Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности работы скважин на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности работы скважин на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти"

На правах рукописи

ФАДЕЕВ ВЛАДИМИР ГЕЛИЕВИЧ

4 ^Ч

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ с трудноизвлекаемыми запасами

НЕФТИ

Специальность 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Альметьевск 2004

Работа выполнена в НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть»

Научный руководитель:

доктор технических наук, чл.-корр АН РТ Ибатуллин Равиль Рустамович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Габдуллин Тимерхат Габдуллович

кандидат технических наук Рахманов Рауф Нухович

Ведущее предприятие:

РНТЦ ОАО «ВНИИнефть» (г.Бугульма)

Защита диссертации состоится 27 мая 2004 г. в 1330 часов на заседании диссертационного совета Д.222.018.01 Татарского научно-исследовательского и проектного института нефти (ТатНИПИнефть) по адресу: 423236, Республика Татарстан, г.Бугульма, ул. М.Джалиля, 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТатНИПИнефть. Автореферат разослан 23 апреля 2004г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, старший научный сотрудник

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследований. Большинство месторождений нефти Республики Татарстан находятся в стадии эксплуатации, характеризующейся падающей добычей в связи с постепенным истощением запасов. Фонд малодебитных скважин (МДС) в ОАО «Татнефть» - около 80% эксплуатационного фонда. При эксплуатации МДС возникает сложность согласования притока и отбора продукции, необходимость проведения мероприятий по стимуляции притока, оптимизации работы глубинно-насосного оборудования. Это обусловливает сравнительно большие эксплуатационные затраты на содержание фонда МДС, а малые величины дебитов нефти обусловливают актуальность вопросов повышения эффективности эксплуатации данных объектов и обеспечения рентабельности добычи нефти. Для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений в России широко применяется заводнение. Заводнение низкопроницаемых пластов зачастую осложнено загрязнением призабойной зоны пласта (ПЗП), обусловленным недостаточной степенью очистки воды, коррозией трубопроводов, применением ингибиторов коррозии и др., что приводит к снижению приемистости скважин и ограничению фронта вытеснения. Традиционные технологии очистки ПЗП требуют больших затрат. Поэтому разработка эффективных и "недорогих способов очистки призабойной зоны (ОПЗ) нагнетательных скважин является важной и актуальной научно-технической задачей. Эффективность эксплуатации скважин обусловлена правильным выбором как режимов откачки, так и типом оборудования. Эти вопросы рассматривались в трудах Л.С.Лейбензона, А.М.Пирвердяна, К.С.Аливердизаде, А.С.Вирновского, А.Н.Адонина,

И.Т.Мищенко, В.И.Грайфера, В.П.Тронова, Р.Н.Дияшева, К.Р.Уразакова, М.Д.Валеева, К.А.Карапетова, ЮА.Балакирова, B.C.Кроля, Р.А.Максутова, Р.Я.Кучумова, В.Н.Ивановского, В.М.Люстрицкого, Е.А.Миронова, И.Э.Апельцина, У.М.Байкова и др. отечественных и зарубежных ученых-нефтяников. Однако, недостаточно исследованными остались вопросы повышения эффективности работы

эксплуатирующих трудноизвлекаемые запасы нефти на поздней стадии разработки месторождений. Объектами представленных в данной работе исследований стали способы очистки ПЗП с низкопроницаемыми коллекторами и новые скважинные штанговые насосы (СШН), применяемые в ОАО «Татнефть» для добычи нефти из МДС.

Цель работы. Создание способов и технических средств для эффективной работы скважин, эксплуатирующих трудноизвлекаемые запасы нефти на поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

Основные задачи исследований:

1. Разработка методических подходов к моделированию процесса и теоретические исследования режимов гидродинамического излива.

2. Проведение исследований очистки нагнетательных скважин методом гидродинамического излива.

3. Разработка технологических схем очистки нагнетательных скважин методом гидродинамического излива.

4. Разработка новых устройств для добычи нефти, с функцией интенсификации притока.

5. Теоретические и экспериментальные исследования работы скважинных штанговых насосов с боковым входным каналом.

6. Опытно-промышленные испытания в промысловых условиях.

Методы решения поставленных задач.

Поставленные задачи решались путем аналитических и экспериментальных исследований, анализа и обобщения лабораторных и промысловых данных, математического моделирования с применением ПЭВМ, а также организацией опытно-промышленных работ.

Научная новизна.

1. Разработаны методические подходы к моделированию процесса гидродинамического излива нагнетательных скважин. На основании численного моделирования установлены зависимости параметров процесса излива от характеристик скважин, показано, что определяющими критериями процесса являются отношение величин дебита к гидропроводности пласта, а также

забойные давления в скважинах, объединенных в единую гидравлическую систему.

2. Экспериментально установлено распределение фракционного и количественного состава твердых взвешенных частиц и нефтяных загрязнений в изливающейся из скважин в процессе гидродинамического излива воде.

3. Экспериментально установлены зависимости величин утечки жидкости через боковой канал в цилиндре скважинного насоса от диаметра насоса, давления в цилиндре, величины перекрытия плунжером канала, вязкости рабочей жидкости.

4. Установлена зависимость оптимального отношения величины перебега плунжера насоса за боковой входной канал к полной длине его хода, обеспечивающего наибольшую величину коэффициента наполнения насоса с боковым входным каналом, от диаметра насоса, длины хода и частоты качаний, давления на приеме насоса.

Практическая ценность работы и реализация в промышленности. .

1. Разработан новый способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательных скважин динамическим изливом (патент РФ 2165012).

2. Установлен состав и степень загрянения изливающейся из скважин воды. Обоснована необходимость ее очистки перед направлением в принимающую скважшгу. Разработаны новые технологические схемы очистки ПЗП нагнетательных скважин гидродинамическим изливом, включающие элементы для улавливания извлекаемых загрязнений.

3. Экспериментально доказано, что метод гидродинамического излива в условиях ОАО «Татнефть» позволяет кратно увеличить приемистость нагнетательных скважин. Выработаны рекомендации по оптимальным режимам гидродинамического излива. Технология очистки ПЗП гидродинамическим изливом применена на 22 нагнетательных скважинах НГДУ «Лльметьевнефть» ОАО «Татнефть».

4. Созданы, запатентованы (пат. РФ № 2144623, 21558362, 2162932, 2165010,2157450), испытаны и доведены до промышленного применения в ОАО

«Татнефть» новые устройства для добычи нефти и интенсифицирующих ОПЗ малодебитных скважин.

5. Установлено, что во всем имеющем место на практике диапазоне изменения условий эксплуатации для насосов с группой посадки плунжера в цилиндре Fit 3 и выше величина утечек через боковой канал пренебрежимо мала и ее можно не учитывать при определении производительности насоса.

6. Получены экспериментальные зависимости коэффициента наполнения скважинных насосов 25-125 ТНМ-ТА-11-9,2-4 и 25-225 ТНМ-ТА-11-9,2-4 с условным диаметром плунжера соответственно 32 и 57 мм, от скорости откачки, давления на приеме насоса и величины перебега плунжера за боковой канал.

7. Установлено, что подгонку положения плунжера насоса с боковым входным каналом в цилиндре после спуска в скважину необходимо выполнять с учетом ее влияния на коэффициент наполнения насоса. Исходя из результатов исследований, даны рекомендации по достижению наибольшего коэффициента наполнения насоса.

8. Обоснован способ запуска в работу малодебитных скважин, простаивающих из-за отсутствия подачи, кратковременным форсированием режима откачки. Доведена до промышленного применения в ОАО «Татнефть» основанная на этом способе мало затратная технология восстановления работоспособности скважинных штанговых насосов без подземного ремонта скважин. Возвращено в эксплуатацию без ПРС более 1000 скважин.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы и результаты исследований представлялись к обсуждению на научно-технических семинарах, конференциях, советах различного уровня: V Международная научно-техническая конференция, 1999г., г.Уфа; Научно-практическая конференция, посвященная 70-летию башкирской нефти, 22-24.05.2002г., г.Ишимбай; 12-й Европейский симпозиум «Повышение нефтеотдачи пластов», 8-10.09.2003г., г.Казань; Первая международная практическая конференция «Механизированная добыча», 16-17.03.2004г., г.Москва, на техническом совете ОАО «Татнефть», Ученом совете ТатНИПИнефть и др.

Публикации. Основные положения диссертации опубликованы в 12 печатных работах.

