Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, в осложненных условиях Самотлорского месторождения

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, в осложненных условиях Самотлорского месторождения"

На правах рукописи

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ УЭЦН, В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ

САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Специальность 25.00.17 - Разработка и -эксплуатация нефтяных

и I азовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2005

Работ выполнена на кафедре «Разработка и эксплуахация неф)е1 а-¡оных

месторождений» Уфимского государаненного нефтяного технического утшверси гета и в ОАО «Самотлорнсфтегаз»

НАУЧНЫЙ РУКОВОДИТЕЛЬ ОФИЦИАЛЫ 1ЫГ онгюньнты-

ВЕДУЩАЯ ОР1 АНИЗАЦИЯ

докюр технических наук, профессор Зейгман Юрий Вениаминович, доктор технических наук, профессор Валеев Марат Давлетович, кандидат технических наук Уметбаев Вадим Вильевич ООО ЕГЕДУ «Ишимбайнеф]ь»

Защита состоится 10 июня 2005г в 15-30 часов на заседании диссертационного совета Д 212 289 04 при Уфимском государственном нефтяном техническом универсше1е по адрес)' 450062. Республика Башкортостан, ] .Уфа, ул.Космонавтов, 1

С диссертациеи можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного 1ехнического университета

Авторефера! разослан 06 мая 2005 года.

Ученый секретарь / /

диссертационного совета /// Ямалиев В.У

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Современные условия дея1ельнос[и нефтегазодобывающей отрасли характеризуются тенденцией уменьшения объемов добычи нефти из длительно эксплуатируемых месторождений, увеличением доли находящихся в разработке сложно-построенных нефтяных залежей, количества мало- и среднедебитных скважин Эксплуатация скважин в таких условиях сопровождается многочисленными осложнениями.

Поздняя стадия разработки нефтяных месторождений характеризуется высокой обводненностью продукции, содержанием в ее составе значительных количеств механических примесей, образованием в стволе различных органических и неорганических отложений, интенсификацией процессов коррозии оборудования и тд. На поздней стадии разработки нефтяных месторождений, когда форсированные режимы работы скважин являются одним из решающих факторов увеличения объемов добычи нефти, применение высокопроизводительных устновок электроцентробежных насосов (УЭЦН) особенно оправдано, однако при этом эксплуатация этих установок происходит с большим количеством осложнений.

Факторов влияющих на работу УЭЦН очень много - начиная от конструкции скважины, до процессов проходящих в пласте и стволе скважины Совокупность всех осложнений приводит к резкому снижению эффективности работы УЭЦН. В связи с этим становятся актуальными разработки по улучшению технологических показателей работы насоса и всей установки в целом

Все факторы, влияющие на работу УЭЩГ можно разделить на группы Первую составляют геологические факторы - наличие в продукции свободного газа, сложный состав продукции, образование отложений солей и парафина, наличие мехпримесей и др. Во вторую группу вошли факторы, обусловтенные особенностями конструкции скважины и УЭЦН. К ним относятся: диаметр эксплуатационной колонны, количество и геометрия участков набора кривизны ствола, большие глубины спуска насосов, качество исполнения узлов и деталей УЭЦН и др. Третью группу факторов составляют параметры, характеризующие условия реализации применяемой системы разработки месторождений и технологий проведения на скважинах ремонтных работ. Неблагоприятное взаимодействие в призабойной зоне пласта (ПЗП) применяемых жидкостей глушения скважин (ЖГС), пластовых флюидов и горной породы, а также нарушения технологий проведения операций по обработкам ПЗП приводит к проникновению в пласт больших объемов фильтратов агрессивных техноло! ических жидкостей и ухудшению гидродинамических условий фильтрации жидкостей.

При эксплуатации скважин с УЭ1Щ действие всех перечисленных факторов происходит одновременно Результатом этого является преждевременный выход из строя какого-либо элемента конструкции установки и ухудшение показателей «наработка на отказ», межремонтный

период работы (МРП).

Значшельный вклад в исследования различных аспектов проблемы по повышению эффективности эксплуатации скважин и УЭЦН внесли следующие ученые и промысловые работники: ИМ.Аметов, В А Амиян, ЮАБалакиров,

A.А Богданов, М.Д Валеев, Ю.Г Валишин, Ш.И.Валеев, М Ф Вахитов, И Е.Гайворонский, О.Г.Гафуров, А А.Глазков, А Т.Горбунов, Р Н Дияшев, А Н.Дроздов, П.И.Забродин, Ю.В.Зейгман, Г.З.Ибрагимов, J1.C Каплан, А Г.Ковалев, А. Г.Кошелев, А П.Крезуб, В Ф.Лесничий, П.Д Ляпков,

B.П.Максимов, А.Х.Мирзаджан *аде, 10 С.Миронов, И. Г Мищенко, А А Мордвинов, Р X Муслимов, В.Д.Нагула, Г.А.Орлов, В.1 .Пантелеев, Н.Р.Рабинович, В.А.Сахаров, Б З.Султанов, В.А Тагаев, Р А Фасхутдинов, А.Я.Хавкин, Н.И.Хисамутдинов, А Г Шарипов, Н.М Шерстнев, О М.Юсупов и Др.

Автор диссертационной работы на практике занимался решением задач по повышению эффективности эксплуатации нефтяных залежей и скважин, приуроченных к полимиктовым коллекторам Западной Сибири За последние годы под руководством и при непосредственном участии автора были выполнены многочисленные промысловые работы по испытанию и промышленному внедрению новых технологий регулирования работы скважин с УЭЦН Выполнены анализ существующих методов регулирования фильтрационных параметров пород ПЗП, разработаны и внедрены в производство рекомендации по повышению эффективности эксплуа!ации УЭЦН на группе месторождений Нижневартовского peí иона Исследованы особенности процессов фильтрации специальных жидкостей в образцах естественных полимиктовых песчаников, проведены гидродинамические исследования скважин и пластов, выполнено обобщение полученных результатов

Анализ промыслового материала особенностей эксплуатации УЭЦН показал, что ухудшение технологических показателей работы скважин с УЭЦН в основном связано с изменениями фильтрационно-емкостных характеристик пород ПЗП. Ранее было показано, что возможность восстановления условий филь грации нефти в ПЗП и улучшение условий эксплуатации УЭЦН, помимо мероприятий по повышению технической надежности оборудования, связана с проведением целенаправленного воздействия на ПЗП Традиционными методами в этом плане являются: ремонтно-изоляционные рабош по отключению обводнившихся интервалов пласта, обработка ПЗП с целью гидрофобизации каналов фильтрации, применение специальных технологий и составов ЖГС и др В связи с изложенным, в работе сформулированы понятия объекта, предмета и цели исследований

Объектом исследований является гидродинамическая сиоема пласт-скважина - насос, существующая закономерность физико-химических явлений, происходящих в ПЗП, стволе скважин и характеристика ЭЦН

Предме! исследований технологические, физические связи и их соотношения в объекте исследований, а также связь с процессами добычи нефти и газа. Pa6oia соответствует профилю и тематике научных исследований

кафедры «Разработка и эксплуатация нефтегаювых месторождений» УГНТУ и выполнена в соответствии со следующими документами:

- межвузовская научно-техническая программа «Технология добычи, гранспорта и углубленной переработки нефти, газа и конденсата» (п т 467) Приказ Минобразования РФ >865 о; 03 04 1998г , Указание №747-19 ОТ 22.12.19971.;

- межотраслевая научно-техническая программа «Научные исследования высшей школы по приоритетным направлениям науки и техники», Подпрограмма (206) «Топливо и энергетика», раздел (206 03) «Перспективные наукоемкие 1ехнологии поиска, освоения, транспорта и переработки углеводородного сырья» Приказ Минобразования РФ № 539 от 12 02.2001г;

- межотраслевая научно-техническая программа «Научные исследования высшей школы по приоритешым направлениям науки и техники», Подприрамма (206) «Топливо и энергетика», раздел (206.03) «Перспективные наукоемкие технологии поиска, освоения, гранспорта и переработки углеводородно! о сырья» Приказ Минобразования РФ № 475 от 11.02.20031.

Цель работы

Исследование особенностей работы системы таст-скважина (установка ЭЦП) в условиях форсированных отборов жидкости на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений с полимиктовыми коллекторами Задачи исследований

1 Обобщение условий эксплуатации и причин выхода из строя УЭЦН в скважинах с полимиктовыми коллекторами и высокой обводненностью продукции.

2. Определение уровня влияния осложняющих факторов на технологические параметры и надежность эксплуатации УЭЦН.

3 Моделирование совместной работы пласта и ЭЦН при добыче высоко-обводненной продукции и форсированных режимах рабош скважин Определение допустимых пределов форсирования отборов жидкости из пласта.

4 Создание технологий регулирования фильтрационных параметров пород ПЗП при проведении ремошных работ с предварительным глушением скважин и улучшение условий эксплуатации ЭЦН

Научная новизна

1 Определены основные осложняющие факторы, уровни их влияния и пути предо твращения действия факторов на технологические показатели работы скважин с УЭЦН при добыче высокообводненной продукции.

2 Разработана модель совместной эксплуатации пласта и установки ЭЦН в условиях проявления скин-фактора и форсированных режимах о т-бора жидкости.

3 Уточнены допускаемые пределы форсирования отборов жидкости из пласта с применением установок ЭЦН

Методы решения посгавленных задач

1 Физическое моделирование изучаемых процессов 2. Методы матемашческой статистики 3 Лабораторные и промысловые исследования Практическая ценность и реализация работы

1. Разработана и внедрена 1ехноло1ия регулирования рабош обводненных добывающих и нагнетательных скважин, приуроченных к высокопроницаемым коллекторам нефтяных месторождений Нижневартовскою региона с применением состава У1Ш-4 (ОАО «Самотлорнефтегаз»).

2 На 52 скважинах Самотлорского и Мыхнайского месторождений проведены работы по регулированию условий притока жидкости из пласта По результатам выполненных работ получен технологический эффект в виде дополнительной добычи нефти на одну операцию в количестве 487,Зтонны и увепичения средней продолжительности показателя «наработка на отказ» на 28,5 суток

3 Материалы диссертационной работы используются при чтении лекций и на практических занятиях по дисциплинам «Подземная гидромеханика», «Скважинная добыча нефти», «Разработка и оксплуашция нефтяных и гаювых месторождений» со студентами специальностей 09.06 и 09 08, а также с инженерно-техническими работниками нефтегазодобывающих предприятий на курсах повышения квалификации.

Апробация работ ы. Основные положения диссертационной работы докладывались на: специализированной научной секции «Проблемы увеличения разведанных запасов и повышения добычи нефти и газа» Второго Конгресса нефтегазопромышленников России (г Уфа, 2000), П-ом Международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем» (г.Уфа, 2000), Всероссийской научно-пракшческой конференции «Разработка, производство и применение химических реагентов для нефтяной и газовой промышленности» (г.Москва, РГУНГ им. И.М Губкина, 2002), технических советах нефтяных компаний «Башнефть», ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие», ОАО «Самотлорнефтегаз» и ряда нефтегазодобывающих управлений, секции научно-технического совета Уфимского государственного неф1Яного технического университета.

