Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование комплекса технологий и технических средств для одновременно-раздельной нефтедобычи

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование комплекса технологий и технических средств для одновременно-раздельной нефтедобычи"

УДК 622.276

На правах рукописи

Куршев Алексей Вячеславович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ КОМПЛЕКСА ТЕХНОЛОГИЙ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ НЕФТЕДОБЫЧИ (в условиях НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча»)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 7 М.'.Я 2012

Уфа 2012

005044521

005044521

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР»).

Научный руководитель - Карамышев Виктор Григорьевич,

доктор технических наук, профессор

Официальные оппоненты: — Ямалетдинова Клара Шаиховна,

доктор технических наук, доцент, ГУЛ «ИПТЭР», главный научный сотрудник отдела гидродинамического моделирования технологических процессов в добыче нефти

- Андрианов Вячеслав Михайлович,

кандидат технических наук, ООО «АНК», директор

Ведущая организация - ООО «РН-УфаНИПИнефть»

Защита состоится 31 мая 2012 г. в 1400 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУЛ «ИПТЭР».

Автореферат разослан 27 апреля 2012 г.

Учёный секретарь

диссертационного совета

доктор технических наук, профессор

ЧАУ—

Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Повышение эффективности добычи нефти за ;чёт использования прогрессивных технологий и увеличения межремонтного териода работы скважин является главной задачей нефтедобывающей промышленности. Требуется дальнейшее совершенствование технологии и техники добычи нефти, особенно в осложнённых условиях эксплуатации обводнён-шх скважин, без дополнительных затрат.

Необходимо отметить, что на эффективность эксплуатации скважин шияют, в основном, органические и неорганические отложения, которые обра-¡уются как в призабойной зоне скважин, так и на поверхности глубинно-юсосного оборудования. Всё это приводит к преждевременному выходу из ¡троя нефтепромыслового оборудования и ухудшению технико-экономических юказателей нефтегазодобывающих предприятий.

Достигнуть установленного уровня добычи нефти в осложнённых усло-шях возможно за счёт внедрения более эффективных технологий, позволяю-цих обеспечить необходимый в условиях рыночных отношений уровень рента-5ельности. Одной из таких технологий является одновременно-раздельная до-5ыча (ОРД) нефти из нескольких пластов.

Известно, что метод ОРД широко использовался ещё в 60-70-х годах фошлого столетия на ряде месторождений США. Было разработано много ва-шантов установок ОРД для эксплуатации двух, трёх, четырёх и более пластов. 1ля этого бурились скважины специальных конструкций. Бурение таких сква-кин повышало не только стоимость самой скважины, но и требовало использо-¡ания достаточно большого перечня дополнительного специального оборудо-¡ания. Опыт эксплуатации показал, что использование данного метода было шравдано только на тех месторождениях, где затраты окупались за счёт высоких дебитов скважин. Это, естественно, ограничивало его распространение. В юлыиинстве нефтедобывающих компаний России решается задача по адапта-щи данного метода для внедрения на существующем добывающем фонде ¡кважин.

Задача поддержания уровня добычи нефти на месторождениях, вступив-пих в позднюю стадию разработки, за счёт внедрения более эффективных тех-юлогий, позволяющих обеспечивать необходимый в условиях рыночных отношений уровень рентабельности, является одной из основных. Особенно актуальной задача оказалась для многопластовых месторождений, в частности разработка технологий по приобщению ранее неразрабатываемых запасов нефти верхнележащих горизонтов без бурения дополнительных скважин.

Если ранее по геологическим условиям необходимо было вовлекать в разработку запасы, сосредоточенные в верхних горизонтах, только после истощения и полной выработки нижних горизонтов, то использование технологии ОРД позволяет осуществлять добычу по двум объектам одновременно.

Разрабатываемая технология изначально была ориентирована на разработку трудноизвлекаемых запасов нефти в условиях органических и неоргани-

ческих отложений добывающих скважин НГДУ «Арланнефть» ООО «Баш нефть-Добыча».

Решению вышеуказанных проблем посвящены исследования В.Е. Анл реева, Н.И. Хисамутдинова, Р.Я. Нугаева, В.Г. Карамышева, К.Ш. Ямалетдинс вой, И.Т. Мищенко, А.Н. Адонина, Ю.В. Пчелинцева, A.C. Вирновскогс

B.Н. Ивановского, В.П. Максимова, Р.Я. Кучумова, М.М. Сатгарова, H.H. Реп» на, Ю.В. Зайцева, JI.C. Каплана, Г.В. Молчанова, М.М. Загирова, P.A. Максутов!

C.Г. Бабаева, Я.М. Кагана, М.Д. Валеева, Ю.Г. Валишина, Х.Г. Давлетшиш K.P. Уразакова, Б.Б. Крумана и многих других.

В сложившейся ситуации возникла необходимость совершенствования ис пользуемых и разработки новых технологий интенсификации добычи с целы обеспечения рентабельной эксплуатации скважин в осложнённых условиях.

Цель работы - разработка технологий и технических средств повышени производительности скважин осложнённого фонда Арланского нефтяного ме сторождения НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча».

Для решения поставленной цели сформулированы следующи основные задачи:

- исследование факторов, осложняющих эксплуатацию добывающи скважин, и существующих методов борьбы с осложнениями на Арланском не4 тяном месторождении;

- исследование механизма образования и предупреждения неорганич« ских отложений на Арланском нефтяном месторождении;

- разработка способов и технических устройств защиты электроцентрс бежных насосов (ЭЦН) от неорганических отложений;

- разработка электрохимического метода и технических устройств дл предупреждения образования неорганических и асфальтосмолопарафиновы отложений (АСПО), эмульсии и коррозии в подземном оборудовании добь вающих скважин;

- разработка способа и технического устройства защиты трубопроводе от внутренней коррозии;

- испытание оборудования для одновременно-раздельной добычи нефт по схеме, состоящей из электроцентробежного и штангового глубинног (ШГН) насосов «ЭЦН + ШГН», на скважинах Арланского нефтяного месторс ждения НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча».

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач осуществлялось путём теоретических и экс периментальных исследований, с использованием статистических данных информации, полученной с помощью стандартных средств и методов измер< ний в условиях эксплуатации. Эксперименты проведены на промышленны объектах. Обработка данных произведена с применением математической сп тистики, теории вероятностей при помощи вычислительной техники.

Научная новизна результатов работы:

- разработан способ защиты электроцентробежного насоса от отложени солей, основанный на гидрофобизации безводной нефтью рабочих органов h¡ coca (патент 2422620 РФ);

- установлено, что негативное влияние блуждающих токов и статического электричества на глубинно-насосное оборудование может быть снижено за счёт использования устройства дренажной защиты, располагаемого ниже погружного электродвигателя (патент 93458 РФ);

- разработаны способ и техническое устройство защиты трубопроводов от внутренней коррозии, заключающиеся в катодной поляризации защищаемого оборудования путём формирования источника постоянного тока с использованием «жертвенного» электрода (патент 93456 РФ);

- экспериментально и практически установлена возможность использования установок электроцентробежных насосов с рабочими колёсами из полимерных композиционных материалов (ПКМ) для предупреждения негативного влияния неорганических отложений в условиях Арланского нефтяного месторождения.

На защиту выносятся:

- способ защиты электроцентробежного насоса от отложения солей;

- электрохимический метод и техническое устройство предупреждения образования неорганических и асфальтосмолопарафиновых отложений, эмульсии и коррозии в подземном оборудовании добывающих скважин;

- технология защиты нефтепромысловых трубопроводов от внутренней коррозии с применением специального технического устройства;

- результаты опытно-промышленных испытаний комплексного способа одновременно-раздельной добычи нефти по схеме «ЭЦН + ШГН» на примере скважин Арланского нефтяного месторождения.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Впервые испытана установка одновременно-раздельной добычи нефти по схеме «ЭЦН + ШГН» применительно к скважинам многопластового Арланского нефтяного месторождения НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча».

Разработанные технологии и технические средства позволяют предупредить образование органических и неорганических отложений, сократить расход химических реагентов и увеличить наработку на отказ глубинно-насосного оборудования скважин осложнённого фонда в 2,3 раза.

Разработанный комплекс технических решений по предупреждению коррозии глубинно-насосного оборудования добывающих скважин используется на Арланском нефтяном месторождении НГДУ «Арланнефть» ООО «Баш-нефть-Добыча». В результате применения разработанных технических устройств предупреждения коррозии межремонтный период работы скважин увеличен в 1,5 раза.

