Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка технических средств и химреагентов для регулирования работы газлифтных скважин в осложненных термодинамических условиях

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка технических средств и химреагентов для регулирования работы газлифтных скважин в осложненных термодинамических условиях"

ии3473625

На правах рукописи

НГУЕНХЫУНЯН

РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ И ХИМРЕАГЕНТОВ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАБОТЫ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН В ОСЛОЖНЕННЫХ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 Ом

Уфа-2009

003473625

Работа выполнена на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Уфимского государственного нефтяного технического университета.

кандидат технических наук, доцент Кабиров Минивалей Муллагалиевич.

доктор технических наук, профессор Каримов Марат Фазылович;

кандидат технических наук, с.н.с. Валишин Юнир Гаянович.

Центр химической механики нефти АНРБ.

Защита состоится «29» июня 2009 года в 14-00 на 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 «28» мая 2009 года.

Научный руководитель

Официальные оппоненты:

Ведущая организация

Ученый секретарь совета

Ямалиев В. У.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

В результате поисково-разведочных работ за период 1976-2008 гг. на шельфе Южного Вьетнама был открыт и введен в разработку ряд нефтяных месторождений: Белый Тигр, Дракон, Аврора, Рубин, Черный Лев, Золотой Лев и другие. Причем месторождение Белый Тигр является крупнейшим на континентальном шельфе Вьетнама. На месторождении разрабатываются три объекта: нижний миоцен, олигоцен и фундамент. Основные запасы нефти сосредоточены в трещиноватых гранитных породах фундамента, что является уникальным явлением в мировой практике добычи нефти и газа.

Основные эксплуатационные объекты месторождения Белый Тигр в настоящее время находятся на стадии падающей добычи из-за снижения активной части запасов, обводнения и выбытия скважин. Снижение пластового давления и появление воды в продукции скважины приводят к прекращению фонтанирования, снижению темпа отбора нефти. Возникает необходимость правильного выбора способа добычи нефти, экономически эффективного на весь период разработки на месторождениях в осложненных условиях: большой диапазон дебитов скважин; групповое размещение скважин; большая глубина; высокий газовый фактор; большое давление насыщения нефти газом; высокая температура пласта; образование асфальтоСмолопарафиновых отложений (АСПО) и т.д. В условиях нефтяных месторождений Вьетнама газлифт является наиболее эффективным.

Эксплуатация газлифтных скважин сопровождается рядом осложнений. Опыт разработки месторождений показывает, что по мере роста обводненности более 20% технико-экономические показатели газлифтного способа эксплуатации значительно ухудшаются. Около 60% газлифтных скважин характеризуются высокой обводненностью, низкими температурами на устье, образованием АСПО на стенках насосно-компрессорных труб (НКТ) и высокими удельными расходами газа. Режим работы среднестатистической

газлифтной скважины характеризуется следующими показателями: дебит по жидкости - 53 м3/сут, по нефти - 28 т/сут, обводненность - 41%, удельный расход газа - 340 м3/т. Одним из факторов, ухудшающих эффективность работы газлифтных скважин, является интенсивность образования высоковязкой устойчивой эмульсии и выпадения АСПО. Это приводит к прекращению добычи, увеличению затрат энергии при добыче нефти.

Цель работы

Повышение эффективности эксплуатации газлифтных скважин в осложненных термодинамических условиях при помощи технических средств и комплексных химреагентов.

Задачи исследования

1 Анализ факторов, влияющих на удельный расход газа, и эффективности применения методов для повышения КПД газлифтных скважин в условиях месторождений Вьетнама.

2 Разработка рекомендаций подбора оптимальных конструкций диспергаторов для применения в газлифтных скважинах.

3 Экспериментальные исследования пенообразующей способности нефти в смеси с ПАВ и ингибиторами АСПО.

4 Разработка и выбор новых композиций химреагентов для повышения эффективности работы газлифтных скважин месторождения Белый Тигр.

5 Проведение лабораторных и промысловых исследований по оценке технологической эффективности применения комплексных химреагентов в газлифтных скважинах месторождения Белый Тигр.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач осуществлялось на следующих этапах. На первом этапе проводился анализ факторов, влияющих на эффективность

работы газлифтных скважин. Определились возможности их применения для повышения эффективности работы газлифтных скважин.

На втором этапе использовались данные промысловых исследований диспергаторов на месторождениях Западной Сибири и были разработаны рекомендации по подбору оптимальной конструкции диспергаторов для газлифтных скважип с использованием методов планирования эксперимента при поиске оптимальных условий и оптимизации многофакторных технологических процессов.

На третьем этапе проводилось лабораторные исследования пенообразующей способности поверхностно-активных веществ (ПАВ) и ингибиторов АСПО с нефтей месторождения Белый Тигр методом продувания воздуха. Также проводились комплексные лабораторные исследования влияния химреагентов на реологические свойства нефти. По данным полученных экспериментов проведен анализ эффективности комплексных химреагентов для улучшения эксплуатации газлифтных скважин.

На четвертом этапе проведены промысловые исследования по оценке технологической эффективности применения комплексных химреагентов в газлифтных скважинах месторождения Белый Тигр.

Научная новизна

1 Установлены влияние обводненности продукции газлифтных скважин и концентрации нефтерастворимых химических реагентов при температурах 40-160°С и давлениях 28-42 МПа на пенообразующую способность асфальтеносмолопарафиновых нефтей с высоким содержанием парафина.

2 Разработаны новые высокоэффективные комплексные составы химических реагентов дня увеличения добычи нефти и уменьшения удельного расхода газа высокого давления путем регулирования работы газлифтных скважин с использованием композиций химических реагентов.

Практическая ценность

Промысловые испытания разработанной технологии на четырех газлифтных скважинах СП «Вьетсовпетро» месторождения Белый Тигр показали высокую эффективность обработки скважин комплексным химреагентом DMC D-6 + VX 7484: дебит скважин по жидкости увеличился на 30 м3/сут, по нефти на 20 т/сут, удельный расход газа высокого давления уменьшился на 25%.

Апробация работы

Основные результаты работы докладывались и обсуждались на следующих научно-технических конференциях: 58-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (г. Уфа, 2007 г.); 59-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (г. Уфа, 2008 г.); Всероссийском смотре научных и творческих работ иностранных студентов и аспирантов (г. Томск, 2008 г.); Всероссийской научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (г. Красноярск, 2008 г.).

Публикации

Основные результаты диссертации опубликованы в 14 научных работах,

в том числе 12 статьях, 2 из которых опубликованы в ведущих рецензируемых журналах в соответствии с требованиями Высшей аттестационной комиссии.

Структура и объём работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти разделов, основных

выводов и списка использованной литературы, включающего 117 наименований. Диссертация изложена на 149 страницах и включает 37 таблиц,

80 рисунков.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы данной диссертационной работы и сформулированы цель и основные задачи исследования, а также

приведены основные достигнутые результаты.

В первой главе кратко рассматриваются общие сведения по обоснованию выбора способов эксплуатации скважин при разработке морских нефтяных месторождений, развитию газлифтного способа эксплуатации. Рассмотрены эффективность применения газлифта и состояние газлифтной добычи нефти на месторождениях Вьетнама и за рубежом. Анализ результатов испытаний различных способов добычи нефти в условиях морских месторождений показал, что газлифт является наиболее экономичным и эффективным.

1997 1999 2001 2003 2005 2007

■ Суточная добыча нефти

■ Средний дебит нефти

■ Удельный расход газа

■ Число газлифтных скважин

■ Обводненность

Рисунок 1 - Основные показатели эксплуатации газлифтных скважин месторождения Белый Тигр

С ростом обводненности с 15 до 40% удельный расход газа увеличивается в 2,2 раза; и КПД газлифтных скважин снижается в 3 раза. В условиях месторождений СП «Вьетсовпетро» повышение эффективности эксплуатации газлифтных скважин является актуальной задачей.

Этому направлению посвящены многочисленные работы российских и зарубежных авторов, в том числе: И.М. Муравьева, А.П. Крылова, H.H. Репина, Ю.В. Зайцева, P.A. Максутова, О.В. Чубанова, А.Д. Кузьмичева, В.А. Сахарова, И.Т Мищенко, М.Ф. Каримова, Ю.В. Зейгмана, М.М. Кабирова, Ю.Г. Валишина, Б.Ю. Бахишева, Э.П. Мокрищева, В.А. Попова, А.Н. Иванова, J. F. Lea, Д.Т. Фунг, Ш.Ф. Чан, В.Д. Нгуен, Т.Х. Нгуен, Б.Т. Jle, В.К. Нгуен и многих других. Выполнен обзор современных методов и технологий увеличения эффективности работы газлифтных скважин.

В связи с этим в рамках диссертационной работы изучена возможность применения различных методов совершенствования газлифтных скважин в условиях месторождений Вьетнама, в частности: исследована пенообразующая способность комплексных реагентов ПАВ и ингибиторов АСПО. Такие химреагенты обладают рядом положительных качеств: увеличение дебита газлифтных скважин за счет уменьшения плотности газожидкостной смеси (ГЖС), улучшение структуры ГЖС при движении по НКТ, уменьшение удельного расхода газа, снижение вязкости водонефтяных эмульсий и потерь на трение в газлифтных скважинах.

Во второй главе дан анализ режимов работы газлифтного фонда скважин и факторов, влияющих на удельный расход газа, исследованы методы уменьшения удельного расхода газа и эффективность их применения в условиях морских месторождений Вьетнама.