Публикации. Основное содержание рабош изложено в 10 работах, в том числе 1 учебном пособии, 8 статьях, 1 тезисе к докладу

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит и введения, 4 глав, заключения, библиографического списка и приложений. Она изложена на 183 страницах машинописного текста, содержит 41 рисунок, 25 таблиц Библиографический список включает 173 наименования

Содержание работы Во введении обосновывается актуальность темы диссертационной работы, поставлены цели и задачи исследований, описывается научная новизна и практическая ценность результатов проведенных исследований

В первой главе диссертационной работы приводятся сведения об основных коллекторских характерисшках объектов разработки нефтяных месторождений Нижневартовского региона, составе и физико-химических свойствах пластовых флюидов, технологических жидкостей.

Нефтяные месторождения Нижневартовского региона характеризуются большой изменчивостью коллекторских характеристик. Например для условий Самотлорского месторождения средние значения нефгенасыщенных толщин пластов по разрабатываемым объектам изменяются от 3,2 до 18,3 м, коэффициентов продуктивности скважин от 2,0 до 46,8 м7(сут.МПа), проницаемости юрных пород от 0,077 до 1,420 мкм2. В настоящее время происходит постоянное увеличение доли нефтяных месторождений с низкопродуктивными коллекторами. Они характеризуются меньшими значениями толщин пласта, коэффициентов продуктивности скважин, проницаемости пород пласта и т.д. Такие сильные изменения коллекторских характеристик продуктивных нефтяных пластов требуют различных подходов к реализации запланированных систем разработки и технологий эксплуатации скважин. В табл 1 приведены сведения о распределении скважин различных объектов разработки Самотлорского месторождения по способам эксплуатации

Таблица 1

Способ эксплуатации Пласт |

юв, БВ^о БВ, Нав^м АВ„ АВ'2, АВ? ,

Установки ЭЦН 51,8 45,4 66,2 64,4 55,5 35,5 62,5 |

Установки ШСН 36,2 36.3 [_ 16,8 5,8 31,5 59,6 31,7

Ус1с1новки струйных насосов 9,2 9,4 - - -

Газлифтные установки 2,8 8.7 16,8 29,3 12,1 4,9 3,8 |

По данным табл.1 в большинстве объектов разработки месторождения наиболее распространенным способом эксплуа[ации скважин является применение установок Э1Щ. Различия фильтрационно-емкос шых параметров пород пластов, коэффициентов продуктивное™ скважин требуют проведения тщательного выбора и корректировки режимов эксплуатации скважин с установками ЭЦН Особенно актуальным этот вопрос становится в случае применения установок ЭЦН для форсирования отборов жидкости из скважин.

Работа добывающих скважин на Самотлорском нефтяном месторождении характеризуется следующими показателями (см.табл 2).

"1 аблица 2

Показатель

Суточная добыча нефти, т

2 Суточная добыча жидкости, т_

3 Средняя обводненность продукции, %

4 Средний дебш скважин по жидкости, м /сут

Значение

Янв 2001 Янв 2005

2 ч

41977 59518

757483 859534

94,5 93,08

155,1 182,7

£

Продолжение габл 2 3

5 Средний деби! скважин по нефги, т/сут

6 Фонд скважин (всего), скв

в том числе добывающих ______на1вдтательных_

7 Средний дебит скважин по жидкости, иЛсуг

фонтанных

оборудованных установками штанговых насосов оборудованных установками ЭЦН ____I азлиф гпые

14583 11121 2562

71,6 11 О 189,7 316,4

8 Средний дебит но нефти, т/сут

12,7 14852 11362 3490

53,0 11 8

191.5

388.6

фонтанных 5,3 14,9

оборудованных уешговками нпантвых насосов 3,9 3,9

оборудованных установками ЭЦН 10,6 14,8

газлифтные 10,0 11,3

9 Обводненность продукции скважин, %

оборудованных установками штанговых насосов 64,3 65,3

оборудованных установками ЭЦН 94,4 92,2

газдиф гаые 96,8 97,1

В сложных геолого-физических условиях основных объектов разработки Самотлорско! о месторождения эксплуатация УЭЦП происходит с различными труднос1ями. Основными видами осложнений являются-

• преждевременный выход из строя погружного электродвигателя;

• частые обрывы электрического кабеля;

• низкие значения к.п.д. насосов при перекачке высоковязких водо-нефтегазовых смесей;

• наличие в продукции скважин большого количества механических примесей;

• образование отложений углеводородных и неуглеводородных веществ;

• снижение коэффициента продуктивности пород ПЗП по результатам проведения на скважинах ремонтов с предварительным глушением;

• наличие вокруг ствола скважины слоя вечномерзлых пород;

• невысокие значения показателей МРП и «наработка на отказ».

Одновременное действие всех перечисленных факторов, естественный износ оборудования УЭЦН сильно сказываются на технологических показателях добычи нефти и вызывают необходимость проведения дополнительных геолого-технических мероприяшй для восстановления производительности скважин и увеличения МРП работы оборудования

В работе выполнен анализ изменения основных технических и технологических параметров (28 параметров) рабош скважин, разделенных на группы.

1 скважины, работа которых происходила без осложнений (показатель «наработка на отказ» у этих скважин был выше среднего);

2. скважины, эксплуатация которых сопровождалась различными видами осложнений (показатель «нарабо1ка на отказ» у этих скважин был ниже среднего).

Таблица 3

1 ип ЭЦН Г 1убина спуска насоса, м Шпружение под тинам уровень, м Дебит По жидкое! и, М'''сут Обводненность, % Затрубное давление, МПа Дин уровень м

Нормально жслпуатирующиеся скважины

Среднее чначение 1494 1343 116 74 I 4 151

Максимальное чначение 1700 1565 700 99 110 1036

Минимальное значение 1040 464 16 5 1 2 69

Среднеквадратичное отклонение 150 207 146 24 1 4 133

Скважины работающие с осложнениями

Среднее значение 1618 931 143 90,9 1 1 687

Максимальное •тачение 2228 1492 431 9 99 2 I 8 1450

Минимальное чначение 1200 448 14 097 26 0 0 1 148

Среднеквадратичное от клонение 215 749 1 12 11 5 01 236

По данным табл 3 видно, что скважины, относящиеся к группе работающих без осложнений, характеризуются большим в 1.44 раза погружением насосов под динамический уровень жидкости и меньшими ■шачениями дебитов по жидкости и обводненное ги продукции

Наличие в состве продукции скважин смеси нефти, воды и свободного газа при многократном перемешивании этих компонентов в ступенях насосов приводит к образованию вязких смесей и снижению показателей работы насосов. Так для насоса ЭЦН 100-1350 максимальные изменения кпд для различных исходных значений эффективной вязкости нефти будут иметь место при обводненности продукции от 30 до 50% (см.рис.1).

обводненность, %

Рис 1 Изменение тах КПД насоса при различной нязкосги нефги и обводненности продукции

Параметр «наработка на отказ» по скважинам с УЭ1Щ в 1999 200011 практически не изменялся и составлял около 250 суток в год. С 2000 г в ОАО «Самотлорнефтегаз» наметилась тенденция к повышению эффективное I и эксплуатации скважин с УЭЦН В большинстве скважин были запланирован!,1 операции шдравлического разрыва пласта (ГРП), часть скважин была переведена на форсированные режимы работы, а для всего фонда скважин были проведены расчеты по оптимизации их работы в том числе и с использованием разрабо!анной нами специальной программы «Самоиюр» Основными причинами низкой эффективности работы УЭТЩ являются- засорение и износ рабочих органов насоса;

- преждевременный подъем установки и; скважин;

- механическое повреждение кабеля при спуско-подъемных операциях,

- брак в изготовлении установок завода-изготовителя и сборки установки- оплавление кабеля.

Решение задачи повышения зффективности эксплуатации УЭЦН и в целом процессов добычи нефти на большинстве предприятий достигается одновременным проведением на скважинах работ по обработке пород ГОП и переводом скважин на форсированные режимы отбора жидкости В условиях Самоглорского месторождения форсирование отборов жидкости сочеталось с проведением на скважинах операций гидравлического разрыва пласта (ГРП) При этом ожидалось, что произойдет увеличение объемов добычи нефти и продолжительности параметра «наработка на отказ» К сожалению, на практике этого не произошло. На рис 2 показано, что с ростом количества выполненных обработок ГРП неуклонно растет доля скважин, в которых произошел преждевременный выход из строя установки Э1 {Н

12 11 10 £ 9

I

18 г

4 - -60

Рис 2 Динамика отказом УЭЦН в скважинах нос те проведения операций ГРП (2003г )

По результатам анализа технологической эффективности эксплуатации УЭЦН на Самотлорском месторождении показано, что при увеличении количества скважин, эксплуатация которых происходит на форсированных режимах работы, необходимо определять допускаемые пределы уменьшения табойных давлений, которые не приводят к ухудшению показателей работы

100 120 Колич^спю операций 1 Р11 ед.

скважин и преждевременному выходу из строя насосов и других элементов конструкции УЭЦН

Во второй главе диссертационной работы выполнен статистический анализ условий эксплуатации установок ЭЦН в скважинах Гамотлорского месторождетгия Правильный выбор оборудования режима его работы применительно к конкретным условиям эксплуатации нефтяных месторождений позволяет увеличить межремонтный период работы добывающих скважин и объем добычи нефти Реализация подобных задач возможна несколькими методами Одним из таких методов распознавания образов является последовательная диагностическая процедура В основе ее лежит метод последовательного анализа, разработанный Вальдом. Последовательная диагностическая процедура имеет ряд преимуществ Она может быть использована при разных распределениях признаков в сопоставляемых объектах. Этот метод позволяет оценить информативность параметров процесса и вырабошть основные направления увеличения эффективности процесса.

Для группы скважин работающих с осложнениями были проведены статистические расчеты по определению информативности параметров влияющих на продолжительность наработки У ЭЦП на отказ В качестве критерия разделяющею эффективно работающие скважины и скважины, работающие с осложнениями, взяли время безотказной работы УЭЦН равное 260 суткам По этому критерию скважины были разделены на две группы' А и В. Суммарная информативность анализируемых факторов при работе УЭПН на отказ составила (см.табл.4):

Iаблица 4

Фактор

Информативность

Число рабочих ступеней,

Максимальный угол отклонения от вертикали, град

Средний угол отклонения от вертикали, град Номинальным напор ЭЦН. м Дебит по жидкости, м /сут

Номинальная подача ЭЦН, м /сут_ Потребляемая Г1ЭД мощность, кВт

Коэффициент продуктивности, м7(сут МПа)

Обводненность, %

Глубина спуска насоса, м

0,835 0,767

0,642

0,491

0,399 0,260 _0,201_ 0,185

0,154 0,108

Срок службы скважины, сут

Количество азимутальных поворотов

Зазор между ЭЦН и обсадной колонной, мм

[ Общая масса установки, кг

_0,Ю6 0,100 0,037

0,022

Помимо определения информативное!и по анализируемым факторам были построены диагностические таблицы. На основе результатов расчетов диагностических коэффициентов даны рекомендации по изменению конструкции и режимов рабош УЭЦН

1 Так как в большинстве скважин насосы спущены на большие глубины целесообразно применение высоконапорных ЭЦН с большим числом рабочих ступеней.

