Повышение эффективности эксплуатации скважин электроцентробежными насосами после гидравлического разрыва пласта

Казаков, Дмитрий Петрович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Повышение эффективности эксплуатации скважин электроцентробежными насосами после гидравлического разрыва пласта
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности эксплуатации скважин электроцентробежными насосами после гидравлического разрыва пласта"

004668012

КАЗАКОВ ДМИТРИЙ ПЕТРОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫМИ НАСОСАМИ ПОСЛЕ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА (НА ПРИМЕРЕ ВЫНГАПУРОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)

25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

- 9 СЕН 2010

Уфа-2010

004608012

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика»).

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор

Уразаков Камил Рахматуллович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор

Зейгман Юрий Вениаминович

кандидат технических наук доцент

Вахитова Роза Ильгизовна

Ведущая организация:

ООО «БашНИПИнефть»

Защита диссертации состоится 1 октября 20 Юг в 1200 часов, в конференц-зале, на заседании диссертационного совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 520.020.01 при Открытом акционерном обществе «Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу: 450005, Республика Башкортостан, г.Уфа, ул. 8-ое Марта,12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика» Автореферат разослан "26" августа 2010г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

доктор химических наук

Д.А. Хисаева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Массовое использование гидравлического разрыва пласта (ГРП) для интенсификации отборов нефти поставило нефтегазодобывающие предприятия Западной Сибири перед новым типом осложнений в работе погружного насосного оборудования. Основной причиной осложнений является вынос из пласта проппанта, в том числе и раскрошенного, а также продуктов разрушения пласта - мелкой песчаной и супесчаной взвеси (механических частиц). Объем выносимого материала может колебаться от нескольких сотен килограмм до десятков тонн. Это приводит к преждевременному износу и отказу оборудования. Повышенное содержание механических примесей в пластовой жидкости разрушает рабочие колеса, опорные и промежуточные подшипники насосов, а также увеличивает нагрузки на вал на скручивание, часто приводя к срезанию шлицевой части либо слому вала по телу и другим негативным последствиям. Все это существенно уменьшает наработку на отказ (НнО) установок электроцентробежных насосов (УЭЦН).

В сложившейся ситуации актуальным является изучение влияния выноса проппанта и песка на работу погружного оборудования, проведение анализа основных причин отказов. Необходимо комплексное исследование движения механических частиц в скважине и оказываемого при этом влияния на стабильность работы насосов, изучение температурного режима. Требуется оценка существующих методов защиты оборудования, выявление наиболее эффективных из них. Важной составляющей успеха является поиск новых решений, направленных на совершенствование технологии эксплуатации добывающих скважин после ГРП, разработка средств защиты элеюроцентробежных насосов от механических примесей и, как следствие, увеличение межремонтного периода нефтепромыслового оборудования.

Цель работы

Повышение эффективности эксплуатации добывающих скважин за счет увеличения наработки на отказ установок электроцентробежных насосов путем совершенствования технологии и разработки дополнительных средств защиты погружного оборудования от механических частиц.

Основные задачи исследования

1. Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта на Вынгапуровском месторождении, выявление основных причин отказов

электроцентробежных насосов после гидравлического разрыва пласта.

2. Исследование процесса обтекания погружной части УЭЦН с фильтром жидкостью, содержащей механические частицы.

3. Разработка и опытно-промышленные испытания технических средств защиты УЭЦН от механических частиц и дополнительной системы охлаждения погружного электродвигателя (ПЭД).

4. Анализ технологической эффективности применяемых методов зашиты погружного оборудования от засорения механическими частицами.

Методы исследования

При решении задач осуществлено анализ и обобщение данных мирового опыта применения средств защиты УЭЦН от отрицательного влияния выносимых из пласта механических частиц. Основой для исследований являются промысловые данные по эксплуатации скважин после ГРП на Вынгапуровском месторождении. Применен метод математического моделирования процесса влияния выноса механических примесей на температурный режим УЭЦН с фильтром.

Научная новизна

1. Численным моделированием процессов обтекания жидкостью погружной

части УЭЦН с фильтром установлено, что механические частицы, не прошедшие через фильтр, группируются вблизи его внешней поверхности, образуя горизонтальный слой, в результате чего происходит увеличение давления на приеме насоса и ухудшается теплообмен между погружным электродвигателем и обтекающей его жидкостью.

2. Разработан метод, совмещающий защиту электроцентробежного насоса от механических частиц и дополнительное охлаждение погружного электродвигателя добываемой жидкостью.

Основные защищаемые положения

1. Численная модель обтекания жидкостью со взвешенными механическими частицами погружной части УЭЦН с фильтром.

2. Метод, совмещающий защиту электроцентробежного насоса от засорения механическими частицами и дополнительное охлаждение ногружного электродвигателя.

3. Усовершенствованная технология, позволяющая увеличить наработку на отказ УЭЦН в скважинах после гидравлического разрыва пласта.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Проведены промысловые испытания скважинного щелевого фильтра для УЭЦН на Вынгапуровском месторождении. В результате получено увеличение наработки на отказ УЭЦН в 2,8 раза.

2. Проведены промысловые испытания погружной электроцентробежной насосной установки с кожухом-фильтром (патент 1Ш 2382237 С1) на Вынгапуровском месторождении. В результате достигнуто увеличение наработки на отказ УЭЦН в 3,5 раза.

3. Усовершенствована технология эксплуатации скважин после ГРП. В результате достигнуто увеличение наработки на отказ УЭЦН в 5раз.

Апробация работы

Основные положения диссертации докладывались на 3-й и 4-й Международной практической конференции «Механизированная добыча» (г. Москва, 2006г, 2007г), на VIII конгрессе нефтепромышленников России (г. Уфа, 2009), на X и XI научно-технических конференциях молодых специалистов ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» (г. Ноябрьск, 2006-2007г), на ежегодных технических совещаниях ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз».

Публикации

По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ, в том числе 6 научных статей, из которых 2 опубликованы в изданиях, рекомендованных ВАК Министерства образования и наук Российской федерации, 1 тезис доклада, 1 патент РФ на изобретение. В работах, опубликованных в соавторстве, автору принадлежат теоретические исследования, анализ и обобщение результатов промысловых исследований.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и списка использованных источников из 107 наименований. Работа содержит 111 страниц, в том числе 41 рисунок, 7 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы задачи исследований, научная новизна, теоретическая и практическая ценность.

В первой главе показана эффективность технологии гидравлического разрыва пласта на Вынгапуровском месторождении. Средний дебит скважины увеличивается в три раза, а продолжительность эффекта по нефти составляет от 6 месяцев до 1,5 лет. Проведен анализ промысловых данных по тем осложнениям, которые появляются в работе электроцентробежных насосов после ГРП. Показано, что низкая наработка на отказ оборудования связана с

высоким содержанием мехпримесей в добываемой жидкости, особенно в начальный период эксплуатации. Типичные причины отказов показаны на рисунке 1.

2 30

Й 25 <0

5 20 15 10 5 0

Рис. 1. Наиболее распространенные причины отказов УЭЦН после ГРП

По промысловым данным выделены три доминирующие причины - это засорение рабочих деталей насоса, износ рабочих деталей насоса (в том числе их слом) и отказ электрической части (кабельной линии и ПЭД).

Проведенный анализ опыта эксплуатации скважин после ГРП показывает, что основной причиной осложнений в работе насосного оборудования после гидроразрыва пласта является вынос из пласта проппанта, в том числе раскрошенного, а также продуктов разрушения пласта - мелкой песчаной и супесчаной взвеси. Объем выносимого материала может колебаться от нескольких сотен килограммов до десятков тонн. Это приводит к преждевременному износу и отказу оборудования. Наработка на отказ (НнО) для первых УЭЦН (без дополнительных средств защиты) после ГРП в скважинах, освоенных бригадами капитального ремонта (КРС), составляет в среднем 49 суток.