Достоверность полученных результатов достигалась путём применения современных статистических методов обработки исходной геолого-физической и промысловой информации, сопоставления результатов аналитических, теоретических, лабораторных исследований и их сходимостью.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты диссертационной работы обсуждались на научных советах и технических совещаниях в Самарском политехническом университете (г. Самара, 2005 г.), НК «Роснефть» (г. Москва, 2006 г.),

ОАО «Газпром» (г. Москва, 2006 г.), на научно-практической конференцш «Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транс порта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках VIII Конгресса нефтегазопро мышленников России (г. Уфа, 2009 г.), на научно-практической конференци] «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках IX Российского энер гетического форума (г. Уфа, 2009 г.).

Публикации результатов и личный вклад автора

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 14 науч ных трудах, в том числе в 2 ведущих рецензируемых научных журналах, реко мендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, получены 3 патент; РФ.

Автор искренне благодарит научного руководителя д.т.н., проф. В.Г. Ка рамышева, а также д.т.н., проф. М.Д. Валеева, д.т.н., проф. PJL Нугаева за ока занные консультации при подготовке диссертационной работы.

Структура и объём работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав, основны: выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающей 108 наименований. Работа изложена на 140 страницах машинописного текста содержит 25 таблиц и 42 рисунка.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы её цель i основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, по казаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В первой главе рассмотрены факторы, осложняющие эксплуатацию до бывающих скважин Арланского нефтяного месторождения НГДУ «Арлан нефть» ООО «Башнефть-Добыча».

Арланское нефтяное месторождение находится на поздней стадии разра ботки, характеризующейся высокой обводнённостью скважин, и осложнено об разованием органических и неорганических отложений. Нефть месторождени высоковязкая, тяжёлая, сернистая с низким выходом лёгких фракций.

Добыча нефти за 2010 год составила 3,889 млн т, из них более 20 % добы вается из скважин, осложнённых органическими отложениями, и 11,8 % - и скважин, осложнённых неорганическими отложениями.

Осложнённый АСПО фонд НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть Добыча» на 01.01.2011 г. составил 584 скважины (рисунок 1) с ежесуточно! добычей 2,427 тыс. т нефти. Проблема борьбы с АСПО приобретает особую ак туальность, так как в последние годы отмечается увеличение тяжёлых, высоко молекулярных композиций в составе добываемой продукции скважин. 1 2010 году, согласно СТО 03-177-2005 и СТО 03-178-2005, для предупреждени образования АСПО применялись ингибиторы Сонпар-5401, Сонпар-5402 СНПХ-7941 при удельных дозировках 200 г/т, для удаления - растворител: Сонпар-5402, СНПХ-7870.

П01.01.2ІИИ П01.0І.20І0 пм.щ.гои

Рисунок 1 - Фонд скважин, осложнённых органическими отложениями, по НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча» (2008-2010 годы)

Всего в 2010 году проведено 23 076 обработок по предупреждению и удалению АСПО, в том числе 824 обработки растворителями АСПО. Средний расход ингибиторов составил 6,4 кг, растворителей - 243 кг на одну обработку (таблица 1).

Таблица 1 - Использование химреагентов для обработки скважин, осложнённых АСПО

Виды химреагентов План 2010 года (т) Факт 2010 года (т) Отклонение, +/-(т)

Ингибиторы АСПО 145,2 144,2 -1,0

Сонпар-5401 29,2 38,1 8,9

Сонпар-5403 0 86,4 86,4

СНПХ-7941 116,0 19,7 -96,3

Растворители АСПО 187,2 201,0 13,8

Сонпар-5402 0 180,1 180,1

СНПХ-7870 187,2 20,9 -166,3

Также проанализирован опыт, накопленный при эксплуатации оборудования в осложнённых скважинах. На основе результатов анализа разработана система мониторинга технического состояния проблемных скважин с учётом воздействия осложняющих факторов.

В частности, эксплуатация глубинно-насосных установок в НГДУ «Арланнефть» осложнена образованием отложений неорганических солей в их рабочих элементах (514 скважин). По сравнению с 2009 годом произошло уменьшение количества скважин, имеющих отложения неорганических солей. Это связано с более качественным анализом фонда за счёт внедрения Программы шестикомпонентного анализа в комплексе с прогнозированием образования не-

органических отложений «Прогнозирование образования осадков сложного состава в добывающих скважинах «nponno3-2009.xls»». Программа разработана на основе математической обработки результатов лабораторного анализа химического состава попутно добываемых вод и отложений добывающих скважин согласно РД 03-05752503-060-2000 «Прогнозирование образования осадков сложных составов и их вида в добывающих скважинах».

Разработка продуктивных пластов Арланского месторождения отличается сложностью и некоторыми особенностями:

- резкой зональной неоднородностью (отдельные пласты представлены коллекторами лишь на 10... 15 % от площади месторождения);

- наличием в разрезе продуктивной толщи большого числа пластов (рисунок 2);

- повышенной вязкостью нефти в пластовых условиях.

і»І -; с

Рисунок 2 - Продуктивные толщи Арланского нефтяного месторождения

Около 92 % начальных балансовых запасов (НБЗ) и свыше 95 % суммарных начальных извлечённых запасов (НИЗ) приходятся на долю терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК); во второй по величине запасов толще карбонатов каширо-подольского горизонта среднего карбона содержатся 6,5 % НБЗ и 3,2 % суммарных НИЗ, а на долю остальных приходятся 1,8% БЕЗ и 1,5%

суммарных НИЗ. Около 11 % запасов терригенной толщи нижнего карбона приурочены к тонким прерывистым пластам промежуточной пачки. Они, как и все запасы карбонатных толщ, относятся к трудноизвлекаемым. Распределение начальных запасов нефти по продуктивным пластам ТТНК Арланского месторождения представлено на рисунке 3 и в таблице 2.

Рисунок 3 - Доля промежуточных пластов в общем объёме начальных извлекаемых запасов по ТТНК Арланского месторождения на начальный период разработки

По ТТНК Арланского месторождения наибольший коэффициент извлечения нефти (КИН) достигнут по основным пластам: С-П - 50,2 %, С-Ш - 38,5 %, С-VI - 41,9 %; при среднем КИН 41,6 % (без Вятской площади); по промежуточным пластам значение КИН колеблется от 14,8 % до 30,2 %.

Таблица 2 — Показатели запасов нефти ТТНК Арланского месторождения НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча»

Показатели Пласты Алексин-ский горизонт 2 без учета Алексин- ского горизонта

I II III IV» IV V VI» VI

Начальные геологические запасы, тыс. т 19684 359778 68656 3352 48035 65657 25569 331217 11127 921946

Начальные извлекаемые запасы, тыс. т 7387 192142 33836 745 14770 21148 5639 156524 6565 432139

Утверждённый КИН, д. ед. 0,375 0,534 0,493 0,222 0,307 0,322 0,220 0,473 0,590 0,469

Всего добыто нефти, тыс. т 5957 180668 26455 498 12291 14929 4367 138660 5968 383826

Текущий КИН, д. ед. 0,302 0,502 0,385 0,148 0,256 0,227 0,170 0,419 0,539 0,416

Коэффициент использования НИЗ, % 79,2 92,4 76,8 65,7 81,8 69,3 76,1 87,0 90,9 88,8

Достижение высокого КИН по основным пластам возможно, если планомерно осуществлять их разделение (изоляцию пластов), не допуская отборов больших технологически неоправданных объёмов попутной воды, которая снижает экономически рентабельный КИН.

На Арланском нефтяном месторождении НГДУ «Арланнефты: ООО «Башнефть-Добыча» с каждым годом увеличивается доля запасов нефти с низкопроницаемыми маломощными коллекторами (НПМК), которые содержатся и в так называемых промежуточных пластах месторождения. Общими длг всех залежей и участков с НПМК являются низкая продуктивность скважин сложность поддержания пластового давления, слабая изученность механизм; фильтрации жидкостей в этих коллекторах. На рисунках 4 и 5 представлень карты начальных нефтенасыщенных толщин пластов С-ІУ и С-VI ТТНК Ар-ланского месторождения.

Рисунок 4 - Карта начальных нефтенасыщенных толщин пласта С-ІУ

Рисунок 5 - Карта начальных нефтенасыщенных толщин пласта С-VI

Большие сложности возникают при разработке залежей нефти нижнего карбона Арланского месторождения. Это месторождение является многопластовым: в разрезе терригенной толщи нижнего карбона выделяются восемь продуктивных пластов (сверху - вниз) - C-I, C-II, C-III, C-IV0, C-IV, C-V, С-Vio, С-VI. Наиболее выдержанными и имеющими площадное распространение с высокими коллекторскими свойствами являются пласты C-II и C-VI (средняя нефтенасыщенная толщина 2,5...9,2 м, проницаемость 0,5...1,0 мкм2), причём один из них расположен в кровле ТТНК. На рисунке 6 представлена карта изобар по С^ ТТНК Арланского месторождения.