2. Принятие решений по изменению глубины спуска насосов в скважину необходимо проводить с учетом фактических значений давления и свободного газосодержания на приеме насосов, к.п.д. ЭЦН.

3. В скважинах, в которых обводненность продукции изменяется в пределах 40.. 80%, требуется уточнять рабочие характеристики насосов в условиях перекачки вязких газожидкостных смесей.

4. С учетом изменения условий эксплуатации и режима работы УЭЦН рабочая характеристика насоса должна быть согласована с добычными возможностями скважины и интенсивностью проявления скин-фактора

На следующем этапе методом множественной регрессии были проведены расчеты по моделированию основных показателей работы скважин с установками ЭЦН:

«Наработка на отказ» Ыаг-1216+0,03-$г+1,73'рпа5+0,04-Нмь-0,03-Н.ф-0,45 дж+0,04-01усЬ+0,26-Кус1 ¡4,7511-25,89-01^-7,80-8каь+14,20-^сН-21,87-Кгет-2,97-^-0,61-К-2,05В-40,58 N^+8,15 /аг-1,35-ЫзГ0,1-МесЬ' П)

Коэффициент множественной корреляции уравнения (1) 0,68;

Дебит скважины по жидкости Адж-2,33■ 10 2Бг+4,66-10 3НП*10,94 1ё0ж-4,14-12Н-178,3 -Вд0-4,64-1ёКД0122,7-1ёНЛИн до 1193,2-Вп+11,6-1ёКп-5,17 1ВНдинп-55,04 (2)

Коэффициент множественной корреляции модели (2) составил 0,86

Дебит скважины по нефти Адн=1,69 10"28г+11,9 10-3Нпа5-1,19-18дж-6,23-10"3НС1,-1,16 1ёН) 101,1-Вдо-2,13-1§КД0+3,33 1ёНдиндо-96,7-В„+2,49-1ёКп-3,37 1ЕНлин„ -7,06 (3)

Коэффициент множественной корреляции модели (3) составил 0,91.

В уравнениях (1, 2, 3) приняты следующие обозначения-

Наработка на отказ (Ыат), сут, срок службы скважины (?г), сут, номинальная производительность насоса ((?„«)> м3/суг, номинальный напор насоса (Нла,), м; глубина спуска насоса (Н5р) ч, дебит по жидкости (<3Ж), ч3/су[, длина участков набора кривизны (01у1и), м, удельный коэффициент продуктивности (Ку(1) м2/(су1 МНа), дгшна двигате™ Ф10,), м, площадь сечения жил кабеля ($каь), мм2, число участков набора кривизны (N^1,), число ремонтов ГЫ ст), мощность двига!еля (М^), кВт, коэффициент продуктивности (К), м '/(МПа сут) число азимутальных поворотов (Ир»,), зазор между насосоч и обсадной 1рубой мм, содержание механических примесей (МесЬ), мг/л, глубина спуска насоса (Цп), м. толщина пласта (Н), м, обводненность продукции до и после оптимизации (Вл0, В„), %, Коэффициент продуктивности до и после оптимизации (К,,.,, К„), м'/(МПа сут), динамический уровень до и после оптимизации (Нл,я- Нмгг) м напор насоса в номинальном режиме

(Ян ном), М

По результатам проверочных расчетов режимов работы ЭЦН определены диапазоны изменения производительности и развиваемого напора насосов при различных значениях обводненности продукции. Условно весь интервал изменения обводненносш можно разбить на три участка (рис 3)

1 уч.- от 0 до 60 %; 2 уч - от 60 до 75 %; 3 уч.- от 75 до 100 %.

На первом участке наблюдается понижение напора с ростом обводненности у обоих насосов Меньшее число ступеней (ЭЦН5-125-750 165 ст.) менее критично к повышению вязкости, и кривая напора имеет более пологий вид, чем у насоса с большим количеством ступеней (ЭЦН5-125-1800 -393 ст.).

С производи!слыюстью насосов наблюдается похожая ситуация. У ЭЦН5-125-750 изменение производительности на этом участке составляет 12 м3/сут., тогда как у Э1 (Н5-125-1800 - 40 м3/сут.

Па втором участке (участке максимальных вязкостей жидкости) напоры насосов сначала уменьшаются, достигая минимума при 70 % обводненности, а потом начинают расти. Производительность насосов так же достигает минимума при 70 % обводненности, и с дальнейшим ее ростом - возрастает

Третий участок самый благоприятный для напорных характеристик насосов (для него характерна минимальная вязкость водонефтяной смеси). Кривые напора ре ¡ко устремляются вверх, достигая максимума к 100% обводненности Аналогично ведут себя и линии производительности насосов

ОЦН5-125 750(165 ступ) ЭЦН5 125-1800 (393 ступ )

1300 1200 1100 1000 900 800 700 600 500 400

ГЛ^ГЛг 1 1 1 1

1 т

' ! /

! 1 /

1 | Я I 1

--__.(-л. „ РН^-Г-!

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Обводненность %

2

ЭЦН5-125 750 (165 ступ) ЭЦН5-125-1800 (393 ступ )

20 30 40 50 60 70 80 90 100 Обводненность %

Рис 3 Характеристики ЭЦН при разчичнои обводненности продукции скважины

По итогам выполненных исследований сделаны и реализованы на скважинах рекомендации по изменению режимов работы ЭЦН путем согласования характеристик насосов с характеристикой скважины

В третьей главе работы приведено описание алгоритма и программы расчетов по выбору шпоразмеров оборудования У ЭЦН и установлению режимов ею работы в скважинах Программа позволяет выполнять расчеты дтя большинства продуктивных пластов Самотлорского месторождения и выдаст в качестве конечною результата технологические параметры всего ряда типоразмеров применяемых насосов Оконча1ельный выбор типоразмера насоса производится по величине к.п.д. насоса Программа позволяет

выполнять расчеты как для условий согласования режимов работы пласта и скважины, так и при установлении форсированных режимов отбора жидкости

Всего в расчетах по согласованию работы насоса и пласта и оптимизации режимов работы У ЭЦП участвовало 100 скважин В процессе проведения расчетов были построены кривые распределения давления тта различных участках сгвона скважин' 01 забоя до приема ЭЦН (по обсадной колонне) и от устья до выкида насоса (по колонне НКТ). В результате расче гов определяли значения давлений в граничных точках рассматриваемых участков и глубины спуска насосов в скважины В дальнейшем по кривым распределения давления в скважине были определены расчетные значения глубин спуска ЭЦН Анализ результатов расчетов показал, что в большинстве случаев глубина спуска насосов в скважину значительно превышала расчетную Расхождения в значениях допускаемой и фактической глубины спуска насосов под уровень жидкости достигали следующих значений- нормально эксплуатирующиеся скважины - /Шггш=984м; ДН,ш„-228м, - скважины, работающие с осложнениями - АНтал=823м; АНт,п~338м

Рис 4 Зависимость разницы фактической и расчетной глубин спуска ЭЦН от обводненное™ продукции скважин (осложненный фонд)

Для подавляющего большинства скважин при росте обводненности продукции имело место увеличение глубины погружения насосов под уровень жидкости. Графически эти зависимости приведены на рис 4. Единственным объяснением необоснованного увеличения глубины спуска насосов в скважины является создание условий форсированного отбора жидкости из пласта При таких условиях работы насосов происходит увеличение объемов добычи жидкости и нефти Одновременно резко возрастает количество выносимых из пласта продуктов разрушения горных пород, цементного камня и продуктов коррозии. Это приводит к износу рабочих органов насосов и выходу их из строя.

Решение задачи увеличения объемов добычи нефти из обводненных скважин возможно путем применения специальных составов жидкостей

¡лушепия скважин (ЖГС), обладающих шдрофобизирующим действием на пласт К таким ЖГС относится cocían УНИ-4 Технология применения состава УНИ-4 заключалась в проведении «щадящего» глушения скважин перед проведением плановых ремонтов. Фильтрат состава УНИ-4 изменял в лучшую сторону условия филырации нефти и обеспечивал ограничение объемов поступления в скважины воды По результатам обработок пласта (в 36% случаев) обводненность продукции скважин уменьшилась. Максимальная величина снижения обводненности продукции составила около 30% (скв 37604) После ремонта в этой скважине установка ЭЦН-80 была заменена установкой ШСН. При этом проиюшло снижение дебита по жидкости на 36,5 м3/сут. Одновременно отборы нефти из скважины увеличились на 1,8 т/сут В итоге по всем обработанным скважинам обводненность продукции в среднем уменьшилась на 3,6%.

Обработка ПЗП в скважинах Самотлорского месторождения помимо снижения обводненности продукции привела к изменениям дебиюв скважин по жидкости и нефти. По большинству обработанных скважин дебиты по нефти увеличились. Диапазон прирост дебиюв по нефти сос!авил 0,5.. 13,6 i/сут (рис 5).

Рис 5 Изменение дебигов по нефти после обработки скважин составом УПИ-4

По результатам обработок ПЗП в скважинах с УЭЦН получены математические модели технологической эффективности обработок. Модели позволяют производиib выбор скважин для обработок и прогнозировать эффективность обработок новых скважин

В четвертой главе диссертационной работы рассмотрены вопросы моделирования совместной работы сиаемы пласт-скважина В ПЗП жидкость поступает из зоны дренирования пласта При этом установившийся приток жидкости имеет место только при согласовании режима фильтрации жидкости непосредственно в ПЗП и объемной производительности газожидкостно)о подъемника. При длительной эксплуатации системы нарушений установившегося режима ее работы не происходит Позiому мы допустили, что причиной рассогласования режимов рабош пласта и скважины будет либо

естественный износ рабочих органов ЭЦН и снижение его производительности, либо падение коэффициент продукшвности скважины в результате физико-химического взаимодействия поверхности каналов фильтрации с пластовыми флюидами. Динамика режимов работы пласта и ЭЦН отличается друг от друга Характеристикой пласта обычно является индикаторная линия с поправками Вогеля. Характеристикой ЭЦН - его паспортная характеристика с пересчетом рабочих параметров насоса производительности и развиваемого напора на состав и свойства продукции скважины

В процессе бурения, заканчивания или ремонта скважины с предварительным ьтушением пласта проницаемость породы вблизи ствола скважины может быть повреждена Вторжение фильтратов различных растворов, механических частичек и наличие свободного газа в ПЗП -распространенные причины, вызывающие снижение проницаемости пород ПЗП. С другой сюроны удачная операция стимуляции скважины приводит к значительному улучшению проницаемости вблизи скважины Скин-фактор, определяемый при исследовании скважины, отражает любой физический или механический процесс, ограничивающий приток жидкости из пласта в скважину в результате разгазирования нефти в ПЗП. Суммарный скин-фактор может достигать величин 100 и более в скважинах с ухудшенными фильтрационными параметрами пород ПЗП, при благоприятных условиях он составляет 4.. 7.

Нами выполнено моделирование совместной работы пласта и скважины для условий «нормальной» эксплуатации скважин и форсированного режима отбора жидкости При форсировании режима работы скважин на забое создаются низкие давления - как правило, намного ниже давления насыщения нефти газом (Рнас) Интенсивное выделение свободного 1аза в ПЗП изменяет условия фильтрации жидкости и характеристику ЭЦП. При этом происходят потери производительности насосов и интенсифицируются различные виды осложнений.