Структура и объем диссертации. Работа состоит из введения, шести глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 120 наименований. Работа изложена на 150 страницах машинописного текста, содержит 53 рисунка и 9 таблиц, 2 приложения на 9 страницах.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приводится обоснование актуальности темы, формулируется цель, задачи и основные направления исследований, отмечается научная новизна и практическая ценность выполненных исследований.

В первой главе представлен анализ технологий ОПЗ нагнетательных скважин. Одной из основных причин снижения приемистости является отложение в пористой среде и удержание фильтрующей поверхностью коллектора механических примесей, солей и дисперсных частиц, приносимых водой. При эксплуатации скважины в ПЗП накапливается большое количество взвешенных частиц, которые закупоривают поры пласта и значительно снижают его проницаемость. Дана классификация технологий очистки ПЗП нагнетательных скважин, рассмотрены области их применения.

Проведен анализ способов очистки ПЗП нагнетательных скважин в ОАО «Татнефть», установлено, что способу излива не уделялось достаточного внимания. Успешность ОПЗ по разным технологиям составляет порядка 6580 %, однако продолжительность эффекта зачастую не превышает полгода, а по многим скважинам составляет 1-2 месяца. Поэтому наряду с восстановлением приёмистости важной задачей является продление времени действия эффекта.

Во второй главе рассмотрены вопросы моделирования перетоков между нагнетательными скважинами по наземным коммуникациям после остановки скважин с различными расходами и и одинаковыми забойными

давлениями. При этом пласт характеризуется различными фильтрационными

свойствами. Для описания процесса падения давления целесообразно использовать автомодельное решение уравнения пьезопроводности для переменного во времени дебита на стенке скважины. Итоговое дифференциальное уравнение для описания кривой восстановления давления в однородном бесконечном пласте с учетом продолжающегося притока и условии линейной фильтрации выглядит следующим образом:

где Р - давление; £ - гидропроводность; % - пьезопроводность; Гу, - радиус скважины; Qg - начальный дебит, ¥ - площадь затрубного пространства; р - плотность жидкости; ¿"-скин-эффект.

Причиной возникновения перетока между скважинами является разность забойных давлений Р31 и Р32 из-за различного их падения в связи с отличием коллекторских свойств и давлений в различных частях пласта.

Выражение расхода перетока запишется следующим образом:

Падение забойного давления в скважинах можно описать при помощи следующих дифференциальных уравнений:

для начального условия

Результаты численного моделирования привели к следующим выводам:

- после остановки насосных агрегатов КНС различие фильтрационных параметров пласта и приемистостей скважин приводит к возникновению перетоков между скважинами, находящимися в единой гидродинамической связи, и одинаковому падению давления при условии низких потерь на трение;

- кривая падения давления в нагнетательных скважинах, соединенных между собой, позволяет определить усредненную гидропроводность пласта в рассматриваемых скважинах;

- при условии равенства величин отношения дебита к гидропроводности пласта перетоков между скважинами не наблюдается;

- при различии величин отношений дебита к гидропроводности переток будет происходить из скважины с более высоким отношением дебита к гидропроводности в скважину, отношение дебита к гидропроводности которой ниже;

- в случае различных начальных забойных давлений, приведенных к единой гидростатической отметке, вначале возникает значительный и кратковременный переток из скважины с большим давлением в скважину с меньшим давлением. Схожие тенденции наблюдаются и при перетоках в большем количестве нагнетательных скважинах, соединенных между собой.

Автором предложен способ очистки призабойной зоны пласта низкоприемистой нагнетательной скважины методом гидродинамического излива, защищенный патентом РФ № 2165012 (рис. 1).

С мая по июль 2001г. данным способом была проведена очистка ПЗП 20 нагнетательных скважин в НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть», на 10 из них получен положительный эффект с восстановлением приемистости до первоначальной. В 2003 г. проведена серия экспериментов по гидродинамическому изливу с исследованием изливающейся воды. Результаты анализа проб приведены на рис. 2 и 3.

Рис. 1. Схема очистки ПЗП низкоприемистой скважины динамическим изливом с направлением воды в высокоприемистые скважины при работающем насосном агрегате

Рис. 2. Распределение загрязняющих частиц по размерам (3.06.2003, (2юлим=10,1 м )

Рис.3. Содержание нефтяных частиц и ТВЧ в воде излива из скважины 20857 (03.06.2003)

Анализ результатов позволил сделать следующие выводы:

1) Динамический излив увеличивает приемистость скважины от пяти до восьми раз без вывода скважины в ремонт.

2) Очистку ПЗП нагнетательных скважин методом динамического излива целесообразно проводить не залповым изливом, а с контролируемым расходом, не позволяющим резко снижаться устьевому и соответственно пластовому давлению на изливающей скважине.

3) При изливе в емкость необходимо решить проблему очистки воды излива и последующей утилизации нефтешлама. Метод динамического излива в высокоприемистые скважины позволяет более гибко решать проблему возвращения в пласт загрязненной сточной воды исходя из его коллекторских свойств.

4) Изливающаяся из продуктивного пласта вода загрязнена механическими примесями и нефтяными частицами. Максимальные размеры загрязняющих частиц достигают 55-59 мкм, пик распределения частиц 2,2-5,3 мкм. Концентрация нефтяных частиц изменяется в интервале от 10 до 1200 мг/л, достигая в пике величины 143 г/л.

Эти результаты свидетельствуют о том, что закачка вод излива из низкоприемистых нагнетательных скважин без дополнительного удаления из них частиц нефти и твердых частиц может привести к кольматации продуктивного пласта высокоприемистых нагнетательных скважин.

Третья глава посвящена разработке новых технологических схем очистки ПЗП нагнетательных скважин гидродинамическим изливом. Предлагаемые схемы приведены на рисунках 4-7.

Рис. 4. Схема очистки ПЗП низкоприемистой скважины изливом с буферной емкостью на КНС

£

¿.Л II

/ Г, I-

V

5 4

1 - КНС б - задвижки

2 - обратный клапан 7 - высокоприемистая нагнетательная скважина

3 - водовод I - поток воды с КНС

4 - низкоприемистая нагнетательная скважина II - вода излива из низкоприемистой скважины

5 - устройство очистки воды излива III - утилизация нефти и шлама

Рис.5. Схема очистки ПЗП низкоприемистой скважины динамическим изливом в высокоприемистую скважину с очисткой вод излива

Рис.6. Схема очистки ПЗП низкоприемистой скважины динамическим изливом в высокоприемистую скважину с очисткой вод излива и отводом нефти в емкость

Рис.7. Схема очистки ПЗП низкоприемистой скважины динамическим изливом в высокоприемистые скважины с очисткой вод излива и отводом нефти в емкость

Выбору конкретной технологической схемы должен предшествовать гидродинамический и геологический анализ пластов с целью определения технической и технологической возможности направления вод излива из низкоприемистых нагнетательных скважин в высокоприемистые в единой гидродинамической системе.

На разработаные технологические схемы динамического излива, содержащие элементы для улавливания загрязнений из вод, получены положительные решения о выдаче патентов на изобретение и полезную модель.

Четвертая глава посвящена анализу осложнений при эксплуатации МДС, обоснованию малозатратной технологии восстановления работоспособности СШН без подземного ремонта скважин кратковременным кратным форсированием режима откачки, разработке и исследованию новых скважинных штанговых насосов для эксплуатации малодебитных нефтяных скважин. Для повышения эффективности эксплуатации МДС предложены и реализованы на практике новые технические решения, суть которых заключается в создании насосной установки, совмещающей функции устройства для подъема продукции из скважины и средства воздействия на призабойную зону продуктивного пласта периодическими импульсами депрессии с целью интенсификации притока продукции из пласта в скважину (рис. 8).

Рис. 8. Скважинные штанговые насосы для эксплуатации малодебитных нефтяных скважин

Функцию всасывающего клапана в устройстве на рисунке 8-а выполняет боковой канал в цилиндре насоса, периодически перекрываемый плунжером. Такое выполнение устройства позволяет производить откачку продукции из МДС с высоким газовым фактором при малом погружении насоса под уровень жидкости в скважине, поскольку в насосе фактически отсутствует «мертвый» объем: пространство от крайнего нижнего положения плунжера до нижнего заглушенного конца цилиндра оказывается постоянно заполненным жидкостью (водой). Устройство на рисунке 8-б за счет применения специальной эластичной манжеты позволяет усилить депрессионное импульсное воздействие на призабойную зону пласта. Устройство на рисунке 8-в позволяет снизить импульсные нагрузки на штанговую колонну при работе насоса. Для предотвращения образования АСПО в скважинном насосе предложено применение с насосами, имеющими боковой входной канал, устройства для магнитной обработки продукции скважины.

