Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности эксплуатации обводняющихся скважин при добыче тяжелых и высокопарафинистых нефтей фонтанным и газлифтным способом

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности эксплуатации обводняющихся скважин при добыче тяжелых и высокопарафинистых нефтей фонтанным и газлифтным способом"

л

004615440

'Ф

ЛОБАНОВ Андрей Николаевич

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБВОДНЯЮЩИХСЯ СКВАЖИН ПРИ ДОБЫЧЕ ТЯЖЕЛЫХ И ВЫСОКОПАРАФИНИСТЫХ НЕФТЕЙ ФОНТАННЫМ И ГАЗЛИФТНЫМ СПОСОБОМ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2010

-2 ЛЕК 2010

004615440

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина

Научный руководитель:

д.т.н., профессор М.Ф. Каримов

Официальные оппоненты:

д.т.н., профессор М.А. Мохов

д.т.н., профессор Л.Г. Кульпин

Ведущая организация

ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

Защита состоится 14 декабря 2010 г. в 15.00 на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д. 212.200.08 при РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: 119991, Москва, В-296, Ленинский проспект, 65, ауд. 731.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.

Автореферат разослан 08 ноября 2010 г.

Ученый секретарь совета:

д.т.н., профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В процессе подъема двухфазной трехкомпонентной (газ-нефть-вода) газожидкостной смеси (ГЖС) в насосно-компрессорных трубах (НКТ) происходит существенное изменение её термодинамических параметров, т.к. пластовые и поверхностные параметры р, V, Т значительно отличаются. В НКТ в добываемой продукции происходят как фазовые превращения (разгазирование нефти, появление третьей, твердой фазы вследствие кристаллизации тугоплавких парафинов), так и образование неравновесных дисперсных систем: грубодисперсных газовых эмульсий (ГДГЭ) и водонефтяных (прямых и обратных) эмульсий (ВНЭ). Неравновесные грубодисперсные системы резко, не аддитивно, различаются по вязкостным характеристикам от исходных компонентов и оказывают серьёзное влияние на добычу газа и жидкости.

Образование в подъемнике трехфазной четырехкомпонентной (нефть - вода -кристаллы парафинов - газ) системы приводит к формированию асфальто-смолопарафиновых отложений (АСПО) на стенках НКТ и промысловых трубопроводов, что уменьшает их проходное сечение и повышает потери на трение пластовой энергии. Несмотря на многолетние исследования условий образования и способов борьбы с АСПО, проблема ввиду ее сложности до сих пор не имеет оптимального решения и остается актуальной.

Движение ГЖС в НКТ характеризуется различными режимами - пузырьковым (эмульсионным), пробковым (снарядным) и кольцевым (стержневым). Наиболее эффективным с позиции уменьшения плотности ГЖС, потерь на трение, снижения пульсации и вибрации является пузырьковый режим. Имеется множество публикаций, посвященных способам создания и сохранения пузырькового режима в подъемнике: механические устройства, введение в поток ГЖС твердых легких микрогранул, физико-химическое воздействие на ГЖС водорастворимыми композициями (ВРК) поверхностно-активных веществ (ПАВ). Наиболее технологичным является применение композиций ПАВ. Однако, ВРК имеют существенные недостатки: хотя они сравнительно дешевые, но недостаточно эффективны при низких концентрациях, а при высоких концентрациях, несмотря на технологическую эффективность, ввиду своей биологической жесткости при

утилизации наносят вред окружающей среде и становятся экологически опасными. Экологически безвредными являются нефтерастворимые ПАВ, так как они остаются в нефтяной фазе. Однако вопросы количественного взаимодействия применяемых нефтерастворимых ПАВ до настоящего времени не исследованы. Поэтому исследование синергизма и антагонизма нефтерастворимых ПАВ, разработка методики составления синергетических композиций и технологии обеспечения пузырькового режима движения ГЖС в подъемнике и снижения интенсивности АСПО являются актуальными для интенсификации добычи обводненной нефти.

Эффективность системы «подъемник - компримированный газ» характеризуется коэффициентом полезного действия (к.п.д.). К.п.д определяется как отношение величины полезной работы (мощности) по подъему продукции скважины к величине общей затраченной газом работы (мощности). Согласно публикациям ряда авторов результаты определения к.п.д. газлифтных скважин по различным методикам значительно отличаются. Анализ показывает, что такая разница имеет место вследствие неучета в методиках работы, затраченной на подъем газовой фазы ГЖС. Кроме того, в большинстве из них процесс принимается изотермическим, что приводит к завышению расчетного к.п.д. реальных скважин, работающих в неизотермических условиях. В диссертации работа расширения газа в подъемнике рассмотрена как политропный процесс и как работа расширения реального газа с коэффициентом сверхсжимаемости, зависящим от приведенных давления и температуры. Коэффициент политропы п определяется решением обратной задачи по результатам термогидродинамических исследований скважин.

Перечисленные проблемы особенно актуальны в условиях эксплуатации скважин обводняющихся месторождений с тяжелыми и высокопарафинистыми нефтями и скважин подземных хранилищ газа (ПХГ), создаваемых в истощенных и обводненных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях.

Цель работы. Разработка технологии повышения эффективности эксплуатации обводняющихся скважин путем физико-химического воздействия на поток ГЖС, разработка методики составления рецептуры синергетических композиций ПАВ и уточнение методики расчета к.п.д. системы «подъемник-компримированный газ» для реальных скважин.

Основные задачи исследований

1. Анализ и обобщение существующих представлений о механизме образования и движения в НКТ грубодисперсных газовых эмульсий в водонефтяных смесях, содержащих ПАВ.

2. Установление физико-химического механизма взаимодействия фаз при образовании и движении многофазной ГЖС в подъемнике.

3. Определение к.п.д. подъемника при добыче обводненной продукции скважин с учетом термодинамических факторов.

4. Разработка экспериментально-статистических моделей образования и движения грубодисперсных газовых эмульсий из водонефтяных смесей.

5. Установление экспериментально-статистической модели синергизма и антагонизма нефтерастворимых ПАВ при физико-химическом воздействии на поток ГЖС в подъемнике и разработка методики составления оптимальной рецептуры композиции ПАВ для повышения к.п.д. подъемника.

Методы решения поставленных задач. Решения поставленных задач проводились в соответствии с общепринятой методикой научных исследований, включающей анализ и обобщение известных результатов в этой области, математическое планирование экспериментов, термодинамические, физико-химические, экспериментально-статистические и промысловые исследования работы подъемников при добыче многокомпонентных ГЖС.

Научная новизна

1. Предложена математическая модель физико-химического механизма взаимодействия фаз при образовании и движении дисперсных систем.

2. Впервые предложены многофакторные квазилинейные и нелинейные экспериментально-статистические модели синергизма и антагонизма нефтерастворимых ПАВ при образовании и движении ГДГЭ из водонефтяных смесей в широком диапазоне обводненности и температурного фактора.

3. Предложена уточненная методика расчета к.п.д. системы «подъемник-компримированный газ» с учетом термодинамики движения реального газа в НКТ и подъема всей массы продукции скважин.

4. На базе выполненных исследований разработан и зарегистрирован в ФИПС Патент РФ № 2377172 «Способ создания и эксплуатации ПХГ в истощенных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях», БИ № 36, 12.2009.

Практическая значимость

1. Предложена методика определения оптимальной рецептуры композиции нефтерастворимых ПАВ с учетом их синергизма и антагонизма при физико-химическом воздействии на ГЖС.

2.Разработан способ и предложена технология повышения к.п.д. системы «подъемник-компримированный газ» при добыче ГЖС, которая позволяет существенно снизить энергетические затраты на подъем жидкости и продлевает межочистной период от АСПО в 1,5-2 раза.

3. Предложенный способ повышения к.п.д. подъемника приводит к снижению забойного давления, увеличению притока к скважине и степени использования порового объема пласта-коллектора для подземного хранения газа.

На защиту выносятся:

1. Результаты теоретических и экспериментальных исследований механизма взаимодействия фаз при добыче обводненной продукции скважины.

2. Многофакторные квазилинейные и нелинейные экспериментально-статистические модели синергизма и антагонизма нефтерастворимых ПАВ при образовании и движении ГДГЭ из водонефтяных смесей.

3. Технология физико-химического воздействия синергетическими композициями на поток ГЖС с целью создания и продления пузырькового режима лифтирования.

4. Уточненная методика оценки к.п.д. подъемника с учетом термодинамики движения реального газа в неизотермическом подъемнике и общей работы при подъеме всей продукции скважины.

5. Способ подземного хранения газа в истощенных и обводненных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях, Патент РФ № 2377172.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на VI международной научно-практической конференции «Проблемы добычи газа, газового

конденсата нефти», Кисловодск, 2008 г., на международной конференции «Инновационные технологии освоения ресурсов углеводородного и неуглеводородного сырья в XXI веке», Оренбург, 2008 г., на V международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт-2009», Уфа, 2009 г., на VIII Всероссийской конференции молодых ученых и специалистов «Новые технологии в газовой промышленности», Москва, 2009 г., на семинарах кафедр разработки и эксплуатации нефтяных месторождений (2010 г.) и теоретической механики РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (2007-2010 г.).

Публикации

Основные положения диссертационной работы опубликованы в 10 научных работах, в том числе 4 научных статьях в изданиях, в которых, согласно требованиям ВАК РФ, рекомендована публикация диссертационных материалов.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов, списка литературы, включающего 118 наименований, и приложения. Работа изложена на 160 страницах машинописного текста, содержит 25 рисунков и 22 таблицы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи исследований, научная новизна и практическая ценность полученных результатов работы.