В основе метода находится моделирование притока жидкости из пласта в скважину при давлениях меньше Р|МС Совместное решение уравнений индикаторной линии и характеристики ЭЦН позволило количественно определить потери в добыче нефти при форсировании отборов жидкости из скважин. В зависимости от скин-фактора величина потерь в добыче нефти сильно меняется Уменьшение объема жидкости, поступающей из пласта в скважину, приведет к отбору недостающего количества жидкое ш насосом из затрубното пространства. В результате произойдет увеличение динамического уровня, снижение Р1а6 и рост свободного газосодержания. Крайним случаем такого явления может быть срыв подачи насоса и выход из строя ПЭД. Поэтому представляло интерес определение количественных показателей потери производительности при работе ЭЦН в области проявления скин-фактора. Численно величина потерь производительности скважины будет пропорциональна площади между двумя индикаторными линиями со значениями скин-фактора 8-0 и фактическим значением скин-фактора Графически диапазоны потерь производительности гипотетической скважины в

области индикаторной линии, где проявляется скин-фактор, представлены на рис.6 (Рнас-10МПа).

О™ О м'/суг

Рис 6 Зависимости потерь дебита по жидкости при раиичных забойных давтениях

В результате выполненных расчеюв получено и апробировано решение совместной работы пласта и установки ЭЦН при условии отсутствия и существования избыточного давления в загрубном пространстве скважины. Получены количественные значения по I ерь производительности скважин по жидкости в условия неустановившегося притока жидкости из пласта в скважину - т е при переводе скважины на форсированный режим отбора жидкости из пласта.

В пятой главе диссертационной работы приводятся результаты промышленного испытания разработанной технолотии по регулированию условий притока жидкости из пласта при помощи «щадящей» технологии воздействия па ПЗП Составом УНИ-4 году были обработаны 52 добывающие и нагнетательные скважины (Самотлорского и Мыхпайского месторождений). Целью работ являлось улучшение условий фильтрации нефти в низко проницаемых каналах и ограничение фильтрации воды в высоко проницаемых каналах ПЗП, а также снижение обводненности продукции. Эта технология направлена на повышение эффективности эксплуатации скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. Разработанная технология обработки ПЗП «составом УНИ-4» позволяв! проводи 1ь операцию при ремонте скважин и при их эксплуатации («безподходныч» сттособом) Состав УНИ-4 закачивали в скважину ит расчета 1ч3 на 1м толщины пласта с последующей его продавкой в пласт сеноманской водой и выдержкой на реагирование не менее 24 часов. Успешность обработок этим составом ПЗП добывающих скважин составила 95% Техноло! ическая эффективность обработок «составом УНИ-4» ПЗП добывающих скважин в среднем выразилась в уменьшении дебитов по жидкости на 9,8м3/сут, увеличении дебитов по нефти на 2,1 т/сут и снижении обводненности продукции на 3,6%.

Для выбора скважин и прогнозирования технологического эффекта определена статистическая связь между основными фильтрационными параметрами пласюв Затем на полученные графики наложити данные по обработанным скважинам с отметкой результирующего, технологическою эффекта (положительный или отрицательный) Подобные статистические зависимости были построены по всем обработанным пластам. Некоторые из

таких зависимостей представлены на рис 7 На рис 7 видно, что большая часть скважин в которых был получен положительный результат, попали в область с наименьшими значениями пористости и проницаемости пласта ЛВ] 3. Это является следствием того, что в хорошо проницаемом пласте соо1 ношение между размерами частиц дисперсной фазы микроэмульсий и каналов фильтрации не позволяют ограничить поступление в скважины воды Аналогичным образом были определены статистические связи между геофизическими параметрами других пластов Самотлорского месторождения

Пористость «/,

Рис 7 Связь между пористостью и проницаемостью пласта АВ|.з Условные обозначения □ - скважины с « Н> результатом, ■ -скважины с «-» результатом

В этих пластах по аналогии с пластом БВю наиболее эффективными обработки ПЗП оказались в тех скважинах, которые вскрыли продуктивный нефтяной пласт с минимальными значениями порисюсги и проницаемости. Поэтому выбор скважин для подобных способов воздействия на нефтяной пласт должен обязательно учишвагь пределы изменения основных коллекторских характеристик - открытой пористости и проницаемоеш Если же обработке должна быть подвержена скважина, в которой продуктивный пласт имеет высокие значения фильтрационных параметров, то необходимо обеспечить воздействие составом УНИ-4 на низкопроницаемые интервалы вскрыши части нефтяного пласта путем проведения поинтервальной обработки ПЗП. Основные выводы и рекомендации

1. Выполнен анализ технологической эффективности эксплуатации скважин с установками ЭЦН на поздней стадии разработки Самотлорского месторождения в условиях добычи высоко обводненной продукции и форсированных режимов отбора жидкости из пласта. Установлены количественные уровни влияния осложняющих факторов на основные причины аварий и технологические параметры насосов - напор, производительность, к.п.д насоса, продолжительность срока «наработка на отказ». Предложены пути предотвращения отрицательного действия технологических факторов на ухудшение характеристик насосов и технологические параметры работы скважин

2. Произведено уточнение методики проведения расчетов по подбору оборудования и выбору режима работы установок ОЦН. Составлена и

передана в ОАО «Самоглорнефтегаз» для пракжческшо применения программа «Самотлор» - по оптимизации режимов работы скважин с установками ЭЩ1.

3. Разработан алгоритм и аналитическая модель совместной работы гидродинамической системы нефтяной пласт - скважина. Модель позволяет количественно определять допускаемые пределы форсирования отборов жидкости из пласта при условии обеспечения длительной, безаварийной эксплуатации скважин

4. Разработана технология регулирования фильтрационных параметров пород ПЗП при проведении ремоншых работ с предварительным глушением скважин В результате внедрения технологии на 52 скважинах Самотлорского и Мыхпайско! о месторождений, эксплуатирующихся с применением устновок ЭДН, получен технологический эффект в виде уменьшения обводненности продукции, дсбиюв по жидкости и увеличения дебитов скважин по нефш.

Основное содержание диссертационной работы опубликовано в следующих печатных работах

1. Выбор оборудования и режима работы скважин с установками штанговых и электроцентробежпых насосов/Ю.В.Зешман, О.А Гумеров, И.В.Генералов II Учеб. пособие - Уфа Изд-во УГ НТУ, 2000,- 120с.

2 Нюняйкин В.Н., Генералов И.В , Зейгман Ю.В., Ро1ачев М.К Особенносш эксплуатации скважин с ЭЦН на поздней стадии разрабсики Самошорского месторождения // Нефтяное хозяйство.- 2001,- № 10 С.72-73.

3 Нюняйкин В.Н, Генералов И В., Рогачев М.К, Зейгман Ю В. Совершенствование технологий глушения скважии в условиях низкопроницаемых коллекторов // Нефтяное хозяйсшо.- 2001 - № 10.-С.74-75

4. Генералов И.В, Нюняйкин В Н. Зейгман Ю В., Гумеров О А. Диагностирование рабош УЭЦП Самотлорского месторождения - В межвузовском сб научн гр "Нефть и газ - 2001" Уфа, Изд-во У1Н1У,

2001,-С 256-262.

5 Нюняйкин ВН, Генералов ИВ, Зейгман Ю.В., Ро1ачев МК Регулирование фильтрационных характериешк пород призабойной зоны на поздней стадии разработки месторождения // Нефтяное хозяйство-

2002.- № 2 - С.44-45.

6 Нюняйкин В.П., Генералов И.В., Рогачев М К и др Диагностирование условий эксгетуашции скважин, оборудованных УЭЦП // Нефтяное хозяйство,- 2002 - № 2,- С 62-64.

7 Зейгман Ю В , Гумеров О Л , Генералов И.В Анализ работы осложненного фонда скважин с УЭ1ДН на Самотлорском нефтяном месторождении // Интервал - 2002 - № 11(46) - С 78-81

8. Зешман Ю.В , Генералов И В Эксплуатация установок ЭЦН в скважинах с форсированным 01 бором жидкости,- IV конгресс нефтегазопро-мышленников России. Тездокл Секция "А" Повышение эффективности разра ботки нефт. и газ. месторожд.- Уфа, 2003.- С 84-85.

9. Зейгман Ю В , Генералов И.В. Особенности эксплуатации установок ЭЦН в скважинах с форсированным сбором.- Вестник Удмуртского университета,- 2002,- №9,- С. 169-176.

10.Зейгман Ю.В, Генералов И.В. Повышение продолжительности безаварийной эксплуатации ЭЦН на форсированных режимах // Интервал -

2003.-№ 8(55) - С.52-55.

РНБ Русский фонд

Подписано в печать 04 05 2005 Бумага офсетная Формат 60x84 1/16 Печать трафаретная Уел печ л 1 0 Уч -изд л 0,9 Тираж 90 экз Заказ 05

Типография DISETAN г Уфа. Проспект Октября, 133

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Генералов, Иван Викторович

ВВЕДЕНИЕ

1. ХАРАКТЕРИСТИКА УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С УСТАНОВКАМИ ЭЦН НА САМОТЛОРСКОМ 12 МЕСТОРОЖДЕНИИ

1.1 Состав и основные коллекторские свойства продуктивных ^ нефтяных пластов

1.2 Состояние разработки и фонда добывающих скважин

1.3 Анализ технологических режимов эксплуатации скважин с ^ установками ЭЦН

1.4 Состав и свойства продукции скважин с установками ЭЦН

1.5 Характеристика основных видов осложнений при эксплуатации ^ скважин с установками ЭЦН

1.6 Постановка задач исследований

2. ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ОСЛОЖНЯЮЩИХ ФАКТОРОВ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН СУСТАНОВКАМИ ЭЦН 73 НА САМОТЛОРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

2.1 Методика диагностирования работы скважин fc установками ^ ЭЦН с использованием последовательных процедур Вальда

2.2 Результаты расчетов по определению основных причин, снижающих эффективность эксплуатации УЭЦН

2.3 Рекомендации по изменению конструкции установок ЭЦН и режимов их работы с использованием диагностических 79 коэффициентов

2.4 Регрессионный анализ условий работы УЭЦН в скважинах

2.5 Анализ статистических моделей работы УЭЦН на Самотлорском месторождении

2.6 Выводы

3. ОПТИМИЗАЦИЯ РАБОТЫ УСТАНОВОК ЭЦН В СКВАЖИНАХ

3.1 Краткая характеристика алгоритма расчетов по подбору и оптимизации режима работы УЭЦН в скважинах

3.2 Инструкция пользования программой «SAMOTLOR»

3.3 Основные результаты расчетов по оптимизации работы УЭЦН

3.4 Прогнозирование изменений конструкций и режимов работы ^g УЭЦН в скважинах

3.5 Особенности оптимизации работы скважин с установками ЭЦН на форсированных режимах отбора жидкости

3.6 Регулирование совместной работы пласта и скважин с применением гидрофобизирующих составов жидкостей 121 глушения скважин

3.7 Выводы

4. МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА СОВМЕСТНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА 132 СКВАЖИН И УСТАНОВОК ЭЦН

4.1 Постановка задач моделирования

4.2 Описание алгоритма расчетов по моделированию совместной работы пласта и скважин на различных режимах их работы

4.3 Апробирование полученной модели совместной эксплуатации ^^ пласта и скважины с установкой ЭЦН

4.4 Выводы

5. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ВОССТАНОВЛЕНИЯ И РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН С УСТАНОВКАМИ ЭЦН НА САМОТЛОРСКОМ 154 МЕСТОРОЖДЕНИИ

5.1 Результаты внедрения технологий воздействия на ПЗП в скважинах с УЭЦН на Самотлорском месторождении

5.2 Анализ и прогнозирование технологической эффективности операций по регулированию производительности скважин с 159 установками ЭЦН

5.3 Направления совершенствования эксплуатации скважин с ^^ установками ЭЦН. Выводы

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, в осложненных условиях Самотлорского месторождения"

Современные условия деятельности нефтегазодобывающей отрасли характеризуются тенденцией уменьшения объемов добычи нефти из длительно эксплуатируемых месторождений, увеличением доли находящихся в разработке сложно-построенных нефтяных залежей, количества мало- и среднедебитных скважин. Эксплуатация скважин в таких условиях сопровождается многочисленными осложнениями.

