный штанговый насос // 60 лет девонской нефти: Тез. докл. научн.-практ. конф. - Октябрьский, 2004. - С. 7-8.

44. Уразаков K.P., Габдрахманов Н.Х., Юсупов И.Р., Кузин C.B. Программно-технологический комплекс «Насос» // 60 лет девонской нефти: Тез. докл. научн.-практ. конф. - Октябрьский, 2004. - С. 9.

45. Уразаков K.P., Габдрахманов Н.Х., Юсупов И.Р Эксплуатация сква-жинного штангового насоса (УСМП) // 60 лет девонской нефти: Тез. докл. научн.-практ. конф. - Октябрьский, 2004. - С. 10-11.

Патенты

1. Пат. 2159867 РФ. Установка для испытания скважинных штанговых и винтовых насосов / K.P. Уразаков, Н.Х. Габдрахманов, Т.С. Галиуллин, М.М. Ахтямов и др. (РФ). - Заявлено 15.03.1999; Опубл. 27.11.2000, БИ № 33. -С. 223.

2. Пат. 2133378 РФ. Стенд для обкатки скважинных насосов /Н.Х. Габдрахманов, K.P. Уразаков, В.П. Жулаев и др. (РФ). - Заявлено 02.09.1997; Опубл. 20.07.1999, БИ№ 20. - С. 127.

3. Пат. 2178517 РФ. Способ разработки нефтяной залежи в поздней стадии / Н.Х. Габдрахманов, Ф.М. Якупов, Р.Ф. Якупов и др. (РФ). - Заявлено 31.03.2000; Опубл. 20.01.2002, БИ № 2. - С. 123.

4. Пат. 2167285 РФ. Состав для регулирования проницаемости неоднородного коллектора / Н.Х. Габдрахманов, Т.С. Галиуллин, Ф.М. Якупов и др. (РФ). - Заявлено 21.11.1999; Опубл. 20.05.2001, БИ № 14. - С. 67.

5. Пат. 2179627 РФ. Устройство для промывки насосно-компрессорных труб нефтегазодобывающих скважин / НХ. Габдрахманов, В.А. Низов, Т.С. Галиуллин и др. (РФ). - Заявлено 31.03.2000; Опубл. 20.02.2002, БИ№ 5. -С. 45.

6 Пат. 2179622 РФ. Лубрикатор / Н X Габдрахманов, Т С. Галиуллин, В.А. Низов (РФ). - Заявлено 31 03 2000, Опубл 27 06.2001, БИ № 5 - С 70

7 Пат 2169831 РФ Устройство для очистки нефтяной скважины от ас-фальтосмолопарафиновых отложений / Н X Габдрахманов, IJJ Г Мингулов, A.B. Шинулин и др (РФ) -Заявлено28 10 1999; Опубл 27 06.2001,БИ№ 18 -С. 128.

8 Пат. 2161269 РФ. Скважинный штанговый насос / Н.Х. Габдрахманов, K.P. Уразаков, Ю.В Алексеев и др. (РФ) - Заявлено 11.03 1999; Опубл

24.07.2000, БИ № 36. - С. 364.

9. Пат. 2171354 РФ. Способ волнового воздействия на продуктивный пласт и устройство для его осуществления / И А Исхаков, Н X Габдрахманов, Ш.Г. Миш улов и др (РФ) - Заявлено 14 08 2000, Опубл 27 07 2001, ПИ№21 -С. 215

10 Hill 7П7967 РФ ('i(iiii)i(Mimi.ilt ininiiHiMi.it! ппеое / 1С Р Ура шкоп, ВП Жулаев, Н.Х Габдрахманов и др (РФ) - Заявлено 21 04.1997; Опубл 10 07.1999, Uli К» 19 С 95

11 Пат 2175049 РФ Способ изоляции продуктивною пласт / Н X. Габдрахманов, В Н. Павлычев, В.Г. Уметбаев и др (РФ) - Заявлено 30.06 1998; Опубл. 18.08 2000, БИ № 29 - С 190

12. Пат. 2164597 РФ. Термодинамический способ воздействия на приза-бойную зону / Н X Габдрахманов, Ш Г Мингулов, А В Шипулин, Э А За-гривный, Б.Б Кудряшов, Г.Н. Соловьев (РФ) - Заявлено 30.04.1999, Опубл.

27.03.2001,БИ№ 9.-С. 420

13. Пат. 2211372 РФ Глубинный штанговый насос / KP Уразаков,

Н X Габдрахманов, Т С Галиуллин, У М Абуталипов, Н М Габдрахимов, И Р. Юсупов (РФ). - Заявлено 6.05.2002; Опубл 27 08 2003, БИ № 24 -С. 763.

14. Пат 2176313 РФ. Термодинамический способ воздействия на приза-бойнуго зону скважины / Н.Х Габдрахманов, Ш Г Мингулов, А В Шипулин, ГО Д Кожемякин, М Р Петриченко, В П Троицкий (РФ). - Заявлено

22.05.2000; Опубл. 27.11.01, БИ № 33. - С. 240.

15. Пат. 2086758 РФ. Способ разработки нефтяного пласта / Н.Х. Габдрах-манов, О.Г. Гафуров, Я.Г. Мухтаров, Р.Г. Ширгазин, Л.П. Борота, К.И. Исангулов, Ф.А. Фейзханов, В С. Асмоловский, Н.С. Волочков, H.H. Репин, Н.П. Волков (РФ). - Заявлено 11.01.1996; Опубл. 10.08.97, БИ № 22. - С. 332.

16. Пат. 2225505 РФ. Способ обработки прискважинной зоны пласта/ Н.Х. Габдрахманов, A.B. Шипулин, А.И. Усов, JI.H. Усова (РФ). - Заявлено 23.12.2002; Опубл. 10.03.04, БИ № 7. - С. 743.

17. Пат. 2217584 РФ. Способ обработки прискважинной зоны пласта / II.X. Габдрихмшнж, Л И. Шипулин, A.M. Усоп, Jl.ll. Усопп (РФ), - Зпяплспо 23.12.2002; Опубл. 27.10.03, БИ№ 33.-С. 522.

18. Пат. 2211918 РФ. Состав для обработки нефтяных пластов / Н.Х. Габдрахманов, Ю.М. Симаев, В.В. Кондров, К.Г. Русских, М М. Муха-метшин, Ф.Ф Хасанов, А В. Шувалов, И.Ш Гарифуллип, Э Ф. Хабибрахма-нов, Т.С. Галиуллин, Р Ф Якупов (РФ). - Заявлено 08.01 2002; Опубл. 10.09.03, БИ № 25. С. 529.

19. Наг 2168065 1'Ф. Способ диашоешки технического состояния штангового насосного оборудования / К Р. Уразаков, Н.Х. Габдрахманов, М М. Ахтямои, А.И. Хафизова (РФ) - Заявлено 16.09 1999; Опубл 27.05 01, БИ № 15. - С. 340.

20. Пат. 2129657 РФ. Способ извлечения остаточной нефти из пласта / Н.Х. Габдрахманов, Г.Х. Якименко, В П Давыдов, Ю Н. Ягафаров, Я.Г. Мухтаров, О.Г. Гафуров, И И. Галлямов, В.А Илюков, ИМ. Назмиев, Л.П. Борота, Н.С. Волочков, А.М. Попов, Д А. Хисаева, Ю.В. Лукьянов, В.Ф. Василенко (РФ). - Заявлено 28.05.1997; Опубл 27.04.99, БИ№ 12. -С. 484.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 5.04.2005 г. Бумага писчая. Заказ № 371. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУЛ «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

9030

РНБ Русский фонд

2006г4 ~4955

Содержание диссертации, доктора технических наук, Габдрахманов, Нурфаяз Хабибрахманович

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ (НА ПРИМЕРЕ ТУЙМАЗИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)

1.1 Геолого-промысловая характеристика месторождения и основные стадии его разработки

1.2 Состояние эксплуатации скважин с механизированной добычей и структура основных видов подземных ремонтов

1.3 Новое направление доразработки месторождения бурением боковых стволов (БС) добывающих скважин - 31 Выводы

2. ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ОТКАЗЫ НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ В ИСКРИВЛЕННЫХ СКВАЖИНАХ С ВЫСОКОЙ ОБВОДНЕННОСТЬЮ

2.1 Статистический анализ влияния осложняющих факторов на межремонтный период работы скважин и подачу УСШН

2.2 Трение и износ плунжерной пары УСШН при высокой обводненности откачиваемой продукции

2.2.1 Анализ выполненных исследований в области износа УСШН в обводненных скважинах

2.2.2 Влияние содержания мехпримесей в добываемой жидкости и технологических факторов эксплуатации на износ штанговых насосов

Выводы

3. ИССЛЕДОВАНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ЗАКОНОМЕРНОСТЕЙ ТЕЧЕНИЯ ВЫСОКООБВОДНЕННОЙ НЕФТИ ЧЕРЕЗ ПЛУНЖЕРНУЮ ПАРУ ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ

3.1 Точные и приближенные решения в расчетах течения вязкой жидкости через концентрический канал

3.2 Лабораторный стенд и методика проведения экспериментов по изучению утечек нефти через зазор плунжерной пары.

3.3 Исследование закономерностей течения водонефтяной смеси в зазоре плунжерной пары - 76 Выводы

4. КРИТЕРИИ ПЕРЕВОДА МАЛОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН В ПЕРИОДИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ЭКСПЛУАТАЦИИ УСШН И РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ

4.1 Принципиальные основы определения оптимальной границы перевода

4.2 Методика прогноза МРП и коэффициента продуктивности скважины, работающей в периодическом режиме

4.3 Выбор скважин для периодической эксплуатации и расчет основных параметров

4.3.1 Расчет коэффициента продуктивности скважин, работающих в периодическом режиме

4.3.2 Расчет параметров периода накопления

4.3.3 Расчет параметров периода откачки

4.3.4 Расчет технологических параметров работы скважины в режиме периодической откачки

4.3.5 Оптимальный периодический форсированный режим откачки для малодебитных скважин

4.4 Расчет физических параметров жидкостей в стволе скважины

4.4.1 Плотность газоводонефтяной смеси

4.4.2 Плотность нефти с растворенным газом - 110 Выводы

5. ПРОЕКТИРОВАНИЕ НАСОСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАЛОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН

5.1 Методика подбора УСШН

5.1.1 Расчет отбора жидкости из скважин

5.1.2 Расчет подачи насоса

5.1.3 Расчет условий вывода на режим

5.1.4 Выбор конструкции колонны штанг

5.1.5 Расчет напряжений изгиба колонны штанг

5.1.6 Расчет плеча роторного контргруза

5.2 Методика расчета и выбора конструкции насосно-компрессорных труб

5.3 Описание программы по расчету параметров работы скважины в периодическом режиме

Выводы

6. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ СНИЖЕНИЯ ОБВОДНЕННОСТИ ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В ПОЗДНЕЙ СТАДИИ

6.1 Способ создания «обратного конуса» в призабойной зоне пласта

6.2 Анализ выработки запасов нефти пластов Дь Дг и Дд

6.3 Способы изоляции пластовых вод и регулирование проницаемости неоднородного коллектора - 162 Выводы

7. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ БОРЬБЫ С ОСЛОЖНЕНИЯМИ В МАЛОДЕБИТНЫХ СКВАЖИНАХ

И СНИЖЕНИЯ ИХ ОБВОДНЕННОСТИ

7.1 Способы удаления парафиноотложений в малодебитных скважинах

7.2 Результаты бурения боковых стволов и технология их эксплуатации

7.3 Метод предотвращения остаточных деформаций насосного оборудования при спускоподъемных операциях

7.4 Технология волнового воздействия на продуктивный пласт

Выводы

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Научные основы и технологии насосной эксплуатации малодебитных скважин в поздние периоды разработки нефтяных месторождений"

В настоящее время ряд крупнейших нефтяных месторождений Российской Федерации находятся на поздних и заключительных стадиях разработки. К таковым относятся месторождения Республик Башкортостан, Татарстан, Удмуртии, Куйбышевской, Пермской, Оренбургской областей, а также Западной Сибири. Несмотря на истощенность и выработанность промышленных запасов эти месторождения благодаря огромным начальным запасам и совершенствованию технологий продолжают разрабатываться и оставаться экономически.рентабельными в регионах.

Открытие и ввод в промышленную разработку в начале 40-х годов уникального по своим масштабам Туймазинского нефтяного месторождения позволило в значительной степени развить и укрепить топливно-экономический комплекс страны и накопить бесценный опыт освоения природных ресурсов подобного типа.