В первой главе выполнен краткий обзор работ, посвященных повышению эффективности работы подъемника. Значительный вклад в развитие и совершенствование теории и практики работы подъемников при добыче газированной продукции скважин внесли Алиев З.С., Андриасов P.C., Аргунов П.П., Арманд A.A., Архангельский В.А., Басниев К.С., Белов И.Г., Виноградов К.В., Гужов А.И., ГронВ.Г., Зайцев Ю.В., Клапчук О.В., Крылов А.П., Кучумов Р.Я., Леонов Е.Г., Лутошкин Г.С., Максутов P.A., Мамаев В.А., Мирзаджанзаде А.Х., Мищенко И.Т., Мохов М.А., Муравьев И.М., Одишария Г.Э., Пирвердян A.M., Репин H.H., Сахаров В.А., Сафаров P.A., Телков А.П., Чубанов О.В. и другие отечественные и зарубежные исследователи. В области интенсификации работы подъемника механическими и физико-химическими способами известны также результаты иссле-

дований Амияна В.А., Валишина Ю.Г., Гречнева Н.П., Дьячука А.И., Кабирова М.М., Каримова М.Ф., Ли Г.С., Наджафова М.Г., Попова В.А., Федорова И.М., Шерстнева Н.М., Эрте Е.П., Юсупова О.М, Nguyen X.N, Tran S.P., Lea J.F. и др.

Перечисленными исследователями предлагались различные способы регулирования структур потока и режимов течения, каждый из которых имеет определенные достоинства и недостатки. Эти способы систематизированы и классифицированы в настоящей диссертационной работе как механические (гидромеханические) и физико-химические. Выполнен анализ их эффективности и предложен метод поддержания пузырьковой структуры ГЖС с помощью физико-химического воздействия на поток ГЖС в забое скважины. На основе теории Зельдовича Я.Б. о фазовых переходах изучено возникновение и движение пузырьков газа в неизотермическом подъемнике. Следуя идеям работ Тодеса О.М., рассмотрено влияние смачиваемости стенок НКТ и лопаток УЭЦН на процесс образования зародышей и их развитие. Показано, что наличие в жидкости разгазирования естественных или введенных извне поверхностно-активных молекул затрудняет переход молекул через адсорбционный слой и способствует замедлению процесса роста зародышей. Возникновению зародышей способствует лиофобная поверхность и поверхностные повреждения (например, вследствие коррозии).

В нефтяных скважинах, эксплуатирующихся фонтанным или газлифтным способом, считается установленным, согласно Сахарову В.А. и Мохову М.А., что «основными потерями являются гравитационные, потери на трение редко превышают 10 % от гравитационных потерь, а кинетические потери лишь в высокодебитных скважинах при больших газосодержаниях могут приближаться в среднем к 1 % от общих потерь». Из формулы плотности смеси, выраженной через средние объемные расходы жидкости и газа и относительную скорость газа, следует, что минимальное значение плотности ГЖС имеет место при относительной скорости (v,,-vac=vom„) равной нулю. В диссертации показано, что для повышения эффективности работы системы «подъемник-компримированный газ» в НКТ необходимо создать условия, препятствующие прорыву газа сквозь жидкую фазу. В работе обосновано, что этим препятствием (в роли «летающего плунжера») может стать сама движущаяся жидкая фаза, трансформированная в неравновесную вязкоупругую ГДГЭ с помощью физико-

химических добавок. Физико-химические добавки в ГЖС, для решения поставленной задачи, должны являться специальными композициями, рецептуры которых должны быть оптимизированы в лабораторных условиях с учетом синергизма и антагонизма взаимодействия компонентов. Вопросы количественного взаимодействия применяемых химических реагентов до настоящего времени не исследованы. Поэтому технологии, использующие рецептуры, составленные без учета синергизма и антагонизма реагентов в композиции, оказываются недостаточно эффективными. В связи с этим изучен механизм взаимодействия фаз при различных структурах газожидкостного потока. Найдено, что отношение N сил гидромеханического взаимодействия между фазами в пузырьковом режиме и в пробковом режиме находится в пределах: Я Зя-Л

— <п<--т

г 8г ^

где (1КК1 > 2К, а К- радиус пробки, г - средний радиус пузырька в пузырьковом режиме.

Это гидромеханическое силовое взаимодействие будет определять

относительное движение газа, передачу подъемной силы Архимеда и количества

движения газа жидкой фазе. Такой же механизм будет иметь место и при движении

прямых и обратных ВНЭ. Из полученной формулы следует: чем меньше радиус

пузырьков, тем больше сила взаимодействия газовой и жидкой фаз, тем полнее будут

использованы подъемная сила Архимеда и энергия движения газа и обеспечена

непрерывная эффективность «вязкоупругого плунжера».

Из теории эмульсий следует, что условиями образования грубодисперсных

структур, к которым относится пузырьковый режим течения ГЖС, являются низкое

значение поверхностного натяжения на границе жидкость-газ (ажг), механическое

(гидромеханическое - турбулентное) перемешивание или дросселирование газа через

специальные отверстия. За счет пониженного значения ажг происходит образование

мелких пузырьков газа, т.к. на образование новых поверхностей расходуется меньше

энергии. Динамическая устойчивость образовавшихся пузырьков определяется

способностью поверхностных пленок сопротивляться деформациям по Гиббсу.

Известно также, что для динамической устойчивости газовых эмульсий необходимо,

чтобы поверхностная концентрация ПАВ находилась в области сильного изменения

, что имеет место для большинства ПАВ при концентрациях в диапазоне О < С < 0,05 % масс.

В диссертации предлагается для продления пузырькового режима композицию, подобранную в результате специальных экспериментов с учетом основной решаемой проблемы (создание эффекта непрерывного «плунжерного лифта») и сопутствующих задач (борьба с АСПО), подавать в поток ГЖС через импульсные трубки, соединенные с инжекционным клапаном, или через рабочий клапан. В последнем случае добавки могут быть инжектированы в рабочий агент специальными насосами - дозаторами высокого давления и в виде аэрозоли вместе с рабочим агентом попадут в подъемник. При первичном вводе физико-химических добавок в поток ГЖС образуется подвижная граница, впереди которой отсутствует композиция ПАВ. При постоянной подаче композиции оптимальное значение концентрации синергетической композиции ПАВ, обеспечивающей пузырьковый режим, определяется в лабораторных условиях.

Для экономии дорогостоящей синергетической композиции целесообразно подавать ее циклически (оторочками), тогда пузырьковый режим будет чередоваться с пробковым. Периодичность цикла подачи должна быть определена по результатам промысловых экспериментов и технико-экономических расчетов.

Для оценки зоны действия оторочки в диссертации поставлена и решена краевая задача о конвективно-диффузионном рассеивании ограниченного объема оторочки в НКТ. Наивысшая концентрация С находится в сечении контакта с газовым потоком, идущим после прекращения подачи реагента. Значение наивысшей абсолютной концентрации в оторочке в зависимости от ее положения в НКТ выразится так:

С = С0 ■ erf —j=-=, ф

2A-fv(t)dt

где Со - начальная концентрация композиции ПАВ в оторочке, I - длина оторочки от инжекционного клапана по НКТ в момент прекращения подачи композиции ПАВ, X -эффективный коэффициент конвективного перемешивания оторочки композиции

ПАВ, определяемый решением обратной задачи по результатам экспериментов, v(i) - средняя по сечению НКТ переменная скорость пузырькового потока.

Когда величина концентрации станет менее предела эффективного газоэмульгирования, действие оторочки уменьшится. Эффект «плунжера» движущейся ГЖС, содержащей достаточное количество композиции, будет до тех пор, пока вся «меченая композицией ГЖС» не будет поднята и не уйдет из НКТ в систему сбора и подготовки скважинной продукции.

Во второй главе выполнен анализ эффективности работы системы «подъемник - компримированный газ» при эксплуатации обводняющихся скважин.

Вопрос оценки эффективности подъемника, т.е. коэффициента полезного действия системы «подъемник - компримированный газ» рассматривали Крылов А.П., Репин H.H., Chilingar G.V., Beeson С.М., Мирзаджанзаде А.Х., Кабиров М.М., Попов В.А., Федоров И.М., Эрте Е.П. и др.

В работе выполнен анализ формул, предложенных перечисленными исследователями, для определения к.п.д. системы «подъемник - компримированный газ». Эти формулы представляют отношение мощности газового потока, затраченной на подъем жидкой фазы на дневную поверхность с учетом противодавления на устье, к общей мощности газового потока. Во всех этих формулах не учитывается затраченная мощность на подъем газовой фазы. Общая мощность газового потока большинством авторов определяется по модели изотермического расширения. Крылов А.П. и Репин H.H. указывают на возможность расчета общей мощности по модели политропического расширения, однако способ расчета коэффициента политропы не приводится. Chilingar G.V., Beeson С.М. рассматривают возможность использования изотермической, адиабатической и политропической моделей расширения газа при расчете общей мощности газового потока. Коэффициент адиабаты для газа с плотностью 0,7 (метан) ими предлагается принять равным 1,26, а коэффициент политропы равным 1,2. Способ определения коэффициента политропы для попутного газа, часто используемого для газлифта, в их работе также отсутствует.

В работах Попова В.А., Федорова И.М. при расчете общей мощности по изотермической модели расширения газа учитывается газ, выделяющийся из нефти.

В диссертации предложена уточненная методика расчета к.п.д. системы «подъемник - компримированный газ» с использованием интегральной формы баланса энергии потока газа.

Полезная мощность по подъему продукции скважины с динамического уровня до устья и на создание устьевого давления определяется, как:

= А,0,. = Чж (,Ьд8Рж + Рг) + Чг (ЬоёРг +Рг) (3)

где цж - объемный расход жидкой фазы продукции скважины на устье скважины, определяемый расходомером;

Ид=Н-р1/рд.ж£ - динамический уровень жидкости в скважине;

рд.ж - динамическая плотность жидкости на участке от рабочего клапана до динамического уровня по данным гидродинамических исследований;

Р1, р2 - соответственно, значения давления в точке ввода газа и на устье;

рг - плотность газа при устьевом давлении;

qг - объемный расход газа при устьевом давлении.

Параметр дг включает собственный газ и газлифтный (или хранимый) газ, Чг -чТ'"" + Чг"или только собственный (попутный) газ, выделившийся из нефти в случае фонтанной эксплуатации, которые вычисляются по формулам (4) и (5) принимая, что газ подчиняется закону Клапейрона-Менделеева:

чТ"" = ~п)Р,Го - расход свободного газа в устьевых условиях (4)

г/л _ г/л РрТг

Чг ~Чо р у, - расход хранимого (газлифтного) газа в устьевых условиях (5)

где ро.То, Тг - соответственно, атмосферное давление, нормальная температура, температура на устье по шкале Кельвина.

В зависимости от величины газового фактора нефти влияние параметра дг на к.п.д. системы «подъемник - компримированный газ» может быть значительным.

Располагаемая мощность (Ырас„) газового потока, необходимая на подъем всей продукции скважины, преодоление сил сопротивления движению ГЖС и создание устьевого давления жидкости и газа р2., которое необходимо для работы сепаратора по разделению жидкости и газа, для очистки и возврата газа на первую ступень газлифтных компрессоров, в диссертации определяется двумя способами:

а) по политропической модели по формуле:

Ярас„=йРг-Г

п-1

б) с учетом сверхсжимаемости реального газа по формуле;

ли. = а. . • а, ■ я. • к, (Тг-м-р2)

ру ф Ф

1 п 3 п

+К ■ М[(р„р1 -Р,р1)~О,5(Ар1р1 + ВР1р2)-0,02{А + В)].

Здесь: Qг.„.,рг о. - объемный расход и плотность газа в нормальных условиях;

_ „г!л . ±собст ______*собст „ /\ „\ _ тч

= Чг +Чг . где =дж(1 -п)рнГе^

•А1.

2 (Рт~Ро) К = [2 Р^Р^+Рг)]

где

^О^-А)

при Р„6<Р„С-

о.эф.'

при р^е > рт

(7)

(В) (9)

и 2

М. §1,15

I §1,15

г I

компримированного газа; р„р - приведенное давление; рЮСУ р:юб - соответственно, давление насыщения нефти газом, давление на забое скважины; Г0 -газовый фактор нефти, м3/т, Г0,ф -усредненный эффективный газовый фактор, п - показатель политропы, определяемый по результатам термогидродинамических исследований скважины; М- размерный коэффициент, определяемый по результатам термогидродинамических исследований по методике проф. И.Т. Мищенко; А и В -аппроксимационные коэффициенты, определяемые по таблицам Брауна и Катца; Яг- удельная газовая постоянная.

Из выражения (6) при п=1 следует используемая в отечественной практике формула для расчета располагаемой работы при изотермическом режиме:

3 4 5 6 7 8 8 10 11 12 13 14 15 _Отношение забойного и устьевого давлений.р1/р2

—л=1,0 -п=12

-*-п=1.02 -в-п=1.3

-п=1,05 —п=1.4

"П-1,1

Рис. 1. Сравнение затрат на подъем ГЖС газовым потоком при политропическом и изотермическом расширении газа в НКТ

N^=4Р,Щ*-)-

Рг

(10)

В диссертации по результатам исследований реальных скважин показано, что использование модели изотермического процесса может привести к существенному завышению значения к.п.д.

На рис. 1 приведено сравнение расчетных затрат энергии на подъем ГЖС газовым потоком при политропическом и изотермическом расширении газа в НКТ.

Расчеты выполнены по формулам (6) и (10) в реальном диапазоне изменения коэффициента политропы. Как видно из приведенных графиков, в зависимости от значения показателя политропы, соотношения значений давления в точке ввода газа и на устье, ошибка в определении к.п.д. может составить существенную величину, поэтому показатель политропы необходимо определять по результатам термогидродинамических исследований конкретных скважин.

Коэффициент политропы предлагается определять по формуле:

Такая форма записи политропического процесса расширения газа позволяет воспользоваться результатами термогидродинамических исследований фонтанных и газлифтных скважин, а также скважин ПХГ. Величины Тир определяются на практике с достаточной точностью. Использование результатов промысловых исследований скважин для определения коэффициента политропы позволяет наиболее полно учесть свойства реального газа в его идеальной модели. Результаты расчетов приводятся в табл. 1.

В диссертации рекомендуется к.п.д. системы «подъемник - компримированный газ» определять по формуле (12), учитывающей особенности добычи реальной ГЖС:

В выражении (12) числитель определяется по формуле (3), а знаменатель по формулам (6) и (7).

По полученным формулам для двух скважин, по которым имеется достоверная промысловая информация, выполнены расчеты по определению к.п.д. системы

(И)

N.

(12)

«подъемник - компримированный газ». При определении полезной работы последовательно рассматривались: подъем только жидкой фазы (для сравнения с результатами предыдущих исследователей), подъем жидкой фазы с выделившимся из нефти газом и учет массы всей продукции скважины. Результаты расчетов приведены

Таблица 1. Показатели политропы термогидродинамических процессов, происходящих при движении попутных газов различных месторождений (по обнаруженным в литературе результатам термогидродинамических исследований)__

Месторождение Значение п Месторождение Значение п

Самотлорское 1.05 Тагринское 1,08

Федоровское 1,04 Быстринское 1,06

Тепловское 1,06 Туймазинское 1,03

Варьеганское 1,07 Каспморнефть 1,07

Северо-Варьегансое 1,08 ВСП, скв. 211(при различных режимах) 1,054-1,17

Аганское 1,07 ВСП, скв. 715(при различных режимах) 1,109-1,138

Тюменское 1,09 ВСП, скв. 907 1,21

Лян-Торское 1,06 ВСП, скв. 653 1,112

Таблица 2. Сравнение КПД системы «подъемник - компримированный газ», рассчитанных по различным методикам__

Номер скважины Значение удельного расхода газа, м3/м3 В расчете располагаемой работы использованы В расчете полезной работы использована

только жидкая фаза жидкая фаза и выделившийся из нефти газ вся продукция скважины

211 644 реальный газ, Z(p,T) 12,9% 15,5% 83,4%

211 644 политропа, л=1,112 11,9% 14,4% 77,1%

715 264 реальный газ, Zfp.T) 25,4% 39,8% 77,7%

715 264 политропа, п=1,122 23,0% 37,0% 72,0%

в табл. 2, из которой следует, что при учете в полезной работе только жидкой фазы к.п.д., рассчитанные по различным методикам, зависят от удельного расхода и отличаются друг от друга на 50%, тогда как при учете подъема всей продукции скважины обе методики дают результаты, отличающиеся в среднем менее, чем на 7 %.

В третьей главе диссертации изложены результаты исследований по построению экспериментально-статистических моделей синергизма и антагонизма нефтерастворимых ПАВ, используемых при добыче нефти, по разработке методики составления синергетических композиций ПАВ и исследованию их влияния на образование ГДГЭ из водонефтяных смесей.

Исследования проводились физическим моделированием процесса,

рассматриваемого как теплофизическая задача. Задача оптимизации зависит, как

показывает физика явления, от 18 параметров процесса, для которых, используя

я-теорему, получены 14 критериев подобия. Объект оптимизации Щ, безразмерное

число ГДГЭ, определяется, как отношение динамического объема ГДГЭ к объему

водонефтяной смеси, из которой

ГДГЭ образуется.

На основе выполненного

анализа полученных критериев

подобия исследована

возможность полного и

приближенного моделирования

изучаемого процесса.

Установлено, что полное

моделирование сводится к

Рис. 2. Газоэмульгнрующая способность водных постановке промысловых

и нефтяных растворов ПАВ

экспериментов.

Для определения условий приближенного моделирования вычислены значения критериев подобия для промысловых и лабораторных условий. Анализ показывает, что в лабораторных условиях удается соблюдать большинство полученных критериев подобия. В экспериментальных исследованиях использованы прозрачные лабораторные установки диаметром 0,03 м, 0,04 м, длиной 0,6 м, 0,8 м, 1,8 м, 14 м. Короткие модели термостатировались, что позволяло поддерживать температуру от 20 до 80 °С. Длинные модели использовались для предварительных экспериментов, выполненных с целью установления значений критериев подобия Рейнольдса и Фруда, которые являются определяющими при движении ГЖС и которые, согласно Кутателадзе С.С., Леонову Е.Г., Сахарову В.А., необходимо использовать для обобщения результатов экспериментов. Для установления количественного механизма образования ГДГЭ необходимо экспериментально изучить влияние каждого технологического фактора на оптимизируемый параметр - число ГДГЭ. К таким технологическим факторам относятся обводненность, температура, расходы

Значения критерия Рейнольдса

газоэмульгирующая способность водорастворимых ПАВ при концентрации 0,05% по массе

^^газоэмульгирующая способность нефтерастворимого ПАВ О (при концентрации по массе 0,05%) в безводной нефти при температуре 40оС

фаз и физико-химические добавки. Эти факторы объективно изменяются от скважины к скважине, а физико-химические добавки являются управляемыми факторами. В диссертации для определения динамических условий проведения многофакторных экспериментов устанавливалась зависимость параметра оптимизации Я", от определяющих параметров движения ГЖС - критериев Фруда и Рейнольдса. В связи с практической невозможностью одновременного соблюдения промысловых значений обоих критериев в лабораторных условиях были проведены эксперименты при фиксированных значениях критерия Фруда и достаточно широком изменении критерия Рейнольдса. Результаты экспериментов приведены на рис. 2.

При обобщении результатов использованы данные экспериментов с нефтью и водонефтяной смесью, а также результаты ранее проведенных Каримовым М.Ф. исследований с водными растворами ПАВ. Из рис. 2 следует, что газоэмульгирующая способность водных растворов имеет зону автомодельности по Ле: 8 < Яс < 30, а газоэмульгирующая способность нефтерастворимых ПАВ имеет область автомодельности при 11с: 514 < Яе < 1105. Этот вывод является существенным при предварительном подборе водорастворимых или нефтерастворимых ПАВ при определении их газоэмульгирующей способности. По результатам предварительных экспериментов с водонефгяными смесями установлена существенная зависимость их газоэмульгирующей способности от критерия яп (обводненность продукции).

В процессе добычи нефтегазоводяной смеси применяются различные ПАВ: деэмульгаторы, депрессаторы, ингибиторы парафиноотложений, ингибиторы солеотложений и др. Поэтому для изучения эффектов взаимовлияния проведен полный факторный эксперимент, который позволяет вычислить оценки парного (взаимодействия первого порядка), тройного (взаимодействия второго порядка) и четверного (взаимодействия третьего порядка) взаимодействия. В экспериментах использовались маслорастворимые ПАВ, относящиеся к деэмульгаторам и к депрессаторам (реагенты Б, С, Р, Б, СНПХ4480, СНПХ-4204), предварительно отобранные в результате однофакторных экспериментов и разрешенные к использованию в нефтегазовой промышленности. Температура в этих экспериментах поддерживалась на постоянном уровне, что обеспечивало соблюдение критериев теплофизического подобия.

Получена следующая адекватная экспериментально-статистическая модель синергизма и антагонизма реагентов в композиции при образовании ГДГЭ в безводной нефти, в условиях, приведенных в табл. 2, показывающая зависимость

числа ГДГЭ =>') от отдельных факторов и их сочетаний:

у = 9,12-1,03*, -0,75*3 +0,481*4-0,72*,*3 + 0,60*2*3-0,39*2*4 -0,64*,*3*4.

Далее рассмотрен механизм взаимодействия химреагентов в условиях изменения температуры и обводненности, что имеет место на обводняющихся месторождениях и во второй половине сезона отбора газа из ПХГ. Этот случай соответствует внутрискважинному условию, когда температура изменяется в широких пределах. Условия проведения экспериментов приводятся в табл. 4.

Таблица 3. Факторы и их значения в полнофакторных экспериментах

№ Факторы и их обозначения Код в матрице плана Код в уравнении Размерность Основной уровень Интервал варьирования

1 Деэмульгатор О а X/ г/т 280 ±220

2 Деэмульгатор С Ъ Х2 г/т 280 ±220

3 Депрессатор 5 с Хз г/т 280 ±220

4 Деэмульгатор /*■ с! х4 г/т 280 ±220

5 Температура Т е Х5 К 333 0

После проведения рандоминизированных опытов по матрице 25"2 для этих условий получена адекватная экспериментально-статистическая модель вида:

у = 2,73 + 0,331x1 - 0,856*2 + 0,294*3 - 0,169*4 - 0,556*12,34. (13)

Незначимость коэффициента подтверждает автомодельность процесса по отношению критерия Рейнольдса (Яе) в этом диапазоне его изменения. Введение вместо значимого взаимодействия хпм условно линейного параметра х6 и оценка адекватности нового уравнения гиперплоскости показывает, что такое уравнение адекватно описывает образование ГДГЭ в исследуемом факторном пространстве. Построенная математическая модель в силу своей экспериментально-статистической адекватности физическому процессу позволяет выполнить количественный анализ влияния факторов на процесс образования ГДГЭ в исследованной области факторного пространства.

Факторы Коды факторов Размерность Уровни факторов Интервал варьирования

в матрице плана в уравнении -1 0 1

Температура а X] °С 40 60 80 20

Обводненность Ь Х2 % 0 45 90 45

Деэмульгатор И с Хз г/т 0 200 400 200

Депрессатор Й а Х4 г/т 0 200 400 200

Относительная скорость газа е Х5 м/с 0,102 0,145 0,187 0,043

По степени влияния на процесс образования ГДГЭ факторы в рассмотренном подпространстве располагаются в следующей последовательности:

- наибольшее отрицательное влияние оказывает обводненность продукции (основной эффект этого фактора равен -1,712);

- наибольшее положительное влияние оказывает температура (основной эффект этого фактора равен +0,662);

- оптимальная концентрация нефтерастворимого деэмульгатора Б находится в интервале [0; +1];

- значимое положительное влияние деэмульгатора Б эквивалентно 88,8 % от положительного эффекта температуры и компенсирует 34,3 % отрицательного влияния обводненности;

- оптимальная концентрация депрессатора 8 находится в интервале [-1; 0];

- существенно влияние парного взаимодействия Х\Хг = Хух4, знак коэффициента которого отрицателен, т.е. при совместном действии деэмульгатора и депрессатора низким значениям депрессатора [-1;0] должны соответствовать повышенные значения деэмульгатора [0;1].

В реальных условиях скважин факторы х\ и х2 не управляемы. Совместный анализ коэффициентов уравнения показывает, что параметр оптимизации у при фиксированных х, и х2 (условия на конкретной скважине) будет наивысшим, когда х3= 1, а х4 = -1. Однако х4 = -1 означает отсутствие в композиции депрессатора -ингибитора АСПО, который по лабораторным данным должен иметь концентрацию около 200г/т нефти. Таким образом, для интенсификации образования ГДГЭ необходимо, чтобы Х4 изменялся в пределах -1 < хА < 0. Тогда вследствие равенства диапазона изменения деэмульгатора Б и депрессатора Б для получения

максимального эффекта по ГДГЭ при сохранении ингибирующей способности депрессатора их рабочие концентрации должны соотноситься, как 2:1. В этом случае получим синергетическую композицию. Этот вывод был использован в дальнейшем для сокращения числа факторов - вместо двух переменных факторов был использован один фактор - синергетическая композиция. В связи с нелинейностью уравнения (13) и существенностью квадратичных эффектов (15,16%), рассмотрена возможность описания этого сложного процесса уравнением второго порядка. Для этого построен ротатабельный центральный композиционный план, имеющий наибольшие значения звездных точек.

Таблица 5. Условия проведения экспериментов при ротатабельном центральном компози-

Факторы Коды фаеторов Размерность факторов Уровни факторов

-1.682 -I 0 1 1.682

Температура Х[ °С 40 48.1 60 71.9 80

Обводненность Хг % 0 19.5 48 76.5 96

Синергетическая композиция ПАВ XI г/т 0 365 900 1435 1800

Получена адекватная нелинейная экспериментально-статистическая модель: у = 3,01+0,53х, - 3, 26х2 + 0,53х3 +1,3 5х\ + 0, АЪх]. (14)

Коэффициент множественной нелинейной корреляции этой модифицированной модели равняется 0,929.

Из уравнения (14) следует, что обводненность продукции скважины оказывает существенно отрицательное влияние на процесс и, что результат применения синергетической композиции по технологическому эффекту превышает дорогостоящее температурное воздействие на весь подъемник.

На приборе Реотест-2 исследовано влияние полученной синергетической композиции ПАВ на реологические свойства высокопарафинистой нефти. Результаты измерений показали высокую эффективность воздействия при температурах в подъемнике менее 33 "С, что характерно для условий добычи нефти на отечественных месторождениях.

В четвертой главе диссертации излагается технология повышения к.п.д. системы «подъемник- компримированный газ» и результаты ее промысловых испытаний. Технология заключается в подаче расчетного количества синергетической

композиции ПАВ в поток ГЖС как можно ближе к забою скважины в соответствии с полученными экспериментально-статистическими моделями. Важным элементом успешной реализации разработанной технологии является способ подачи композиции реагентов в поток ГЖС. В работе рассматриваются и предлагаются различные эффективные способы подачи.

В разделе приведены результаты сравнительной оценки эффективности влияния физико-химического воздействия на поток ГЖС на величину к.п.д. системы «подъемник-компримированный газ» по двум реальным скважинам.

Расчеты к.п.д. выполнены для двух вариантов учета полезной работы:

1) подъем жидкости, собственного газа нефти и обеспечение устьевого давления;

2) подъем всей продукции скважины, а также обеспечение устьевого давления.

При определении затраченной мощности потока газа по изотермической модели

и полезной мощности на подъем всей продукции скважины, расчетный к.п.д. оказывается выше 100%, что свидетельствует о неправомерности использования «изотермических» методик определения к.п.д. в реальных условиях неизотермических скважин. Результаты испытаний на этих скважинах синергетической композиции, составленной на основе выполненных экспериментально-статистических исследований, показали повышение дебита по жидкости на 50-61 %, снижение интенсивности образования АСПО в 1,5-2 раза и увеличение межочистного периода на 110%, снижение удельного расхода газа на 33-37 % и повышение к.п.д. системы «подъемник - компримированный газ» до 84-90 %.

В этом же разделе изложены предложения по использованию разработанной технологии в подземном хранении газа в истощенных и обводненных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях, на которые получен Патент РФ № 2377172 БИ № 36,12.2009.

Основные выводы ......

1. Разработана и предложена математическая модель физико-химического механизма взаимодействия фаз при образовании и движении дисперсных систем в подъемнике. Обоснован и предложен способ продления пузырькового режима движения ГЖС путем циклической подачи синергетической композиции ПАВ в поток ГЖС.

2. Предложен термодинамический подход к определению к.п.д. системы «подъемник - компримированный газ», использующий политропическую модель и модель реального газа с учетом его сверхсжимаемости, а также учитывающий затраты энергии на подъем всей продукции скважины. Показано, что использование изотермической модели расширения газа может привести к 1,6-кратному завышению расчетного значения к.п.д. системы. Предложена уточненная формула для определения к.п.д. системы «подъемник - компримированный газ», основанная на использовании коэффициента политропы, определенного решением обратной задачи по результатам термогидродинамических исследований скважин. Показано, что к.п.д., рассчитанный по политропическому закону, является нижней оценкой реального к.п.д. системы «подъемник - компримированный газ».

3. Процесс образования и движения ГДГЭ в подъемнике рассмотрен, как теплофизическая задача, для которой получена система критериев подобия и экспериментально установлена область автомодельности по критерию Рейнольдса. Определены условия проведения экспериментов для количественного изучения образования ГДГЭ от основных технологических факторов. Построена многофакторная экспериментально-статистическая модель синергизма и антагонизма нефтерастворимых ПАВ, применяемых в процессе добычи нефти.

4. Построена адекватная квазилинейная модель образования ГДГЭ в зависимости от температуры, обводненности продукции скважины и концентрации химреагентов различного назначения. Разработана методика составления рецептуры синергетической композиции нефтерастворимых ПАВ, для использования в процессе добычи обводненной продукции скважины.

5. Построена адекватная нелинейная экспериментально-статистическая модель образования ГДГЭ в подъемнике, как функция обводненности, температуры и

синергетической композиции. Получено, что обводненность продукции оказывает отрицательное влияние, а температура и синергетическая композиция положительно влияют на процесс образования ГДГЭ. Результат применения синергетической композиции превышает по технологическому эффекту дорогостоящее температурное воздействие на поток ГЖС по всей длине подъемника.

6. Разработана и предложена технология повышения к.п.д. системы «подъемник - компримированный газ» с использованием синергетической композиции нефтерастворимых ПАВ. Промысловые испытания, выполненные на экспериментальных малодебитных газлифтных скважинах, показали, что предложенная технология приводит к росту дебита скважины на 50-61 %, к снижению удельного расхода газа на 33-37 %, к снижению в 1,5-2 раза скорости формирования АСПО на стенках НКТ и к повышению к.п.д. системы до 84-90 %.

1. На базе выполненных исследований разработан и зарегистрирован в Федеральном институте промышленной собственности «Способ создания и эксплуатации ПХГ в истощенных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях», Патент РФ № 2377172, Б.И. № 36, 12.2009.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. Каримов М.Ф., Лобанов А.Н. Эксплуатация подъемников при добыче обводненных и высокопарафинистых нефтей фонтанным и газлифтным способом // Газовая промышленность. - 2008. - № 4. - С. 75-77.

2. Каримов М.Ф., Лобанов А.Н. Нелинейная экспериментально-статистическая модель образования грубодисперсных газовых эмульсий из водонефтяных смесей в присутствии синергетических композиций ПАВ // Газовая промышленность. - 2009. -№8.-С. 82-85.

3. Каримов М.Ф., Лобанов А.Н. Влияние синергетических композиций ПАВ на образование грубодисперсных газовых эмульсий из водонефтяных смесей // Нефть, газ и бизнес. - 2009. - № 6. - С. 56-60.

4. Каримов М.Ф., Лобанов А.Н. О синергизме и антагонизме нефтерастворимых ПАВ при интенсификации добычи продукции скважин подземных хранилищ газа в истощенных и обводненных месторождениях нефти: сборник УГНТУ, посвященный

80-летию академика А.Х. Мирзаджанзаде. - Уфа: изд-во «Нефтегазовое дело», 2008. -С. 294-303.

5. Лобанов А.Н. Моделирование интенсификации добычи обводненной продукции скважин ПХГ в истощенных месторождениях нефти: сборник тезисов докладов на VIII Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» . - М., 2009. - С. 171.

6. Лобанов А.Н., Н.В. Кань. Кинетика образования АСПО при добыче водонефтегазовой смеси из ПХГ: сборник тезисов докладов на VIII Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности». - М.: 2009. - С. 172.

7. Каримов М.Ф., Лобанов А.Н. Промысловые эксперименты по определению скорости образования АСПО при вертикальном движении трехфазной системы: сборник тезисов докладов международной конференции «Инновационные технологии освоения ресурсов углеводородного и неуглеводородного сырья в XXI веке». -Оренбург, 2008. - С. 30.

8. Каримов М.Ф., Лобанов А.Н., Н.Т. Кханг, Н.В. Кань. Физико-химический метод повышения эффективности механизированной добычи газонефтеводяной смеси: тезисы докладов международной конференции «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти» . - Кисловодск, 2008. - С. 24-25.

9. Каримов М.Ф., Лобанов А.Н. Физико-химический метод повышения к.п.д. системы «подъемник - компримированный газ» при транспортировке нефтеводогазовой смеси: сборник тезисов докладов на V Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт». - Уфа, 2009. -С. 313-314.

10. Каримов М.Ф., Лобанов А.Н. и др. Способ создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в истощенных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях. Патент РФ № 2377172, БИ № 36, 12.2009.

Подписано к печати 29.10.2010 г. Формат 60x84/16. Объем 1 усл.-печ. л. Тираж 120 экз.

Отпечатано в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Пос. Развилка, Ленинский р-н, Московская обл., Российская Федерация, 142717

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Лобанов, Андрей Николаевич

ВВЕДЕНИЕ

1. МЕХАНИЗМ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ ФАЗ ПРИ ДОБЫЧЕ ОБВОДНЕННОЙ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН ФОНТАННЫМ 11 И ГАЗЛИФТНЫМ СПОСОБОМ

1.1. Краткий обзор работ, посвященных повышению эффективности 11 работы подъемника

1.2. Движение ГЖС в неизотермическом подъемнике

1.3. Образование и движение дисперсной фазы

1.4. Влияние поверхностно-активных веществ на движение газовых 37 пузырьков

1.5. Основные характеристики газожидкостного потока

1.6. Механизм взаимодействия фаз при различных структурах 42 газожидкостного потока

1.7. Физико-химический метод обеспечения пузырьковой структуры 48 течения ГЖС

Выводы по разделу \ у

2. ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТЫ СИСТЕМЫ «ПОДЪЕМНИК -КОМПРИМИРОВАННЫЙ ГАЗ» ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ 55 ОБВОДНЯЮЩИХСЯ СКВАЖИН, ДОБЫВАЮЩИХ ТЯЖЕЛЫЕ

И ВЫСОКОПАРАФИНИСТЫЕ НЕФТИ

2.1. Образование трехфазных четырехкомпонентных газожидкостных 55 смесей при добыче обводненной продукции скважин

2.2. Влияние структуры потока газожидкостных систем 60 на эффективность работы системы «подъемник -компримированный газ»

2.3. Оценка КПД системы «подъемник — компримированный газ» 62 при добыче продукции скважин

2.4. Термодинамический подход к расчету КПД системы «подъемник - 70 компримированный газ»

2.5. Выбор способа интегрирования левой части уравнения баланса 74 энергии

2.6. Вычисление интеграла в левой части (2.32) с использованием 77 уравнения политропического процесса

2.7. Вывод уточненной расчетной формулы для оценки КПД системы 79 «подъемник - компримированный газ»

2.8. Определение показателя политропного процесса расширения 83 компримированного газа по результатам промысловых термогидродинамических исследований скважин

2.9. Вычисление интеграла в левой части уравнения баланса энергии 86 с использованием модели реального газа pv = Z -R,-T Выводы по разделу

3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНО-СТАТИСТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ОБРАЗОВАНИЯ ГРУБОДИСПЕРСНЫХ ГАЗОВЫХ ЭМУЛЬСИЙ 95 ПРИ ДОБЫЧЕ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТИ

3.1. Динамическое моделирование образования грубодисперсных 95 газовых эмульсий

3.2. Выбор условий эксперимента при сравнительных исследованиях 103 различных ПАВ

3.3. Экспериментально-статистическая модель синергизма 116 и антагонизма нефтерастворимых ПАВ, применяемых при интенсификации добычи продукции скважин

3.4. Квазилинейная экспериментально-статистическая модель 119 образования грубодисперсных газовых эмульсий из водонефтяных смесей, содержащих поверхностно-активные добавки различного назначения

3.5. Нелинейная экспериментально-статистическая модель 126 образования грубодисперсных газовых эмульсий из водонефтяных смесей в присутствии синергетических композиций ПАВ

3.6. Оценка влияния синергетической композиции на реологические 130 свойства высокопарафинистой нефти, водонефтяной эмульсии иГДГЭ

Выводы по разделу

4. ТЕХНОЛОГИЯ ПОВЫШЕНИЯ КПД СИСТЕМЫ «ПОДЪЕМНИК 139 - КОМПРИМИРОВ АННЫ Й ГАЗ»

4.1. Способы подачи композиции ПАВ в поток ГЖС

4.2. Оценка КПД системы «подъемник - компримированный газ» до и при физико-химическом воздействии на нефтеводогазовый 142 поток

4.3. Предложения по использованию технологии в подземном 149 хранении газа

Выводы по разделу

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности эксплуатации обводняющихся скважин при добыче тяжелых и высокопарафинистых нефтей фонтанным и газлифтным способом"

Актуальность. В процессе подъема двухфазной трехкомпонентной (газ-нефть-вода) газожидкостной смеси (ГЖС) в насосно-компрессорных трубах (НКТ) происходит существенное изменение её термодинамических параметров, т.к. пластовые и поверхностные параметры р, V, Т значительно отличаются. В НКТ в добываемой продукции происходят как фазовые превращения (разгазирование нефти, появление третьей, твердой фазы вследствие кристаллизации тугоплавких парафинов), так и образование неравновесных дисперсных систем: грубодисперсных газовых эмульсий (ГДГЭ) и водонефтяных (прямых и обратных) эмульсий (ВНЭ). Неравновесные грубодисперсные системы резко, не аддитивно, различаются по вязкостным характеристикам от исходных компонентов и оказывают серьёзное влияние на добычу газа и жидкости.

Образование в подъемнике трехфазной четырехкомпонентной (нефть - вода - кристаллы парафинов - газ) системы приводит к формированию асфальто-смолопарафиновых отложений (АСПО) на стенках НКТ и промысловых трубопроводов, уменьшает их проходное сечение и повышает потери на трение пластовой энергии. Несмотря на многолетние исследования условий образования и способов борьбы с АСПО, проблема ввиду ее сложности до сих пор не имеет оптимального решения и остается актуальной.

Движение ГЖС в НКТ характеризуется различными режимами - пузырьковым (эмульсионным), пробковым (снарядным) и кольцевым (стержневым). Наиболее эффективным с позиции уменьшения потерь на трение, снижения пульсации и вибрации является пузырьковый режим. Имеется множество публикаций, посвященных способам создания и сохранения пузырькового режима в подъемнике: механические устройства, введение в поток ГЖС твердых легких микрогранул, физико-химическое воздействие на ГЖС водорастворимыми композициями (ВРК) поверхностно-активных веществ (ПАВ). Наиболее технологичным является применение композиций ПАВ. Однако ВРК имеют существенные недостатки: они сравнительно дешевы, но недостаточно эффективны при низких концентрациях, а при высоких концентрациях, несмотря на технологическую эффективность, ввиду своей биологической жесткости при утилизации наносят вред окружающей среде и становятся экологически опасными. Экологически безвредными являются нефтерастворимые ПАВ, так как они остаются в нефтяной фазе. Однако вопросы количественного взаимодействия применяемых нефтерастворимых ПАВ до настоящего времени не исследованы. Поэтому исследование синергизма и антагонизма нефтерастворимых ПАВ, разработка методики составления синергетических композиций и технологии обеспечения пузырькового режима движения ГЖС в подъемнике и снижения интенсивности АСПО являются актуальными для интенсификации добычи обводненной нефти.

Эффективность системы «подъемник - компримированный газ» характеризуется коэффициентом полезного действия (КПД), определяемым как отношение величины полезной работы (мощности) по подъему продукции скважины к величине общей затраченной газом работы (мощности). Согласно публикациям ряда авторов, результаты определения КПД газлифтных скважин по различным методикам значительно отличаются. Анализ показывает, что такая разница имеет место вследствие неучета в методиках работы, затраченной на подъем газовой фазы ГЖС. Кроме того, в большинстве из них процесс принимается изотермическим, что приводит к завышению расчетного КПД реальных скважин, работающих в неизотермических условиях. В диссертации работа расширения газа в подъемнике рассмотрена как политропный процесс и как работа расширения реального газа с коэффициентом сверхсжимаемости, зависящим от приведенных давления и температуры. Коэффициент политропы п определяется решением обратной задачи по результатам термогидродинамических исследований скважин. Перечисленные проблемы особенно актуальны в условиях эксплуатации скважин обводняющихся месторождений с тяжелыми и высокопарафинистыми нефтями и скважин подземных хранилищ газа (ПХГ), создаваемых в истощенных и обводненных нефтяных и нефтегазо-конденсатных месторождениях.

Цель работы. Разработка технологии повышения эффективности эксплуатации обводняющихся скважин путем физико-химического воздействия на поток ГЖС, разработка методики составления рецептуры синер-гетических композиций ПАВ и уточнение методики расчета КПД системы «подъемник — компримированный газ» для реальных скважин.

Основные задачи исследований. 1. Анализ и обобщение существующих представлений о механизме образования и движения в НКТ гру-бодисперсных газовых эмульсий в водонефтяных растворах, содержащих ПАВ.

2. Установление физико-химического механизма взаимодействия фаз при образовании и движении многофазной ГЖС в подъемнике.

3. Определение КПД подъемника при добыче обводненной продукции скважин с учетом термодинамических факторов.

4. Разработка экспериментально-статистических моделей образования и движения грубодисперсных газовых эмульсий из водонефтяных смесей.

5. Установление экспериментально-статистической модели синергизма и антагонизма нефтерастворимых ПАВ при физико-химическом воздействии на поток ГЖС в подъемнике и разработка методики составления оптимальной рецептуры композиции ПАВ для повышения КПД подъемника.

Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач проводилось в соответствии с общепринятой методикой научных исследований, включающей анализ и обобщение известных результатов в этой области, математическое планирование экспериментов, термодинамические, физико-химические, экспериментально-статистические и промысловые исследования работы подъемников при добыче многокомпонентных ГЖС.

Научная новизна

1. Предложена математическая модель физико-химического механизма взаимодействия фаз при образовании и движении дисперсных систем.

2. Впервые предложены многофакторные квазилинейные и нелинейные экспериментально-статистические модели синергизма и антагонизма нефтерастворимых ПАВ при образовании и движении ГДГЭ из водонеф-тяных смесей в широком диапазоне обводненности и температурного фактора.

3. Предложена уточненная методика расчета КПД системы «подъемник — компримированный газ» с учетом термодинамики движения реального газа в НКТ и подъема всей массы продукции скважин.

4. На базе выполненных исследований разработан и зарегистрирован в ФИПС Патент РФ № 2377172 «Способ создания и эксплуатации ПХГ в истощенных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях», БИ 27.12.2009.

Практическая значимость

1. Предложена методика определения оптимальной рецептуры композиции нефтерастворимых ПАВ с учетом их синергизма и антагонизма при физико-химическом воздействии на ГЖС.

2. Разработан способ и предложена технология повышения КПД системы «подъемник-компримированный газ» при добыче ГЖС, которая позволяет существенно снизить энергетические затраты на подъем жидкости и продлевает межочистной период от АСПО в 1,5-2 раза.

3. Предложенный способ повышения КПД подъемника приводит к снижению забойного давления, к увеличению притока к скважине и к увеличению степени использования порового объема пласта-коллектора для подземного хранения газа.

На защиту выносятся:

1. Результаты теоретических и экспериментальных исследований механизма взаимодействия фаз при добыче обводненной продукции скважины.

2. Многофакторные квазилинейные и нелинейные экспериментально-статистические модели синергизма и антагонизма нефтерастворимых ПАВ при образовании и движении ГДГЭ из водонефтяных смесей.

3. Технология физико-химического воздействия синергетическими композициями на поток ГЖС с целью создания и продления пузырькового режима лифтирования.

4. Уточненная методика оценки КПД подъемника с учетом термодинамики движения реального газа в неизотермическом подъемнике и общей работы при подъеме всей продукции скважины.

5. Способ подземного хранения газа в истощенных и обводненных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях, Патент РФ №2377172, 27.12.2009.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на VI международной научно-практической конференции «Проблемы добычи газа, газового конденсата нефти», Кисловодск, 2008 г., международной конференции «Инновационные технологии освоения ресурсов углеводородного и неуглеводородного сырья в XXI веке», Оренбург, 2008 г., V международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт-2009», Уфа, 2009 г., VIII Всероссийской конференции молодых ученых и специалистов «Новые технологии в газовой промышленности», Москва, 2009 г., IV Московской конференции молодых специалистов, 2009 г., на семинарах кафедры теоретической механики РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (2007-2010 гг.).

Публикации

Основные положения диссертационной работы опубликованы в 11 научных работах, в том числе 4 научные статьи в изданиях, в которых, согласно требованиям ВАК РФ, рекомендована публикация диссертационных материалов.

Автор выражает благодарность д.т.н., профессору М.Ф. Каримову за постановку задач исследований и научное руководство при их выполнении, а также заведующему кафедрой теоретической механики РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина д.т.н., профессору Д.Н. Левитскому за постоянное внимание к работе.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Лобанов, Андрей Николаевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Разработана и предложена математическая модель физико-химического механизма взаимодействия фаз при образовании и движении дисперсных систем в подъемнике. Обоснован и предложен способ продления пузырькового режима движения ГЖС путем циклической подачи си-нергетической композиции ПАВ в поток ГЖС.

2. Предложен термодинамический подход к определению КПД системы «подъемник - компримированный газ», использующий политропическую модель и модель реального газа с учетом его сверхсжимаемости, а также учитывающий затраты энергии на подъем всей продукции скважины. Показано, что использование изотермической модели расширения газа может привести к 1,6-кратному завышению расчетного значения КПД системы. Предложена уточненная формула для определения КПД системы «подъемник — компримированный газ», основанная на использовании коэффициента политропы, определенного решением обратной задачи по результатам термогидродинамических исследований скважин. Показано, что КПД, рассчитанный по политропическому закону, является нижней оценкой фактического КПД системы «подъемник - компримированный газ».

3. Процесс образования и движения ГДГЭ в подъемнике рассмотрен как теплофизическая задача, для которой получена система критериев подобия и экспериментально установлена область автомодельности по критерию Рейнольдса. Определены условия проведения экспериментов для количественного изучения образования ГДГЭ от основных технологических факторов. Построена многофакторная экспериментально-статистическая модель синергизма и антагонизма нефтерастворимых ПАВ, применяемых в процессе добычи нефти.

4. Построена адекватная квазилинейная, мод ель, образования ГДГЭ в зависимости от температуры, обводненности продукции скважины и концентрации химреагентов различного назначения. Разработана методика составления рецептуры синергетической композиции нефтерастворимых ПАВ для использования в процессе добычи обводненной продукции скважины.

5. Построена адекватная нелинейная экспериментально-статистическая модель образования ГДГЭ в подъемнике, как функция обводненности, температуры и синергетической композиции. Получено, что обводненность продукции оказывает отрицательное влияние, а температура и синергетическая композиция положительно влияют на процесс образования ГДГЭ. Результат применения синергетической композиции превышает по технологическому эффекту дорогостоящее температурное воздействие на поток ГЖС по всей длине подъемника.

6. Разработана и предложена технология повышения КПД системы «подъемник — компримированный газ» с использованием синергетической композиции нефтерастворимых ПАВ. Промысловые испытания, выполненные на экспериментальных малодебитных газлифтных скважинах, показали, что предложенная технология приводит к росту дебита скважины на 50-61 %, к снижению удельного расхода газа на 33-37 %, к снижению в 1,5-2 раза скорости формирования АСПО на стенках НКТ и к повышению КПД системы до 84-90 %.

7. На базе выполненных исследований разработан и зарегистрирован в Федеральном институте промышленной собственности «Способ создания и эксплуатации ПХГ в истощенных нефтяных и нефтегазоконден-сатных месторождениях», Патент РФ № 2377172, Б.И., 27.12.2009.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Лобанов, Андрей Николаевич, Москва

1. Адлер Ю.П. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий / Ю.П. Адлер, Е.В. Маркова, Ю.В. Грановский. — М.: Наука, 1976. 379 с.

2. Алибеков Б.И. К расчету воздушного подъемника для вязко-пластичной нефти / Б.И. Алибеков, A.M. Пирвердян, P.A. Сафаров и др. // Нефтяное хозяйство. 1971. — № 8.

3. Арешев Е.Г. Геология и нефтегазоносность фундамента Зондского шельфа / Е.Г. Арешев, В.П. Гаврилов, 4.JI. Донг и др. М., 1997. - 305 с.

4. Аргунов П.П. Исследование работы эргазлифта и его расчет / П.П. Аргунов // Тр. НИИ оснований и фундаментов. Сб. 20. - 1953. — С. 41-76.