Поздняя стадия разработки нефтяных месторождений характеризуется высокой обводненностью продукции, содержанием в ее составе значительных количеств механических примесей, образованием в стволе различных органических и неорганических отложений, интенсификацией процессов коррозии оборудования и т.д. На поздней стадии разработки нефтяных месторождений, когда форсированные режимы работы скважин являются одним из решающих факторов увеличения объемов добычи нефти, применение высокопроизводительных установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) особенно оправдано, однако при этом эксплуатация этих установок происходит с большим количеством осложнений.

Факторов влияющих на работу УЭЦН очень много - начиная от конструкции скважины, до процессов проходящих в пласте и стволе скважины. Совокупность всех осложнений приводит к резкому снижению эффективности работы УЭЦН. В связи с этим становятся актуальными разработки по улучшению технологических показателей работы насоса и всей установки в целом.

Все факторы, влияющие на работу УЭЦН можно разделить на группы. Первую составляют геологические факторы - наличие в продукции свободного газа, сложный состав продукции, образование отложений солей и парафина, наличие мехпримесей и др. Во вторую группу вошли факторы, обусловленные особенностями конструкции скважины и УЭЦН. К ним относятся: диаметр эксплуатационной колонны, количество и геометрия участков набора кривизны ствола, большие глубины спуска насосов, качество исполнения узлов и деталей УЭЦН и др. Третью группу факторов составляют параметры, характеризующие условия реализации применяемой системы разработки месторождений и технологий проведения на скважинах ремонтных работ. Неблагоприятное взаимодействие в призабойной зоне пласта (ГТЗГТ) применяемых жидкостей глушения скважин (ЖГС), пластовых флюидов и горной породы, а также нарушения технологий проведения операций по обработкам ПЗП приводит к проникновению в пласт больших объемов фильтратов агрессивных технологических жидкостей и ухудшению гидродинамических условий фильтрации жидкостей.

При эксплуатации скважин с УЭЦН действие всех перечисленных факторов происходит одновременно. Результатом этого является преждевременный выход из строя какого-либо элемента конструкции установки и ухудшение показателей «наработка на отказ», межремонтный период работы (МРП).

Значительный вклад в исследования различных аспектов проблемы по повышению эффективности эксплуатации скважин и УЭЦН внесли следующие ученые и промысловые работники: И.М.Аметов, В.А.Амиян, Ю.А.Балакиров, А.А.Богданов, М.Д.Валеев, Ю.Г.Валишин, Ш.И.Валеев, М.Ф.Вахитов, И.Е.Гайворонский, О.Г.Гафуров, А.А.Глазков, А.Т.Горбунов, Р.Н.Дияшев, А.Н.Дроздов, П.И.Забродин, Ю.В.Зейгман, Г.З.Ибрагимов, JI.C. Каплан, А.Г.Ковалев, А.Т.Кошелев, А.П.Крезуб, В.Ф.Лесничий, П.Д.Ляпков, В.П.Максимов, А.Х.Мирзаджанзаде, Ю.С.Миронов, И.Т.Мищенко, А.А.Мордвинов, Р.Х.Муслимов, В.Д.Нагула, Г.А.Орлов, В.Г.Пантелеев, Н.Р.Рабинович, В.А.Сахаров, Б.З.Султанов, В.А.Тагаев, Р.А.Фасхутдинов, А.Я.Хавкин, Н.И.Хисамутдинов, А.Г.Шарипов, Н.М.Шерстнев, О.М.Юсупов и др.

Автор диссертационной работы на практике занимался решением задач по повышению эффективности эксплуатации нефтяных залежей и скважин, приуроченных к полимиктовым коллекторам Западной Сибири. За последние годы под руководством и при непосредственном участии автора были выполнены многочисленные промысловые работы по испытанию и промышленному внедрению новых технологий регулирования работы скважин с УЭЦН. Выполнены анализ существующих методов регулирования фильтрационных параметров пород ПЗП, разработаны и внедрены в производство рекомендации по повышению эффективности эксплуатации УЭЦН на группе месторождений Нижневартовского региона. Исследованы особенности процессов фильтрации специальных жидкостей в образцах естественных полимиктовых песчаников, проведены гидродинамические исследования скважин и пластов, выполнено обобщение полученных результатов.

Анализ промыслового материала особенностей эксплуатации УЭЦН показал, что ухудшение технологических показателей работы скважин с УЭЦН в основном связано с изменениями фильтрационно-емкостных характеристик пород ПЗП. Ранее было показано, что возможность восстановления условий фильтрации нефти в ПЗП и улучшение условий эксплуатации УЭЦН, помимо мероприятий по повышению технической надежности оборудования, связана с проведением целенаправленного воздействия на ПЗП. Традиционными методами в этом плане являются: ремонтно-изоляционные работы по отключению обводнившихся интервалов пласта, обработка ПЗП с целью гидрофобизации каналов фильтрации, применение специальных технологий и составов ЖГС и др. В связи с изложенным, в работе сформулированы понятия объекта, предмета и цели исследований.

Объектом исследований является гидродинамическая система пласт-скважина - насос, существующая закономерность физико-химических явлений, происходящих в ПЗП, стволе скважин и характеристика ЭЦН.

Предмет исследований - технологические, физические связи и их соотношения в объекте исследований, а также связь с процессами добычи нефти и газа. Работа соответствует профилю и тематике научных исследований кафедры «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» УГНТУ и выполнена в соответствии со следующими документами: межвузовская научно-техническая программа «Технология добычи, транспорта и углубленной переработки нефти, газа и конденсата» (п.т.467). Приказ Минобразования РФ №865 от 03.04.1998г., Указание №747-19 ОТ 22.12.1997г.; межотраслевая научно-техническая программа «Научные исследования высшей школы по приоритетным направлениям науки и техники», Подпрограмма (206) «Топливо и энергетика», раздел (206.03) «Перспективные наукоемкие технологии поиска, освоения, транспорта и переработки углеводородного сырья». Приказ Минобразования РФ № 539 от 12.02.2001г.; межотраслевая научно-техническая программа «Научные исследования высшей школы по приоритетным направлениям науки и техники», Подпрограмма (206) «Топливо и энергетика», раздел (206.03) «Перспективные наукоемкие технологии поиска, освоения, транспорта и переработки углеводородного сырья». Приказ Минобразования РФ № 475 от 11.02.2003г. Цель работы

Исследование особенностей работы системы пласт-скважина (установка ЭЦН) в условиях форсированных отборов жидкости на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений с полимиктовыми коллекторами. Задачи исследований

1. Обобщение условий эксплуатации и причин выхода из строя УЭЦН в скважинах с полимиктовыми коллекторами и высокой обводненностью продукции.

2. Определение уровня влияния осложняющих факторов на технологические параметры и надежность эксплуатации УЭЦН.

3. Моделирование совместной работы пласта и ЭЦН при добыче высоко-обводненной продукции и форсированных режимах работы скважин. Определение допустимых пределов форсирования отборов жидкости из пласта. к Создание технологий регулирования фильтрационных параметров пород ПЗП при проведении ремонтных работ с предварительным глушением скважин и улучшение условий эксплуатации ЭЦН.

Решение поставленных задач проводилось с помощью теоретических, лабораторных и промысловых исследований. Для исследований и анализа использовали исходную информацию, полученную с помощью стандартных методов и приборов. При исследовании уровня влияния различных факторов на показатели работы скважин с установками ЭЦН широко использовались результаты гидродинамических исследований скважин и пластов: снятие кривых восстановления забойного давления и уровня жидкости в затрубном пространстве, геофизические исследования с применением высокоточных термометров и плотномеров, отбивка уровней в межтрубном пространстве и другие. Во всех случаях оценивались ошибки измерений и определялась достоверность полученных результатов. Многие задачи решались с применением современных вероятностно-статистических методов и гидродинамических методов исследований скважин и пластов. Большинство решаемых задач реализованы на ЭВМ. Научная новизна

Определены основные осложняющие факторы, уровни их влияния и пути предотвращения действия факторов на технологические показатели работы скважин с УЭЦН при добыче высокообводненной продукции.

Разработана модель совместной эксплуатации пласта и установки ЭЦН в условиях проявления скин-фактора и форсированных режимах отбора жидкости.

Уточнены допускаемые пределы форсирования отборов жидкости из пласта с применением установок ЭЦН. Методы решения поставленных задач

1. Физическое моделирование изучаемых процессов.

2. Методы математической статистики.

3. Лабораторные и промысловые исследования.

Практическая ценность и реализация работы

1. Разработана и внедрена технология регулирования работы обводненных добывающих и нагнетательных скважин, приуроченных к высокопроницаемым коллекторам нефтяных месторождений Нижневартовского региона с применением состава УНИ-4 (ОАО «Самотлорнефтегаз»).

2. На 52 скважинах Самотлорского и Мыхпайского месторождений проведены работы по регулированию условий притока жидкости из пласта. По результатам выполненных работ получен технологический эффект в виде дополнительной добычи нефти на одну операцию в количестве 487,Зтонны и увеличения средней продолжительности показателя «наработка на отказ» на 28,5 суток.

3. Материалы диссертационной работы используются при чтении лекций и на практических занятиях по дисциплинам «Подземная гидромеханика», «Скважинная добыча нефти», «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» со студентами специальностей 09.06 и 09.08, а также с инженерно-техническими работниками нефтегазодобывающих предприятий на курсах повышения квалификации.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на: специализированной научной секции «Проблемы увеличения разведанных запасов и повышения добычи нефти и газа» Второго Конгресса нефтегазопромышленников России (г.Уфа, 2000), II Международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем» (г.Уфа, 2000), Всероссийской научно-практической конференции «Разработка, производство и применение химических реагентов для нефтяной и газовой промышленности» (г.Москва, РГУНГ им. И.М.Губкина, 2002), технических советах нефтяных компаний «Башнефть», ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие», ОАО «Самотлорнефтегаз» и ряда нефтегазодобывающих управлений, секции научно-технического совета Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Выполненные в диссертационной работе исследования необходимы для дальнейшего совершенствования технологии и техники добычи нефти. Научные результаты, полученные в работе, нашли применение в практике технологических процессов добычи нефти и являются дальнейшим развитием теории практики эксплуатации скважин с установками ЭЦН на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. Ряд рекомендаций, основанных на результатах исследований, имеют важное практическое значение. К ним относится выбор оптимального значения забойного давления в скважинах, эксплуатация которых происходит на режимах форсированного отбора жидкости из пласта. Применение разработанной технологии «щадящего» глушения скважин перед ремонтами или в процессе эксплуатации позволит улучшить технологические показатели работы скважин, увеличить объемы добычи нефти и полноту извлечения запасов нефти.

