Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности добычи обводненной нефти установками скважинных винтовых насосов

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности добычи обводненной нефти установками скважинных винтовых насосов"

УДК 622.276.53 054 23

На правах рукописи

БАДРЕТДИНОВ АТЛАС МИСБАХОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДОБЫЧИ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТИ УСТАНОВКАМИ СКВАЖИННЫХ ВИНТОВЫХ НАСОСОВ

Специальность 25 00 17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2008

003445650

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИШ'ЭР»)

Научный руководитель

- доктор технических наук, профессор Антипин Юрий Викторович

Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор

Ну гаев Раис Янфурович

- кандидат технических наук Валишин Юнер Гаянович

Ведущая организация

- ООО «РН-УфаНИПИнефть»

Защита состоится 25 сентября 2008 г в 1400 часов на заседании диссертационного совета Д 222 002 01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу 450055, г Уфа, пр Октября, 144/3

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР»

Автореферат разослан 22 августа 2008 г

Ученый секретарь диссертационного совета

кандидат технических наук «Л¡¿и—_____ Л П Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

В последние годы в России и во многих других нефтедобывающих регионах мира все большее распространение получают новые технологии и технические средства скважинной добычи нефти Среди них к наиболее перспективным средствам подъема нефти относится установка скважинного винтового насоса (УСВН) с приводом от вращающейся штанговой колонны

Малая энерго- и металлоемкость поверхностного привода установок, возможность использования серийно выпускаемых насосных штанг, простота и надежность рабочих органов насосов, широкий диапазон производительности позволяют УСВН уже на современном этапе успешно конкурировать с традиционными средствами подъема жидкости из скважин

Возможность применения УСВН в скважинах, осложненных повышенным содержанием в добываемой продукции механических примесей, газа, а также при достаточно высоком создаваемом напоре (до 2000 м и более) позволили внедрять винтовые насосы в самых разнообразных по условиям эксплуатации нефтяных месторождениях

К примеру, в ЗАО «Татойлгаз» в настоящее время 110 скважин оборудованы винтовыми насосными установками, что составляет 63 % от действующего фонда скважин В том числе, на Урмышлинском месторождении 66 винтовых насосных установок, на Кузайкинском - 25, на Урустамакском - 19 В скважины спущены 84 насоса фирмы «КУДУ», 25 - фирмы «Вайзерфорд» Максимально достигнутый межремонтный период работы (МРП) некоторых скважин ЗАО «Татойлгаз», оборудованных УСВН, на 01 01 2008 г составил более 1000 суток при среднем значении 455 суток Следовательно, существует достаточно большой резерв увеличения межремонтного периода скважин за счет совершенствования технологии добычи нефти винтовыми насосами Согласно исследованиям

\

других авторов, к наиболее влияющим факторам на работу УСВН относятся вязкость жидкости и, особенно, кривизна стволов скважин

Значительный вклад в решение проблем применения УСВН с приводом от вращения штанг для добычи нефти внесли работы Абуталипова У М, Багина Л Н, Брота А Р, Горбатова В С , Бидмана М Г, Балденко Д Ф, Валеева А М, Закирова А Ф , Казака А С , Пономарева В Г, Мухина Т И, Ратова А М, Султанова Б 3, Уразакова К Р и др

Вместе с тем, практика применения УСВН на различных стадиях разработки нефтяных месторождений выявила ряд новых актуальных задач, требующих своего решения К таковым, прежде всего, относится высокая интенсивность смешения нефти и попутнодобываемой воды в винтовой паре насоса Образование стойких высокодисперсных эмульсий обратного типа (вода в нефти) существенно увеличивает нагрузки на привод насоса, ухудшает условия промыслового транспорта и предварительного сброса попутнодобываемой воды на объектах добычи нефти Предупреждение смешения и эмульгирования пластовых жидкостей позволило бы без существенных затрат отделять и утилизировать воду в разрабатываемые залежи для поддержания пластового давления или в принимающие водоносные пласты

Целью работы является повышение эффективности добычи обводненной нефти установками скважинных винтовых насосов путем предупреждения смешения пластовых жидкостей в стволе скважины и утилизации попутнодобываемой воды в нижележащий поглощающий горизонт

Для достижения поставленной цели сформулированы следующие основные задачи:

1 установить основные виды осложнений в различных режимах эксплуатации добывающих скважин установками винтовых насосов на обводненных залежах нефтяных месторождений,

2 определить зависимости межремонтного периода работы, потребляемой мощности оборудования и коэффициента подачи насосов от технологических параметров эксплуатации, вязкости нефти и кривизны стволов скважин,

3 исследовать модель потока дрейфа и определить диапазон значений дебитов нефти и воды, при которых происходит их разделение в стволе обводненной скважины,

4 исследовать интенсивность эмульгирования и возможность предупреждения образования стойких эмульсий в рабочих парах винтовых насосов путем отбора нефти с малым содержанием воды из скважины и одновременной закачкой основного объема воды в нижележащий поглощающий горизонт,

5 разработать и провести опытно-промышленные испытания технологии добычи обводненной нефти с утилизацией пластовой воды, а также оценить ее эффективность

Методы решения поставленных задач

При решении поставленных задач в работе были использованы методы математической статистики, регрессионного анализа, промысловые и лабораторные методы замера вязкости и дисперсного состава двухфазных систем, глубинных приборов замера давления, систем и программных продуктов регулирования процесса механизированной эксплуатации скважин

Научная новизна

1 Анализ и обобщение опыта эксплуатации скважин с УСВН на Урустамакском, Урмышлинском и Кузайкинском месторождениях в широком диапазоне геолого-промысловых условий показали снижение МРП скважин в 1,17 2,3 раза и увеличение токовой нагрузки на оборудование в среднем в 1,31 раза при увеличении интенсивности искривления ствола скважины до 6,3 град/10 м и вязкости до 335 мПа с

б

2 Установлено, что коэффициент подачи УСВН (Кпод) при увеличении максимальной интенсивности искривления ствола скважины до 6,3 град/10 м снижается с 0,68 до 0,51. Наибольшее влияние на рост Кпод оказывает давление на приеме насоса

3 Установлена высокая интенсивность эмульгирования водонефтяной смеси в винтовых парах УСВН, приводящая к 10 . 14 кратному росту ее вязкости При этом КПД насосной установки снижается в 1,28 раза

4 Глубинными исследованиями изучена плотность потока дрейфа на забойных участках обводненных скважин и получены предельные дебиты нефти (29,8 м3/сут) и воды (108 м3/сут), при которых происходят «захлебывание» противотока нефти и воды в скважине и нарушение процесса разделения пластовых жидкостей, что позволило разработать способ добычи нефти с одновременной закачкой отделившейся в скважине воды в нижележащий горизонт

Основные защищаемые положения:

- статистические зависимости влияния геолого-технических параметров эксплуатации скважин с УСВН и физических свойств жидкостей на межремонтный период работы, нагрузку на привод и коэффициент подачи установок,

- результаты исследования эмульгирования пластовых жидкостей в винтовых парах УСВН, закономерностей движения и условий разделения водонефтяной смеси в эксплуатационной колонне скважины с помощью модели потока дрейфа,

- технология разделения пластовых флюидов в зоне перфорации нефтенасыщенного пласта и утилизации попутнодобываемой воды в нижележащий поглощающий горизонт

Практическая значимость работы

1 На основе анализа опыта эксплуатации более 250 скважин с УСВН на месторождениях Республик Татарстан и Башкортостан установлено снижение надежности их работы из-за присутствия абразива в

жидкости, высокой вязкости жидкости и кривизны стволов скважин в рабочей зоне подвески насосов

2 Разработана и внедрена в ЗАО «Татойлгаз» технология разделения пластовых жидкостей в зоне перфорации нефтеносного пласта и утилизации попутнодобываемой воды в нижерасположенный поглощающий горизонт с помощью сдвоенных винтовых насосов, один из которых откачивает нефтяную фазу, а другой - водную (патенты РФ № 2284410, № 2290496) Экономический эффект от внедрения технологии одновременной добычи нефти и закачки воды на скважине № 256 Кузайкинского месторождения составил 126,7 тыс руб Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на