Рисунок 6 - Карта изобар по С^ ТТНК Арланского месторождения

Низкими фильтрационными свойствами, заглинизированностью и приры-вистостью характеризуются так называемые промежуточные пласты (С-І, С-ІІІ, С-ІУ0, С-ІУ, С-У, С-У10). Среднее значение нефтенасыщенной толщины этих пластов колеблется от 0,6 до 1,7 м, средняя проницаемость изменяется от 0,10 до 0,39 мкм2. Корреляционная схема по линии скважин 2978-2984-2891 Николо-Берёзовской площади Арланского нефтяного месторождения представлена на рисунке 7.

■У42НЕФ

Я 152-1

Примитивы

^ &И«>тх[всмкл< м6о> Звбсй схвахими | И|двддалсгр^а»и<нрт«р ствол! [— Фагтгивоим шгс^аап пссфс?ац*<

КНГ06Р

-Ж

Я}

Насыщение

Г 1

1385 8 :||

Рисунок 7 - Корреляционная схема по линии скважин 2978-2984-2891 Арланского нефтяного месторождения

Для многопластовых месторождений с целью сокращения капитальных вложений на бурение скважин (отдельной сетки на каждый из эксплуатационных объектов), а также эксплуатационных расходов и срока освоения месторождения идут на укрупнение эксплуатационных объектов. При этом, как правило, не удаётся достигнуть заданного коэффициента нефтеизвлечения, и суммы потенциальных возможностей каждого из пластов эксплуатационного объекта и суммарное значение дебитов значительно меньше.

Для повышения эффективности эксплуатации скважины с параллельным использованием энергетического потенциала, в том числе с целью сокращения воздействия осложняющих факторов, необходимо вовлечь в разработку менее продуктивные пласты.

Во второй главе приведены разработанные методы и технологии интенсификации добычи нефти при эксплуатации скважин, осложнённых образованием органических и неорганических отложений.

С целью повышения эффективности эксплуатации установок электроцентробежных насосов в условиях образования неорганических отложений в скважины НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча» были спущены установки, укомплектованные рабочими колёсами из полимерных композиционных материалов, с различными схемами комбинированной сборки насоса для предупреждения негативного влияния неорганических отложений, в первую очередь, в начальных 2-8 ступенях ЭЦН.

Для определения эффективности внедрения УЭЦН с рабочими колёсами из ПКМ были выбраны 5 скважин НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча», в рабочих органах которых при подземных ремонтах скважин были обнаружены сульфидосодержащие отложения (таблица 3). Таблица 3 - Результаты внедрения УЭЦН с рабочими колёсами

из полимерных композиционных материалов

Номер скважины Месторождение Тип ЭЦН Кол-во ступеней Материал колёс До ремонта После ремонта

ВСЕГО в т.ч. из ПКМ Ожид-м3/сут Снсфг'Л, т/сут МРП, сут Ржид. м3/сут Рнефти. т/сут МРП, сут

423 Арланское 20-900 127+127 127+127 УП 16,2 3,10 335 19,8 4,40 1136

433 Арланское 18-900 217 217 УП 17,1 1,90 181 20,5 2,50 306

440 Арланское 80-1000 114+114 первые 114 УП 101,4 1,70 484 121,6 2,40 869

773 Арланское 250-800 50+68+68 50+68+68 УП 245,5 3,10 659 295,8 4,20 1318

78АРЛ Арланское 60-900 192 192 ЖКП 49 1,48 358 63,0 1,93 1181

Примечание: УП - угленаполненный полиамид, ЖКП - жидкокристаллический полимер, МРП - межремонтный период.

Как видно из таблицы 3, после внедрения рабочих колёс из полимерных композиционных материалов и исключения образования неорганических отложений МРП работы данных скважин вырос в среднем в 2,3 раза. Практически по всем скважинам заметного снижения дебита, равно как и осложнений, связанных с образованием неорганических отложений, не наблюдается. На 01.12.2011 г. все скважины находятся в работе.

Также рассмотрен способ защиты электроцентробежного насоса от отложения солей. Одной из проблем, возникающих при добыче обводнённой нефти электроцентробежными насосами в НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча», является отложение неорганических солей на рабочих органах насосного оборудования.

Отложения солей являются причиной роста уровня аварийности, и в первую очередь «полётов». В результате анализа расследования аварий с ЭЦН за 2009-2010 годы сделан вывод, что причины «полётов» связаны с вибрацией. Одной из основных причин вибрации является дисбаланс из-за неравномерного отложения солей на рабочих органах. Общая точка зрения заключается в том, что «полёт» происходит вследствие повышенной вибрации и пульсации давления изношенного электроцентробежного насоса, которые способствуют нарушению надёжности конструкции насосного агрегата. Расследование причин отказов ЭЦН позволило выявить связь между распределением уровня вибрации и межремонтным периодом работы скважин, эксплуатируемых погружными установками. Вибрацию электроцентробежного насоса можно снизить, если исключить солеотложения на его рабочих органах. 1

Учитывая необходимость повышения наработки на отказ установок электроцентробежных насосов в условиях образования неорганических отложений, был разработан способ защиты ЭЦН от отложения солей предварительной гид-рофобизацией нефтью его рабочих органов (патент 2422620 РФ). Гидрофобиза-ция производится путём прокачки через насос безводной нефти, для чего ЭЦН подсоединяют через специально смонтированный байпас к трубопроводу товарной нефти на время формирования на рабочих поверхностях асфальтосмо-лопарафиновых отложений толщиной не менее 50 мкм. После завершения обработки нефть из полости ЭЦН вытесняют водой. Схема осуществления данного способа представлена на рисунке 8.

от водопровода

Рисунок 8 - Схема гидрофобизации нефтью рабочих органов ЭЦН

(патент 2422620 РФ) Трубопровод товарной нефти оборудуется байпасом с запорной арматурой 1 и 4 и трёхходовыми кранами 2 и 3. Электроцентробежный насос через байпас подсоединяют к трубопроводу товарной нефти. Гидравлическое сопротивление ЭЦН намного выше, чем у трубопровода, поэтому основной поток нефти проходит через трубопровод, а меньшая часть протекает через насос. При этом в его полость поступают вместе с нефтью свежие порции тяжёлых углеводородов (АСПО), которые формируют гидрофобную плёнку на рабочих поверхностях насоса.

Процесс отсоединения насоса от трубопровода производится в следующей последовательности: электроцентробежный насос отключается от трубо-

провода перекрытием запорной арматуры 1 и 4, освобождается полость насоса от нефти открытием крана 2 и стравливанием давления в дренажную ёмкость, затем открывается кран 3 для сообщения с водопроводом и вытесняется нефть в дренажную ёмкость вплоть до появления воды на выходе из крана 2. После этого закрывается кран 3, сливается вода и ЭЦН отсоединяется от байпаса.

Для повышения эффективности обработок от АСПО и эмульсии рекомендовано уменьшить время циркуляции путём заливки химреагента в виде раствора с попутно добываемой водой с целью преодоления нефтяного слоя за-трубного пространства (за счёт повышения плотности жидкости, большей плотности нефти). Расчеты времени циркуляции ингибитора АСПО и деэмуль-гаторов Тцир проведены по формуле:

-К. + + ")2 +dKJ)

Т _ п 4_4_

QCJ 24

где R - коэффициент, учитывающий площадь покрытия поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ) и обсадной колонны, R = 1/3;

п - толщина плёнки, покрывающей поверхность обсадной колонны и НКТ, п = 2 мм;

H dm ~ динамический уровень, м;

dOK - диаметр обсадной колонны, м;

dHKm - диаметр НКТ, м;

QCKe - дебит скважины, м3/сут.

Результаты расчетов Тцир представлены в таблице 4.

Таблица 4 — Результаты расчётов времени циркуляции Тщр (обсадная колонна 0 146 мм)

Динамический уровень, м Время циркуляции, ч, при дебите скважины

1 м3/сут 2 м3/сут 5 м3/сут 10 м3/сут 15 м3/сут 20 м3/сут 50 м3/сут

600 3,00 2,00 0,60 0,30 0,20 0,15 0,06

800 4,00 2,00 0,80 0,40 0,25 0,20 0,08

1000 5,00 3,00 1,00 0,50 0,30 0,25 0,10

При этом основной целью циркуляции является только смыв раствора с поверхности межтрубного пространства. При необходимом объёме жидкости для смыва отложений с условием покрытия поверхности межтрубного пространства на 1/3 площади и толщиной 2 мм время циркуляции многократно уменьшается.

