Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов с эжектором на месторождениях Западной Сибири

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов с эжектором на месторождениях Западной Сибири"

На правах рукописи

00306213В

Атнабаев Зуфар Магданович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН УСТАНОВКАМИ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ С ЭЖЕКТОРОМ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

специальность 25 00 17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2007

003062138

Работа выполнена в ОАО «Газпром нефть»

Научный руководитель

Официальные оппоненты

доктор технических наук, профессор Уразаков Камил Рахматуллович

доктор технических наук, профессор Антипин Юрий Викторович

кандидат технических наук Баталов Самат Юнирович

Ведущая организация Российский Государственный

университет нефти и газа им ИМ Губкина

Защита состоится «30» марта 2007 года в 15 час 30 мин на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 520 020 01 при Открытом акционерном обществе Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу 450005, г Уфа, ул 8-е Марта, д 12

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика»

Автореферат разослан «28» февраля 2007 года

Ученый секретарь у

диссертационного совета, _Д А Хисаева

доктор химических наук

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Введение Максимально возможное извлечение нефти из нефтяных залежей требует применения прогрессивных способов и схем разработки нефтяных месторождении, а также совершенствования техники и технологии подъема жидкости из скважин В настоящее время основной объем добываемой в России нефти приходится на месторождения Западной Сибири При этом широкое распространение имеют установки электроцентробежных насосов (УЭЦН), которыми оборудована третья часть фонда добывающих скважин Такое положение обусловлено их преимуществами (высокая производительность), реализуемыми в условиях увеличения обводненности нефтяных месторождений и необходимости форсированного отбора жидкости из скважин При больших подачах по затратам энергии на тонну добываемой нефти элеетроцентробежные насосы (ЭЦН) более выгодны, чем штанговые

Высокая агрессивность пластовой жидкости, являющейся многокомпонентной средой и состоящей из нефти, пластовой воды, свободного и растворенного газа, - одна из причин отказов оборудования скважин, эксплуатируемых насосным способом Недостаточный ресурс работы оборудования приводит к необходимости увеличения его геометрических размеров, снижению надежности и частому проведению ремонтных работ Все это повышает затраты на изготовление и обслуживание оборудования, сдерживает увеличение объемов добычи нефти, повышает ее себестоимость

В малообводненныч добывающих скважинах, оборудованных УЭЦН, в затрубном пространстве накапливается газ, выделяющийся при подъеме жидкости до приема насоса Давление газа в затрубном пространстве снижает динамический уровень в скважине, а если последний достигает критического значения, когда газосодержание на приеме насоса превышает допустимую величину, то происходит срыв подачи и установка выходит из

строя Снижение динамического уровня требует увеличения глубины спуска насоса в скважину, что приводит к дополнительному расходу насосно-компрессорных труб (НКТ) и электрического кабеля, повышению нагрузки на колонну НКТ Таким образом, актуальной задачей является совершенствование технологии эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов на нефтяных месторождениях Западной Сибири

Целью работы является совершенствование технологии эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов на основе применения компоновки эжектора для условий месторождений Западной Сибири при повышенном газовом факторе

Для достижения поставленной цели в диссертационной работе решены следующие основные задачи

1) анализ условий эксплуатации скважин месторождений Западной Сибири и способов выбора насосного оборудования и режимов его работы,

2) обоснование необходимости удаления газа из затрубного пространства в критических ситуациях,

3) разработка методики расчета оптимального расположения эжектора по длине колонны насосно-компрессорных труб,

4) разработка конструкции эжектора для уменьшения давления газа в затрубном пространстве скважины,

5) промысловые исследования режима эксплуатации добывающих скважин установкой электроцентробежного насоса в компоновке с эжектором,

6) поиск технологических решений, направленных на повышение эффективности эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов в компоновке с эжектором

Научная новизна

1 В результате анализа эксплуатации скважин в условиях Западной Сибири установлено, что одной из причин уменьшения межремонтного периода работы УЭЦН является избыточное давление в затрубном пространстве вследствие выделения газа при подъеме жидкости

2 Аналитическими и экспериментальными исследованиями доказано, что по характеристикам скважины и электроцентробежного насоса с использованием эжектора достигаются требуемые значения устьевого давления и динамического уровня

3 Разработан принцип и даны технические решения, направленные на повышение эффективности эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов посредством дозированной подачи химических реагентов на прием насоса, регулирования режима работы насоса

Основные защищаемые положения

1 Результаты теоретических и промысловых исследований по совершенствованию режимов эксплуатации скважин установками погружных электроцентробежных насосов в компоновке с эжектором

2 Новые технические решения по дозированной подаче химических реагентов на прием насоса, регулированию режима работы насоса

Практическое значение работы заключается в следующем

- в результате анализа различных методик выбора насосного оборудования разработаны рекомендации по оптимизации технологического режима эксплуатации скважин на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» путем применения эжектора в компоновке с УЭЦН

- предложены конструкция эжекторного устройства, позволяющая поддерживать давление в затрубном пространстве добывающих скважин на уровне давления в коллекторе, эксплуатируемых установками погружных электроцентробежных насосов, а также методика расчета параметров

эжектора в зависимости от технологических условий эксплуатации скважин Применение эжскторных устройств в 2-х скважинах Приобского месторождения ОАО «Юганскнефтегаз» позволило стабилизировать работу и увеличило межремонтный период ЭЦН в среднем от 4,5 до 6 раз

Апробация работы Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на научно-технической конференции «Проблемы освоения нефтяных месторождений Башкортостана» (г Уфа, 1998г), V Межвузовской научно-методической конференции «Проблемы нефтедобычи Волго-Урапьского региона» (г Уфа, 2000г), Третьем конгрессе нефтегазопроиышленников России «Проблемы энерго- и ресурсосбережения в нефтегазодобывающей отрасли» (г Уфа, 2001г )

Публикации Основное содержание диссертации опубликовано в 10 печатных трудах, в числе которых 5 статей и 5 патентов В совместных публикациях автору принадлежат постановка задач, разработка методики расчета и конструкции эжектора, анализ, обобщение, обоснование рекомендаций.

Структура и объем диссертации Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка использованных источников из 147 наименований и изложена на 105 страницах машинописного текста, включая 22 рисунка, 8 таблиц

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении раскрыта актуальность выбранной темы диссертации, сформулированы цели и задачи исследований Приведены основные защищаемые положения, отражена научная новизна выполненных исследований и их практическая значимость

В первой главе диссертации приведены условия эксплуатации скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири, представлен обзор применяемых методик выбора насосных установок для оптимальной

эксплуатации скважин, рассмотрены возможности применения струйных эжекторов при разработке нефтегазовых месторождений

Геотермические и технологические условия эксплуатации западносибирских месторождений в значительной степени отличаются от соответствующих условий других нефтяных регионов России

Эксплуатация скважин установками электроцентробежных насосов, отличающихся высокой производительностью, снижает динамические уровни жидкости, что ведет к необходимости увеличения глубины спуска насоса За последние пять лет глубина подвески ЭЦН для нефтяных месторождений Сургута, Нефтеюганска, Нижневартовска и Ноябрьска увеличилась приблизительно на 500 м, достигнув отметки 2400 м и более Отмеченное существенно усложнило эксплуатацию погружного оборудования, что сказалось на увеличении числа отказов