Для исследования влияния различных факторов на работу скважинного насоса выполнено математическое моделирование работы основных узлов и насоса в целом. Эксперименты по моделированию процесса заполнения цилиндра насоса через боковой канал показали, что на процесс влияют длина хода и частота качаний, диаметр плунжера и бокового канала, давление на приеме насоса и в цилиндре, вязкость жидкости и газосодержание, величина перебега плунжера за боковое отверстие. Оценка дополнительных нагрузок на штанги при работе насоса с боковым каналом показала, что при движении плунжера вверх, пока боковой канал перекрыт плунжером, создается перепад давлений между полостью цилиндра и давлением на приеме насоса в боковом канале. Состояние разрежения поддерживается в полости цилиндра до момента открытия бокового канала. Для преодоления сопротивления движению плунжера, обусловленного разрежением в полости цилиндра, требуется приложить дополнительную нагрузку к колонне штанг. Из полученных зависимостей следует, что работа насосов с входным боковым каналом сопровождается дополнительными нагрузками на штанги и наземный привод, величина которых возрастает с увеличением диаметра насоса и глубины его

погружения под уровень жидкости в скважине. Поэтому для постоянной эксплуатации скважин рекомендованы насосы с боковым входным каналом малого диаметра (32 мм). С целью снижения нагрузок на штанги даны рекомендации по применению насосов с боковым приемным клапаном.

Вследствие отсутствия достоверной методики расчета утечек через боковой канал, установлена необходимость экспериментального изучения утечек в стендовых условиях.

В связи с тем, что процесс заполнения насоса через боковой канал не стационарен и зависит от многих условий, для получения практических рекомендаций по оптимизации режимов откачки установлена целесообразность проведения экспериментального изучения влияния различных факторов на коэффициент наполнения СШН с боковым входным каналом.

В пятой главе приведены результаты экспериментальных исследований утечек в насосах с боковым входным каналом: 25-125 ТНМ-ТА-11-9,2-4, 25-175 ТНМ-ТА-11-9,2-4 и 25-225 ТНМ-ТЛ-11-9,2-4, с диаметром плунжера 32 мм 44 мм и 57 мм, группа посадки БИ-З. Расстояние между торцом плунжера и боковым отверстием в цилиндре устанавливалось от 1 до 3000 мм. Для моделирования условий эксплуатации в наклонно-направленных скважинах изменялось положение бокового входного отверстия относительно горизонтали. Давление жидкости варьировалось от 1 МПа до 10 МПа. В результате получены зависимости величин утечек через боковое отверстие в цилиндре от давления жидкости и от величины перекрытия отверстия плунжером. Установлено, что утечки через боковое отверстие в насосах с группой посадки БИ-З и выше ничтожно малы, и их можно не учитывать при определении производительности насоса с боковым входным каналом.

Исследование влияния различных факторов на коэффициент наполнения насоса с боковым входным каналом выполнено на экспериментальной установке (рис.9) В результате установлены экспериментальные зависимости коэффициента наполнения от величины перебега плунжера за боковое отверстие, частоты качаний и давления на приеме насоса.

1 - станок-качалка,

2 - скважина,

3 - исследуемый насос,

4 - счетчик расхода жидкости, 5,6— манометры,

7 - дожимной насос,

8 - вентиль,

9 - дожимная линия, 10-емкость,

11 - выкидная линия, 12- вентиль, 13 - компенсатор

Рис. 9. Схема установки для исследования коэффициента наполнения насоса

линия 5 - коэффициент наполнения для насоса с всасывающим клапаном

Рис. 10. Зависимость коэффициента наполнения насоса от перебега плунжера за боковое отверстие при различных давлениях на приеме насоса и частоте качаний 5 в минуту (длина хода 0,9 м, давление в выкидной линии 1,4 МПа)

Для примера на рис. 10 показан вид зависимости коэффициента наполнения насоса с диаметром плунжера 32 мм от величины перебега при разных значениях давления на приеме насоса

Установлено, что величина коэффициента наполнения насосов с боковым каналом в значительной степени зависит от величины перебега плунжера за боковой канал и в меньшей степени от давления на приеме насоса и скорости откачки. Интервал наибольших значений коэффициента наполнения насоса с уменьшением числа качаний и диаметра насоса смещается в интервал с меньшим перебегом плунжера.

Для насоса 25-125 ТНМ-ТА-11-9,2-4 с условным диаметром плунжера 32 мм в диапазоне скоростей откачки до 8,2 м/мин при оптимальной величине отношения перебега плунжера за боковой канал к длине хода в диапазоне от 0,07 до 0,18 значения коэффициента наполнения при откачке воды достаточно высоки и при давлении на приеме насоса более 0,1 МПа находятся в пределах от 0,8 (скорость откачки 8,2 м/мин) до 0,94 (скорость откачки 4,1 м/мин), оставаясь достаточно высокими и при снижении давления на приеме насоса до 0,06 МПа (0,9 - при скорости откачки 5,7 м/мин; 0,77 - при скорости откачки 8,2 м/мин).

Подгонку положения плунжера насоса с боковым входным каналом в цилиндре после спуска в скважину необходимо выполнять с учетом ее влияния на коэффициент наполнения насоса. Исходя из результатов исследований, при скоростях откачки до 8,2 м/мин можно рекомендовать для насоса 25-125 ТНМ-ТА-11-9,2-4 для достижения наибольшего коэффициента наполнения устанавливать плунжер по отношению к цилиндру таким образом, чтобы величина отношения перебега плунжера за боковой канал к длине хода находилась в диапазоне от 0,07 до 0,18.

В шестой главе приведены сведения о практической реализации результатов работы. Метод гидродинамического излива использован для очистки призабойной зоны 22 нагнетательных скважин в НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть». При этом на 12 скважинах достигнуто повышение приемистости. В 2003 году метод гидродинамического излива по усовершенствованной технологии применен для воздействия на призабойную

зону скважин №20857 и №21174. Повышение приемистости составило 5-8 раз, что подтверждает высокую эффективность разработанного способа.

СШН с боковым впускным каналом применялись для эксплуатации более 100 МДС в НГДУ «Альметьевнефть», «Нурлатнефть», «Заинскнефть» ОАО «Татнефть». В результате скважины были выведены из часто ремонтируемого или бездействующего фонда, была уменьшена глубина спуска насосов, за счет уменьшения диаметра насоса на ряде скважин достигнуто снижение амплитуды нагрузок на штанги при сохранении или увеличении дебита по жидкости.

Промысловые испытания насосов с боковым каналом подтвердили, что они позволяют:

- управлять коэффициентом подачи практически от 0 до 0,7 и при необходимости вести постоянный отбор жидкости в минимальных количествах, устанавливая необходимый режим отбора;

- обеспечить устойчивую работу без избыточного давления на приеме, что при необходимости дает возможность эксплуатировать скважины с более низким забойным давлением, чем при применении традиционного насоса;

- в ряде скважин уменьшить на 200... 300 м подвеску насоса с соответствующей экономией штанг и труб;

- обеспечить гарантированный слив жидкости из НКТ при ПРС без дополнительных затрат на изготовление сливных устройств и ремонтов скважин по причине их отказов в работе;

- производить депрессионное воздействие на пласт в необходимых случаях, регулируя интенсивность воздействия доливом воды в скважину для повышения уровня жидкости;

- производить прямую промывку при глушении скважины.

Для добычи нефти, учитывая малый дебит скважин и нагрузки на штанги, наиболее оптимальным типоразмером насоса является 25-125 ТНМ-ТА-11-9,2-4 с диаметром плунжера 32мм. Рекомендуемой областью применения насосов с боковым входным каналом являются скважины, работающие при применении традиционных насосов с частыми остановками из-за срыва подачи, длительное время простаивающие в ожидании ПРС или в бездействующем фонде (которые

после ПРС зачастую даже не выходят на режим, снова попадая в ПРС как только происходит замещение воды на нефть). Характерные параметры скважин: горизонт эксплуатации - девон; диаметр насоса 32мм, реже 44; обводненность до 50%; дебит жидкости до 5 м3/сут.

Метод восстановления работоспособности скважинных штанговых насосов нашел широкое промышленное применение в ОАО «Татнефть». За период с 1993 по 1998 гг. в НГДУ "Альметьевнефть" с использованием данного метода в эксплуатацию, без проведения ПРС, было возвращено 44% скважин, простаивающих по причине отсутствия подачи насоса. В первом полугодии 2003 года в ОАО "Татнефть" проведена 941 операция по восстановлению работоспособности СШН методом кратковременного форсирования режима откачки, что позволило отказаться от проведения ПРС на 450 скважинах (48%) и сэкономить значительные средства. В качестве наиболее эффективного использования метода восстановления работоспособности СШН методом кратковременного форсирования режима откачки можно привести опыт ЦДНГ 4 НГДУ "Бавлынефть", где за последние 4 года количество ПРС по причине отказов насоса снизилось более чем в 5 раз, а межремонтный период работы скважин с УСШН составил 971 сутки (в среднем по ОАО "Татнефть" 757 суток).

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

На поздней стадии разработки месторождений эффективность работы скважин, эксплуатирующих трудноизвлекаемые запасы нефти во многом определяется сохранением приемистости нагнетательных скважин при заводнении пластов, повышением продуктивности и применением малозатратных технологий добычи нефти из малодебитных скважин.

1. Разработаны методические подходы к моделированию процесса гидродинамического излива нагнетательных скважин. На основании численного моделирования определены условия возникновения перетоков между нагнетательными скважинами после их остановки и установлены зависимости параметров процесса излива от характеристик скважины.

2. Разработан новый способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательных скважин динамическим изливом (патент РФ 2165012).'

3. Экспериментально установлено, что метод гидродинамического излива в условиях ОАО «Татнефть» позволяет кратно увеличить приемистость скважин. При этом показано, что очистку ПЗП нагнетательных скважин гидродинамическим изливом целесообразно проводить с контролируемым расходом, не позволяя резко снижаться устьевому и соответственно пластовому давлению на изливающей скважине.

4. Экспериментально установлен состав и степень загрянения изливающейся из скважин воды в процессе гидродинамического излива. Обоснована необходимость очистки воды перед направлением ее в принимающую скважину.

5. Разработаны новые технологические схемы очистки ПЗП нагнетательных скважин гидродинамическим изливом, включающие элементы для улавливания извлекаемых загрязнений.

6. На математической модели выполнено исследование процесса заполнения цилиндра насоса через боковой канал, оценка нагрузок на штанги при работе насоса с боковым каналом, оценены потери производительности СШН при откачке ВВН из-за запаздывания срабатывания шарикового клапана; установлена зависимость оптимального перебега плунжера насоса за боковой входной канал, обеспечивающего наибольшую величину коэффициента наполнения насоса, от размеров насоса, условий эксплуатации и режима откачки.

7. Экспериментально определены величины утечек через боковой канал скважинного насоса в зависимости от диаметра насоса, давления в цилиндре, величины перекрытия плунжером канала. Установлено, что для насосов с группой посадки плунжера в цилиндре БИ-З и выше величина утечек через боковой канал пренебрежимо мала и ее можно не учитывать при определении производительности насоса.

8. Экспериментально исследован процесс заполнения насоса с боковым каналом при его работе на стендовой скважине. Установлены зависимости

коэффициента наполнения от типоразмера насоса, скорости откачки, величины перебега плунжера за боковой канал, давления на приеме насоса. Выработаны рекомендации по оптимальному диапазону расположения плунжера в цилиндре насоса относительно бокового канала при регулировке после монтажа в скважине.

9. Созданы, запатентованы (пат. РФ № 2144623, 21558362, 2162932, 2165010,2157450), испытаны и доведены до промышленного применения в ОАО «Татнефть» новые устройства для добычи нефти и интенсифицирующих ОПЗ малодебитных скважин.

10. Технология очистки ПЗП гидродинамическим изливом применена на 22 нагнетательных скважинах НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть». Доведена до промышленного применения в ОАО «Татнефть» малозатратная технология восстановления работоспособности скважинных штанговых насосов без подземного ремонта скважин кратковременным форсированием режима откачки. Возвращено в эксплуатацию без ПРС более 1000 скважин.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Фадеев В.Г., Латфуллин P.P. Восстановление скважин без подземного ремонта // Как выжить в условиях кризиса (технологии НГДУ «Альметьевнефть»): Сб. Залятов М.Ш., Ибрагимов Н.Г., Панарин А.Т. и др. - М.: ВНИИОЭНГ, 2000;- С.145-151.

2. Ибрагимов Н.Г., Фадеев В.Г., Хабибуллин З.А., Васильев В.И. Высокоэффективные технологии борьбы с органическими отложениями при добыче нефти. /Тезисы докладов V Международной научно-технической конференции. -Уфа.: УГНТУ, 1999. - С.185.

3. Фадеев В.Г. Способ очистки призабойной зоны нагнетательных скважин. //Роль отраслевой науки в развитии нефтедобывающей отрасли: Сборник тезисов докладов научно-практической конференции, посвященной 70-летию башкирской нефти. -Уфа.: БашНИПИнефть, 2002. - С.126-128.

4. Пат. 2165012 РФ, Способ очистки призабойной зоны нагнетательных скважин / В.Г.Фадеев, Ф.Ф.Халиуллин, В П.Бойко; Заяв. 04.04.2000; Опубл. 10.04.2001, Бюл. №10.

5. Пат. 2162932 РФ, МКИ Е 21 В 43/00. Устройство для добычи нефти и обработки призабойной зоны скважины/Н.Г. Ибрагимов, В.Г. Фадеев, А.А. Курмашов, М.М. Раянов. - Заявл. 26.04.1999. - Опубл. 10 02.2001, Бюл. № 4.

6. Пат. 2155862 РФ, МКИ Е 21 В 43/25. Устройство для воздействия на призабойную зону скважины импульсом депрессии / М.Ш. Залятов, Н.Г. Ибрагимов, В.Г. Фадеев, М.А. Джафаров. - Заявл. 12.04.1999. - Опубл. 10.09.2000, Бюл.№25.

7. Пат. на полезную модель №33398 РФ, МКИ Е 21 В 43/25. Устройство для добычи нефти/В.М. Валовский, В.Г. Фадеев, К.В. Валовский, В.Н. Шумилин.

- Заявл. 30.06.2003. - Опубл. 20.10.2003, Бюл. № 29.

8. Пат. 2165010 РФ, МКИ Е 21 В 43/00. Глубинный штанговый насос / М.Ш. Залятов, Н.Г. Ибрагимов, В.Г. Фадеев, АЛ. Курмашов, М.М. Раянов. P.P. Латфуллин - Заявл. 16.08.1999.-Опубл. 10.04.2001. Бюл. № 10.

9. Пат. 2157450 РФ, МКИ Е 21 В 43/00. Глубинный штанговый насос / Н.Г. Ибрагимов, М.Ш. Залятов, А.Ф. Закиров, В.Г. Фадеев, А.А. Курмашов, М.М.Раянов.-Заявл. 02.11.1999. -Опубл. 10.10.2000,Бюл. №28.

10. Ибрагимов Н.Г., Фадеев В.Г., Ибатуллин P.P., Валовский К.В. Новые технические решения в технологиях разработки трудноизвлекаемых запасов нефтей в ОАО «Татнефть». //Повышение нефтеотдачи пластов: Сборник докладов 12-го Европейского симпозиума. -Казань.: Стар, 2003. - С.238-243.

11. Фадеев В.Г., Валовский В.М., Балбошин В.А. О коэффициенте наполнения насоса с боковым входным каналом // Нефт. хоз-во. -2004, -№4,

- С.87-89.

12. Иктисанов В.А., Фадеев В.Г., Фаттахов Р.Б. Численное моделирование перетоков между нагнетательными скважинами // Нефт. хоз-во. -2004, -№4, - С.68-70.

1*1 07 96

Отпечатано в секторе оперативной полиграфии Института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» Подписано в печать 19.04.2004 г.

Заказ № 122 Тираж 100 экз.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Фадеев, Владимир Гелиевич

Введение.

1. Анализ технологий очистки призабойной зоны пласта нагнетательных скважин.

1.1. Факторы, влияющие на приемистость.

1.2. Технологии очистки призабойной зоны пласта нагнетательных скважин.

1.3. Анализ работ, связанных с очисткой призабойной зоны пласта в

ОАО "Татнефть".

2. Теоретические, экспериментальные и промысловые исследования очистки нагнетательных скважин методом гидродинамического излива.

2.1. Разработка методических подходов к моделированию процесса гидродинамического излива скважин.

2.2. Очистка призабойной зоны пласта низкоприемистой нагнетательной скважины методом гидродинамического излива.

2.3. Оценка допустимого объема загрязнений, возвращаемых в более приемистые скважины при осуществлении технологии гидродинамического излива.

3. Разработка технологических схем очистки нагнетательных скважин на основе гидродинамических изливов.

4. Разработка и исследование новых скважинных штанговых насосов для эксплуатации малодебитных нефтяных скважин.

4.1. Осложнения при эксплуатации малодебитных скважин. Восстановление работоспособности скважинного штангового насоса без извлечения из скважины.

4.2. Разработка устройств для добычи нефти с интенсифицирующей обработкой призабойной зоны скважин.

4.3. Разработка скважинных штанговых насосов с боковым приемным клапаном.

4.4. Математические зависимости, описывающие работу скважинных штанговых насосов и вычислительные эксперименты на их основе.

4.4.1. Моделирование процесса заполнения цилиндра насоса через боковой канал.

4.4.2. Оценка дополнительных нагрузок на штанги при работе насоса с боковым каналом.

4.5. Анализ и обобщение результатов вычислительных экспериментов, направления их практического использования, постановка задач экспериментальных исследований.

5. Экспериментальные исследования работы насоса с входным боковым каналом.

5.1. Исследование утечек в насосе с боковым каналом.

5.2. Исследование на стендовой скважине влияния различных факторов на коэффициент наполнения насоса.

6. Практическая реализация результатов, эффективность предложенных решений.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности работы скважин на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти"

Большинство месторождений нефти Республики Татарстан находятся в стадии эксплуатации, характеризующейся падающей добычей в связи с постепенным истощением запасов. Например, по состоянию на конец 2003 г. средний дебит нефти одной скважины по ОАО «Татнефть» составляет около 3,8 т/сутки, по новым скважинам — 6,1 т в сутки. Действующий фонд составил около 20000 скважин. При этом около 80% скважин эксплуатируются установками скважинных штанговых насосов (УСШН). По мере выработки запасов и роста обводненности продукции скважин происходит изменение физико-химических и реологических свойств добываемой водогазонефтяной эмульсии (ВГНЭ), ухудшение коллекторских свойств пласта. Такие изменения свойств наиболее присущи фонду малодебитных скважин (МДС), составляющему в ОАО «Татнефть» около 80% эксплуатационного фонда. При эксплуатации малодебитных скважин возникает необходимость согласования притока и отбора продукции, проведения мероприятий по стимуляции притока, оптимизации работы глубинно-насосного оборудования, что обусловливает сравнительно большие эксплуатационные затраты на содержание фонда МДС в работоспособном состоянии. Из изложенного очевидна актуальность повышения эффективности эксплуатации МДС для обеспечения рентабельности добычи нефти. Для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений в ОАО Татнефть широко применяется заводнение. Заводнение низкопроницаемых пластов зачастую осложнено загрязнением призабойной зоны пласта (ПЗП), обусловленным недостаточной степенью очистки закачивемой воды, коррозией трубопроводов, применением ингибиторов коррозии и д.р. Загрязнение ПЗП приводит к снижению приемистости скважин и ограничению фронта вытеснения. Традиционные технологии очистки ПЗП требуют больших затрат. Поэтому разработка эффективных и недорогих способов очистки призабойной зоны нагнетательных скважин является важной и актуальной научно-технической задачей.

В результате проведенных исследований разработан способ очистки ПЗП низкоприемистых нагнетательных скважин на основе гидродинамического излива. Отличительной особенностью способа является то, что вода излива очищается от нефтяных и твердых взвешенных частиц, выносимых из продуктивного пласта, уловленные загрязнения утилизируются, а очищенная вода направляется по системе водоводов в соседние более высокоприемистые скважины с допустимой для них концентрацией загрязняющих частиц.

Эффективность эксплуатации скважин обусловлена правильным выбором, как режимов откачки, так добывающего оборудования. Теоретические вопросы эксплуатации УСШН рассматривались академиком JI.C. Лейбензоном и A.M. Пирвердяном в работах начала 30 годов. Научные и инженерные основы штангового насосного способа добычи нефти даны в работах К.С. Аливердизаде, А.С. Вирновского, А.Н. Адонина, И.Т. Мищенко, В.И. Грайфера, К.Р. Уразакова, М.Д. Валеева, К.А. Карапетова, Ю.А. Балакирова, B.C. Кроля, Р.А. Максутова, Р.Я. Кучумова, Ивановского В.Н., Люстрицкого В.М. и др. отечественных и зарубежных ученых- нефтяников. Однако, недостаточно исследованными остались вопросы повышения эффективности работы добывающих и нагнетательных скважин, эксплуатирующих трудноизвлекаемые запасы нефти на поздней стадии разработки месторождений. Объектами представленных в данной работе исследований стали способы очистки ПЗП с низкопроницаемыми коллекторами и типовые и усовершенствованные СШН, применяемые в условиях ОАО «Татнефть» для добычи продукции скважин из МДС, находящихся на поздней стадии разработки.

Целью работы являлось создание способов и технических средств для эффективной работы скважин, эксплуатирующих трудноизвлекаемые запасы нефти на поздней стадии разработки месторождений.

Основные задачи исследований:

1. Разработка методических подходов к моделированию процесса и теоретические исследования режимов гидродинамического излива.

2. Проведение исследований очистки нагнетательных скважин методом гидродинамического излива.

3. Разработка технологических схем очистки нагнетательных скважин методом гидродинамического излива.

4. Разработка новых устройств для добычи нефти, с функцией интенсификации притока.

5. Теоретические и экспериментальные исследования работы скважинных штанговых насосов с боковым входным каналом.

6. Опытно-промышленные испытания в промысловых условиях.

Поставленные задачи решались путем аналитических и экспериментальных исследований, анализа и обобщения лабораторных и промысловых данных, математического моделирования с применением ПЭВМ, а также организацией опытно-промышленных работ.

Научная новизна работы.

1. Разработаны методические подходы к моделированию процесса гидродинамического излива нагнетательных скважин. На основании численного моделирования установлены зависимости параметров процесса излива от характеристик скважин, показано, что определяющими критериями процесса являются отношение величин дебита и гидропроводности пласта, а также забойные давления в скважинах, объединенных в единую гидравлическую систему.

2. Экспериментально установлено распределение фракционного и количественного состава твердых взвешенных частиц и нефтяных загрязнений в изливающейся из скважин в процессе гидродинамического излива воде.

3. Экспериментально установлены зависимости величин утечки жидкости через боковой канал в цилиндре скважинного насоса от диаметра насоса, давления в цилиндре, величины перекрытия плунжером канала, вязкости рабочей жидкости.

4. Установлена зависимость оптимального отношения величины перебега плунжера насоса за боковой входной канал к полной длине его хода, обеспечивающего наибольшую величину коэффициента наполнения насоса с боковым входным каналом, от диаметра насоса, длины хода и частоты качаний, давления на приеме насоса.

Практическая ценность работы.

1. Разработан новый способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательных скважин динамическим изливом (патент РФ 2165012).

2. Установлен состав и степень загрянения изливающейся из скважин воды. Обоснована необходимость ее очистки перед направлением в принимающую скважину. Разработаны новые технологические схемы очистки ПЗП нагнетательных скважин гидродинамическим изливом, включающие элементы для улавливания извлекаемых загрязнений.

3. Экспериментально доказано, что метод гидродинамического излива в условиях ОАО «Татнефть» позволяет кратно увеличить приемистость нагнетательных скважин. Выработаны рекомендации по оптимальным режимам гидродинамического излива. Технология очистки ПЗП гидродинамическим изливом применена на 22 нагнетательных скважинах НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть».

4. Созданы, запатентованы (пат. РФ № 2144623, 21558362, 2162932, 2165010, 2157450), испытаны и доведены до промышленного применения в ОАО «Татнефть» новые устройства для добычи нефти и интенсифицирующих ОПЗ малодебитных скважин.

5. Установлено, что во всем имеющем место на практике диапазоне изменения условий эксплуатации для насосов с группой посадки плунжера в цилиндре Fit 3 и выше величина утечек через боковой канал пренебрежимо мала и ее можно не учитывать при определении производительности насоса.

6. Получены экспериментальные зависимости коэффициента наполнения скважинных насосов 25-125 ТНМ-ТД-11-9,2-4 и 25-225 ТНМ-ТА-11-9,2-4 с условным диаметром плунжера соответственно 32 и 57 мм, от скорости откачки, давления на приеме насоса и величины перебега плунжера за боковой канал.

7. Установлено, что подгонку положения плунжера насоса с боковым входным каналом в цилиндре после спуска в скважину необходимо выполнять с учетом ее влияния на коэффициент наполнения насоса. Исходя из результатов исследований, даны рекомендации по достижению наибольшего коэффициента наполнения насоса.