1Ь

1 4

Засорение Износ рабочих Отказ электро- Отказ

мехпримесями деталей части щдрозащеты

Вторая глава посвящена методам защиты скважины от выноса проппанта и песка. Рассмотрен механизм движения частиц в околоскважинной зоне. Основным фактором, определяющим суффозию, является режим фильтрации флюида в призабойной зоне пласта (ПЗП). При ламинарном режиме возможно формирование устойчивых арочных структур в ПЗП и предотвращение выноса песка при установившейся фильтрации. В случае турбулентной фильтрации арочные структуры под воздействием пульсирующих скоростей и давления разрушаются. Нарушение устойчивых структур можно наблюдать и в случае ламинарного режима при остановке или интенсификации откачки. В этом случае наблюдается пульсация давления на контуре арочной структуры, возникает гидравлический удар и дестабилизация режима фильтрации.

В пласте, который расчленен упакованной проппантом трещиной, основной приток в скважину при эксплуатации, а, следовательно, и максимальные скорости фильтрации наблюдаются по вновь созданной трещине. И эти скорости иногда в несколько раз превышают фильтрационные возможности собственно коллектора пласта. Это приводит к преобладающему выносу как проппанта, песка, так и более мелкой фракции по вновь образованной трещине. По мере эксплуатации, объем выносимого из трещины проппанта и породы увеличивается. А это, в свою очередь, приводит к нарушению структуры проппантовой набивки трещины. Происходит формирование песчано-проппантовой пробки, которая может увеличиваться в размерах и перекрывать интервал перфорации.

Существуют гидродинамический и механический методы предотвращения выноса проппанта и породы пласта. Гидродинамический метод может быть применен в относительно устойчивых породах, когда за счет эксплуатации в умеренных режимах выноса можно избежать. Суть метода заключается в исключении возникновения значительных депрессий на пласт в ограниченные промежутки времени, приводящих к нарушению ранее устойчивой структуры трещины и породы пласта. Величина критических депрессий для конкретных

геологических условий должна определяться по методике, аналогичной определению критического градиента гидроразрыва пласта.

Механический метод заключается в создании на пути миграции частиц различных преград. Наиболее распространенным способом предотвращения выноса считается экранирование призабойной поверхности пласта фильтром. Известны самые разнообразные конструкции фильтров, суть которых заключается в задержании частиц проппанта и породы пласта вокруг отверстий фильтра. Размер отверстий выбирается по определенной методике с целью предотвращения выноса через них определенных фракций механических частиц.

В мировой практике часто встречающимися являются конструкции скважин, когда между пластом и каркасом фильтра намывают высокопроницаемый материал (гравий). Гравийные фильтры нашли широкое применение в отечественной и зарубежной практике в скважинах с высокопроницаемыми коллекторами, сложенными слабосцементированными песчаниками. Однако существует ряд ограничений, из-за которых забойные фильтры не нашли своего применения на Вынгапуровском месторождении со слабопроницаемыми коллекторами. Основной минус заключается в том, что скважина с гравийным фильтром практически всегда имеет высокий положительный скин-фактор.

Рассмотрены методы защиты оборудования от засорения механическими частицами, применяемые на Вынгапуровском месторождении. Наиболее эффективными из них являются:

а) использование смолянистого проппанта RCP на стадии ГРП;

б) использование комплекса гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ)

при подготовке и освоении скважин после ГТП;

в) использование оборудования в износостойком исполнении.

Эффективность данных технологий и образцов оборудования была

проверена в промысловых условиях при эксплуатации скважин после ГРП.

Проведен статистический анализ данных по 162 скважинам. Наибольшая эффективность достигается в сочетании использования технологий закачки смолянистого проппанта (ЛСР), подготовки скважины после ГРП комплексом ГНКТ и эксплуатации УЭЦН в износостойкой комплектации (рис.2).

Средняя НнО первого УЭЦН (простое ........................I.......................................................................

исполнение) после ГРП в скважинах (Р!СР !.................. Цэ

не использовался), освоенных бригадой __

КРС !

Средняя НнО первого УЭЦН (простое исполнение) после ГРП (использовался ИСР) в скважинах, освоенных комплексом ГНКТ

Средняя НнО первого УЭЦН (износостойкое исполнение) после ГРП (использовался ИСР) в скважинах, освоенных комплексом ГНКТ

Рис. 2. Данные анализа средней наработки на отказ (сут) для первых УЭЦН после ГРП в зависимости от использованных методов зашиты

При использовании перечисленных выше методов, средняя наработка на отказ первого УЭЦН после ГРП была увеличена в среднем до 146 суток, то есть в 3 раза. Однако следует отметить, что даже совокупность использования данных технологий и оборудования не позволяет увеличить НнО первых УЭЦН более 150 сут. Поэтому нами обоснованы и проведены дополнительные исследования по математическому моделированию процесса обтекания жидкостью с механическими частицами погружной части электроцентробежного насоса с фильтром, а также разработке специальных конструкций скважинных фильтров.

_ [ 49

123

* I 141

0 40 80 120

Ш наработка на отказ (сут)

В третьей главе приведены результаты исследований по математическому моделированию совместной эксплуатации ЭЦН с фильтрующей секцией, расположенной между нижней секцией насоса и гидрозащитой (рис. 3). Жидкость, представляющая собой смесь воды, нефти и взвешенных частиц механических примесей, движется снизу вверх в кольцевом зазоре между эксплуатационной колонной и насосной установкой и, проходя через решетку фильтра, поступает в насос. Мелкофракционные частицы проходят вместе с жидкостью и попадают в насос, более крупные фракции задерживаются фильтром и остаются снаружи.

Целью исследований является установление распределения полей давления, температуры и концентрации механических частиц вблизи точки подвески насоса при ламинарном режиме потока.

моделирования: 1 - ПЭД, 2 - модуль гидрозащиты, 3 - прием насоса, 4 - вал, 5 - фильтр, 6-эксплуатанионная колонна

Разработан численный метод, позволяющий моделировать процессы обтекания жидкостью с взвешенными частицами погружной части насоса с встроенным фильтрующим модулем.

На рисунке 3 указана схема УЭЦН и расчетная область задачи моделирования, где:

Л = ° м-радиус вала,

г: = 0 07 м, - радиус эксплуатационной колонны,

Д, = 0.046М _ внутренний радиус фильтра (равен радиусу модуля гидрозащиты), = 0.049м _ внешний радиус фильтра,

Л3 = 0 052 м - внешний радиус ПЭД,

= 3 м - дойна ПЭД, ^ = 4 м - длина ПЭД + длина модуля гидрозащиты,

7 — 7

3 ~ м - длина ПЭД + длина модуля гидрозащиты + длина фильтра (длина фильтрующей секции равна 3 м),

Ь - 8М _ длина расчетной области (длина ПЭД + длина модуля гидрозащиты + длина фильтра + длина приемного модуля насоса),

С помощью численного моделирования прогнозируются области с высокой концентрацией твердых частиц, оцениваются величина дополнительного перепада давлений на фильтрующем элементе и влияние механических примесей на интенсивность теплообмена между жидкостью и погружным электродвигателем.