5. Алиев З.С. Технологический режим работы скважин / З.С. Алиев. — М.: Недра, 1978.- 152 с.

6. Амиян В.А. Физико-химические методы повышения производительности скважин / В.А. Амиян, B.C. Уголев. М.: Недра, 1966.

7. Андриасов P.C. Влияние поверхностного натяжения на кинематические характеристики движения газожидкостных смесей в трубах / P.C. Андриасов, В.А. Сахаров // Тр. МИНХ и ГП им. И.М. Губкина. 1965. - Вып. 55.

8. Андриасов P.C. Влияние свойств фаз и скорости жидкости на относительную скорость движения одиночных пузырьков / P.C. Андриасов, В.А. Сахаров // Тр. МИНХ и ГП им. И.М. Губкина. 1969. - Вып. 91.

9. Андриасов P.C. Зависимость скорости всплытия пузырька от его размеров, и физико-химических свойств жидкости / P.C. Андриасов, В.А. Сахаров // Тр. МИНХ и ГП. 1969. - Вып. 79.

10. Аржанов Ф.Г. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений / Ф.Г. Аржанов, Г.Г. Вахитов, B.C. Евченко и др. М.: Недра, 1978. - 336 с.

11. Арманд A.A. Исследование механизма движения двухфазной смеси в вертикальной трубе / A.A. Арманд, Е.И. Невструева // Известия ВТИ. -1950.-№2.

12. Архангельский В.А. Движение газированных жидкостей и газожидкостных смесей в вертикальных трубах / В.А. Архангельский // Инженерный сборник. 1949. - Т. 5. - Вып. 2. - 92 с.

13. Базаров И.П. Термодинамика. М.: Высшая школа, 1991. - 376 с.

14. Багдасаров В.Г. Теория, расчет и практика эргазлифта. М.: Гос-топтехиздат, 1947.— 371 с.

15. Белов И.Г. Теория и практика периодического газлифта. М.: Недра, 1975.- 143 с.

16. Боксерман А. Увеличение отдачи нефтяных месторождений как стратегия оптимального воспроизводства нефтедобычи / А. Боксерман, Е. Козловский // Промышленные ведомости. — 2005. № 11.

17. Быков И.Д. Пенообразующие составы для повышения эффективности эксплуатации скважин / И.Д. Быков, Ф.П. Тухбатуллин, Ф.А. Сахипов и др. // Газовая промышленность. 1997. - № 6. - С. 38-39.

18. Виноградов К.В. Движение газонефтяной смеси в фонтанных скважинах / К.В. Виноградов. М.: Недра, 1964 - 137 с.

19. Мирзаджанзаде А.Х. Временное методическое руководство по проектированию и анализу морских нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений / А.Х. Мирзаджанзаде, A.M. Хасаев, A.A. Джафаров и др. — Баку: Азинефтехим, 1980. 130 с.

20. Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти / Ш.К. Ги-матудинов. М.: Недра, 1974. - 703 с.

21. Гиматудинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Ш.К. Гиматудинов. М.: Недра, 1983. - 455 с.

22. Грон В.Г. Разработка метода расчета газожидкостных подъемников на основе модели потока дрейфа: Дис. канд. техн. наук / В.Г. Грон. М., 1986.-142 с.

23. Гулеов А.И. Совместный сбор нефти и газа / А.И. Гужов. М.: Недра, 1973.-279 с.

24. Девликамов B.B. Борьба с гидратами при эксплуатации газлифтных скважин: учеб. пособие / В.В. Девликамов, М.М. Кабиров, А.Р. Фазлутди-нов. Уфа: УНИ, 1984. - 83 с.

25. Дьяконов Г.К. Вопросы теории подобия в области физико-химических процессов. М.: Изд-во АН СССР. - 1956. - 206 с.

26. Зайцев Ю.В. Опыт применения газлифтного способа эксплуатации нефтяных скважин в СССР / Ю.В. Зайцев, H.H. Репин, А.И. Дьячук. М.: Недра, 1970.-232 с.

27. Зайцев Ю.В. Добыча нефти и газа / Ю.В. Зайцев, Ю.А. Балакиров. -М.: Недра, 1981.-384 с.

28. Зайцев Ю.В. Теория и практика газлифта / Ю.В. Зайцев, P.A. Максутов, О.В. Чубанов. -М.: Недра, 1987. 256 с.

29. Зельдович Я.Б. Собрание избранных трудов / Я.Б. Зельдович. М.: Наука, 1984.

30. Кабиров М.М. Эффективность применения газлифтного способа эксплуатации скважин на морских месторождениях Вьетнама / М.М. Кабиров, Х.Н. Нгуен // Нефтегазовое дело. 2007. - Т. 5. - № 1.

31. Кабиров М.М. Диспергаторы для повышения эффективности работы газлифтных подъемников / М.М. Кабиров, Х.Н. Нгуен, Ли Г.С. и др. // Нефтегазовое дело. 2007. - № 5.

32. Кравченко И.И. Адсорбция ПАВ в процессах добычи нефти / И.И. Кравченко, Г.А. Бабалян. — М.: Недра, 1971. 159 с.

33. Каримов М.Ф. Эксплуатация подземных хранилищ газа / М.Ф. Каримов. М.: Недра, 1981.-248 с.

34. Каримов М.Ф. Эксплуатация подъемников при добыче обводненных и высокопарафинистых нефтей фонтанным и газлифтным способом / М.Ф. Каримов, А.Н. Лобанов // Газовая промышленность. 2008. - № 4. -С. 75-77.

35. Каримов М.Ф. Влияние синергетических композиций ПАВ на образование грубодисперсных газовых эмульсий из водонефтяных смесей / М.Ф. Каримов, А.Н. Лобанов // Нефть, газ и бизнес. 2009. — Июнь. — С. 56-60.

36. Пат. РФ № 2377172 от 27.12.2009. Способ создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в истощенных нефтяных и нефтегазоконденсат-ных месторождениях / М.Ф. Каримов, А.Н. Лобанов, Л.М. Муллагалиева и др.

37. Кофанов В.И. Теплоотдача и гидравлическое сопротивление при течении эмульсий в трубах / В.И. Кофанов // Теплоэнергетика. — 1967. — № 9. с. 64-65.

38. Крылов А.П. Эксплуатация нефтяных месторождений / А.П. Крылов, И.М. Муравьев. М.: Гостоптехиздат, 1949. - 776 с.

39. Кутателадзе С.С. Гидродинамика газожидкостных систем / С.С. Ку-тателадзе, М.А. Стырикович. — М.: Энергия, 1976. 296 с.

40. Левич В.Г. Физико-химическая гидродинамика / В.Г. Левич. М.: Физматгиз, 1959. - 300 с.

41. Леонов Е.Г. Гидроаэромеханика в бурении / Е.Г. Леонов. М.: Нефть и газ, 2008.

42. Леонов Е.Г. Влияние поверхностно-активного вещества на гидравлические сопротивления и структуру течения газо-жидкостной дисперсии в вертикальном кольцевом канале / Е.Г. Леонов // Инженерно-физический журнал. 1967. - № 5.

43. Лобанов А.Н. Кинетика образования АСПО при добыче водонефте-газовой смеси из ПХГ / А.Н. Лобанов, В.Кань Нгуен // Сб. тез. докл. / VIII Всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов ОАО «Газпром» и ГОУ ВПО РГУ нефти и газа, 2009.

44. Лобанов А.Н. Повышение КПД системы «подъемник комприми-рованный газ» физико-химическим методом // Сб. тез. докл. / IV Московская конференция молодых специалистов, 2009.

45. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды к транспорту. М.: Альян, 2005. - 320 с.

46. Дунюшкин И.И. Сбор и подготовка скважинной продукции нефтяных месторождений. М.: Нефть и газ, 2006. — 320 с.

47. Максимов В.П. Состояние и перспектива газлифтного способа эксплуатации скважин в Западной Сибири. Сургут, 1998. - 25 с.

48. Мамаев В.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в трубах / В.А. Мамаев, Г.Э. Одишария, Н.И. Семенов. -М.: Недра, 1969.-208 с.

49. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. -М.: Недра, 1977.

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

51. Медведский Р.И. Об определении дебита газлифтных скважин / Р.И. Медведский, В.А. Попов // В кн.: «Добыча нефти в Западной Сибири».- Тюмень, 1974.-С. 18-22.

52. Мишаков Н.Ф. Способ определения глубины ввода газа в подъемник газлифтных скважин / Н.Ф. Мишаков, В.А. Попов // Тр. СибНИИНП. -1981.-№22.-С. 3-5.

53. Мищенко И.Т. Теория и практика механизированной эксплуатации скважин с вязкими и многофазными флюидами: дисс. д-ра техн. наук / И.Т. Мищенко. М.: МИНХ и ГП, 1983. - 469 с.

54. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: Нефть и газ, 2007.- 826 с.

55. Мирзаджанзаде А.Х. Гидроаэромеханика в бурении / А.Х. Мирзад-жанзаде, А.И. Спивак, М.Р. Мавлютов и др. Уфа: УНИ, 1982. - 195 с.

56. Мирзаджанзаде А.Х. Основы технологии добычи газа / А.Х. Мирзаджанзаде, О.Л. Кузнецов, К.С. Басниев и др. М.: Недра, 2003. - 880 с.

57. Мокрищев Э.П. Исследование эффективности применения ПАВ при газлифтной эксплуатации скважин на месторождении «Узень» / Э.П. Мокрищев, М.А. Бурштейн, Ю.С. Корчагин. М., 1976. - 24 с.

58. Мохов М.А. Разработка методики расчета процесса движения трехфазных смесей (нефть-вода-газ) в вертикальных трубах: дисс.канд. техн. наук. М.: МИНХ и ГП, 1984. - 159 с.

59. Муравьев И.М. Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах / И.М. Муравьев, H.H. Репин.- М.: Недра, 1972. 206 с.

60. Муслимов Р.Х. Нанотехнологии в геологии и повышении эффективности освоения залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти // Нефтяное хозяйство. 2009. - № 1. - С. 38-41.

61. Наджафов М.Г. О статистическом анализе влияния ПАВ на транспортирующую способность потока // Известия вузов. Нефть и газ. — 1984. -№ 1. С.48-50.

62. Налимов В.В. Статистические методы планирования экстремальных экспериментов / В.В. Налимов, H.A. Чернова. М.: Наука, 1965. — 340 с.

63. Николаевский В.Н. Конвективная диффузия в пористых средах с учетом явления адсорбции / В.Н. Николаевский, Э.А. Бондарев // Прикладная механика и техническая физика. — 1962. № 5.

64. Николаевский В.Н. Вытеснение нефти растворителем / В.Н. Николаевский // Нефтяное хозяйство. 1963. - № 3.

65. Новые идеи в планировании эксперимента / Коллект. авторов. М.: Наука, 1969.-334 с.

66. Путилов К.А. Термодинамика. М.: Наука, 1971. - 376 с.

67. Перепелкин К.Е. Газовые эмульсии / К.Е. Перепелкин, B.C. Матвеев. Л.: Химия, 1979. - 197 с.

68. Пирвердян A.M. К теории воздушного подъемника // Нефтяное хозяйство. 1951.- №4.

69. Просвиряков H.H. Влияние рабочего давления на КПД газлифтных скважин / H.H. Просвиряков, Е.П. Эртэ // Сб. научн. тр. СибНИИНП. -Вып. 22 «Вопросы интенсификации добычи и подготовки нефти в Западной Сибири», Тюмень, 1982.

70. Попов В.А. Изыскание методов повышения КПД газлифтных скважин / В.А. Попов, И.М. Федоров, В.Г. Горев и др. // Сб. научн. тр. Сиб-НИИНП. Вып. 22 «Вопросы интенсификации добычи и подготовки нефти в Западной Сибири», Тюмень, 1982.

71. Попов В.А. Испытания поверхностно-активных веществ для повышения КПД в газлифтных скважинах / В.А. Попов, В.А. Шибанов, И.М. Федоров // Сб. научн. тр. СибНИИНП. 1981. - С. 6-9.

72. Репин H.H. Технология механизированной добычи нефти / H.H. Репин, В.В. Девликамов, О.М. Юсупов. — М.: Недра, 1976. 320 с.

73. Рогачев М.К. Борьба с осложнениями при добыче нефти. М.: Недра, 2006. - 295 с.

74. Сахаров В.А. Экспериментальное определение относительной скорости газовых пузырьков потоке жидкости // Известия вузов. Нефть и газ. 1966.- №6.

75. Сахаров В.А. Анализ методик расчета промысловых газожидкостных подъемников и условия разработки универсальной методики / В.А. Сахаров, A.B. Воловодов // Нефтепромысловое дело. 1994. - № 3-4.

76. Сахаров В.А. Возможности использования эжекторов при газлифте на месторождениях, разрабатываемых с применением заводнения /

77. B.А. Сахаров, Б.А. Акопян // Нефтепромысловое дело. 1996.- № 3-4.1. C. 16-22.

78. Сахаров В.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в вертикальных трубах и промысловых подъемниках / В.А. Сахаров, М.А. Мохов. -М.: Нефть и газ, 2004. 391 с.

79. Свиридов B.C. Стабилизация фонтанирования обводненных скважин с применением пенообразующих систем. М.: Химия, 1986. - 242 с.

80. Седов Л.И. Методы подобия и размерности в механике. М.: Наука, 1973.-386 с.

81. Силаш А.П. Добыча и транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1980. -375 с.

82. Телков А.П. Пространственная фильтрация и прикладные задачи разработки нефтегазоконденсатных месторождений и нефтегазодобычи /

83. A.П. Телков, С.И. Грачев, Е.И. Гаврилов и др. Тюмень, 2001. - 463 с.

84. Тихомиров В.К. Пены. Теория и практика их получения и разрушения. -М.: Химия, 1975. 263 с.

85. Фабричная A.JI. Влияние ПАВ на реологические свойства высоко-парафинистых нефтей / A.JI. Фабричная, A.A. Абрамзон, Ю.В. Шамрай // Нефтегазовое дело. — 1995. — № 2—3 — С. 20-23.

86. Чубанов О.В. Перспективы развития техники и технологии добычи нефти на месторождениях СП «Вьетсовпетро» /О.В. Чубанов, Э.П. Мок-рищев, М.Ф. Каримов и др. // Нефтяное хозяйство. 1996- № 8 - С. 73-76.

87. Чубанов О.В. Повышение эффективности разработки месторождения Белый Тигр в результате применения компрессорного газлифта / О.В. Чубанов, B.C. Горшенев, В.В. Канарский // Нефтяное хозяйство. — 2003. — № 5. С. 88-89.

88. Чубанов Ю.В. Промысловые испытания физико-химического метода повышения эффективности работы газлифтного подъемника / Ю.В. Чубанов, B.C. Горшенев, М.Ф. Каримов и др. // Нефтяное хозяйство. — 2002— №7.-С. 117-119.

89. Шайдаков В.В. Унификация капиллярных трубопроводов для подачи химических реагентов в скважину / В.В. Шайдаков, И.Ш. Гарифуллин,

90. B.В. Уметбаев // Нефтяное хозяйство. М., 2007. - № 3.

91. Шерстнев Н.М. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин / Н.М. Шерстнев, JI.M. Гурвич, И.Г. Булина и др. М.: Недра, 1988.- 184 с.

92. Шибанов В.А. Определение некоторых параметров газлифта по промысловым данным Правдинского месторождения / В.А. Шибанов, В.А. Попов // Тр. СибНИИНП. 1980. - Вып. 17. - С. 11-14.

93. Шигапов P.P. Выбор рабочего давления для повышения эффективности эксплуатации газлифтных скважин / P.P. Шигапов, В.А. Леонов // Нефтяное хозяйство. 1985. - № 1.

94. Ширинзаде A.A. Эксплуатация газлифтных скважин / A.A. Ширин-заде, С.А. Ярмамедов // АНХ. 2005. - № 8.

95. Эртэ Е.П. Интенсификация процессов газлифтной добычи нефти / Е.П. Эртэ и др. М.: ТНТО, Нефтепромысловое дело, 1978. - 43 с.

96. Эммануэль Н.М. Химические методы в процессах добычи нефти / Н.М. Эммануэль, Г.Е. Зайков. -М.: Наука, 1987.

97. Яхин С.Г. Экспериментальное изучение методов повышения КПД газлифтных скважин / С.Г. Яхин и др. // Нефть и газ Тюмени. 1972. — Вып. 14.

98. Chilingar G.V., Beeson С.М. Surface operations in petroleum production. AEPC, INC, New York, 1969.

99. J.L. Bolding, S.J. Szymczak, L.E. Hartman. Новая система подачи пенообразователя восстанавливает добычу в морских газовых скважинах // Нефтегазовые технологии. 2008. — № 9.

100. Хартман К. Планирование эксперимента в исследовании технологических процессов / К. Хартман, Э. Лецкий, В. Шефер и др. М.: Мир, 1977.-552 с.

101. Ли Д.Ф. Инновационные разработки в механизированной добыче / Д.Ф. Ли, Г.У. Уинклер, Р.Э. Снайер // Нефтегазовые технологии. 2003. — № 5. - С. 20-26.

102. Ли Д.Ф. Новые разработки в области механизированной добычи // Нефтегазовые технологии. 2008. — № 9. — С. 12-24.

103. Ли Д.Ф. Оборудование для механизированной добычи / Д.Ф. Ли // Нефтегазовые технологии. 1999. - № 5. — С. 34-45.

104. Ли Д.Ф. Последние разработки в механизированной добыче / Д.Ф. Ли, Г.У. Уинклер // Нефтегазовые технологии. 2002. - № 4. -С. 36-42.

105. Lea J.F., Winkler H.W., Snyder. Что нового в механизированной добыче // Нефтегазовые технологии. — 2007. № 8 - С. 30-37.

106. A.C. № 1488442. Способ периодической газлифтной эксплуатации нефтяной скважины и устройство для его осуществления / В.А. Сахаров, Б.А. Акопян, B.JI. Василевский // Бюлл. ФИПС. 1989. - № 23.

107. A.C. № 1657623. Способ добычи жидкости с растворенным в ней газом / В.А. Сахаров, М.А. Мохов, B.JI. Василевский и др. // Бюлл. ФИПС. -1991.-№23.

108. A.C. № 1743130. Способ эксплуатации ПХГ в истощенном нефте-газоконденсатном пласте / А.И. Гриценко, P.M. Тер-Саркисов, С.Н. Бузи-нов и др. // Бюлл. ФИПС. 1997. - № 15.

109. Пат. РФ № 2175382. Способ эксплуатации группы истощенных нефтегазоконденсатных месторождений / А.И. Гриценко, В.И. Мурин, P.M. Тер-Саркисов и др. // Бюлл. ФИПС. 2001.

110. A.C. № 1706204. Состав для предотвращения образования АСПО / А.И. Артеменко, М.Д. Батырбаев, А.П. Боковой и др. // БИ. 1993. - № 29.

111. Пат. РФ № 1132535. Состав для предотвращения образования АСПО и снижения гидравлических сопротивлений при добыче и транспортировании их по трубам / И.Г. Булина, JI.M. Гурвич, A.A. Дергачев и др.// БИ. 1994.-№ 18.

112. Пат. РФ № 2194846. Способ предотвращения отложений парафина в нефтяной скважине / А.Х. Мирзаджанзаде, Х.Х. Гумерский, А.Х. Шах-вердиев и др. // БИ. 2006. - № 5.

113. Пат. РФ № 2175941. Способ создания и эксплуатации ПХГ в нефтегазоконденсатных месторождениях / В.И. Парфенов, С.А. Хан, А.И. Гриценко и др.

114. Справочник по эксплуатации нефтяных месторождений: пер. с англ. Т. 2. - М: Недра, 1965. - 980 с.