8. Обоснован способ запуска в работу малодебитных скважин, простаивающих из-за отсутствия подачи, кратковременным форсированием режима откачки. Доведена до промышленного применения в ОАО «Татнефть» основанная на этом способе мало затратная технология восстановления работоспособности скважинных штанговых насосов без подземного ремонта скважин. Возвращено в эксплуатацию без ПРС более 1 ООО скважин.

На защиту выносятся:

1. Методические подходы и результаты моделирования процесса гидродинамического излива нагнетательных скважин.

2. Результаты экспериментальных исследований процесса гидродинамического излива и технологические рекомендации по повышению его эффективности.

3. Новые технологические схемы очистки ПЗП нагнетательных скважин гидродинамическим изливом, включающие элементы для улавливания извлекаемых загрязнений.

4. Новые устройства для добычи нефти и интенсифицирующих ОПЗ малодебитных скважин и результаты их промышленного применения в ОАО «Татнефть».

5. Результаты экспериментального исследования утечек через боковой канал скважинного насоса в зависимости от диаметра насоса, давления в цилиндре насоса, величины перекрытия плунжером канала, вязкости рабочей жидкости.

6. Результаты исследования процесса заполнения насоса с боковым каналом. Зависимости коэффициента наполнения от типоразмера насоса, скорости откачки, величины перебега плунжера за боковой канал, давления на приеме насоса, рекомендации по оптимальному диапазону расположения плунжера в цилиндре насоса относительно бокового канала при регулировке после монтажа в скважине.

7. Обоснование и результаты промышленного применения на скважинах в ОАО «Татнефть» технологии восстановления работоспособности скважинных штанговых насосов без подземного ремонта скважин кратковременным кратным форсированием режима откачки.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Фадеев, Владимир Гелиевич

Основные результаты и выводы

На поздней стадии разработки месторождений эффективность работы скважин, эксплуатирующих трудноизвлекаемые запасы нефти во многом определяется сохранением приемистости нагнетательных скважин при заводнении пластов, повышением продуктивности и применением малозатратных технологий добычи нефти из малодебитных скважин.

1. Разработаны методические подходы к моделированию процесса гидродинамического излива нагнетательных скважин. На основании численного моделирования определены условия возникновения перетоков между нагнетательными скважинами после их остановки и. установлены зависимости параметров процесса излива от характеристик скважины.

2. Разработан новый способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательных скважин динамическим изливом (патент РФ 2165012).

3. Экспериментально установлено, что метод гидродинамического излива в условиях ОАО Татнефть позволяет кратно увеличить приемистость скважин. При этом показано, что очистку ПЗП нагнетательных скважин гидродинамическим изливом целесообразно проводить с контролируемым расходом, не позволяя резко снижаться устьевому и соответственно пластовому давлению на изливающей скважине.

4. Экспериментально установлен состав и степень загрянения изливающейся из скважин воды в процессе гидродинамического излива. Обоснована необходимость очистки воды перед направлением ее в принимающую скважину.

5. Разработаны новые технологические схемы очистки ПЗП нагнетательных скважин гидродинамическим изливом, включающие элементы для улавливания извлекаемых загрязнений.

6. На математической модели выполнено исследование процесса заполнения цилиндра насоса через боковой канал, оценка нагрузок на штанги при работе насоса с боковым каналом, оценены потери производительности

СШН при откачке ВВН из-за запаздывания срабатывания шарикового клапана; установлена зависимость оптимального перебега плунжера насоса за боковой входной канал, обеспечивающего наибольшую величину коэффициента наполнения насоса, от размеров насоса, условий эксплуатации и режима откачки.

7. Экспериментально определены величины утечек через боковой канал скважинного насоса в зависимости от диаметра насоса, давления в цилиндре, величины перекрытия плунжером канала. Установлено, что для насосов с группой посадки плунжера в цилиндре Fit-З и выше величина утечек через боковой канал пренебрежимо мала и ее можно не учитывать при определении производительности насоса.

8. Экспериментально исследован процесс заполнения насоса с боковым каналом при его работе на стендовой скважине. Установлены зависимости коэффициента наполнения от типоразмера насоса, скорости откачки, величины перебега плунжера за боковой канал, давления на приеме насоса. Выработаны рекомендации по оптимальному диапазону расположения плунжера в цилиндре насоса относительно бокового канала при регулировке после монтажа в скважине.

9. Созданы, запатентованы (пат. РФ № 2144623, 21558362, 2162932, 2165010, 2157450), испытаны и доведены до промышленного применения в ОАО «Татнефть» новые устройства для добычи нефти и интенсифицирующих ОПЗ малодебитных скважин.

10. Технология очистки ПЗП гидродинамическим изливом применена на 22 нагнетательных скважинах НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть». Доведена до промышленного применения в ОАО «Татнефть» малозатратная технология восстановления работоспособности скважинных штанговых насосов без подземного ремонта скважин кратковременным форсированием режима откачки. Возвращено в эксплуатацию без ПРС более 1000 скважин.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Фадеев, Владимир Гелиевич, Альметьевск

1. Лапшин В.И. Поддержание пластового давления путем закачки воды в пласт. — М.: Недра, 1986. — 160 с.

2. Тронов В.П., Тронов А.В. Очистка вод различных типов для использования в системе ППД. Казань.: ФЭН, 2001. - 560 с.

3. Тронов А.В. Технологические схемы и оборудование для подготовки нефтепромысловых вод. — М.: ВНИИОЭНГ, 2002. — 416 с.

4. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. — М.: Куб К-а, 1997. — 352 с.

5. Тронов В.П., Тронов А.В. Геолого-технические предпосылки улучшения качества закачиваемой воды // Нефтяное хозяйство. — 2001. №1. —с. 38-42.

6. Апельцин И.Э. Подготовка воды для заводнения нефтяных пластов. — М.: Гостоптехиздат. — 1960. 300 с.

7. Ли А.Д., Полюбай П.Н. Опыт очистки сточных вод для закачки в пласты нефтяных месторождений Татарии. — М.: ВНИИОЭНГ. — 1972.

8. Миронов Е.А. Закачка сточных вод нефтяных месторождений в продуктивные и поглощающие горизонты. — М.: Недра. — 1976.

9. Байков У.М., Валиев Ш.И., Минигазимов Н.С. и др. Подготовка и нагнетание воды для поддержания пластового давления на нефтяных месторождениях Башкирии. // М.: ВНИИОЭНГ, Обзорн. Информ., - 1984. — вып. 9(81).-49 с.

10. Пантелеев А.С., Козлов Н.Ф., Персиянцев М.Ф., Дытюк Л.Т., Самакаев Р.Х. Исследование физикохимических процессов при заводнении продуктивных пластов и добыче нефти. — Оренбург: Оренбургское книжное изд-во. 2000. - 304 с.

11. Кащавцев В.Е., Гаттенберг Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. — М.: Недра. — 1985. — 215 с.

12. Люшин С.Ф., Глазков А.А., Галеева Г.В., Антипин Ю.В.,Сыртланов А.Ш. Отложения неорганических солей в скважинах, призабойной зоне пласта и методы их предотвращения. // Обз. инф. -М.: ВНИИОЭНГ. 1983.

13. Розанова Е.П., Кузнецов С.И. Микрофлора нефтяных месторождений. М.: Недра. — 1974. — 197 с.

14. Ли А.Д. Промысловый опыт борьбы с образованием сероводорода в заводняемых пластах Ромашкинского месторождения. // НТС. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. - 1964. - № 8. - с. 18-23.

15. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Гиматудинова Ш.К. — М.: Недра, 1974.-с. 704.

16. Еронин В.А., Литвинов А.А., Кривоносое И.В., Голиков А.Д., Ли А.Д. Эксплуатация системы заводнения пластов. — М.: Недра, 1967. — 328 с.

17. Никитин В.Н. Сохранение и восстановление коллекторских свойств скважин / материалы семинара главных инженеров ОАО «Татнефть» «Опыт разработки и эксплуатации месторождений на поздней стадии — технологии НГДУ «Альметьевнефть». 2002, 63 с.

18. Иктисанов В.А. Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. - 212с.

19. Иктисанов В.А., Дияшев Р.Н. Обработка кривых восстановления давления с учетом притока путем использования численных методов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1999. - № 6. -с. 31-36.

20. Молокович Ю.М., Шкуро А.С. Применение метода разделения времени по процессам в задачах неравновесной фильтрации // Георесурсы. — 2001.-№2(6).-С. 19-21.

21. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963.-396 с.

22. Home R.N. Modern well test analysis. A computer-aided approach. -Petroway, Inc., 2000. 257 p.

23. Пат. 2165012 РФ, Способ очистки призабойной зоны нагнетательных скважин / В.Г.Фадеев, Ф.Ф.Халиуллин, В.П.Бойко; Заяв. 04.04.2000; Опубл. 10.04.2001, Бюл. №10; Приоритет 04.04.2000.

24. ОСТ 39-133-81 Фотоколориметрическое определение содержания нефтепродуктов в воде.

25. СТП 33-018-87 Методы анализа химического состава нефтепромысловых сточных вод.

26. ОСТ 39-230-89 Определение содержания мехпримесей в речных и промысловых водах.

27. Методика отбора проб, консервации и проведения анализа на содержание механических примесей в промысловых сточных водах. — Бугульма., 1996.-35 с.

28. Требования к качеству сточных и пресных вод, закачиваемых в пласт. Инструкция. Бугульма.: ТатНИПИнефть, 1999. -31 с.

29. Положение о закачке нефтепромысловых сточных вод в нагнетательные скважины системы ППД ОАО «Татнефть». РД. ТатНИПИнефть, Бугульма, 1999г.

30. А. А. Попов. Ударные воздействия на призабойную зону скважин. М.: Недра, 1990.

31. А.К.Мухаметзянов, И.Н. Чернышов. Добыча нефти штанговыми насосами — М.: Недра, 1993. 350 с.

32. Пат. 2162932 РФ, МКИ Е 21 В 43/00. Устройство для добычи нефти и обработки призабойной зоны скважины/Н.Г. Ибрагимов, В.Г. Фадеев, А.А. Курмашов, М.М. Раянов. Заявл. 26.04.1999. - Опубл. 10.02.2001. Бюл. № 4.

33. Пат. 2155862 РФ, МКИ Е 21 В 43/25. Устройство для воздействия на призабойную зону скважины импульсом депрессии/М.Ш. Залятов, Н.Г. Ибрагимов, В.Г. Фадеев, М.А. Джафаров. — Заявл. 12.04.1999. — Опубл. 10.09.2000. Бюл. № 25.

34. Ф.С. Абдуллин. Повышение производительности скважин.- М.: Недра, 1975.

35. Пат. 2014443 Р.Ф, С1, Опубл. 15.06.1994.

36. Пат. на полезную модель №33398 РФ, МКИ Е 21 В 43/25. Устройство для добычи нефти/В.М. Валовский, В.Г. Фадеев, К.В. Валовский, В.Н. Шумилин. Заявл. 30.06.2003. - Опубл. 20.10.2003. Бюл. № 29.

37. Пат. 2165010 РФ, МКИ Е 21 В 43/00. Глубинный штанговый насос / М.Ш. Залятов, Н.Г. Ибрагимов, В.Г. Фадеев, А.А. Курмашов, М.М. Раянов. P.P. Латфуллин Заявл. 16.08.1999. - Опубл. 10.04.2001. Бюл. № 10.

38. Пат. 2157450 РФ, МКИ Е 21 В 43/00. Глубинный штанговый насос / Н.Г. Ибрагимов, М.Ш. Залятов, А.Ф. Закиров, В.Г. Фадеев, А.А. Курмашов, М.М. Раянов. Заявл. 02.11.1999. - Опубл. 10.10.2000. Бюл. № 28.

39. JI.C. Лейбензон. Собрание трудов. Т.З. Нефтепромысловая механика. М.: Изд-во Академии наук СССР, 1955. 678 с.

40. Пирвердян A.M. Гидромеханика глубиннонасосной эксплуатации. М.: Недра, 1965, - 190 с.

41. Дрэготеску Н.Д. Глубиннонасосная добыча нефти. М.: Недра, 1966. -416 с.

42. Силаш А.П. Добыча и транспорт нефти и газа. Ч. 1./ Пер. с англ./ —М.: Недра, 1980. 375 с.

43. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами. М.: Недра, 1979. -213 с.

44. Пирвердян A.M., Адонин А.Н. Вопросы гидравлики и работоспособности глубинного насоса / A.M. Пирвердян, А.Н. Адонин. Баку: Азнефтеиздат, 1955. - 189 с.

45. Вирновский А.С. О вычислении истинной длины хода плунжера глубинного насоса // Нефтяное хозяйство. 1954. - №4.- С. 32- 36.

46. Вирновский А.С. Способ вычисления величин, характеризующих работу глубиннонасосной установки по данным наземных измерений // Нефтяное хозяйство. — 1952. № 5. - С. 86 - 103.

47. Справочник по добыче нефти. Т.2./ Под ред. И.М. Муравьева. М.: Гостоптехиздат, 1959. - 315 с.

48. Вирновский А.С. Теория и практика глубиннонасосной добычи нефти: Избранные труды. — М.: Недра, 1971. 184 с.

49. Мищенко И.Т. Исследования динамических нагрузок, действующих на штанговую колонну в наклонно направленных скважинах // Нефт. х-во. 1993. -№ 7. - С. 37-39.

50. Уразаков К.Р. Эксплуатация наклонно направленных скважин штанговыми глубинными насосами. / Обз. инф. ВНИИ орг., упр. и экон. нефтегаз. пром-сти. // Техн. и технол. добычи нефти и обустройство нефт. месторожд. 1988, - № 3. С. 1-50.

51. Валеев М.Д. Влияние свойств добываемой жидкости на показатели надежности УСШН / Баш. гос. н.-и. и проект, ин-т нефт. пром. -Уфа, 1993,- С. 9.-Рус. -ДЕП. в ВНИИОЭНГ 20.5.93, № 2000 -нг 93.

52. Люстрицкий В.М. Гидромеханика подъемников вязких и эмульсионных нефтей. Дисс. д. т.н., Самара, 1998, 296 с.

53. Справочное руководство по проектированию разработке и эксплуатации нефтяных месторождений: Добыча нефти. // Под общ. ред. Ш.К. Гиматудинова / Н.С. Андриасов, И.Г. Мищенко, А.И. Петров и др. — М.: Недра, 1983,-455 с.

54. Муравьев И.М., Крылов А.П. Эксплуатация нефтяных месторождений. -М ., Л.: Гостоптехиздат, 1949. —775 с.

55. Аливердизаде К.С. Приводы штангового глубинного насоса. —М.: Недра, 1973,- 190 с.

56. Уразаков Т.К. Методика расчета экстремальных нагрузок в штанговой колонне с амартизаторами. Материалы 46 Науч.-техн. конф. студ., аспирантов и мол. ученых Уфим. гос. нефт.-техн. ун-та, г.Уфа, 1995 г. Уфа, 1995.- С. 69.

57. Ивановский В.Н. Основные направления работ по оптимизации эксплуатации нефтепромыслового оборудования в наклонно направленных скважинах // Нефтепромысловое дело. 1996. - № 3-4. - С. 8-16.

58. Хасанов М.М. Динамическая модель глубиннонасосной установки / М.М. Хасанов, Р.К. Мухаметшин // Соврем, пробл. бур. и нефтепромысл. мех. / Уфим. нефт. техн. ун-т. Уфа, 1996. - С. 58-66.

59. Patterson С., Bucaram S.V., Curfew J.V. Рекомендации по сокращению отказов оборудования эксплуатационных скважин с штанговыми насосами = Experience reveals ways to minimize failures in rod-pumped wells // Oil and Gas J. -1993.-91, № 27.-C. 29-32.

60. Даутов T.M. Нефтяникам высоконадежные скважинные штанговые насосы // Нефт. х-во.- 1997. - № 1. - С. 7-10.

61. А.с. 1809166 СНГ , МКИ5 F 04В 47/02. Способ запуска штанговой глубинно-насосной установки / Г.И.Сабиров и др. № 4901825/29; Заявл. 11.1.91; Опубл. 15.4.93, Бюл. № 14.

62. Мамедов A.M. К вопросу применения в глубинно-насосных скважинах насосов с определенным начальным зазором / A.M. Мамедов, Э.М. Рустамов // Азерб. нефт. х-во. 1991. - № 3. - С. 32-35.

63. Велиев Ф.Г. Устройство для плавного изменения производительности глубиннонасосной установки // Нефт. х-во, 1991. - №7. - С.39-40.

64. Проблемы эксплуатации скважин штанговыми глубинными насосами / В.П. Грабович, И.Ф. Феоктистов // Нефт. х-во. 1989. - № 6. - С.-50-52.