Будем считать, что пластовая жидкость не содержит свободного газа, а концентрация механических частиц достаточно мала. В этом случае нестационарное течение двухкомпонентной жидкости (смесь воды и нефти) для вертикальной трубы в односкоростном осесимметричном приближении описывается уравнениями Навье-Стокса (Ландау, Лифшиц, 2001; Лойцянский, 2003; Седов, 2004):

Л + ±-(ги) = О, (1)

с1 8г & рдг р(/йг|/ (Зг дг)) дг)) ' У '

где / - время, г и г - радиальная и вертикальная координаты соответственно, р- плотность жидкости, и » V - радиальная и вертикальная компоненты скорости, р— давление жидкости, ц - коэффициент динамической вязкости водонефтяной смеси, !7Т и к. - проекции внешних (гравитация) и внутренних (сопротивление со стороны частиц и фильтра) сил, отнесенных к единице массы, которые действуют на жидкость.

Дебит жидкости 2 = 80 Мз/Сут выбран опытным путем из расчета, чтобы с одной стороны, обеспечить ламинарный поток на входе, а с другой - вынос всех твердых частиц ниже указанных фракций. Давление на приеме насоса ,Р0=10МПа, объемная концентрация механических примесей на входе равна 10"4 - это означает, что в 1 литре пластовой жидкости содержится 0.0001л мехпримесей или, исходя из плотности кварца Р=2600 кг/м3, концентрация взвешенных частиц (КВЧ) равна 260 мг/л.

По результатам анализа гранулометрического состава, характерного для скважин после ГРП Вынгапуровского месторождения, механические примеси разделены на пять фракций с радиусами частиц а!:. = 10, 20, 50, 200 и 400 микрон и соответствующими им относительными объемными концентрациями: 0.3, 0.1, 0.2, 0.2 и 0.2. Эти фракции выделены на основе обработки данных гранулометрического состава керна из нефтеносных пластов, а также лабораторных проб КВЧ, полученных из добываемой жидкости при эксплуатации скважин после ГРП. Для дебита (7 = 80 м3/сут скорость жидкости оказывается достаточной, чтобы все частицы попадали в кольцевое пространство между обсадной колонной и ПЭД. Радиус отверстий фильтра равен 75 микрометрам, поэтому первые три фракции будут проходить сквозь фильтр, а оставшиеся две им задерживаться. Математическая модель задачи записана в предположении, что объемная концентрация твердых частиц а намного меньше единицы, поэтому в численных расчетах контролировалось максимальное значение а. Если в какой-то точке расчетной области оно оказывалось больше 0.1 (10%), то проводилось консервативное сглаживание решения путем введения в правую часть формулы (4) дополнительного диффузионного слагаемого:

да, 1д(а ,наг) с(сх,у5,) ^ 0 (4)

3( г дг & и

где и уа - компоненты скорости, причем

<* = £«,■. (5)

1=1

Для определения поля температур в жидкой среде решается уравнение теплопроводности, записанное в предположении переменного коэффициента теплопроводности:

ar+v дт = 1 f 1 дЛ ^агуагУ| (6) 8t +U" 3r +V" & (г Sri. er У 8z{ - & JJ'

где , vm, Pm, cmP, - компоненты скорости, плотность, удельная теплоемкость при постоянном давлении и коэффициент теплопроводности смеси, состоящей из жидкости и твердых частиц. При этом плотность смеси p„ вычисляется через объемные доли составляющих:

Рт=аР5+(1-а)р, (7)

компоненты скорости и удельная теплоемкость - через их массовые концентрации:

свя=Хся.+(1-хЬ. =X«S+(1-X)w. vm=xvs+(l-x)v, Х = —, (8)

где

ср =wc-cm +(l-wc)cP0, (9)

с№ и сю - удельные теплоемкости воды и нефти соответственно, а коэффициент теплопроводности задается в виде (Smith, Paradi, 1982):

2k + ks+afr-bs)' ( }

где

X = wcXw+(\-wc]K0, (И)

и ^о - коэффициенты теплопроводности воды и нефти. Система уравнений (4)-(11) решается для жидкости с взвешенными в ней частицами механических примесей на участке обсадной колонны от погружного электродвигателя (z = 0) до приема насоса ( г = L).

0 00$ . 0 004

Ш п гю~' ш 0 000

0.05

г, т

\ = 7 мин

. 4 -

3 I 2

ВЦ 0.050

ш 0.040

0.030 |

ш 0.020

' 0.010

II 0.000

г, т

t = 17 мин

а 1

0.050 1

0.040

0.030 I

0.020 [

0.010

0.000 !

5 4

1 = 35 мин

г, т

1 = 83 мин

Рис. 4. Распределения концентрации механических частиц (а) для различных

моментов времени

Определяющая система уравнений (1)-{4), (6) решалась численно. Для решения уравнений Навье-Стокса применялся неявный конечно-разностный метод на разнесенной но давлению и скорости пространственной сетке. На каждом временном шаге после вычисления компонент скорости и давления явным образом определялись поля концентраций фракций механических частиц и температуры.

На рисунке 4 показаны результаты распределения полей скорости и концентрации механических частиц (а), при этом мелкие фракции твердых частиц проходят сквозь фильтр и попадая в насос, практически не оказывают влияния на динамику жидкости. Крупные фракции с радиусами частиц 200 и 400 мкм не могут пройти через решетку фильтра и накапливаются снаружи.

Установлено, что механические примеси, не прошедшие через фильтр, группируются вблизи его внешней поверхности в виде горизонтального слоя, который препятствует вертикальному течению жидкости, направляя ее на прием насоса через нижние отверстия фильтра, в результате происходит рост общего перепада давления на установке и ухудшается охлаждение погружного электродвигателя.

В силу того, что основным механизмом переноса тепла внутри расчетной области является конвекция, средняя температура жидкости (90°С) практически не меняется по направлению движения. Температурный пограничный слой на поверхности ПЭД и гидрозащшы при этом не превышает 2мм. Следует отметить, что гидравлические потери на трение внутри фильтрующего элемента малы и практически не влияют на поле давления в жидкости.

На рисунке 5 приведено распределение температуры, соответствующее моменту времени í = 83 мин. Как видно, механические частицы концентрируются около нижнего конца фильтра, поэтому равномерного обтекания поверхности двигателя и гадрозащиты не происходит. В результате, тегаюотвод в верхней части ПЭД затруднен и температура там оказывается выше, чем в чистой жидкости.

0.05

г, m

Рис. 5. Распределение температуры (Т) при t = 83 мин.

Моделирование процессов обтекания жидкостью с механическими частицами погружной части УЭЦН со встроенным в нее модулем-фильтром подтверждает возможность использования на практике данной конструкции. Однако установлено, что наличие механических примесей приводит к затруднению теплоотвода от поверхности погружного электродвигателя в жидкость. Для решения данной задачи необходимы достаточно высокие скорости движения омываемой жидкости. Естественным методом охлаждения ПЭД является увеличение скорости омывающей его жидкости, которое при условии сохранения постоянного дебита достигается путем уменьшения проходного канала. Одним из способов увеличения скорости жидкости может являться применение кожуха для погружного электродвигателя.

В четвертой главе рассмотрена технология эксплуатации скважин с УЭЦН, оборудованных фильтрами каркасно-проволочного типа. Исследованиями в данной области занимались такие ученые как B.C. Алексеев, В.М. Гаврилко, Э.А. Грикевич, И.Петерсен, С.Ровер, М.Альбертсон, Д. Клотц и

другие. В 60-е годы прошлого столетия фирмой «Джонсон» (Великобритания) было предложено профилировать проволоку перед намоткой на каркас. Сечение профилированной проволоки получали треугольным. При навивке проволоки на опорные стержни каркаса одна из вершин треугольника направляется внутрь фильтра, перпендикулярно его продольной оси симметрии. Поверхность фильтра, контактирующая с породой, получается гладкой, без впадин около щелей и выступов между ними (рис. 6).