Характерной особенностью является разбуривание месторождений Западной Сибири исключительно кустовыми наклонно направленными скважинами, что резко снижает коэффициент их использования и, в конечном счете, заметно повышает себестоимость извлекаемой нефти Кривизна стволов скважин, в ряде случаев доходящая по зенитному углу до 68° и по интенсивности искривления до 4,5° на 10 м (Мамонтовское месторождение ОАО «Юганскнефтегаз»), является одной из причин полетов ЭЦН и НКТ Вследствие указанного, в сочетании с дефицитом оборудования, имеет мест» тенденция увеличения бездействующего фонда скважин, который для Северо-Салымского и Мамонтовского месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» соответственно составляет 18,5 и 52,3 % Проведенный анализ зависимости межремонтного периода (МРП) эксплуатации скважин установками погружных электроцентробежных насосов от интенсивности искривления ствола в зоне подвески ЭЦН показал, что влияние интенсивности искривления начинает проявляться при 20/ на 10 м, а при величине интенсивности искривления 1,5° на 10 м оно становится преобладающим относительно других факторов

Работу ЭЦН, в особенности при глубокой подвеске и больших значениях подачи, существенно усложняет высокая пластовая температура, которая с учетом нагрева погружного электродвигателя и самого насоса, например, при эксплуатации скважин с низким коэффициентом продуктивности и высоким газосодержанием, может возрастать в зоне расположения насоса до 140 180 °С

Негативными факторами, определяющими специфику эксплуатации УЭЦН на нефтяных месторождениях Западной Сибири и способствующими увеличению числа отказов, также являются высокая обводненность продукции, большое количество содержащихся в ней механических примесей, а также наличие свободного газа на входе насоса.

В настоящее время себестоимость добычи нефти почти на 40 % складывается из затрат на электроэнергию и компенсацию резкого ее подорожания Поэтому весьма важным является оптимальный подбор УЭЦН и технологического режима работы скважин в целом Применение обоснованной методики выбора насосного оборудования и оптимизации режима его работы позволяет проанализировать эффективность использования добывающих скважин, оценить состояние насосного оборудования, рассчитать рациональные технологические параметры работы Для объективного выявления позитивных и негативных сторон использования методик подбора ЭЦН к скважинам месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» был проведен их сравнительный функциональный анализ по восьми основным критериям Рассмотрены четыре программные комплексы отечественного производства (ПТК «НАСОС», ПК «Автотехнолог», ПК «Сириус+» и ПК «PumpPro») и два комплекса зарубежного производства (ПК «Sub PUMP 6 10» и ПК «Well Flo v3 6b») Сравнение и анализ проводился по двум направлениям по функциональным возможностям и сходимости расчетных значений с истинными параметрами эксплуатации скважин Результаты анализа показали, что на каждой стадии разработки месторождения имеется оптимальная гидравлическая трубная

корречяция, которая дает минимальную погрешность Для минимизации погрешности, связанной с гидравлическими трубными корреляциями, разработана «карта применимости корреляций» Эта карта показывает, что у каждой корреляции есть оптимальный диапазон, в котором минимальная погрешность.

Для повышения эффективности работы ЭЦН на нефтяных месторождениях Западной Сибири предлагается их эксплуатация совместно со струйными аппаратами Использованию струйных аппаратов в добыче нефти посвящены работы Мищенко И Т, Миронова С Д, Городивского А В , Цепляева Ю А, Марьенко В П , Захарченко Н П, Сахарова В А, Вербицкого В С, Ивановского В Н, Сазонова Ю А, Рылова Б М, Нотана Л М, Дроздова А Н , Терикова В А, Мохова М А, Андриянова А В , Султанова Б 3 , Вагапова С Ю и других исследователей Выбор струйного аппарата должен предусматривать расчеты диаметров сопла и горловины, а также соответствующие расходы и давления Расчеты должны проводиться исходя из геолого-технических данных по скважине, физико-химических свойств добываемой жидкости и других параметров эксплуатации

Использование струйных аппаратов совместно с другим типом насоса позволяет существенно расширить функциональные возможности последнего, а. также улучшить условия его эксплуатации

Вторая глава посвящена методике определения места установки струйного аппарата (эжектора) в колонне НКТ Правильный выбор места установки эжектора по отношению к ЭЦН и устью скважины позволит повысить МРП и снизить вероятность срывов подачи насоса В настоящее время место расположения эжектора в тандемных установках типа «ЭЦН-эжектор» для конкретной скважины определяется экспериментально Разработанная методика позволяет сократить проведение стендовых и промысловых исследований

При выводе уравнений были приняты следующие допущения

1) гидродинамические процессы на месте установки эжектора протекают при постоянной температуре,

2) рабочей жидкостью является смесь жидкости и газа,

3) при изменении давления плотность жидкости остается постоянной,

4) объемное газосодержание зависит от давления линейно,

5) газ является совершенным, т е он описывается газовыми законами,

6) коэффициент сжатия струи в сопле эжектора принимается равным единице

Получено уравнение, которое по известным данным эксплуатации скважины, позволяет определить зависимость давления в затрубном пространстве при постоянном дебите скважины от времени

dPx_P,.Q*( Л 1 Ja^ + aA 1 |

dt ZSM \pLgZ(AA+Ai) Z pLgZAx {a^ + A,) p.gZA,

+ , p' 1 -АхК-А* У

Pi.gZAt (A,Pl + Aj- pLgZ z Pj.g(A,Ph + AjJ '

где

Ai = > Л2 = 1 - Г^ - параметры уравнения состояния

газожидкостной смеси,

Pi — давление газа в затрубном пространстве,

Рт - давление на приеме насоса,

pL — плотность жидкости (без газа) (кг/м3),

Z = RT — параметр уравнения состояния газа,

Q* - объемный расход газа, вызванный притоком в затрубное пространство,

Sout - площадь сечения затрубного пространства, L - глубина спуска насоса, g - гравитационная постоянная ( = 98 м2/с)

Предложен алгоритм расчета параметров эжектора На рис 1 представлена зависимость относительного напора эжектора (Pt - Р, )/(/>„ - Рх) от относительного расхода (коэффициент эжекции) {7,/й,,

и

где

Per давление рабочей жидкости на приеме эжектора, Рг давление газа в затрубном пространстве, Рг давление газожидкостной смеси на выходе эжектора, Qa- расход рабочей жидкости,

Qr расход газа из затрубного пространства через эжектор

Qi/Qo

Рис.1. Зависимость относительного напора эжектора (Р4 -/>,)/(/$, - Я,) от относительного расхода (коэффициента эжекции) QJQ0 Точки -эксперименгальные данные (■ соответствуют Р„-02 МПа, d -Р0 = 01 МПа), линии - расчетные кривые (сплошная линия -Р0 = 0 2 МПа, пунктирная линия - Р0 = 0 1 МПа)

Данная зависимость получена при Ра= 0,2 МПа (сплошная линия) и Р0= 0,1 МПа (пунктирная линия) Точками на графике обозначены данные,

полученные Ю А Егоровым экспериментами для газожидкостного эжектора, где в качестве рабочей жидкости была использована вода, а эжектируемым газом является воздух

Расчетная схема эжектора предоставлена на рис 2

Рис 2. Расчетная схема эжектора

Участок 0-2 - сопло, 1-2 - приемная камера, 2-3 - камера смешения, 3-4 - диффузор

На рис 3 показаны аналитические зависимости давления в затрубном пространстве, давления на устье скважины, относительного расхода и динамического уровня о г глубины установки эжектора, полученные для фиксированных параметров скважин и геометрических характеристиках эжектора при объемном расходе газожидкостной смеси на забое (дебит скважины) равным 0,005 м3/с (сплошная линия) и 0,003 м3/с (пунктирная линия) Данные зависимости получены путем решения системы уравнений из механики сплошных сред В предположении изотермичности процесса для используемых уравнений состояния газа и газожидкостной смеси эти уравнения запишутся в следующем виде (АРо + )2о = (^i Р2+ Л2 feo. (2)

Р1А, \А1Ро+Аг) К 20 2 0 2

Р&\ = Рг(2п = Р„<2*, (4)

21п£1 + (а2,^2,)^ = а1^, (5)

= Рз^з + р3 РьрЛАРЗ+^+В,)

Р1.РЛАР3 +^2X^1 _ РьРЛ^Р4 ^2X^1 +

Рзв\ >-р1^и,Рз+А2)В2 3 р4В, +р£г(А,р4 кА2)в2 *'

(6)

(7)

р ¡.А:(в,+в2) {Лр3+А2] В,+В2 [р3) v 2 2

Для устойчивой эксплуатации скважин необходимо выполнение следующих условий, которые следуют из ограничений рабочих характеристик ЭЦН и эжектора

1) глубина погружения эжектора не должна превышать динамический уровень жидкости в скважине,

2) газосодержание на приеме насоса и эжектора не должно превышать предельно допустимые для каждого из них значения,

3) давление в рабочей камере эжектора не должно быть меньше атмосферного,

4) давление газа в затрубном пространстве должно быть больше его давления в струе рабочей жидкости,

5) относительный расход эжектора ограничен

Анализ представленных на рис 3 зависимостей позволяет для требуемого интервала динамического уровня, давлений на устье и в затрубном пространстве, а также относительного расхода определить глубину установки эжектора

н,ш

цт 500 700 900 1100 1300 1500

Рис.З. Зависимость затрубного давления (/>,), давления на устье скважины (Рш), относительного расхода (0/!2о) и динамического уровня (О) от глубины погружения эжектора Жирная линия - 6 = 0005 м3/с, тонкая линия - 2 = 0 003 м3/с

В третьей главе приводятся результаты использования эжектора на скважинах Приобского и Мамонтовского месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» При эксплуатации нефтяных скважин с высоким газосодержанием, выделяющийся газ при подъеме жидкости накапливается в затрубном пространстве, которое соединяется с коллекторной линией перепускным дифференциальным клапаном Открытие перепускного клапана происходит, если давление в затрубном пространстве скважины превышает давление в коллекторной линии, то есть давление на устье скважины выше, чем давление в затрубном пространстве В нефтедобывающих скважинах месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» давление на устье составляет порадка 1,0 2,5 МПа В зимний период, даже при незначительном содержании воды в продукции скважины и небольшом дебите, перепускной клапан часто не срабатывает или при образовании гидратной пробки газ накапливается в затрубном пространстве, снижая динамический уровень.

Для поддержания давления в затрубном пространстве скважины на уровне давления в коллекторе разработано скважинное устройство с использованием струйного аппарата (эжектора) рис 4 Отличительной особенностью эжектора является то, что его приемная камера с помощью обратного клапана связана с затрубным пространством скважины Монтируется эжектор между двумя НКТ во время проведения спуско-подъемных операций

При истечении рабочей жидкости (продукция скважины) через сопло в приемной камере создается разряжение и газ, поступающий из затрубного пространства через клапанный узел, увлекается рабочей жидкостью в камеру смешения

В последней газ смешивается с рабочей жидкостью и образуется однородная мелкодисперсная среда. Далее камера смешения расширяется до внутренних размеров НКТ, где происходит восстановление давления для подъема продукции до устья скважины Газ, смешанный с добываемой жидкостью, уменьшает ее плотность, облегчая тем самым ее подъем на поверхность

ТТТТ7

ТТТТТ

1 - эжектор 2-газ

3 - жидкость 4-ЭЦН

--Ц--

Рис. 4 Установка ЭЦН с эжектором для откачки газа из затрубного пространства.

Открытие клапана происходит в том случае, если давление в приемной камере меньше чем давление в затрубном пространстве скважины

Промысловые испытания работы эжекторов проводились на скважинах №107 и 3081 Приобского месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» Краткие характеристики нефти и пласта АС10 температура - 88 °С, плотность пластовой нефти 796кг/м3, давление насыщения 8,2 МПа, газовый фактор 55 м3/м3, вязкость пластовой нефти 1,52 мПа*с Для решения данной задачи были изготовлены эжекторы с основными геометрическими параметрами, приведенными на рис 5 Наружный диаметр корпуса эжектора составляет 89 мм, а его длина — не более 1000 мм Приемная камера обратным клапаном связана с затрубным пространством скважины Монтируется эжектор между двумя НКТ во время проведения спуско-подъемных операций

Рис.5. Основные геометрические размеры эжектора для проведения промысловых испытаний

Место установки эжектора в колонне НКТ рассчитывалось из следующих условий

1) динамический уровень всегда должен быть ниже места установки эжектора,

2) расходное содержание газа в рабочей жидкости на входе в эжектор не должно превышать 20 %,

3) давление рабочей жидкости в рассчитанном месте установки эжектора должно быть достаточным для эжектирования газа

Первое условие выполняется путем предварительных расчетов, для расчета 2-го и 3-го условий была разработана специальная программа, позволяющая по известным свойствам жидкости и газа рассчитать распределение давления и газосодержание в лифтовой колонне

На рисунке 6а и 66 приведены распределения газосодержания и давления в НКТ для скважин №№107 и 3081 Приобского месторождения, рассчитанные по этой программе

1000 1500

Гйубмн* m стволу м

**">—даалеии» Мпа ^^гаэосадвр*ани«

Рис.ба Распределение газосодержания и давления в НКТ для скважины №107 Приобского месторождения

□ 500 1000 1SOO 200О 2500

№/И11 по стволу M 1-0-дллцщ<» Щщ -^-гаарсадержани«

Рис.6б Распределение газосодержания и давления в НКТ для скважины №3081 Приобского месторождения

Применяя вышеуказанные распределения, были выбраны глубины установки для эжекторов

- для скважины №3081 - 980м при давлении на входе 6.0 МИл и газосодержании 4 %;

- для скважины №107 - 800 м при давлении на «ходе 4,5 МИД и газосо держании 17%.

Динамика показателей эксплуатации скаажин после установки эжектора приведена на рис.7.

Рис. 7. Динамика показателей эксплуатации скв. 107(а) и 3081(6) Приобского месторождения.

11о результатам испытания па скважине №107 удалось увеличить МРП с 13 до 58 суток, по скважине №3081 с )4 суток до 3-х месяцев. При проведении испытаний в скважине №3081 была смоделирована ситуация, когда газ из затру оно го пространства не поступает в нсфтесборную линию.

Для этого задвижку, соединяющую данные линии, закрывали соответственно на 5, 15 и 45 мин Рост давления в затрубном пространстве скважины не наблюдался, нагрузка по току для электродвигателя ПЭД68 составляла 40 А и в течение указанных промежутков времени оставалась постоянной

Результаты расчетов экономических показателей от использования эжектора приведены в таблице 1 Экономические расчеты показывают, при увеличении динамического уровня на 70 м применение эжекторов становится выгодным (за счет экономии НКТ и погружного кабеля)

В четвертой главе приводятся технические решения, направленные на повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин установками погружных электроцентробежных насосов

Для дозированной подачи химических реагентов в добываемую жидкость с целью предотвращения осложнений, предлагается устройство, включающее контейнер химреагента по типу «труба в трубе» и струйный аппарат в качестве дозатора. Струйный аппарат и контейнер размещены под насосом и оснащены обратными клапанами по типу «шарик-пружина»

Таблица 1 - Экономические показатели эффективности использования эжектора

№ скв Уменьшение Экономия Экономия Стои- Общая

глубины затрат на затрат на мость экономия

спуска приобретение приобретение эжекто- затрат при

насоса, м НК Г, руб электрокабеля, ра, руб установке

руб эжектора.

руб

646 202 15710 8080 8000 15790

6277 107 8320 4280 8000 4600

230,6 100 7777 4000 8000 3777

Клапан входа контейнера имеет более жесткую пружину или более легкий шарик по сравнению с клапаном входа струйного аппарата Добываемая жидкость, поступаемая в сопло струйного аппарата, открывает обратный клапан Одновременно открывается клапан на входе контейнера и химреагент поддавливается снизу жидкостью Дозировка поступающего в добываемую жидкость химреагента осуществляется подбором комбинации диаметров сопла и горловины

С целью управления режимом работы УЭЦН разработано управляющее устройство в виде дифференциального механизма. Одно из центральных колес механизма соединено с валом погружного электродвигателя (ПЭД), а второе центральное колесо - с валом ЭЦН Водило сателлитов дифференциального механизма соединено через повышающий редуктор с валом шестеренчатого насоса Входной патрубок шестеренчатого насоса соединен с внутренней полостью наполненного маслом корпуса управляющего устройства, а входной патрубок - с приоткрытым вентилем К вентилю прикреплен поворотник подпружиненной лопасти, помещенный в поток скважинной жидкости

В другом варианте исполнения управляющего устройства к вентилю через зубчатую шестерню крепится круглая рейка, которая соединяется с датчиком нагрузки шестеренчатого насоса, выполненным в виде кулачковой муфты, подпружиненной в осевом направлении

В третьем варианте для автоматического регулирования параметров работы погружного электроцентробежного насоса в качестве регулятора вращения вала насоса с обратной связью применен автоматизированный механический регулятор Регулятор выполнен в виде дифференциального механизма, одно центральное колесо которого соединено с валом ПЭД, а второе - с валом насоса. Водило сателлитов дифференциального механизма через последовательные редукторы соединено с ротором автоматизированного механического регулятора Ротор снабжен крыльчаткой, которая омывается скважинной жидкостью

Основные выводы и рекомендации

1 На основе анализа опыта эксплуатации скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири показано, что для повышения ее эффективности необходимо обоснование выбора насосного оборудования с учетом наклонно направленного профиля ствола, обводненности продукции и повышенного газосодержания, характерных для скважин данною региона Установлена возможность улучшения работы УЭЦН с использованием в составе скважинного оборудования струйного аппарата (эжектора)

2 Разработана методика, позволяющая аналитическим путем, в зависимости от технологического режима эксплуатации скважины, выбрать рабочие параметры эжектора и рассчитать место его установки по длине НКТ, что сокращает проведение стендовых и промысловых исследований

3 Обосновано применение струйного аппарата (эжектора) в компоновке с электроцентробежным насосом для облегчения поддержания давления в затрубном пространстве скважины на уровне давления в коллекторе, что предотвращает снижение динамического уровня и обеспечивает экономический эффект за счет сокращения расхода НКТ и электрического кабеля Расчетным путем показано, что при снижении динамического уровня на 70 м и более применение эжектора экономически выгодно

4 По результатам промысловых испытаний конструкции эжектора в скважинах Приобского месторождения показано увеличение МРП с 13 до 90 суток

5 Предложены технологические решения, направленные на повышение эффективности эксплуатации скважин путем использования струйного аппарата для дозированной подачи химреагента, исследования скважин и регулирования параметров работы ЭЦН

Основные результаты работы опубликованы в 10 научных трудах, из которых № 1-4 входят в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий РФ в соответствии с требованиями ВАК Минобразования и науки:

1 Атнабаев ЗМ Сравнительный анализ программ подбора насосов //Нефтепромысловое дело - 2003 - № 4 - С 25-30

2 Атнабаев 3 М Коэффициент естественной сепарации на приеме насоса //Нефтяное хозяйство -2003 -№12 - С 60-61

3 Атнабаев 3 М Скважинный эжектор для предотвращения повышения затрубного давления и срыва подачи УЭЦН // Нефтяное хозяйство -2001 -№4 -С 72-74

4 Уразаков К Р, Алексеев Ю В , Коробейников Н Ю, Атнабаев 3 М Анализ результатов внедрения программно-технологического комплекса «НАСОС» в ОАО «Юганскнефтегаз» //Нефтяное хозяйство -1999 - №9 - С47-49

5 Особенности насосной добычи нефти на месторождениях Западной Сибири // Уразаков К Р , Багаутдинов Н Я, Атнабаев 3 М и др - М ВНИИОЭНГ, 1997 -56с

6 Патент РФ № 2135743, МКИ Е21В37/06 Скважинная дозирующая насосная установка / Атнабаев 3 М , Уразаков К Р Бюл Изобретения Полезные модели - 1999 -№27

7 Патент РФ № 2194853, МКИ Е21В47/00 Устройство для исследования скважин/ Чесноков В А, Хасанов М М, Атнабаев 3 М и др Бюл Изобретения Полезные модели - 2002 - № 20

8 Патент РФ № 2193694, МКИ Р04015/00, Р04013/00 Управляемая погружная электроцентробежная насосная установка / Шаньгин Е С, Атнабаев 3 М, Гумеров А С и др Бюл Изобретения Полезные модели - 2002 - № 33

9 Патигг РФ № 2193696, МКИ Р04Ш5/00, Р04013/00 Управляемая погружная электроцентробежная насосная установка / Шаньгин Е С ,

Атнабаев 3 М, Гумеров А С и др Бюл Изобретения Полезные модели -2002 - №33

10 Патент РФ № 2193695, МКИ Р04Б15/00, Р041) 13/00 Управляемая погружная электроцентробежная насосная установка с обратной связью/ Шаныин Е С, Атнабаев 3 М, Гумеров АС и др Бюл Изобретения Полезные модели - 2002 - № 27

Подписано в печать 26 02 07 г Формат 60х841Лб Услпечл 1,39 Бумага офсетная Гарнитура Тгтех Тираж 100 экз Заказ №07-49 Печать методом ризографии

РБ, г Уфа, 450078 ООО «Мастер-Копи» Айская, 46

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Атнабаев, Зуфар Магданович

ВВЕДЕНИЕ

1. ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ

СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

1.1 Условия работы насосного оборудования

1.2 Анализ методик выбора насосных установок

1.3 Применение струйных аппаратов при разработке 23 нефтегазовых месторождений

1.4 Выводы 35 2 МЕТОДИКА РАСЧЕТА МЕСТА УСТАНОВКИ ЭЖЕКТОРА

В КОЛОННЕ НКТ

2.1 Расчет роста затрубного давления в отсутствие эжектора

2.2 Модель работы УЭЦН с эжектором

2.3 Расчет характеристик процесса с учетом эжектора

2.4 Выводы

3. РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ, НАПРАВЛЕННЫХ НА 54 УМЕНЬШЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ В ЗАТРУБНОМ ПРОСТРАНСТВЕ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

3.1 Устройство и работа эжектора для уменьшения давления в 57 затрубном пространстве скважины

3.2 Методика проведения промысловых испытаний

3.3 Результаты промысловых испытаний эжектора

3.5 Оценка влияния обводненности продукции скважины на 69 коэффициент сепарации на приме ЭЦН

3.6 Выводы

4. РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ 73 ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОГРУЖНЫХ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ СТРУЙНЫХ АППАРАТОВ

4.1 Устройство для дозированной подачи химических реагентов 73 на прием насоса при эксплуатации скважин

4.2 Применение струйных аппаратов для исследования скважин

4.3 Разработка технических средств для регулирования режима 79 работы погружного электроцентробежного насоса

4.4 Выводы 89 Основные выводы и рекомендации 90 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов с эжектором на месторождениях Западной Сибири"

Максимально возможное извлечение нефти из нефтяных залежей требует применения прогрессивных способов и схем разработки нефтяных месторождений, а также совершенствования техники и технологии подъема жидкости из скважин. В настоящее время основной объем добываемой в России нефти приходится на месторождения Западной Сибири. При этом широкое распространение имеют установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН), которыми оборудована третья часть фонда добывающих скважин. Такое положение обусловлено их преимуществами (высокая производительность и напор), реализуемыми в процессе увеличения обводненности нефтяных месторождений и необходимости форсированного отбора жидкости из скважин. При больших подачах по затратам энергии на тонну добываемой нефти электроцентробежные насосы (ЭЦН) более выгодны, чем штанговые [1].

Высокая агрессивность пластовой жидкости, являющейся многокомпонентной средой и состоящей из нефти, пластовой воды, свободного и растворенного газа, есть одна из причин отказов оборудования скважин, эксплуатируемых насосным способом. Недостаточный ресурс работы оборудования приводит к необходимости увеличения его массы и габаритов, снижения допустимых нагрузок, частому проведению ремонтных работ. Все это повышает затраты на изготовление и обслуживание оборудования, сдерживает увеличение объемов добычи нефти, повышает ее себестоимость [2,3].

В малообводненных добывающих скважинах, оборудованных УЭЦН, в затрубном пространстве накапливается газ, выделяющийся при подъеме жидкости до приема насоса. Давление газа в затрубном пространстве снижает динамический уровень в скважине, а если последний достигает приема насоса, то происходит срыв подачи и установка выходит из строя. Снижение динамического уровня требует увеличения глубины спуска насоса в скважину, что приводит к дополнительному расходу насосно-компрессорных труб (НКТ) и электропогружного кабеля, повышению нагрузки на колонну НКТ. Таким образом, актуальной задачей является совершенствование эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов на нефтяных месторождениях Западной Сибири.

Целью работы является совершенствование технологии эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов на основе применения компоновки эжектора для условий месторождений Западной Сибири при повышенном газовом факторе.

Для достижения поставленной цели в диссертационной работе решены следующие основные задачи:

1) оценка условий эксплуатации скважин месторождений Западной Сибири, анализ способов выбора насосного оборудования и режимов его работы;

2) обоснование необходимости удаления газа из затрубного пространства в критических ситуациях;

3) разработка методики расчета оптимального расположения эжектора по длине колонны насосно-компрессорных труб;

4) разработка конструкции эжектора для уменьшения давления газа в затрубном пространстве скважины;

5) промысловые исследования режима эксплуатации добывающих скважин установкой электроцентробежного насоса в компоновке с эжектором;

6) поиск технологических решений, направленных на повышение эффективности эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов в компоновке с эжектором.

Научная новизна

1. В результате анализа эксплуатации скважин в условиях Западной Сибири установлено, что одной из причин уменьшения межремонтного периода работы УЭЦН является избыточное давление в затрубном пространстве вследствие выделения газа при подъеме жидкости.

2. Аналитическими и экспериментальными исследованиями доказано, что по характеристикам скважины и электроцентробежного насоса использованием эжектора достигаются требуемые значения устьевого давления и динамического уровня.

3. Разработан принцип и даны технические решения, направленные на повышение эффективности эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов посредством дозированной подачи химических реагентов на прием насоса, регулирование режима работы насоса.

Основные защищаемые положения:

1.Результаты теоретических и промысловых исследований по совершенствованию режимов эксплуатации скважин установками погружных электроцентробежных насосов в компоновке с эжектором.

2.Новые технические решения по дозированной подаче химических реагентов на прием насоса, регулированию режима работы насоса.

Практическое значение работы заключается в следующем:

- в результате анализа различных методик выбора насосного оборудования разработаны рекомендации по оптимизации технологического режима эксплуатации скважин на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» путем применения эжектора в компоновке с УЭЦН;

- предложена конструкция эжекторного устройства, позволяющая поддерживать давление в затрубном пространстве добывающих скважин на уровне коллекторного, эксплуатируемых установками погружных электроцентробежных насосов, а также методика расчета параметров эжектора в зависимости от технологических условий эксплуатации скважин.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Атнабаев, Зуфар Магданович

Основные выводы и рекомендации

1. На основе анализа опыта эксплуатации скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири показаны, что для повышения ее эффективности является правильный выбор насосного оборудования с учетом наклонно направленного профиля ствола, обводненности продукции и повышенного газосодержания, характерных для скважин данного региона. Установлена возможность улучшения работы УЭЦН с использованием в составе скважинного оборудования струйного аппарата (эжектора).

2. Разработана методика, позволяющая аналитическим путем, в зависимости от технологического режима эксплуатации скважины, выбрать рабочие параметры эжектора и рассчитать место его установки по длине НКТ, что сокращает проведение стендовых и промысловых исследований.

3. Обосновано применение струйного аппарата (эжектора) в компоновке с электроцентробежным насосом для облегчения поддержания давления в затрубном пространстве скважины на уровне давления в коллекторе, что предотвращает снижение динамического уровня и обеспечивает экономический эффект за счет сокращения расхода НКТ и электрического кабеля. Расчетным путем показано, что при снижении динамического уровня на 70м и более применение эжектора экономически выгодно.

4. По результатам промысловых испытаний конструкции эжектора в скважинах Приобского месторождения показано увеличение МРП с 13 до 90 суток.

5. Предложены технологические решения, направленные на повышение эффективности эксплуатации скважин путем использования струйного аппарата для дозированной подачи химреагента, исследования скважин и регулирования параметров работы ЭЦН.

91

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Атнабаев, Зуфар Магданович, Уфа

1. Скважинные насосные установки для добычи нефти:/ Учебное издание Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А. и др. - М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. -824с.

2. Каплан JI.C. Скважинные центробежные насосы для добычи обводненной нефти. Учебное пособие. Уфа: Изд-во Уфимского нефт. института, - 1986.-71с.

3. Протасов В.Н. Повышение надежности оборудования скважин при насосном способе добычи нефти //Обзорная информация. Сер. Машины и нефтяное оборудование. М.: ВНИИОЭНГ. - 1986. - Вып. 4.-71с.

4. Дождиков Б.А. Опыт эксплуатации и ремонт УЭЦН в ТПП «Когалымнефтегаз» Химическое и нефтегазовое машиностроение, 1998, №3, с. 13-14.

5. Уразаков К.Р., Багаутдинов Н.Я., Атнабаев З.М. и др. Особенности насосной добычи нефти на месторождениях Западной Сибири. М.: ВНИИОНГ,- 1997.-56с.

6. Шумилов В.А., Сельцов И.А., Махиня Т.И. и др. Пути улучшения использования фонда скважин на месторождениях Западной Сибири // Обзоры инф. Сер. Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ. 1989.-67с.

7. Уразаков К.Р. Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин.-М.:Недра, 1993.-169с.

8. Кибирев Е.А. Опыт эксплуатации и ремонты УЭЦН в ЦБПО НПО OA «Юганскнефтегаз».-Химическое и нефтегазовое машиностроение, 1998, №3, с. 17-20.

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

10. Ю.Маркелов Д.В. Опыт эксплуатации отечественного и импортного оборудования УЭЦН в ОАО «Юганскнефтегаз» Химическое и нефтегазовое машиностроение, 2000, №3, с. 16-19.

11. И.Аптакаев Г.А. Опыт эксплуатации электропогружных установок в НГДУ «Лянтрнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» Химическое и нефтегазовое месторождение, 1998, №3, с. 16-17.

12. Вагапов С.Ю., Жулаев В.П., Лягов А.В. и др. Скважинные насосные установки для добычи нефти / Учебное пособие под ред. Ю.Г. Матвеева. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003.-167с.

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

14. М.Шерстюк А.Н., Мешалкин С.М., Трулев А.В. и др. Выбор расчетного режима работы ступени погружного нефтяного насоса // Химическое и нефтегазовое машиностроение 2003. - №8. - С.29.

15. Шерстюк А.Н., Петрова С.В., Хамидов Ш.М. Критерий эффективности ступени погружного нефтяного насоса// Химическое и нефтегазовое машиностроение 2005. - №3. - С.32.

16. Шерстюк А.Н., Трулев А.В., Ермолаева Т.А. и др. Особенности характеристик погружных центробежных нефтяных насосов // Химическое и нефтегазовое машиностроение 2003. - №1. - С.20-21.

17. Уразаков К.Р., Алексеев Ю.В., Коробейников Н.Ю., Атнабаев З.М. Анализ результатов внедрения программно-технологического комплекса «НАСОС» в ОАО «Юганскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство 1999. - №9. - С.47-49.

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

19. Технологическая схема водогазового воздействия на пласт АВ1-3 опытных участков Самотлорского месторождения. Отчет о НИР, СибНИИНП, рук. Батурин Ю.Е., Тюмень, 1989 г.

20. Технологическая схема закачки углеводородного газа и водогазовых смесей на опытном участке Самотлорского местрождения (1 очередь) с использованием импортного оборудования, СибНИИНП, Тюмень, 1981 г.

21. Испытание технологии газового и водогазового воздействия на Самотлорском месторождении. Москва, ВНИИОЭНГ, 1989, авт. Вашуркин А.И., Гусев С.В., Ложкин Г.В., Трофимов А.С., Цимлянский Г.К.

22. РД 39-01488070-255-88р Технология водогазового воздействия на первоочередном участке Самотлорского месторождения с использованием методов регулирования.

23. Разработка технологической схемы опытно-промышленных работ по водогазовому воздействию на пласт и внедрение технологии. Отчет по договору №471, НИЦ ТИЗН и ПБ, Казань, 2002 г., руководитель работ Крючков В.И.

24. Особенности геологического строения и разработки месторождений Шаимского нефтегазоносного района. Сборник статей, Урай-Тюмень, 2002 г., 237с.

25. Соколов Е.Я., Зингер Н.М. Струйные аппараты Энергоатомиздат, 1989, 352с.

26. Мищенко И.Т., Сахаров В.А., Мохов М.А. и др. Применение струйных аппаратов в нефтегазодобывающей промышленности. М.: Издательство «Нефть и газ», 1999. - 58с.

27. Берман Л.Д., Ефимочкин Г.И. Методика расчета водоструйного эжектора Теплоэнергетика, 1964, №8, с.92-94.

28. Д^.Дроздов А.Н. Обобщение характеристик жидкостно-газовых эжекторов. Экспресс-информация. Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений. М.:ВНИИОЭНГ. - 1991. -№9.-С. 18-22.

29. Помазкова З.С. Расчет струйных насосов к установкам для нефтяных скважин. М.:ЦБТИ, 1961,-66с.

30. Марьянко В.П., Миронов С.Д., Мищенко И.Т. и др. Обзор информации. ВНИИОЭНГ, М.: 1986, вып.14(21).-36с.

31. Рошак И.И., Городивский А.В. Характеристики жидкостно-газового эжектора//Нефтяное хозяйство 1981. - №6. - С.54-56.

32. Шаманов Н.П., Дядин А.Н., Лабинский А.Ю. Двухфазные струйные аппараты. Л.Судостроение, 1989. 240с.

33. Сазонов Ю.А., Сазонова Р.В. Расчеты струйных насосов: Учебное пособие. М.: Изд-во ГАНГ, 1997.-52с.

34. Каменев П.Н. Гидроэлеваторы в строительстве. М.: Стройиздат, 1970.- 172с.

35. Соколов Е.Я., Зингер Н.М. Струйные аппараты. М.: Энергоатомиздат, 1989.-352с.

36. Берман Л. Д., Ефимочкин Г.И. Методика расчета водоструйного эжектора. Теплоэнергетика, 1964, №8, с.92-94.

37. Помазкова З.С. Расчет струйных насосов к установкам для нефтяных скважин. М.: ЦБТИ, 1961. - 66с.

38. Шамаков Н.П., Дядин А.Н., Лабинский А.Ю. Двухфазные струйные аппараты. Л.: Судостроение, 1989. - 240с.

39. Берман Л.Д., Ефимочкин Г.И. Расчетные зависимости для водоструйных эжекторов. Теплоэнергетика, 1964, №7, с.44-48.

40. Богданов А.А., Помазкова З.С. Струйные аппараты для промывки песчаных пробок в скважинах. М.: Гостоптехиздат, 1960. - 82с.

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

42. Яремейчук Р.С., Качмар Ю.Д. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин. Львов: Вища школа, 1982. - 152с.

43. Яремейчук Р.С. Создание депрессии на пласт с помощью струйных аппаратов // Нефтяное хозяйство 1981. - № 11. - С. 17-18.

44. Яремейчук Р.С. Оценка вскрытия пласта на различных этапах заканчивания скважин // Нефтяное хозяйство -1985. №11. - С.14-16.

45. Яремейчук Р.С. Рабинович Н.Р. Восстановление коллекторских свойств пласта в приствольной зоне скважины при воздействии на него циклическими депрессиями// Нефтяное хозяйство 1982. - №6. - С. 1416.

46. Скважинные насосные установки для добычи нефти: Учебное пособие / Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А. и др. М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина., 2002. - 824 с.

47. Исмагилов P.P. Опыт применения струйных аппаратов. Геология нефти и газа, 1993, №1, с. 47-48.

48. Курамшин М.Р., Шлейн Г.А., Деменко А.А., Вагнер A.M. Использование струйного насоса для освоения скважин и интенсификации притока // Нефтяное хозяйство 1997. - №2. - С. 2021.

49. Вагапов С.Ю. Повышение эффективности применения струйных насосных аппаратов при обработке нефтяных скважин: Автореферат кандидата технических наук: Уфа: УНИ, 1989. - 19с.

50. Хрейс М.Х. Совершенствование струйного агрегата для обработки призабойной зоны скважины: Автореферат диссертации кандидата технических наук: Уфа:- УГНТУ. 2000. 22 с.

51. Патент 2139422 РФ, МКИ Е 21 В 43/25 Струйный аппарат для промывки скважин/Султанов Б.З., Вагапов С.Ю., Хрейс М.Х. Бюл.Изобретения Полезные модели . 1999. - № 28.

52. Вагапов С.Ю., Вагапов Ю.Г. Повышение эффективности работы струйного насоса путем использования эффекта Джоуля-Томпсона // Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики: Межвуз. научно-тематич. сб. Уфа: Изд-во УНИ, 1989, с.63-68.

53. А.С. 1236199 СССР, МКИ F 04 F 5/10. Струйный насос. / Вагапов С.Ю., Султанов Б.З.: Опубл. В Б.И., 1986, №21.

54. Кифор Б.М., Шумский Я.В., Гнатюк A.M. Опыт применения струйных насосов при освоении скважин // Нефтяная и газовая промышленность -Киев, 1985,№2,с. 38-39.

55. Вербицкий B.C. Разработка технологии применения погружных насосных и насосно-эжекторных систем для эксплуатации скважин и повышения нефтеотдачи: Автореферат диссертации канд. техн. наук: Москва: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. 24с.

56. Абдулзаде A.M., Кондрат P.M. Совершенствование эжекторных устройств для создания высокодисперсного газожидкостного потока в лифтовых трубах скважины // Экспресс-информация. Серия машины и нефтяное оборудование. -1985. -№9. Зс.

57. Демьянова JI.A. Влияние расстояния от рабочего сопла до камеры смешения на характеристики струйного аппарата при откачке газожидкостных смесей// Нефтяное хозяйство. -1998. -№9. -С.84-85.

58. Цепляев Ю.А. Исследование подъема жидкости из скважин струйными насосами на нефтяных месторождениях Западной Сибири: Автореферат диссертации канд. техн. наук: Тюмень: ТИИ, 1974. 21с.

59. Дроздов А.Н. Обобщение характеристик жидкостно-газовых эжекторов// Экспресс-информация. Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений; М.: ВНИИОЭНГ, 1991.-№9. -С. 18-22.

60. Фозао К.Р. Влияние неравномерности разгазирования рабочего потока на характеристики струйного аппарата// Нефтепромысловое дело. -2000. -№7. -С.23-26.

61. Донец К.Г. Гидроприводные струйные компрессорные установки. М.: Недра, 1990. - 174с.

62. Гумерский Х.Х. Особенности эксплуатации добывающих скважин струйными насосными установками: Автореферат диссертации канд. техн. наук: Москва: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1996. 23с.

63. Рошак И.И., Городивский А.В. Характеристики жидкостно-газового эжектора//Нефтяное хозяйство. -1981. -№6. -С.54-56.

64. Городивский А.В., Рошак И.И., Донец К.Г. Промысловые испытания жидкостно-газового эжектора различных конструкций// Нефтяное хозяйство. -1984. -№3. -С.48-50.

65. Демьянова Л.А. Исследование работы струйного аппарата для различных конфигураций его проточной части при эжектировании струей жидкости газожидкостной смеси// Нефтепромысловое дело. -1999. -№1. -С. 16-22.

66. Петри Н.Л., Вилесон П.М., Смарт Э.Э. Струйные насосы для нефтяных скважин// Нефть, газ и нефтехимия за рубежом: Пер. изд. журналов США, 1983.-№12. -С.8-14.

67. Duke S. Е. The laid-back, adaptable hydraulic down hole pump // Drilling, 1982.- Vol.43. -№3.-P.84-95.

68. Цепляев Ю.А. О струйном способе подъема жидкости из скважин. Добыча, сбор, транспорт и подготовка нефти на месторождениях Западной Сибири// Сборник научных трудов// ГосНИПИнефть. -Тюмень, Гипртюменьнефтегаз. -1971. вып.23. -С.22-28.

69. Цепляев Ю.А. Установки добычи нефти струйными насосами // Проектирование обустройства нефтяных месторождений Западной Сибири/ Тр. СибНИИНП. Тюмень, 1979. - вып. 47. -С. 183-185.

70. Цепляев Ю.А., Захарченко Н.П., Коган Я.М. Применение струйных насосов для добычи нефти// Нефтяное хозяйство. -1982. -№3. -С.34-36.

71. Казак А.С. Глубинные струйные насосы для добычи нефти в США// Нефтяное хозяйство. -1986. -№4. -С.76-78.

72. Марьенко B.JI., Рылов Б.М. Струйный насос для эксплуатации нефтяных скважин// РНТС Машины и нефтяное оборудование. М.: ВНИИОЭНГ. -1983. -№4. -С.15-16.

73. Мищенко И.Т., Миронов С.Д. Определение необходимого давления перед соплом струйного насоса при его работе в скважине // РНТС Нефтепромысловое дело-М.: ВНИИОЭНГ. -1978. -№12. -С.18-21.

74. Применение струйных насосов для подъема продукции скважины / Марьенко В.П., Миронов С.Д., Мищенко И.Т., Цепляев Ю.А. Обзор, информация, сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. -1986. -№14.-31с.

75. Петри Н.Л., Вильсон П.М., Смарт Э.Э. Струйные насосы для нефтяных скважин//Нефть, газ и нефтехимия за рубежом: Пер. изд. журналов США,- 1983.-№11.-С.5-12.

76. Дроздов А.Н., Демьянова Л.А. Исследование работы струйного аппарата при различных длинах камеры смешения и эжектировании струей жидкости газожидкостной смеси// Нефтепромысловое дело. -1994. -№6. -С.4-7.

77. Дроздов А.Н., Мохов М.А., Осичева Л.В. Характеристики струйного аппарата с многоствольным соплом при откачке жидкости и газа// Нефтепромысловое дело. -1999. -№1. -С.25-26.

78. Дроздов А.Н., Доброскок О.Б. Методы исследования характеристик жидкостно-газовых эжекторов// Нефтяное хозяйство. -2001. -№1. -С.62-65.

79. Локтев А.В., Болтов И.Д. Опыт применения струйных насосов на Самотлорском месторождении// Экспресс-информация. Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений. -М.: ВНИИОЭНГ. -1991. -Вып. 9. -С. 1-4.

80. Дроздов А.Н., Мохов М.А., Алияров Э.Г. Освоение бездействующих скважин на Покамасовском месторождении // Нефтяное хозяйство, -1997. -№8. -С.44-47.

81. Дроздов А.Н., Бахир С.Ю. Особенности эксплуатации погружных насосных и насосно-эжекторных систем на Талинском месторождении //Нефтепромысловое дело. -1997. -№3. -С.9-16.

82. Дроздов А.Н., Андриянов А.В. Опытно-промышленное внедрение погружных насосно-эжекторных систем в НГДУ «Федоровскнефть» // Нефтяное хозяйство. -1997. -№1. -С.51-54.

83. Сахаров В.А., Акопян Б.А. Возможности использования эжекторов при газлифте на месторождениях, разрабатываемых с применением заводнения // Нефтепромысловое дело. -1996. -№3-4. -С. 16-21.

84. Christ F.C., Petric H.L. Obtaining low bottomhole pressures in deep wells with hydraulic jet pumps // SPE Production Engineering. 1989. -Vol.4. -№3. - P.290-294.

85. Дроздов A.H. Перспективы применения погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти // Нефтепромысловое дело. -2000. -№5. -С.14-17.

86. Вербицкий B.C. Результаты промышленного внедрения технологии «Тандем» на Лугинецком месторождении // Нефтепромысловое дело. -2003. -№9. -С.33-40.

87. Экспериментальные исследования характеристик высоконапорного струйного аппарата при откачке струей жидкости газожидкостной смеси / Кадешева Ж.Е., Вербицкий B.C., Деньгаев А.В., Лямбин Д.Н. -Нефтяное хозяйство. -2003. -№3. -С.81-83.

88. Тьондродипутро Б, Гоул Р., Гауэр Дж. Применение струйных насосов для добычи нефти в отдаленных регионах // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом: Перевод, изд-е журналов США. -1987. -№1. -С.6-13.

89. Рылов Б.М. Скважинный штанговый насос со струйным подпорным гидроусилителем// Нефтяное хозяйство. -1989. -№1. -С.51-54.

90. Цепляев Ю.А. О совместной работе струйного насоса с ЭЦН в нефтяной скважине/ Проблемы нефти и газа Тюмени / Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень. -1973. -Вып.17. -С61-62.

91. Вербицкий B.C. ДроздовА.Н., Деньгаев А.В. и др. Промысловые исследования насосно-эжекторных систем «Тандем» в ОАО «Юганскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. -2005. -№2. -С.96-99.

92. Дроздов А.Н., Вербицкий B.C., Деньгаев А.В. и др. Применение насосно-эжекторных систем «Тандем» на нефтяных месторождениях Российской Федерации/. Нефтепромысловое дело. -2004. -№3. -С.31-46.

93. Лямаев Б.Ф. Гидроструйные насосы и установки. Л.: Машиностроение, 1988. - 256с.

94. Кайниев Р.К., Насыров М.Я., Сорокин Г.Г., Ходовец П.И. Опыт эксплуатации погружных струйных насосов в системе поддержания пластового давления // Нефтяное хозяйство. -1976. -№11. -С.34-36.

95. Хоминец З.Д., Косаняк И.Н., Лисовский B.C. Результаты и перспективы применения струйных насосов при поиске, разведке и разработке месторождений//Нефтяное хозяйство. -1998. -№5. -С.72-75.

96. Хоминец З.Д., Шаковский Я.В., Семкив Б.Н., Задков В.М. Разработка технологических процессов исследования скважин на базе струйных насосов// Нефтяное хозяйство. -1989. -№9. -С.61-62.

97. Паневник А.В. Классификация конструкций скважинных эжекционных систем// Химическое и нефтегазовое машиностроение. -2002. -№2. -С. 19-20.

98. Марьенко В.П., Миронов С.Д., Мищенко И.Г., Цепляев Ю.А. «Применение струйных насосов для подъема продукции скважин» // Обзорная информация. Серия: Нефтепромысловое дело, М.: ВНИИОЭНГ. -1986. -38с.

99. Дроздов А., Вербицкий В., Деньгаев А. «Реанимация для безнадежных/ Новые технологии эксплуатации скважин погружными насосами в осложненных условиях» // Нефтегазовая вертикаль. -№12. -2006.

100. Абрамович Г.Н. «Прикладная газовая динамика». М.: «Наука», 1969. -824с.

101. Седов Л.И. «Механика сплошной среды». -М.: «Наука», т.2., 1984, -560с.

102. Егоров Ю.А. «Характеристики жидкостно-газового эжектора при различных давлениях в приемной камере» // Территория нефтегаз. -№4. -2006.

103. Лямаев Б.Ф. Гидроструйные насосы и установки. Л.: Машиностроение, 1988.-256с.

104. Применение струйных насосов для подъема продукции скважин / Марьенко В.П., Миронов С.Д., Мищенко И.Т., Цепляев Ю.А. М.: Обзор информ. ВНИИОЭНГ; Вып. 14. -1986. - 36с.

105. Мищенко И.Т., Гумерский Х.Х., Марьенко В.П. Струйные насосы для добычи нефти / Под ред. И.Т. Мищенко. М.: Нефть и газ, 1996. -150с.

106. Цепляев Ю.А. О совместной работе струйного насоса с ЭЦН в нефтяной скважине. В кн.: Проблемы нефти и газа Тюмени // Тр.ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1973. - Вып. 17. - С.61-62.

107. Дроздов А.Н., Вербицкий B.C., Деньгаев А.В. и др. Применение насосно-эжекторных систем «Тандем» на нефтяных месторождениях Российской Федерации / // Нефтепромысловое дело. 2004. - №3. -С.31-46.

108. Дроздов А.Н. Перспективы применения погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти // Нефтепромысловое дело. -2000. №5. - С.14-17.

109. Дроздов А.Н., Доброскок О.Б. Методы исследования характеристик жидкостно-газовых эжекторов // Нефтяное хозяйство. 2001. - №1. -С.62-65.

110. Дроздов А.Н., Игревский В.И., Ляпков П.Д., Филиппов В.Н. Выбор рабочих параметров погружного центробежного насоса при откачке газожидкостной смеси из скважины// Нефтепромысловое дело. 1986. - №11. - С.72-75.

111. Дроздов А.Н., Мохов М.А., Алияров Э.Г. Освоение бездействующих скважин на Покамасовском месторождении // Нефтяное хозяйство, -1997. №8. - С.44-47.

112. Дроздов А.Н., Бахир С.Ю. Особенности эксплуатации погружных насосных и насосно-эжекторных систем на Талинском месторождении // Нефтепромысловое дело. 1997. - №3. - С.9-16.

113. Дроздов А.Н., Андриянов А.В. Опытно-промышленное внедрение погружных насосно-эжекторных систем в НГДУ «Федоровскнефть» // Нефтяное хозяйство. 1997. - №1. - С.51-54.

114. Промысловые исследования насосно-эжекторных систем «Тандем» в ОАО «Юганскнефтегаз» / Вербицкий B.C., Дроздов А.Н., Деньгаев А.В. и др. // Нфтяное хозяйство. 2005. - №2. - С.96-99.

115. Carvalho P.M., Podio A.L., Sepehrnoorik. An Elektrikal Submerrsible jet Pump for Gassy Oil Well // J. of Petroleum Technology. May 1999. -P.34-36.

116. Атнабаев З.М. Скважинный эжектор для предотвращения повышения затрубного давления и срыва подачи УЭЦН // Нефтяное хозяйство. 2001. - №4. - С.72-74.

117. Мищенко И.Т. Технология и техника добычи нефти. Теоретические основы подъема жидкости из скважин. М.: Недра, 1980.-200с.

118. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Под ред. Ш.К. Гиматудинова. М.: Недра, 1983. - 230с.

119. Нагула Б.Д. Определение давления на приеме ЭЦН в условиях работы насоса с повышенным газосодержанием // Нефтепромысловое дело.-1977.-№12.-С.40-43.

120. Мартиросян В.Б., Нагула В.Д., Белогорцев Г.П. Распределение давления в затрубном пространстве при механизированном способе эксплуатации скважин // Нефтяное хозяйство. 1986. - №5. - с.56-58.

121. Атнабаев З.М. Коэффициент естественной сепарации на приеме насоса // Нефтяное хозяйство. 2003 .-№12.- С.60-61.

122. Патент № 2135743 РФ. Скважинная дозирующая насосная установка // Атнабаев З.М., Уразаков К.Р. МКИ Е 21 В 37/06. Опубл. БИ, 1999, №27.

123. Хоминец З.Д., Шановский Я.В., Семенов Б.Н., Задков В.М. Разработка технологических процессов исследования скважин на базе струйных насосов// Нефтяное хозяйство. -1989. -№9. С.61-62.

124. Хоминец З.Д., Косаняк И.Н., Лисовский B.C. Результаты и перспективы применения струйных насосов при поиске, разведке и разработке месторождений // Нефтяное хозяйство, 1998. №5. - С.72-75.

125. Патент № 2194853 РФ. Устройство для исследования скважин; МКИ Е 21 В 47/00. Авторы: Чесноков В.А., Хасанов М.М., Атнабаев З.М. и др. Опубл. Б.И., 2002, №20.

126. Санталов A.M., Иванов А.А., Прощечкин А.И. и др. Погружной электропривод с однопроводной линией связи// Химическое и нефтегазовое машиностроение.-1998. -№3. -Юс.

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

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

129. Шерстюк А.Н., Мешалкин С.М., Трулев А.В. и др. Выбор расчетного режима работы ступени погружного нефтяного насоса// Химическое и нефтегазовое машиностроение. -2003. -№8. -29с.

130. Шерстюк А.Н., Трулев А.В., Ермолаева Т.А. и др. Особенности характеристик погружных центробежных нефтяных насосов// Химическое и нефтегазовое машиностроение. -2003. -№1. -С.20-21.

131. Нуряев А.С., Мухамадеев Г.Р., Перелемен О.М., Слепченко С.Д. Опыт создания высоконадежного отечественного погружного оборудования// Технологии ТЭК. -2004. -№3. -С.42-46.

132. Максимов В.П. Эксплуатация нефтяных месторождений в осложненных условиях. М.: Недра, 1976. - 238с.

133. Патент РФ 2193694. МКИ F04 D15/00, F04 D13/10. Управляемая погружная электроцентробежная насосная установка / Шаньгин Е.С., Атнабаев З.М., Гумеров А.С. и др. Опубл. в Б.И., 2002, №27.

134. Патент РФ 2193696. МКИ F04 D15/00, F04 D13/10. Управляемая погружная электроцентробежная насосная установка / Шаньгин Е.С., Атнабаев З.М., Гумеров А.С. и др. Опубл. в Б.И., 2002, №27.

135. Патент РФ 2193695 МКИ F04 D15/00, F04 D13/10. Управляемая погружная электроцентробежная насосная установка с обратной связью / Шаньгин Е.С., Атнабаев З.М., Гумеров А.С. и др. Опубл. в Б.И., 2002, №27

136. Кудрин П.Б., Мельников М.Ю., Перельман О.М., Рабинович А.И. Порошковая технология изготовления ступеней погружных насосов для добычи нефти// Бурение и нефть. -2004. -№6. -С.23-25.