По теме исследований написано учебное пособие объемом 5,9 п.л. Кроме того, по теме диссертационной работы опубликовано в открытой печати 9 печатных работ, написанных лично автором и в соавторстве с другими исследователями. Диссертационная работа является обобщением исследований автора за последние 7 лет.

Автор выражает особую благодарность научному руководителю профессору Зейгману Ю.В. совместно с которым были определены основные направления научных исследований, а также цели и задачи диссертационной работы.

При решении отдельных задач поставленной проблемы автор получал консультации и помощь при проведении лабораторных, промысловых работ и внедрении новых разработок от М.К.Рогачева, В.Н.Нюняйкина, А.А.Медейко, Н.Л.Пелевина, Л.В.Семеновой, Н.Н.Алькина, Н.С.Ленченкова и др. Автор приносит им сердечную благодарность.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Генералов, Иван Викторович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Выполнен анализ технологической эффективности эксплуатации скважин с установками ЭЦН на поздней стадии разработки Самотлорского месторождения в условиях добычи высоко обводненной продукции и форсированных режимах отбора жидкости из пласта. Установлены количественные уровни влияния осложняющих факторов на основные причины аварий и технологические параметры насосов - напор, производительность, к.п.д насоса, продолжительность срока «наработка на отказ». Предложены пути предотвращения отрицательного действия технологических факторов на ухудшение характеристик насосов и технологические параметры работы скважин.

2. Произведено уточнение методики проведения расчетов по подбору оборудования и выбору режима работы установок ЭЦН. Составлена и передана в ОАО «Самотлорнефтегаз» программа «Самотлор» для оптимизации режимов работы скважин с установками ЭЦН.

3. Разработан алгоритм и аналитическая модель совместной работы гидродинамической системы нефтяной пласт - скважина. Модель позволяет количественно определить допускаемые пределы форсирования отборов жидкости из пласта при условии обеспечения длительной, безаварийной эксплуатации скважин.

4. Разработана технология регулирования фильтрационных параметров пород ПЗП при проведении ремонтных работ с предварительным глушением скважин. В результате внедрения технологии на 32 скважинах Самотлорского и Мыхпайского месторождений, эксплуатирующихся с применением установок ЭЦН, получен технологический эффект в виде уменьшения обводненности продукции, дебитов по жидкости и увеличения дебитов скважин по нефти.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Генералов, Иван Викторович, Уфа

1. Абасов М.Т., Азимов Э.Х., Сайкин Е.М. Использование результатов исследований скважин для оценки параметров залежей// Нефт.х-во.- 1986.-№4.- С.52-54.

2. Абрамов А.Ф., Мякишева Е.А. Критерий эффективности технологий ремонта скважин без глушения пласта //Нефт. х-во. 1989. -№ 9. -С.38-39.

3. Айткулов А.У. Определение дебита жидкости добывающей скважины // Нефт. х-во.- 1991.-№ 11.- С.21-22.

4. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем.-М.: Недра, 1982.- 176 с.

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

6. Амиян А.В., Долгих Г.М., Казакевич JI.B. и др. Декольматация пласта в процессе освоения скважин // Тр. Всесоюзн. н.-и и проект, ин-та нефт. пром-ти, 1984, № 89.- с.86-93.

7. Амиян В.А., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. -М.: Недра, 1972.-336с.: ил.:

8. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти.- Уфа: Башк. кн. изд-во, 1987.-168с.

9. А.с. СССР, кл. Е 21 В 43/12. Жидкость для глушения скважин/T.JI. Чернышева, В.А. Шульгина, В.В. Бальцер (СССР). № 796394, заявл. 26.03.79, опубл. 17.01.81, Бюл.№ 2.

10. А.С. 1505959 СССР, МКИ4 С 09 К 7/04, Е 21 В 43/27. Состав жидкости перфорации продуктивных пластов/ С.В. Доровских, Р.А. Булатов, Т.С. Новоселова и др. (СССР). Заявлено 22.12.87; Опубл. 07.09.89, Бюл. № 33.

11. А.с. 1435755 СССР, МКИ4 Е 21 В 21/00. Способ вскрытия продуктивного пласта/Р.Ж. Вахитов, P.M. Насибуллин (СССР).- Заявл. 02.01.86; Опубл. 07.11.88, Бюл. №41.

12. А.С. СССР 1361311, МКИ4 Е 21В 43/12. Устройство для глушения скважин/ З.А. Ростэ, А.В.Соколов, А.Н.Авраменко (СССР). Заявл. 24.12.85, опубл. 23.12.87, №47.

13. А.с. СССР 1361302, МКИ4 Е 21В 33/10. Устройство для глушения скважин/ В.И.Зелепукин (СССР). Заявл. 27.12.85, опубл. 23.12.87, Бюл. № 47.

14. А.с. СССР 178324, Е 21 В 18/30. Способ вскрытия пласта/ В.С.Кроль, Ю.А.Балакиров, А.Д.Алиев и др. (СССР). Опубл. 26.12.63, Бюл. № 3.

15. А.с. СССР 1004623, кл. Е 21 В 43/22. Состав поверхностно-активных веществ для закачки в нефтяной пласт/ М.К.Рогачев, Ю.В.Зейгман, В.В.Девликамов (СССР).- Заявл.28.09.81, опубл. 15.03.83, Бюл. № 10.

16. А.с. СССР 1053551, кл. Е 21 В 43/22. Способ разработки залежи высоковязкой нефти / О.В.Пешкин, В.И.Мархасин, Ю.В.Зейгман и др.

17. СССР).- 3аявл.30.09.82, опубл. 08.07.83, Бюл №41. Публикации не подлежит.

18. А.С. СССР 391262, кл. Е 21 В 43/22. Жидкость для перфорации скважин/ М.А.Ахметшин, В.Д.Дулова (СССР).- Заявл. 04.01.72, опубл. 25.07.73, Бюл. №6.

19. Бабалян Г.А. Физико-химические процессы в добыче нефти. М.: Недра, 1974.- 200с.

20. Балакирев Ю.А., Маряк С.Г. Повышение производительности нефтяных пластов и скважин.- Киев: Техшка, 1985.- 118с.

21. Балакирев Ю.А., Камарницкий Н.В. Количественная оценка газлифтного эффекта в процессе работы погружных центробежных насосов// Нефтепромысл. дело, ВНИИОЭНГ.- 1972, №7.- с. 19-20.

22. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984.

23. Беч В.И., Бабаян Э.В., Рябченко В.И. и др. Исследования забойного давления при различных технологических операциях в скважинах// Нефт. х-во.- 1990.-№ 2.-С.18-22.

24. Билалов Ф.Р., Нагаев Ф.М. Планирование профилактических подземных ремонтов с учетом влияния геолого-промысловых факторов// Нефтепромысл. дело: Экспресс-информ./ ВНИИОЭНГ.- 1986.- Вып. 6.-С.12-14.

25. Богачев А.Б. Определение характеристик призабойной зоны скважин// Нефт.х-во, 1985, №12.-с.39-41.

26. Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти.- М.: Недра, 1968.-269с.

27. Богданов А.А., Розанцев В.Р., Холодняк А.Ю. Напорная характеристика погружного центробежного насоса при работе на вязких жидкостях и нефте-водяных эмульсиях// Нефтепромысл. дело, ВНИИОЭНГ.- 1972, №12.- с.34-36.

28. Богданов А.А., Розанцев В.Р., Холодняк А.Ю. Об определении давления на приеме центробежного насоса в скважине//Нефтепромысл. дело.- 1972.- № 6.- с.3-4.

29. Богданов А.А., Розанцев В.Р., Холодняк А.Ю. Характеристика лифта и определение давления на выходе из электронасоса//Нефт.х-во, 1974, №2.-с.45-48.

30. Богданов А.А., Розанцев В.Р., Холодняк А.Ю. Подбор погружных центробежных электронасосов к нефтяным скважинам девонских месторождений Башкирии, Татарии и Ухты// Нефтепромысл. дело: Обзор, информ./ ВНИИОЭНГ.- 1972.- 72с.

31. Богданов А.А., Розанцев В.Р., Холодняк А.Ю. Напорная характеристика погружного центробежного насоса при откачке пластовой нефти с давлением ниже давления насыщения нефти газом//Нефтепромысл. дело.-1973.-№ 1.- с. 13-17.

32. Богданов А.А., Розанцев В.Р., Холодняк А.Ю. Коэффициент полезного действия погружного центробежного насоса при откачке нефти и нефтеводогазовых смесей//Нефтепромысл. дело.- 1973.- № 2.- с.5-8.

33. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследования нефтяных и газовых скважин и пластов,- М.: Недра, 1984.- 270с.

34. Валиханов А.В., Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З. Подземный ремонт насосных скважин. -М.: Недра, 1978. 198с.

35. Вахитов М.Ф. Влияние ввода ПАВ на работу подъемной колонны УЭЦН,-В сб.тр.БашНИПИнефть «Технология добычи нефти и бурение скважин», вып.58, 1980.- с.74-81.

36. Вишняков А.Н., Цыпкин Я.З. Обнаружение нарушений закономерностей по наблюдаемым данным при наличии помех// Автоматика и телемеханика.- 1991.- №12.- С. 128-137.

37. Влияние обводненности на работу скважин / А.В.Локтев, В.Л.Солянов, И.Д.Болтов и др.// Нефтепром. дело. (Экспресс-информ.).- 1992.- №3,- С.1-5.

38. Воды нефтяных и газовых месторождений СССР: Справочник/ Под ред. Л.М.Зорькина.- М.: Недра, 1989.- 382с.

39. Волохов В.Я., Ямнюк М.Г., Рой Л.Н. Определение пластового давления по недовосстановленным кривым восстановления давления// Нефт. х-во.-1991.-№ 11.- С.16-17.

40. Воронцов В.М. Освоение скважин с аномально низкими пластовыми давлениями// Нефт. х-во.- 1987, № 10.- С.25-26.

41. Выбор оборудования и режима работы скважин с установками штанговых и электроцентробежных насосов/Ю.В.Зейгман, О.А.Гумеров, И.В.Генералов // Учеб. пособие.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000.- 120с.

42. Гайворонский И.Е., Мордвинов А.А. Гидродинамическое совершенство скважин// Нефтепромысл. дело: Экспресс-информ./ ВНИИОЭНГ. -1983.-№1.- С.24-26.