ширина щели

ПРОФИЛЬНЫЙ:

' элемент

шаг опорного элемента .Опорный элемент

Рис. 6. Схема устройства щелевого элемента

По методике Д. Клотца были произведены расчеты характеристик фильтра каркасно-проволочного типа наружным диаметром 102мм (5А-габарит ЭЦН). В соответствии с усредненным фракционным составом частиц, характерных для скважин после ГРП Вынгапуровского месторождения, высота щели для фильтра должна быть 200-250мкм.

В ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» был разработан скважинный щелевой (каркасно-проволочный) фильтр для УЭЦН (патент 1Ш 38832 Ш). Он представлен как отдельная секция насоса, с проходящим внутри валом на опорных подшипниках (рис. 7).

Рис. 7. Принципиальная схема установки скважинного щелевого (каркасно-проволочного) фильтра - входного модуля для УЭЦН

Основной элемент фильтра - это щелевые решетки. Они изготовлены из нержавеющей высокопрочной проволоки треугольного сечения и концентрических опорных прутков. Эти части соединены между собой сварными швами. В итоге создается единая жесткая конструкция. Фильтр

монтируется вместо приемного модуля насоса, между гидрозащитой и нижней секцией насоса.

Первые образцы фильтра - входного модуля для УЭЦН прошли промысловые испытания на Вынгапуровском месторождении и показали эффективность данной конструкции при работе скважин после ГРП. Среднее время наработки на отказ первого насоса после ГРП увеличилось в 2,8 раза и составило 145 суток. Однако в скважинах с эксплуатационными колоннами 178мм данная конструкция показала меньшие наработки на отказ (до 122 суток). При этом было отмечено, что все отказы произошли в результате локальных перегревов погружной электрической части УЭЦН. Данное явление было смоделировано в третьей главе диссертационной работы, в результате была обоснована необходимость компоновки УЭЦН дополнительным кожухом для охлаждения ПЭД. Для ее практической реализации автором разработана погружная электроцентробежная насосная установка (патент 1Ш 2382237 С1), которая включает в себя кожух для охлаждения ПЭД. Сам каркасно-проволочный фильтр выполнен в виде отдельной секции, напоминающей визуально секцию электроцентробежного насоса, однако данный модуль выведен из состава насоса, что позволяет сократить дополнительные потери при передаче энергии от электродвигателя к насосу. Основной элемент фильтра, как и в случае с входным модулем, - это щелевые решетки, которые изготовлены из нержавеющей высокопрочной проволоки треугольного сечения и концентрических опорных прутков. Преимуществами предлагаемого решения являются: сокращение потерь электроэнергии, защита от перегрева электродвигателя в обсадных колоннах с диаметром 178мм, защита ЭЦН от механических примесей за счет прохождения добываемой жидкости через фильтр и увеличение межремонтного периода за счет возможности дальнейшей эксплуатации насоса в случае засорения фильтра. На рисунке 8 показана схема погружной электроцентробежной насосной установки (кожух-фильтр).

Рис. 8. Принципиальная схема УЭЦН в компоновке с кожухом-фильтром: 1- верхнее крепление кожуха, 2- ЭЦН, 3- диспергатор, 4- приемный модуль, 5-ПЭД с гидрозащитой, 6- кожух, 7-датчик, 8- клапанный узел, 9- каркасно-проволочный фильтр, 10- накопитель, 11 -НКТ, 12- кабель, 13- нижнее крепление кожуха.

ЭЦН, начиная с ловильной головки, полностью помещен в кожух, который снабжен клапанным узлом, каркасно-проволочным фильтром и накопителем. Вся нагрузка от конструкции ложится непосредственно на колонну насосно-компрессорных труб. Данная конструкция прошла промышленные испытания на Вынгапуровском месторождении. Пятнадцать опытных комплектов были спущены в скважины с эксплуатационными колоннами 178мм, после ГРП. Наработка на отказ УЭЦН была увеличена в среднем до 189 суток - это в 3,5 раза больше, чем у насосов, где данная компоновка не применялась. По всем случаям отказов данной комплектации оборудования было проведено расследование. При разборе оборудования в самом насосе проппанта и песка обнаружено не было, при этом накопитель был частично заполнен мелкой механической примесыо.

Таблица 1 - Результаты опытно-промышленных испытаний методов защиты

первых УЭЦН после ГРП на Вынгапуровском месторождении.

Примененные методы защиты кол-во скважин (шт) Средняя наработка на отказ УЭЦН (сут)

УЭЦН (не износостойкий, освоение бригадой КРС) без дополнительных средств защиты 30 49

УЭЦН (не износостойкий, освоение бригадой КРС) в скважинах, где закачивался смолянистый проппант (ЯСР) 30 77

УЭЦН (не износостойкий, использовался 13СР) в скважинах освоенных комплексом ГНКТ 51 123

УЭЦН (износостойкий, использовался 1ЧСР) в скважинах освоенных комплексом ГНКТ 38 146

УЭЦН (не износостойкий, без РСР, освоение бригадой КРС), со скаажинным щелевым фильтром - входным модулем 16 145

Погружная электроцентробежная насосная установка с кожухом-фильтром (не износостойкая, без ВСР, освоение бригадой КРС) 15 189

УЭЦН (износостойкий, использовался ЯСР, освоение с ГНКТ), со скважинным щелевым фильтром - входным модулем 63 232

Погружная электроцентробежная насосная установка с кожухом-фильтром (износостойкая, использовался РСР, освоение с ГНКТ), 36 253

Перегревов ПЭД, прогаров и оплавлений удлинителя в данных конструкциях не обнаружено.

Таким образом, УЭЦН в компоновке с кожухом-фильтром, разработанным на основании данных опытно-промышленной эксплуатации и математического моделирования, прошли успешные промысловые испытания и рекомендованы как способ защиты оборудования от механических примесей и перегрева погружной электрической части УЭЦН.

По результатам опытно-промышленных испытаний установлено, что максимальные наработки на отказ первых УЭЦН после ГРП в 232 и 253 суток были достигнуты в скважинах, которые были подготовлены и освоены комплексом ГНКТ, при ГРП использовался ИСР и эксплуатация проводилась износостойкими насосами оборудованными в первом случае скважинным щелевым фильтром - входным модулем, а во втором - погружной электроцентробежной насосной установкой с кожухом-фильтром. Поэтому совершенствование технологии эксплуатации электроцентробежных насосов после ГРП заключается в оптимальном сочетании выше указанных методов.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Результаты анализа эксплуатации скважин после ГРП показали, что применяемые технологии обеспечивают увеличение дебита нефти в среднем в три раза. Осложнения в работе установок электроцентробежных насосов связаны с выносом из пласта проппанта и продуктов разрушения пласта (мехпримесей), что приводит к засорению, преждевременному износу насосного оборудования и существенному уменьшению наработки на отказ.

2. На основании анализа методов использования смолянистого проппанта ИСР, подготовки скважины с помощью ГНКТ и эксплуатации скважин износостойкими насосами установлено, что их применение полностью не решает проблему защиты насосного оборудования от проппанта и песка после гидравлического разрыва пласта.

3. Путем моделирования численным методом процессов обтекания жидкостью с механическими частицами погружной части УЭЦН с фильтром установлен механизм накопления механических примесей, который заключается в образовании горизонтального слоя вблизи внешней поверхности установки, препятствующего вертикальному течению жидкости и ухудшающего теплообмен между погружным электродвигателем и жидкостью.