65. Clegg Joe Dunn. Высокопроизводительные методы механизированной добычи нефти = High-rate artificial lift. / J. Petrol. Technol. — 1988. — 40. № 3. -p.277-282.

66. Пат. 4724672, США, МКИ F 16 D 31/02 НКИ 60/731, 60/414. Система утилизации энергии при работе глубинного штангового насоса Energy storing hydraulic lift pump for oil wells. Olmsted Peter B. - № 877490; Заявл. 23.06.86; Опубл. 16.02.88.

67. Мищенко И.Т. Особенности добычи высоко вязкой нефти пермокарбоновой залежи Усинского месторождения установками скважинных штанговых насосов // Нефтепромысл. дело. 1995. - №7. - С. 14-20.

68. Эффективность штанговых насосов выше, чем электропогружных = Beam Pumps Surpass ESP Efficiency / Lea J. F., Minissale J.D. // Oil and Gas J. . -1992. 90, № 20. - C.72-75.

69. Новое в механизированной добыче нефти = What's new in artificial lift / Lea J.F., Winkler H.W.//World Oil .-1991 .-212, №5. C. 73-74, 76-78.

70. Пат.5501278 США, МКИ6 E 21 В 17/00 НКИ 166/369. Способ добычи нефти. / Garrett Kenneth D., Rogers Norman D.// Method of achieving high production rates in wells with small diameter tubulars.

71. Gibbs S. G Проектирование и диагностика искривленных скважин со вставным штанговым насосом = Design and diagnosis of deviated rod-pumped wells // J. Petrol. Technol. 1992. - 44, № 7. - C. 774-781.

72. Ишмурзин A.A. Методика расчета запаса прочности колонны насосных штанг в пространственно искривленных скважинах // Соврем, пробл. бур. и нефтепромысл. мех. / Уфим. нефт. техн. ун-т. Уфа, 1996. - С. 46-51.

73. Пат. 1447013 Россия, МКИ6 F 04 В 47/02. Скважинная штанговая насосная установка / В.Г. Сансиев и др.- № 3927582/06; Заявл. 8.7.85; Опубл. 10.5.96, Бюл. № 13.

74. Пат. 2059883 Россия, МКИ6 F 04 В 47/00 Штанговая насосная установка Россия . : / К.Р. Уразаков и др. № 5032010/06 ; Заявл. 1.7.91 ; Опубл. 10.5.96, Бюл. № 13.

75. А.с. 1774066 СНГ , МКИ5 F 04 В 47/02. Насос / Т.С.Камильянов, Р.Х.Муслимов, А.М.Тахаутдинов / Альметьевское упр. по повыш. нефтеотдачи пластов и кап. ремонту скважин .- № 4656931/29; Заявл. 07.12.88; Опубл. 07.11.92, Бюл. №41.

76. Расчет технологических параметров работы штанговых установок в осложненных условиях // Добыча нефти в условиях интенсиф. освоения месторожд. Зап. Сиб. / С.М. Подкорытов, С.В. Шашин Тюмень, 1987. — С. 1522.

77. Штанговый насос для откачки жидкости повышенной вязкости // Техн. и технол. добычи нефти и газа в Азербайджане / Г.Г. Джабаров, Э.М. Рустамов -Баку, 1987.-С. 98-100.

78. Грайфер В.И., Ишемгужин С.Б., Яковенко Г.А. Оптимизация добычи нефти глубинными насосами. Казань, Татарское книжное издательство, 1973. — 216 с.

79. Рашидов М.М. Некоторые вопросы коррекции промысловых данных при оптимизации работы скважинной штанговой насосной установки // Азерб. нефт. х-во. 1988. - №2. - С. 39-41.

80. Репин Н.Н. Влияние газа на работу глубинного насоса. Нефтяное хозяйство, № 4, 1960

81. Зорин В.Н. Перспективы применения ШГНУ для добычи высоковязких нефтей // Теория и практ. добычи нефти терм, методами.- М., 1988. С. 70-75.

82. Руководство по эксплуатации скважин установками скважинных штанговых насосов в ОАО «Татнефть» РД 153-39.1- 252-02 — Альметьевск: 2002,- 199 с.

83. Уразаков К.Р. Утечки в клапанах наклонно расположенных штанговых насосов. / К.Р. Уразаков, А.М Хакимов / Башк. н.-и. и проект, инст. нефт. пром.- М., 1988.- 7с: ил. Библиогр.: 2 назв. - Деп. во ВНИИОЭНГ 13.04.88, № 1537-нг88.

84. Багиров М.М Определение наивыгоднейшего режима откачки штанговой скважинной насосной установки // Азерб. нефт. х-во . 1988. - № 10.- С. 36-37.

85. Мищенко И.Т Проблемы технологии и техники добычи и подготовки нефти на месторождениях с осложненными условиями эксплуатации / И.Т. Мищенко, В.И. Игревский: Тр. / Моск. ин-т нефти и газа. 1989. - № 214. -С.44-57.

86. Каталог «Глубинные штанговые насосы»: Ижевск, ОАО «Ижнефтемаш». 2001. -132 с.

87. Аливердизаде К.С. Приводы глубинного штангового насоса: М.: Недра. 1974.-310 с.

88. Бухаленко Е.И., Абдуллаев Ю.Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. — М.: Недра, 1974. — 360 с.

89. Фадеев В.Г., Латфуллин P.P. Восстановление скважин без подземного ремонта. Сб. Как выжить в условиях кризиса. — М.: 1999.0А0 «ВНИИОНГ». С.137- 143.

90. Круман Б.Б. Расчеты при эксплуатации скважин штанговыми насосами. Справочное пособие. -М.: Недра, 1980 -320 с.

91. Хамидуллин Ф.Ф. Реологические свойства нефтей и водонефтяных эмульсий месторождений Республики Татарстан: Справочник — Бугульма: ГУЛ «Бугульминская типография» 2001, -557 с.

92. Лойцянский Л.Г., Лурье А.И. Курс теоретической механики: В 2-х томах. Т.2. Динамика. -М.: Наука, 1983. -640 с.

93. Альтшуль А.Д. Гидравлические сопротивления, М.: Недра, 1982, -224 с.

94. Роуч П. Вычислительная гидродинамика. — М.: Мир, 1980. 578 с.

95. Корн Г., Корн Т. Справочник по математике для научных работников и инженеров. -М.: Наука, 1970, -720 с.

96. Флетчер К. Численные методы на основе метода Галеркина: Пер. с англ. М.: Мир, 1988. - 352 с.

97. Марчук Г. И. Методы вычислительной математики. -М.: Наука, 1977.

98. Ames W.F. Nonlinear partial differential equations in engineering. — New York: Academic Press. 1972.

99. Collatz L. The numerical treatment of differential equations. — Berlin: Springer- Verlag, 1960.

100. Forsythe C.A., Malcolm M.A., Moler C.B. Computer methods for mathematical computations. Englewood Cliffs: Prentice-Hall, NJ, 1977.

101. Основы численных методов. -М.: Наука, 1987. 320 с.

102. Чугаев P.P. Гидравлика. — Л.: Энергоиздат. 1982. -672 с.

103. Математика и САПР: в 2-х кн. Кн. 2. / Жермен- Лакур П., Жорж П.Л., и др. -М.: Мир, 1989. 264 с.

104. Турчак Л.И. Основы численных методов. — М.: Наука, 1987. 320 с.

105. Трехмерные пограничные турбулентные слои: Пер.с англ./ Под ред. Фернхольца X., Краузе Е. -М.: Мир, 1985. -384 с.

106. Дьяконов В. MATLAB: Учебный курс. СПб: Питер, 2001. -560 с.

107. Шлихтинг Г. Теория пограничного слоя / Пер с нем. Г.А. Вольперта. Под ред. Л.Г. Лойцанского. — М.: Наука, 1974. -654 с.

108. Фабрикант Н.М. Аэродинамика. М.: Наука, 1964. — 458 с.

109. Банди Б. Методы оптимизации. М.: Радио и связь, 1988. -128 с.

110. Банди Б. Методы оптимизации. -М.: Радио и связь, 1988. -128 с.

111. Огибалов П.М., Мирзаджанзаде А.Х. Механика физических процессов. —М.: Изд- во МГУ им. Ломоносова, 1976. -240 с.

112. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. Казань, Фэн, 2000, -416 с.

113. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учеб. Пособие для вузов / Мищенко И.Т., Сахаров А.В., и др. — М.: Недра, 1984. -272 с.

114. Гегузин Я.Е. Пузыри, М.: Наука. 1985. - 174 с.