В разные периоды разработки месторождения возникали и решались проблемы, связанные с осложнениями в добыче нефти. На сегодняшний день эти осложнения связаны преимущественно с предельно высоким обводнением пластовых жидкостей. Около 45 % насосного фонда скважин эксплуатируется, в настоящее время, в интервале обводненности 80.98 % /1,2,3,4,5,6,7,8/.

Предельно низкая пластовая энергия на поздней стадии разработки месторождения и высокая степень выработки запасов нефти являются причиной массового перевода добывающих скважин в категорию «малодебитных» с дебитом менее 3.5 м3/сутки /9,10,11,12,13,14,15,16/. Работа малодебитного фонда скважин при высокой обводненности жидкости отличается низкими значениями межремонтного периода и высокой себестоимостью нефти. Экономически это связано со значительными удельными затратами на эксплуатацию наземного оборудования при малых отборах нефти из скважин /17,18,19,20,21,22,23,24,25,26/.

К факторам, существенно осложняющим эксплуатацию, относится кривизна стволов скважин. Расположение насосов на наклонном участке ствола и его искривление способствуют возникновению радиальных сил прижатия плунжера к цилиндру, вытеснению жидкости из зоны контакта и развитию сухого трения. Это приводит к задиру металла, катастрофическому износу пар трения и резкому увеличению утечек пластовой жидкости через зазор: Присутствие в высокообводненной жидкости взвешенных механических частиц и, прежде всего, кварцевого песка кратно ускоряет износ плунжерной пары, отказы насосов и уменьшает подачу установок СШН.

То же самое можно сказать и о работе колонны штанг. Граничное трение штанговых муфт и самих штанг о насосно-компрессорные трубы в наклонных и искривленных участках ствола скважины в условиях дефицита нефти и присутствия песка в пластовой жидкости вызывает износ, увеличивает нагрузки и аварии оборудования.

В малодебитных скважинах с низкой обводненностью эксплуатация осложнена отложениями парафина в оборудовании. Малая скорость потока при этом вызывает существенное охлаждение нефти в подъемном лифте и не обеспечивает срыва кристаллов парафина с поверхности металла, ускоряя образование отложений.

Малодебитные скважины составляют значительную часть фонда насосных скважин. Только в АНК «Башнефть» до 50 % скважин эксплуатируются с дебитом скважин до 5 м3/сут. Добыча нефти таких скважин составляет незначительную долю общей добычи. Однако, ввиду многочисленности такого фонда вопросы его эксплуатации приобретают первостепенное значение с точки зрения технико-экономических показателей. Необходимо отметить, что фонд малодебитных скважин постоянно увеличивается, поскольку по мере вступления месторождений в поздний период разработки в скважинах производится отключение высокопродуктивных обводнившихся пластов и осуществляется разбуривание низкопродуктивных участков залежей, ранее не охваченных выработкой.

Отсутствие надежного насосного оборудования /129, 131/ малой производительности, низкий коэффициент полезного действия установок, частые ремонты при непрерывной эксплуатации, простои скважин в ожидании ремонтов из-за перегруженности бригад подземного ремонта, высокая обводненность добываемой продукции вынуждают переводить указанные скважины на периодическую эксплуатацию, несмотря на возможные потери в добыче нефти.

Несмотря на то, что способ периодической добычи нефти давно известен, до сих пор четко не была определена область ее рационального применения, не оценено влияние этого способа на межремонтный; период работы скважин. В имеющихся руководящих документах и методиках указывалось лишь на то, что перевод скважин с непрерывной на периодическую эксплуатацию следует осуществлять на основе анализа большого числа геолого-технических факторов.

Для проектирования эксплуатации малодебитных скважин в высокообводненный период отсутствовали достаточно точные сведения о величине возникающих утечек в насосах, скорости износа и влияния технологических факторов эксплуатации на отказы оборудования.

Исходя из того, что обводнение скважин является причиной описанных осложнений, потребовалась разработка новых технологий эксплуатации, уменьшающих поступление пластовых вод к забою скважин. Возникла необходимость разработки новых технических решений в обеспечении работоспособности УСШН, предупреждении отложений АСПО и ряде других задач.

Целью настоящей работы является повышение эффективности насосной эксплуатации малодебитных скважин в высокообводненный период разработки крупных нефтяных месторождений на базе исследований закономерностей изменения межремонтного периода работы механизированного фонда скважин, износа оборудования и гидродинамики откачки пластовых жидкостей насосами.

Основные задачи исследований

1. Анализ состояния эксплуатации крупнейшего в России Туймазинского нефтяного месторождения в поздний период разработки, структуры и основных видов отказов насосного оборудования в малодебитных скважинах с высокообводненной нефтью, результатов бурения боковых стволов на «старом» фонде скважин.

2. Исследование влияния геолого-технических, физических параметров, пространственных характеристик стволов, содержание абразивных частиц в пластовых жидкостях на межремонтный период работы скважин, коэффициент подачи УСШН и скорость износа плунжерных пар.

3. Изучение гидравлических закономерностей течения! двухфазных жидкостей через кольцевой зазор плунжерной пары насоса в лабораторных условиях, структуры и ^ вязкости водонефтяной смеси, влияющих на потери производительности УСШН!

4. Обоснование и разработка критериев перевода малодебитных скважин в периодический режим в высокообводненный период их эксплуатации, а также технико-экономический анализ параметров перевода в новый режим.

5. Создание алгоритма и методики проектирования механизированной добычи нефти из малодебитных высокообводненных скважин в постоянном и периодическом режимах.

6. Разработка технологий и технических средств обеспечения эффективности эксплуатации насосного оборудования малодебитных скважин, фонда, осложненного парофиноотложением, а также снижения объемов поступления в них попутно-добываемых пластовых вод.

Методы решения поставленных задач.

Решение поставленных задач осуществлялось теоретическими, лабораторными и промысловыми исследованиями. Лабораторные исследования проведены на стендах, моделирующих работу штанговых насосов в скважинах. Промысловые исследования проведены с помощью стандартной аппаратуры.

Статистические исследования проведены с использованием теории адаптации и обучения.

Основные защищаемые положения.