4. На основании результатов моделирования разработана и успешно испытана в промысловых условиях погружная электроцентробежная насосная установка (патент RU 2382237 С1), состоящая из кожуха для охлаждения ПЭД, каркасно - проволочного фильтра, клапанного узла и накопителя.

5. В результате промысловых испытаний погружной электроцентробежной насосной установки с кожухом-фильтром достигнуто увеличение наработки на отказ первых УЭЦН после ГРП до 189суток, что в 3,5 раза больше, чем у ЭЦН без дополнительных средств защиты.

6. Результатами диссертационного исследования усовершенствована технология эксплуатации скважин с УЭЦН после ГРП путем применения износостойких насосов, оборудованных в первом случае скважинным щелевым фильтром - входным модулем, а во втором - погружной элекгроцентробежной насосной установкой с кожухом-фильтром, что обеспечило увеличение наработки на отказ до 232 и 253 суток соответственно.

Основное содержание диссертационной работы опубликовано: в изданиях, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ:

1, Казаков Д.П. Совершенствование технологии эксплуатации скважин после гидравлического разрыва пласта/Я[сфтсгазовос дело. Уфа, 2008. - Т.6, № 2,- С.55-58.

2. Топольников A.C., Уразаков Т.К., Казаков Д.П. Численное моделирование обтекания погружной части установок электроцентробежных насосов с фильтром// Нефтегазовое дело.- Уфа, 2009.- Т. 7, № 2. - С. 89-95 .

3. Патент RU 2382237 С1. Погружная электроцентробежная насосная установка./ Казаков Д.П., Уразаков K.P., Топольников A.C., КудрявцеваА.А. Заявка № 2008122743,04.06.08. Опубликовано: 20.02.10 Бюл. №5.

В других изданиях:

4. Казаков Д.П. Опыт работы УЭЦН в осложненных условиях интенсифицированных скважин// Пробл. геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление: Сб. статей аспирантов и молодых специалистов. - Уфа, 2005. -Вып.2.- С.173-178.

5. Казаков Д.П. Применение полимерной добавки Sand Wedge при проведении ГРП// Пробл. геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление: Сб. статей аспирантов и молодых специалистов. -Уфа, 2006,- Вып.З.- С.127-132.

6. Казаков Д.П. Внедрение щелевых фильтров в составе УЭЦН на Вынгапуровском месторождении// Пробл. геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление: Сб. статей аспирантов и молодых специалистов. - Уфа, 2007,- Вып.4. - С. 108-114.

7. Казаков Д.П. Внедрение компоновки УЭЦН-кожух-фильтр в эксплуатационных колоннах диаметром 178мм, при отработке скважин после ГРП на Вынгапуровском месторождении// Пробл. геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление: Сб. статей аспирантов и молодых специалистов. - Уфа, 2008. - Вып.5.- С.125-132.

8. Казаков Д.П. Совершенствование технологии эксплуатации скважин после гидравлического разрыва пласта// Тез. докл. VIU конгресса нефтепромышленников России. Секция «В». - Уфа, 2009. - С.234-235.

Подписано в печать 25.08.10 г. Формат 60x84 1/16. Бумага офсетная. Печать на принтере. Тираж 100 экз. Заказ 405. Гарнитура «Типе5№\уКотап». Отпечатано в типографии «ПЕЧАТНЫЙ ДОМЪ» ИП ВЕРКО. Объем 1 п.л. Уфа, Карла Маркса 12 корп. 4, т/ф: 27-27-600, 27-29-123

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Казаков, Дмитрий Петрович

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

1. АНАЛИЗ ОПЫТА ЭКСПЛУАТАЦИИ УЭЦН В СКВАЖИНАХ ПОСЛЕ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

1.1. Эффективность технологии гидравлического разрыва пласта на Вынгапуровском месторождении^ 8 •

1.2. Осложнения, возникающие в работе скважин, после гидравлического разрыва пласта 13 1.2.11 Осложнения при выводе на режим 14 1.2.2. Частые остановки УЭЦН при эксплуатации скважин

1.2:3. Пересыпание зоны перфорации проппантом и продуктами разрушения пласта

1.3. Результаты проверок ЭЦН на-ремонтной базе электропогружных установок (ЭПУ)

1'.4.! Выводы по главе

2. МЕТОДЫ ЗАЩИТЫ ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ ОТ ПРОППАНТА

И ПЕСКА

2.1. Механизм движения частиц в около скважинной зоне

2.2. Методы защиты от выноса механических частиц 27' 2.2.1. Забойные фильтры 28'

2.3. Методы увеличения наработки наотказ УЭЦН в<скважинах> после ГРП на примере Вынгапуровского месторояедения

2.3.1. Использование установки гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ) при освоении скважин после ГРП

2.3.2. Использование насосов в износостойком исполнении 39*

2.3.3. Сепараторы механических примесей, шламоуловители, пенометаллические фильтры

2.4. Выводы по главе

3. РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ОБТЕКАНИЯ ЖИДКОСТЬЮ СО ВЗВЕШЕННЫМИ В НЕЙ ТВЕРДЫМИ ЧАСТИЦАМИ ПОГРУЖНОЙ ЧАСТИ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОГО

НАСОСА С ВСТРОЕННЫМ ФИЛЬТРОМ

3.1. Постановка задачи и основные уравнения

3.2. Результаты расчетов л ■■.'';

3;3. Выводы по главе

4. ОЦЕНКА ТЕНДЕНЦИИ РАЗВИТИЯ И РАЗРАБОТКА НОВЫХ МЕТОДОВ ЗАЩИТЫ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ ОТ

МЕХАН ИЧ ЕСКИХПРИМЕСЕЙ

4:11 Щелевые каркасно-проволочные фильтры 67 4.2: Использованижскважинногогщелевого (каркасно-провол очного)) фильтра входного модуля для УЭЦН 74;

4.3. Разработ ка погружной электроцентробежной насосной установки (кожух-фильтр) 83 4Ж Совершенствование технологии эксплуатации элеюгроцентробежных насосов в скважинах.после гидравлического разрыва пласта 92 4.5. Выводы по главе 4 97 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ 99 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности эксплуатации скважин электроцентробежными насосами после гидравлического разрыва пласта"

Массовое использование гидравлического разрыва пласта (ГРП) для интенсификации отборов нефти поставило нефтегазодобывающие предприятия Западной Сибири перед новым типом осложнений в работе погружного насосного оборудования. Основной причиной осложнений является вынос из пласта проппанта, в том числе и раскрошенного, а также продуктов разрушения пласта - мелкой песчаной и супесчаной взвеси (механических частиц). Объем выносимого материала может колебаться от нескольких сотен килограмм до десятков тонн. Это приводит к преждевременному износу и отказу оборудования. Повышенное содержание механических примесей в пластовой жидкости разрушает рабочие колеса, опорные и промежуточные подшипники насосов, а также увеличивает нагрузки на вал на скручивание, часто приводя к» срезанию шлицевой части либо слому вала по телу и другим негативным последствиям. Все это существенно . уменьшает наработку на отказ (НнО) установок электроцентробежных насосов (УЭЦН).

В сложившейся ситуации актуальным является изучение влияния выноса проппанта и песка на работу погружного оборудования, проведение анализа основных причин отказов. Необходимо комплексное исследование движения механических частиц в скважине и оказываемого при этом влияния на стабильность работы насосов, изучение температурного режима. Требуется оценка существующих методов защиты оборудования, выявление наиболее эффективных из них. Важной составляющей успеха является поиск новых решений, направленных на совершенствование технологии эксплуатации добывающих скважин после ГРП, разработка средств защиты электроцентробежных насосов от механических примесей и, как следствие, увеличение межремонтного периода нефтепромыслового оборудования.

