Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности работы штанговых установок при добыче высоковязких нефтей

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности работы штанговых установок при добыче высоковязких нефтей"

На правах рукописи

РОМАНОВА НАТАЛЬЯ АЛЕКСАНДРОВНА

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ШТАНГОВЫХ

УСТАНОВОК ПРИ ДОБЫЧЕ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ

1

Специальность 25.00.17- «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Уфа-2010

003493301

Работа выполнена на кафедре «Математика» Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Научный руководитель

Доктор физико-математических наук, профессор

Бахтизин Рамиль Назифович.

Официальные оппоненты:

Доктор технических наук, профессор Валеев Марат Давлетович;

Кандидат технических наук, доцент Салимгареев Талгат Фазлутдинович.

Ведущая организация

ООО "РН-УфаНИПИнефть".

Защита состоится 26 марта 2010 года в 1на заседании совета по

защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан февраля 2010 года.

Ученый секретарь совета /м Ямалиев В.У.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

В настоящее время в нефтедобывающей промышленности наблюдается тенденция к увеличению объемов добычи трудноизвлекаемых ресурсов, к которым относятся высоковязкие нефти. При этом на территории Российской Федерации сосредоточено более 75 % мировых залежей высоковязких нефтей.

Повышение вязкости нефти ведет к усложнению процессов ее добычи. В скважинах, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками, меняется соотношение между статическими и динамическими нагрузками, действующими на колонну штанг. Рост сил 1рения приводит к снижению минимальной и возрастанию максимальной нагрузки и увеличению амплитудных напряжений в штангах, особенно в скважинах с наклонно направленным профилем ствола, в результате повышается количество обрывов штанг и энергопотребление на подъем нефти. Кроме того, при высокой вязкости нефтяной эмульсии значительно снижается коэффициент подачи насоса. В интервале обводненности 30-70%, когда вязкость максимальна, наблюдается снижение коэффициента подачи на 10-15% по сравнению с работой насоса на безводной нефти. Большая часть этих осложнений связана с тем, что вязкость эмульсии в насосно-компрессорных трубах (НКТ) неизвестна, и адекватный подбор подземного оборудования затруднителен.

Для расчета вязкости эмульсий имеется достаточно большое количество корреляций, предложенных отечественными и зарубежными специалистами. Однако при эксплуатации скважинными штанговыми насосными установками штанговая колонна и особенно ее муфты значительно изменяют дисперсный состав, размеры капель, устойчивость и, наконец, вязкость эмульсии. Поэтому использование известных корреляций может привести к значительным погрешностям.

Этим определяется необходимость разработки метода определения эффективной (осредненной по глубине скважины) вязкости водонефтяных

эмульсий, не требующего проведения специальных экспериментов, а также специального оборудования, позволяющего сократить число аварийных ситуаций при эксплуатации скважин с высоковязкими нефтяными эмульсиями.

Цель работы

Повышение межремонтного периода работы штанговых установок в скважинах с высоковязкими нефтяными эмульсиями путем разработки методик, позволяющих адекватно учитывать силы гидродинамического трения на стадии проектирования технологического режима работы скважины, и технических средств, снижающих негативное влияние вязкости.

Задачи исследования 1 1 Провести анализ влияния вязкости эмульсий на технико-экономические показатели работы скважинных штанговых насосных установок.

2 Разработать методику расчета эффективной вязкости водокефтяных эмульсий по динамограмме, применимую для наклонно направленных скважин, оборудованных штанговыми насосами, и не требующую проведения специальных экспериментов.

3 Разработать методику построения карты эффективной вязкости водонефтяных эмульсий для скважин конкретного месторождения, оборудованных штанговыми установками.

4 Разработать подземное оборудование для скважин с высоковязкими эмульсиями, позволяющее увеличить межремонтный период и уменьшить число аварийных ситуаций в период пуска.

Методы решения поставленных задач

Поставленные в диссертационной работе задачи решены путем анализа и обобщения литературных данных, на основе известных законов физики, механики, реологии с использованием промысловых данных Тарасовского и Гремихинского месторождений.

Научная новизна работы

1 Разработана методика расчета эффективной вязкости водонефтяных эмульсий в НКТ на основе промысловых динамограмм с учетом наклонно направленного характера профиля ствола скважины.

2 Предложен способ построения карты эффективной вязкости водонефтяных эмульсий в НКТ для месторождений высоковязких нефтей на основе математической модели совместного движения колонны штанг и жидкости.

3 Установлена зависимость между оптимальной длиной плунжера глубинного насоса и вязкостью откачиваемой обводненной нефти.

Практическая ценность

Предложенная методика расчета эффективной вязкости водонефтяных эмульсий в полости насосно-компрессорных труб используется в учебном процессе УГНТУ при чтении курса лекций по предметам «Скважтшая добыча нефти» и «Сбор и подготовка скважинной продукции (нефти, газа и воды)» при подготовке студентов по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

Разработана новая конструкция пневмокомпенсаторов, уменьшающих вероятность обрыва штанг и насосно-компрессорных труб при подъеме высоковязких нефтяных эмульсий.

Апробация работы и публикации результатов

Основные положения работы обсуждались на международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы технических, естественных и гуманитарных наук», посвященной памяти доктора технических наук, профессора Хамаева В.Х. (Уфа, 2008), 10-й международной молодежной научной конференции «Севергеоэкотех-2009» (Ухта, 2009), научно-технической конференции молодых специалистов (Уфа, 2008, 2009), а также на 9-й конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Небуг, 2009).

По результатам работы опубликовано 8 трудов, в том числе одна статья в рецензируемом научном журнале.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из четырех глав, основных выводов, списка использованной литературы из 112 наименований, 4 приложений; содержит 109 страниц машинописного текста, в том числе 41 рисунок, 10 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснованы актуальность и важность определения эффективной вязкости водонефтяных эмульсий, сформулированы цель и задачи исследования.

В первой главе на основе анализа литературных данных выявлены и изложены существующие осложнения при подъеме высоковязких нефтяных эмульсий из наклонных скважин штанговыми установками и' пути их устранения.

Значительный вклад в решение задач этой области внесли такие ученые, как Ю.В. Антипин, М.Д. Валеев, A.C. Вирновский, А.Г. Газаров, Ю.В. Зейгман, В.Н. Ивановский, А.Р. Каплан, В.М. Люстрицкий, А.Х. Мирзаджанзаде, И.Т. Мищенко, A.M. Пирвердян, Т. Ф. Салимгареев, Ж.С. Сейтаагамбетов, K.P. Уразаков, М.М. Хасанов, и другие.

В России и странах СНГ наибольшее распространение получили скважины, оборудованные установками штанговых насосов (УСШН) и установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). Однако применение УЭЦН ограничено тем, что при достижении вязкости извлекаемой нефти 3033 мПа-с, коэффициент подачи насосов резко снижается. Между тем, интерес к залежам высоковязких нефтей за последние годы значительно возрос. Наиболее крупные месторождения таких нефтей расположены (в порядке убывания) на территории Пермской области, Татарстана, Самарской области, Башкортостана, Тюменской области, Удмуртии и др.

Обводнение нефти в стволе скважин приводит к образованию устойчивых водонефтяных эмульсий прямого и обратного типа. При содержании воды от 30 до 70 % вязкость эмульсии в десятки раз превышает вязкость обезвоженной нефти.

В процессе эксплуатации скважин с высоковязкими нефтяными эмульсиями при любом способе добычи возникает множество осложнений, таких как сокращение межремонтного периода, снижение суточной производительности установки. Для скважин с высоковязкими нефтяными эмульсиями необходимо уделить пристальное внимание правильному учету сил трения на стадии проектирования оборудования, поскольку ошибка в расчетах может привести к катастрофическому росту числа аварийных ситуаций, связанных с обрывом и отворотом штанг и НКТ. Из рисунка 1 видно, что наибольшее количество обрывов в скважинах Арланского месторождения происходит при обводненности нефти 30-70%.

Ю 20 25 30 40 60 60 70 80 90 100

Обводненность нефти, %

Рисунок I - Влияние водосодержания на количество обрывов скважин

Особо пристального внимания заслуживает такой нестационарный режим работы скважины, как пуск ее в эксплуатацию после остановки. Вязкость водонефтяных эмульсий после так называемого «старения» существенно возрастает, вследствие этого в период пуска могут возникнуть осложнения, связанные с повышенными нагрузками на глубинно-насосное оборудование.

Правильный учет сил гидродинамического трения при проектировании механизированной добычи нефти позволит рассчитать оптимальный технологический режим эксплуатации скважин и адекватное условиям работы насосное оборудование.

Для качественного проектирования механизированной добычи нефти необходимо располагать конкретными значениями вязкости водогазонефтяных эмульсий в насосно-компрессорных трубах. Сложность определения вязкости эмульсий в том, что факторы, влияющие на нее, изменяются по мере продвижения продукции к устью скважины. Например, содержание воды в нефти на устье и на приеме насоса отличается из-за разности скоростей подъема нефти и воды. Вследствие изменения обводненности и других параметров вязкость эмульсии меняется по глубине скважины, что осложняет определение величины вязкости.

Вторая глава посвящена разработке методики определения эффективной вязкости водонефтяных эмульсий.

Многообразие различных методик определения эффективной вязкости эмульсий говорит о сложности и неоднозначности решения этой задачи.

Кроме давно известных зависимостей, таких как формула Эйнштейна и ее различные модификации, формула Тэйлора, Чижова, Левитона и Лейтона, недостаток которых в том, что их можно использовать лишь в узком интервале обводненности нефти, в последние годы появились новые корреляции для расчета вязкости нефти, например, Standing, Beggs & Robinson, Beal и корреляция Шилова. Эти методики широко используются при проектировании, однако они могут быть использованы только для конкретных значений давления, температуры и других параметров, влияющих на величину вязкости, а значит, дают возможность рассчитать вязкость на отдельных участках глубины скважины. При этом, не существует методики, позволяющей выполнить расчет осредненной вязкости, значение которой можно использовать для адекватного учета сил трения при проектировании механизированной добычи нефти. Кроме того, ни одна из

этих методик не учитывает влияние муфт и щтанг на эмульгирование водонефтяной смеси. При этом степень диспергирования эмульсии значительно сказывается на величине ее вязкости.

Предлагаемая методика основана на использовании фактической динамограммы штанговой насосной установки, пример которой приведен на

высоковязкой нефти (обводненность - 43%)

Ограничиваясь исследованием процесса, только в рамках статического режима, мы можем пренебречь силой инерции, вызванной ускорением колонны штанг, и вибрационными нагрузками, возникающими за счет упругих деформаций.

Рассмотрим ход вниз, когда нагнетательный клапан открыт, а всасывающий закрыт, поскольку расчет упрощается тем, что при этом отпадает необходимость учета относительной скорости штанговой колонны и эмульсии. При ходе вниз нагрузка на штанги минимальна. Запишем уравнение баланса сил для этого случая:

р - р _ р - ро СП

мин л в,шт тр Я > У1-/

Fjum - минимальная нагрузка по динамограмме; на динамограмме,

изображенной на рисунке 2, значение Цииъ равно 24 кН; Fe,Mm - вес штанг в жидкости; Fmp - сила трения; Fr - сила реакции опоры;

Вес штанг в жидкости в случае наклонной скважины имеет осевую составляющую Feutm • cosa и касательную составляющую Femm • sin а, где

а - угол наклона оси скважины.

Сила трения имеет несколько составляющих:

- сила трения штанг о трубы Fmpum;

- сила гидродинамического сопротивления движению колонны штанг Ртргидр;

- сила трения между плунжером и цилиндром Fmpm;

- сила сопротивления в клапанах Fmpm.

С учетом этого имеем FMU, = Ре,шт (cos a + sin а) - Fmpium - FmpíUóp - Fmpm - Fmpm ~ FR (2)

Входящая в уравнение (2) минимальная нагрузка FMm определяется из промысловой динамограммы, а остальные силы рассчитываются по аналитическим и эмпирическим формулам. Сила гидродинамического

трения Fmpeuip и сила сопротивления в нагнетательном клапане FmpKJ¡ линейно зависят от искомой вязкости. Формула для расчета силы гидродинамического трения была совместно получена К.Р. Уразаковым, МД. Валеевым и Т.Ф. Салимгареевым.

1=1 "ню

N Гл V'49

\инкт у

где

М - динамическая вязкость смеси, Па-с; и - средняя скорость движения штанг, м/с;

- длина 1 -ой ступепи штанг, м;

и йЖТ - диаметры г-ой ступени колонны штанг и НКТ, м. Нагрузка от трения в клапанах вычисляется по формуле И.С. Степановой.

где

£ - число клапанов;

5 - длина хода, м;

п - число качаний в минуту, мин"1;

(■1Н - диаметр насоса, м;

(1а - диаметр отверстия в седле клапана, м;

рсм - средняя по длине колонны НКТ плотность газожидкостной смеси, кг/м3.

' Сила трения штанг о стенки НКТ Ртр шт также находится в зависимости от вязкости, но нелинейно, через коэффициент трения и число Зоммерфельда, впервые использованное профессором К.Р. Уразаковым для описания трения при возвратно-поступательном движении в паре «штанговая колонна - НКТ».

2.62 Л0-гкц5ги1нг{с1кг-а*)

¿оРш

(4)

- прижимающая сила на единицу длины г -ой ступени штанг, Н/м. Подставляя выражения (3) и (4) в уравнение (2) и выражая динамическую вязкость в виде зависимости, получим:

-«- 2.62-10(6)

Рем

16.9

щт,1

^юсг /

Уравнение (6) можно решить численным методом.

Данная методика может быть использована для расчета вязкости такой жидкости, реология течения которой подчиняется закону вязкого трения Ньютона. Вязкопластичные жидкости, к которым относится подавляющее большинство высоковязких нефтей, имеют предел текучести (статическое напряжение сдвига), что объясняется наличием у жидкости пространственной структуры. Когда напряжение достигает значения, превосходящего по величине предел текучести, структура полностью разрушается и жидкость ведет себя как ньютоновская. В диссертации были рассмотрены различные режимы работы скважины и показано, что это требование выполнимо при любых значениях скорости качания,

превышающих 22 м/мин и любых значениях т = <Зшт /(1нкт значит, правомерно применение ньютоновской модели течения жидкости.

В третьей главе с использованием описанной методики были проведены расчеты эффективной вязкости для выборки скважин Гремихинского месторождения ОАО «Удмуртнефть» (пласт Бш). Исследовалась зависимость эффективной вязкости водогазонефтяной эмульсии от величины средней обводненности скважины.

Численные значения исследуемой величины сравнивались с соответствующими значениями вязкости эмульсии скважин Гремихинского месторождения, полученными экспериментальным путем. На рисунке 3

точками отмечены значения вязкости, полученные экспериментальным путем, а сплошная линия построена на основе расчетных значений вязкости.

Обводненность, %

Рисунок 3 - Зависимость эффективной вязкости эмульсии от обводненности для Гремихинского месторождения

Далее был проведен расчет относительной погрешности определяемой величины. Вычисления показали, что в интервале обводненности 35-85% сходимость удовлетворительная (относительная ошибка не превышает 2%), а при обводненности 0-35% разница между экспериментальной и рассчитанной вязкостью более значительна, поэтому для использования предлагаемой методики определения эффективной вязкости в этом диапазоне обводненности рекомендуется ввести поправочный коэффициент. Для корректировки значений вязкости в этом интервале обводненности необходимо рассчитанную по методике величину вязкости умножить на найденный коэффициент.

Таким образом, на основе предложенной модели движения колонны штанг и жидкости в насосных трубах была построена карта эффективной вязкости водонефтяных эмульсий в НКТ для скважин, оборудованных штанговыми установками.

Для построения карты необходимо взять выборку скважин одного из пластов конкретного месторождения. С использованием данных технологического режима скважин, промысловых динамограмм и сведений о

компоновке штанговых колош вычисляется вязкость эмульсий для скважин выбранного пласта, и найденные точки наносятся на график зависимости вязкости от содержания воды в нефти. Аналогичным образом строится график для выборки скважин другого пласта данного месторождения.

По полученной карте можно определить вязкость обводненной нефти в НКТ любой скважины месторождения, если известна ее обводненность. Так как со временем степень содержания воды в нефти меняется, то карта дает возможность прогнозировать изменение вязкости.

Пример такой карты для скважин Тарасовского месторождения приведен на рисунке 4.

5 V 0,12 ™ я 1 с » - 0,10 £ л ё Г,

5 " 0,08 -

т? §

£8 0,06 И ю

0,04 0,02 0,00

• 1 1

V | ♦ У**

I А V ъ |

.......^ _______| 1 —,— ......

| 1 1

гС,

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Обводненность, % об. «—Пласт БП 14 -Пласт БП 8 -Пласт БП 10-11

Рисунок 4 - Карта эффективной вязкости водонефтяных эмульсий для скважин Тарасовского месторождения (пласты БП 8, БП 10-11 и БП 14)

С использованием карты предлагается определить минимальную нагрузку Рмин, решив обратную задачу. Используя параметры предшествующего режима, можно вычислить вязкость водонефтяной эмульсии для ряда скважин данного месторождения. Затем построить зависимость вязкости от обводненности. По полученной зависимости можно определить вязкость эмульсии, а следовательно, и минимальную нагрузку для любой скважины этого месторождения. Таким образом, можно

прогнозировать изменение Рнт в зависимости от изменения содержания воды в эмульсии.

Описанный способ нахождения минимальной нагрузки был опробован на ряде скважин Тарасовского и Гремихинского месторождений в интервале вязкости 10-1200 мПа-с. Проверка выполняется нижеописанным способом.

На основе параметров технологического режима скважин, физических свойств водонефтяной эмульсии и значений минимальной нагрузки по динамограмме строится график зависимости динамической вязкости от содержания воды. Затем берется другая выборка скважин того же пласта и, исходя из значения средней обводненности нефти, по построенной зависимости определяется вязкость эмульсии в этих скважинах. Зная вязкость, режимные параметры второй выборки скважин и решая обратную задачу, можно получить минимальную нагрузку на оборудование при ходе вниз для каждой из этих скважин. Сравнив полученные значения Рмии со значениями, найденными по действительной динамограмме, можно оценить степень близости этих значений. Результат сравнения показан в таблице 1 (для Гремихинского месторождения, пласт Бш).

Таблица 1 - Результат сравнения значений минимальной нагрузки,

полученных расчетным путем, с данными промысловой динамограммы

Вязкость, Па-с ^тш, кН . по динамограмме, кН Ошибка, %

0,21 21,58 20,00 7,89

0,30 25,39 27,00 -5,98

0,46 17,72 18,00 -1,54

0,51 20,50 22,00 -6,82

0,60 17,88 18,50 -3,35

0,63 15,80 17,00 -7,06

0,71 18,90 18,20 3,85

0,84 17,00 18,00 -5,56

0,90 16,10 17,00 -5,29

1,05 15,90 16,80 -5,36

1,10 15,42 16,00 -3,63

1,20 18,32 19,00 -3,56

Из таблицы 1 видно, что относительная ошибка расчета нагрузок для указанного интервала вязкости не превышает 8%, причем погрешность существует и в ту, и в другую сторону, что говорит об адекватности предлагаемой методики расчета эффективной вязкости и о возможности применения описанного способа расчета минимальной нагрузки с использованием карты эффективной вязкости, составленной для скважин, оборудованных УСШН.

В четвертой главе представлена разработанная соискателем конструкция пневмокомпенсатора, позволяющего устранить пульсирующий характер движения жидкости в НКТ, а также облегчить условия запуска скважины в работу после длительной остановки.

В процессе добычи высоковязких нефтей движение жидкости в колонне НКТ приобретает гармонический характер, когда в середине хода достигается наибольшее значение нагрузки. Следствием этого является высокое число аварий, связанных с обрывом труб и штанг. Кроме того, возрастает сила трения в плунжерной паре насоса, что ведет к повышенным и неоправданным энергозатратам. Особенно большое количество осложнений возникает в период пуска скважины в работу вследствие образования структуры в эмульсии, обусловленной содержанием в нефтяной фазе парафинов, смол и асфальтенов.

В целях уменьшения вероятности обрыва штанг и НКТ в России и за рубежом нашли применение пневмокомпенсаторы - газовые камеры, являющиеся аккумуляторами энергии сжатого газа при повышении давления в НКТ, сообщенные с полостью НКТ.

Конструкции применяемых в настоящее время пневмокомпенсаторов обладают рядом недостатков. Во всех пневмокомпенсаторах заполнение газовых камер осуществляется либо сепарируемым из нефти газом, либо нагнетанием воздуха компрессором с поверхности. В первом случае при снижении газосодержания в нефти пневмокомпенсатор теряет свою работоспособность. Во втором случае для увеличения полезного объема

камер компенсаторов необходима закачка газа после спуска оборудования, что требует дополнительных энергозатрат.

В данной работе предлагается на колонну НК'Г установить пневмокомпенсаторы, которые спускаются в скважину уже готовыми к работе. Конструкция пневмокомпенсатора описана ниже.

На рисунке 5а схематично представлен общий вид скважинной штанговой насосной установки, на рисунке 56 - общий вид пневмокомпенсатора.

15

а

Рисунок 5 -

б

Общий вид скважинной штанговой насосной установки и пневмокомпенсатора

Скважинная штанговая установка состоит из станка-качалки 1, устьевой арматуры 2, колонны НКТ 3, колонны штанг 4, глубинного плунжерного насоса 5 и компенсатора 6; колонна НКТ снабжена муфтами 7, патрубками 8 и перфорированными патрубками 10. Компенсаторы крепятся снизу при помощи переводника 13, а сверху - посредством переводника 9 с клапаном 14. Компенсаторы снабжены кожухом И, эластичным элементом 12 и хомутом 15.

Пневмокомпенсатор представляет собой патрубок, образующий камеру, выполненную в виде коаксиальной трубы, внутри которой так же коаксиально размещена эластичная перегородка, образующая вместе с наружной трубой герметичную рабочую камеру. В верхней части рабочей камеры установлен подпружиненный клапан. Труба, расположенная с внутренней стороны эластичной перегородки, перфорирована через равные промежутки как в осевом, так и в радиальном направлении. Пневмокомпенсаторы крепятся снизу при помощи переводника, а сверху -посредством переходника с клапаном.

Пневмокомпенсаторы работают следующим образом.

До спуска оборудования производится закачка газа компрессором в полость между эластичным элементом и кожухом. В момент запуска установки плунжером насоса сдвигается лишь тот участок жидкости, который находится между плунжером и первым снизу компенсатором в колонне НКТ, после чего жидкость через перфорированную стенку труб в области пневмокомпенсатора попадает в рабочую камеру пневмокомпенсатора, где под ее давлением прогибается эластичный элемент. Одновременно происходит разрушение структуры жидкости на данном участке, вследствие чего вязкость нефти уменьшается. Давление газа в указанной выше полости растет, и после того, как оно достигнет предельной величины, страгивается следующий участок жидкости в колонне насосных труб. Расположение нескольких пневмокомпенсаторов по глубине скважины позволяет устранить пульсационный характер изменения давления в колонне

и облегчить запуск глубинного оборудования в работу. Таким образом, достигается снижение нагрузки па штанги и колонну НКТ, что позволяет уменьшить вероятность их обрыва при пуске в работу скважины с вязкой парафинистой нефтью.

Вязкость продукции, помимо величины зазора между плунжером и цилиндром, диаметра и длины плунжера определяет развиваемый штанговым насосом напор. Регулируемыми параметрами являются величина зазора и длина плунжера. Неоправданно большая длина плунжера - это дополнительные силы трения, износ, расход высоколегированной стали на изготовление плунжера и цилиндра. Между тем, длины плунжеров по ОСТ 26-16-06-86 выпускаются лишь трех размеров: 1200, 1500 и 1800 миллиметров для напоров 1500, 2000 и более 2000 метров соответственно. В зависимости от вязкости нефти наиболее доступна для регулирования длина плунжера. Методика расчета необходимой длины плунжера в зависимости от вязкости добываемой нефти до сих пор отсутствует.

Под воздействием перепада давлений над и под плунжером происходят утечки через кольцевую щель между плунжером и цилиндром насоса. Для оценки величины утечек была использована методика Пирвердяна.

Количество утечек рассчитывалось для второй группы посадки насосов (величина зазора между плунжером и цилиндром 70- 120 мкм), поскольку на практике такие насосы используются наиболее часто. Расчет проводился для плунжеров диаметром 44 мм, а также принималось, что напор, создаваемый насосом, равен 1500 м. Вязкость нефти варьировалась в пределах от 2 мПа-с до 250 мПа-с.

Далее на основе уравнения Дарси-Вейсбаха были рассчитаны потери напора на гидравлическое трение в плунжерной паре (с учетом режима течения). Затем были определены затраты электроэнергии на преодоление силы гидравлического трения.

Количество утечек обратно , пропорционально длине плунжера, а потери напора на трение в плунжерной паре — прямо пропорциональны.

График затрат на преодоление силы сопротивления и денежных потерь из-за утечек нефти в зазоре между плунжером и цилиндром насоса для вязкости ц=40 мПа'с показан на рисунке 6. При этом точка пересечения линий есть оптимальная длина плунжера, при которой суммарные расходы минимальны.

и О

(О >

а

л к

га а к га т

0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 ♦ Затраты на трение «Потери из-за утечек Длина плунжера, м

Рисунок 6 - Оптимальная длина плунжера при вязкости ц=40 мПа-с

Приведенный на рисунке 7 график построен для насосов с развиваемьм напором 1500 метров. Подобным образом определена оптимальная длина плунжера также для насосов с напорами 500 и 2000 метров (рисунок 7).

о 50 100

• Для насоса с напором 500 м ■ Для насоса с напором 1500 м

* Для насоса с напором 2000 м

150 200 250

Вязкость среды, мПа-с

Рисунок 7 - Зависимость рекомендуемой длины плунжера насоса от вязкости откачиваемой нефти.

Таким образом, описанная методика позволяет сократить затраты на преодоление силы гидродинамического трения в плунжерной паре глубинного штангового насоса. Основные выводы

1 Проведен анализ влияния вязкости водонефтяных эмульсий на технико-экономические показатели работы подземного оборудования.

, Высокая вязкость водонефтяных эмульсий отрицательно воздействует на работу оборудования независимо от способа эксплуатации скважин. Неточность определения величины вязкости эмульсий в НКТ является одной из причин низкой работоспособности штанговых насосных установок.

2 Разработана методика определения эффективной вязкости водонефтяных эмульсий в НКТ на основе промысловых данных. Оценка адекватности предлагаемой методики на примере Гремихинского месторождения показала, что относительная

, погрешность не превышает 2 % в значимом интервале вязкости.

3 На основе методики определения эффективной вязкости водонефтяных эмульсий в НКТ предложен способ построения карты эффективной вязкости водонефтяных эмульсий для месторождений скважин, оборудованных штанговыми установками.

4 С использованием карты предложен способ определения минимальной нагрузки на глубинное оборудование; относительная ошибка такого метода не превышает 8 %, что дает возможность рекомендовать этот способ для прогнозирования изменения минимальной нагрузки с

. ростом обводненности скважин.

5 Разработана новая конструкция пневмокомпенсаторов, устанавливаемых на колонну НКТ и уменьшающих вероятность обрыва в период пуска скважин с высокой вязкостью структурированной эмульсии. Предложенные пневмокомпенсаторы, с одной стороны, помогают устранить гармонический характер движения

■ жидкости в НКТ, преобразуя его в равномерный, с другой стороны, облегчают условия запуска скважины в работу.

6 Разработана методика расчета оптимальной длины плунжера глубинного насоса в зависимости от вязкости откачиваемой нефтяной эмульсии, которая сокращает неоправданные затраты электроэнергии и дополнительный износ оборудования, выполненного из дорогостоящей стали.

Основное содержание диссертации отражено в следующих работах:

1 Утебаев А.Б. Методика расчета эффективной вязкости водонефтегазовых

1 эмульсий в подъемном лифте штанговой установки /A.C. Топольников, H.A. Романова //Материалы второй научно-исследовательской конференции молодых специалистов, Уфа, 17-18 марта 2008. - Уфа: изд-во ООО «РН-УфаНИПИнефть», 2009. - С. 69-71.

2 Романова H.A. Разработка и обоснование методики определения эффективной вязкости водонефтяной эмульсии в стволе скважины /Г.Б. Агамалов, A.C. Топольников //Актуальные проблемы технических, естественных и гуманитарных наук: материалы Международной научно-технической конференции, Уфа, 14-15 мая 2008 г. - Уфа: изд-во УГНТУ,

> 2008,- Вып.З.-С. 84-88.

3 Мансафов Р.Ю. Методика определения оптимальной длины плунжера глубинных насосов /H.A. Романова, 3.3. Алиев //Материалы третьей научно-технической конференции молодых специалистов, Уфа, 3-10 марта 2009. - Уфа: изд-во ООО «РН-УфаНИПИнефтъ», 2009. - С. 148-152.

4 Романова Н. А. Влияще вязкости нефти на эффективность работы механизированного фонда скважин //Материалы X международной молодежной научной конференции «Севергеоэкотех-2009», Ухта, 18-20 марта 2009. -Ухта, 2009. - Часть IV. - С. 283-285.

5 Романова H.A. Вязкость водонефтегазовой эмульсии и ее влияние на эффективность работы глубиннонасосных установок /3.3. Алиев, А.Р. Буранчин //Нефтегазовое дело. - 2009. - Т. 7. - № 1. - С. 43-48.

6 Уразаков K.P. Специальные средства глубиннонасосной добычи высоковязкой нефти /A.M. Шайхулов, H.A. Романова //Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: материалы IX научно-практической конференции 15-17 сентября 2009-Небуг, 2009.-С. 43.

7 Романова H.A. Методика построения карты эффективной вязкости водонефтяных эмульсий в скважинах, оборудованных установками штанговых насосов. //Нефтегазовое дело - 21 января 2010. //http://www.ogbus.ru/authors/Romanova /Romanova 1 .pdf.

8 Романова H.A. Влияние периода релаксации водогазонефтяных эмульсий на величину сил гидродинамического трения [Электронный ресурс] /3.3. Алиев //Нефтегазовое дело.-28 января 2010. //http://www.ogbus.ru/authors/Romanova /Romanova_2.pdf.

Подписано в печать 24.02.10. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16. Гарнитура «Times». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1. Тираж 90. Заказ 33.

Типография Уфимского государственногр нефтяного технического университета Адрес типографии: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Романова, Наталья Александровна

ВВЕДЕНИЕ.

1 ВЛИЯНИЕ ВЯЗКОСТИ ДОБЫВАЕМОЙ НЕФТИ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТЫ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ ШТАНГОВЫМИ УСТАНОВКАМИ.

1.1 Структура фонда добывающих скважин на месторождениях РФ.

1.2 Осложнения при добыче вязких нефтей и водонефтяных эмульсий.

1.3 Процесс эмульгирования и типы водонефтяных эмульсий.

1.4 Устойчивость водонефтяных эмульсий и их влияние на пусковые нагрузки УСШН.

Выводы.

2 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЯЗКОСТИ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ В СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ.

2. 1 Экспериментальные и аналитические методы определения вязкости водонефтяных эмульсий.

2.2 Разработка методики расчета эффективной вязкости водонефтяных эмульсий с использованием результатов динамографирования.

2.3 Область применения методики расчета эффективной вязкости для неньютоновских жидкостей.

Выводы.

3 МЕТОДИКА ПОСТРОЕНИЯ КАРТЫ ЭФФЕКТИВНОЙ ВЯЗКОСТИ

ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ.

3.1 Оценка адекватности предлагаемой методики расчета эффективной вязкости эмульсий.

3.2 Методика построения карты эффективной вязкости водонефтяных эмульсий для скважин, оборудованных УСШН.

3.2 Оценка ожидаемой экономической эффективности от внедрения методики.

Выводы.

4 ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ УСШН.

4.2 Влияние процесса старения водонефтяной эмульсии на силы гидродинамического трения в кольцевом пространстве НКТ.

4.3 Разработка пневмокомпенсатора, позволяющего уменьшить нагрузки в период пуска скважины после длительной остановки.

4.4 Влияние длины плунжера штангового насоса на энергоемкость подъема вязких нефтей.

Выводы.

ВЫВОДЫ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности работы штанговых установок при добыче высоковязких нефтей"

В настоящее время в нефтедобывающей промышленности наблюдается тенденция к увеличению объемов добычи трудноизвлекаемых ресурсов, к которым относятся высоковязкие нефти. При этом на территории Российской Федерации сосредоточено более 75 % мировых залежей вязких нефтей.Повышение вязкости нефти ведет к усложнению процессов ее добычи.В скважинах, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками, рост сил трения приводит к снижению минимальной и возрастанию максимальной нагрузки и увеличению амплитудных значений напряжений в штангах, в результате чего повышается количество обрывов штанг и энергопотребление на подъем нефти. Кроме того, при высокой вязкости нефти значительно снижается коэффициент подачи насоса. В интервале обводненности 30-75 %, когда вязкость эмульсии максимальна, наблюдается снижение коэффициента подачи на 10-15 % по сравнению с работой насоса на безводной нефти.Для качественного проектирования механизированной добычи нефти необходимо располагать конкретными значениями вязкости водогазонефтяных эмульсий в насосно-компрессорных трубах. Сложность определения вязкости эмульсий в том, что^ факторы, влияющие на нее, изменяются по мере продвижения продукции к устью скважины. Например, содержание воды в нефти на устье и на приеме насоса отличается, из-за разности скоростей подъема нефти и воды. Вследствие изменения обводненности и других параметров, вязкость эмульсии меняется по глубине скважины, что достаточно осложняет определение величины вязкости.Поэтому необходимо разработать аналитический способ определения эффективной (осредненной по длине НКТ) вязкости водонефтяных эмульсий.Целью работы является повышение межремонтного периода работы штанговых установок в скважинах с высоковязкими нефтяными эмульсиями путем разработки методик, позволяющих адекватно учитывать силы гидродинамического трения на стадии проектирования технологического режима работы скважины, и технических средств, снижающих негативное влияние вязкости.Задачи исследования 1 Провести анализ влияния вязкости эмульсий на техникоэкономические показатели работы скважинных штанговых насосных установок.2 Разработать методику расчета эффективной вязкости водонефтяных эмульсий по динамограмме, применимую для наклонно направленных скважин, оборудованных штанговыми насосами, и не требующую проведения специальных экспериментов.3 Разработать методику построения карты эффективной вязкости водонефтяных эмульсий для скважин конкретного месторождения, оборудованных штанговыми установками. • 4 Разработать подземное оборудование для скважин с высоковязкими эмульсиями, позволяющее увеличить межремонтный период и уменьшить число аварийных ситуаций в период пуска.Диссертационная работа состоит из четырех глав, основных выводов, списка использованной литературы из 112 наименований, 4 приложений; содержит 109 страниц машинописного текста, в том числе 41 рисунок, 10 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Романова, Наталья Александровна

Основные выводы

1) Проведен анализ влияния вязкости водонефтяных эмульсий на технико-экономические показатели работы подземного оборудования. Высокая вязкость водонефтяных эмульсий отрицательно воздействует на работу оборудования независимо от способа эксплуатации скважин. Неточность определения- величины вязкости эмульсий в НКТ является одной из причин низкой работоспособности штанговых насосных установок.

2) Разработана методика определения эффективной вязкости водонефтяных эмульсий в НКТ на основе промысловых данных. Оценка адекватности предлагаемой методики на примере Гремихинского месторождения показала, что относительная погрешность не превышает 2 % в значимом интервале вязкости.

3) На основе методики определения эффективной вязкости водонефтяных эмульсий' в НКТ предложен способ построения карты эффективной вязкости водонефтяных эмульсий для скважин, оборудованных штанговыми установками.

4) С использованием карты предложен способ определения I минимальной нагрузки на глубинное оборудование; относительная ошибка такого метода не превышает 8 %, что дает возможность рекомендовать этот способ для прогнозирования изменения минимальной нагрузки с ростом обводненности скважин.

5) Разработана новая конструкция пневмокомпенсаторов, устанавливаемых на колонну НКТ и уменьшающих вероятность обрыва в период пуска скважин с высокой вязкостью структурированной эмульсии. Предложенные пневмокомпенсаторы, с одной стороны, помогают устранить гармонический характер движения жидкости в НКТ, преобразуя его в равномерный, с другой стороны, облегчают условия запуска скважины в работу.

6) Разработана методика расчета оптимальной длины плунжера

97 глубинного насоса в зависимости от вязкости откачиваемой нефтяной эмульсии, которая сокращает неоправданные затраты электроэнергии и дополнительный износ оборудования, выполненного из дорогостоящей стали.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Романова, Наталья Александровна, Уфа

1. Аванесян В.Г. Реологические особенности нефтяных эмульсий. -М.: Недра, 1980-115 с.

2. Алексеев Г.Л., Музаметгалиев P.P. Изучение структуры образования эмульсий в глубинно-насооных скважинах // Вопросы добычи нефти на промыслах Башкирии. — Уфа: Башкнигоиздат, 1968. — С. 75-81.1.'

3. Алиев Р.А., Белоусов В. Д., Немудров А. Г. и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа: Учеб. для вузов, 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 1988.-368 с.

4. Алиманов Д.А. Некоторые вопросы добычи высоковязкой нефти на месторождении Кенкияк // Нефтепромысловое дело: Науч.-техн: информ. сб. -М.: ВНИИОЭНГ, 1981.-№6,-С. 19-20.

5. Аметов И. М., Каракчиев Э. И. О влиянии растворенного в нефти газа на реологические свойства тяжелой вязкоупругой нефти // Нефтепромысловое дело: Науч.-техн. информ. сб. М.: ВНИИОЭНГ. - 1996. -№ 7.-С. 12-14.

6. Антипин Ю.В., Валеев МД., Сыртланов А.Ш. Предупреждение осложнений при добыче обводненной нефти. — Уфа: Башкнигоиздат, 1987. — 167 с.

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

8. Валеев М.Д. Допустимая скорость откачки высоковязкой не фти скважинным штанговым насосом // Нефтепромысловое дело: научн.-техн. информ. сб. / ВНИИОЭНГ. 1983. -№ 12. - С. 17-19.

9. Валеев М.Д, Ахмадишин Р.З., Маслов Ю.Н. Эмульгирование нефти в гидропоршневых насосных установках. Нефтяное хозяйство. — 1988.-г.-№4.-с. 56-58.

10. Валеев М.Д. Добыча высоковязкой нефти на месторождениях Башкирии // Темат. науч.-техн. обзор. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. Вып. 2 (91). - 40 с.

11. Валеев М.Д. О структурно-механических и неравновесных характеристиках эмульгированных нефтей // Научные исследования в старом нефтедобывающем регионе: Тр. ин-та / Башнипинефть. Уфа, 1995. Вып. 89. - С. 59-68.

12. Валеев М.Д. Разработка научных основ и технологий1глубиннонасосной добычи высоковязкой нефти из обводненных скважин: Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. Баку. — 1991. — 52 с.

13. Валеев М.Д. Способ определения вязкости нефти в глубиннонасосных скважинах //- Нефтепромысловое дело и транспорт нефти: Науч.-техн. информ. сб. -М.: ВНИИОЭНГ, 1984. -№1. С. 22-24

14. Валеев М.Д., Хасанов М.М. Глубиннонасосная добыча вязкой нефти, Уфа: Башк. кн. изд-во, 1992 150 с.

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

16. Галимуллин М. JI. Разработка технических средств повышенияработоспособности скважинных плунжерных насосов: Автореферат'диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. -Уфа. 2004

17. Гарипов Ф.А., Валеев М.Д., Закиров С.С. Некоторые причины образования высоковязких нефтяных эмульсий в глубиннонасосных скважинах // Нефтепромысловое дело: Науч.-техн. информ. сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1980.-№ 6. - С. 18-20.

18. Гиниятуллин И.И., Митрофанов А.З. Критическая обводненность нефтяной эмульсии при обращении фаз // Нефтепромысловое дело: Науч.техн. информ. сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1982. - №7. - С. 39-40.t '

19. Горбунов А.Т., Ефремова НА., Хорнеш Я. Фильтрация асфальтено-смолистых нефтей в пористых средах // Изв. АН СССР. Сер. Механика жидкостей и газа. 1969. - № 6. - С.202-205.

20. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А. Физика пласта: Учеб. пособие. -Уфа: УНИ.- 1986.-82 с.

21. Девликамов В.В., Хабибуллин ЗА., Кабиров М.М. Аномальные нефти. -М.: Недра, 1975.- 168 с.

22. Диденко B.C. Исследование вязкости газонасыщенных промысловых водонефтяных эмульсий. Нефтепромысловое дело. - 1983. -№ 12.- с. 11-13.

23. Дунюшкин И.И., Баленин А.А., Татунов Н.И. и др. ВлияниеIтемпературы и обводненности на вязкость эмульсий // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти: Науч.-техн. ииформ. сб. — М.: ВНИИОЭНГ, 1985. — №7,-с. 22-25.

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

25. Информационный отчет по договору № 0003907/0940Д. Научно-методическое сопровождение работ с осложненным механизированным фондом скважин. Уфа. -2007.I

26. Исследования закономерностей эмульсеобразования / О.А.Мирошниченко, А.А. Кутова, А.Н. Клименко и др. // Газовая промышленность. 1978. -№ 4. - С. 35-39.

27. Ишмурзин А.А. Повышение эффективности эксплуатации малодебитных скважин штанговыми насосными установками. — Уфа. — 1998. 104 с.

28. Казак А.С. Погружные поршневые бесштанговые насосы с гидроприводом, государственное научно-техническое. Издательство нефтяной и горно-топливной литературы. - Ленинградское отделение Д.: — 1961.-320 с.

29. Каплан JI. С. Изменение вязкости водонефтяной смеси в процессе движения через погружной центробежный электронасос // Нефтепромысловое дело: Экспресс-информ. М.: ВНИИОЭНГ. - 1977. - №15.-С. 1-5.

30. Карпов В.Г. Управление инвестиционными проектами. Учебное пособие. Уфа: 2004. - 176 с.'

31. Кошкин К.И., Сидорин Н.С. К вопросу об особенностях и способах добычи обводненной продукции из скважин Радаевского месторождения // Геология и разработка нефтяных месторождений: Тр. инта / Гипровостокнефть. 1974. - Вып. 23. - С. 63-68.

32. Левченко Д.Н. Технология обессоливания нефтей на нефтеперерабатывающих предприятиях. 1985. — 168с.

33. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Худякова А.Д., Николаева Н.М. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения. М.: Химия. 1967. - 200I

34. Лобков А. М. Сбор и обработка нефти и газа на промысле. М.; Недра. 1968-285 с.

35. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. Изд. 2-е, перераб. и доп. М.: Недра, 1979. 320.

36. Люстрицкий В.М. Гравитационное разделение потоков двух несмешивающихся жидкостей различной плотности при их встречном движении // Сбор и транспорт нефти на промыслах: Тр. ин-та / Гипровостокнефть. 1972.- - Вып. XIV. - С. 92-98.

37. Мамонов Ф.А., Валеев A.M. Расчет эффективной вязкости эмульсий при добыче и промысловом транспорте нефти. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003.-81с.

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

39. Мирзаджанзаде А.Х., Галлямов М.Н., Шагиев Р.Г. Технологические особенности добычи неньютоновской нефти Башкирии. Уфа: Башкнигоиздат, 1978. 175 с.

40. Мирзаджанзаде А.Х., Ковалев А.Г., Зайцев Ю.В. Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей. — М.: Недра, 1972. 196с.

41. Мирзаджанзаде А.Х., Хасаев A.M., Аметов И.М. Технология и техника добычи нефти. М.: Недра. - 1986. - 382 с.

42. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Этюды омоделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность,'неравновесность, неоднородность. — Уфа: Гилем. — 1999, — 464 с.

43. Мищенко И. Т., Кнышенко Г.Н., Гафуров О. Г. Определение вязкости водонефтяных эмульсий по промысловым данным // Нефтепромысловое дело: Науч.-техн. информ. сб. — М.: ВНИИОЭНГ, 1969. -№12.-С. 3-6.I

44. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти, М.: Нефть и газ. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007. 826 с.

45. Муравьев И.М., Ибрагимов Г.З. О влиянии газовой фазы на образование водонефтяной эмульсии//Изв. Вузов: Нефть и газ. 1967. — № 11. —I1. С. 17-21.

46. Нагаев Ф.М. Некоторые вопросы аварийности колонны штанг при добыче высоковязкой нефти//Нефтепромысловое дело: отечест. опыт: Экспресс -информ. /ВНИИОЭНГ. -1976.-Вып. 24.-С. 8-11.

47. Нагаев Ф.М., Кадыргулова Ф.Х. Анализ дополнительных факторов, влияющих на работоспособность штанг//Машины и нефтяное оборудование: Науч.-техн. информ. сб. М.: ВНИИОЭНГ. - 1977. - № 12.-9 с.

48. Небогина Н.А. Прозорова И.В., Юдина Н.В. ОсобенностиIформирования и осадкообразования водонефтяных эмульсий. Нефтепереработка и нефтехимия. № 1. — 2008. - с. 21-23

49. Орекешев С.С. Совершенствование технических средств для добычи нефти винтовыми насосными установками при проявлениях песка и газа. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук, Уфа 2005

50. Оркин К.Г., Юрчук A.M. Расчеты в технологии и технике добычи нефти. М.: Недра. 1967. - 380 с.

51. Орлов, Г. А. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче / Г. А. Орлов, М.Ш. Кендис, В.Н. Глущенко. М.: Недра,. - 1991. - 250 с.

52. Особенности эмульгирования водонефтяной системы газом /A.M. Мамедов, З.А. Аббасов, А.Ч. Нагиев и др.//Нефтепромысловое дело: Науч.-техн. сб. -М.:ВНИИОЭНГ, 1973. -№4. -С. 17-19.

53. Персиянцев М.Н., Гришагин А.В., Андреев В.В., Рябин А.Н. О1 1влиянии свойств нефтей на качество сбрасываемой воды при предварительном обезвоживании продукции скважин//Нефтяное хозяйство. 1999. —№ 3-С. 47-49.

54. Персиянцев, М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М.: Недра. 2000. - 653 с.

55. Песляк Ю.А., Уразаков К.Р. Трение штанг в наклонно направленной скважине//Нефтяное хозяйство 1990. — № 10.

56. Петров А.Я., Позднышев Г.И. Коллоидные стабилизаторынефтяных эмульсий//Тр. ин-та/Гипровостокнефть, — 1971. Вып.13. С. 3-8.

57. Пирвердян A.M. Гидромеханика глубиннонасосной эксплуатации. -М.: Недра.- 1965.

58. Плешаков В. П., Вострецов А. М., ТухватуллинЗ. Г. Влияние вязкости добываемой жидкости на обрывность штанг в условиях Арланского месторождения//Нефтепромысловое дело: Науч.-техн. информ. сб. М.: ВНИИОЭНГ. 1972. -№ 11. - С. 25-27.

59. Подбор деэмульгаторов для разрушения стойких высоковязких нефтяных эмульсий с повышенным содержанием механических примесей / Ф.Ф. Хамидуллин, В.П. Тронов, Р.Ф. Хамидулии и др. // НефтяноеIхозяйство. 1991. м№ 1. - С. 40-41.

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

61. Подъяпольский . А. И. Совершенствование технологии предупреждения осложнений при добыче высоковязкой нефти. Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук, Уфа, -2007.

62. Позднышев Г.Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий. М.: Недра, 1982.-221 с.

63. Полишук Ю.М., Ященко И.Г. Высоковязкие нефти: анализ пространственных и временных изменений физико-химических свойств. Нефтегазовое дело. Электронный научный журнал, — 2005.

64. Предупреждение образования эмульсий при добыче и сборе нефти /Н.Н Репин., О.М. Юсупов. М.Д. Валеев, И.К. Карпов //Темат. науч.-техн. обзор. Сер. Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ, 1979. 59 с.

65. Андриасов Р. С. Движение газоводонефтяных смесей в промысловых трубопроводах/А.Н.Бочаров, Л.А. Пелевин и др.//Темат. науч.-техн. обзор. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1976. - 75 с.

66. Рабинович Е.З. Гидравлика. М.: Недра. 1974. - с. 157.

67. Ребиндер П.А. Взаимосвязь поверхностных и объемных свойств растворов поверхностно-активных веществ. Успехи коллоидной химии. -М.: Наука.- 1973.-С.9-29.

68. Ребиндер П.А. Поверхностные явления в дисперсных системах. Физико-химическая механика. Избранные труды. М.: Наука, 1979. -384 с.

69. Результаты использования магнитных индукторов обработки нефти при ее добыче и транспорте. В.И.Бородин, Е.Н.Тарасов, А.В. Зинин, В.Р. Драчук, А.Д. Хрущев, А.В. Лейфрид, Е.Г. Павлов, В.В. Сафронов Нефтяное хозяйство. № 4, - 2004.

70. Рогачев М.К., Кондрашева Н.К. Реология нефти и нефтепродуктов: Учебное пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000 - 89 с.

71. Розенцвейг JI.K. Дробление капель в турбулентном сдвиговом потоке разбавленных жидкостных эмульсий // Прикладная математика и техническая физика.- 1981.-№ 6.- С. 71-78.

72. Сафиева Р.З. Физикохимия нефти. Физико-химические основы технологии переработки нефти. -М.: Химия, 1998.- 448 с.

73. Сергиенко СР. Высокомолекулярные соединения нефти. М.: Гостоптехиздат, 1959.-412с.

74. Смирнов Ю.С., Мелошенко Н.Т. Химическое деэмульгирование нефти как основа ее промысловой подготовки //Нефтяное хозяйство, v 1989. -8. v С. 46-50.

75. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Ш.К. Гиматудинов, Ю.П. Борисов, М.Д. Розенберг и др. М., Недра, 1983, С.72-80.

76. Тарасов М.Ю. Исследование процессов отделения механических примесей от высоковязкой продукции скважин. Нефтяное хозяйство. № 11. 2007. с. 122-124.

77. Тарасов М.Ю. Исследование способов регулирования реологических свойств высоковязкой продукции скважин Вынгапуровского месторождения. Нефтяное хозяйство. № 7. 2006. с. 115-117.

78. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. М.: Недра 2000.417с.

79. Тронов В.П. Системы нефтегазосбора и гидродинамика основных технологических процессов. — 2002. — 12 с.

80. Тронов В.П., Амерханов И.М., Тронов Л.В. и др. Влияние растворенного в нефти газа на реологические свойства эмульсий/Нефтепромысловое дело и транспорт нефти: Науч. -техн. сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1985.-№10.-С 22-25.

81. Туманян. Научные и прикладные аспекты теории нефтяных дисперсных систем.- М.: Техника, 2000. 336 с.

82. Уилкинсон У.Л. Неньютоновские жидкости. М.: Мир, 1964. 216с.

83. Уразаков К. Р. Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин. М., Недра, 1993, 169 с.

84. Уразаков К.Р., Богомольный Е.И, Сейтпагамбетов Ж.С., Газаров А.Г. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин. М.: Недра, - 303 с.

85. Уразаков К.Р., Дашевский А.В. и др. Справочник по добыче нефти. Под ред. Уразакова К.Р. Санкт-Петербург: Недра. 2006, - 448 с.

86. Фатхутдинов, А.Ш. и др. Автоматизированный учет нефти и нефтепродуктов при добыче, транспорте и переработке. Уфа, 2002, - 416 с.

87. Фриш Г.А., Симха Р. Вязкость коллоидных дисперсий и растворов, содержащих макромолекулы. // Геология. Сб.- М.: Иностр. лит., 1962.- С. 91-98

88. Халимов Э.М., Климушин И.М., Фердман Л.И. геология месторождений высоковязких нефтей. М,: Недра, 1987. 174 с.

89. Хамидуллин Ф.Ф., Шешняев В.И., Хамидуллин М.Ф. Исследование реологических свойств продукции нефтяных скважин // Нефтепромысловое дело: Науч. техн. информ. сб. М.: ВНИИОЭНГ.- 1996. -№ 5.- С. 2-4

90. Хорнеш Я. Исследование фильтрации асфальтеносодержащих нефтей // Нефтяное хозяйство. 1966. - м№ 10. - С.71-76.

91. Хромовичев М.Н. Реология тяжелых нефтей и их эмульсий//Нефтепромысловое дело: Отечеств, опыт: Экспресс107информ./ВНИИОЭНГ. 1984. - С. 14-18.

92. Эксплуатация наклонно направленных скважин с вязкими нефтями/ Б.Е. Доброскок, Я.Л. Смирнов, Х.М. Батыров и др. Нефтепромысловое хозяйство месторождений Татарии: Тр.ин-та/Татнипинефть. 1975. - Вып. 32. - С. 41-47.

93. Эмульсии / Под редакцией Ф. Шермана, пер. с англ. под ред. А.А. Абрамзона. Д., Химия. 1972. - 448 с.

94. Ященко И.Г. Анализ пространственных, временных и геотермических изменений высоковязких нефтей России //Известия Томского политехнического университета. — 2006. — т. 309. — № 1

95. ECLIPSE Office User Guide 2001 A. PVT property correlation, pp. 6-2-6-26

96. Eldib J.A., Dunning N.H., Boien R.J. Nature of collodial material in petroleum // J. Chem. and Engineering Data. 1960. — X. - Vol. 5. - № 4.

97. Heithaus J.J. Measurement and significance of asphaltenes peptization //J. Petroleum. 1962. - II. - Vol.48. - 458 p.

98. Lorens P.B., Bolen R.J., Dunning N.H., Eldib J.A. Ultracentrifugation and viscosities of crude oils // J. of Colloid Science. -16.-1961.

99. Parker M.A., Williams B. Industry steps up development of neavy oil, bitumen reserves //Oil and Gas J. 1986. - Vol. 84. - Numb. 1. - Pp. 41-44: 46; 47.

100. Paul H., Sleicher C. The maximum stable drop size in turbulent flow effect of pone diameter//Chemical Engineering Science. 1965. - Vol. 20. - N 1.

101. Petroleum engineering handbook for the practicing engineer P. 105.

102. Petroleum engineering handbook. Oil System correlation, pp. 21-22.

103. Ray B.R., Witherspoon P.A., Grim R.E. A-study of the colloidal characteristics of petroleum using the ultracentrifuge // J. of Phys. Chemistry. -1957.-P. 1296-1302.

104. Simon R. Down hole eroulsification in oil well // J. Petrol. Technology. - 1968. - 20, Numb. 12. - P. 1349-1353.

105. Sleicher С Ma ximum stable xrop size in turbulent flow I I A.J. Ch. Journal. 1963. - Vol. 8. - N 4.

106. Srivastava R. Narasimnamirty G. Hydrodinamics of non newtonial two phase ilow in pipes // Chcm. Eng. Sc. - 1973. - Vol. 28. Numb. 2. - P. 553-558.

107. Standing M.B. "Volumetric and phase behavior of oil field hydrocarbon systems", SPE of AIME, 8th Printing. 1977.

108. Steinborn R., Flock D. The rheology of heavy oils and their emulsions // J. Canad. Petrol. 1983. - IX -X. - Vol. 24. Numb. 8 - 9. - P. 38 - 52.

109. Winniford R.S. The evidence for association of asphaltenes in dilute solutions // J. Inst. Petrol. 1963.- 49.- №475.

110. Witherspoon P.A. Colloidal nature of petroleum. Trans. Acad. Sci. -Ser. 2. 1962. - Vol. 24. - № 4. - Р.344-361/