43. Галлямов М.Н., Баталов P.M., Узбеков Р.Б. Установление оптимальных режимов эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН//Нефтепромысл. дело.-1981.-№ 12.-С.14-17.

44. Генералов И.В., Нюняйкин В.Н., Зейгман Ю.В., Гумеров О.А. Диагностирование работы УЭЦН Самотлорского месторождения.- В межвузовском сб.научн.тр. "Нефть и газ 2001".- Уфа, Изд-во УГНТУ.-2001.- с.256-262.

45. Геофизические методы исследований скважин. Справочник геофизика/ Под. ред. В.М.Запорожца.- М.: Недра, 1982.- 224с.

46. Гильманов Г.Р. Об эксплуатации электроцентробежных погружных насосных установок при добыче высокообводнившейся жидкости//Нефтепромысл. дело,- 1978.- №10.- с.7-9.

47. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982.- 311с.

48. Голиков А.Д., Смолянинов В.Г., Щекалев В.В. Анализ работы погружных центробежных насосов при наличии высокоминерализованных пластовых вод//Нефтепромысл. дело.- 1975.- №8.- с.10-11.

49. Горбунов А.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений.- М.: Недра, 1981.-95с.

50. Городилов В.А., Кореняко А.В., Типикин С.И. и др. Повышение качества строительства и производительности скважин в Ноябрьском регионе// Нефт. х-во.- 1995.-№ 10.- С.44-48.

51. Гумеров О.А., Зейгман Ю.В. Исследования добавок полимеров на реологические свойства состава УНИ// Тез. докл. XXXVI науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ.- Уфа, 1995.- С.44-45.

52. Гумеров О.А., Зейгман Ю.В. исследования добавок полимеров на реологические свойства состава УНИ// Тез. докл. XXXVI науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ.- Уфа, 1995.- С.44-45.

53. Гуревич А.С. Метод расчета коэффициента сепарации у приема погружных центробежных насосов по промысловым данным//Нефтепромысл. дело.-1972.- №5.- с.8-10.

54. Демяненко Н.А. Прогнозирование депрессии возбуждения притока из карбонатных кавернозно-трещинных коллекторов// Нефт. х-во.- 1989, № 6.-С.22-25.

55. Добрынин В.М., Мулин В.Б., Куликов Б.Н. Необратимое снижение проницаемости полимиктовых песчаников Самотлорского месторождения// Нефт. х-во.- 1973.-№ 10.- С.24-27.

56. Дроздов А.Н. Влияние концентрации ПАВ на характеристику погружного центробежного насоса при работе на газожидкостной смеси // Нефтепромысл. дело.- 1981.- № 12.- с.9-11.

57. Дроздов А.Н., Ляпков П.Д., Игревский В.И. Зависимость степени влияния газовой фазы на работу погружного центробежного насоса от пенистости жидкости//Нефтепромысл. дело.- 1982.- № 10.- с.16-18.

58. Дунюшкин И.И., Константинович Е.М., Павленко В.П. Метод расчета объемного коэффициента и плотности нефти//Нефтепромысл. дело.- 1978.-№ 10.- с.19-21.

59. Дунюшкин И.И., Леонов В.Н., Мищенко И.Т. Зависимость объема выделившегося газа от давления при изотермическом контактном разгазировании//Нефтепромысл. дело.- 1984.- № 7.- с.22-25.

60. Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях.- М., 1983.

61. Желтов Ю.В., Ковалев А.Г., Коваленко Э.К., Кибаленко И.А. Комплексные исследования особенностей разработки низкопроницаемых коллекторов// Нефт. х-во.- 1990.-№ 3.- С.30-34.

62. Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти: Справочник рабочего. М.: Недра, 1986, 240с.

63. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: Справочник. -М.: Недра, 1991. 384с.: ил.

64. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Условия, определяющие срыв подачи погружного центробежного насоса//Нефтепромысл. дело.- 1971.- №4.- с.21-24.

65. Иванова М.М., Михайлов Н.Н., Яремейчук Р.С. Использование результатов исследований скважин для оценки параметров залежей// Нефт.х-во.- 1986.-№ 11.- С.28-32.

66. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. М.: Недра, 1976.- 247с.

67. Игревский В.И. Экспериментальное исследование распределения давления по длине многоступенчатого центробежного насоса//Нефтепромысл. дело.-1975.- №5.- с.26-30.

68. Исследование работы системы «пласт-погружной электронасос-фонтанный подъемник»/Кобрушко А.Т.// Тр.ВНИИОЭНГ «Геология и разработка нефтяных месторождений Коми АССР». М.: ВНИИОЭНГ, 1976.- с.56-61.

69. Инструкция по безопасности работ при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих сероводород. М., 1977.-27с.

70. Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник. М.: Недра, 1990.- 303с.:

71. Калинин В.Ф. Оценка качества вскрытия пластов и освоения скважин// Нефт. х-во.- 1986.-№ 8.- С.18-21.

72. Каплан JI.C. Исследование работы погружного центробежного насоса на водонефтяных смесях Туймазинского месторождения//Нефт.х-во, 1976, №2.- с.49-51.

73. Каплан JI.C. Особенности эксплуатации обводненных скважин погружными центробежными электронасосами/ Тем.науч.-техн.обзоры, сер.Нефтепром.дело, ВНИИОЭНГ, 1980.- 35с.

74. Каплан Л.С., Сулейманов Р.Н. Прогнозирование расчетного пластового давления при подборе насосов к скважинам//Нефтепромысл. дело 1984.-№ 10.- с.17-19.

75. К расчету режима работы погружного центробежного насоса в скважине/ П.Д.Ляпков // Тр.ВНИИнефть. Вып.41.- М.: 1978.- с.151-166.

76. Карнаухов М.Л. Гидродинамические методы исследования скважин испытателями пластов,- М.: Недра, 1991.- 202с.

77. Клубова Т.Т. Глинистые коллекторы нефти и газа.- М.: Недра, 1988.- 157с.

78. Клубова Т.Т. Влияние глинистых примесей на коллекторские свойства песчано-алевритовых пород ( на примере пашийских отложений Урало-Поволжья).- М.: Недра, 1970,- 122с.

79. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. М.: Недра, 1974.- 192с.

80. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: Недра,1977.-287с.

81. Клейменов В.Ф. и др. О расчете коэффициента продуктивности скважин, оборудованных глубинными насосами, типа УЭЦНУ/Нефтепромысл. дело.-1977.-№9.- с.42-43.

82. Куксов А.К., Морозов С.Г. Общий подход к оценке качества скважин// Нефт.х-во.- 1989, № 11.- С.4-6.

83. Латыпов А.Р., Манапов Т.Ф., Потапов A.M. и др. Обоснование выбора скважин для проведения ОПЗ// Нефт.х-во.- 1994.- № 2.- С.61-63.

84. Лесничий В.Ф., Орлов Г.А. Технология комбинированного глушения скважин // Нефт.х-во. 1990.- № 5. - С.53-54.

85. Лысенко В.Д. Потери в добыче нефти// Нефт. х-во.- 1994.- № 1.- С.55-58.

86. Мартиросян В.Б., Нагула В.Д., Батищев Ю.В. Определение статических и динамических уровней способом волнометрии// Нефт. х-во.- 1988.- № 2.-С.45-48.

87. Моисеев В.Н. Применение геофизических методов в процессе эксплуатации скважин.- М.: Недра, 1990.- 240с.

88. Линев B.C. Методика подбора ЭЦН по параметрам скважин//Нефт.х-во, 1971, №12.- с.60-65.

89. Ломакин А.А. Центробежные и осевые насосы.- М.: Машиностроение, 1966.- 363с.

90. Лузин В.И. Экономическая эффективность повышения качества и надежности нефтепромыслового оборудования,- М.: Недра, 1984.- 104с.

91. Ляпков П.Д. Коэффициент сепарации свободного газа из жидкости перед всасывающим устройством насоса непрерывного действия//Нефт.х-во, 1974, №1.- с.42-44.

92. Ляпков П.Д., Кузнецов П.Б., Гарипов Х.И. и др. О некоторых особенностях работы погружных центробежных насосов на Арланском месторождении//Нефтепромысл. дело.- 1977.- №7.- с.27-30.

93. Ляпков П.Д. Способ пересчета характеристик погружного центробежного насоса с воды на эмульсию//Нефт.х-во, 1979, №5.- с.38-40.

94. Ляпков П.Д., Игревский В.И., Дроздов А.Н. Исследование работы погружного центробежного насоса на смеси вода-газ//Нефтепромысл. дело.- 1982.-№4.- с. 19-22.

95. Максимов В.П. Эксплуатация нефтяных месторождений в осложненных условиях.- М.: Недра, 1976.- 239с.

96. Мартиросян В.Б., Нагула В.Д., Белогорцев С.П. Распределение давления в затрубном пространстве при механизированном способе эксплуатации скважин//Нефт.х-во, 1986, №5.- с.51-54.

97. Миронов Ю.С. и др. О влиянии эксцентричности расположения приема погружного центробежного насоса в скважине на коэффициент сепарации газа// Нефтепромысл.дело, ВНИИОЭНГ.- 1972, №5.- с.20-21.

98. Миронов Ю.С. Повышение надежности и эффективности работы установок электроцентробежных насосов//Нефт.х-во, 1987, №2,- с.54-55.

99. Мищенко И.Т. Эксплуатация скважин ПЦЭН на нефтяных месторождениях Башкирии/ Тем.науч.-техн.обзоры, сер.Добыча, ВНИИОЭНГ, 1971.-92с.

100. Мищенко И.Т., Миронов С.Д. Определение необходимого давления перед соплом струйного насоса при работе его в скважине//Нефтепромысл. дело.-1978,-№ 12.- с.18-21.

101. Мулица И.С., Стрешинский И. А., Присяжнюк Н.И. и др. Термоманометрическая система контроля работы УЭЦН//Нефт.х-во.- 1986, №3.- с.43-45.

102. Мулица И.С., Стрешинский И.А., Лерман А.С. и др. Комбинирование методов расчета газожидкостного подъемника по промысловым данным //Нефт.х-во, 1984, №6.- с.45-46.

103. Нагула В.Д., Мартиросян В.Б. Влияние затрубного давления на режим работы установок ЭЦН//Нефт.х-во, 1987, №4.- с.47-49.

104. Нагула В.Д. Определение давления на приеме ЭЦН в условиях работы насоса с повышенным газосодержанием//Нефтепромысл. дело,- 1977.- № 12.- с.22-27.

105. Нагула В.Д. Использование затрубного газа для подъема жидкости из скважин//Нефтепромысл. дело.- 1984.-№3.- с.15-17.

106. Нагула В.Д., Быков О.В. Влияние свободного газосодержания у приема УЭЦН на его работу в промысловых условиях//Нефт.х-во, 1984, №10.-с.41-43.

107. Некоторые вопросы совершенствования глубиннонасосной эксплуатации скважин на месторождениях Западной Сибири// Нефтепромысл. дело: Обзор, информ./ ВНИИОЭНГ.- 1981, вып.4.- 54с.

108. Нюняйкин В.Н., Генералов И.В., Зейгман Ю.В., Рогачев М.К. Особенности эксплуатации скважин с ЭЦН на поздней стадии разработки Самотлорского месторождения.- Нефтяное хозяйство, 2001, № 10, с.72-73.

109. ПЗ.Нюняйкин В.Н., Генералов И.В., Рогачев М.К., Зейгман Ю.В. Совершенствование технологий глушения скважин в условиях низкопроницаемых коллекторов.- Нефтяное хозяйство, 2001, № 10, с.74-75.

110. Нюняйкин В.Н., Генералов И.В., Зейгман Ю.В., Рогачев М.К. Регулирование фильтрационных характеристик пород призабойной зоны на поздней стадии разработки месторождения.- Нефтяное хозяйство, 2002, № 2, с.44-45.

111. Нюняйкин В.Н., Генералов И.В., Рогачев М.К.и др. Диагностирование условий эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН. Нефтяное хозяйство, 2002, № 2, с.62-64.

112. Пантелеев Г.В., Ростэ З.А. Установление оптимальной глубины спуска в скважины центробежных насосов//Нефтепромысл. дело.- 1974,- №3.- с.21-23.

113. Овнатанов Г.Т. Вскрытие и обработка пласта.- М.: Недра, 1970. 312с.

114. Орлов Л.И., Ручкин А.В., Свихнушин Н.М. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1976.-88с.

115. Орлов Г.А., Рылов Н.И., Давыдова А.И. Разработка и совершенствование жидкостей глушения на углеводородной основе//Тр. Татар.н.-и. и проект, ин-т нефт. пром-ти, 1980. -№ 43. -С. 61-69.

116. Орлов Г.А., Мусабиров М.Х., Сахабутдинов Р.З. Нейтрализация сероводорода обратными эмульсиями, стабилизированными реагентом ЭС-2// Нефт.х-во.- 1989, № 3.- С.51-53.

117. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глушенко В.Н. Применение обратных эмульсий в добыче нефти. -М.: Недра, 1991. 224с.

118. Орлов Л.И., Ручкин А.В., Свихнушин Н.М. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1976,- 88с.

119. Орлов Г.А., Рылов Н.И., Давыдова А.И. Разработка и совершенствование жидкостей глушения на углеводородной основе//Тр. Татар.н.-и. и проект, ин-т нефт. пром-ти, 1980. -№ 43. -С. 61-69.

120. Орлов Г.А., Мусабиров М.Х., Сахабутдинов Р.З. Нейтрализация сероводорода обратными эмульсиями, стабилизированными реагентом ЭС-2//Нефт.х-во.- 1989, № 3.- С.51-53.

121. Особенности разработки нефтяных местрождений с глиносодержащими коллекторами/ А.Я.Хавкин, А.Г.Ковалев, В.Е.Ступаченко и др.// Геология, геофизика и разработка нефтяных месторожд.: Озорн. информ./ ВНИИОЭНГ.- 1990.-59с.

122. Пирогов А.Д. Лабораторные исследования влияния реагентов на рабочие характеристики ЭЦН.- В сб.тр.БашНИПИнефть «Технология добычи нефти и бурение скважин», вып.58, 1980.- с.71-74.

123. Разработка нефтяных месторождений при забойных давлениях ниже давления насыщения/Г.Г.Вахитов, В.П.Максимов, Т.Р.Булгаков и др.- М.: Недра, 1982.- 176с.

124. Саркисов Н.М., Лебедев О.А. Влияние технологии заканчивания скважин на их добывные характеристики// Нефт. х-во.- 1985.- № 9.- С.56-59.

125. Саттаров М.М., Полудень И.А. Анализ межремонтного периода эксплуатации скважин//Нефт.х-во, 1984, №12.- с.47-51.

126. Сахаров В.А., Такач Г. Точность расчетов параметров газожидкостного подъемника//Нефт.х-во, 1984, №4.- с.55-58.

127. Сахаров В.А., Мохов М.А. Потери трения при движении трехфазного потока в вертикальных трубах//Нефтепромысл. дело.- 1984.- №8.- с. 19-20.

128. Справочник по теории вероятностей и математической статистике/ В.С.Королюк, Н.И.Портенко, А.В.Скороход, А.Ф.Турбин.- М.: Наука, 1985.- 640с.

129. Сурков Б.А., Баутин А.Г., Самигуллин Ш.Ш. Ловитель протектора электродвигателя ПЭД-65 и ПЭД-90// Нефтепромысл. дело: Экспресс-информ./ ВНИИОЭНГ. -1986.- № 2.- С.20-21.

130. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой.- М.: Недра, 1990.- 267с.

131. Требин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза: Справочник.- М.: Недра, 1980.- 583с.

132. Тюрин Ю.Н., Макаров А.А. Анализ данных на компьютере/ Под ред.

133. B.Э.Фигурнова.- М.: ИНФРА-М, Финансы и статистика, 1995.- 384с.

134. Филиппов В.П., Хавкин А.Я., Муслимов Р.Х. и др. Особенности изменений дебитов добывающих скважин при разработке глиносодержащих нефтяных месторождений Татарии// Нефт. х-во.- 1995.-№ Ю.- С.28-29.

135. Хавкин А.Я. Влияние проницаемости на выработку зонально неоднородных низкопроницаемых пластов// Нефт. х-во,- 1995.- № 5/6.1. C.33-35.

136. Хавкин А.Я., Вороновский В.Р., Абрукина Л.Н. и др. Особенности обработок призабойных зон скважин в низкопроницаемых пластах// Нефт.х-во.- 1994.- № 11/12.- С.42-44.

137. Хавкин А.Я., Немченко Т. А., Никищенко А. Д. Исследования особенностей многофазной фильтрации на микромоделях пористых сред// Нефт. х-во.- 1995.-№ 10.- С.36-37.

138. Хисамутдинов Н.И. О некоторых направлениях научных исследований в области разработки месторождений Западной Сибири с трудноизвлекаемыми запасами//Нефтепром. дело.- 1995.- №8-10.- С.5-7.

139. Хисамутдинов Н.И. Комплекс программных средств для решения инженерных задач разработки нефтяных месторождений// Нефт.х-во.-1994.- № 2.- С.12-16.

140. Хоминец З.Д. Изучение состояния призабойной зоны терригенных пластов// Нефт.х-во.- 1987.- № 7.- С. 18-22.

141. Хуснуллин М.Х. Геофизические методы контроля разработки нефтяных пластов.- М.: Недра, 1985.- 190с.

142. Чаронов В.Я., Абрамович Б.Н., Ананьев К.А. и др. Энергетические показатели режимов работы УЭЦН и способы их улучшения//Нефт.х-во, 1985, №3.- с.43-46.

143. Черепанишников А.В., Соколов В.Б., Широких B.JI. Опыт исследования скважин, оборудованных ЭЦН//Нефт.х-во, 1981, №10.-с.51-54.

144. Шарипов А.Г. и др. Способ определения давления на приеме погружного центробежного насоса//Нефтепромысл. дело.- 1971.- №4.- с.13-15.

145. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме.- М.: Гостоптехиздат, 1959.- 326с.

146. Щелкачев В.Н. Анализ состояния нефтедобычи в Российской Федерации с учетом показателей 1992г.//Нефтепром. дело.- 1994.- №1,- С.3-12.

147. Яремейчук Р.С., Ефремов И.Ф., Иванов В.Н. Воздействие на призабойную зону скважины многократными депрессиями-репрессиями// Нефт. х-во.1987.-№ 11.- С.36-38.

148. Burkholder L. Xantan gel system effective for profile modification// Oil and Gas J.- 1985.- vol.83, № 15.- P.68-69.

149. Colle E. Increase production with underbalanced perforation// Petrol.Engineer Intern.- 1988, VII,- Уо1.60, № 7.- P.39-42.

150. Five times more flow // Drilling.- 1985.- Vol.46, № 5,- P. 13.

151. Moore S.D. Well servicing acytivity bounds back// Petrol. Engineer. Intern.1988.- Vol.60, № 7.-P. 16-20.

152. Patton Ch.C. Water quality control and it's importance in waterflooding operations// J. of Petrol. Technol.- 1988, IX.-Vol.40, № 9.- P.l 123-1126

153. Proper planning controls workover costs//Drilling.- 1988, 1-11.- Vol.48, № 1.-P. 30-31.

154. Rollings J.B., Holditch S.A., Lee W.J. Characterizing average permeability in oil and gas formations// SPE Formation Evaluation.- 1992, III.- Vol. 7, № 1.-P.99-105.

155. Two more operators using alkaline to calm clays in Wyo// Enhanced Recovery Week.- 1987, 14/XII.- P.l,3,4.

156. Wei-Chun Chu, Dean Shank G. A new model for a fractured well in a radial, composite reservoir// SPE Formation Evaluation.- 1993, IX.- Vol.8, №3,- P.225-232.

157. Fraser L., Williamson D., Haydel S. MMU fluids reduce formation damage in horizontal wells// Petrol.Engineer Intern.- 1994, II.- Vol.66, №2.- P.44-48.

158. Duncan G. Enhanced recovery engineering. including wells design, completion and production practices// World Oil/- 1994, IX.- Vol. 215, № 8.-P.97-100.

159. Duncan G., Bulkowski P. Enhanced recovery engineering.chemical process wells. Part 7. Basic principles of chemical floods// World Oil.- 1995, IX.-Vol.216, №9.- P.77-84.

160. Ehlig-Economides Ch.A., Hegeman P. Guidelines simplify well test interpretation. Well testing I// Oil and Gas J.- 1994, 18/VII.- Vol.92, №29.-P.33-40.

161. Ehlig-Economides Ch.A., Hegeman P. Clark G. Three key elements necessary for successful testing. Well testing -IIII Oil and Gas J.- 1994, 25/VII.- Vol.92, №30.- P.84, 86, 87, 90-93.

162. Beck R.J. Economic growth, low prices to lift U.S. oil and gas demand in 1995// Oil and Gas J.- 1995, ЗОЯ.- Vol.93, № 5.- P.51-57.

163. Test high-density brines for formation water interaction// Petrol. Eng. Int.-1994.- 66, №7.- P. 31-42.

164. Circulate and weight: A proposed new well killing procedure// World Oil.-1994.-215, №6.-P. 107-123.

165. Methods and apparatus for testing subsurface formations: Пат. 5095745 США, МКИ5 E 21 В 49/08; Louisiana State University; Agricultural and Mechanical College.-№ 538825; Заявл. 15.06.90; Опубл. 17.03.92.

166. Glegg J.D., Bucaram S.M. Recomendations and comparisons for selecting artificial-lift methods// J. of Petrol.Techn.- 1993, XII.- Vol.45, №12, p.l 1281131, 1163-1167.

167. Dearing H.L., Ali S.A. Drill-in fluid selection cruecial to well productivity// Petrol. Engineer Intern.- 1996,1.- Vol.69, № 1.- P.21-25.

168. Ericson R. Quality improvement: What does it mean in an E & P Environment? // J/of Petrol. Technol.- 1993, Vol.45, №4.- P.307-309.

169. Dealing with more borehole loss of permeability// Offshore Intern.- 1994, VII.-Vol.54, №7,- P. 16-24.

170. Bila V.J. Hydraulic jet technology: versatile, cast effective// World Oil.- 1993, X.- Vol. 214, №10.- P.69-73.