Цель работы

Основные задачи исследования

1. Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта на Вынгапуровском месторождении, выявление основных причин отказов электроцентробежных насосов после гидравлического разрыва пласта.

4. Анализ технологической-эффективности применяемых методов зашиты погружного оборудования от засорения механическими частицами:

Методы исследования

Научная новизна

1. Численным моделированием процессов обтекания:жидкостью погружной части УЭЦН с; фильтром установлено, что механические частицы, не прошедшие: через: фильтр; группируются вблизи его- внешней поверхности, образуя горизонтальный« слой; в; результате чего происходит увеличение: давления; на приеме насоса и ухудшается^ теплообмен между погружным электродвигателем и обтекающей его жидкостью.

2. Разработан метод; совмещающий; защиту электроцентробежного:. насоса от механических частиц и дополнительное охлаждение погружного электродвигателядобываемой жидкостью.

Основные защищаемые положения

1. Численная модель обтекания жидкостью со взвешенными механическими частицами погружной части УЭЦН ; с фильтром.

2. Метод, совмещающий; защиту электроцентробежного • насоса от засорения механическими частицами и дополнительное охлаждение погружного электродвигателя.

3. Усовершенствованная технология, позволяющая увеличить наработку на откаЗ:УЭЦН в скважинах после гидравлическогоразрыва пласта.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Проведены промысловые испытания скважинного щелевого фильтра для УЭЦН" на Вынгапуровском месторождении. В результате получено увеличение: наработки на отказ УЭЦН в 2,8 раза.

2. Проведены промысловые испытания! погружной электроцентробежной насосной установки с кожухом-фильтром (патент 1Ш 2382237 С1) на Вынгапуровском месторождении. В результате, достигнуто увеличение наработки на отказ УЭЦН в 3,5 раза.

Апробация работы

Основные положения диссертации докладывались на 3-й и 4-й Международной практической конференции «Механизированная добыча» (г. Москва, 2006г., 2007г.), на VIII конгрессе нефтепромышленников России (г. Уфа, 2009г.), на X и XI научно-технических конференциях молодых специалистов ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» (г. Ноябрьск, 2006-2007г.г.), на ежегодных технических совещаниях ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз».

Публикации

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и списка использованных источников из 107 наименований. Работа содержит 111 страниц, 41 рисунок, 7 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Казаков, Дмитрий Петрович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1>. Результаты анализа эксплуатации скважин после ГРП показали, что применяемые технологии обеспечивают увеличение дебита нефти в среднем-в три раза. Осложнения в работе установок* электроцентробежных насосов-связаны с выносом' из пласта проппанта и продуктов разрушения пласта (мехпримесей), что приводит к засорению, преждевременному износу насосного оборудования и существенному уменьшению наработки на отказ.

2. На основанию анализа методов, использования смолянистого проппанта И-СР,. подготовки скважины с помощью- ГНКТ и эксплуатации скважин износостойкими насосами установлено; что. их применение полностью не решает проблему защиты насосного оборудования^ от проппанта и песка после гидравлического разрыва пласта.

3. Путем' моделирования численным методом* процессов обтекания жидкостью ^ с механическими частицами! погружной части У ЭЦН'с фильтром установлен- механизм накопления, механических примесей, который заключается в образовании горизонтального слоя вблизи внешней поверхности установки, препятствующего вертикальному течению жидкости и ухудшающего теплообмен между погружным электродвигателем и жидкостью.

4. На основании; результатов моделирования разработана и успешно испытана в промысловых условиях погружная электроцентробежная насосная установка (патент 1Ш 2382237 С1), состоящая из кожуха- для охлаждения ПЭД, каркасно — проволочного фильтра, клапанного узла и накопителя.

6. Результатами диссертационного исследования усовершенствована технология эксплуатации скважин с УЭЦН после ГРП путем применения износостойких насосов, оборудованных в первом случае скважинным щелевым фильтром - входным модулем, а во втором - погружной электроцентробежной насосной установкой с кожухом-фильтром, что обеспечило увеличение наработки на отказ до 232 и 253 суток соответственно.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Казаков, Дмитрий Петрович, Уфа

1. Агеев Ш.Р., Куприн П.Б., Маслов В.Н., Мельников М.Ю. и-др. Надежные центробежные установки с малой подачей для добычи нефти в осложненных условиях. Москва: ОКБ. КОННАС. -2005 г. -98с.

2. Акимов,О.В., Гусаков В:Н., Мальцев В.В. Потенциал технологий Закрепления проппанта для повышения эффективности гидроразрыва пласта. // Нефтяное хозяйство. 2002г.- № 6. — G.56-58.

3. A.c. 1262026, СССР Е21В43/00, F04D15/00. Способ эксплуатации скважинного насоса с частотно-регулируемым приводом / В.Г. Ханжин // Изобретения (Заявки и патенты).' 1986. - №37.

4. Атнабаев З.М. Сравнительный анализ программ подбора насосов / З.М. Атнабаев // Нефтепромысловое дело. 2003. - №4*. - С. 25-30.

5. Башкатов А.Д. Прогрессивные технологии сооружения скважин.- М:: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003".-554с.: ил.

6. Башкатов А.Д., Фазлулин М.И., Дрягалин E.H. Сооружение гравийных фильтров за рубежом,- М.: ВИЭМС, 1985.-86с.

7. Башкатов А.Д. Предупреждение пескования скважин.- М:: Недра, 1991.-84с.

8. Боксерман A.A., Басниев К.С., Закиров С.Н., Мищенко И.Т. Анализ состояния работ по управлению разработкой месторождений в ОАО «Сибнефть», М.: Наука, 2006.-167с.

9. Бочарников В.Ф. Погружные скважинные центробежные насосы с электроприводом: Учебное пособие. / В.Ф. Бочарников. Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 2003. — 336с.

10. Браун П.Т., УимберлиР.Д. Установки для обслуживания скважин с использованием гибких колонн насосно-компрессорных труб //Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1993. - № 4. -11с.

11. Вербицкий B.C. Разработка нового способа защиты УЭЦН от вредного влияния механических примесей. Результаты ОПР по испытаниюпогружного- центробежного- сепаратора- механических примесей;//М.': Недра,2007г. — G.71-78.

12. Влияние частоты вращения вала на характеристики' газосепараторов к УЭЦН/ А. Дроздов, А. Деньгаев, В: Вербицкии, С. Здольник и др. // Бурение и нефть. 2006. - №7/8. - С. 20-23.

13. Внедрение передовых технологий механизированной добычи*в ОАО «НК Роснефть»/ С.И; Кудряшов, G.E. Здольник, В.А. Литвиненко идр. // Нефтяное хозяйство. 2006. - №9: - С. 44-47.

14. Гаврилко В.М:, Абрамов С.К. Фильтры буровых скважин. М.: Госстройиздат.-1954.- 260с.

15. Гаврилко В.М.*, Абрамов G.K. Подбор и расчет фильтров водозаборных скважин. М!: изд. ВНИИВОДГЕО. 1956.-47с.16: Гаврилко B.Mi, Алексеев В:С. Фильтры буровых-скважин.-М.: Недра. -1976. -345с.

16. Гнеденко Б.В., Беляев Ю.К., Соловьев А.Д. Математические методы в теории надежности. М.: Наука, 1965. -524с.

17. ГрикевичЭ.А. Влияние гидравлических сопротивлений скважины на приток воды.-Рига: Знание, 1969.- С.-245.

18. Добрынин В.М: Деформация и изменение физических свойств коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1970.-189с.