В третьей главе рассмотрен механизм электрохимического разрушения оборудования скважин, оснащённых УЭЦН, и трубопроводов системы сбора продукции скважин.

Известно, что при соприкосновении двух разнозаряженных веществ на их поверхности происходит перераспределение электронов с образованием двой-

ного электрического слоя с противоположными знаками электрических зарядов. Следовательно, в результате при их трении возникает разность потенциалов, зависящая от таких факторов, как диэлектрические свойства материала, их взаимное давление при соприкосновении и температура поверхности этих тел.

Электрические заряды, образующиеся на элементах скважинного оборудования, например протекторе и НКТ, могут взаимно нейтрализоваться, но в некоторых случаях, когда заряды велики и разность потенциалов также значительна, может произойти быстрый искровой разряд между наэлектризованными частями оборудования. Несмотря на то что сформировавшийся разряд является переносчиком весьма небольшого количества энергии, высокая разность потенциалов и скорость их изменения влекут образование токов, достаточных для инициирования изначально незаметных повреждений, следствием которых может произойти нарушение целостности металла скважинного оборудования.

Негативные последствия влияния блуждающих токов и статического электричества, также ответственных за коррозионное разрушение трубопровода, проявляются во многих областях экономики. Применительно к нефтяной промышленности следует отметить такие, как возможность появления и накопления электрических зарядов при движении нефти, нефтепродуктов и газов по трубопроводам, при сливо-наливных операциях, заполнении или освобождении емкостей, разбрызгивании или распылении жидкостей, дросселировании потоков сжатых газов, пропаривании и других операциях.

Учитывая необходимость рассеивания статического заряда и, следовательно, защиты скважинного оборудования от электрохимической коррозии, необходимо иметь возможность его постоянного и надёжного заземления через проводящие элементы в процессе добычи. Конструктивное решение по обеспечению стекания электрических зарядов с элементов скважинного оборудования представлено на рисунке 9.

к;

1 - шпилька; 2 - шайба; 3 - ниппель; 4 - муфта; 5 — гайка; 6 - диск щёточный (лепестковый)

Рисунок 9 - Устройство защиты установок ЭЦН

от электрохимической коррозии (патент 93458 РФ)

Предупреждение коррозионного разрушения достигается за счёт того, что в нижней части УЭЦН размещается проволочный щёточный диск, материалом для изготовления которого является коррозионно-стойкая, высоколегированная витая сталь. Наружный диаметр диска превышает внутренний диаметр обсадной колонны. Данный диск обеспечивает гарантированный гальванический (металлический) подвижный контакт корпуса погружного двигателя с обсадной колонной.

Устройство работает следующим образом. За счёт упругих деформаций эластичных элементов (проволок) щёточного диска обеспечивается электрический контакт корпуса погружного электродвигателя с обсадной колонной, уравнивая тем самым электрические потенциалы всего подземного оборудова-1 ния, исключая его электрохимическое разрушение. Во время спуска УЭЦН в скважину щёточный диск обеспечивает стекание блуждающих токов.

Также описано устройство защиты трубопроводов от внутренней коррозии. С целью увеличения срока службы промысловых трубопроводов НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча» было разработано устройство, позволяющее повысить эффективность защиты внутренней поверхности трубопроводов от коррозии путём увеличения зоны действия защиты и комплексного воздействия на внутреннюю поверхность металлического трубопровода.

Устройство защиты трубопроводов от внутренней коррозии заключается в катодной поляризации защищаемого оборудования путём формирования источника постоянного тока с использованием «жертвенного» электрода - металла с низкой электрохимической активностью по отношению к железу (магний и др.). Достижение положительного эффекта в предложенном устройстве обеспечивается повышенной плотностью тока вследствие использования в качестве электролита перекачиваемой жидкости (воды, эмульгированной в нефти), эффекта «катодной пассивности», так как внутренняя поверхность, трубопровода покрывается прочной плёнкой Ре304 (магнетит). В результате обеспечивается иммунитет к коррозии, происходит устранение дефектных зон вдоль трубопровода, не увеличивается гидравлическое сопротивление трубопроводов и отсутствуют препятствия для прохождения очистных устройств.

На рисунке 10 изображена схема устройства защиты трубопроводов от внутренней коррозии, состоящая из защищаемого трубопровода 1, корпуса 2, «жертвенного» электрода 3, диэлектрических упоров 4, коммутирующих задвижек 5 и дренажного вентиля 6. Устройство устанавливается в нижней части защищаемого трубопровода.

Устройство работает следующим образом. Под действием сформирован-

ного гальванического источника электрического тока (железо-магниевого элемента), протекающего через транспортируемую минерализованную жидкость, происходит электролиз воды, эмульгированной в нефти. За счёт электрохимических реакций, кроме катодной поляризации защищаемого оборудования, обеспечиваются условия для образования защитной плёнки магнетита, что описывается выражением:

ЗРе+2+40Н"1=Ре304+2Н2Т.

.Ж

ж.

Рисунок 10 - Устройство защиты трубопроводов от внутренней коррозии (патент 93456 РФ)

Вещества, способствующие возникновению на металле защитной плёнки, носят название пассивирующих агентов. Для железа хорошим пассивирующим агентом служат ионы ОН. В результате электролиза на поверхности металла образуется тончайшая плёнка слоя окиси, препятствующая дальнейшему окислению. Существование таких «оксидных плёнок» доказано различными методами: поляризацией отражённого света, рентгенографическим способом и др. При некоторых условиях возможно образование плёнок магнетита и известковых отложений в таком сочетании, что дефекты трубопровода будут полностью заблокированы. Блокировка этих дефектов означает, что нет доступа электролита к защищаемому сооружению, а это говорит о том, что нет условий для развития коррозии, и электрическое воздействие способствует появлению газовых пузырьков малого радиуса на поверхности глубинно-насосного оборудования.

Создание проводящего гладкого покрытия определённой толщины сокращает силы притяжения до такой степени, что сдвиговые напряжения обеспечивают срыв парафинов, продуктов коррозии, частиц солей и гидратов с внутренней поверхности трубопровода, обеспечивая разрушение загрязнений, их отрыв от внутренней линейной части поверхности трубопровода и облегчая их удаление потоком транспортируемой жидкости. На очищенной поверхности образуется плёнка магнетита Ре304, защищающая поверхность оборудования от коррозии.

За счёт разности электрических сопротивлений оксидной плёнки и чистого металла большая часть тока, шунтируя участки внутренней поверхности трубопровода, защищённые оксидной плёнкой, направится к другим участкам стальной поверхности, обеспечив защиту более удалённых от места расположения устройства участков.

В четвёртой главе рассмотрено применение оборудования для одновременно-раздельной добычи при эксплуатации промежуточных пластов терри-генной толщи нижнего карбона Арланского месторождения.

С целью внедрения технологии ОРД из двух пластов с разными коллек-торскими характеристиками в 2009 году для испытания в НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча» было приобретено спецоборудование (производства ООО «СП-БАРС»), в компоновке которого используется погружной электроцентробежный насос для добычи нефти из нижнего пласта и скважинный штанговый насос для добычи из верхнего пласта.

Схема установки изображена на рисунке 11. Установка содержит электроцентробежный насос 1 с входным модулем 2, в котором размещён герметичный ввод 3 кабеля 4 для электродвигателя 5 в кожух 6, охватывающий электродвигатель 5 и соединённый хвостовиком 7 с пакером 8, разделяющим верхний 9 и нижний 10 пласты. Выход насоса 1 через клапан 11 соединён каналом 12 с колонной лифтовых труб 13. Вход штангового насоса 14 соединён каналом 15 с межтрубным пространством 16, а выход - с колонной насосно-компрессорных труб 13. Насос 14 приводится в действие штангами 17.

Продукция нижнего пласта 10 поступает через пакер 8 и хвостовик 7 в кожух 6 с электродвигателем 5 через входной модуль 2 на приём электроцентробежного насоса 1 и перекачивается им через обратный клапан 11 и канал 12 в полость насосно-компрессорных труб 13 и далее на поверхность. Продукция верхнего пласта 9 поступает через межтрубное пространство и канал 15 на приём штангового насоса 14 и перекачивается им в колонну насосно-компрессорных труб 13, по которой она, смешиваясь с продукцией нижнего пласта 10, поднимается на поверхность. Насос приводится в действие штангами 17.

Рисунок 11 - Схема установки для одновременно-раздельной добычи

Собирают электродвигатель 5 с кожухом 6, входным модулем 2 и частью кабеля 4 в цеховых условиях ООО «Нефтекамский завод нефтепромыслового оборудования». Присоединение насоса 1 и остальной части кабеля 4 осуществляется на устье скважины. Режим работы установки определяется параметрами используемых насосов.

Для смешивания продукции пластов, разобщённых пакером, применяется смеситель скважинной жидкости (рисунок 12).

Рисунок 12 - Смеситель скважинной жидкости

Смеситель скважинной жидкости состоит из корпуса 1, снабжённого на обоих концах присоединительными резьбами НКТ 0 89 мм (ГОСТ 633-80), для монтажа УЭЦН с кожухом. Корпус 1 содержит три осевых канала диаметрами 20, 20 и 30 мм для транспортировки продукции из нижнего пласта до насосно-компрессорных труб, а также боковой клапан - для добычи продукции верхнего пласта с ШГН, при этом вход бокового канала выполнен наклонным вниз под углом 15...60° к оси для исключения его засорения твёрдыми частицами. В вертикальную часть бокового канала на резьбе монтируется технологический патрубок 2 (для установки манжетного якоря), нижняя часть которого оборудована клапанным узлом, состоящим из шара 7, седла 6, герметизированного уплотнителем 5, клапанной клетки 4, седло 6 закрепляется гайкой 3.

Параметры работы скважины № 2984 до внедрения оборудования ОРД представлены в таблице 5.

Таблица 5 - Параметры работы скважины № 2984 до внедрения оборудования для ОРД

Параметры Данные

Насос 73-ННБ-57-45-12-2

Глубина спуска насоса, м 908

Объект разработки ТТНК С-VI

Средний дебит жидкости, м^/сут 34,0

Средний дебит нефти, т/сут 0,6

Обводнённость, % 98

Среднее давление на приёме насоса, атм 85...90

26 марта 2009 года на скважине № 2984 было проведено внедрение технологии одновременно-раздельной эксплуатации пластов одного объекта с разными коллекторскими характеристиками. В результате после приобщения пласта терригенной толщи нижнего карбона С-1У в скважину было спущено глубинно-насосное оборудование специальной конструкции. Пласт С-VI ТТНК эксплуатируется установкой ЭЦН5-45-1300, из пласта С-ГУ ТТНК отбор осуществляется насосом НВ-32. Параметры работы скважины № 2984 с оборудованием для одновременно-раздельной добычи представлены в таблице 6.

Таблица 6 - Параметры работы скважины № 2984 с оборудованием для ОРД

Параметры ШГН ЭЦН

Насос 73-НВ1Б-А-32-35-15-2-И ЭЦН 45-1300

Глубина спуска насоса, м 1178 1272

Объект разработки ТТНК С-1У ТТНК С-VI

Средний дебит жидкости, м^/сут 1,8 58,5

Средний дебит нефти, т/сут 0,7 1,0

Обводнённость, % 56 98

Среднее давление на приёме насоса, атм 10...30 85...90

Сравнивая данные таблиц 5 и 6, видно, что после внедрения оборудования для ОРД средний дебит скважины вырос: по нефти - с 0,6 до 1,7 т/сут, по жидкости - с 34 до 60 м3/сут.

Результаты технико-экономических показателей внедрения оборудования для ОРД в скважину № 2984 Арланского месторождения представлены в таблице 7. Рекомендуемый объём внедрения оборудования для ОРД в скважины Арланского месторождения представлен в таблице 8.

Таблица 7 - Технико-экономические показатели внедрения оборудования для ОРД в скважину № 2984 Арланского месторождения

Показатели Ед. До После Отклонение

изм. внедрения внедрения абсолютное %

Объем добычи нефти тонн 208 447 239 114

Себестоимость одной тонны нефти руб. 2017,85 2013,99 -3,86 0,1916

Стоимостная оценка тыс. руб. 1 513,15

результатов

Стоимостная оценка затрат тыс. руб. - 943,00 - -

Экономический эффект тыс. руб. - 570,15 - -

Чистая прибыль тыс. руб. - 456,13 - -

После проведения мероприятия объём добычи нефти увеличился на 239 тонн, себестоимость добычи нефти уменьшилась на 3,86 руб./т, прибыль составила 456,13 тыс. рублей.

Таблица 8 - Рекомендуемый объём внедрения оборудования для ОРД в скважины Арланского месторождения

Объекты внедрения

Показатели Ед. изм. Промежуточные пласты ТТНК Пласты каширо-подольских отложений «транзитных» скважин Всего НГДУ «Арланнефть»

Количество скважин СКВ. 61 403 464

Средний дебит одной скважины т/сут 2,50 3,00 2,75

Средний дебит всех скважин т/сут 152,5 1 209,0 1 361,5

Внедрение оборудования на всех запланированных 464 скважинах позволит увеличить добычу нефти на 1361,5 т/сут.

Основные выводы и рекомендации

1. Установлено, что основным источником образования неорганических солей в глубинно-насосном оборудовании скважин Арланского месторождения является попутно добываемая минерализованная вода.

2. Выявлен механизм образования неорганических отложений в ЭЦН, заключающийся в распределении отложений по рабочим ступеням насоса на Ар-ланском нефтяном месторождении.

3. Определена возможность использования установок электроцентробежных насосов с рабочими колёсами из полимерных композиционных материалов для предупреждения негативного влияния неорганических отложений в условиях Арланского нефтяного месторождения.

4. Выполненные стендовые эксперименты показали, что способ защиты электроцентробежного насоса от отложения солей предварительной гидрофо-бизацией нефтью его рабочих органов (патент 2422620 РФ) позволяет формировать на рабочих поверхностях насоса защитную плёнку толщиной не менее 50 мкм.

5. Разработаны электрохимический метод и техническое устройство предупреждения образования неорганических и асфальтосмолопарафиновых отложений, эмульсии и коррозии в подземном оборудовании добывающих скважин (патент 93458 РФ).

6. Разработаны способ и техническое устройство защиты трубопроводов от внутренней коррозии, заключающиеся в катодной поляризации защищаемого оборудования путём формирования источника постоянного тока с использованием «жертвенного» электрода (патент 93456 РФ).

7. Установлено, что оборудование для одновременно-раздельной добычи нефти по схеме «ЭЦН + ШГН» на примере скважин Арланского нефтяного ме-

сторождения НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча» позволяет увеличить дебит скважины, вовлечь в разработку ранее неработавшие интервалы и повысить коэффициент нефтеотдачи.

8. По результатам испытаний предложено оборудовать 464 скважины НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча» оборудованием для ОРД с целью эксплуатации «промежуточных» пластов, что позволит увеличить добычу нефти на 1361,5 т/сут.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Гумеров А.Г., Рахимкулов А.И., Куршев A.B. Устройство и работа оборудования для одновременно-раздельной добычи нефти из двух объектов с использованием штангового глубинного и электроцентробежного насосов // Научно-технический журнал «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - 2010. - Вып. 4 (82). - С. 49-53.

2. Рахимкулов А.И., Куршев A.B., Хужин М.Н. Установка для одновременно-раздельной добычи нефти на скважине № 2984 Арланского месторождения // Научно-техничесий журнал «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» /ИПТЭР.- Уфа, 2011.-Вып. 1 (83). - С. 21-26.

Патенты

3. Патент на полезную модель 93456 РФ, МПК Е 21 В 37/00. Устройство защиты трубопроводов от внутренней коррозии / A.B. Куршев, В.А. Тубаяков, А.Р. Эпштейн, Л.Р. Хасаншин, В.Р. Мурзагулов (РФ). - 2009146837; Заявлено 16.12.2009; Опубл. 27.04.2010. Бюл. 12.

4. Патент на полезную модель 93458 РФ, МПК Е 21 В 43/00. Устройство защиты погружной насосной установки от коррозии / A.B. Куршев, В.А. Тубаяков, А.Р. Эпштейн, Л.Р. Хасаншин (РФ). - 2009146833; Заявлено 16.12.2009; Опубл. 27.04.2010. Бюл. 12.

5. Патент на изобретение 2422620 РФ, МПК Е 21 В 43/00, Е 21 В 41/00. Способ защиты электроцентробежного насоса от отложения солей / A.B. Куршев, P.P. Ахметова, О.М. Юсупов, В.Г. Карамышев (РФ). - 2010106949; Заявлено 24.02.2010; Опубл. 27.06.2011. Бюл. 18.

Прочие печатные издания

6. Куршев A.B. Повышение эффективности работы электроцентробежного насоса в условиях образования неорганических отложений // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. 27 мая 2009 г. в рамках VIII Конгресса нефтегазопромышленников России. - Уфа, 2009. - С. 167-169.

7. Куршев A.B. Исследование характера и механизма осадконакопления в электроцентробежных насосах // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, на-учн.-практ. конф. 27 мая 2009 г. в рамках VIII Конгресса нефтегазопромышлен-ников России. - Уфа, 2009. - С. 174-175.

8. Куршев A.B. Влияние неорганических отложений на основные показатели работы установок электроцентробежных насосов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. 27 мая 2009 г. в рамках VIII Конгресса нефтегазопромышленников России. - Уфа, 2009. - С. 176-178.

9. Хайбуллин P.M., Куршев A.B., Подъяпольский А.И. Технологии оптимизации работы УЭЦН в условиях высокого газосодержания // Проблемы ре-сурсо- и энергосбережения в технологиях освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Матер, научн.-практ. конф. 27 мая 2009 г. в рамках VIII Конгресса нефтегазопромышленников России. - Уфа, 2009. - С. 309-314.

10. Куршев A.B., Хайбуллин P.M., Костенюк С.А. Совершенствование технологии добычи нефти на основе микрозародышевой технологии // НТЖ «Нефть. Газ. Новации». - 2009. - Вып. 3. - С. 28-31.

11. Подъяпольский А.И., Тубаяков В.А., Куршев A.B., Эпштейн А.Р. Контроль проходимости агрегатов в эксплуатационной колонне // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. Десятой Всеросс. научн.-практ. конф. 21 октября 2009 г. в рамках IX Российского энергетического форума. - Уфа, 2009. - С. 58-59.

12. Подъяпольский А.И., Тубаяков В.А., Куршев A.B., Эпштейн А.Р. Устройство предотвращения коррозионного разрушения скважинного оборудования нагнетательных скважин II Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. Десятой Всеросс. научн.-практ. конф. 21 октября 2009 г. в рамках IX Российского энергетического форума. - Уфа, 2009. - С. 151-153.

13. Подъяпольский А.И., Эпштейн А.Р., Куршев A.B., Мурзагулов В.Р. Электрохимический метод снижения коррозионного износа внутренней поверхности промысловых трубопроводов // Трубопроводный транспорт - 2009. Матер. V Междунар. учебн.-научн.-пракг. конф. - Уфа, 2009. - С. 327-330.

14. Куршев A.B., Юсупов О.М., Карамышев В.Г., Хасаншин JI.P. Способ защиты электроцентробежного насоса от отложений солей II НТЖ «Нефть. Газ. Новации». - 2010. - Вып. 5. - С. 68-70.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 18 апреля 2012 г. Бумага писчая. Заказ № 98. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Куршев, Алексей Вячеславович

Введение

Глава 1. ТЕХНОЛОГИИ БОРЬБЫ С ОРГАНИЧЕСКИМИ И НЕОРГАНИЧЕСКИМИ ОТЛОЖЕНИЯМИ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ В УСЛОВИЯХ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕГО УПРАВЛЕНИЯ «АРЛАННЕФТЬ».

1.1 Предупреждение и удаление асфальтосмолопарафиновых отложений с применением химических реагентов.

1.2 Применение тепловых методов обработок глубинно-насосного оборудования.

1.3 Применение штанговых колонн со скребками.

1.4 Технологии предотвращения неорганических отложений.

1.4.1 Характер и механизм отложения солей в подземном оборудовании скважин.

1.4.2 Применяемая технология обработок скважин композициями химических реагентов для предупреждения образований комплексных осадков.

1.5 Вовлечение в разработку промежуточных пластов Арланского месторождения.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование комплекса технологий и технических средств для одновременно-раздельной нефтедобычи"

Повышение эффективности добычи нефти за счёт использования прогрессивных технологий и увеличения межремонтного периода работы скважин является главной задачей нефтедобывающей промышленности. Требуется дальнейшее совершенствование технологии и техники добычи нефти, особенно в осложнённых условиях эксплуатации обводнённых скважин, без дополнительных затрат.

Необходимо отметить, что на эффективность эксплуатации скважин влияют, в основном, органические и неорганические отложения, которые образуются как в призабойной зоне скважин (ПЗС), так и на поверхности глубинно-насосного оборудования (ГНО). Всё это приводит к преждевременному выходу из строя нефтепромыслового оборудования и ухудшению технико-экономических показателей нефтегазодобывающих предприятий.

Достигнуть установленного уровня добычи нефти в осложнённых условиях возможно за счёт внедрения более эффективных технологий, позволяющих обеспечить необходимый в условиях рыночных отношений уровень рентабельности. Одной из таких технологий является одновременно-раздельная добыча (ОРД) нефти из нескольких пластов.

Известно, что метод ОРД широко использовался ещё в 60-70-х годах прошлого столетия на ряде месторождений США. Было разработано много вариантов установок ОРД для эксплуатации двух, трёх, четырёх и более пластов. Для этого бурились скважины специальных конструкций. Бурение таких скважин повышало не только стоимость самой скважины, но и требовало использования достаточно большого перечня дополнительного специального оборудования. Опыт эксплуатации показал, что использование данного метода было оправдано только на тех месторождениях, где затраты окупались за счёт высоких дебитов скважин. Это, естественно, ограничивало его распространение. В большинстве нефтедобывающих компаний России решается задача по адаптации данного метода для внедрения на существующем добывающем фонде скважин.

Задача поддержания уровня добычи нефти на месторождениях, вступивших в позднюю стадию разработки, за счёт внедрения более эффективных технологий, позволяющих обеспечивать необходимый в условиях рыночных отношений уровень рентабельности, является одной из основных. Особенно актуальной задача оказалась для многопластовых месторождений, в частности разработка технологий по приобщению ранее неразрабатываемых запасов нефти верхнележащих горизонтов без бурения дополнительных скважин.

Если ранее по геологическим условиям необходимо было вовлекать в разработку запасы, сосредоточенные в верхних горизонтах, только после истощения и полной выработки нижних горизонтов, то использование технологии ОРД позволяет осуществлять добычу по двум объектам одновременно.

Разрабатываемая технология изначально была ориентирована на разработку трудноизвлекаемых запасов нефти в условиях органических и неорганических отложений добывающих скважин НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть- Добыча».

Решению вышеуказанных проблем посвящены исследования В.Е. Андреева, Н.И. Хисамутдинова, Р.Я. Нугаева, В.Г. Карамышева, К.Ш. Ямалетдиновой, И.Т. Мищенко, А.Н. Адонина, Ю.В. Пчелинцева, A.C. Вирновского, В.Н. Ивановского, В.П. Максимова, Р.Я. Кучумова, М.М. Саттарова, H.H. Репина, Ю.В. Зайцева, JI.C. Каплана, Г.В. Молчанова, М.М. Загирова, P.A. Максутова, С.Г. Бабаева, Я.М. Кагана, М.Д. Валеева, Ю.Г. Валишина, Х.Г. Давлетшина, K.P. Уразакова, Б.Б. Крумана и многих других.

В сложившейся ситуации возникла необходимость совершенствования используемых и разработки новых технологий интенсификации добычи с целью обеспечения рентабельной эксплуатации скважин в осложнённых условиях.

Цель работы - разработка технологий и технических средств повышения производительности скважин осложнённого фонда Арланского нефтяного месторождения НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча».

Для решения поставленной цели сформулированы следующие основные задачи:

- исследование факторов, осложняющих эксплуатацию добывающих скважин, и существующих методов борьбы с осложнениями на Арланском нефтяном месторождении;

- исследование механизма образования и предупреждения неорганических отложений на Арланском нефтяном месторождении;

- разработка способов и технических устройств защиты электроцентробежных насосов (ЭЦН) от неорганических отложений;

- разработка электрохимического метода и технических устройств для предупреждения образования неорганических и асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), эмульсии и коррозии в подземном оборудовании добывающих скважин;

- разработка способа и технического устройства защиты трубопроводов от внутренней коррозии;

- испытание оборудования для одновременно-раздельной добычи нефти по схеме, состоящей из электроцентробежного и штангового глубинного (ШГН) насосов «ЭЦН + ШГН», на скважинах Арланского нефтяного месторождения НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча».

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач осуществлялось путём теоретических и экспериментальных исследований, с использованием статистических данных и информации, полученной с помощью стандартных средств и методов измерений в условиях эксплуатации. Эксперименты проведены на промышленных объектах. Обработка данных произведена с применением математической статистики, теории вероятностей при помощи вычислительной техники.