- заседаниях научно-технического совета ЗАО «Татойлгаз» (2002-2007 гг),

- IV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов нефтяной и геолого-разведочной отрасли Ханты-Мансийского автономного округа (г Когалым, 2003 г),

- научно-практической конференции, посвященной 60-летию девонской нефти (г Октябрьский, 2004 г),

- научно-практической конференции «Опыт эксплуатации и повышения эффективности использования штанговых винтовых насосных установок для добычи нефти» (г. Самара, 2007 г)

Публикации. По теме диссертации опубликованы 6 печатных работ, получены 2 патента РФ

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 120 наименований. Изложена на 111 страницах машинописного текста, содержит 15 таблиц и 32 рисунка

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и основные задачи исследования, показаны ее научная новизна и практическая ценность

В первой главе диссертации проводится анализ технических характеристик винтовых насосов с приводом от штанговых колонн и состояния обводненных скважин месторождений нефти Урало-Поволжья, оборудованных этими насосами Показано, что современные насосные установки, выпускаемые промышленностью, способны откачивать нефть с глубин более 2000 м, дебитом до 200 м3/сут и более при температурах 90 120 °С Разработанные типы центраторов позволяют добывать нефть из скважин с максимальным зенитным углом до 70 град Для добычи высоковязкой нефти созданы поверхностные приводы с крутящим моментом до 1900 Нм Современные УСВН расходуют электроэнергию на 60 75 % меньше в сравнении с установками скважинных штанговых насосов (УСШН) при прочих равных условиях и межремонтном периоде до 1000 сут и более

Анализ напорных характеристик винтовых насосов показывает наличие нулевой подачи при малых оборотах ротора, что связано с возникновением утечек жидкости через винтовую пару К примеру, при напоре 800 м и нулевой подаче частота вращения ротора типоразмера насоса 15/800 (подача, м3/сут /напор, м) составляет около 50 мин'1 Зависимость «подача -развиваемое давление» имеет нелинейный характер Существенное снижение подачи из-за утечек в винтовой паре происходит при давлениях более 6 МПа для всех модификаций насосов

Перевод скважин с УСШН на эксплуатацию с УСВН позволяет при меньших энергозатратах увеличить дебит жидкости К примеру, перевод скважин №№ 1331, 242, 21, 619 и 1314 в НГДУ «Краснохолмскнефть» на эксплуатацию насосами фирмы «Gnffin» позволил прирастить их дебит с 5,5 до 22,0 м3/сут

Опытно-промышленные испытания УСВН в 27 скважинах АНК «Башнефть» в целом показали достаточно высокую эффективность при отборе жидкости с глубины до 1300 м и массовом содержании песка в жидкости до 1 % Однако присутствие абразива приводит к износу винтовой пары и постепенному снижению дебита В первые 12 18 месяцев эксплуатации дебит скважин в среднем снижается на 30 50 %

К факторам, существенно снижающим надежность работы УСВН, относится кривизна стволов скважин в рабочей зоне подвески насосов Возникновение знакопеременных напряжений в теле штанг в скважинах №№402, 395, 713 и 171 с интенсивностью искривления более 1,5 град/10 м привело к снижению наработки колонны штанг в среднем до 120 сут

Осложнения в эксплуатацию скважин с УСВН вносят эмульгирование водонефтяной смеси в контактных зонах винтовой пары и значительное повышение ее вязкости К примеру, на скважине № 242 повышение вязкости эмульсии до 1,8 Па с приводило к снижению межремонтного периода в среднем до 90 сут При этом происходили поломки привода УСВН и обрывы колонны штанг

Аналогичный характер отказов, согласно исследованиям других авторов, имеет место при эксплуатации скважин с УСВН на месторождениях Республики Татарстан В общей сложности в этой республике эксплуатируются уже более 250 установок винтовых насосов для добычи нефти в самых различных горно-геологических условиях

Во второй главе выполнен регрессионный анализ влияния различных факторов на межремонтный период работы скважин с УСВН и коэффициент подачи насосов С одной стороны, уравнения регрессии позволяют прогнозировать МРП и подачу насосов при совместном влиянии геолого-технических параметров эксплуатации, с другой, проводить целенаправленную разработку мероприятий, снижающих влияние осложняющих факторов

Анализ был проведен по Урмышлинскому, Кузайкинскому и Урустамакскому месторождениям ЗАО «Татойлгаз», исходный материал которых включал весь комплекс геолого-технических параметров эксплуатации, наработку УСВН, фактический дебит, токовую нагрузку и вязкость жидкости на устье скважин Кроме того, в число исследуемых факторов вошли данные по максимальным значениям кривизны стволов в рабочей зоне подвески насосов

В результате обработки данных по 115 скважинам для расчета потребляемой токовой нагрузки J, МРП и коэффициента подачи УСВН (Кпод) получены регрессионные уравнения

J = 12,6 + 0,0077п + 0,001ц + 0,6528агаах- 0,0046L„, А, (1)

МРП = - 288,4 - 1,3п - 0,80 ц - 122,7атах+ 1,72 L„, сут, (2)

Кпод= 0,289 - 0,00013п + 0,00005ц + 0,00267Р„р- 0,02958а™, + 0,00037L„, (3)

где п - число оборотов ротора насоса, мин'1, ц - вязкость жидкости на устье, мПа с, <W - максимальная интенсивность кривизны, град/10 м, Рпр - давление на приеме насоса, Рпр 10, МПа, L„ - глубина подвески насоса В таблицах 1, 2 и 3 представлены корреляционные матрицы (КМ) для исследуемых параметров J, МРП и Кпод

На рисунках 1 и 2 в качестве иллюстрации приведены графики зависимостей токовой нагрузки и межремонтного периода работы от максимального угла искривления скважин

Таблица 1 - Корреляционная матрица (КМ) для анализа силы тока

Л

км п Ц и 1

п 1,000 -0,216 - 0,029 - 0,360 0,232

V- -0,216 1,000 -0,075 0,317 - 0,388

си. - 0,029 - 0,075 1,000 -0,014 0,201

и - 0,360 0,317 -0,014 1,000 -0,217

I 0,232 -0,388 0,201 -0,217 1,000

Таблица 2 - Корреляционная матрица (КМ) для анализа МРП

МРП

км п И и МРП

п 1,000 -0,216 -0,029 - 0,360 -0,201

И -0,216 1,000 - 0,075 0,317 -0,112

а™ - 0,029 -0,075 1,000 -0,014 -0,248

к -0,360 0,317 -0,014 1,000 0,179

МРП -0,201 -0,112 - 0,248 0,179 1,000

Таблица 3 - Корреляционная матрица (КМ) для анализа К,

Кпод

км п И Рлр С^иах и К под

п 1,000 -0,216 0,408 - 0,029 - 0,360 - 0,040

V- -0,216 1,000 -0,361 - 0,075 0,317 - 0,022

РПр 0,408 - 0,361 1,000 0,037 - 0,306 0,250

ои -0,029 - 0,075 0,037 1,000 -0,014 -0,160

к - 0,360 0,317 - 0,306 -0,014 1,000 0,035

Кпод 0,040 - 0,022 0,250 -0,160 0,035 1,000

Рисунок 1 - Зависимость токовой нагрузки от максимального угла искривления ствола скважины

Рисунок 2 - Зависимость МРП от максимального угла искривления ствола скважины

Анализ формул (1), (2) и (3), а также таблиц 1, 2 и 3 показал следующее

При увеличении числа оборотов вала винтового насоса со 141 до 388 мин"1 происходит рост токовой нагрузки на оборудование с 9,2 до 12,0 А При этом межремонтный период работы снижается с 500 до 320 сут