19. Дождиков В.А. Опыт эксплуатации и ремонт УЭЦН' в ТПП «Когалымнефтегаз»/ В.А. Дождиков // Химическое и нефтегазовоемашиностроение. 1998. - №3. - с. 13-14.

20. Дополнение к технологическому регламенту 2005 года в ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» по запуску и эксплуатации УЭЦН.-Ноябрьск: ОАО «CH-HHF», 2007. 33с.

21. Жданов A.C., Стасенков В.В. Комплексное изучение коллекторских свойств продуктивных пластов.-М.: Недра, 1976.-245с.

22. ЗейгманЮ.В. Подбор оборудования и установление режима работы скважин, оборудованных установками ПЦЭН: Методическоеруководство к дипломному и-курсовому проектированию / Ю.В: Зейгман.-- Уфа: Изд-во Уфим. нефт. ин-та, 1986.- 72с.

23. Исследования показателей экономической эффективности гидроразрывапласта. Виноградова И.А. Тюмень: РНГЦ, 2003. - 63с.

24. Казаков Д.П. Внедрение щелевых фильтров в составе УЭЦН на Вынгапуровском месторождении// Пробл. геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление: Сб. статей аспирантов- и молодых специалистов.-Уфа, 2007.- Вып.4. С. 108-114.

25. КазаковД.П. Совершенствование технологии эксплуатации скважин после гидравлического разрыва пласта// Нефтегазовое дело. Уфа.-2008.1. Т.6, №2.- С.55-58

26. Казаков Д.П. Совершенствование технологии эксплуатации скважин после гидравлического разрыва пласта// Тез. докл. VIII конгресс нефтепромышленников России. Секция «В». Уфа, 2009. - С.234-235.

27. Каплан JI.C. Особенности эксплуатации обводненных скважин погружными насосами / Л.С. Каплан. Нефтепромысловое дело: Обзор, информ. - М.: ВНИИОЭНГ, 1980.-68с.

28. Каплан Л.С. Скважинные центробежные насосы для добычи обводненной нефти: Учебное пособие/ Л.С. Каплан. Уфа: Изд-во Уфим. нефт. инта, 1986. -71с.

29. Каплан Л.С., Семенов A.B., Разгоняев Н.Ф. Эксплуатация осложненных скважин центробежными электронасосами. -М.: Недра, 2003. -89с.

30. Каплан А.Л., Нагиев А.Т., Ануфриев С.Н. Эксплуатация осложненных скважин УЭЦН на месторождениях ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» // Мат-лы 3-й Международной практической конференции « Механизированная добыча 2006».- Москва, 2006г. С. 102 -104.

31. Комплексное исследование керна из разведочных и поисково-оценочных скважин на территории деятельности ОАО «Сибнефть -Ноябрьскнефтегаз» Тюмень: СИБНИИНП», 2003. - 97с.

32. Кошелев В.А. Новое оборудование ООО «Борец» для интенсификации добычи нефти./ В.А. Кошелев, А.Х. Шильман // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2002. - №11. - С. 16-17.

33. КудряшовС.И, Левин Ю.М., Маркелов Д.В., Перельман О.М. Надежность погружного оборудования в осложненных условий месторождений ОАО «Юганскнефтегаз»//Нефтеотдача и нефтедобыча.200Ф.-№3> e.l0-12.

34. Кудряшов С.И: Повышение надежности погружных систем УЭЦН на примере опыта эксплуатации в ОАО «Юганскнефтегаз». / С.И. Кудряшов // Нефтяное хозяйство 2005. - №6. - С. 126-127.

35. Крылов А.П., Глаговский М.М., МирчикМ.Ф., Николаевский Н.М. Чарный И.А. Научные основы разработки нефтяных месторождений.I- Москва Ижевск: Институт компьютерных исследований, 20041- 416с.

36. Ландау JI.Д., Лившиц Е.М. Теоретическая физика. Гидродинамика.-М.: Физматлит, 2003.-Том-6. - 554с.

37. Литеев А.Ф., Миллер В.Я: Каркасно-стержневые фильтры для водозаборных и водопонизительных скважин.-М.: Водгео,1953.- С. 60-82.

38. Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа.-М.: Дрофа, 2003. 840с. 46: Ляпков П. Д. Технология, и техника добычи нефти: Учебное пособие/ П.

39. Д. Ляпков, В.П. Павленко М.: Изд-во Моск. ин-та нефти и газа им. И.М. Губкина, 1988. - 82с.

40. Максимов В.П. Некоторые вопросы совершенствования . глубинно-насосной эксплуатации скважин на месторождениях Западной Сибири/ В.П. Максимов, В.А. Афанасьев, A.B. ЕлизаровУ/Нефтепромысловое дело: Обзор, информ. М.: ВНИИОЭНГ. -Вып.4. -1981. 78с.

41. Маркелов Д.В. Опыт эксплуатации отечественного и импортного оборудования УЭЦН в ОАО «Юганскнефтегаз». / Д.В. Маркелов //Химическое и нефтегазовое машиностроение.-2000.-№3.-С. 16-19.

42. Методические рекомендации по исследованию пород коллекторов нефти и газа физическими и петрографическими методами. - М.: ВНИИГНИ, 1978.-76с.

43. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти/ И.Т. Мищенко. М.: Недра, 1989.-245с.

44. Молчанов А.Г., Вайншток С.М., Некрасов В.И., Чернобровкин В.И. Подземный ремонт скважин и бурение скважин с применением гибких труб. М.: Недра, 2004г.-224с.

45. МукерджиХ. Производительность скважин. М. : Недра, 2001. -127с.

46. Муравьев И.М. Эксплуатация погружных центробежных электронасосов в вязких жидкостях и газовых смесях/ И.М. Муравьев, И.Т. Мищенко.-М.: Недра, 1969. 237с.

47. Нигматуллин Р.И. Динамика многофазных сред. М.: Наука, 1987.- ч-1. -464с.

48. Нуряев A.C., Мухамадеев F.P., Перельман О.М., Слепченко С.Д. Опыт создания высоконадежного отечественного погружного оборудования.// Научно технический журнал: Технологии ТЭК.- 2004г. - №3.-С.28-30.

49. Об эффективности применения интеллектуальных погружных высокооборотных установок с регулируемым электроприводом /С.И. Кудряшов, С.Е. Здольник, Н.В. Сахно и др.// Нефть России. 2006. - №1. - G.62-64.

50. Опыт управления осложнениями механизированного' фонда скважин в ООО «PH-Юганскнефтегаз» / С.Е. Здольник, В.А. Литвиненко, Д.В. Маркелов, P.A. Хабибуллин // Нефтяное хозяйство 2006.- №9. -С. 32-34.

51. Основные характеристики работы УЭЦН в нефтяных скважинах Миннефтепрома: Технические материалы. -М.: Недра. 1982. - 124с.

52. Особенности насосной добычи нефти на месторождениях Западной Сибири / K.P. Уразаков, Н.Я. Багаутдинов, З.М. Атнабаев и др.-М.: ВНИИОЭНГ, 1997. - 56с.

53. О тепловом режиме работы погружного центробежного насоса/Ю.С. Миронов, О.Г. Гафуров, А.Н. Асылгареев, H.H. Репин // Вопросы интенсификации добычи нефти: Сб. науч. тр.- Уфа: БашНИПИнефть. -Вып. 28.- 1990. С.203-208.

54. Патент 2056973 РФ, МКИ6 В 22 F 7/02. Способ изготовления составных изделий/ А.И. Рабинович, О.М. Перельман, Г.Л. Дорогокупец и др.-№ 930186616/02; Заявл. 13.04.93; Опубл. 27.03.96. Бюл. № 9. 3 е.: ил.