Научная новизна результатов работы:

- разработан способ защиты электроцентробежного насоса от отложений солей, основанный на гидрофобизации безводной нефтью рабочих органов насоса (патент 2422620 РФ);

- установлено, что негативное влияние блуждающих токов и статического электричества на глубинно-насосное оборудование может быть снижено за счёт использования устройства дренажной защиты, располагаемого ниже погружного электродвигателя (патент 93458 РФ);

- разработаны способ и техническое устройство защиты трубопроводов от внутренней коррозии, заключающиеся в катодной поляризации защищаемого оборудования путём формирования источника постоянного тока с использованием «жертвенного» электрода (патент 93456 РФ);

- экспериментально и практически установлена возможность использования установок электроцентробежных насосов с рабочими колёсами из полимерных композиционных материалов (ПКМ) для предупреждения негативного влияния неорганических отложений в условиях Арланского нефтяного месторождения.

На защиту выносятся:

- способ защиты электроцентробежного насоса от отложения солей;

- электрохимический метод и техническое устройство предупреждения образования неорганических и асфальтосмолопарафиновых отложений, эмульсии и коррозии в подземном оборудовании добывающих скважин;

- технология защиты нефтепромысловых трубопроводов от внутренней коррозии с применением специального технического устройства;

- результаты опытно-промышленных испытаний комплексного способа одновременно-раздельной добычи нефти по схеме «ЭЦН + ШГН» на примере скважин Арланского нефтяного месторождения.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Впервые испытана установка одновременно-раздельной добычи нефти по схеме «ЭЦН + ШГН» применительно к скважинам многопластового Ар-ланского нефтяного месторождения НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча».

Разработанные технологии и технические средства позволяют предупредить образование органических и неорганических отложений, сократить расход химических реагентов и увеличить наработку на отказ глубинно-насосного оборудования скважин осложнённого фонда в 2,3 раза.

Разработанный комплекс технических решений по предупреждению коррозии глубинно-насосного оборудования добывающих скважин используется на Арланском нефтяном месторождении НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча». В результате применения разработанных технических устройств предупреждения коррозии межремонтный период (МРП) работы скважин увеличен в 1,5 раза.

Достоверность полученных результатов достигалась путём применения современных статистических методов обработки исходной геолого-физической и промысловой информации, сопоставления результатов аналитических, теоретических, лабораторных исследований и их сходимостью.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты диссертационной работы обсуждались на научных советах и технических совещаниях в Самарском политехническом университете (г. Самара, 2005 г.), НК «Роснефть» (г. Москва, 2006 г.), ОАО «Газпром» (г. Москва, 2006 г.), на научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках VIII Конгресса нефтегазопромышленников России (г. Уфа, 2009 г.), на научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках IX Российского энергетического форума (г. Уфа, 2009 г.). Публикации результатов и личный вклад автора Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 14 научных трудах, в том числе в 2 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, получены 3 патента РФ.

Автор искренне благодарит научного руководителя д.т.н., проф. В.Г. Карамышева, а также д.т.н., проф. М.Д. Валеева, д.т.н., проф. Р.Я. Нугаева за оказанные консультации при подготовке диссертационной работы.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Куршев, Алексей Вячеславович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Установлено, что основным источником образования неорганических солей в глубинно-насосном оборудовании скважин Арланского месторождения является попутно добываемая минерализованная вода.

2. Выявлен механизм образования неорганических отложений в ЭЦН, заключающийся в распределении отложений по рабочим ступеням насоса на Арланском нефтяном месторождении.

3. Определена возможность использования установок электроцентробежных насосов с рабочими колёсами из полимерных композиционных материалов для предупреждения негативного влияния неорганических отложений в условиях Арланского нефтяного месторождения.

4. Выполненные стендовые эксперименты показали, что способ защиты электроцентробежного насоса от отложения солей предварительной гидро-фобизацией нефтью его рабочих органов (патент 2422620 РФ) позволяет формировать на рабочих поверхностях насоса защитную плёнку толщиной не менее 50 мкм.

5. Разработаны электрохимический метод и техническое устройство предупреждения образования неорганических и асфальтосмолопарафиновых отложений, эмульсии и коррозии в подземном оборудовании добывающих скважин (патент 93458 РФ).

6. Разработаны способ и техническое устройство защиты трубопроводов от внутренней коррозии, заключающиеся в катодной поляризации защищаемого оборудования путём формирования источника постоянного тока .с использованием «жертвенного» электрода (патент 93456 РФ).

7. Установлено, что оборудование для одновременно-раздельной добычи нефти по схеме «ЭЦН + ШГН» на примере скважин Арланского нефтяного месторождения НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча» позволяет увеличить дебит скважины, вовлечь в разработку ранее неработавшие интервалы и повысить коэффициент нефтеотдачи.

8. По результатам испытаний предложено оборудовать 464 скважины НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча» оборудованием для ОРД с целью эксплуатации «промежуточных» пластов, что позволит увеличить добычу нефти на 1361,5 т/сут.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Куршев, Алексей Вячеславович, Уфа

1. Габдуллин Р.Ф. Совершенствование добычи нефти установками электроцентробежных насосов в условиях отложения сульфидсодержащих солей: Дисс. . канд. техн. наук. Уфа, 2002. - 153 с.

2. Плотников И.Г. Разработка технологий извлечения остаточной нефти с применением водоизолирующих составов (на примере месторождений северо-запада Башкортостана): Дисс. . канд. техн. наук. Уфа, 2004.- 166 с.

3. Антипин Ю.В., Габдуллин Р.Ф., Исланова Г.Ш. Повышение эффективности методов борьбы с отложениями неорганических солей при добыче нефти // Нефтепромысловое дело. 1999. - № 10. - С. 42-44.

4. Бадьянов В.А. Совершенствование систем разработки месторождений Западной Сибири. Свердловск: Сред. Урал, 1985. - 175 с.

5. Базив В.Ф. О проектировании совместной разработки многопластовых объектов // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 3. - С. 46^47.

6. Баймухаметов К.С. и др. Геологическое строение и разработка Ар-ланского нефтяного месторождения / К.С. Баймухаметов, К.Х. Гайнуллин, А.Ш. Сыртланов. Уфа, 1997. - 280 с.

7. Баймухаметов К.С. О количественной оценке влияния расчлененности пластов на их приемистость в нагнетательных скважинах // Нефтяное хозяйство. 1978. - № 12. - С. 44-46.

8. Башиев Б.Т., Глебова Т.А., Дергунов П.В., Тер-Оганесова B.C. Технико-экономическое исследование эффективности раздельно-совместной разработки двухпластовой залежи // Ежегодник «Теория и практика добычи нефти». 1968. - С. 239-252.

9. Белоус В.Б., Мажар В.В., Гу- ляев Д.Н, Ипатов И.А, Кременецкий М.И. Новая технология мониторинга нефтяных скважин, эксплуатирующих совместно несколько пластов // Нефтяное хозяйство. 2006. - № 12. - С. 6267.

10. Блинов А.Ф., Дияшев Р.Н. Исследование совместно эксплуатируемых пластов. М.: Недра, 1976. - 145 с. .

11. Валеев М.Д., Белоусов Ю.В., Калугин A.B. Метод определения притока нефти при одновременно-раздельной эксплуатации скважин // Нефтяное хозяйство.- 2006. № 10. - С. 62-63.

12. Гарифуллин Ф.С. Изучение причин образования осадков сульфида железа в добывающих скважинах // Сб. аспирант, работ / БашНИПИнефть. -Уфа, 1995.-С. 18-20.

13. Грачев С.И., Кривова Н.Р., Сорокин A.B. Применение индикаторных исследований на многопластовом месторождении // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2008. - № 5. - С. 13-15.

14. Григорьев Н.К. Методика подсчета извлекаемых запасов нефти по обводненности добываемой жидкости // Нефтяное хозяйство. 1979. - № 4. -С. 34-36.

15. Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. М.: Недра, 1984.-208 с.

16. Борисов В.П., Орлов B.C. Приближенный метод расчета добычи нефти и воды при площадном заводнении // Тр. ин-та / ВНИИ. 1962. - Вып. 37.-С. 47-58.

17. Бочаров В А. Разработка нефтяных пластов в условиях проявления начального градиента давления. -М.: ВНИИОЭНГ, 2000. С. 104-142.

18. Габдуллин Р.Ф. Характер и состав отложений неорганических солей в установках электроцентробежных насосов // Актуальные проблемы разработки и эксплуатации Арланского нефтяного месторождения: Тр. ин-та / БашНИПИнефть. Уфа, 2000. - Вып. 102. - С. 109-119.