Для выявления факторов, влияющих на работу газлифтных скважин, проведен анализ режимов газлифтных скважин путем группировки скважин в зависимости от дебита жидкости, обводненности. По результатам анализа газлифтные скважины месторождения Белый Тигр разделены на шесть категорий (таблица 1). Из таблицы видно, что газлифтные скважины категорий от 2 до 6 имеют высокий удельный расход (от 160 до 2000 м3/м3), интенсивно образуется АСПО, а также точка ввода газа не достигает рабочего клапана, что приводит к нерентабельности использования энергии при добыче нефти.

Таблица 1 - Результаты анализа режимов работы газлифтных скважин

Категория газлифтных скважин 1 2 3 4 5 6

Число скважин 8 17 19 21 7 . 20

Средний дебит жидкости, м3/сут 299 99 53 23 16 6

Средняя обводненность, % 20 30 35 40 51 68

Средний удельный расход компримированного газа, м3/м3 80 160 264 434 1500 2000

Глубина ввода газа, м 2247 2574 2856 2875 2843 2819

Глубина расположения нижней мандрели, м 2755 2912 3202 3213 3109 2973

Средняя периодичность депарафинизации, сут 60 45 37 25 20 17

В работе приведен анализ различных факторов, которые влияют на работу газлифтных скважин: пластовое давление; коэффициент продуктивности, обводненность скважинной продукции; расход и точка ввода газа, образование АСПО в газлифтном подъемнике и др. Нефти месторождения Белый Тигр при росте обводненности образуют высоковязкую водонефтяную эмульсию. Замеры вязкости эмульсий нефтей проводились автором при обводненности с 0 до 80% с помощью вискозиметра RV 20. Результаты исследования вязкости нефтей месторождения Белый Тигр представлены в таблице 2. Из результатов исследований ясно, что при росте обводненности от 20 до 65% вязкость скважинной продукции резко возрастает (в 10-20 раз), больше, чем вязкость нефти, особенно при температурах ниже 50°С. Увеличение обводненности скважинной продукции приводит к увеличению относительной скорости газа (vOT) в потоке ГЖС, из чего следует, что при этом увеличивается плотность водонефтегазовой смеси. Анализ позволяет утверждать, что с ростом содержания воды в газожидкостном потоке увеличивается v0T, причем интенсивность ее повышения возрастает, начиная с обводненности, равной 20%.

Таблица 2 - Результаты исследований вязкости скважинной продукции в зависимости от обводненности и температуры

Температура, °С Вязкость, мПа.с при обводненности, %

0 10 20 30 1 40 50 60 65 75 80

80 5 6 8 10 11 12 13 15 13 10

60 5,5 7 9 12 14 16 18 22 19 18

50 6 8 11 14 26 44 53 59 51 46

40 6,4 9 17 19 61 109 143 254 198 157

35 12 21 43 55 181 321 451 672 618 284

30 128 226 293 324 576 751 882 1115 1214 492

26 482 726 911 1121 1383 1561 1656 1783 1564 617

Нефти месторождения Белый Тигр относятся к высокопарафинистым.

Содержание парафинов до 25%, температура насыщения нефти парафином составляет 55°С. По данным фактических замеров температура добываемой продукции газлифтных скважин на месторождении Белый Тигр была невысокой, в пределах 28-40°С. При увеличении обводнения и снижении дебита скважины на глубинах от 0 до 1000 м температура газожидкостного потока снижается ниже температуры насыщения нефти парафином. Изучение процесса образования АСПО в лабораторных условиях проводилось по методу «холодного стержня» на приборе «Coaxial Wax Deposition Apparatus». Результаты лабораторных исследований образования АСПО в нефти месторождения Белый Тигр приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Результаты исследований образования АСПО в нефти МСП -7

Темпера- Темпера- Время Площадь Интенсив- Интенсив-

тура тура нефти испыта- холодного ность ность

холодного в бане, ния, стержня, образования образования

стержня, °С °С ч мм2 АСПО за 3 АСПО за

часа, г/м2 сутки, г/м2

40 45 . . 3 2970 515 4120

.....40 50 3 2970 428 3420

40 55 3 2970 345 _j 2763

40 60 3 2970 273 2180

40 65 3 2970 218 1742

В работе приведен анализ методов повышения эффективности работы и КПД газлифтных скважин, которые применяются на месторождениях Вьетнама и за рубежом: контроль и оптимизация технических режимов работы газлифтных скважин; исследование газлифтных скважин с использованием эхолота; поинтервальные исследования; увеличение глубины ввода газа; дробление газовой или жидкой фазы диспергаторами; применение периодического газлифта; применение способов депарафинизации скважин. Эти способы относятся к конструктивному методу и предполагают изменения конструкции скважин, выполнить эти работы довольно сложно.

В третьей главе изложены результаты исследования по выбору оптимальных значений диаметров и количества штуцеров в диспергаторах, обеспечивающих максимальную экономию расхода газа (ЛЯ) при газлифтной эксплуатации скважин. Математическая модель исследования, использованная при решении задачи, показана на рисунке 2.

Рисунок 2 - Схематическое представление объекта исследования

Под математической моделью понимается уравнение, связывающее параметр оптимизации АЯ с факторами с1ш и пш ЛИ - Г(с1л,п1П) при заданных режимах работы газлифтных скважин. Для исследуемых условий эту модель можно записать в виде уравнения|ДЯ| = Д(1ш,пш) = Ь0 +Ь,пш +Ь2с1ш +Ь12пш<1ш. (1)

Стратегия поиска оптимума заключается в последовательной постановке небольших серий опытов. После каждой серии рассчитывается уравнение поверхности отклика, с помощью которого выбирается наиболее короткий путь к максимуму уменьшения АЯ. Если при этом не удалось достигнуть оптимума, проводят новую серию опытов и снова определяют направление движения к области оптимума (рисунок 3). Для проверки адекватности модели

используется критерий Фишера. Если рассчитанное значение критерия Фишера меньше табличного значения, то уравнение регрессии может быть принято.

а)

"ш

Пш

1_ _1

-я:-! п'-

д)

ж)

г)

1——| ггт

и)

а) основой эффект пш - положительный, основной эффект <1ш - незначим;

б) основой эффект йш - положительный, по пш - незначим; в) основой эффект пш - отрицательный, по ёш - незначим; г) основной эффект <1ш - отрицательный, по пш - незначим; д) основной эффект с!ш- положительный, по пш -положительный; е) основной эффект с!ш - отрицательный по пш -положительный; ж) основной эффект с!ш - отрицательный, по пш -отрицательный; и) основной эффект й„, - положительный, по пш -отрицательный

Рисунок 3 - Изменения диаметров и количества штуцеров при выборе оптимальных конструкций диспергаторов

Исследование проводится в следующей последовательности:

1 Выбор основной конструкции с1шо и пшо и интервалов варьирования.

Пусть минимальные и значения диаметра и количества штуцеров с!ш1 и пш1; максимальные значения: с1Ш2 и пШ2- Шаг варьирования подсчитьгаается по формулам: Д, = йш2 -с1ш0 = с^ -(1т1; Д2 = п^ - пш0 = п^ - пш1. (2)

2 Проводятся последовательно 5 опытов: снимается характеристическая кривая скважины при определяющих процесс факторах, равных (пш0 и ёшо), (пШ1 и с1Ш1), (пш2 и <1Ш1), (п,П2 и с1[1й) и (пш1 и ёща). Определяется уменьшение удельного расхода рабочего газа соответственно Д11оо> AR.ii> АИгь АЯгг, АЯп- Используя регрессионный анализ, можно рассчитать коэффициенты этого уравнения. Эти коэффициенты равны:

ь _ (+1)АК,1 +(+1)^, + (+1)ДК;2+(+1)ДК,|., (-1)ДЯИ + (+1)АК2| + (+1)ДКЯ + (-1)Л1121. В0 : — ,Ь,----,

ь -._+(-1)АП„ +(+1)Д^2 +(+1)А^1.ь ..(+1)АК11 ^-Ц, +(+1)ДЯ;2 +(-1)ДК21 (3) 2 4 ' 12 4

Исследования проведены на скважине № 1008, в качестве основной конструкции был принят вариант, при котором пш0 = 6 шт и (1т0=15 мм, точка 1 (6 х 15), минимальные значения пш0 х ёш0: 4 шт х 10 мм, максимальные значения пшо х ¿ш0: 8 шт х 20 мм. Шаг варьирования:

А1 = <1ш2 -¿шо =<1шо =5мм ;.Д 2 =11^ -пш0 =пш0 -пш1 = 2шт.

Исследования были проведены еще при четырех значениях диаметра и количества штуцеров: пш х <1ш: 2 (4 х 10), 3 (8 х 10), 4 (8 х 20), 5 (4 х 20). На рисунке 4, а приводится расположение точек в факторном пространстве первой фазы исследований. Из рисунка 4, а видно, что максимальное, резко отличающееся значение |Л11|=17,6 принадлежит правой верхней вершине с = 20 мм и пш = 8. Поэтому во второй фазе эксперимента за нулевую точку принимается точка с с1ш = 20 мм и пш = 8. Во второй фазе эксперименты были проведены еще при четырех значениях диаметра и количества штуцеров :1 (6 х 15), 6 (10 х 15), 7 (10 х 25), 8 (6 х 25). Из рисунка 4, б видно, что на этой фазе максимум АЯ =17,6 локализован в центре факторного прямоугольника, так что за оптимальную конструкцию диспергатора принимается диспергатор с 8

штуцерами диаметром 20 мм. По результатам исследований нашли уравнение функций отклика для данного подбора АЯ = 3,75 + 2,75пш - 0,25ёш - 1,25пшс1ш.