На защиту выносятся:

- результаты статистического анализа и научные основы осложнений в эксплуатации нефтяных месторождений на поздних стадиях разработки, связанные с высокой обводненностью добываемой жидкости и приводящие к снижению добычи нефти и показателей надежности работы насосного оборудования;

- гидродинамические закономерности течения высокообводненной нефти через плунжерную пару насосов и эмпирические зависимости для расчета утечек в оборудовании;

- основные принципы и критерии перевода в периодический режим и основы проектирования эксплуатации малодебитных скважин;

- технологии и технические средства эксплуатации малодебитного фонда скважин, борьбы с парафином и снижения обводненности добываемой жидкости в завершающий период разработки месторождения.

Научная новизна.

2. Установлена закономерность изменения скорости износа оборудования скважин во времени в условиях высокого содержания механических примесей в жидкости.

Практическая ценность и реализация результатов.

1. На примере крупнейшего в стране Туймазинского нефтяного месторождения выполнен анализ состояния его эксплуатации и структуры основных видов ремонтов, выявивший факторы, осложняющие эксплуатацию добывающих скважин на поздних стадиях разработки.

3. Разработаны технологии снижения обводненности скважины созданием «обратного конуса» в призабойной зоне пласта, изоляции пластовых вод с применением тампонирующих материалов, а также регулирования проницаемости неоднородных коллекторов.

4. Разработаны технологии борьбы с парафиноотложением в малодебитных скважинах и технические средства для их реализации. Создана технология волнового воздействия на продуктивный пласт с целью увеличения притока ф, нефти и снижения обводненности.

5. Выполнен анализ эффективности бурения боковых стволов (БС) добывающих скважин на поздней и завершающей стадиях разработки нефтяного месторождения. Разработаны технология и технические средства эксплуатации добывающих скважин с БС.

6. Разработан руководящий документ РД39-00147275-038-98 «Технология ведения работ при ликвидации отложений в скважинах, оборудованных фонтанным лифтом, УЭЦН, УЭДН, УСШН с использованием комплекта промывочного оборудования скважин (КОПС)».

Экономический эффект от внедрения разработанных технологий за период с 1990 по 2003 год составил 44484,7 тыс. руб.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Габдрахманов, Нурфаяз Хабибрахманович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1.На примере крупнейшего в России Туймазинского нефтяного месторождения выполнено научное обобщение и установлены основные виды и степень осложнений в эксплуатации насосного фонда скважин на поздних стадиях разработки, связанных с усиленным износом оборудования в условиях дефицита смазывающего материала (нефти), кривизны стволов, повышенного содержания абразивных частиц в добываемой продукции и снижением продуктивности скважин.

2. На базе исследований выполненных на лабораторных стендах, моделирующих работу штангового насоса, получена формула для расчета утечек жидкости через зазор плунжерной пары насоса и установлены основные закономерности течения через кольцевую щель и эмульгирования водонефтяной смеси с различным соотношением объемов фаз.

3. Разработаны научные основы и критерии перевода малодебитных скважин на периодический режим эксплуатации на базе графоаналитического определения минимальной стоимости добычи нефти. Созданы методики прогноза межремонтного периода работы и коэффициента продуктивности скважин в условиях изменяющейся во времени депрессии на пласт.

4. Разработан алгоритм проектирования насосной добычи нефти из малодебитных скважин на основе принципа достижения максимально возможного отбора нефти из скважин при сохранении достаточной надежности работы оборудования. Предложена методика конструирования оборудования скважин с учетом нагрузок от вязкого и граничного трения в искривленном стволе, а также напряжений изгиба в штангах.

5. Для снижения обводненности добываемой продукции разработаны и в широких масштабах внедрены:

- технология изоляции пластовых вод путем закачки в водонасыщенные пропластки закупоривающих реагентов на основе нефелина, соляной кислоты и цеолитсодержащего компонента (1-й вариант), а также раствора каучука в стироле с добавлением инициатором полимеризации (2-й вариант).

6. Разработаны технологии и технические средства для удаления ^ парафиновых отложений из малодебитных скважин с использованием растворителей - смеси гексана с товарной нефтью.

8. Выполнен анализ результатов бурения боковых стволов добывающих скважин на поздних стадиях разработки месторождения. Установлено, что наибольшая эффективность имеет место на залежах с трудноизвлекаемой нефтью (Кизеловский горизонт Турнейского яруса).

Разработаны технологии и технические средства насосной эксплуатации скважин с боковыми стволами.

9. Общий экономический эффект от внедрения разработок за период с 1996 по 2003 г.г. по ОАО АНК «Башнефть» составил 44484,7 тыс. руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Габдрахманов, Нурфаяз Хабибрахманович, Уфа

1. Габдрахманов Н.Х., Галиуллин Т.С., Ермоленко А.Ф. и др. Некоторые особенности эксплуатации малодебитных скважин НГДУ «Туймазанефть»У Актуальные проблемы добычи нефти на месторождениях НГДУ «Туймазанефть». ТрУ Башнипинефть, вып.104 Уфа, 2000 г.- с 32-37.

2. Галиуллин Т.С., Малец О.Н., Якупов Р.Ф., Рогов А.Н. Анализ разработки Мустафинского нефтяного месторождения / Актуальные проблемы добычи нефти на месторождениях НГДУ "Туймазанефть". ТрУ Башнипинефть, вып. 104 Уфа, 2000г.- с. 9-16.

3. Габдрахманов Н.Х., Валеев М.Д., Уразаков К. Р. Исследование межремонтного периода и коэффициента подачи штанговых установок / Актуальные проблемы добычи нефти на месторождениях НГДУ "Туймазанефть". ТрУ Башнипинефть, вып. 104 Уфа, 2000 г.- с. 65-78.

4. Габдрахманов Н.Х., Галиуллин Т.С., Уразаков K.P. Особенности работы штанговых установок на поздней стадии разработки нефтяных месторождений//Тр. / Башнипинефть. / Уфа.-2000.-Вып.ЮЗ.- с. 26-32.

5. Уразаков K.P., Мельников О.И., Андреев В.В. и др. Выбор способа эксплуатации и расчета технологического режима работы скважин // Нефт. хоз-во.- М.1994.-№3 .- с. 42-46.

6. Габдрахманов Н.Х. Состояние эксплуатации скважинных насосов в НГДУ «Туймазанефть»./ Современные проблемы бурового оборудования и нефтепромысловой механики /Межвуз. темат. сб. науч. тр., Уфа, Изд. УГНТУ, 1996.- с. 52-57.

7. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти: Учебное пособие для техникумов. М.: Недра, 1989 г.,- с. 245.

8. Справочник по добыче нефти. /Под редакцией K.P.Уразакова -М.: Недра, 2000 г.,-с. 374.

9. K.P. Уразаков, Д.К. Гайсин, Э.М. Тимашев. Методическое руководство по выбору технологических параметров эксплуатации наклонно-направленных скважин в режиме периодической откачки, Уфа, Башнипинефть, 1989.- с.26.

10. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами.- М.: Недра, 1979с213.

11. Справочник по добыче нефти. Под ред. Ш.К. Гиматудинова.-М.:Недра,-1974.- с. 680.

12. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти /Под общей ред. Ш.К. Гиматудинова. М.: Недра.-1983.- с. 455.

13. Султанов Б.З., Габдрахманов Н.Х. Установление режима работы малодебитных скважин в НГДУ «Туймазанефть»./ Сб. Современные проблемы бурового оборудования и нефтепромысловой механики /Межвуз. темат. сб. научлр. Уфа, Изд-во УГНТУ.-1996.- с. 76-82.

14. Хабибуллин З.А., Фасхутдинов РА., Хусаинов З.М. Оптимизация режима работы малодебитных скважин на залежах аномальных нефтей. Уфа:УНИ-1989.- с. 70.

15. Кулизаде К.Н., Хайкин И.Е. Электроэнергетика насосной нефтедобычи.-М.: Недра, 1962.

16. В. М. Милинский, В. И. Харламенко и Л. X. Лутфуллин. Зависимость расхода электроэнергии от коэффициента подачи глубинного насоса / Нефтепромысловое дело.- 1972.-М.: ВНИИОЭНГ- № 4, с. 16-18.

17. Климец A.B., Уразаков K.P. Анаше энергетических характеристик станков-качалок // Ученые Башнипинефти дальнейшему развитию нефтедобывающего комплекса республики Башкортостан. Сб. научн. тр., Башнипинефть, Уфа, вып. № 100,2000 г.,- с. 121-128.

18. Карапетов К.А., Балакирев Ю.А., Кроль B.C. Рациональная эксплуатация малодебитных нефтяных скважин. М.: Недра -1966 г.,- с. 183.

19. Некоторые вопросы совершенствования энергосберегающей и природоохранной технологии в нефтедобывающей промышленности //Нефтепромысловое дело: Рефер. науч. техн. сбУВНИИОЭНГ-М. 1989.-Вып. б/н.

20. Зубаиров С.Г. Пути улучшения энергетических показателей работы насосной установки // Уфа.- Изд-во УНИ 1995 г.,- с. 93.

21. Бахир Ю.В. Энергетический режим эксплуатации нефтяных месторождений // М., Недра-1978 с. 224.

22. Валовский В.М. Создание, исследование и совершенствование техники и технологии эксплуатации малодебитных нефтяных и битумныхскважин в осложненных условиях. Дис. докг. техн. наук: 05.15.06.; 05.04.07.-М.:ВНИИ, 1996.-с. 265.

23. Исхаков И.А., Гайнуллин К.Х., Гарифуллина Л.А. и др. Анализ эксплуатации скважин с боковыми стволами на месторождениях АНК «Башнефть» // Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ-2002.- №11.- с. 12-17.

24. Габдрахманов Н.Х., Галиуллин Т.С., Якупов Р.Ф. и др. Обобщение геолого-физических данных с целью выявления остаточных запасов нефти при бурении боковых стволов в НГДУ «Туймазанефть» // Нефтепромысловое дело-М.: ВНИИОЭНГ-2002 № 11.-е. 17-21.

25. Абайдуллин Ш.А., Гулиев Б.Б. Влияние режима откачки релаксирующих нефтей на подачу плунжерного скважинного насо-са.//Азербайджанское нефтяное хозяйство.-1982.- № 8. с. 37-38.

26. Валеев М.Д., Ахмадеев Р.Х., Газетдинов М.Б. Оптимизация ре жимов откачки обводнившихся нефтей из скважин //Технология добычи нефти и бурения скважин: Сб.науч.тр./Башнипинефть.-1979.-Вып. 56.- с. 7076.

27. Валеев М.Д. Расчет предельных напряжений в насосных штангах //Машины и нефтяное оборудование: Отечест. опыт: Экспресс информ./ М.: ВНИИОЭНГ.-1985.-№ 11,- с. 4-8.

28. Локшин Л.И. О работе штанг в искривленных скважинах ТрУ /ПермНИПИнефгь-1973.- с. 147-151.

29. Тимашев А.Т., Габдрахманов Н.Х., Мингулов Ш.Г. Проблемы оптимизации добычи нефти из нефтяных скважин. Межвуз.сб.научн.тр.к40-летию ОФ УГНТУ, г.Окгябрьский.-1996,- с. 31-37.

30. Тимашев Л.Т. Мингулов Ш.Г. Проблемы оптимизации добычи не({гги из нефтяных скважин. / Экология, разработка нефтяных и газовых месторождений, бурение скважин и скважинная добыча нефти. Межвузовский сборник научных трудов, г.Октябрьский, 1996,- с. 8-15.

31. Ахмадишин Р.З. Выбор рациональной технологии глубиннонасосной добычи на поздней стадии разработки месторождения высоковязкой нефти //Тр. /Башнипинефть. -1991.-Вып.82.- с. 117-129.

32. Валишин Ю.Г. Результаты исследований работы штанговых насосных установок на месторождениях Башкортостана //Тр./ Башнипинефть.-1995.-Вып.89.- с. 68-76.

33. Иконников И.И., Алексеев Ю.В., Уразаков Т.К. Исследование факторов, осложняющих эксплуатацию погружных центробежных насосов //Сб.аспирантских работ.-Уфа:Башнипинефть, 1996.- с. 3-12.

34. Михайлов А.Н., Савельев В.Ф. Выявление и анализ причин досрочного обрыва насосных штанг //НТЖ Нефтепромысловое дело.-М.:ВНИИОЭНГ,1994.-№7-8., с. 28-29.

35. Уразаков К.Р., Шарин Л.К., Акмаров Р.Ф., Тимершин Р.Ю. Продольный изгиб цилиндра штангового насоса и его предупреждение в наклонно-направленной скважине //Тр. /Башнипинефть.- Уфа 1992.-Вып.86.-с.202-121.

36. Уразаков К.Р., Князев О.В., Бахтизин Р.Н., Мухаметшин Р.К. Диагностика работы УСШН на основе анализа данных динамометрии //Тр. /Башнипинефть.- Уфа 1995 -Вып.90.,- с. 54-61.

37. Тукаев А.Ш, Уразаков K.P., Рагулин В.А. Исследование влияния мех. примесей на межремонтный период работы скважины //Тр. / Башнипинефть. / Уфа.-2000.-Вып. 1 ОЗ.- с.23-26.

38. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предупреждение осложнений при добыче обводненной нефти // Башкнигоиздат, Уфа.- 1987.-с. 181.

39. Гарипов Ф.А., Валеев М.Д., Фазлутдинов И.А. Оценка эмульгирующей роли газа в обводненных скважинах // Нефтепромысловое дело: Науч.-техн.сб. М.: ВНИИОЭНГ.- 1981.-№ 3.- с. 12-14.

40. Мищенко И.Т. Некоторые вопросы совершенствования механизированных способов добычи нефти // Тематич.науч.-техн.обзор: Сер.Нефтепромысловое дело.М.: ВНИИОЭНГ.-1978.- с. 44.

41. Чубанов О.В. Эксплуатация скважин в осложненных условиях. М.:Недра.-1982.-с. 157.

42. Валишин Ю.Г. Результаты исследований работы штанговых насосных установок на месторождениях Башкортостана. ./Тр.Башнипинефть, Научные исследования в старом нефтедобывающем регионе. Вып.89.- Уфа.-1995.-с. 68-77.

43. Кульбак С. Теория информации и статистики. М, Наука.- 1967.- с.167.

44. Информатика в статистике: Словарь-справочник / Под ред. Д.М. Дайтбегова. М.: Финансы и статистика, 1994 г.

45. Большев JI.H., Смирнов Н.В. Таблицы математической статистики. М.: Наука.-1983.- с. 416.

46. Габдрахманов Н.Х. Совершенствование глубиннонасосной добычи высокообводненной нефти из наклонных скважин с малым дебитом./ Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук, Уфа, 1998,-с. 19.

47. Алексеев Ю.В., Штайгервальд А.Э., Уразаков К.Р. Эмпирические зависимости коэффициента подачи штанговой насосной установки. / Сб. на-учн. тр. Башнипинефть, вьш. № 103, Уфа, 2000 г.,- с. 9-15.

48. Адонин А.Н. Оптимальный коэффициент подачи глубинных насосов // Нефт.хоз-во.-1973.-№ 5.- с. 30-33.

49. Бурцев И.Б., Ибрагимов Ф.И. К определению коэффициента подачи штангового глубинного насоса //Физико-химия и разработка нефтяных месторождений:АГр.ин-та/УНИ.-1978- с. 45-49.

50. Петросов А.П., Троцкий В.Ф. Зависимость коэффициента наполнения от давления на приеме скважинного насоса //Нефтепромысловое дело: Научн.-техн.сб. М.: ВНИИОЭНГ.- 1978.-Л» 9.- с. 19-22.

51. Мищенко И.Т. Теоретические основы подъема жидкости из скважин. Часть 2.-М.:МИНХиГП им. И.М.Губкина.-1979.- с. 80.

52. РД 39-1-1234-84 ВНИИ "УкргипроНИИнефть". Инструкция по оптимизации насосных скважин, оборудованных УСШН и работающих в условиях высоких газовых факторов и низких динамических уровней.

53. Габдрахманов Н.Х. Состояние эксплуатации скважин ных насосов в НГДУ «Туймазанефть»У Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики/ Межвуз. темат. сб. науч. тр., Уфа, Изд. УГНТУ, 1996.- с. 52-57.

54. Уразаков К.Р. Технология добычи обводненных нефтей из наклонно- направленных скважин //Тр. /Башнипинефть Уфа. -1992.-Вып.86.-с.231-234.

55. Уразаков К.Р. Эксплуатация наклонно- направленных скважин // М., Недра-1993.

56. Амирханов Р.Х., Амирханов P.P. Перевод малодебитных скважин на режим медленного хода насоса//Нефт.хоз-во.-1989.- № 9.- с. 66-68.

57. Ахмадишин Р.З. Особенности добычи высоковязкой нефти из магюдебитных скважин //Тр. / Башнипинефть Уфа.- 1989.- № 80.- с. 95-104.

58. Гирфанов A.A. Определение давления у приема глубинных насосов //Нефтепромысловое дело: Рефер. наун.-техн. сбУ М.:ВНИИОЭНГ.-1972.-№ 10.-с. 12-15.

59. Анализ, выбор и установление оптимальных режимов работы глубинонасоснош оборудования установок ШГН / Габдрахманов А.Г., Пчелинцев Ю.Н., Закиров С.С. и др. Отчет по теме 9- 71 ЦНИПР / НГДУ «Южарланнефть» Нефтекамск, п.Редькино.-1971.- с. 39.

60. Бурцев И.Б., Ибрагимов Ф.И. К определению коэффициента подачи штангового глубинного насоса //Физико-химия и разработка нефтяных месторождений: Тр.инс-та/УНИ.-1978.- с. 45-49.

61. Хакимов P.C., Юсупов О.М. Изучение смазывающей способности различных сред. Тр./ВНИИСПТнефть: Сбор, подготовка нефти и воды и защита от коррозии нефтепромыслового оборудования, Уфа, 1980,-с. 16-19.

62. Хакимов P.C. Исследование антифрикционных присадок к рабочей жидкости гидропоршневых насосов. Тр./ВНИИСПТнефть: Совершенствование техники и технологии сбора и подготовки нефти и воды. Уфа, 1981,-с. 31-35.

63. Валишин Ю.Г., Генералов И.В., Валеев А.М. Выбор рационального способа эксплуатации нефтяных скважин Кирско-Коттынского месторождения. Совершенствование технологий добычи, бурения и подготовки нефти //Тр./ Башнипинефть. / Уфа.-2000.-Вып. 103.- с. 4-8.

64. Уразаков K.P., Багаутдинов НЛ., Атнабаев З.М., Алексеев Ю.В., Рагулин В.А. Особенности насосной добычи нефти на месторождениях Западной Сибири. М: ВНИИОЭНГ, 1997,- с. 56.

65. Пирвердян А.М. Гидромеханика глубиннонасосной эксплуатации. -1М.:Недра.-1965.-с. 191.

66. Валеев М.Д., Исанчурин Б.Л. Об одной нестационарной задаче гидродинамики штанговой установки/ Тр. Башнипинефть, вып. 37, Уфа, 1973,- с. 25-33.

67. Патент № 2159867. Установка для испытания скважинных штанговых и винтовых насосов АНК «Башнефть». Уразаков K.P., Габдрахманов Н.Х., Галиуллин Т.С., Ахтямов М.М. и др. 2001.

68. Патент № 2133378. Стенд для обкатки скважинных насосов АНК «Башнефть». Габдрахманов Н.Х., Уразаков K.P., Жулаев В.П. и др.

69. Патент №2133378; Габдрахманов Н.Х., Уразаков К. Р. Иконников И. И. Родников В. В. Андреев В. В. Султанов Б.З. Стенд для обработки скважинных насосов // Заявлен 02.09.1997, опубликован 20.07.1999г.

70. Уразаков K.P., Габдрахманов Н.Х., Латыпов А.М. и др. Особенности работы плунжерной пары штангового насоса при добыче обводненной нефти У Тр. Башнипинефть, вып. 110. Уфа, 2002,- с.74-77.

71. Репин H.H., Юсупов О.М., Валеев М.Д. и др. Предупреждение образования эмульсий при добыче нефти. — М.: ВНИИОЭНГ, 1979, 49 с.

72. Батыров Х.М. Относительная скорость подъема нефти в эксплуатационной колонне скважин // Нефтепромысл.хоз-во месторождений Татарии:/Тр.ин-та/Татнипинефгь.-1978.-Вьщ.39.- с. 137-141.

73. Батыров Х.М. Результаты экспериментального исследования удельного веса водонефтяной смеси в эксплуатационной колонне насосных скважин //Нефтепромысловое хозяйство месторождений Татарии:/Тр.инта/Татнипинефть.-1977.-Вып.35.- с. 127-134.

74. Валеев М.Д. Скважинные насосы для добычи обводненной нефти //Совершенствование процессов бурения скважин и нефтедобычи: Сб.научн.тр./Башнипинефть. Уфа -1988.-Вып.78.- с. 96-100.

75. Валиханов A.B., Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Вопросы подъема обводненной и безводной нефти фонтанным и насосным способами.-Казань: Таткнигоиздат.-1971.-е. 148.

76. Олегов Д.О. Вопросы исследования структуры двухфазного потока на забое обводненных скважин //Техника добычи нефти: Сб.Научн.трУВННИ,-1967.-Вьт.51.- с. 35-39.

77. Осипов М.Г. Добыча безводной нефти из залежи с подошвенной водой //Нефтяное хозяйство.-1957. № 12.- с. 42-51.

78. Баймухаметов К.С., Нугаев PJL, Кисляков Ю.П. и др. Исследование распределения жидкости по удельному весу в глубинонасосных скважинах // Нефтепромысловое дело: Рефер. научно-технич.сбУМ.:ВНИИОЭНГ.-1964.-№ Ю.-с.25-27.

79. Валеев М.Д. Исследование технологии подъема обводненной нефти в стволе скважины с помощью модели потока дрейфа // Тр. Башнипинефть, 1992,вып.86.-с. 218-223.

80. Харьков В.А. Эксплуатация обводненных скважин. Казань: Таткнигоиздат.-1967.- с. 79.

81. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах. М.: Недра:-1987.- с. 144.

82. Coy С. Гидродинамика многофазных систем //Перевод с англ. из. под ред. Дейча М.Е. -М.:Мир -1971.- с. 536.

83. Методические рекомендации по составлению бизнес-планов объектов нефтяной пром ышленности .-Минтопэнерго РФ, 1997.- с. 201.

84. РД 39-01/06-0001-89 Методические рекомендации по комплекс ной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности. -М.: ВНИИ, 1989.- с. 212.

85. РД 153-39-007-96 Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. -М.:ВНИИ, 1996.-с. 201.

86. РД 03-00147275-065-2001. Глубиннонасосное оборудование. Методика подбора./ Башнипинефть, Уфа, 2001 г., с. 81.

87. Махмудов С.А., Абузерли М.С. Монтаж, обслуживание и ремонт скважинных электронасосов/ М: Недра, 1995 г.

88. Минликаев В.З., Уразаков К.Р., Баймухаметов Т.К., Чиняев В.В., Габдрахманов Н.Х., Алексеев Ю.В., Еникеев Р.М. Метод расчета забойного давления по динамическому уровню. Тр.Башнипинефть, вып.94, 1998 г.,-с. 179-182.

89. Вольдек А.И. Электрические машины.: Высшая школа, 1974 г.

90. Сароян А.Е., Субботин М.А. Эксплуатация колонн насосно-компрессорныхтруб. М.: Недра.-1985.- с. 217.

91. Инструкция по расчету колонн насосно-компрессорных труб. РД 39-306-79, Куйбышев, 1980.

92. Г.П.Бурлакова, В.С.Козловский, И.О.Шевченко «Автоматизация расчета колонн насосно-компрессорных труб». Нефтяное хозяйство, № 4, 1996.

93. Патент № 2178517. Способ разработки нефтяной залежи в поздней стадии АНК «Башнефть». Габдрахманов Н.Х., Якупов Ф.М., Якупов Р.Ф. и др. Заявлен 31.03.2000, опубликован 20.01.2002.

94. Патент № 2167285. Состав для регулирования проницаемости неоднородного коллектора. АНК «Башнефть». Габдрахманов Н.Х., Галиуллин Т.С., Якупов Ф.М. и др. 2001 .Заявлен 21.11.1999, опубликован 20.05.2001.

95. Велиев Ф.Г., Курбанов P.A., Алиев Э.Н. Применение метода импульсно-отрицательного давления в борьбе с парафинообразованием //Азербайджанское нефтяное хозяйство. -1988.- №10. с. 29-31.

96. Мирзаджанзаде А.Х., Галлямов М.Н., Шагаев Р. Г. Технологические особенности добычи неньютоновской .нефти в Башкирии. Уфа: Баш-книгоизлат.-1978.-с. 175.

97. Сулейманов А.Б., Мамедов К.К. , Ширинов М.М. и др. Результаты лабораторных исследований нового реагента для удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений //Азербайджанское нефтяное хозяйст-во.-1988.-№1.- с. 35-36.

98. Галлямов М.Н., Гарифуллин А.Ш., Лозин Е.В. Состояние разработки месторождений аномальных нефтей в Башкирии //Аз.нефт.хоз-во.-1996.-№ 11.-е. 14-21.

99. Рагулин В.А., Гарифуллин Ф.С. Опыт применения забойных дозаторов химреагента в НГДУ Краснохолмнефть //Тр./Башнипинефть.-1995.-Вып.90- с. 77-82.

100. Каштан Л.С., Габдрахманов Н.Х. Скважинные дозаторы химреагентов для повышения производительности малодебитных скважин //Нефть и газ 97. Проблемы добычи, транспорта, хранения и переработки, УГНТУ, Уфа.-1997.- с. 58.

101. Голубев М.В., Уметбаев В.В., Хамитов O.P., Абдуллин И.И. Опыт применения глубинных насосов- дозаторов на нефтепромыслах Башкортостана//Тр. / Башнипинефть. / Уфа.-2003.-Вып.112.- с. 118-120.

102. Gomposit catalog of oil field cguipment and services, Published by World Oil-1986-1987.

103. Gates C.F., Jund K.D. ,Surfase R.A. In-Citu Combustion in the tu-lare Formation,South Berlidge Field, Keru Country,California // J.of Pet-rol.Technol., 1978.-Vol.30,numb.5.-P.798 806.

104. Ryalty M.L. Development of anew downhole pumping sistem // J.Petrol.Technol.-1983.-Vol.35,питЬ.10.-Р.1709-1718.

105. Lea J.F. What's new in artificial lift // World ОП.-1985.-Vol.200, numb. 6. -P.39-40.

106. Lea J.F., Winkler H.W. What's new in artificial lift // World Oil. -1989,-Vol. 208, numb. 5.-P.30-34,36,38,40.

107. Патент № 2179627. Устройство для промывки насосно-компрессорных труб нефтегазодобывающих скважин. Габдрахманов Н.Х., Низов В.А., Галиуллин Т.С. и др. Заявлен 31.03.2000г, опубликован 20.02.2002г.

108. Патент № 2179622. Лубрикатор АНК «Башнефть». Габдрахманов Н.Х., Галиуллин Т.С., Низов В.А. Заявлен 31.03.2000,опубликован 27.06.2001.

109. Патент № 2169831. Устройство для очистки нефтяной скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений. ЗАО «РЭНЕС». Габдрахманов Н.Х.,

110. Мингулов Ш.Г., Шипулин A.B. и др. 2001. Заявлен 28.10.1999, опубликован 27.06.2001.

111. Гилязов P.M., Габдрахманов Н.Х., Рамазанов Г.С., Уразаков K.P., Валеев М.Д. Бурение и эксплуатация скважин с боковыми стволами. Под редакцией ВалееваМ.Д. и Уразакова K.P. Уфа, 2000 г.,- с. 152.

112. РД 39-1-728-82 «Расчет рабочих характеристик глубинных скважин ных насосов, работающих в наклонно-направленных скважинах». Башнипинефть Уфа, 1982 г.,- с. 24.

113. Патент № 2161269. Скважинный штанговый насос АНК «Башнефть». Габдрахманов Н.Х., Уразаков K.P., Алексеев Ю.В. и др. Заявлен 11.03.1999, опубликован 24.07.2000.

114. Султанов Б.З., Габдрахимов М.С., Габдрахманов Н.Х. и др. Восстановления профиля приемистости нагнетательных скважин гидравлическим вибратором./ Тр. Башнипинефть , вып. 104. Уфа, 2000,- с.26-32.

115. Патент № 2171354. Способ волнового воздействия на продуктивный пласт и устройство для его осуществления. АНК «Башнефть». Исхаков H.A., Габдрахманов Н.Х, Мингулов Ш.Г. и др. 2001. Заявлен 14.08.2000, опубликован 27.07.2001.

116. Уразаков K.P., Минликаев В.З., Песляк Ю.А. Экспериментальное исследование трения муфт и штанг о насосные трубы // Тр. Башнипинефти.-1985.-Уфа Вып. 72.

117. Афанасьев В.А., Овсий Л.И., Сергеев А.Г. Обоснование направлений развития технических средств подъема жидкости из скважин //Нефт.хоз-во.-1991.-№1.-с. 14-22.

118. Вирновский A.C. Теория и практика глубиннонасосной добычи нефти //Тр. инс-та /ВНИИ.- 1 97 1 .-Вып.57.-с. 1 84.

119. Онгемах Г.И. Приоритетные направления в нефтяном машиностроении //Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной промышленности: информ.сб. «Нефтяная и газовая промышленность» /ВНИИОЭНГ.-1990.-№ 1. с. 31 -34.

120. Ишмурзин A.A. Гидродинамика течения скважинной жидкости в зазоре плунжерной пары штангового насоса //Контактная гидродинамика: Тез.докл.1У Всесоюз. конф.- Куйбышев: /Куйбышев,авиац.ин-т.-1986.,-с. 18.

121. Литровенко М.Г., Алиев Н.И. Исследование работоспособности трущихся пар «штанговая муфта насосно-компрессорная труба» //Машины и нефтяное оборудование: Рефер. науч. -техн. сб. /ВНИИОЭНГ.-1974.-№ 11.-с. 14.

122. Песляк Ю.А., Уразаков K.P. Трение штанг в наклонно направленной скважине //Нефт.хоз-во-1990.-№ 10.- с. 60-63.

123. Патент № 2132967. Скважинный штанговый насос АНК «Башнефть». Уразаков K.P., Жулаев В.П., Габдрахманов Н.Х. и др. Заявлен 21.04.1997, опубликован 10.07.1999.

124. Патент № 2175049. Способ изоляции продуктивного пласта. Габдрахманов Н.Х., Павлычев В.Н., Уметбаев В.Г. и др. Заявлен 30.06.1998, опубликован 18.08.2000.

125. Уразаков K.P., Галеев Ф.Х., Янтурин А.Ш. Влияние дебита скважины на уровень жидкости в межколонном пространстве //Нефт.хоз-во-2003.-№ 11.- с. 85-86.-а

Информация о работе

Габдрахманов, Нурфаяз Хабибрахманович
доктора технических наук
Уфа, 2005
ВАК 25.00.17

Диссертация

Научные основы и технологии насосной эксплуатации малодебитных скважин в поздние периоды разработки нефтяных месторождений - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Научные основы и технологии насосной эксплуатации малодебитных скважин в поздние периоды разработки нефтяных месторождений - тема автореферата по наукам о земле, скачайте бесплатно автореферат диссертации

Похожие работы