Наибольшее влияние на I и МРП оказывает параметр скважины атал При достижении величины последнего 6,3 град/10 м МРП снижается до 300 сут, а токовая нагрузка возрастает до 12,2 А Кривизна ствола скважины оказывает влияние и на коэффициент подачи УСВН В сравнении с условно вертикальными скважинами КП01 в искривленной скважине снижается с 0,68 до 0,51

Влияние вязкости жидкости на показатели эксплуатации неоднозначно С одной стороны, ее рост с 24 до 350 мПа с снижает токовую нагрузку с 12 до 8 А, но с другой, уменьшает МРП с 620 до 500 сут Очевидно, это связано с относительно небольшими значениями вязкости обводненной нефти

Наибольшее положительное влияние на Кпод оказывает давление на приеме насоса Рпр (таблица 3) С ростом числа оборотов и вязкости жидкости коэффициент подачи в небольшой степени снижается

В третьей главе рассмотрены закономерности подъема пластовых жидкостей в стволе скважин, оборудованных УСВН, с помощью модели потока дрейфа и эмульгирования пластовых флюидов в винтовых парах насосов Исследования проведены в связи с разработкой технологии разделения пластовых флюидов на забойном участке ствола скважины и непосредственной утилизации пластовой воды в нижележащий горизонт

Исследованиями установлена высокая интенсивность эмульгирования водонефтяной смеси в винтовых парах насосных установок Попадание смеси в контактную зону ротора с эластомером на пути ее движения от приема к выкиду насоса и высокий градиент скорости в зонах контакта, доходящий до 104 с'1 и выше, приводят к образованию дисперсных структур эмульсий обратного типа с наиболее вероятным диаметром капель воды от 5 до 25 мкм

(скважины №№ 200, 469 и 256) С ростом обводненности нефти этот размер увеличивается в связи с коалесценцией плотно упакованных капель в сдвиговом поле при их контактах

На рисунке 3 приведена дифференциальная кривая распределения диаметров капель эмульсии, отобранной на устье скважины № 11217 Наиболее вероятный размер эмульгированных капель составляет около 7 мкм

мкм

Рисунок 3 - Дифференциальная кривая распределения капель

водной фазы эмульсии по размерам (скважина № 11217)

В таблице 4 приведены результаты анализа вязкости обводненной нефти на устье скважин до и после перевода их на эксплуатацию с УСШН на УСВН Рост вязкости эмульсии при прочих равных условиях связан с возрастанием степени дисперсности водной фазы. Из таблицы 4 видно значительное увеличение вязкости продукции после перевода скважин № 242 и № 1314 с УСШН на УСВН

Таблица 4 — Физические свойства обводненных нефтей на устье скважин до и после спуска винтовых насосов

Физические свойства Скважина №

1331 242 1314

до после до после до после

Дата отбора 12 07 73 Об 09 94 07 04 93 15 11 94 10 04 76 29 06 95

Содержание воды, % 0,18 4,00 6,00 14,00 29,20 14,00

Плотность при 20 °С, кг/м3 887 979 957 952 905 956

Мехпримеси, мг/л 240 7550 450 580 не опр 2480

Вязкость, мПа с, при 20 °С 43,40 39,83 1715,00 не течет 74,45 156,59

Содержание серы, % 2,81 3,78 1,77 3,73 2,27 2,64

Содержание смол, % 30,74 14,11 22,00 31,60 21,76 13,99

Содержание парафина, % 6,58 1,81 1,79 1,47 2,95 3,23

Температура плавления парафина, °С 59 52 60 58 58 51

Содержание асфальтенов, % 4,70 4,48 11,57 7,98 7,12 8,81

Оптическая плотность 0,298 0,350 0,466 - 0,324 0,340

В этой связи возникает необходимость предупреждения смешения жидкостей и образования тонкодисперсных структур эмульсий путем разделения смеси перед ее входом в насос Для этого предпочтение отдается расположению нефтяного пропластка выше водонасыщенного В противном случае возникают противотоки жидкостей в силу их различия по плотностям, и возможны нарушения их разделения Изучение потока дрейфа позволяет определить предельно допустимые дебиты нефти и воды в противотоках, превышение которых ведет к «захлебыванию» потоков и нарушению разделения фаз Под «захлебыванием» потоков подразумевается унос водной фазы восходящим потоком нефти или унос нефтяной фазы нисходящим потоком воды

Исследования, проведенные на четырех скважинах с помощью двух глубинных манометров с интервалом 100 м, позволили определить плотности водонефтяной смеси на забойных участках, на основании которых была построена серия прямых в координатах «приведенная скорость нефти (АУО -приведенная скорость воды (\У2)»

= (4)

(р ф

где (^/Б,

8 - площадь сечения колонны,

Он, дебиты скважины по нефти и воде,

(р - ——— - истинное водосодержание смеси, Р. ~Р„

Ре« > Л > Р„ ~ плотности смеси, воды, нефти,

\Ук = ((О-В) - плотность потока дрейфа,

Wc = QCkB/S,

(31к„ - дебит скважины по жидкости,

В - обводненность продукции, д ед

1 -0,16,2-0,26,3-0,37, 4 - линия «захлебывания» потока дрейфа

Рисунок 4 - Зависимости приведенной скорости нефти XV [

от приведенной скорости воды при значениях (1-<р)

Огибающая серии прямых по (4) в квадранте с положительными значениями и отрицательными (рисунок 4) позволяет получить предельные значения дебитов в противотоке жидкостей (таблица 5), при которых еще возможно разделение нефтяной и водной фаз

Таблица 5 - Предельные значения дебитов нефти и воды в противотоках

р„,м3/сут 29,80 19,60 13,20 7,59 5,26 1,85 0

С>В1 м3/сут 0 14,8 28,3 34,3 52,1 71,0 108,0

Таким образом, в столбе неподвижной воды предельный дебит нефтяной фазы в восходящем потоке составляет 29,8 м3/сут, а в столбе неподвижной нефти предельный дебит водной фазы в нисходящем потоке составляет 108,0 м3/сут

В четвертой главе приводятся результаты разработки технологии разделения пластовых флюидов в интервале продуктивного разреза и закачки воды в поглощающий нижележащий горизонт

Выполнен анализ промысловых исследований по выявлению наиболее значимого фактора в образовании высокодисперсных эмульсий в скважинах с УСВН и замерам гидродинамического давления в насосном подъемнике Эмульсии создавались путем закачки дегазированной нефти в затрубное пространство скважины № 242 Югомаш-Максимовского месторождения В стволе скважины при проведении подземного ремонта в этот период находился столб воды Смешение воды с закачиваемой нефтью приводило к образованию эмульсий только за счет винтовой пары насоса при отсутствии влияния газовой фазы Выше насоса в патроне, расположенном между двумя штангами, находился термоманометр AMT

Сопоставление дисперсного состава полученной искусственной эмульсии с естественными эмульсиями других скважин с УСВН показало идентичный характер дифференциальных кривых распределения водных капель по размерам, что свидетельствовало о винтовой паре как основном факторе эмульгирования жидкостей

На рисунке 5 представлена запись давления во времени в нижней части насосно-компрессорных труб (НКТ), на которой виден резкий подъем давления в период движения образовавшейся эмульсии в колонне труб Таким образом, предупреждение совместного движения пластовых жидкостей через винтовой насос позволило бы предотвратить образование тонкодисперсных структур эмульсий и связанные с этим осложнения в добыче нефти

/ ] \

л

А/ЛлЛ —1— -1- —1— гА'У — К/У —*- /У -1- -1- 1/

о .ад -16 1Ю4 шг им 1го

М1И

Рисунок 5 - Запись давления жидкости в НКТ скважины № 242

В этой связи была разработана технология разделения пластовых жидкостей в зоне их поступления в скважину с последующей закачкой отделившейся воды в нижележащий поглощающий горизонт без подъема на поверхность

На рисунке 6 изображена принципиальная схема разработанной технологии.