яз.

в"25 20 15 10 5 0

5(ДИ=3,8) }4 (Л11=17,6)

1 (ДЯ=0)

2(ДК=2) 3 (ДК.=12)

Оптимальная

0 2 4 6 8 о Первая фаза исследований

10 12 пш,шт

а) расположение точек первой фазы исследований

0 2 4 6 8 10 12

пш, пгг

о Первая фаза исследований • Вторая фаза исследований

б) расположение точек второй фазы исследований

Рисунок 4 - Расположение точек в факторном пространстве

По описанному выше методу был произведен подбор оптимальных диаметров и количества штуцеров диспергаторов на газлифтных скважинах.

В четвертой главе изложены результаты исследований проверки влияния ПАВ на выделение и движение пузырьков газа, а также метод исследования пенообразования для повышения эффективности. работы газлифтных скважин. В данной работе автором проведены исследования технологии пенообразования и методов выбора комплексных реагентов, применяемых для повышения эффективности работы газлифтных скважин. Целью этой технологии является повышение надежности процесса лифтирования жидкости при добыче нефти, которая понимается как реализация всей совокупности следующих факторов: увеличение дебита скважин; повышение депрессии на пласт; улучшение реологических свойств добываемой продукции; повышение коэффициента полезного действия подъемника; снижение удельного расхода рабочего агента; снижение гидравлических потерь; рациональное использование пластовой энергии.

Из изучения влияния ПАВ на разгазирование газожидкостной смеси скорости всплывания пузырьков из нефти месторождения Белый Тигр следует,

что в присутствии ПАВ уменьшается количество выделившегося газа в процессе дегазации смеси на 20 - 25%, скорость всплытия пузырьков на 25 - 30%, а также уменьшается диаметр пузырьков. Показано, что с уменьшением поверхностного натяжения (о) раствора его пенообразующая способность увеличивается. С этой целью проводились исследования поверхностного натяжения нефтей месторождения Белый Тигр при добавке различных химреагентов. Результаты исследования поверхностного натяжения нефти на границе с морской водой различных ПАВ показаны на рисунке 5.

0,06

0,02 0,04

-«-МА195

-я- DMC D-6, С=200 + VX 7484

0,08 0,1 Концентрация, %

0 0,01 DMC D-6 -й- Thuan Phong

Рисунок 5 - Поверхностное натяжение нефти месторождения Белый Тигр на границе с морской водой

Из рисунка 5 видно, что при применении химреагента DMC D-6 и ингибитора АСПО VX 7484 уменьшается поверхностное натяжение нефти на границе с морской водой на 40 - 50%.

Лабораторные исследования газоэмульгирующей способности химреагентов проводились по методу продувания воздуха. Для повышения точности определения объема пены лабораторные исследования газоэмульгирующей способности химреагентов проводятся по методу продувания воздуха с уточнением стандарта ASTM D892-97 «Standard Test Method for Foaming Characteristics of Oils» (Стандартный метод определения пенообразующих характеристик нефтей ASTM D892-97). Экспериментальная установка позволяет определить время саморазрушения пены в состоянии покоя.

Для оценки влияния химреагентов на реологические свойства нефти в ходе эксперимента используется ротационный вискозиметр «RV 20». При проведении эксперимента способности предупреждения АСПО используется метод «холодного стержня». При изучению влияния комплексных реагентов на температуру застывания нефти используется стандартный метод определения температуры застывания нефтепродуктов ASTM D 97-87.

В пятой главе приведены результаты исследований комплексных химреагентов и результаты их внедрения на месторождении Белый Тигр.

Критерии оценки эффективности компонентов:

- пенообразующее ПАВ при испытании с нефтью должно увеличивать объем пены не менее чем на 30% по сравнению с необработанной нефтью;

- пенообразующее ПАВ не должно вызывать образование устойчивых эмульсий, расход пенообразующего ПАВ не должен превышать 500 г/т нефти;

- ингибитор АСПО должен быть эффективным и предотвращать образование АСПО, расход ингибиторов не должен превышать 1000 г/т нефти.

Исследовались нефтерастворимые ПАВ: DMC D-6; МА-195; Thuan Phong; С-6307; DMO-86318; F-8860; пенообразователь FMW 3065; депрессаторы и ингибиторы АСПО: ЕС 6509А; VX - 7484; TP TWI, REPA 61V; АР 07; RE 5942, используемые в процессе добычи и подготовки нефти в условиях месторождений Вьетнама.

Цель исследования - оценка пенообразующей способности химреагентов по фиксированному значению объема и времени оседания пены в состоянии покоя, концентрации ПАВ. На рисунке бив таблице 4 показаны зависимости объема и времени оседания пены от концентраций ПАВ. Из таблицы 4 видно, что образующаяся пенная структура быстро разрушается, время саморазрушения пены составляет 40,5 с. Проведены исследования пенообразующей способности нефтеЙ с различными обводненностями: 15, 22, 30,33,42,50, 55% (рисунок 7).

О 100 200 300 400 500 600

Коцентрация химреагента, мл/м

-♦-DMCD-6 -Я-Р860 -•-МА-195 -*-FWM3065

-^-С 6307 Thuan Phong -t—DMO 83613

Рисунок 6 - Пенообразующая способность смеси нефтей газлифтных скважин МСП-7, обводненностью 10%, обработанной различными ПАВ

Таблица 4 - Время оседания пены в состоянии покоя смеси нефтей газлифтных скважин МСП-7, обводненностью 10%, обработанной различными ПАВ

Концентрация Время оседания пены, с

химреагента, DMCD- DMO- МА- FWM С F Thuan

мл/м3 6 86318 195 3065 6307 860 Phong

0 36 36 36 36 36 36 36

100 39 44 42 46 50 48 43

200 42 46 44 50 54 52 47

300 45 50 46 52 54 52 50

400 44 48 46 52 52 50 50

500 42 47 46 51 52 48 48

10

-DMCD-6 -FWM3065

15

22 F 860 С 6307

30

Без химреагента

33 -МА 195 ■ Thuan Phong

42

50 55 Обводненность, %

Рисунок 7 — Зависимость пенообразующей способности смеси нефтей МСП-7, обработанной различными ПАВ (концентрация 200 мл/м3) от обводненности

По результатам исследований определен химреагент 13МС Б-6, который обладает наилучшими пенообразующими свойствами, и его оптимальная концентрация ОМС Р-6 составляет 200 мл/м3.

Далее в ходе исследований рассматривался вопрос о пенообразующей способности химреагента БМС Э-6 (при его оптимальной концентрации) с различными ингибиторами АСПО. По результатам исследований построены графики зависимости объема (рисунок 8) и времени оседания пены (таблица 5) при различной концентрации ингибиторов АСПО.

I

Я и и В S

MJ hQ

ю

о

100

200

-DMCD-6 + VX7484 -DMCD-6 + AP07 -DMC D-6 + RE5942

300 400 500 600 700 Коцентрация ингибиторов АСПО, мл/м3

-е- DMC D-6 +Thuan Phong TWI -ь- DMC D-6 + REPA 61 V ■*■ DMC D + ЕС 6509A

Рисунок 8 - Пенообразующая способность нефти газлифтных скважин МСП-7, обработанной ОМС 0-6 200 мл/м3 и различными ингибиторами АСПО

Таблица 5 - Время оседания пены нефти газлифтных скважин МСП-7, обводненностью 10% с использованием БМС Б-6 и ингибиторов АСПО

Концентрация DMC D-6, мл/м3 Концентрация ингибиторов АСПО, мл/м3 Время оседания пены, с

VX 7484 Thuan Phong АР 07 ЕС 6509А REPA61 V RE 5942

200 200 49 52 47 48 50 52

200 300 50 54,0 48 50 52 53

200 400 50 55 49 52 54 53

200 . 500 51 55 48 52 55 52

200 600 50 54 47 52 55 51

Аналогично проведено исследование пенообразующей способности ОМС Б-б 200 мл/м3 с различными ингибиторами АСПО при обводненности 22, 30 и42%. Результаты исследования показаны на рисунке 9.

100 90

в

s &

о

80 i 70 60

50

10 22 30 42

Обводненность, %

-♦- DMC D-6 + VX 7484 — DMC D-6 + Thuan Phong DMC D-6 + АР 07 ^-DMC D-6 + EC 6509A -*-REPA 61V DMC D-6 + RE 5S42

-+-DMCD-6

Рисунок 9 - Зависимость пенообразующей способности смеси нефтей МСП-7, обработанной DMC D-6 (концентрация 200 мл/м3), с различными ингибиторами АСПО (концентрация 500 мл/м3) от обводненности добываемой продукции

Из рисунков 8 и 9 видно, что комплексный химреагент DMC D-6 + VX 7484 обладает лучшими пенообразующими свойствами. Определена оптимальная концентрация ингибитора АСПО VX 7484 - 500 мл/м3.

Для исследования влияния комплексных реагентов на реологические свойства нефти проводились исследования изменения динамического напряжения сдвига и вязкости нефти до и после добавления различных химреагентов со скоростью сдвига при движении нефти - 40 с"1. Результаты показаны на рисунках 10 и 11.

Без химреагента

DMC D-6, С - 200 + Thuan Phong, С = 500

■ * • DMC D-6, С = 200 + ЕС 6509А, С = 500

■ + - DMC D-6, С = 200 + RE 5942, С = 500

30 32

Температура, °С DMC D-6, С = 200 + VX 7484, С = 500 DMC D-6, С = 200 + RERA 61V, С = 500 DMC D-6, С = 200 +АР 07, С = 500

Рисунок 10 - Влияние комплексных химреагентов на реологические свойства нефти скважины 703

о

400

а

:ч зоо -а « « с

S s 200 -

100 -

22

24

26

28 30 32

Без химреагента

Температура, °С -«- DMC D-6, С = 200 + VX 7484, С = 500

--- DMC D-6 С = 200 + Thuan Phong, С = 500 - * ■ DMC D-6, С =200 + REPA 61V, С = 500

DMC D-6, С = 200 + ЕС 6509А, С - 500 DMC D-6, С= 200 + АР 07, С = 500 - + ■ DMC D-6,C = 200 + RE 5942, С = 500

Рисунок 11 - Влияние комплексных химреагентов на реологические свойства нефти скважины 703

Из рисунков 10 и 11 видно, что по степени улучшения реологических свойств нефти комплекс DMC D-6 (200 мл/м3) + VX-7484 (500 мл/м3) оказался наиболее эффективным, он уменьшает динамическое напряжение сдвига нефти на 50 - 65% и динамическую вязкость нефти на 50 - 75%.

Для исследований способности комплексных химреагентов к ингибированию АСПО были взяты комплексные химреагенты VX 7484, ЕС 6509А, Thuan Phong, REPA 61V, AP 07 с концентрацией 500 мл/м3 и проводились исследования на смеси нефтей 701, 703. Результаты испытаний показывают, что химреагент VX-7484 500 мл/м3 в наибольшей степени уменьшает интенсивность образования отложений в НКТ. Эффективность снижения отложений АСПО составляет 52 - 58%.

Исследования показали, что комплексный химреагент DMC D-6 (200 мл/м3) + VX 7484 (500 мл/м3) наиболее эффективен для улучшения работы газлифтных скважин в условиях морских месторождений Вьетнама.

Проведено испытание комплексного химреагента на газлифтных скважинах месторождения Белый Тигр. Результаты закачки химреагентов представлены в таблице 6, По данным скважинам до и после испытания видно, что при закачке химреагентов дебит нефти увеличился на 15 - 25 м3/сут/скв., не

изменяя расход закачиваемого газа. При этом устьевая температура увеличивается на 2 - 3°С и температура застывания нефти снижается на 5 - 6°С. Удельный расход рабочего газа уменьшается на 25 - 50%.

Таблица 6 - Результаты промысловых испытаний комплексных химреагентов на газлифтных скважинах МСП-7

Номер СКВ. Дебит жидкости, с>ж, м3/сут Дебит нефти, (}„, м3/сут Устьевая температу ра,°С Температура застывания нефти, °С Удельный расход газа Я м3/м3

до закачки после закачки до закачки 1 после закачки 1 ДО | закачки после закачки ДО закачки после закачки До закачки после закачки

75 76 102 46 58 35 38 36 31 323 260

701 46 65 32 43 33 35 36 32 281 210

703 89 115 77 103 35 39 36 31 168 127

707 31 58 21 40 35 37 36 31 717 366

За время закачки химреагентов в газлифтные скважины адсорбции химреагентов на поверхности трубопроводов и образования отложений в затрубном пространстве не обнаружено. Процесс подготовки и транспорта нефти и газа при испытании химреагентов происходил в обычном режиме без осложнений.

Основные выводы

1 Анализом режима работы газлифтных скважин, эксплуатируемых в условиях месторождений СП «Вьетсовпетро», установлено, что газлифт, безусловно, имеет целый ряд технических, технологических и экономических преимуществ перед другими механизированными способами добычи нефти. С ростом обводненности скважинной продукции происходит ухудшение показателей работы газлифта.

2 Анализ показал, что основными факторами, ухудшающими эффективность процесса лифтирования в СП «Вьетсовпетро», являются рост обводненности скважинной продукции и образование АСПО в НКТ.

3 По результатам экспериментальных исследований определения вязкости водонефтяной смеси и процесса образования АСПО установлено, что при росте обводненности до 50% и снижении температуры газожидкостного потока до 50°С вязкость водонефтяной эмульсии увеличивается в 17-20 раз, образование АСПО на стенках НКТ происходит с интенсивностью 3420 г/м2/сут и КПД газлифтных скважин снижается в 3 раза.

4 Установлено, что в условиях месторождения Белый Тигр наиболее перспективным методом повышения эффективности работы газлифтных скважин является физико-химический (пенообразующий). При изучении подбора комплексных реагентов для улучшения работы газлифтных скважин необходимо исследование их пенообразующей способности и влияния комплексных реагентов на реологические свойства нефтей и образование АСПО.

5 Разработана методика по подбору оптимальных значений количества штуцеров и их диаметров диспергаторов на газлифтных скважинах.

6 На основании лабораторных исследований предложена новая композиция химреагентов: Е>МС Б 6 (200 г/м3) + УХ 7484 (500 г/м3), она обладает самой лучшей пенообразующей способностью, уменьшает динамическое напряжение сдвига нефти на 50 - 65% и динамическую вязкость нефти на 50 - 75%, снижает скорость отложения АСПО на 55%, температуру застывания нефти на 6°С.

7 Технология внедрена в газлифтных скважинах 75, 701, 703, 707 месторождения Белый Тигр. В результате применения композиции реагентов ОМС О-б + УХ-7484 достигнуто увеличение дебита по жидкости на 20 - 30 м3/сут, по нефти на 15 - 20 м3/сут, устьевой температуры на 2 - 3°С и удельного расхода рабочего газа на 25 - 50%.

71. / '

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1 Нгуен Х.Н. Эффективность химических методов обработки газожидкостных смесей пенообразующим реагентом в газлифтных скважинах / Х.Н. Нгуен, М.М. Кабиров, В.Л. Тю // Нефтегазовое дело - Уфа: УГНТУ, 2008.

-Т.6, №1.-С. 79-84.

2 Нгуен Х.Н. Метод выбора оптимальной конструкции глубинных штуцерных диспергаторов / Х.Н. Нгуен, М.М. Кабиров // Нефть, газ и бизнес-М.: Изд-во РГУ, 2008,-№ 10,-С. 61-65.

3 Кабиров М.М. Диспергаторы для повышения эффективности работы газлифтных подъемников / М.М. Кабиров, Х.Н. Нгуен, Г.С. Ли, С. Каддури Абд // Нефтегазовое дело.- 08.05.2007 - http://www.ogbus.ru.

4 Кабиров М.М. Возможные пути улучшения работы обводненных газлифтных скважин / М.М. Кабиров, Х.Н. Нгуен, Г.С. Ли, С. Каддури Абд // Нефтегазовое дело - 22.05.2007 - http://www.ogbus.ru.

5 Нгуен Х.Н. Эффективность применения газлифтного способа эксплуатации скважин на морских месторождениях Вьетнама / Х.Н. Нгуен, М.М. Кабиров // Нефтегазовое дело - 22.05.2007 - http://www.ogbus.ru.

6 Nguyen Huru Nhan. Nang cao hi£u qua gieng khai thac gaslift со d<? ngap nuac 1cm bang thiet bi phan tan khi - nipple dispersion / Nguyen Huu Nhan, Kabirov M.M., T.D.Nguyen // PetroVietNam Journal - Ha Noi, 2008 - № 9 - P. 45-49.

7 Nguyen Huu Nhan. Improving the efficiency of the gaslift producing oil well with flooding water by nipple dispersion device / Nguyen Huu Nhan, M.M. Kabirov, Nguyen Thanh Dung // PetroVietNam Journal - HaNoi, 2008 - № 10 - P. 41-46.

8- Нгуен X.H. Повышение эффективности применения газлифтного способа эксплуатации скважин на морских месторождениях Вьетнама / Х.Н. Нгуен, В.Л. Тю // Материалы Всерос. смотра науч. и творч. работ ин. студентов, аспирантов,- Томск: Изд-во ТПУ - 2008 - http://www.iie.tpu.ru/smotr.

9 Фунг В.Х. Основные причины ухудшения проницаемости призабойнной зоны пласта нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» / В.Х, Фунг, Г.А. Шамаев, Х.Н. Нгуен, B.JI. Тю, Т.В. Нгуен // Башкирский химический журнал-Уфа: Изд-во «Реактив», 2008 -Т.15, №2 - С. 135-139.

10 Нгуен Х.Н. Анализ эффективности применения химических реагентов для уменьшения расхода газа в газлифтных скважинах / Х.Н. Нгуен // Материалы 59-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых-Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008.-Кн. 1,-С. 217.

11 Тю B.JI. Особенности геологии, разведки и разработки месторождений Белый Тигр и Дракон Республики Вьетнам / B.JI. Тю, Х.Н. Нгуен // Материалы Всерос. науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых.-Красноярск, 2008 - Ч.4.- С. 3-5.

12 Нгуен Х.Н. Мероприятия по оптимизации режима работы газлифтных скважин по результатам исследования / Х.Н. Нгуен, B.J1. Тю И Материалы 59-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых,- Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008.- Кн. 1.- С. 218-219.

13 Нгуен Х.Н. Газлифтная эксплуатация скважин па нефтяных месторождениях Вьетнама / Х.Н. Нгуен // Материалы 58-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007- Кн. 1С. 220.

14 Тю В.Л. Особенности распределения нефтеносности в фундаменте месторождений Белый Тигр и Дракон в Республике Вьетнам / В.Л. Тю, Х.Н. Нгуен, М.А. Токарев // Материалы 59-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008 - Кн. 1- С. 215.

Подписано в печать 25.05.09. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16.

Гарнитура «Times». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1.

Тираж 90. Заказ 138.

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

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Нгуен Хыу Нян

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГАЗЛИФТНОГО 11 СПОСОБА ЭКСПЛУАТАЦИИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ВЬЕТНАМА

1.1 Анализ процессов добычи нефти газлифтом на морских 11 месторождениях Вьетнама

2.2 Анализ применяемых методов повышения эффективности 29 эксплуатации газлифтных скважин для условий месторождений СП «Вьетсовпетро»

Выводы

2 АНАЛИЗ ФАКТОРОВ, ВЛИЯЮЩИХ НА УДЕЛЬНЫЙ РАСХОД 39 ГАЗА И МЕТОДЫ ЕГО УМЕНЬШЕНИЯ

2.1 Анализ режимов работы газлифтного фонда скважин

2.2 Анализ факторов, влияющих на эффективность работы газлифтных 43 скважин

2.3 Проблема образования АСПО в газлифтных скважинах

2.4 Анализ эффективности применяемых методов для повышения 55 эффективности работы газлифтных скважин в условиях морских месторождений

2.5 Новый подход к улучшению работы газлифтных скважин 67 месторождений СП «Вьетсовпетро»

Выводы

3 МЕТОДИКА ВЫБОРА ОПТИМАЛЬНОЙ КОНСТРУКЦИИ 73 ГЛУБИННЫХ ШТУЦЕРНЫХ ДИСПЕРГАТОРОВ

3.1 Факторы, влияющие на эффективность применения диспергаторов

3.2 Методика проведения исследования выбора оптимальной 73 конструкции глубинных штуцерных диспергаторов

3.2.1 Методика проведения исследований

3.2.2 Выбор модели исследования

3.2.3 Полный факторный эксперимент

3.3 Последовательность исследования

3.4 Обработка результатов исследований

3.5 Методика выбора оптимальной конструкции штуцерного 85 диспергатора

4 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ХИМРЕАГЕНТОВ НА РАБОТУ 90 ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН И ПРОЦЕСС ПЕНООБРАЗОВАНИЯ НЕФТЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР

4.1 Исследование проверки влияния ПАВ на выделение газа из 90 газожидкостной смеси

4.2 Исследование влияния ПАВ на скорость всплывания пузырьков газа 92 нефти месторождения Белый Тигр

4.3 Влияние химреагентов на процесс образования грубодисперсных 96 газовых эмульсий при газлифтном способе добычи продукции скважин

4.4 Применение пены для повышения эффективности работы 99 газлифтных скважин

4.5 Исследование пенообразующей способности ПАВ и комплексных 103 химреагентов

Выводы

5- ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ КОМПЛЕК- 108 СНЫХ ХИМРЕАГЕНТОВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН И РЕЗУЛЬТАТЫ ИХ ВНЕДРЕНИЯ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ БЕЛЫЙ ТИГР

5.1 Комплексные химреагенты для улучшения работы газлифтных

5.1.1 Требования к комплексным химреагентам, улучшающим работу 108 газлифтных скважин

5.2 Исследование образования грубодисперсных газовых эмульсий ПАВ

Выводы скважин

5.1.2 Вещества, используемые в ходе эксперимента.

5.3 Исследование влияния ингибиторов АСПО на эффективность 117 пенообразования ПАВ

5.4 Исследование влияния комплексных химреагентов на реологические 121 свойства нефти

5.5 Результаты лабораторных исследований способности комплексных 124 химреагентов к ингибированию АСПО

5.6 Результаты испытаний комплексных химреагентов на газлифтных скважинах месторождения Белый Тигр

5.6.1 Выбор газлифтных скважин для испытания химреагентов

5.6.2 Подготовительные работы для испытания химреагентов

5.6.3 Результаты промыслового испытания 128 Выводы 136 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ 137 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

АСПВ - асфальтосмоло-парафиновое вещество

АСПО — асфапьто-смоло-парафиновое отложение

БК - блок-кондуктор

ВД - высокое давление

ВСО - внутрискважинное оборудование

ГЖС — газожидкостная смесь

ГДГЭ — грубодисперсные газовые эмульсии

ГИС — гидродинамическое исследование скважины

КХ — комплексные химреагенты

КПД — коэффициент полезного действия

НКТ — насосно-компрессорная труба

МБТ — месторождение Белый Тигр

МРП — межремонтный период

ОПЗ - обработка призабойной зоны

МСП - морские стационарные платформы

ПАВ - поверхностно-активные вещества

СП - совместное предприятие

СПБУ — самоподъемная буровая установка

СПО - спускоподъемные операции

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка технических средств и химреагентов для регулирования работы газлифтных скважин в осложненных термодинамических условиях"

В результате поисково-разведочных работ за период 1976-2008 гг. на шельфе Южного Вьетнама был открыт и введен в разработку ряд нефтяных месторождений: Белый Тигр, Дракон, Аврора, Рубин, Черный Лев, Золотой Лев и другие. Причем месторождение Белый Тигр является крупнейшим на континентальном шельфе Вьетнама. На месторождении разрабатываются три объекта: нижний миоцен, олигоцен и фундамент. Основные запасы нефти сосредоточены в трещиноватых гранитных породах фундамента, что является уникальным явлением в мировой практике добычи нефти и газа. В 2008 году СП «Вьетсовпетро» вышло на уровень добычи 174 млн.т нефти. Разработка месторождений ведется с морских стационарных платформ (МСП) и блок-кондукторов (БК). К настоящему времени построено 30 морских объектов, в том числе: 11 МСП, каждая их которых рассчитана на 16 скважин и 9 БК, включающих в себя 9 скважин. По состоянию на 01.01.2008 г. добыча фонтанным способом составляет 44%, а газлифтным - 56%.

Основные эксплуатационные объекты месторождения Белый Тигр в настоящее время находятся на стадии падающей добычи из-за снижения активной части запасов, обводнения и выбытия скважин. Обводненность составляет 39%, пластовое давление снизилось до 50 - 60% начального пластового давления. Снижение пластового давления и появление воды в продукции скважины привело к прекращению фонтанирования, что сопровождается увеличением простоя, снижением коэффициента охвата и темпа отбора нефти. Для увеличения добычи нефти необходимо применение рациональных систем разработки, широкое внедрение современных методов увеличения нефтеотдачи пластов, применение прогрессивных технологических процессов и различных способов эксплуатации нефтяных скважин.

Эксплуатация газлифтных скважин сопровождается рядом осложнений. В процессе добычи нефти происходит существенное изменение термодинамических параметров добываемой жидкости, это особенно характерно для нефтей месторождения Белый Тигр, на котором перепад температур составляет 100°С, а перепад давления превышает 30 МПа. Опыт разработки месторождений показывает, что, по мере роста обводненности более 20%, технико-экономические показатели газлифтного способа эксплуатации ухудшаются. Около 60% газлифтных скважин характеризуются высокой обводненностью, низкими температурами, на устье; образованием асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) на стенках насосно-компрессорных трубах (НКТ) и высокими удельными расходами газа. Режим работы среднестатистической газлифтной скважины по состоянию 2008 г. л характеризуется следующими показателями: дебит по жидкости - 54 м /сут, по о нефти - 28 т/сут; обводненность - 40%, удельный расход газа - 340 м /т. Одним из факторов, ухудшающих эффективность работы газлифтных скважин, является интенсивность образования высоковязкой устойчивой эмульсии и выпадения АСПО при увеличении обводненности скважинной продукции. При определенных условиях интенсивность образования эмульсии и АСПО усиливается и приводит к потерям нефти или даже к прекращению добычи, увеличению затрат энергии на добычу нефти. При эксплуатации месторождений в условиях СП «Вьетсовпетро» повышение эффективности работы газлифтных скважин является актуальной задачей. Этому направлению посвящены многочисленные работы российских и зарубежных авторов, в том числе: И.М. Муравьева, А.П. Крылова, Н.Н. Репина, Ю.В. Зайцева, Р.А. Максутова, О.В. Чубанова, А.Д. Кузьмичева, В.А. Сахарова, И.Т Мищенко, М. Ф. Каримова, Ю.В. Зейгмана, Е.И. Ишемгужина, М.М. Кабирова, Ю.Г. Валишина, Б.Ю. Бахишева, Э.П. Мокрищева, М.К. Рогачева, В.А. Попова,- А.Н. Иванова, J. F. Lea, Д.Т. Фунг, Ш.Ф. Чан, В.Д. Нгуен, Т.Х. Нгуен, Б.Т. Ле, В.К. Нгуен и многих других. Выполнен обзор современных методов и технологий увеличения эффективности работы газлифтных скважин.

Целью диссертационной работы является разработка технических средств г и химреагентов для регулирования работы газлифтных скважин в осложненных термодинамических условиях месторождений Вьетнама: образование высоковязкой устойчивой* эмульсии; и выпадение' АСПО. Критериями эффективности являются* увеличение добычи нефти: и минимизация затрат энергии на подъем жидкости.

Постановка задач исследования и методы их решения

Для достижения* поставленной*цели. были поставлены следующие задачи:

1. Анализ факторов; влияющих на удельный; расход- газа, и эффективность применения' методов для повышения КПД газлифтных скважин в условиях месторождений Вьетнама.

2. Разработки рекомендаций подбора оптимальных конструкций диспергаторов для применения в газлифтных скважинах.

3. Экспериментальные исследования пенообразующей способности нефти в смеси с ПАВ и ингибиторами АСПО.

4. Разработкам и выбор новых композиций химреагентов: для повышения эффективности работы газлифтных скважин месторождения БелыШТигр.

5. Проведение лабораторных и промысловых исследований: по оценке технологической эффективности применения комплексных химреагентов в газлифтных скважинах месторождения Белый Тигр.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач осуществлялось на следующих этапах. На первом этапе проводился анализ факторов, влияющих на эффективность работы газлифтных скважин. Определились возможности их применения для^повышения эффективности работы газлифтных скважин.

На втором этапе использовались данные промысловых исследований диспергаторов на месторождениях Западной! Сибири и разработаны рекомендации по подбору оптимальной конструкции диспергаторов для газлифтных скважин с использованием методов, планирования; эксперимента при поиске оптимальных условий и оптимизации многофакторных технологических процессов.

На третьем- этапе проводились, лабораторные исследования пенообразующей способности поверхностно-активных веществ (ПАВ)- и ингибиторов АСПО с нефтей месторождения Белый Тигр методом продувания воздуха.Также проводились комплексные лабораторные исследования влияния химреагентов на реологические свойства нефти. По данным полученных экспериментов проведен• анализ?эффективности комплексных химреагентов для улучшения э ксплу атации газ л ифтных скважин.

На четвертом этапе проведены промысловые исследованиям по оценке технологической эффективности комплексных химреагентов в газлифтных скважинах месторождения Белый Тигр.

Научная новизна

1. Установлены влияние обводненности продукции газлифтных скважин № концентрации нефтерастворимых химических реагентов' при температурах 40-160°С и давлениях 28-42 МПа на пенообразующую способность асфальтеносмолопарафйновых нефтей с высоким содержанием: парафина.

2. Разработаны* новые высокоэффективные, комплексные составы химических реагентов для увеличения добычи нефти и уменьшения удельного расхода 1"аза высокого давления путем регулирования работы газлифтных скважин с использованием композиций химических реагентов.

Практическая ценность

Промысловые испытания разработанной технологии на четырех газлифтных скважинах C1I «Вьетсовпетро» месторождения Белый Тигр показали высокую эффективность обработки скважин комплексньш химреагентом DMC D-6 + VX 7484: дебит скважин по жидкости увеличился на 30 м3/суг, по нефти на 20 т/сут, удельный расход газа высокого давления уменьшился на 25%.

Предложен и обоснован: комплекс нефтерастворимых химреагентов, обеспечивающих экологическую безопасность эксплуатации морских месторождений Вьетнама.

На защиту выносятся

1. Результаты лабораторных и теоретических исследований по обоснованию возможности повышения эффективности эксплуатации газлифтных скважин в осложненных термодинамических условиях путем применения комплексных химреагентов ПАВ и ингибиторов АСПО.

2. Методика по подбору оптимальных значений количества штуцеров и их диаметров в диспергаторах для снижения удельного расхода газа и повышения эффективности работы газлифтных скважин.

3. Новые высокоэффективные комплексные составы химических реагентов DMC D-6 + VX 7484 и их оптимальных концентраций для повышения эффективности эксплуатации газлифтных скважин.

4. Результаты промысловых исследований по применению комплексного химреагента DMC D 6 + VX 7484 для повышения эффективности работы газлифтных скважин МСП-7 месторождения Белый Тигр.

Апробация работы

Основные результаты работы докладывались и обсуждались на следующих научно-технических конференциях: 58-ой научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (г. Уфа, 2007 г.), 59-ой научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (г. Уфа, 2008 г.); Всероссийском смотре научных и творческих работ иностранных студентов и аспирантов (г. Томск, 2008 г.); Всероссийской научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (г. Красноярск, 2008 г.).

Основные результаты диссертации опубликованы в 14 научных работах, в том числе 10 статей, 2 из которых опубликованы в ведущих рецензируемых журналах в соответствии с требованиями Высшей аттестационной комиссии.

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и списка использованной литературы, включающего 122 наименований. Диссертация изложена на 150 страницах и включает 37 таблиц, 80 рисунков.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Нгуен Хыу Нян

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Анализом режима работы газлифтных скважин, эксплуатируемых в условиях месторождений СП «Вьетсовпетро», установлено, что газлифт, безусловно, имеет целый ряд технических, технологических и экономических преимуществ перед другими механизированными способами добычи нефти. С ростом обводненности скважинной продукции: происходит ухудшение показателей работы газлифта:

2. Анализ показал, что основными факторами, ухудшающими эффективность процесса лифтирования в СП «Вьетсовпетро», являются рост обводненности скважинной продукции и образование АСПО в НКТ.

3. По результатам; экспериментальных исследований определения вязкости водонефтяной; смеси и процесса образования АСПО установлено, что при росте обводненности до 50% и снижении температуры газожидкостного; потока до 50°С вязкость водонефтяной эмульсии увеличивается в 17 - 20 раз, образование АСПО на стенках НКТ происходит с интенсивностью 3420 г/м2/сут, и к.п.д. газлифтных скважин снижается в З раза.

4. Установлено, что в условиях месторождения Белый Тигр наиболее перспективным методом повышения эффективности работы газлифтных скважин является физико-химический (пенообразующий). При изучении подбора комплексных реагентов для улучшения работы газлифтных скважин необходимо исследование их пенообразующей способности и влияния комплексных реагентов на реологические свойства нефтей и образование АСПО.

5. Разработана методика по подбору оптимального количества штуцеров и их диаметров в диспергаторах для- снижения удельного расхода газа и повышения эффективности работы газлифтных скважин.

6. На основании лабораторных исследований предложена новая

3 -> композиция химреагентов: DMC D 6 (200 мл/м ) + VX 7484 (500 мл/м ), она ' 137 обладает самой лучшей пенообразующей способностью, уменьшает динамическое напряжение сдвига нефти на 50 - 65% и динамическую вязкость нефти на 50 - 75%, снижает скорость отложения АСПО на 55%, температуру застывания нефти на 7°С.

7. Технология внедрена в газлифтных скважинах 75, 701, 703, 707 месторождения Белый Тигр. В результате применения композиции реагентов DMC D-6 + VX-7484 достигнуто увеличение дебита по жидкости на 20 - 30

3 3 м /сут, по нефти на 15 - 20 м /сут, устьевой температуры на 2 - 3°С и уменьшение удельного расхода рабочего газа на 25 - 50%.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Нгуен Хыу Нян, Уфа

1. Абрамзон А.А. Поверхностно-активные вещества, свойства и применение / А.А. Абрамзон — JL: Химия, 1975 248с.

2. Авакян И.А. Результаты внедрения установок периодического газлифта на месторождениях Западной Туркмении / И.А. Авакян // Нефтяное хозяйство, 1991-№6-С. 45-46.

3. Адлер Ю.П. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий /Ю.П. Адлер, Е.В. Маркова, Ю.В. Грановский-М.: Наука, 1976 278с.

4. Амиров A.M. Оптимизация режима эксплуатации периодических газлифтных скважин / A.M. Амиров, Ч.М. Ахмедов, В.Г. Мовсумов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2004 — №Ю.-С. 10-13.

5. Амиян В.А. Применение пенных систем в нефтегазодобыче / В.А. Амиян, А. В. Амиян, JL В. Казакевич.-М.: Недра, 1987 229с.

6. Ахмедов Ч.М. Оперативное управление работой непрерывно действующих газлифтных скважин / Ч.М. Ахмедов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2008 — №7 — С. 30-36.

7. Ахмедов Ч.М. Способ эксплуатации системы газлифтных скважин / Ч.М. Ахмедов // Нефтепромысловое дело, 1992 №7 — С. 4-8.

8. Ахметов И.М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин / И.М. Ахметов, Н.М. Шерстнев — М.: Недра, 1989.-320с.

9. Бабалян Г.А. Борьба с отложениями парафина / Г.А. Бабалян.- М.: Недра, 1965 .-295с.

10. Ю.Бахадори А. Оптимизация системы газлифта при помощи нового подхода / А. Бахадори // Нефтегазовые технологии, 2007 — №3 — С. 20-24.

11. П.Долгов С.В. Совершенствование и внедрение технических и технологических решений в области добычи нефти и закачки воды для условий месторождений СП «Вьетсовпетро» / С.В. Долгов, М.Ф. Каримов, Н.В. Кань.— ВунгТау, 1997.-187с.

12. Бахишев В.Ю. Совершенствование техники и интенсификация нефтедобычи / В.Ю: Бахишев, А.Н. Иванов, В. К. Нгуен Вунг Тау, 2005 — 193с.

13. Бойко В.И. Исследование теплогидравлических процессов при движении многофазных высокопарафинистых нефтей по подводным трубопроводам месторождений СП «Вьетсовпетро» / В.И.Бойко, В.П. Выговской, С.Ш. Тонг- Вунг Тау, 1999 118с.

14. Бойко В.И. Разработка технологических решений по совершенствованию системы сбора, подготовки, транспорта и сохранения нефти на месторождениях СП «Вьетсовпетро» / В.И. Бойко, В:П. Выговский, С.Ш. Тонг.- Вунг Тау, 1999.- 73с.