55. Патент 2057907 RUE21B43/00. Способ эксплуатации малодебитной скважины с частотно регулируемым приводом/ В.Г. Ханжин93019999/03. Заявл. 14.04.93.//Изобретения-(Заявки и патенты). 1996. -№10.

56. Патент RU 2382237 С1. Погружная электроцентробежная насосная установка./ Уразаков K.P., Казаков Д.П., Топольников A.C., Кудрявцева A.A.,Заявка- № 2008122743 04.06.08: Опубликовано: 20.02.10 Бюл. №5.

57. Перельман О.М., Пещеренко С.Н., Рабинович'А.И., Слепченко С.Д: Статистический анализ надежности погружных установок в реальных условиях эксплуатации//Надежность и сертификация оборудования для; нефти и газа.-2003.- №3.- С.28-34.

58. Перельман О.М., Пещеренко С.Н., Рабинович А.И., Слепченко С.Д. Методика' определения надежности погружного оборудования и опыт ее применения // Научно-технический журнал: Технологии ТЭК.- 2005. №3.- С.34-37.

59. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях/ М.Н. Персиянцев.- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. 653с.

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

61. Попов A.Hí, Головкина H.H. Прочностные расчеты стенок скважины в пористых горных породах. Учебное пособие для студентов вузов. Уфа: УГНТУ,2001.-66с.

62. Протасов- В.Н. Повышение надежности оборудования скважин при насосном способе добычи нефти/ В.Н. Протасов.- М.: ВНИИОЭНГ, -1986. вып.4". - 72с.

63. Рабинович A.M. Методика расчета эффективности покупок погружного* оборудования. Проблемы гарантий и экспертных оценок.//Мат-лы 4 Международной конференции «Механизированная добыча». М, 2007— 45с.

64. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Западной Сибири/ Ф.Г. Аржаков, Г.Г. Вахитов, B.C. Евченко и др. Под общ. ред. В.П. Максимова. М.: Недра, 1979. - 335с.i,

65. Режим- работы погружного центробежного насоса для добычишефти/ А.Н. Шерстюк, Ю.Н. Анникова, Т.А. Ермолаева и др.// Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2005. - №8. - С. 18-20.

66. Регламент на производство работ ГНКТ / Разраб. «Шлюмберже Лоджелко Инк». Ноябрьск,2003.-134с.

67. Руппенейт К.В., Либерман КЭ.М. Введение в механику горных пород. — М.: Госгортехиздат, I960.- С. 42-46.

68. Савиных Ю.А., Музипов Х.Н., Кудрявцев И.А. Использование акустических преобразователей технологических шумов- внутри скважинного оборудования для снижения влияния мехпримесей на его работу.-М.: ВНИИОЭНГ, 2006.- С.25-27

69. Сборник патентов РФ и авторских свидетельств на изобретения д-ра техн. наук, проф. K.P. Уразакова (1977-2004гг). Уфа: ДООО Геопроект, 2005. -249с.

70. Седов Л.И. Механика сплошной среды. СПб.: Лань, 2004. Т-1 -560с.

71. Справочное руководство по проектированию и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Под ред. Ш.К. Гиматудинова. М.:1. Недра, 1977. 562 с.

72. Справочник по механическим- и абразивным свойствам горных пород. М.: Недра, 1984. - 88с.

73. Технология применения установок гибкой трубы: Каталог фирмы "Hydra Rig Inc".- 1994.

74. Уразаков K.P. Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин. -М.: Недра, 1993 .-168с.

75. Уразаков K.P. Расчет температурного режима- погружного электродвигателя/ K.P. Уразаков, А.Т. Кутдусов.// Ученые БашНИПИнефть: Сб. науч. статей. Уфа: Башнипинефть, 2000. -Вып. 100,' ч.1. - С.101-105.

76. Уразаков K.P. Справочник по добыче нефти /K.P. Уразаков, A.B.

77. Дашевский,.С.Е. 3дольник и-др. Под ред. K.P. Уразакова. СПб: ООО «Недра», -2006. - 448с.

78. Уразаков K.P., ТукаевА.Ш., АгамаловГ.Б. Совершенствование технологии подземного ремонта скважин // Эксплуатация нефтяных месторождений на поздней стадии разработки: Сб. науч. тр. № 110: Башнипинефть, Уфа, 2002.- С.47-55.

79. Уразаков Т.К., Топольников A.C., Казаков Д.П. Численное моделирование обтекания погружной части установок электроцентробежных насосов с фильтром// Нефтегазовое дело. Уфа, 2009.- Т. 7, №2. С. 89 -95.

80. Филиппов В.Н. Надежность установок погружных центробежных насосов для добычи нефти. / В.Н. Филиппов // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 1983. - №4. - С. 49

81. Хайтауэр K.Mi Установки для обслуживания скважин- с использованием« гибких колонн насосно-компрессорных труб // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. М: 1993. - № 5.

82. Хохлов В.К. Вопросы совершенствования контроля и защиты-погружных электронасосов,// В.К. Хохлов, Н.М. Горутько. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ,- 1980.-56с.

83. Шишков С.А;. Тепловой- режим работы УЭЦН / С.А. Шишков, BiM. Люстрицкий // Нефтепромысловое дело: Реф. науч.-техн. сб.-М.: ВНИИОЭНГ. 1998. - №11-12. - С. 18-20.

84. Щуров В.И.Технология и техника-добычи нефти.-М.: Недра, 1983. -510 с.

85. ЯзьковА.В. Моделирование процесса теплообмена-между трехфазным флюидом и погружным? электродвигателем / A.B. Язьков, А.Т. Росмяк, В.Н: Арбузов // Нефтепромысловое .дело. -2007. №10. - С. 27-34.

86. Brinkmann Н:С. Onthe viscosity- of emulsions // J. Chem. Phys.,,V.20, №3, 1952, Р.57Г-584.

87. Griebel M., Dornseifer Т., Neunhoeffer Т. Numerical Simulatipn in Fluid Dynamics: A PracticalTntroduction, SIAM, 1998.

88. Ground water and wells. Edward- E. Johnson. Saint Paul. Minnesota 55104. Copyright. 1966. 440 p:

89. Klotz D. Hydraulische Eigenschaften der Johnsonfilterrohre. Bohrtechnik, Brunnenbau, Rohrleitngbau. 1971.22, No8, P. 283 -286.

90. KlotzD. Hydraulische Eigenschaftender Johnsonfilterrohre.- Bohrtechnik, Brunnenbau, Rohrleitngbau. 1971", 22, No 9, P. 323-328.

91. MeiR. An approximate expression for the shear lift force on a spherical particle at finite Reynolds number//Int. J. Mult. Flow, Vol. 18, №1, 1992, P.145-147.

92. Petersen I., RohwerC., AlbertsonM., Effect of well screens on flow into wells. «Proc. Amer. Soc. Civil. Engrs», 1953, December.

93. Smith J.W., ParadiJ.C. Heat transfer to settling slurries in vertical transport // J. Pipelines, V.3, 1982, P.43-52.1. Cil1 ^

94. Suffman P.G. The lift on a small sphere in a slow shear flow// J. Fluid Mech., V. 22, 1965, P.385-400.

95. ValleA. Multiphase pipeline flows in hydrocarbon recovery//Mult. Sci. Tech., V.10, 1998, P.l-139.

96. Johnson E. Saint Paul 4, Minnesota Catalog. 169 Bull. No. 1033, June, 1969.

Информация о работе

Казаков, Дмитрий Петрович
кандидата технических наук
Уфа, 2010
ВАК 25.00.17

Диссертация

Повышение эффективности эксплуатации скважин электроцентробежными насосами после гидравлического разрыва пласта - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы