Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Особенности технологии эксплуатации электроцентробежными насосами скважин с неустановившимися режимами работы

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Особенности технологии эксплуатации электроцентробежными насосами скважин с неустановившимися режимами работы"

На правах рукописи

I

I,

ЕРКА БОРИС АЛЕКСАНДРОВИЧ

ОСОБЕННОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫМИ НАСОСАМИ СКВАЖИН С НЕУСТАНОВИВШИМИСЯ РЕЖИМАМИ РАБОТЫ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2006

Работа выполнена в Закрытом акционерном обществе «Тюменский нефтяной научный центр» (ЗАО ТННЦ)

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Телков Александр Прокофьевич

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Кучумов Ра шит Ямгитдинович

- кандидат технических наук, доцент Чириков Леонид Иванович

Ведущая организация - Открытое акционерное общество

«Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

Защита состоится 13 апреля 2006 года в II00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72, каб. 32.

Автореферат разослан 11 марта 2006 года.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук, профессор ^ В. П. Овчинников

2006А

з

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Объем добычи углеводородного сырья, стабильность и результативность работы нефтегазодобывающих предприятий в настоящий период во многом связаны с эксплуатацией месторождений на поздней стадии их разработки. Понижение пластового давления, искусственное его поддержание путем закачки воды в продуктивные пласты и другие факторы отражаются на изменении во времени дебита скважин.

Большинство скважин эксплуатируются с помощью электроцентробежных насосов (ЭЦН), но несмотря на многообразие имеющихся методик и программных комплексов подбора ЭЦН к скважине, известных на настоящие время, не всегда удается обосновать типоразмер насоса из-за того, что в расчетах не учитывается изменение многих из факторов во времени, а исходные данные вводятся без прогнозирования на будущее. При этом возникает необходимость в замене одного типоразмера насосного оборудования на другой, с большего на меньший или наоборот. Зачастую на одной и той же скважине такие замены производятся по несколько раз в год. Обычно замене одного типоразмера ЭЦН на другой предшествуют попытки привести в соответствие подачу насоса с притоком пластовой жидкости в скважину. Для этого используют крайне неэкономичный способ регулирования подачи насоса - дросселирование на устье скважине или переводят работу насоса на режим периодических выключений (АПВ), что ведет к уменьшения межремонтного периода работы погружного оборудования. Внедряющийся на протяжении многих лет способ регулирования подачи скважинных насосов путем изменения частоты вращения вала погружного электродвигателя требует значительных затрат и имеет узкую область применения.

Ни один из применяющихся способов не дает возможности приведения в соответствие подачи насоса с дебитом скважины. Такое соответствие можно получить, если управлять притоком жидкости в скважину путем поддержания заданной депрессии на пласт, т.е. автоматически поддерживать постоянным необходимое давление в затрубном пространстве.

Цель работы - увеличение добычи нефти и обеспечение стабильности работы добывающих скважин на месторождениях в поздней стадии разработки.

Основные задачи исследований

- анализ режимов работы систем «скважина-насосная установка» и «скважина-прискважинная зона пласта»;

- анализ существующих методик подбора погружного оборудования, существующих средств и технологий поддержания динамического уровня;

разработка новой технологии автоматического поддержания динамического уровня в скважине;

- проведение в промысловых условиях

технических средств для автоматического поддержания заданного динамического уровня в скважине.

Научная новизна

1. Разработана и экспериментально подтверждена технология автоматического поддержания динамического уровня с применением переливного клапана непрямого действия (Пат. № 34629 РФ).

2. Разработаны классификации скважин по режимам их работы для пласта АВг-з Самотлорского месторождения и способов регулирования подачи погружных центробежных насосов.

3. Выявлена величина предельной депрессии для пласта АВ2.3 Самотлорского месторождения, при которой происходит резкое снижение продуктивности скважин.

Практическая ценность полученных результатов

Применение разработанной технологии автоматического поддержания динамического уровня позволит:

увеличить дебит добывающих скважин;

стабилизировать во времени работу скважин и нефтедобывающего предприятия в целом;

- увеличить наработку на отказ погружных насосов;

- упростить методику подбора внутрискважинного оборудования;

Разработанная технология автоматического поддержания

динамического уровня прошла промысловые испытания на Самотлорском месторождении и рекомендована к внедрению.

Реализация результатов н апробация работы

Материалы и основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: конкурсе студенческих научных работ, посвященного памяти профессора В.И. Муравленко (Тюмень, 2000); 55-й Юбилейной Межвузовской студенческой научной конференции «Нефть и газ - 2001» (Москва, 2001); всероссийской научно-технической конференции «Проблемы совершенствования технологий строительства и эксплуатации скважин, подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса» (Тюмень, 2001); молодежной научно-практической конференции ОАО «Татнефть» (Альметьевск, 2002); научно-технической конференции, посвященной 90-летию со дня рождения В.И. Муравленко «Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки» (Тюмень, 2002); научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии -нефтегазовому региону» (Тюмень, 2002); областном конкурсе «Лучшее использованное техническое решение» (Тюмень, 2003).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 17 печатных работ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 125 страницах машинописного текста, состоит из введения, 5 разделов, основных выводов и

рекомендаций, списка использованных источников из IIS наименований и 2-х приложений, содержит 53 рисунка, 3 таблицы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность выбранной темы диссертационной работы, сформулированы цель, задачи исследований, новизна и практическая ценность.

В первом разделе проведен анализ методик и программных комплексов для подбора погружных электроцентробежных насосов.

Подбор ЭЦН к добывающей скважине означает определение типоразмера или ряда типоразмеров насоса, обеспечивающих заданный дебит пластовой жидкости, при показателях ЭЦН наиболее близких к номинальным подаче, напору, мощности, исходя из рабочих характеристик каждого типоразмера установки. Если рассматривать вопрос подбора ЭЦН в более широком смысле, то необходимо учитывать взаимодействие системы "нефтяной пласт - скважина - насосная установка" и на основе этого определять основные рабочие показатели этой взаимосвязанной системы, а так же выбирать сочетания этих показателей.

В основу анализа методик подбора ЭЦН положены работы И.Т. Мищенко, K.P. Уразакова, В.Н. Ивановского, а так же работы П.Д. Ляпкова, методики, созданные в БашНИПИнефть и ТатНИПИнефть, в НК "ЮКОС" и работы, выполненные B.C. Линевым и А.Н. Дроздовым. В 70-х годах были опубликованы методики фирмы Reda, расчеты по которым проводились на ЭВМ, и методики, разработанные в Особом конструкторском бюро по бесштанговым насосам, в которых применяется достаточно упрощенный алгоритм расчета основных данных при работе насосных установок. Более полной методикой подбора своих насосных установок пользуются специалисты фирмы «ESP», но при расчетах в данной методике не учитываются значения истинных вязкости, плотности и газосодержания водонефтегазовой смеси. Программа SubPUMP™, разработанная компанией Petroleum Information Dwight's, позволяет выбирать решения о системе "пласт-скважина-насос" для множества вариантов подбора, отвечающих исходным требованиям пользователя, но отсутствует база данных с историей режимов работы скважины, а так же режим автоподбора оборудования.

Разработанный компанией Edmburg Petroleum Services программный комплекс FloSystem 3, включает в себя программу WellFlo. WellFlo позволяет построить модель скважины графическим способом или в виде таблицы и произвести подбор оборудования при различных условиях эксплуатации. В данном программном комплексе отсутствует режим автоподбора и тепловой расчет погружного электродвигателя.

Компанией Schlumberger разработан программный комплекс PIPESIM, который обеспечивает моделирование установившегося многофазного потока для нефтегазодобывающих систем. Основная особенность PIPESIM заключается в интегрированном и открытом построении системы, что позволяет разрабатывать общую модель системы добычи от пласта до

технологического оборудования, но в нем отсутствует база данных по электроцентробежным насосам российского производства и при расчетах не учитывается возможность освоения скважины.

Фирмой "ОКБ БН - Компас" со второй половины 1980-х годов активно внедрялся на нефтяных промыслах пакет прикладных программ «СПИНАКЕР», в основе которого, применяется один из самых полных и имеющих наименьшее количество допущений алгоритм подбора оборудования к нефтяным скважинам, что требует оперативного получения самой полной и достоверной геолого-технической информации, без которой его применение становится нецелесообразным.

На кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина разработан программный продую; который известен под именем "Диагност" и "Автотехнолог", являющийся продолжением работ П.Д. Ляпкова, И.Т. Мищенко, В.И. Игревского и А.Н. Дроздова. При его использовании требуется обработка данных по большому количеству скважин, что занимает большое время.

Коллектив авторов «БашНИПИнефть» под руководством К.Р. Уразакова и Ю.В. Алексеева разработал программно-технологический комплекс «НАСОС», в котором заложен анализ состояния добывающих скважин с использованием информационного массива и данных промысловых исследований, в т.ч. данных инклинометрии ствола скважин, расчетов рациональных технологических параметров ЭЦН, температурного режима электродвигателя и кабеля, равнопрочной конструкции колонны насосно-компрессорных труб. Все это требует наличия большого количества геолого-технической информации.

ЗАО «Новомет-Пермь» предлагает свой программный продукт для подбора ЭЦН - «ЫеоБеЬРго». Основной особенностью «ЫеовеЬРго» является то, что в нем предусмотрено обоснование конической схемы компоновки ЭЦН (насос, состоящий из секций ступеней на разную подачу), но отсутствует возможность расчета деформации погружного агрегата

ООО «Нефтеспецтехника» предлагает пакет программ «УЕСМ», где заложенные методики учитывают все основные физические факторы, имеющие место в реальных процессах подъема газожидкостной смеси гидродинамические эффекты, проявляющиеся при работе насоса. Но в нем отсутствует возможность технико-экономического оценки подбора оборудования и возможность расчета деформации погружного агрегата.

Основные сведения о некоторых современных программах и алгоритмах подбора установок ЭЦН к нефтяным скважинам приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Сравнение программных комплексов и методик подбора ЭЦН

Параметры Программы подбор M

программы SnbPUMP WelIFIo Red» PIPESIM ESP Сташкер Автотехж» ЛОГ Алгоритм П.Д Лиииом гггк «Насос» YECN NeoSel-Pro Программа ЮКОС

Наличие ба-tu данных с историей режимов Нет Есп Ее» Есть Есть Есть Есть - Ест» Есп Есп -

Наличке баш данных по российский и иылорпши ЭЦИ Есп Есть Нет российских УЭЦН Нет роооийак их УЭЦН Нет российских УЭЦН Есть Есть - Ест» Есп Есп Есть частично российские УЭЦН

Репш автоподбора обошдомии Нет Нет Есть Есть Есть Ест» Есть — Ест» Есп Есп Нет

Учет ограничений всех \poane4 при подборе Чвотичио Нет Eon Есть Есть Есть Есть Ест» Есп Есп Есп Есп

Тсхиико*як>номнческяе оценки подбора Есть Ест» Есп Есть Есть Есть Есть - Ест» Нет Нет Нет

Трехмерная геометрия скваяошы Нет Нот Нет Нет Нет Есть Ест» — Ест» Нет Нет Нет

Деформация оогружного «рента Нет Ист Нет Нет Нет Есть Есть Нет Есть Нет Нет Нет

Учет фонтанирования но «тртАюи «юстракт Нет Нет Нет Есть Ест» Есть Нет Нет Ест» Есп Есть Есп

Учет ос воска* екважшш Нет Нет Есть Нет Eon Есть Ест» Eon Ест» Есп Есп Есть

Тетоюво» расчет ЭЦ Н Есть Нет Нет Нет Есть Есть Ест» Ест» Ест» Есть Eon Есп

Тепловое расчет ПЭД Нет Нет Есть Есп Есть Есть Есп Ест» Ест» Есп Есп Есп

Теюово* расчет кабет Нет Нет Нет Нет Нет Есть Ест» Нет Ест» Есп Есть Нет

Пеиястосп нефти Нет Нет Нет Нет Her Есть Нет Нет Есп Нет Нет Нет

ЧИСЛО дник^икруювок ипвшК Нет Нет Нет Нет Нп Ест» Нет Нет Есть Нет Есп Наг

Операционная программная средв Windows Windows Nwcftware Wmfcmi MS- DOS Windows Wiadow. MS-DOS Window» MS-DOS Winden« Window* Windows Windows Нет данных

Большое разнообразие методик и программ подбора установок погружных насосов для добычи нефти, предлагаемых отечественными и зарубежными разработчиками, приводит к неоднозначному подходу выбора нужной из них.

Кроме того, они не обеспечивают корректного выполнения задачи подбора глубинно-насосного оборудования по ряду причин: в одних случаях это использование устаревших (давностью свыше 3-6 месяцев в зависимости от динамичности процессов разработки месторождения и его свойств), либо усредненных данных по пласту или месторождению, в других - подбор осуществляется на основе информации о параметрах работы скважины на данный момент времени без учета возможных изменений в работе оборудования с течением времени.

Второй раздел посвящен анализу технологических режимов работы нефтяных скважин пласта АВ2.з Самотлорского месторождения (СНГДУ-1), оборудованных электроцентробежными скважинными насосами за период с января 2002 года по декабрь 2004 года (24 месяца).

На первом этапе проводился анализ режимов работы системы «скважина-насос» и исследовалось изменение величины дебита и динамического уровня скважины во времени. Результаты анализа позволили классифицировать скважины по характеру технологических режимов работы, разделив их на несколько основных групп:

- скважины с технологически установившимися режимами - 34 %;

- скважины с технологически неустановившимися режимами - 33 %;

- скважины с падением дебита -16%;

- скважины с увеличением дебита после замены насоса на более производительный -11%;

- скважины со снижением дебита после замены насоса на более производительный - 6 %.

Для скважин, работающих в технологически установившихся режимах на протяжении рассматриваемого периода работы, характерна стабильность притока жидкости в скважину и динамического уровня, а изначально подобранные насосы работают без регулирования или замены на другой типоразмер.

Скважины с технологически неустановившимися режимами, характеризуются резкими изменениями дебита, динамического уровня и частой сменой типоразмеров насоса. Для такой группы скважин подбор насоса затруднителен.

В скважинах с монотонным падением динамического уровня и объемов добычи вследствие уменьшения притока с течением времени насосы меняются на менее производительные через некоторые промежутки времени или скважины переводят в режим работы на штуцер или автоматических периодических выключений (АПВ). Для этой группы скважин возможно прогнозировать процессы добычи и оснащенность скважин на будущее.

Для группы скважин с увеличением дебита после установки высокопроизводительного насоса характерно кратное увеличение дебита при практически неизменной величине динамического уровня, что свидетельствует о ранее неиспользованном потенциале скважины по дебиту. В ряде случаев это объясняется проведением гидравлического разрыва пласта или обработкой прискважинной зоны пласта, но на большинстве скважин этой группы подобных мероприятий не отмечено.

В группе скважин с резким одновременным снижением дебита и динамического уровня после замены насоса на более производительный очевидно недостаточно необоснованное решение выбора нового насосного оборудования. Такое отмечается, когда делается неоправданная попытка перейти на режим интенсивного отбора пластовой жидкости.

Проведенный анализ на данном этапе позволяет сделать вывод, что применительно к пласту АВ2.3 Самотлорского месторождения правильный выбор электроцентробежного насоса удается осуществить лишь для первой группы скважин со стабильным дебитом. Для большинства же скважин этого сделать не удается, что свидетельствует о несовершенстве используемых методик подбора скважинного оборудования.

Второй этап анализа предусматривал изучение взаимодействия системы «скважина-прискважинная зона пласта». Из скважин, оборудованных электроцентробежными насосами, были отобраны те, в которых проводились замены одного типоразмеров насоса на другой. При этом выявлено что, на 28 % скважин были произведены замены большего типоразмера насоса на меньший, из них на 30 % отмечается увеличение дебита нефти при меньшем дебите жидкости. При замене меньшего типоразмера насоса на больший 23 % скважин стали работать с меньшим дебитом жидкости и нефти, чем до этого, а в остальных 77 % увеличился дебит жидкости. При этом в 58 % случаев отметилось увеличение дебита нефти, тогда как в других (42 % скважин) дебит нефти оказался ниже чем до замены.

Анализ величины динамического уровня (депрессии) по всем группам скважин со сменой типоразмера насоса показал, что снижение дебита жидкости и нефти происходит при снижении динамического уровня до величины 1100 м (что соответствует депрессии 9-9,5 МПа). Все принимаемые инженерные решения по изменению режимов работы скважин приводят к изменению продуктивности скважин за счёт процессов происходящих в прискважинной зоне пласта.

Изначально пласт АВ2-з представлял собой коллектор порового типа. В процессе разработки залежи нефти происходили изменения физико-химических, прочностных свойств пласта и насыщающих пласт флюидов. Известно, что при эксплуатации скважины прискважинная зона пласта (ПЗП) испытывает различные знакопеременные нагрузки, но превалирующими являются напряжения растяжения. Поэтому меняется структура породы-коллектора в прискважинной зоне. В начальный период работы скважины

прискважинная зона пласта за счёт развития процессов упругой деформации испытывает пластическое сжатие поровых каналов. Упругопластический характер поведения скелета пористой среды проявляется в том, что собственно зависимость пористости от давления является линейной (проявление упругости), но при снятии нагрузки среда не возвращается в исхолчое состояние, проявляются остаточные деформации (проявление пластичности). Затем ПЗП испытывает более значительные нагрузки и тогда начинается цроцесс разрушения пласта-коллектора в ПЗП. Способствует этому процессу и постоянное снижение пластового давления, вплоть до того, что скважины начинают работать в режиме, когда забойное давление Рс становиться меньше чем давление насыщения пластовой жидкости Р^. Таким образом, происходит уменьшение поровых каналов и снижение проницаемости.

В связи с этим были рассмотрены технологические режимы работы скважин в условиях их эксплуатации электроцентробежными насосами. В этом отношении показателен пример работы скважины № 27362 (рисунок 1). На начальном этапе она эксплуатировалась в установившемся технологическом режиме насосом ЭЦН - 125. Со сменой насоса на ЭЦН -200 режим работы резко изменился. Динамический уровень Нд, дебит по жидкости Ож и нефти Qh стали снижаться. С переходом на насос ЭЦН - 250 процесс снижения дебита продолжился. На рисунке 1 видно, что с переводом скважины на эксплуатацию насосами высокой производительности дебиты пластовой жидкости снижаются.

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10111213141516171819202122232425 месяцы

—*-Ож при ЭЦН-125 —*—Ож при ЭЦН-200 —»-Ож при ЭЦН-250 -*-QH*10 -+-Нд

Рисунок 1 - Динамика работы скважины 27362

Это может быть объяснено следующим образом: С переходом на работу насосами повышенной производительности происходили процессы аналогичные вышеописанным - началось уплотнение поровых каналов и снижение проницаемости в ПЗП. Дальнейшее повышение, депрессии могло привести к еще более резкому снижению производительности скважины.

В связи с тем, что скважина начала работать в режиме Рс>РШс вероятно началось интенсивное выделение свободного газа, что вызвало образование в прискважинной зоне совместного течения жидкости и газа. Со снижением забойного давления в зоне разгазирования снижалась проницаемость для жидкости, а это в, свою очередь, привело к образованию дополнительных фильтрационных сопротивлений. Эти явления и послужили причинами резкого снижения продуктивности скважины.

Для подтверждения данных предположений, были построена осреднённые индикаторные диаграммы по группам скважин, эксплуатирующихся различными типоразмерами насосов. Дл* соизмеримости данных все скважины вне зависимости от групп был» разбиты на соответствующие типоразмеры насосов. В качестве примера на рисунке 2 приведена зависимость среднего дебита жидкости 0Ж ^ от создаваемой депрессии для скважин, оборудованных насосами ЭЦН-80.

120,0 -------г—----

20,0 -

0,0 —-----------

депрессия ср, МПа

• Ож......95 %

Рисунок 2 - Зависимость среднего дебита жидкости от создаваемой депрессии для скважин, оборудованных ЭЦН-80

Форма подобных индикаторных диаграмм, по данным некоторых исследователей (Медведский Р.И., Федорцов В.К., Стасюк М.Е., Сторожен А.Д.), свидетельствует о наличии процессов уменьшения поровых каналов и прискважинной зоне пласта, а так же процессов разрушения коллектора.

Весомым аргументом, подтверждающим наличие разрушения пласта, является повышенный вынос механических примесей, но, к сожалению, данные замеров по механическим примесям отсутствуют. Однако, согласно

работам, выполненным в СибНИИНП, выявлено, что пласты группы «АВ» Самотлорского месторождения характеризуются несколько большей интенсивностью выноса мехпримесей по сравнению с пластами группы «БВ». Так же в них показано, что пласт АВ2.3 имеет максимальные значения содержания мехпримесей (3244 мг/л) и наименьшую наработку на отказ (135 суток) погружных насосов среди группы пластов «АВ». Кроме того, выявлена корреляционная связь между количеством вынесенных мехпримесей и величиной депрессии на пласт. Характерным является то, что резкое увеличение количества мехпримесей наблюдается при превышении величины депрессии в 9,5 МПа. В работе СибНИИНП показано что, в 73 % случаев мехпримеси имеют пластовое происхождение, а в 27 % основной частью мехпримесей является песок с поверхности. Все это подтверждает наличие разрушения породы пласта АВ23.

В процессе дальнейшего анализа изучены изменения значений коэффициентов продуктивности Кпр ж от создаваемой депрессии при работе скважин в условиях Рс > Ршс и РС<РНЛС. В качестве примера на рисунке 3 приведена полученная зависимость для скважин, оборудованных насосами ЭЦН-80.

• Рс меньше Рнас д Рс больше Рнас ~ 95 %

Рисунок 3 - Изменения значений коэффициентов продуктивности от

создаваемой депрессии для скважин, оборудованных ЭЦН-80

В случае плоско-радиального течения, когда забойное давление Рс больше давления насыщения Ршс, дебит нефти Q определяется известной формулой:

0-*(/»„-/»с), (1)

где К - коэффициент продуктивности м3/сут-МПа; Рпл - среднее пластовое давление, Па; Рс - давление на забое скважины, Па.

Когда эксплуатация скважины ведется при Рс < Ршс, то дебит нефти можно рассчитать по формуле М. Фетковича

-Р^КК'^Р^ -Р^2РШ, (2)

где К'(а) - относительная фазовая проницаемость для нефти, как функция насыщенности продуктивного пласта водой а.

Соответственно коэффициент продуктивности для режима работы скважины в условиях Рс>РНлс можно определить по формуле

К = {Рщ,-РнАс)+К'НРЦ<с-РсрРщ, ' (3)

В соответствии с этими положениями и рассчитывались коэффициенты продуктивности по каждой группе скважин.

Следует отметить, что во всех группах скважин наблюдается тенденция снижения коэффициента продуктивности по жидкости при повышении депрессии на пласт. Значение депрессии, при которой скважины переходят на режим Рс<Рнас, составляет 5,5-6,0 МПа.

На последнем этапе анализа сравнивалось соответствие существующего режима работы самого насоса с его паспортной характеристикой. Сравнительная характеристика насосов ЭЦН-50 показывает, что более 19 % насосов работают вне рабочей зоны данного типоразмера, 29 % насосов типоразмера ЭЦН-80 также выходят за пределы рабочей зоны. У типоразмера ЭЦН-250, число насосов работающих вне рабочей зоны является преобладающим, такая же ситуация сложилась с насосами ЭЦН-125.

Таким образом, можно сделать вывод, что несмотря на многообразие существующих методик и программных средств для подбора погружного оборудования к скважине, существуют скважины, в которых при изменении параметров (величины притока, обводненности, газового фактора) с течением времени, насосное оборудование выходит на неустановившийся режим работы.

Как показывает проведенный анализ, для равномерного притока жидкости в скважину необходима стабилизация депрессии на пласт, которая в большой степени зависит от постоянства забойного давления, а следовательно от стабильности динамического уровня жидкости в скважине.

В процессе дальнейшего анализа выявлены зависимости по каждому типоразмеру насосов между коэффициентом продуктивности по жидкости и динамическим уровнем. В качестве примера на рисунке 4 приведена полученная зависимость для скважин, оборудованных насосами ЭЦН-80.

Для достижения максимального коэффициента продуктивности необходимо поддерживать определенную постоянную величину динамического уровня, каким-либо способом, например, путем регулирования производительности погружного насоса.

Ндср, и

о1§§1§§1§§1!1111

Рисунок 4 - Зависимость коэффициента продуктивности от динамического уровня для скважин, оборудованных ЭЦН-80 Третий раздел посвящен анализу способов регулирования подачи погружных насосов. Определение параметров скважины и оценка ее потенциальных возможностей, а так же последующий контроль за ее работой, связаны со своевременным и точным определением величины динамического уровня. Существующие способы определения величины динамического уровня (эхометрирование, волнометрирование) не позволяют проводить точные замеры. Особенно большие погрешности возникают при наличии в продукции скважины большого содержания газа.

Как показывает проведенный анализ технологических режимов работы скважин, у их большого числа наблюдается значительное изменение с течением времени динамического уровня, давления на приеме насоса, депрессии, притока пластовой жидкости в скважину. С изменением динамического уровня меняется и режим работы насосной установки, в некоторых случаях это приводит к смене на другой типоразмер насоса, а превышение критического значения депрессии ведет к снижению дебита и продуктивности скважины.

Анализ методик, применяемых для подбора насосных установок к скважине, выявил, что во всех существующих методиках и программных комплексах принимаются упрощения при расчете параметров насосной установки, которые рассматривают процесс отбора жидкости из скважин на данный короткий отрезок времени без учета изменений в будущем. Из-за этого выбор того или иного насоса часто получается неэффективным. Возникает необходимость в применении различных способов и средств регулирования отбора жидкости из скважины для достижения установившихся режимов эксплуатации.

На основе анализа литературных данных разработана классификация способов регулирования производительности погружных насосов, представленная на рисунке 5.

Способы регулирования можно разделить на:

качественный, при котором регулирование производится только изменением характеристики насоса;

количественный, при котором изменяется характеристика сети, а характеристика насоса остается неизменной;

комбинированный способ регулирования, когда изменяются характеристики насоса и сети.

В случае качественного способа регулирования в основном применяют изменение частоты вращения вала погружного насоса и периодические отключения насосной установки. Регулирование частоты вращения вала погружных электродвигателей переменного тока, которыми оснащены все ЭЦН, требует применения частотных регулирующих устройств. Преобразователи частоты тока не получили широкого распространения из-за сложности их технической реализации на промыслах, дорогостоящего оборудования, недостаточной надёжности в окружающей среды, необходимости обслуживающего персонала.

условиях низких температур высококвалифицированного

Изменение

вращения

рабочего колеса

Пвреяуас

дажтмшм* гатрубнам яроашрвчсшвс

Рисунок 5 - Классификация способов регулирования производительности погружных центробежных насосов

Недостатками регулирования отбора жидкости периодическими остановками насоса является то, что при каждом последующем включении двигателя многократно увеличиваются пусковые электрические токи, возникают пиковые силовые нагрузки на роторную часть насоса и ее опоры. Все это вместе взятое ведет к нарушению изоляции электросиловых линий,

пробивке изоляции обмотки статора ПЭД, смятию шпонок, шпоночных канавок рабочих колес, накоплению остаточных деформаций вала и его опор. В итоге срок службы ЭЦН сокращается. Кроме того, в связи с тем, что насос работает не круглосуточно теряется возможность получить дополнительно нефть.

В качестве количественного способа регулирования производительности поружного насоса, в основном, применяют дросселирование. Обычно дросселирование достигается установкой штуцеров определенного сечения или регулируемых дросселей (вентилей) на устье скважины. Данный способ является наиболее простым и распространенным, но вместе с тем наименее экономичным, так как в установленных устройствах из-за гидравлических сопротивлений теряется большое количество полезной энергии, в результате значительно снижается КПД насосной установки, а, следовательно, увеличиваются энергетические затраты на единицу добываемой нефти.

Несмотря на многообразие имеющихся способов регулирования подачи, ни один из них не позволяет точно привести в соответствие отбор пластовой жидкости из скважины с ее притоком при неустановившемся режиме работы. Таким образом, требуется разработка новых эффективных методов и технических средств для обеспечения стабильности режимов работы скважин.

Четвертый раздел посвящен разработке технологии автоматического поддержания динамического уровня и устройства для ее осуществления.

Сущность новой технологии автоматического поддержания динамического уровня заключается в автоматическом приведении в соответствие отбора пластовой жидкости из скважины и ее дебита при меняющемся режиме работы скважины. Соответствие отбора и притока пластовой жидкости характеризуется постоянством ее динамического уровня в межтрубном пространстве скважины. Поэтому за основу разработанного способа регулирования принято условие сохранения стабильного столба жидкости при постоянном давлении свободного газа между насосно-компрессорными трубами и эксплуатационной колонной, необходимого для нормальной работы скважинного насоса. Это условие выполняется, если при понижении столба жидкости в затрубном пространстве, когда отбор превышает приток, часть жидкости, выходящей из ЭЦН в НКТ, сбрасывать в межтрубное пространство. Для сброса части жидкости из НКТ предлагается установить перепускное устройство между верхней модуль-секцией и выходным модулем насоса.

При правильно выбранном и установленном ЭЦН, постоянном пластовом давлении перепускное устройство 4 закрыто и вся пластовая жидкость с расходом Ос поступает в насос 3, подача которого соответствует <3с=(2н (рисунок 6а). При этом жидкость в кольцевом пространстве между корпусом погружного электродвигателя (ПЭД) 1 и эксплуатационной колонной 7 обтекает корпус ПЭД со скоростью У0 и уносит от него

выделяющееся тепло. В случае уменьшения скорости У0, а это происходит, когда на устье скважины поток дросселируют, например, перекрывая задвижку 8, электродвигатель перегревается и может выйти из строя.

Бели приток пластовой жидкости происходит с меньшей интенсивностью, то при <3С <<3н динамический уровень Нд понижается, и столб жидкости Нж (рисунок рис. 66) над насосом уменьшается, открывается перепускное устройство 4 и через него часть жидкости из НКТ сбрасывается в межтрубное пространство с расходом Д(}, поэтому на поверхность из скважины поступает жидкости меньше, чем выходит из насоса О] ж - ДО- При достаточной пропускной способности перепускного устройства 4 столб жидкости Нж будет увеличиваться, перепускное устройство 4 перекроется, насос вновь перейдет на режим подачи (2Н. В дальнейшем процессы включения и выключения перепускного устройства будут повторяться, удерживая динамический уровень стабильным.

Рисунок 6 - Схема установки перепускного устройства:

а) - работа насоса с закрытым перепускным устройством;

б) - совместная работа насоса и перепускного устройства

Анализ технической литературы, патентный поиск по авторским свидетельствам и патентам глубиной более 25 лет не позволил выявить подходящего для условий скважины перепускное устройство, позволяющее осуществить предлагаемый и описанный выше способ. Требования, предъявляемые к перепускному устройству, сводятся к следующему:

- устройство должно размещаться внутри насосно-компрессорных

труб;

- режим его работы не должен зависеть от давления внутри НКТ;

- устройство должно быть универсальным, то есть, применимо для всех известных типоразмеров ЭЦН;

- высокая чувствительность;

Ос

йс -*:Тг

(2с~Он

Ос.Он

Разработанный переливной клапан, отвечающий всем вышеперечисленным требованиям, представлен на рисунке 7.

Переливной клапан состоит из корпуса, верхняя и нижняя внутренние полости которого разъединены диафрагмой из эластичного материала. Диафрагма соединена со штоком. Полость над диафрагмой заполняется газом под давлением необходимым для нормальной работы насоса, а полость под диафрагмой связана отверстием с затрубным пространством скважины. В нижнем основании корпуса имеется отверстие, которое соединяет затрубное пространство скважины с колонной насосно-компрессорных труб. Клапан в собранном виде устанавливается внутри корпуса-модуля.

Давление в полости над диафрагмой можно рассчитать по формуле

Р Ш-^О-вК/уй

3 («ЯР - Лис +(1-а„) (1-В)-Г0 ?шс )г2' ^

где ан = 0,35 допустимое содержание газа в центробежном насосе; В - расходное водосодержащие откачиваемой смеси, д.ед; Гй - газовый фактор пластовой нефти, м3/м3; т, - абсолютная температура газа после зарядки, К; аПР - газосодержание на приеме насоса

а"' = 1-(1 ^Н).КС> Кс - коэффициент сепарации газа. Для незащищенного насоса рекомендуется применять 0,3-0,4. Величина Кс при условии применения газозащитных средств должна соответствовать их технической характеристике. Для газосепараторов средней конструктивной сложности Кс=0,8-0,9;

Т2 - абсолютная температура газа в клапане на глубине спуска, К.

Расход жидкости через клапан можно рассматривать как истечение жидкости через затопленный наружный патрубок

0 = /й>о1/2г(Я„-Я3), (5)

где ц - коэффициент расхода.

а>0 - площадь сечения перепускного канала, м2; Нн - напор насоса на момент срабатывания клапан, м; #3 - высота столба жидкости в затрубном пространстве на момент срабатывания клапана, м.

Время работы клапана зависит от его чувствительности и может быть определено по формуле

г_ нМ -¿нкг)

V ре

где нч - чувствительность клапана, м;

¿э - внутренний диаметр эксплуатационной колонны труб, м;

Лнкт - наружный диаметр НКТ, м;

¿0 - диаметр отверстия переливного канала, м;

р - плотность жидкости в затрубном пространстве на глубине установки клапана, кг/м3;

Р3 - давление зарядки клапан с учетом температуры пластовой жидкости на глубине спуска клапан, МПа.

Рисунок 7 - Переливной клапан непрямого действия

После спуска насосного агрегата с клапаном в скважину, если подача насоса не превышает приток пластовой жидкости в скважину, перепуска жидкости в затрубное пространство не происходит и насос работает с подачей жидкости полностью на поверхность. В случае уменьшения притока снижается столб жидкости в затрубном пространстве, открывается перепускное отверстие и начинается сброс жидкости в затрубное пространство. Таким образом, подъем жидкости на поверхность уменьшится, уровень в затрубном пространстве начнет повышаться, закроется перепускное отверстие, и сброс жидкости прекратится. Циклы

будут повторятся, удерживая уровень пластовой жидкости в затрубном пространстве относительно какой-то постоянной величины.

В пятом разделе приводятся результаты опытного внедрения и промысловых испытаний технологии автоматического поддержания динамического уровня. Испытания разработанной технологии автоматического регулирования динамического уровня были проведены на скважине Самотлорского месторождения, которая эксплуатировала продуктивный пласт АВ2.з при помощи ЭЦН5-50-1450, с параметрами: обводненность 74 %, Нд=1150-1270 м, 0=41,5 м3/сут, Р„л=15,5 МПа, Р„ас=Ю,5 МПа, Рзет=1,4 МПа. Интервал перфорации 1778-1791 м. Газовый фактор 72 М. В процессе вывода на режим происходили срывы подачи насоса.

Процесс предыдущей эксплуатации отмечался нестабильным динамическим уровнем, что приводило к смене насоса на меньший типоразмер (ЭЦНМ5-30-1400). Наработка на отказ составляла от 90 до 120 суток. Установка выходила из строя по причине оплавления кабельного удлинителя и 11=0.

Осредненные данные по параметрам работы скважины приведены на рисунке 8.

месяцы

—Ш—Ож при ЭЦН-50 —О* при ЭЦН-30 -ж-ОнМО -*-Нд

Рисунок 8 - Осредненные данные по параметрам работы скважины 31419

В результате применения технологии автоматического поддержания динамического уровня и подачи ЭЦН при помощи переливного клапана непрямого действия удалось вывести скважину на режим без осложнений (срывов подачи) в течение 46 часов. После вывода скважины на режим динамический уровень стабилизировался и установился на отметке 960 м, дебит увеличился на 7,2 м3/сут, и составил 48,7 м3/сут, наработка на отказ

увеличилась на 48 суток. Таким образом, получено экспериментальное подтверждение возможности использования технологии автоматического поддержания динамического уровня, с использованием переливного клапан непрямого действия.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Разработана и экспериментально подтверждена технологии автоматического поддержания динамического уровня с применение* переливного клапана непрямого действия, позволяющая усовершенствован технологию эксплуатации скважин с неустановившимися режимами работь путем стабилизации притока.

2. Выявлена величина предельной депрессии (9-9,5) МПа для пласта АВ2-з Самотлорского месторождения, при которой происходит резкое снижение продуктивности скважин.

3. Установлена предельная депрессия (5,5-6,0) МПа для пласта АВг.) Самотлорского месторождения, при которой скважины переходят от режима работы Рс>Рнас. к режиму Рс<Рнас;

4. Предложена классификация добывающих скважин пласта АВг.) Самотлорского месторождения по технологическим режимам работы.

5. Разработана классификация способов регулирования производительности погружных центробежных насосов.

6. Полученные результаты испытаний технологии автоматического поддержания динамического уровня позволяют рекомендовать ее к внедрению на скважинах с неустановившимися режимами работы. В процессе испытания технологии удалось вывести скважину на режим без осложнений, стабилизировать динамический уровень, увеличить дебит и наработку оборудования на отказ.

Основные положения диссертационной работы отражены и следующих печатных работах:

1. Староносов М.Г. Регулирование подачи бесштанговых скважинных насосов с помощью автоматических гидропередач / М.Г. Староносов, Б.А. Ерка // Нефть и газ 2001: Тез. докл. 55-й Юбилейной Межвуз. студенческой науч. конф. - М., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001. - С. 36.

2. Староносов М.Г. Регулирование подачи погружных электронасосных агрегатов при помощи автоматических гидропередач / М.Г. Староносов, Б.А. Ерка, A.A. Двинин // Проблемы совершенствования технологий строительства и эксплуатации скважин, подготовки кадров для ЗападноСибирского нефтегазодобывающего комплекса: Материалы всерос. науч.-техн. конф. - Тюмень, ТюмГНГУ, 2001. - С. 105-106.

3. Кудрявцев И.А. Эксплуатация скважин, оборудованных ЭЦН, з условиях Самотлорского месторождения / И.А. Кудрявцев, Б.А. Ерка, Н.Г]. Кузнецов, А.К. Ягафаров // Известия вузов. Нефть и газ. - 2002. - № 5. - С. 94102.

4. Двинин A.A. Способ регулирования подачи электроцентробежных скважинных насосов / A.A. Двинин, Б.А. Ерка, И.А. Кудрявцев, Н.П. Кузнецов // Известия вузов. Нефть и газ. - 2002. - № 6. - С. 65-68

5. Ерка Б.А. Унифицированный насос для малодебитных скважин / Б.А. Ерка, A.A. Двинин // Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки: Материалы науч.-техн. конф., посвященной 90-летию со дня рождения В.И. Муравленко. - Тюмень, ТюмГНГУ, - 2002. - С. 107-108.

6. Ерка Б.А. Направления оптимизации работы механизированного фонда скважин / Б.А. Ерка, И.А. Кудрявцев, К.А. Ухалов, // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири: Сб. науч. тр. - Тюмень, СибНИИНП, 2002. - С. 158-161.

7. Ухалов К.А. Повышение эффективности использования простаивающего фонда скважин / К.А. Ухалов, И.А. Кудрявцев, Б.А. Ерка // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири: Сб. науч. тр. - Тюмень, СибНИИНП,

2002.-С. 162-167.

8. Елизаров О.И. Анализ работы механизированного фонда скважин Самотлорского месторождения при изменении режимов эксплуатации // О.И. Елизаров, А.К. Ягафаров, Б.А. Ерка / Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2003. - № 10. - С. 17-23.

9. Пат. 34629 РФ, 7 Е 21 В 43/00, 47/04. Устройство для поддержания динамического уровня в скважине / A.A. Двинин, Б.А. Ерка, М.Г. Староносов (Россия) - № 2003125418/20; Заявлено 18.08.2003; Опубл. 10.12.2003, Бюл. № 34.

10. Ерка Б.А. Оптимизация использования центробежных глубинно-насосных установок для добычи нефти / Б.А. Ерка, A.A. Двинин // Геолого-промысловые исследования скважин и пластов: Материалы науч.-практ. конф. - Екатеренбург, Издательский Дом «ИздатНаукаСервис», 2003. - С. 156160.

11. Ерка Б.А. Пути оптимизации системы электропривода погружного насоса / Б.А. Ерка, A.A. Двинин, И.А. Кудрявцев // Электроэнергетика и применение передовых современных технологий в нефтегазовой промышленности: Материалы обл. науч.-практ. конф. - Тюмень, ТюмГНГУ,

2003. - С. 35-39.

12. Ерка Б.А. Перспективные направления в области новой техники // Проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений: Материалы 1 науч.-практ. конф. молодых ученых и специалистов. - Тюмень, Издательская фирма «Слово», 2003. - С. 54-67.

13. Ерка Б.А. Повышение эффективности работы нефтяных скважин, оборудованных электроцентробежными насосами / Б.А. Ерка, A.A. Двинин // Новые технологии - нефтегазовому региону: Материалы 2-й науч.-практ. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. -С. 120-121.

14. Ерка Б.А. Оптимизация отбора пластовой жидкости погружными насосами из скважин с меняющимся дебитом / Б.А. Ерка, А.А. Двинин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2003. - № 12. - С. 24-27.

15. Ерка Б.А. Анализ состояния эксплуатации фонда добывающих скважин на Самотлорском месторождении / Б.А. Ерка, А.К. Ягафаров // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. регион, науч.-практ. конф. посвященной 5-летию Института Нефти и Газа. - Тюмень, ИПЦ «Экспресс», 2005. - Т.2. - С. 112-123.

16. Ягафаров А.К. Выбор глубинно-насосного оборудования по результатам гидродинамических исследований добывающих скважин (На примере пластов АВ2.3, АВ4.5 Самотлорского месторождения) / А.К. Ягафаров, Б.А. Ерка, А.А. Двинин // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. регион, науч.-практ. конф. посвященной 5-летию Института Нефти и Газа - Тюмень, ИПЦ «Экспресс», 2005. - Т.2. - С. 123138.

17. Ерка Б.А. Анализ работы системы «скважина-насос» пласта АВ2.з Самотлорского месторождения // Б.А. Ерка, А.П. Телков / Нефтепромысловое дело. - 2006. - № 3. - С. 43-45.

Соискатель

Б.А. Ерка

ajQQgfl S84S

i-534 8

Подписано к печати 9 О i о& Бум. писч №

Заказ № 74 Усл. изд. л.

Формат 60*84 Усл. печ. л.

Отпечатано на RISO GR 3750 Тираж 100 экз.

Издательство «Нефтегазовый университет» Государственное образовательное учреждение высшего профессионального

образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет» 62500, Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Ерка, Борис Александрович

ВВЕДЕНИЕ.

1 АНАЛИЗ МЕТОДИК И ПРОГРАММНЫХ КОМПЛЕКСОВ ДЛЯ ПОДБОРА ПОГРУЖНЫХ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ.

1.1 Анализ методик подбора ЭЦН к нефтяным скважинам.

1.2 Программные комплексы для подбора ЭЦН к скважинам.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1.

2 АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН.

2.1 Анализ режимов работы системы «скважина-насос».

2.2 Анализ режимов работы системы «скважина-прискважинная зона пласта».

2.3 Анализ соответствия режимов работы насосов их оптимальным параметрам.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.

3 АНАЛИЗ СПОСОБОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПОДАЧИ ПОГРУЖНЫХ НАСОСОВ.

3.1 Определение динамического уровня жидкости в насосных скважинах.

3.1.1 Эхометрирование.

3.1.2 Волнометрирование.

3.2 Способы регулирования подачи насоса.

3.2.1 Качественные способы регулирования.

3.2.2 Количественные способы регулирования.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3.

4 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ АВТОМАТИЧЕСКОГО ПОДДЕРЖАНИЯ ДИНАМИЧЕСКОГО УРОВНЯ И УСТРОЙСТВА ДЛЯ ЕЕ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ.

4.1 Способ регулирования подачи ЭЦН.

4.2 Переливной клапан непрямого действия.

5 РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНОГО ВНЕДРЕНИЯ И ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ ТЕХНОЛОГИИ АВТОМАТИЧЕСКОГО ПОДДЕРЖАНИЯ ДИНАМИЧЕСКОГО УРОВНЯ.

5.1 Краткая характеристика скважины 31419 куста 1263 Самотлорского месторождения.

5.2 Результаты испытаний.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Особенности технологии эксплуатации электроцентробежными насосами скважин с неустановившимися режимами работы"

Объем добычи углеводородного сырья, стабильность и результативность работы нефтегазодобывающих предприятий в настоящий период во многом связаны с эксплуатацией месторождений на поздней стадии их разработки. Понижение пластового давления, искусственное его поддержание путем закачки воды в продуктивные пласты и другие факторы отражаются на изменении во времени дебита скважин.

Большинство скважин эксплуатируются с помощью электроцентробежных насосов (ЭЦН), но несмотря на большое многообразие имеющихся методик и программных комплексов подбора ЭЦН к скважине, известных на настоящие время, не всегда удается обосновать типоразмер насоса из-за того, что в расчетах не учитывается изменение многих из факторов во времени, а исходные данные вводятся без прогнозирования на будущее. При этом возникает необходимость в замене одного типоразмера насосного оборудования на другой, с большего на меньший или наоборот. Обычно замене одного типоразмера ЭЦН на другой предшествуют попытки привести в соответствие подачу насоса с притоком пластовой жидкости в скважину. Для этого используют крайне неэкономичный способ регулирования подачи насоса - дросселирование на устье скважине или переводят работу насоса на режим периодических выключений (АПВ), что ведет к уменьшения межремонтного периода работы погружного оборудования.

Внедряющийся на протяжении многих лет способ регулирования подачи скважинных насосов путем изменения частоты вращения вала погружного электродвигателя требует значительных затрат и имеет узкую область применения. Ни один из применяющихся способов не дает возможности приведения в соответствие подачи насоса с дебитом скважины. Такое соответствие можно получить, если управлять притоком жидкости в скважину путем поддержания заданной депрессии на пласт, т.е. автоматически поддерживать постоянным необходимое давление в затрубном пространстве.

Цель работы - увеличение добычи нефти и обеспечение стабильности работы добывающих скважин на месторождениях в поздней стадии разработки.

Основные задачи исследований

- анализ режимов работы систем «скважина-насосная установка» и «скважина-прискважинная зона пласта»;

- анализ существующих методик подбора погружного оборудования, существующих средств и технологий поддержания динамического уровня;

- разработка новой технологии автоматического поддержания динамического уровня в скважине;

- проведение в промысловых условиях испытаний технологии и технических средств для автоматического поддержания динамического уровня в скважине.

Научная новизна

1. Разработана и экспериментально подтверждена технология автоматического поддержания динамического уровня на основе переливного клапана непрямого действия (Пат. №34629 РФ).

2. Разработаны классификации скважин по режимам их работы для пласта АВ2-з Самотлорского месторождения и способов регулирования подачи погружных центробежных насосов.

3. Выявлена величина предельной депрессии для пласта АВ2.з Самотлорского месторождения, при которой происходит резкое снижение продуктивности скважин.

Практическая ценность полученных результатов

Применение разработанной технологии автоматического поддержания динамического уровня позволит:

- увеличить дебит добывающих скважин;

- стабилизировать во времени работу скважин и нефтедобывающего предприятия в целом;

- увеличить наработку на отказ погружных насосов;

- упростить методику подбора внутрискважинного оборудования;

Разработанная технология автоматического поддержания динамического уровня прошла промысловые испытания на скважине 31419 куста 1263 Самотлорского месторождения по программе, разработанной совместно с инженерно-технологической службой предприятия и рекомендована к внедрению.

Реализация результатов и апробация работы

Материалы и основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: конкурсе студенческих научных работ, посвященного памяти профессора В.И. Муравленко (Тюмень, 2000); 55-й Юбилейной Межвузовской студенческой научной конференции «Нефть и газ -2001» (Москва, 2001); всероссийской научно-технической конференции «Проблемы совершенствования технологий строительства и эксплуатации скважин, подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса» (Тюмень, 2001); молодежной научно-практической конференции ОАО «Татнефть» (Альметьевск, 2002); научно-технической конференции, посвященной 90-летию со дня рождения В.И. Муравленко «Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки» (Тюмень, 2002); научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии - нефтегазовому региону» (Тюмень, 2002); областном конкурсе «Лучшее использованное техническое решение» (Тюмень, 2003).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 17 печатных работ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 125 страницах машинописного текста, состоит из введения, 5 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 115 наименований и 2-х приложений, содержит 53 рисунка, 3 таблицы.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Ерка, Борис Александрович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Разработана и экспериментально подтверждена технология автоматического поддержания динамического уровня с применением переливного клапана непрямого действия, позволяющая усовершенствовать технологию эксплуатации скважин с неустановившимися режимами работы, путем стабилизации притока.

2. Выявлена величина предельной депрессии (9-9,5) МПа для пласта АВ2-з Самотлорского месторождения, при которой происходит резкое снижение продуктивности скважин.

3. Установлена предельная депрессия (5,5-6,0) МПа для пласта АВ2-з Самотлорского месторождения, при которой скважины переходят от режима работы Рс>Рнас. к режиму Рс<Рнас;

4. Предложена классификация добывающих скважин пласта АВ2.з Самотлорского месторождения по технологическому режиму работы.

5. Разработана классификация способов регулирования производительности погружных центробежных насосов.

6. Полученные результаты испытаний технологии автоматического поддержания динамического уровня позволяют рекомендовать ее к внедрению на скважинах с неустановившимся режимом работы. В процессе испытания удалось вывести скважину на режим без осложнений, стабилизировать динамический уровень, увеличить дебит и наработку на отказ.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Ерка, Борис Александрович, Тюмень

1. Балакиров Ю.А. Оптимизация режимов работы скважин / Ю.А. Балакирев, В.П. Оноприенко, И.А. Стрешинский и др. М.: Недра, 1981.-221 с.

2. Муравленко С.В. Разработка нефтяных месторождений / С.В. Муравленко, В.Н. Артемьев, Н.И. Хисамутдинов и др. -М.: ВНИИОЭНГ, 1994.- Т.З.-С.10-15.

3. Адонин А.Н. Процессы глубиннонасосной добычи. М.: Недра, 1964.- 264 с.

4. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: Нефть и газ, 2003.816с.

5. Адонин А.Н. Выбор способа добычи нефти. М.: Недра, 1971.- 181 с.

6. Анализ результатов внедрения программно-технологического комплекса "НАСОС" в ОАО "Юганскнефтегаз" / К.Р. Уразаков, Ю.В. Алексеев, Н.Ю. Коробейников, З.М. Атнабаев // Нефтяное хозяйство. 1999. - № 9. - С. 4749.

7. Дарищев В.И. Комплекс работ по исследованию и снижению частоты самопроизвольных расчленений (PC-отказов) скважинных насосных установок / В.И. Дарищев, В.Н. Ивановский, B.C. Каштанов, Н.М. Николаев, С.С. Пекин,

8. A.А. Сабиров, Г.А. Щербаков.- М.: ВНИИОЭНГ, 2002. 84 с.

9. Ляпков П.Д. К расчету режима работы погружного центробежного насоса в нефтяной скважине. Тр. ВНИИ, 1967. - Вып. 57. - С.21-23.

10. Амелин И.Д. Особенности разработки нефтегазовых залежей. М.: Недра, 1978.-С. 114-117.

11. Демидов В.А. Влияние свободного газа на работу различных типоразмеров погружных центробежных насосов / В.А. Демидов, А.Н. Дроздов,

12. B.И. Игревский // Тез. науч.-практ. конф. молодых ученых и специалистов Московского института нефти и газа. М.: Московский институт нефти и газа, 1986.-С. 16-20.

13. Дроздов А.Н. Выбор рабочих параметров погружного насоса при откачке газожидкостной смеси из скважины // Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1986. - Вып. 11.- С . 118.

14. Максимов В.П. Эксплуатация нефтяных месторождений в осложненных условиях. М.: Недра, 1986. - С. 71-72.

15. Бурциев И.Б. Гидромеханика процесса добычи нефти погружными центробежными и штанговыми насосами / И.Б. Бурциев, Р.Х. Муслимов, Р.Ш. Муфазалов. М.: Изд-во МГУ, 1995. - 240 с.

16. Каплан JI.C. Совершенствование ремонта и эксплуатации установок электроцентробежных насосов // Обзорная информ. Серия Машины и нефтяное оборудование. 1983.- С.27.

17. Пирвердян A.M. Защита скважинного насоса от газа и песка. М.: Недра, 1986,- 120 с.

18. Енипеев В.Р. Эксплуатация глубинонасосных скважин / В.Р. Енипеев, Н.Н. Репин, О.М. Юсупов. М.: Недра, 1971. - С.42-43.

19. Борисов Ю.П. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности / Ю.П. Борисов, З.К. Рябинина, В.В. Воинов. М.: Недра, 1976. - 285 с.

20. Вахитов Г.Г. Разностные методы решения задач разработки нефтяных месторождений. М: Недра, 1980. - 278 с.

21. Гиматудинов Ш.К. Нефтеотдача коллекторов. М.: Недра, 1970. - 120с.

22. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки / Под ред. Ш.К. Гиматудинова М.: Недра, 1983. - 463 с.

23. Справочная книга по добыче нефти / Под ред. Ш.К. Гиматудинова. -М.: Недра, 1974.-704 с.

24. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности горных пород. М.: Недра, 1975. - 310 с.

25. Чарный И.А. Подземная гидродинамика. М.: Гортоптехиздат, 1963.396 с.

26. Расчет на ЭЦВМ давления столба водонефтегазовой смеси в колонне скважины ниже приема погружного насоса / Э.В. Владимирова, Л.Г. Зайцева, Р.Ш. Шакиров //Тр. ТатНИПИнефть, Бугульма, 1971. Вып 19. - С. 139-146.

27. Методика расчета совместной работы пласта и погружного центробежною насоса на ЭЦВМ "Минск-32" / О.В. Владимирова, Л.Г. Зайцева, Р.Ш. Шакиров // Тр. ТатНИПИнефть Бугульма: 1971. - Вып 19. - С. 146-159.

28. Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти. М.: Недра, 1968. 272 с.

29. Игревский В.И. Исследование влияния газовой фазы на характеристику многоступенчатого центробежного насоса при откачке тазожидкостных смесей из скважин: Дис.кан.тех.наук: 25.00.17. М.: МИНХ и ГП им И.М. Губкина, 1977. - 192 с.

30. Дроздов А.Н. Разработка методики расчета характеристики погружного центробежного насоса при эксплуатации скважин с низкими давлениями у входа в насос. Дис.кан.техн.наук: 25.00.17. М.: МИНХ и ГП им И.М. Губкина, 1982. - 212 с.

31. Ляпков П.Д. Влияние газа на работу погружного центробежного насоса ЭН5-800 // Нефтяное хозяйство. 1958. - № 2. - С. 43-49

32. Ляпков П.Д. О влиянии вязкости жидкости на характеристику погружных центробежных насосов // Тр. ВНИИ им АН Крылова. М., 1964. -Вып. 41. - С.71-107.

33. Исследование влияния газа на работу погружного центробежного насоса ЭЦН6-160-1100 / М.Г. Минигазимов, А.Г. Шарипов, Ф.Л. Минхайров // Тр. ТатНИПИнефть. Бугульма, 1971. - Вып 15. - С. 157-164.

34. Муравьев И.М. Эксплуатация погружных центробежных электронасосов в вязких жидкостях и газожидкостных смесях / И.М. Муравьев, И.Т. Мищенко. М.: Недра, 1969. - 248 с.

35. Эффективная вязкость водонефтяных эмульсий в каналах рабочих органов погружных центробежных насосов / И.Г. Станчу, П.Д. Ляпков // Нефтепромысловое дело. 1976. - № 2. - С. 25-28.

36. Временное методическое руководство по расчету режимов скважин, эксплуатируемых глубинными насосами (ЭЦН и ШГН). Уфа: БашНИПИнефть, 1976. - 114 с.

37. Временная методика подбора ЭЦН для скважин нефтяных месторождений Башкирии. Уфа: БашНИПИнефть, 1969. - 40 с.

38. Ибрагимов Г.З. Разработка нефтяных месторождений / Г.З. Ибрагимов, Н.И. Хисамутдинов, С.В. Муравленко. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - Т.2: Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин. - 205 с.

39. Линев B.C. Методика подбора ЭЦН по параметрам скважин // Нефтяное хозяйство. 1971. - № 7. - С. 9-13.

40. Филиппов В.Н. Универсальная методика подбора ЭЦН к нефтяным скважинам УМП ЭЦН-79 / В.Н. Филиппов, LL1.P. Агеев, Г.А. Гендельман. -М.: ОКБ БН, 1979. 169 с.

41. Гопан А.И. Пакет прикладных программ для оптимизации работы системы насос- скважина / А.И. Гопан, В.Н. Филиппов. М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1984. - 6 с.

42. Филиппов В.Н. Библиотека программ "Электронасос" // Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности. 1977. - № 12. -С. 11-15.

43. Филиппов В.Н. Влияние погрешностей исходных данных на точность рекомендаций в задаче подбора ЭЦН к скважинам // Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности. 1979. - № 12. - С. 17-20.

44. Ивановский В.Н. Опыт создания и применения комплексной системы диагностики нефтепромыслового оборудования / В.Н. Ивановский, В.И. Дарищев, B.C. Каштанов. // Нефтепромысловое дело. 1997.- № 12.- С. 25.

45. Инструкция по подбору погружных центробежных электронасосов к нефтяным скважинам на месторождениях БССР и УССР. Киев: УкргипроНИИнефть, 1976. - 76 с.

46. Балакиров В.А. Оптимальное управление процессами нефтедобычи /В.А. Балакиров, JI.B. Капущак, Е.А. Слепян. К.: Техшка, 1987. - 148 с.

47. Махмудов С.А. Монтаж, обслуживание и ремонт скважинных электронасосов: Справочник / С.А. Махмудов, М.С. Абузерли. М.: Недра, 1995.-217 с.

48. Справочник по нефтепромысловому оборудованию / Под ред. Б.И. Бухаленко. М.: Недра, 1990.- 559 с.

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

50. Казак А.С. Погружные бесштанговые насосы для добытая нефти / А.С. Казак, И.И. Расин, Л.Г. Чичеров. М.: Недра, 1973. - 232 с.

51. Гопан А.И. Применение пакета прикладных программ СПИНАКЕР для повышения эффективности эксплуатации ЭЦН / А.И. Гопан, В.Н. Филиппов. М.: ЦИНТИхимнефгемаш, 1991. - С. 52-57.

52. An Analysis of application of submersible electric pumping sistems in the Santa Barbara channel. Report TRW Reda Pumps. USA, 1972. - 66 p.

53. Определение коэффициента продуктивности скважины, эксплуатируемой погружными электронасосами / А.А. Богданов, В.Р. Розанцев, А.Ю. Холодняк // Нефтяное хозяйство. 1973. - № 5. - С. 38-40.

54. Балакиров Ю. А. Опыт совершенствования методов исследования нефтяных скважин и пластов. Баку.: Азернешр, 1968. - 224 с.

55. Ерка Б.А. Анализ работы системы «скважина-насос» пласта АВ2-з Самотлорского месторождения // Б.А. Ерка, А.П. Телков / Нефтепромысловое дело. 2006. - № 3. - С. 43-45.

56. Медведский Р.И. Геопромысловая модель залежей баженовской свиты / Р.И. Медведский, К.В. Светлов // Методы извлечения нефти из залежей сложного строения: Сб.науч.тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1987. - С. 1-4.

57. Бузинов С.Н. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов / С.Н. Бузинов, И.Д. Умрихин. -М.: Недра, 1973. 248 с.

58. Кадет В.В. Методы математической физики в решении задач нефтегазового производства. -М., Ижевск, 2004. 147 с.

59. Добрынин В.М. Деформация и изменение физических свойств коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1970. - 239 с.

60. Результаты исследований относительных фазовых проницаемостей равновозрастных продуктивных отложений Красноленинского месторождения / М.Ю. Зубков, В.В. Семенов, А.В. Пушин, О.И. Микулина // Вестник недропользователя ХМАО. 2001. - № 9. - С. 8-17.

61. Определение оптимальных эксплуатационных параметров системы нефтяной пласт-скважина-насос / В.Г. Белов, В.А. Иванов, Х.Ц. Мусаев, В.Я. Соловьев. // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 7. - С. 100-102.

62. Медведский Р.И. Прогнозирование максимального извлечения нефти из природных резервуаров Западной Сибири / Медведский Р.И., Кряквин А.Б., Балин В.П.; Под ред. Р.И. Медведского.- М.: Недра, 1989. 260 с.

63. Проведение экспериментальных исследований влияния различных методов воздействия на прочность пород на керне месторождения: Отчет о НИР / Сибирский науч.-исслед. ин-т. нефтяной пром-сти (СибНИИНП); Руководитель В.Т. Питкевич; -Тюмень, 1996. 51 с.

64. Разработка методов борьбы с пескопроявлением на скважинах Самотлорского месторождения: Отчет о НИР (промежуточ.) / Сибирский науч.-исслед. ин-т. нефтяной пром-сти (СибНИИНП); Руководитель М.С. Мельцер; -Тюмень, 1996. 4.5. 134 с.

65. Определение депрессии на пласт при освоении и исследовании скважин / С.Д. Павлов, В.И. Золоташко. Нефтегазовые технологии. 2002. - №2. -С. 10-12

66. Определение допустимой депрессии на пласт при опробовании его в процессе бурения / Ю.В. Вадецкий, В.И. Окунь // Нефтяное хозяйство. 1968 -№7.-С. 12-15.

67. Бойков В.Г. О возможности объемного разрушения горных пород при бурении скважин Тюменской области / В.Г. Бойков, М.О. Крист // НТИС. Проблемы нефти и газа Тюмени. 1969. - № 3. - С.32-35.

68. Исследование влияния вещественного состава нефтяного коллектора на работу ЭЦН / М.А. Мохов, И.Т. Мищенко // Нефть, Газ и Бизнес. 2005. - № 4. - С. 49-53.

69. Мохов М.А. Технология эксплуатации скважин с повышенным содержанием механических примесей // Нефть, Газ и Бизнес. 2005. - № 3. - С. 81-85.

70. Эффективность применения ЭЦН в скважинах в ОАО «Самаранефтегаз» / В.М. Люстрицкий, Д.С. Липанин // Нефтепромысловое дело. 2005. - № 5. - С. 32-35.

71. Разработка методов определения оптимальных забойных давлений с учетом взаимодействия скважин / В.А. Иктисанов Р.Н. Дияшев // Нефтяное хозяйство. 2003. - № 8. - С. 62-64.

72. Изменение скорости звука в зависимости от давления в затрубном пространстве скважины на Самотлорском месторождении / Г.И. Орлов, А.В. Валиуллин, А.П. Косилов, A.M. Кульмухаметов // Нефтепромысловое дело. -1981.-№8.-С. 34-36.

73. СТП 59-00-007-78. Методика анализа работы насосного фонда скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири / Сибирский науч.-исслед. ин-т. нефтяной пром-сти (СибНИИНП). -Тюмень, 1979. 83 с.

74. Кривченко Г.И. Гидравлические машины: Турбины и насосы. 2-е изд., перераб. М.: Энергоатомиздат, 1983. - 320 с.

75. Ломакин А.А. Центробежные и осевые насосы. 2-е изд., перераб. и доп. -М.: Машиностроение, 1966. 364 с.

76. Пфлейдерер К. Лопаточные машины для жидкостей и газов. Пер. с нем. М.: Машгиз, 1960. - 684 с.

77. Лобачев П.В. Насосы и насосные станции. 2-е изд., перераб. и доп. -М.: Стройиздат, 1983. 191 с.

78. Турк В.И. Насосы и насосные станции / В.И. Турк, А.В. Минаев, В.Я. Карелин. М.: Стройиздат, 1977. - 296 с.

79. Лямаев Б.Ф. Гидроструйные насосы и установки. Л.: Машиностроение. Ленингр. отд-ние, 1988. - 256 с.

80. Товстолес Ф.П. Гидравлика и насосы. Насосы. М.: ГОНТИ, 1938. Ч. 3.- 400 с.

81. Зимницкий В.А. Лопастные насосы: Справочник / В.А. Зимницкий, А.В. Каплун, А.Н. Папир, А.В. Умов; Под общ. ред. В.А.Зимницкого и А.В. Умова. Л.: Машиностроение. Ленингр. отд-ние, 1986. - 334 с.

82. Степанов А.И. Центробежные и осевые насосы: Пер. с англ. 2-е изд. -М.: Машгиз, 1960. - 463 с.

83. Михайлов А.К. Лопастные насосы. Теория, расчет и конструирование / А.К. Михайлов, В.В. Малюшенко. М.: Машиностроение, 1977. - 288 с.

84. Айзенштейн М.Д. Центробежные насосы для нефтяной промышленности. М.: Гостоптехиздат, 1957. - 363 с.

85. Черкасский В.М. Насосы, вентиляторы, компрессоры. М.: Энергия, 1977.-424 с.

86. Особенности применения частотно-регулируемых приводов погружных насосных установок на нефтяных месторождениях Западной Сибири / Ю.Б. Новоселов, В.П. Фрайштетер, В.А. Ведерников, А.В. Мамченков, Ю.А. Левин // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 3. - С. 86-87.

87. Максимов В.П. Регулирование управления приводом установок погружных электроцентробежных насосов // Обзорная информ. 1981. - С. 1432.

88. Частотные режимы работы системы «скважина-насос» установки ЦУНАР-100 / Е.М. Черемисинов, С.Н. Матвеев, О.А. Оводков // Бурение и нефть. 2002. - № 11. - С. 8-11.

89. Полищук В.В. Исследование высших гармоник при регулировании ЭЦН с помощью преобразователя частоты // Энергетика Тюменского региона. -2001.-№4.-С. 30-33.

90. Пат. 2162965 РФ, F04B 49/00. Способ управления погружным электродвигателем скважинного насоса / А.А. Двинин, А.В. Ганжа; Смалева О.И. (Россия). № 99100688/06; Заявлено 01.10.1999; Опубл. 02.10.2001, Бюл.15.

91. А.с. 1323752 СССР, МКИ3 F 04 D 15/00. Центробежный насос с регулируемой подачей / А.А. Кузьменко, В.Н. Машков, В.Б. Гранов (СССР). -№ 4038974; Заявлено 24.03.1986; Опубл. 15.07.1987, Бюл. № 33.

92. А.с. 1809006 СССР, МКИ3 Е 21 В 43/00, Е 21 В 47/04. Способ регулирования динамического уровня жидкости в скважине / С. К. Набаев, Р.Ш. Мамлеев, И. И. Лаптев, А. А. Ли (СССР). № 4904256; Заявлено 15.11.1990; Опубл. 15.04.1993, Бюл. № 24.

93. А.с. 1789762 СССР, МКИ3 F 04 D 13/10, 15/00. Устройство для регулирования производительности насоса / А.А. Саркисянц, Н.А. Саркисянц, А.С. (СССР). № 4759691; Заявлено 26.07.1989; Опубл. 23.01.1993, Бюл. № 3.

94. Пат. 2056539 РФ, F 04 D 13/10. Перепускное устройство для погружных электронасосов / В.Л. Грабовецкий (Россия). № 5033708/06; Заявлено 02.04. 1992.; Опубл. 20.03.1996, Бюл. № 8.

95. Пат. 2017939 РФ, Е 21 В 43/00. Устройство для стабилизации давления в потоке / М.З. Шарифов (Россия). № 4874098/03; Заявлено 16.10.1990; Опубл. 15.08.1994, Бюл. №15.

96. Пат. 2094592 РФ, Е 21 В 34/06. Клапанное устройство для регулирования потока / М.З. Шарифов, В.А. Леонов, А.К. Исангулов, О.А. Чукчеев (Россия). № 5034208/03; Заявлено 26.03.1992; Опубл. 27.10.1997 Бюл. №45.

97. Ибрагимов Л.Х. Интенсификация добычи нефти / Л.Х. Ибрагимов, И.Т. Мищенко, Д.К. Челоянц. М.: Наука, 2000.- 414 с.

98. Новый высокоэффективный привод для погружных центробежных и винтовых насосов / В. Павленко, М Гинзбург // Технологии ТЭК. 2004. - № З.-С. 72-78.

99. Ерка Б.А. Перспективные направления в области новой техники // Проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений: Материалы 1 науч.-практ. конф. молодых ученых и специалистов. Тюмень, Издательская фирма «Слово», 2003. - С. 54-67.

100. Кузмичев Н.И. Кратковременная эксплуатация скважин в осложненных условиях // Технологии ТЭК. 2005. - № 9. - С. 72-77.

101. Кудрявцев И.А. Эксплуатация скважин, оборудованных ЭЦН, в условиях Самотлорского месторождения / И.А. Кудрявцев, Б.А. Ерка, Н.П. Кузнецов, А.К. Ягафаров // Известия вузов. Нефть и газ. 2002. - № 5. - С. 94102.

102. Двинин А.А. Способ регулирования подачи электроцентробежных скважинных насосов / А.А. Двинин, Б.А. Ерка, И.А. Кудрявцев, Н.П. Кузнецов // Известия вузов. Нефть и газ. 2002. - № 6. - С. 65-68.

103. Ерка Б.А. Оптимизация отбора пластовой жидкости погружными насосами из скважин с меняющимся дебитом / Б.А. Ерка, А.А. Двинин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2003. - № 12. -С. 24-27.

104. Пат. 34629 РФ, 7 Е 21 В 43/00, 47/04. Устройство для поддержания динамического уровня в скважине / А.А. Двинин, Б.А. Ерка, М.Г. Староносов (Россия) № 2003125418/20; Заявлено 18.08.2003; Опубл. 10.12.2003, Бюл. № 34.122