15. Бойко В.И. Совершенствование и внедрение технических и технологических решений в области добычи нефти и закачки воды для условий месторождений СП «Вьетсовпетро» / В.И Байко, Э.П. Моррищев, М.Ф. Каримов, В. К. Нгуен-Вунг Тау, 2000 149с.

16. Бойко В.И. Совершенствование техники и технологии добычи нефти, методов интенсификации и закачки воды на месторождениях СП «Вьетсовпетро» / В.И. Бойко, Э.П. Мокрищев, М.Ф. Каримов, В.К. Нгуен — Вунг Тау, 2001.-193с.

17. Борисов С.И. Механизм действия ПАВ как деэмульгаторов нефтяных эмульсий / С.И. Борисов, М.В. Катеев, Е.С. Калинин // Нефтяное хозяйство, 2004.-№4.-С. 74-76.

18. Бураков, В.А. Соколов // Нефтегазовое дело, 2004.-№4 С. 91-102.

19. Бутима X. Оптимизация управления группой газлифтных скважин к алжирскому месторождению Хасси-Мессауд: дисс. канд. техн. наук: 05.13.07: защищена 15.09.1995 / Бутима Халима.-М., 1995- 140с.-04960002072.

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

21. Галлямов М.Н. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений / М.Н Галлямов, Р.Ш. Рахимкулов —М.: Недра, 1978 278с.

22. Гамзаев Х.М. К моделированию газлифта / Х.М. Гамзаев, С.И. Юсифов // Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1998 —№4 — С. 32-33.

23. Гараева Н.С. Исследование эмульсионных и реологических свойств нефти Иреляхского месторождения / Н.С. Гараева, Р.Н: Дияшев // Транспорт и подготовка нефти, 2001—№5.- С. 80-81.

24. Гафаров Н.А. Датчик газосодержания для системы управления скважиной при периодическом газлифте / Н.А. Гафаров // Нефтяное хозяйство, 1999.-№9.-С. 50-51.

25. Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика / В.Е. Гмурман.-М.: Выше, школа, 1977-479с.

26. Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика / В.Е. Гмурман —М.: Выше, школа, 1977 —479с.

27. Горский В.Г. Планирование промысловых экспериментов / В.Г. Горский, Ю.П. Адлер-М.: Металлургия, 1974.-264с.

28. Грановский Ю.В. Основы планирования экстремального эксперимента для оптимизации многофакторных технологических процессов / Ю.В. Грановский— М.: Изд-во Московский ордена Трудового Красного Знамени институт народного хозяйства, 1975— 73с.

29. Девликамов В.В. Аномальные нефти / В.В. Девликамов, З.А. Хабибульлин, М.М. Кабиров.-М.: Недра, 1975—268с.

30. Девликамов В.В. Борьба с гидратами при эксплуатации газлифтных скважин / В.В. Девликамов, М.М. Кабиров, А.Р. Фазлутдинов — Уфа: Изд-во УНИ, 1984.- 82с.

31. Демидович Б.П. Численные метода анализа / Б.П. Демидович- М.: Наука, 1967-367с.

32. Диянов И.Н. Применение катионных ПАВ в составах для интенсификации добычи нефти / И.Н. Диянов, Н.Ю. Башкирцева // Химия и химическая технология, 2007 Т.50- С. 43-45.

33. Дубров Ю.В. Применение газлифтного способа для эксплуатации низкодебитных нефтегазоконденсатных скважин / Ю.В. Дубров // Нефтяное хозяйство, 2007.- №2.- С. 114-116.

34. Ибрагимов Г.З. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти / Г.З. Ибрагимов, Н.И. Хисамутдинов — М.: Недра, 1989.-312с.

35. Иванов А.Н. Анализ, Разработка новых технологий по повышению техники и технологии добычи нефти и интенсификации нефтедобычи / А.Н. Иванов, В.А. Васильев, В.К. Нгуен, Кузьмичев А.Д.- Вунг Тау, 2007.— 203с.

36. Иванов В.А Пенообразующий состав комплексного действия / В.А. Иванов, К.К. Гаплямов // Нефтяное хозяйство, 1995—№4 — С. 39-41.

37. Изюмченко Д.В. Осложнения при разработке сложно построенных низкопроницаемых коллекторов газоконденсатных месторождений / Д.В. Изюмченко, B.C. Семенякин, JI.A. Сиговатов // Наука и техника в газовой промышёленности, 2007 — №2 — С. 72-78.

38. Кабиров М.М. Возможные пути улучшения работы обводненных газлифтных скважин / М.М. Кабиров, Х.Н. Нгуен, Г.С. Ли, С. Каддури Абд // Нефтегазовое дело 22.05.2007 — http://www.ogbus.ru.

39. Кабиров М.М. Диспергаторы для повышения эффективности работы газлифтных подъемников / М.М. Кабиров, Х.Н. Нгуен, Г.С. Ли, С. Каддури Абд // Нефтегазовое дело.- 08.05.2007.- http://www.ogbus.ru.

40. Канн К.Б. Капиллярная гидродинамика пен / К.Б. Канн-Новосибирск.:—Наука, 1989 — 167с.

41. Красильщиков В. М. Сильфонный клапан для газлифтной добычи, нефти и газа / В.М. Красильщиков // Химическое и нефтегазовое машиностроение, 1999-№10 — С. 27.

42. Кругляков П.М. Пена и пенные пленки / П.М. Кругляков, Ексерова — М.: Химия, 1990.- 432с.

43. Кузьмичев А.Д. Оптимизация механизированных способов добычи нефти в условях СП «Вьетсовпетро» / А.Д. Кузьмичев, В.В. Канарский, А.Н. Иванов, В. К. Нгуен // Нефтяное хозяйство, 2006 №11.- С. 90-92.

44. Кузьмичев А.Д. Развитие технологии периодического газлифта в СП «Вьетсовпетро» / А.Д. Кузьмичев, А.Н. Иванов, В.К. Нгуен // Нефтяное хозяйство.- 2008 №4 - С. 74-77.

45. Ланчаков Г.А. Опыт эксплуатации нефтяных оторочек Уренгойского месторождения / Г.А. Ланчаков, B.C. Сорокин // Газовая промышленность, 2007.-№4.-С. 31-33.

46. Левич В.Г. Физико-химическая гидродинамика / В.Г. Левич.— М.:Физ-матгиз, 1959 549с.

47. Ли: Д.Ф. Инновационные разработки в механизированной добыче / Д.Ф. Ли, Г.У. Уинклер, Р.Э. Снайдер // Нефтегазовые технологии, 2003 №5.- G. 20-26.

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

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

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

51. Ьеа J.F. Что нового в* механизированной добыче / J.F. Lea; H.W. Winkler, R.E. Snyder // Нефтегазовые технологии, 2007 №8 - С. 30-37.

52. Максимов В.П. Состояние и перспектива газлифтного способа эксплуатации скважин в Западной Сибири,/ В.П. Максимов — Сургут, 1998 — 25с.

53. Миронов В.Н. Некоторые вопросы эксплуатации газлифтных-компрессорных-станций'с центробежными компрессорами / В.Н. Миронов // Химическое инефтегазовое машиностроение, 1998— №9-10.— С. 30-34.

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

55. Муравьев И:М. Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах / И.М. Муравьёв, Н.Н. Репин М.: Недра, 1972.— 230с.

56. Мягченков* В*.А. Влияние ПАВ на эффективность применения ионогенных сополимеров^ акриламида для снижения гидравлического сопротивления трубленных потоков / В.А. Мягченков, С.В. Чичканов, С.В Крупин // Нефтяное хозяйство, 2003 — №11 — С. 82-84.

57. Насибов С.М. Диагностирование состояния режимов работы газлифтных скважин на основе частотного, анализа / С.М. Насибов // Азербайджанское нефтяное хозяйство, 2004 — №12 — С. 18-24.

58. Нгуен Т.Х. Инструкция по технологии периодического газлифта для низкодебитных скважин, месторождения Белый Тигр / Т.Х. Нгуен.— Вунг Тау, 2007.- 39с.

59. Нгуен Т.Х. Подбор ВСО для эксплуатации фонтанных, газлифтных и нагнетательных скважин / Т.Х. Нгуен.— Вунг Тау, 2006 — 43с.

60. Нгуен Х.Н. Мероприятия' по оптимизации режима работы газлифтных скважин по результатам исследования / Х.Н. Нгуен, B.JI. Тю // Материалы 59-й-науч.-техн. конф. студ., асп. и мол. учен-Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008 —Кн. 1- С. 218-2191

61. Нгуен Х.Н1 Метод выбора оптимальной* конструкции глубинных штуцерных диспергаторов / Х.Н'. Нгуен, Кабиров М.М. // Нефть, газ и бизнес.-М.: РГУ нефти.и газа им. И.М. Губкина, 2008.- №10.- С. 61-65.

62. Нгуен Х.Н. Эффективность применения газлифтного способа эксплуатации скважин на морских месторождениях Вьетнама / Х.Н Нгуен, М.М. Кабиров // Нефтегазовое дело, 2007 — Т.5, №1.- С. 248.

63. Нгуен Х.Н. Эффективность химических методов обработки газожидкостных смесей пенообразующим реагентомш газлифтных скважинах / Х.Н. Нгуен, М.М. Кабиров. // Нефтегазовое дело Уфа: УГНТУ, 2008.- Т.6, №1 — С. 79-84.

64. Пантелеева А.Р. Применение реагента Реапон-ИК для внутритрубной деэмульсации и подготовки товарной нефти / А.Р. Пантелеева, В.Г. Лодочников, К.А. Попов // Транспорт и подготовка нефти, 2005 №3- С. 93-95.

65. Поладов А.Р. Промысловые результаты применения метода многоточечного ввода газа в лифт / А.Р. Поладов, Н.М. Сафаров, М.Н. Дадашов

66. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1999 — №1— С. 21-23.

67. Попов В.А. Изыскание методов повышения к.п.д. газлифтных скважин / В.А. Попов, И.М. Федоров // Вопросы интенсификации добычи и подготовки нефти в Западной Сибири: сб. науч.тр / Тюмень Выш. Об. С. 3-7.

68. Репин Н.Н. Технология механизированной добычи нефти / Н.Н Репин, В.В. Девликамов, О.М. Юсупов, А.И. Дьячук.-М.: Недра, 1976 320с.

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

70. Рой Ф. Механизированная добыча для увеличения дебитов / Ф. Рой, О. Л. Харисон // Ойлфилд Ревью Техас,-1999.- № 2. - С. 2-20.

71. Руководство по применению ВРК ПАВ для повышения эффективности технологических операций, РД 39- 0147035- 216-87.

72. Сахабутдинов Р.З. Особенности формирования и разрушения водонефтяных эмульсий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / Р.З. Сахабутдинов М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005,- 324с.

73. Сахаров В.А. Анализ методик расчета промысловых газожидкостных подъемников и условия разработки универсальной методики / В.А. Сахаров, А.В. Воловодов // Нефтепромысловое дело, 1994,- №3-4.- С. 2-11.

74. Сахаров В.А. Возможности использования эжекторов при газлифте на месторождениях, разрабатываемых с применением заводнения / В.А. Сахаров, Б.А. Акопян // Нефтепромысловое дело, 1996.- №3-4 — С. 16-22.

75. Сахаров В.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в вертикальных трубах и промысловых подъемниках / В.А. Сахаров, М.А. Мохов.- М.: Нефть и газ, 2004.-398с.

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

77. Сорокин А.В. Применение пенных систем для повышения нефтеотдачи в неоднородных пластах / А.В. Сорокин, А.В. Берлин // Нефтяное хозяйство, 2006.- №11.- С. 82-84.

78. Тагиров К.М. Вскрытие продуктивных отложений с использованием пенных систем / К.М. Тагиров, O.K. Тагиров, Ю.К. Димитриади // Нефтяное хозяйство, 2005.- №10 - С. 32-34.

79. Тагиров К.М. Пенные системы с наполнителем для глушения скважин / К.М. Тагиров, Р.А. Гасумов, А.А. Перейма // Газовая промышленность, 1999 — №8.-С. 50-51.

80. Тихомиров В.К. Пены: Теория и практика их получения и разрушения / В.К. Тихомиров М.: Химия, 1975 - 264с.

81. Томпсон М.Д. Борьба с коррозией под воздействием диоксида углерода в газлифтных скважинах / М.Д. Томпсон // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1992-№9- С.16-18.

82. Тронов В.П. Научно-технический прогресс в области подготовки нефти на месторождениях Татарстана / В.П. Тронов, А.И Ширеев, И.Х. Исмагилов // Транспорт и подготовка нефти, 1994 №5.— С. 60-63.

83. Фабричная A.JI. Влияние ПАВ на реологические- свойства высокопарафинистных нефтей / A.JI. Фабричная, А.А. Абрамзон, Ю.В. Шамрай // Нефтегазовое дело, 1995 №2-3.- С. 20-23.

84. Фунг Д.Т. Инструкция по проведению исследований скважин методом эхолотирования в условиях СП «Вьетсовпетро» / Д.Т. Фунг, В.И. Байко, А.Н. Сафонов, Э.П. Мокрищев Вунг Тау, 2000 - 27с.

85. Фунг Д.Т. Методика холодного стержня на приборе «Coaxial Wax Deposition Apparatus» СП «Вьетсовпетро» / Д.Т. Фунг Вунг Тау, 1999 - 47с.

86. Фунг Д.Т. Методическое руководство по исследованию реологических свойств высокопарафинистых нефтей, СП «Вьетсовпетро» / Д.Т. Фунг — Вунг Тау, 1998.-5 8с.

87. Фунг Д.Т. Обоснование выбора механизированного способа добычи нефти в условиях месторождения Белый Тигр / Д.Т. Фунг, Б.Т. Ле// Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1999 — №6 — С. 20-26.

88. Ха В.Д. Анализ текущего состояния разработки месторождения Белый Тигр и Дракон / В.Д. Ха, В.У. Нгуен, В.К. Артюхович, А.Н. Иванов — Вунг Тау,2006.- 173с.

89. Херман Р.П. Применение газлифта при глубоководном бурении с использованием двухплотностной системы бурового раствора / Р.П. Херман, Д.Р. Смит, А.Т. Бургуан // Нефтегазовые технологии, 2002 №3.- С. 92-97.

90. Хоанг В.К. Основы газлифта для нефтяных месторождений СП «Вьетсовпетро» / В.К. Хоанг, В.К. Нгуен.— Вунг Тау, 2007 — 332с.

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

92. Чубанов О.В. Повышение эффективности разработки месторождения Белый Тигр в результате применения компрессорного газлифта / О.В. Чубанов, B.C. Горшенев, В.В. Канарский, Э.П. Мокрищев, А.Д. Кузьмичев // Нефтяное хозяйство, 2003 №5 - С. 88-89.

93. Чубанов Ю.В. Промысловые испытания физико-химического метода повышения эффективности работы газлифтного подъемника / Ю.В. Чубанов, B.C. Горшенев, М.Ф Каримов, Т.Х. Нгуен, Э.П. Мокрищев // Нефтяное хозяйство, 2002 №7 - С. 117-119.

94. Шарифов М.З. Выявление взаимодействующих скважин газлифтного комплекса / М.З. Шарифов // Нефтяное хозяйство, 1993- №9- С. 21-23.

95. Шепелев И.И. Повышение эффективности процесса разрушения нефтяных и водно-маслянных эмульсий / И.И. Шепелев, В.П. Твердохлебов // Нефтепереработка и нефтехимия, 2001.- №8 — С. 14-17.

96. Шерстнев Н.М. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин / Н. М. Шерстнев, Л.М. Гурвич.— М.: Недра, 1988 184с.

97. Шигапова Р.Б. Влияние конструкции шлубинных насосов на состояние эмульсии, поступающей от забоя скважины на устье / Р.Б. Шигапова, В.П. Тронов // Нефтяное хозяйство, 2008 №9.- С. 100-101.

98. Ширин А.А. Изучение возможности снижения пускового давления газлифтных скважин / А.А. Ширин, С.А. Ярмамедов // Азербайджанское нефтяное хозяйство, 2002 — №6 — С. 19-21.

99. Ширин-Заде, А.А. Эксплуатация газлифтных скважин / А.А. Ширин-Заде, С.А. Ярмамедов // Азербайджанское нефтяное хозяйство, 2005— №8.-С. 33-35.

100. Ширяева Р.Н. Реологические исследования высоковязкой нефти в присутствии ПАВ и высокочастного электомагнитного поля / Р.Н. Ширяева, Ф.Д. Кудашева, Р.Н. Гимаев // Нефтяное хозяйство, 2007- №8 С. 124-125.

101. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти / В.И. Щуров-М.: Альянс, 2005 -510с.

102. ASTM D892-97 " Standard Test Method for Foaming Characteristics of Lubricating Oils".-ASTM D892-97, 1997.- 12c.

103. ASTM D'97-87 «Стандартный метод определения температуры застывания нефтепродуктов».- ASTM D892-97, 1997 12с.

104. Brown К.Е. Gas lift theory and' Practice / K.E. Brown. -Tulsa, Oklahoma: The University of Tulsa, 1996- 320p.113: George V. Surface operations in petroleum production / V. George, M. Beeson // American Elsevier Publishing Company Inc.—NY, 1969.— 32p.

105. Brown K.E. Gas lift theory and Practice / K.E. Brown. -Tulsa, Oklahoma: The University of Tulsa, 1996 320p.

106. Lekic O.G. System Approach Optimizes Gas Lift / O.G. Lekic, G.W. Watt // The American Oil & Gas Reporter, 1998.- №6.- P. 12-15.

107. Nguyen H.N. Improvement the work of gaslift wells by nipple dispersion in condition of increasing the water cut / H.N Nguyen, M.M Kabirov, T.D. Nguyen // PetroVietNam Journal.- HaNoi, 2008 №11- P. 41-46.

108. Schmidt Z. New Gaslift Valve Design Stabilizes Injection Rates / Z. Schmidt, G. Tuckness // SPE, 1997.- № 36597.- P. 35-41.r

109. Karimov M.F. Lap luan cu khoa hoc ve kha nang dieu chinh che do dongл rchay nhieu pha nham tang hieu qua lam viec cua can ong khai thac dau tai Mo Bach

110. Нб / M.F. Karimov, S.P. Trin, U.P. Masliaxev, V.C. Nguyen, B.T. Le, D.T. Phung // Tap Chi Dau Khi № 3, 1994.- C. 31-35.

111. Phung D.T. Increase of artificial lift efficiency at the production wells by adding surfactants to flow / D.T. Phung, S.P. Tran, M.Ph. Karimov, N.V. Canh, A.G. Latupov, Ilragimov0020 // Canadian International Conference, June 12, 2001.