В скважине 1 на колонне насосно-компрессорных труб 2 спущены последовательно соединенные между собой винтовые насосы 3 и 4 Привод роторов обоих насосов передается через вращающуюся колонну штанг 5 Червячный вал насоса 3 соединен с аналогичным валом насоса 4 с помощью полированного штока 6, проходящего через сальник 7 Ниже насоса 3 расположено входное устройство 8 для ввода жидкости из скважинного пространства

Ниже насоса 5 расположено входное устройство 9 с патрубком 10, проходящим через пакер 11 Пакер 11 расположен между пластами I и II Нижний насос имеет внешний концентрический кожух 12, образующий герметичную камеру

Работа устройства заключается в следующем

Выходящая из пласта I водонефтяная смесь в стволе скважины расслаивается на нефть и воду Нефтяная фаза, как более легкая жидкость, движется вверх и поступает во входное устройство 8 и откачивается из скважины насосом 3 по колонне насосно-компрессорных труб 2. Вращение червячного вала насоса 3 через полированный шток 6 передается валу насоса 4 Водная фаза, занимающая нижнее положение в надпакерном пространстве скважины, поступает на прием насоса 4 через радиальные отверстия входного устройства 9 и далее через герметичное пространство кожуха 12, пазы входного устройства 9 и патрубок 10 и нагнетается в принимающий пласт II Таким образом, попутнодобываемая из пласта I вода, не поднимаясь на поверхность, утилизируется через эту же добывающую скважину

Согласно данным таблицы 5 и расчетов, в стволе скважины существовали условия разделения воды и нефти в зоне их совместного движения

Опытно-промышленные испытания технологии проведены на скважине № 256 Урустамакского месторождения Были применены насосы 15ТР1200 с глубиной спуска верхнего насоса 750 м и нижнего - 1210 м Интервалы перфорации составляли 1201,4 1205,2, 1222,0 1226,0, искусственный забой - 1264,7 м При динамическом уровне 433 м дебит скважины соответствовал 4,3 м3/сут, обводненность - 50 % Разделительный пакер с упором на забой был установлен на глубине 1215 м над кровлей нижнего пласта Контроль за процессом закачки воды осуществлялся автономным измерительным модулем АСИМ-2, измеряющим и передающим информацию по давлению и объему закачки жидкости

Рисунок 6 - Принципиальная схема добычи нефти и закачки воды в поглощающий горизонт

Добыча обводненной нефти производилась из бобриковского горизонта, а закачка попутнодобываемой воды в кизиловский горизонт

Общая наработка установки на 01 08 2007 г составила около 1300 сут Экономический эффект от внедрения технологии составил 126,7 тыс руб

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Анализ и обобщение опыта эксплуатации установок винтовых насосов на месторождениях нефти Республик Татарстан и Башкортостан показали снижение эффективности их работы из-за существенного влияния абразивных частиц в откачиваемой среде, кривизны стволов скважин и вязкости откачиваемой жидкости

2 Выполнен статистический анализ влияния геолого-технических и промысловых параметров эксплуатации на межремонтный период работы, токовую нагрузку на привод и коэффициент подачи УСВН в скважинах Урустамакского, Урмышлинского и Кузайкинского месторождений Показано снижение МРП скважин в 1,17 2,30 раза и увеличение токовой нагрузки на оборудование в среднем в 1,31 раза при увеличении интенсивности искривления ствола скважины до 6,3 град/10 м и вязкости до 335 мПа с

3 Установлена высокая интенсивность эмульгирования водонефтяной смеси в винтовых парах УСВН, приводящая к 10 14 кратному росту ее вязкости При этом КПД насосной установки снижается в 1,28 раза Исследованиями закономерностей движения водонефтяных смесей в скважинах указанных месторождений глубинными приборами установлены предельные дебиты нефти (29,8 м3/сут) и воды (108 м3/сут) в противотоках, превышение которых исключает возможность разделения фаз в скважинах

4 Разработана технология предупреждения образования стойких водонефтяных эмульсий в скважинах с УСВН путем разделения пластовых жидкостей в интервале расположения продуктивного горизонта и непосредственной закачки насосом попутнодобываемой воды в нижерасположенный поглощающий горизонт

5 В результате внедрения технологии в ЗАО «Татойлгаз» получен экономический эффект в размере 126,7 тыс руб Длительная эксплуатация установки на скважине № 256 Урустамакского месторождения без осложнений позволяет рекомендовать технологию для эксплуатации обводненных скважин с УСВН в аналогичных геолого-промысловых условиях

Основные результаты работы диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Бадретдинов АМ, Мамонов ФА, Валеев АМ, Загиров РЯ, Ахметгалеев Р 3 Эмульгирование водонефтяных смесей в рабочих органах винтовых насосов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов Сб научн тр. / ИПТЭР - Уфа, 2005 - Вып 64 -С 225-228

2 Мамонов Ф А , Бадретдинов А М, Валеев А М , Ахметгалеев Р 3 Закономерности разделения водонефтяной смеси в динамических условиях // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов Сб научн тр /ИПТЭР - Уфа,2005.-Вып 64.-С. 159-162.

3 Мурыжников А Н, Мамонов Ф А , Бадретдинов А М Сепарация газа из концентрированных нефтяных эмульсий // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов Сб научн. тр / ИПТЭР - Уфа, 2005 -Вып 64 - С 140-142

4 Бадретдинов А М , Валеев А М Перспективы внедрения винтовых насосов для добычи нефти в Урало-Поволжье И 60 лет девонской нефти Матер научн -практ конф - Октябрьский, 2004 - С. 174

5 Бадретдниов А М , Валеев А М Применение винтовых насосов для эксплуатации многопластовых месторождений И Матер IV научн -лракт конф. молодых ученых и специалистов нефтяной и геолого-разведочной отрасли Ханты-Мансийского автономного округа - Уфа. КогалымНИПИнефть, 2003 - С 156

6 Бадретдинов А М, Валеев А М Технология добычи обводненной нефти и закачки воды в пласт установками скважинных винтовых насосов Н Нефтяное хозяйство -2007 -№ 1.-С 68-70

7 Патент 2284410 РФ Скпажшшая насосная установка для добычи нефти и закачки воды в пласт / Р X Фассахов, А М Бадретдинов, А М Валеев (РФ) - 2004116443/03, Заявлено 31 05 2004; Опубл. 27 09 2006 БИ 27.

8 Патент 2290496 РФ Устройство для последовательного отбора нефти и воды из скважин / УМ Абуталипов, В Е. Сафонов, А М Бадретдинов, А М. Валеев, К Р Уразаков, П А Чернов (РФ) -2005103465/03, Заявлено 10 02 2005, Опубл 27 12 2006 БИ 36

Фоил содс/ютшм ралинию научных исследований Подписано к печаш 20 ашуста 2008 г Бумага писчая Заказ № 372 Гираж 100 экз Ротпршп ГУН «Ш11Э1>», 450055, ■ Уфа. прошекг Ок1ября, 144/3

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Бадретдинов, Атлас Мисбахович

ВВЕДЕНИЕ.

1. ОСНОВНЫЕ ВИДЫ ОСЛОЖНЕНИЙ В ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБВОДНЕННЫХ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ ВИНТОВЫМИ НАСОСНЫМИ УСТАНОВКАМИ, НА

МЕСТОРОЖДЕНИЯХ НЕФТИ УРАЛО-ПОВОЛЖЬЯ.

1.1 Краткая геолого-техническая характеристика и развиваемые параметры винтовых насосов с приводом от вращающейся колонны штанг.

1.2 Опыт эксплуатации УСВН на месторождениях нефти Урало

Поволжья.

Выводы.

2. ИССЛЕДОВАНИЕ МЕЖРЕМОНТНОГО ПЕРИОДА РАБОТЫ СКВАЖИН С УСВН И КОЭФФИЦИЕНТА ПОДАЧИ НАСОСОВ.

2.1 Сбор и систематизация основных гео лого-технических параметров эксплуатации скважин.

2.2 Влияние параметров эксплуатации УСВН и вязкости жидкости на межремонтный период работы, нагрузки и коэффициент подачи установок.

Выводы.

3. ЗАКОНОМЕРНОСТИ ПОДЪЕМА ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕИ

В СТВОЛЕ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ УСВН. 5у

3.1 Интенсивность эмульгирования водонефтяной смеси в рабочих органах насосов.

3.2 Исследование условий разделения водонефтяной смеси в стволе скважин с помощью модели потока дрейфа. ^

Выводы

4. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ РАЗДЕЛЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ

ЖИДКОСТЕЙ В ИНТЕРВАЛЕ ПРОДУКТИВНОГО РАЗРЕЗА И -ЗАКАЧКИ ВОДЫ В ПОГЛОЩАЮЩИЙ НИЖНИЙ ГОРИЗОНТ.

4.1 Промысловые исследования смешения пластовых флюидов и эмульгирования нефти в скважине с УСВН.

4.2 Результаты опытно-промышленного внедрения технологии

разделения пластовых жидкостей в скважинах.

Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности добычи обводненной нефти установками скважинных винтовых насосов"

В последние годы в России и во многих других нефтедобывающих регионах мира все большее распространение получают новые технологии и технические средства скважинной добычи нефти. Среди них к наиболее перспективным средствам подъема нефти относится установка скважинного винтового насоса (УСВН) с приводом от вращающейся штанговой колонны.

Малая энерго- и металлоемкость поверхностного привода установок, возможность использования серийно-выпускаемых насосных штанг, простота и надежность рабочих органов насосов, широкий диапазон производительности позволяет УСВН уже на современном этапе успешно конкурировать с традиционными средствами подъема жидкости из скважин.

Возможность применения УСВН в скважинах, осложненных повышенным содержанием в добываемой продукции механических примесей, высокими значениями газосодержания, достаточно высокий создаваемый напор (до 2000м и более) позволили внедрять винтовые насосы в самых разнообразных условиях эксплуатации нефтяных месторождений.

К примеру, в ЗАО «Татойлгаз» в настоящее время 110 скважин оборудованы винтовыми насосными установками, что составляет 63% действующего фонда скважин. В том числе, на Урмышлинском месторождении 66 винтовых насосных установок, на Кузайкинском - 25, на Урустамакском - 19. В скважины спущены 84 насоса фирмы «КУДУ», 25 - фирмы «Вайзерфорд». Максимально достигнутый межремонтный период работы (МРП) некоторых скважин ЗАО «Татойлгаз» оборудованных УСВН на 01.01.2008 года составил более 1000 суток, при среднем значении 455 сут. Следовательно, существует достаточно большой резерв увеличения межремонтного периода скважин за счет совершенствования технологии добычи нефти винтовыми насосами. Согласно исследованиям других авторов к наиболее влияющим факторам на работу УСВН относятся вязкость жидкости и, особенно, кривизна стволов скважин.

Значительный вклад в решение проблем применения УСВН с приводом от вращения штанг для добычи нефти внесли работы Абуталипова У.М., Багина JLH., Брота А.Р., Горбатова B.C., Бидмана М.Г., Балденко Д.Ф., Валеева A.M., Закирова А.Ф., Казака А.С., Пономарева В.Г., Мухина Т.И., Ратова A.M., Султанова Б.З.,Уразакова К.Р., и др.

Вместе с тем, практика применения УСВН на различных стадиях разработки нефтяных месторождений выявила ряд новых актуальных задач, требующих своего решения. К таковым, прежде всего, относится высокая интенсивность смешения нефти и попутно добываемой воды в винтовой паре насоса. Образование стойких высокодисперсных эмульсий обратного типа (вода в нефти) существенно увеличивает нагрузки на привод насоса, ухудшает условия промыслового транспорта и предварительного сброса попутно добываемой воды на объектах добычи нефти. Предупреждение смешения и эмульгирования пластовых жидкостей позволило бы без существенных затрат отделять и утилизировать воду в разрабатываемые залежи для поддержания пластового давления или в принимающие** водоносные пласты.

Целью настоящей работы является повышение эффективности' добычи обводненной нефти установками скважинных винтовых насосов путем предупреждения смешения пластовых жидкостей в стволе скважины и утилизации попутно-добываемой воды в нижележащий поглощающий горизонт.

Задачами исследований согласно поставленной цели явились:

1. Установить основные виды осложнений в различных режимах эксплуатации добывающих скважин установками винтовых насосов на обводненных залежах нефтяных месторождений.

2. Определить зависимости межремонтного периода работы, потребляемой мощности оборудования и коэффициента подачи насосов от технологических параметров эксплуатации, вязкости нефти и кривизны стволов скважин.

3. Исследовать модель потока дрейфа и определить диапазон значений дебитов нефти и воды, при которых происходит их разделение в стволе обводненной скважины.

4. Исследовать интенсивность эмульгирования и возможность предупреждения образования стойких эмульсий в рабочих парах винтовых насосов путем отбора нефти с малым содержанием воды из скважины и одновременной закачкой основного объема воды в нижележащий поглощающий горизонт.

5. Разработать и провести опытно-промышленные испытания технологии добычи обводненной нефти с утилизацией пластовой воды, а также оценить ее эффективность.

Методы исследования

При решении поставленных задач в работе были использованы методы математической статистики, регрессионного анализа, промысловых и лабораторных методов замера вязкости и дисперсного состава двухфазных систем, глубинных приборов замера давления, систем и программных продуктов регулирования процесса механизированной эксплуатации скважин.

На защиту выносятся: статистические зависимости влияния геолого-технических параметров эксплуатации скважин с УСВН и физических свойств жидкостей на межремонтный период работы, нагрузку на привод и коэффициент подачи установок; результаты исследования эмульгирования пластовых жидкостей в винтовых парах УСВН, закономерностей движения и условий разделения водонефтяной смеси в эксплуатационной колонне скважины с помощью модели потока дрейфа; технология разделения пластовых флюидов в зоне перфорации нефтенасыщенного пласта и утилизации попутно-добываемой воды в нижележащий поглощающий горизонт.

Научная новизна результатов

1.Анализ и обобщение опыта эксплуатации скважин с УСВН на Урустамакском, Урмышлинском и Кузайкинском месторождениях в широком диапазоне геолого-промысловых условий показали снижение МРП скважин в 1,17.2,3 раза и увеличение токовой нагрузки на оборудование в среднем в 1,31 раза при увеличении интенсивности искривления ствола скважины до 6,3 град/Юм и вязкости до 335 мПах.

2. Установлено, что коэффициент подачи УСВН при увеличении максимальной интенсивности искривления ствола скважины до 6,3 град/Юм снижается с 0,68 до 0,51. Наибольшее влияние на рост Кпод оказывает давление на приеме насоса.

3. Установлена высокая интенсивность эмульгирования водонефтянои смеси в винтовых парах УСВН, приводящая к 10. 14 кратному росту ее вязкости. При этом КПД насосной установки снижается в 1,28 раза.

4. Глубинными исследованиями изучена плотность потока дрейфа на забойных участках обводненных скважин и получены предельные дебиты нефти (29,8 м/сут) и воды (108 м/сут), при которых происходит «захлебывание» противотока нефти и воды в скважине и нарушение процесса разделения пластовых жидкостей, что позволило разработать способ добычи нефти с одновременной закачкой отделившейся в скважине воды в нижележащий горизонт.

Практическая значимость результатов

1. На основе анализа опыта эксплуатации более 250 скважин с УСВН на месторождениях Республик Татарстан и Башкортостан, установлено снижение надежности их работы из-за присутствия абразива в жидкости, высокой вязкости нефти и кривизны стволов скважин в рабочей зоне подвески насосов.

2. Разработана и внедрена в ЗАО «Татойлгаз» технология разделения пластовых жидкостей в зоне перфорации нефтеносного пласта и утилизации попутно-добываемой воды в нижерасположенный поглощающий горизонт с помощью сдвоенных винтовых насосов, один из которых откачивает нефтяную фазу, а другой - водную (патенты РФ № 2284410, №2290496). Экономический эффект от внедрения технологии одновременной добычи нефти и закачки воды на скв. 256 Кузайкинского месторождения составил 126,7 тыс. руб.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на: заседаниях научно-технического совета ЗАО «Татойлгаз» в 2002.2007г.г.

IV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов нефтяной и геолого-разведочной отрасли Ханты-Мансийского автономного округа. - г. Когалым. - 2003г. научно-практической конференции, посвященной 60-летию девонской нефти. - г. Октябрьский. - 2004 г. научно-практической конференции «Опыт эксплуатации и повышения эффективности использования штанговых винтовых насосных установок для добычи нефти. - г.Самара - 2007г.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, библиографического списка использованных источников из 120 наименований, изложена на 111 страницах машинописного текста, содержит 15 таблиц и 29 рисунков.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Бадретдинов, Атлас Мисбахович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1.Анализ и обобщение опыта эксплуатации установок винтовых насосов на месторождениях нефти Республик Татарстан и Башкортостан показал снижение эффективности их работы из-за существенного влияния абразивных частиц в откачиваемой среде, кривизны стволов скважин и вязкости откачиваемой жидкости.

2. Выполнен статистический анализ влияния геолого-технических и промысловых параметров эксплуатации на межремонтный период работы, токовую нагрузку на привод и коэффициент подачи УСВН в скважинах Урустамакского, Урмышлинского и Кузайкинского месторождений. Показано снижение МРП скважин в 1,17.2,3 раза и увеличение токовой нагрузки на оборудование в среднем в 1,31 раза при увеличении интенсивности искривления ствола скважины до 6,3 град/Юм и вязкости до 335 мПа-с.

3. Установлена высокая интенсивность эмульгирования водонефтяной смеси в винтовых парах УСВН, приводящая к 10. 14 кратному росту ее вязкости. При этом КПД насосной установки снижается в 1,28 раза. Исследованиями закономерностей движения водонефтяных смесей в скважинах указанных месторождений глубинными приборами установлены предельные о о дебиты нефти (29,8 м /сут) и воды (108м /сут) в противотоках, превышение которых исключает возможность разделения фаз в скважинах.

4. Разработана технология предупреждения образования стойких водонефтяных эмульсий в скважинах с УСВН путем разделения пластовых жидкостей в интервале расположения продуктивного горизонта и непосредственной закачки насосом попутно-добываемой воды в нижерасположенный поглощающий горизонт.

5. В результате внедрения технологии в ЗАО «Татойлгаз» получен экономический эффект в размере 126,1 тыс.руб. Длительная эксплуатация установки на скв.256 Урустамакского месторождения без осложнений позволяет рекомендовать технологию для эксплуатации обводненных скважин с УСВН в аналогичных геолого-промысловых условиях.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Бадретдинов, Атлас Мисбахович, Уфа

1. А.С. 1387568 СССР, МКИ F04B 47/02. Скважинный штанговый насос / Г.В. Пантелеев, С.Н. Закнров, Р.З. Ахмадншин и др. (не подлежит опубликованию).

2. А.С. 1500032 СССР, МКИ F04B 47/02. Скважинный штанговый насос/ Г.В. Пантелеев, Р.З. Ахмадишин, С.Н. Закиров и др. (не подлежит опубликованию).

3. А.С. 1555530 СССР, МКИ F04B 47/02. Скважинная штанговая насосная установка / Р.З. Ахмадишин, Р.А. Фасхутдинов, М.Д. Валеев и др. (не подлежит опубликованию).

4. А.с. СССР № 1717799. (авт. Валеев М.Д., Чудин В.И., Лугаманов Я.З. и др.). Устройство для последовательного отбора нефти и воды из скважины. БИ.№ 9, 1992.

5. А.с. СССР, № 1236161, МКИ Е21В 43/02. Скважинная штанговая насосная установка / Р.А. Зайнашев, М.Д. Валеев, Ф.Х. Хатмуллин и др. (СССР); № 3785718; Заявл. 28.08.84; Опубл. 07.06.86.

6. А.с. СССР, № 135058, МКИ Е21В 43/16, Е21В 43/12. Способ раздельной добычи нефти и воды из обводненных скважин /В.А. Харьков (СССР); №217198/03. Заявл. 20.04.60; Опубл. 12.08.61.

7. А.с. СССР, № 1483042, МКИ Е21В 43/00, Б04Д 13/10. Устройство для периодического раздельного отбора нефти и воды из скважины / М.Д. Валеев, Р.З. Ахмадишин, Э.М. Галлеев и др. (СССР); № 4305905/25-29; Заявл. 16.07.87; Опубл. 30.05.89.

8. А.с. СССР, № 1686141, Е 21в 47/00. Способ определения вязкости нефти в глубинно-насосных скважинах /Н.Г.Галимов, М.Д. Валеев, Р.З. Ахмадишин и др.

9. Айгистова С.Х., Муслимов Р.Х., Касимов Р.С. и др.О классификации и рациональном использовании высоковязкой нефти Татарии / Нефтепромысловое дело: Научн.-техн. информ. сб.-М: ВНИИОЭНГ 1980 № 2, с. 13-14.

10. Алексеев Г. А., Мухаметгалеев P.P. Изучение структуры образования эмульсий в глубинно-насосных скважинах. //Вопросы добычи нефти на промыслах Башкирии. Уфа: Башкнигоиздат, 1968.С.75-81.

11. Аллахвердиев К.Г., Дашаев Н.Г. Влияние вращения бурильной колонны на потери давления при промывке скважины.- Нефтяное хозяйство 1970, №2 с.32-35.

12. Аметов И.М., Шерстнев Н.М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин.- М: Недра, 1989.- 213 е.: ил.

13. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предупреждение осложнений при добыче обводненной нефти. Уфа: Башкнигоиздат, 1987. 167с.

14. Бабаев P.P. Теоретическое исследование мощности, затрачиваемой на холостое вращение колонны бурильных труб при бурении искривленных нефтяных скважин.- Изв. Вузов. Сер. Нефть и газ, 1971, № 8, с. 17-21.

15. Багин JI.H., Горбатов B.C. Проблемы и перспективы внедрения погружных винтовых насосов при добыче высоковязкой нефти.- Нефтяное хозяйство, 1987. № 2.

16. Бадретдинов A.M., Валеев A.M. Перспективы внедрения винтовых насосов для добычи нефти в Урало-Поволжье. Материалы научно-практической конференции «60 лет девонской нефти», г. Октябрьский. 2004-с.174.

17. Бадретдинов A.M., Валеев A.M. Применение винтовых насосов для эксплуатации многопластовых месторождений. Материалы IV научно-практической конференции. Уфа: КогалымНИПИнефть. 2003. е.-156.

18. Бадретдинов A.M., Валеев А.М.Технология добычи обводненной нефти и закачки воды в пласт установками скважинных винтовых насосов. Нефтяное хозяйство. М. № 1, 2007. С.68-70.

19. Бадретдинов A.M., Мамонов Ф.А., Валеев A.M. и др. Эмульгирование водонефтяных смесей в рабочих органах винтовых насосов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. /Тр. Иптэр. Вып.64.Уфа, «Транстэк». 2005. с.225-229.

20. Балакирев Ю.А., Гегельская Н.В., Слепян Е.А. и др. Добыча высоковязких нефтей скважинными штанговыми насосами.- Нефтяное хозяйство, 1981, № 7, с. 64-66.

21. Балденко Ф.Д. Одновинтовые насосы и гидродвигатели. О.И. Насосостроение, сер. ХМ-Ч.М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1987, 40с.

22. Балденко Ф.Д. Повышение эффективности одновинтовых гидравлических машин на основе исследований рабочего процесса и оптимизации геометрических параметров.- Дисс.канд.техн.наук.- М., 1988, 171с.

23. Батыров Х.М. Относительная скорость подъема нефти в эксплуатационной колонне скважин // Нефтепромысловое хозяйство месторождений Татарии: Тр. ин-та/Татнипинефть. 1978. Вып. 39. с. 137-141.

24. Батыров Х.М. Применение штанговых глубинных насосов для добычи высоковязкой нефти // Нефтепромысловое дело: Научн. -техн. информ. сб.- М: ВНИИОЭНГ 1981. Вып. 9, с.24-28.

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

26. Бидман М.Г. К расчету энергетических потерь в одновинтовых насосах. Труды ВНИИгидромаша, вып. 42, 1971.

27. Бидман М.Г., Кантовский В.К. Определение оптимальных соотношений размеров рабочих органов одновинтовых насосов.- В кн.: Труды ВНИИгидромаша. М. Энергия, 1971, с. 131-145.

28. Богомольный Г.И. Определение области возможного применения штанговых глубинных насосов для добычи высоковязких жидкостей // Техника и технология добычи высоковязкой нефти: Тр. Ин-та МИНХ и ГП им. И.М. Губкина,- 1982. Вып. 165. с. 107-121.

29. Брот А.Р. Влияние вязкости перекачиваемой среды на объемный коэффициент многозаходного винтового насоса. Тезисы докладов республиканской научно-технической конференции молодых ученых и аспирантов, г. Уфа, 1991.

30. Вагапов С.Ю. Продольный изгиб колонны НКТ и штанг в установках скважинного винтового насоса с поверхностным приводом // Нефтяное хозяйство. М. - 2004. - № 4. - С. 92-93.

31. Валеев A.M. Исследование гидравлических сопротивлений в установках скважинных винтовых насосов при добыче высоковязкой нефти. /Автореф. дисс. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук. Уфа. Башгосуниверситет. 1999.24с.

32. Валеев A.M. Методика расчета гидравлических сопротивлений кручению штанг в скважинах с винтовыми насосами. Эксплуатация нефтяныхместорождений на поздней стадии разработки//Тр./Башнипинефть Вып. 110, г. Уфа, 2002. С.93-96.

33. Валеев A.M. Применение винтовых насосов для скважинной добычи нефти. Материалы XXIV Российской школы по проблемам науки и технологий, посвященной 80-летию со дня рождения академика В.П. Макеева г. Миасс, 2004. С. 104-105.

34. Валеев М.Д. Добыча высоковязкой нефти на месторождениях Башкирии.//Тематич. научн. техн. обзор: Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. 1985. Вып. 2(91). 40с.

35. Валеев М.Д. Исследование технологии подъема обводненной нефти в стволе скважины с помощью модели потока дрейфа. // Тр. Башнипинефть. Вып. 86.- Уфа.-1992.- с.218-224.

36. Валеев М.Д. Метод предупреждения эмульгирования нефти в скважинах.// Проблемы нефти и газа: Тез. докл. Респ. Научн. техн. конф. Уфа, 1988.с.29-30.

37. Валеев М.Д. О структурно-механических и неравновесных характеристиках эмульгированных нефтей. // Тр./ Башнипинефть. Вып. 89.-Уфа. 1995.- с.59-68.

38. Валеев М.Д. Об основных закономерностях эмульгирования нефти в скважинах.// Депонированная рукопись. М.: ВНИИИОЭНГ. № 1388, нг 87.

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

40. Валеев М.Д. Технология предупреждения эмульгирования нефтей в скважине.// Вузовская наука научн. - техн. прогрессу: Тез. докл. Респ. Научн. -техн. конф. Уфа. 1986.

41. Валеев М.Д., Давлетшин З.Ш., Зайнашев Р.А. Последовательная откачка нефти и воды из скважин и отстойных апппаратов.// Нефтяное хозяйство.- № 1.- 1992.-е. 39-41.

42. Валеев М.Д., Хакимов Р.С., Гарипов Ф.А. Промысловые исследования процесса эмульсеобразования в скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами. // Тр. / ВНИИСПТнефть. Вып. 15. -Уфа. 1976.-с. 51-55.

43. Валеев М.Д., Хасанов М.М. Глубиннонасосная добыча вязкой нефти. Уфа: Башкнигоиздат. 1991.

44. Валиханов А.В., Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Вопросы подъема обводненной и безводной нефти фонтанным и насосным способами Казань: Таткнигоиздат. 1971. 148с.

45. Винтовые насосы / Д.Ф. Балденко, М.Г. Бидман, B.JI. Калишевский, В.К. Кантовский, В.М. Рязанцев.- М.: Машиностроение, 1982.- 224с.

46. Влияние способа эксплуатации на степень эмульгирования нефти и качество образуемых эмульсий./ Б.Я. Зарецкий, JI.A. Пелевин, В.И. Ионов и др. //Нефтяное хозяйство. 1976. № 10. с.38-41.

47. Г.В. Пантелеев, Р.З. Ахмадишин, С.Н. Закиров и др. (не подлежит опубликованию).

48. Габдрахимов М.С., Давыдов А.Ю. Лабораторный стенд для исследования работы УНВП // Проблемы нефтедобычи Волго-Уральского региона: Тез. докл. науч.-техн. конф. Уфа: УГНТУ, 2000. - С. 138.

49. Габдрахимов М.С., Давыдов А.Ю. Математическая модель работы скважинного оборудования УНВП // Проблемы нефтедобычи Волго

50. Уральского региона: Тез. докл. науч.-техн. конф. Уфа: УГНТУ, 2000.-С. 139.

51. Габриелов JI.B. Анализ работы установок для подъема высоковязких нефтей при термических методах воздействия на пласт.// Тематич. научн. -техн. обзор: Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИИОЭНГ. 1988. 33с.

52. Гусев В.И., Шерстнев Н.М., Полубоярцев E.JI. методы совершенствования технологии эксплуатации скважин при добыче вязких нефтей.// Нефтяное хозяйство. 1981. № 4. с. 40-43.

53. Забойные винтовые двигатели для бурения скважин./ М.Т. Гусман, Д.Ф. Балденко, A.M. Кочнев, С.С. Никомаров.- М.: Недра, 1981, 232с.

54. Закиров А.Ф., Авраменко А.Н. Опыт эксплуатации винтовых насосов в Республике Татарстан // НТС "Нефтепромысловое дело", 1999, № 4, с. 37-41.

55. К вопросу о выборе способа добычи высоковязкой нефти / Чичеров Л.Г., Ивановский В.Н., Дарищев В.И. и др. // Машины и нефтяное оборудование: Отечеств. Произв. Опыт: Экспресс-информ. М.: ВНИИИОЭНГ. 1984. № 16. с. 4-6.

56. Казак А.С. Добыча нефти глубинными винтовыми насосами. Нефтяное хозяйство. № 12, 1991г.

57. Казак А.С. Новые направления в технике и технологии добычи тяжелых углеводородов за рубежом.// Тематич. научн. техн. обзор: Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИИОЭНГ. 1989. 47с.

58. Каплан JI.C. Изменение вязкости водонефтяной смеси в процессе движения через погружной центробежный электронасос. // Нефтепромысловое дело: Экспресс информ./ ВНИИОЭНГ. 1977, № 15.-е. 1-5.

59. Конюхов И.Н. и др. Винтовой насос. А.С. № 1580053 СССР, МКИ Г04В 47/00; Приоритет 21.06.1983. Опубл. 27.07.90. БИ № 27.

60. Кравцов А.И. и др. Глубиннонасосная установка с винтовым насосом. А.С. № 1542159 СССР, МКИ Г04С 5/00; Приоритет 23.06.1988.

61. Крылов А.В. Одновинтовые насосы.- М.: Гостоптехиздат, 1962г.

62. Люстрицкий В.М. Гравитационное разделение потоков двух несмешивающихся жидкостей различной плотности при их встречном движении. // Сбор и транспорт нефти на промыслах. Тр. ин-та. / Гидровостокнефть. 1972. Вып. 14. с 83-91.

63. Люстрицкий В.М. Раздельное извлечение пластовых жидкостей из скважины и условия его применения. // Сбор и транспорт нефти на промыслах. Тр. ин-та. / Гидровостокнефть. 1972. Вып. 14. с 92-98.

64. Мамонов Ф.А., Бадретдинов A.M., Валеев A.M. Закономерности разделения водонефтяной смеси в динамических условиях // Проблемы сбора,подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. /Тр. Иптэр. Вып.64.Уфа, «Транстэк». 2005.-с. 159-163.

65. Мановей Н. Гидравлика бурения. Пер. с рум.- М.: Недра 1986- 536с.

66. Мацейчик В.И. К вопросу вращения бурильной колонны.- Нефть и газ. 1970. № 12, с. 39-41.

67. Минигазимов М.Г. Экспериментальное исследование ламинарного движения жидкости в кольцевом трубопроводе.- Нефтяное хозяйство, 1971. № 4. с. 62-64.

68. Мирзаджанзаде А.Х. Гидравлика глинистых и цементных растворов.-М.: Недра, 1966.

69. Мирзаджанзаде А.Х., Мирзоян А.А. Гевинян Г.М., Сеид-Рза М.К. Гидравлика глинистых и цементных растворов.- М.: Недра, 1966.

70. Мищенко И.Т., Исмаилов A.M., Мамедов Т.М. Модель нестационарного взаимодействия вязкой жидкости со штангами и трубами в скважинной штанговой насосной установке. // Нефтяное хозяйство, 1990. № 7. с. 71-72.

71. Мкртчян М.В. Определение рентабельности эксплуатации малодебитных скважин. Новости нефт. техн., Сер.: Нефтепромысловое дело. № 1,ГОСИНТИ, М., 1960.

72. Мурышников А.Н., Мамонов Ф.А., Бадретдинов A.M. Сепарация газа из концентрированных нефтяных эмульсий // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов./Тр. Иптэр. Вып.64. Уфа, «Транстэк». 2005. с.140-143.

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

74. Оценка надежности установок штанговых винтовых насосов и разработка рекомендаций по увеличению коэффициента эксплуатации скважин. // Ю.Г.Валишин, Р.А. Фасхутдинов, Н.С. Волочков и др. / Тр. / Башнипинефть.-Вып. 103.- 2000.- с. 32-39.

75. Патент РФ № 2284410. Скважинная насосная установка для добычи нефти и закачки воды в пласт (Фассахов Р.Х., Бадретдинов A.M., Валеев A.M.) БИ № 27. 2006.

76. Патент РФ № 2290496. Устройство для последовательного отбора нефти и воды из скважин (Сафонов В.Е., Бадретдинов A.M., Валеев A.M. и др.) БИ № 36. 2006.

77. Пат. США № 2523091, НКИ 166-2. Сепаратор для определения воды от нефти в скважине. Заявл. 4.06.45; Опубл. 19.09.50.

78. Пат. США № 3247902, НКИ 166-42. Предупреждение образования эмульсии при добыче нефти. Заявл. 13.11.62; Опубл. 26.04.66.

79. Пат. США № 3380531, НКИ 166-45. Способ откачки сырой вязкой нефти. Заявл. 18.05.67; Опубл. 30.04.68.

80. Пирвердян A.M. Гидродинамика глубиннонасосной эксплуатации. М.: ВНИИОЭНГ. 1972. № 11. с. 25-27.

81. Подкорытов С.М., Сельский А.А., Чириков Л.И. Анализ результатов опытной эксплуатации скважин штанговыми глубиннонасосными установками на Русском месторождении. // Тр. ин-та / СибНИИНП. 1981. Вып. 22 с. 21-25.

82. Пономарев В.Г., Мухина Т.И. Лабораторные исследования зависимости объемного к.п.д. винтового насоса типа УЭВН 5 от геометриирабочих органов. Научно-технический сборник « Насосное оборудование для добычи нефти» № 3. 1990.

83. Предупреждение образования эмульсий при добыче и сборе нефти./Репин Н.Н., Юсупов О.М., Валеев М.Д., Карпова И.К. // Тематич. научн. техн. обзор: Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИИОЭНГ. 1979. 59с.

84. Пыж С.А., Харитонов Е.С., Егоров П.Б. Судовые винтовые насосы.-JL: Судостроение, 1969.

85. Рабинович Е.З. Гидравлика. М.: Недра, 1978, 304 с.

86. Разработка модели энергетической характеристики винтового забойного двигателя для использования ее на стадии проектирования: Отчет и НИР; № Г.Р. 01880078319.-Кировоград, 1989.- 179 с.

87. Ратов A.M. О работе погружных винтовых насосов при добыче высоковязкой или с повышенным газосодержанием нефти. М.: ВНИИИОЭНГ, «Нефтепромысловое дело» 1976, № 2.

88. Розенцвайг А.К. Дробление капель в турбулентном сдвиговом потоке разбавленных жидкостных эмульсий. // Прикладная математика и техническая физика. 1981. № 6. с. 71-78.

89. Рябов Ю.Г., Терехин Г.Д. Оптимизация работы насосных подъемников при добыче высоковязкой нефти Бугреватовского месторождения. // Проблемы изучения залежей высоковязких нефтей: Сб. научн. тр. / Укрниинефть. 1989. с. 121-126.

90. Сорокин В.А. Новые направления в технике и технологии добычи высоковязких нефтей. Нефтяное хозяйство. № 5, 1990.

91. Султанов Б.З. Управление устойчивостью и динамикой бурильной колонны,- М.: Недра, 1991.

92. Сыртланов A.ILL, Валеев М.Д. Предупреждение эмульгирования нефти в скважинах.// Нефтяное хозяйство. 1986. № 6 с. 43-46.

93. Технология подъема высоковязкой нефти на месторождениях Республики Куба / Ю.А. Балакиров, Ю.Д. Абрамов, Ю.Г. Рядов и др. //Проблемы изучения залежей высоковязких нефтей: Сб. научн. тр. / Укрниинефть. 1989. с. 103-113.

94. Уразаков К.Р., Валеев A.M., Закиров А.Ф. и др. Применение винтовых насосов с поверхностным приводом для добычи нефти. М.: Нефтяное хозяйство. № 6. 2003. с. 108-110.

95. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения. Изд-во: «Мир». — М. — 1972.-440с.

96. Харьков В.А., Панков Ю.Ф. Опыт применения одновременно-раздельного отбора нефти и воды в НПУ «Бавлынефть».// Нефтепромысловое дело: Научн. техн. информ. сб. М.: ВНИИОЭНГ. 1961. № 7. с. 17-19.

97. Шаньгин Н.Н. Эксплуатация насосных скважин, содержащих большое количество песка. Азерб. нефт. хоз., № 7, 1953.

98. Шищенко Р.И., Есьман Б.И., Кондратенко П.И. Гидравлика промывочных жидкостей. М.: Недра, 1976. 294с.

99. Эксцентриковые винтовые погружные насосы с приводом на поверхности. Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений.- 1988.-Вып. 1.- с. 18-21.

100. Briggs P.J., Baron R.P., Fulleylove R.J., Wright M.S. Development of heavy-oil reserves // J.Petrol. Technol.- 1988.- Vol.- 40, numb. 2.- p. 206-214.

101. Byramjee R.J. Heavy crudes and bitumen categoried to help assess resources, technigues // Oil and Gas J.- 1983.- Vol.- 81, numb. 27.- p. 78-82.

102. Cowlagi C.S. Single screwpumps for oil Industry // Chemistry Engeneering World.-1989.- 24, numb. 9.- p. 47-48.

103. Gadelle C.P., Burger J.G., Bardon C.P., Machedon V. Heavy-oil Recovery by in-situ Combustion- Two Field Cases in Romania // J. of Petrol Technol., 1981.- Vol.- 33, numb. 11.- p. 2057-2066.

104. Keelan R.F. How to analyse rod pumps perfomans // World Oil.- 1984.-Vol.- 199, numb. 4.- p. 95-98.

105. Rodemip Oil Well Pumps / Institut Francais Du Petrole.- 1989.- semptp. 36.