19. Грайфер В.И., Лысенко В.Д. Эффективность объединения нефтяных пластов в эксплуатационный объект на Тевлинско-Русскинском месторождении // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 5. - С. 56-60.

20. Давиташвили Г.И., Гарипов О.М. Внедрение одновременно-раздельной закачки на Приобском месторождении // Техника и технология добычи нефти. 2006. - № 12. - С. 73-76.

21. Девликамов В.В. и др. Оптические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений /В.В. Девликамов, H.JI. Мархасин, Г.А. Бабалян. -М.: Недра, 1970. 160 с.

22. Дияшев Р.Н. Исследование приемистости малопроницаемых пластов, находящихся в одном объекте с высокопроницаемыми, при закачке в них воды // Нефтяное хозяйство. 1978. - № 11. - С. 22-26.

23. Дияшев Р.Н., Мухарский Э.Д., Николаев В.А. Динамика разработки многопластовой залежи и выделение объектов эксплуатации // Нефтяное хозяйство. 1973. - № 3. - С. 35.-40.

24. Дияшев Р.Н. Некоторые причины негативных последствий совместной разработки многопластовых месторождений и учет их при формировании эксплуатационных объектов // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 7. -С. 110-115.

25. Доломатов М.Ю., Телин А.Г., Хисамутдинов Н.И., Латыпов А.Р., Манапов Т.Ф., Баринова Л.Н. Метод определения относительных дебитов совместно эксплуатируемых нефтяных пластов // Нефтяное хозяйство. 1994. -№2.-С. 28-31.

26. Патент на изобретение 2422620 РФ, МПК Е 21 В 43/00. Способ защиты электроцентробежного насоса от отложения солей / A.B. Куршев,

27. P.P. Ахметова, O.M. Юсупов, В.Г. Карамышев (РФ). 2010106949; Заявлено 24.02.2010; Опубл. 27.06.2011. Бюл. 18.

28. Ефимов Е.П., Янин А.Н., Халимов Э.М. Влияние совместной разработки на нефтеотдачу многопластовых объектов // Нефтяное хозяйство. -1981. -№ 8. -С. 32-36.

29. Закиров И.С. Совершенствование разработки нефтегазовых залежей со слоисто-неоднородными коллекторами: Дисс. . канд. техн. наук / ИПНГ РАН.- 1996.-146 с.

30. Закиров H.A. Анализ проблемы «Плотность сетки скважин нефтеотдача». -М.: Грааль, 2002. - С. 166-167.

31. Иванишин B.C. Особенности разработки многопластовых нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами. М.: Недра, 1981. - 189 с.

32. Каналин В.Г., Стасенков В.В. Проектирование разработки многопластовых месторождений с учетом неоднородности. М.: ВНИИОЭНГ, 1975.-45 с.

33. Каменщиков Ф.А. Тепловая депарафинизация скважин. Ижевск: Регулярная и хаотическая динамика, 2005. - 254 с.

34. Каплан JI.C. Солевые отложения на узлах электроцентробежной установки // Нефтепромысловое дело. 1970. - № 8. - С. 19-21.

35. Каплан JI.C., Семенов A.B., Разгоняев Н.Ф. Эксплуатация осложненных скважин центробежными насосами. М.: Недра, 1994. - 190 с.

36. Кащавцев В.Е., Гаттенбергер Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. М.: Недра, 1985. - 215 с.

37. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. М.: Орбита-М, 2004. - 431 с.

38. Колганов В.И. Обводнение нефтяных скважин и пластов. М.: Недра, 1965.-264 с.

39. Колганов В.И. Опыт разработки Герасимовского нефтяного месторождения в период перестройки и реформ // Геология, геофизика и разработка месторождений. 1997. - № 6. - С. 31-33.

40. Комиссаров А.И., Газиев К.Ю. Применение силикатных составов для ограничения водопритоков // Нефтяное хозяйство. 1992. -№5.-С. 3-15.

41. Куршев A.B., Хайбуллин P.M., Костенюк С.А. Совершенствование технологии добычи нефти на основе микрозародышевой технологии // НТЖ «Нефть. Газ. Новации». 2009. - Вып. 3. - С. 28-31.

42. Куршев A.B., Юсупов О.М., Карамышев В.Г., Хасаншин J1.P. Способ защиты электроцентробежного насоса от отложений солей // НТЖ «Нефть. Газ. Новации». 2010. - Вып. 5. - С. 68-70.

43. Крылов А.П. О возможности повышения добычи и снижения капитальных затрат при разработке нефтяных месторождений / Крылов А.П., Борисов Ю.П., Бучин А.Н., Вирновский A.C., Розенберг М.Д., Эрфос Д.А. М.: Гостоптехиздат, 1965. - С. 21-30.

44. Крылов А.П. и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений / А.П. Крылов, П.М. Белаш, Ю.П. Борисов, А.Н. Бучин, В.В. Воинов, М.М. Глоговский, М.И. Максимов, Н.М. Николаевский, М.Д. Розенберг. -М.: Гостоптехиздат, 1962. 430 с.

45. Леонов В.А., Донков П.В. Одновременно-раздельная эксплуатация нескольких объектов разработки на Ваньеганском месторождении // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск, 2001. -С. 442-448.

46. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. М.: Недра, 1982. - С. 51-59.

47. Макетов P.A., Доброскок Б.Е., Валиуллин A.B. Разобщение пластов резиновыми уплотнительными элементами и пути повышения их работоспособности // Тр. ин-та / ТатНИИ. Казань: Таткнигоиздат,1971. - Вып. XVII. -С. 168-185.

48. Максютов P.A., Доброскок Б.Е. Одновременно раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений. М.: Недра, 1974. -С. 64-69.

49. Маркарьянц Т.С. Раздельная эксплуатация двух пластов одной скважиной. М.: ГОСИНТИ, 1956. - 24 с:

50. Муравьев И.М., Крылов А.П. Эксплуатация нефтяных месторождений. М.: Гостоптехиздат, 1949. - 776 с.

51. Муравьев И.М., Абдуллин Ф.С. Освоение и исследование нагнетательных скважин. -М.: Гостоптехиздат, 1963. 147 с.

52. Муравьев И.М. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений / И.М. Муравьев, P.C. Андриасов, Ш.К. Гиматудинов, Г.П. Говорова, В.Т. Полозков. -М.: Недра, 1970. 448 с.

53. Нагарев О.В. К выбору технологических жидкостей для вскрытия пластов и капитального ремонта скважин // Проблемы геологии и разработки нефтегазовых месторождений: Сб. научн. тр. / ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр». Тюмень, 2006. - С. 287-297.

54. Негреев В.Ф., Исмаилов А.Г. Коррозия внутренней поверхности стальных водопроводов морской водой и применение ингибиторов. Баку: АзИНТИ, 1959.-С. 134-138.

55. Нефтедобывающая промышленность США. М.: ЦНИИТЭнефте-газ, 1963.- 198 с.

56. Оборудование скважин пятью параллельными колоннами труб // Экспресс-информация ВИНИТИ. Серия «Нефтепромысловое дело». -1960.-№33.

57. Оборудование для одновременной раздельной закачки воды в пласты одной скважины. -М.: ЦИНТИХимнефтемаш, 1972. 15 с.

58. Ованесов Г.П., Иванова М.М. К вопросу о применении метода одновременно-раздельной эксплуатации пластов // Нефтяное хозяйство. 1968. -№ 12.-С. 28-30.

59. Опыт одновременной раздельной эксплуатации нескольких пластов через одну скважину: Тематический научно-технический обзор. М.: ВНИИОЭНГ, 1964. - 160 с.

60. Опыт одновременной раздельной эксплуатации нескольких пластов через одну скважину: Тематический научно-технический обзор. М.: ВНИИОЭНГ, 1967.- 116 с.

61. Опыт одновременной раздельной эксплуатации нескольких пластов через одну скважину: Тематический научно-технический обзор. М.: ВНИИОЭНГ, 1971. 163 с.

62. Отчет о результатах геофизических и гидродинамических исследований скв. 547 Ван-Еганского месторождения при совместной эксплуатации пластов БВ7 и BBg / ЗАО «Нефтегеотехнология»; Руководитель В.И. Саулей. Нижневартовск, 2002.

63. Пакеры, якоря и инструмент для подготовки ствола скважины. М.: ЦИНТИХимнефтемаш, 1972. - 15 с.

64. Пат. на полезную модель 93456 РФ, МПК Е 21 В 37/00. Устройство защиты трубопроводов от внутренней коррозии / A.B. Куршев, В.А. Тубаяков, А.Р. Эпштейн, JI.P. Хасаншин, В.Р. Мурзагулов (РФ).2009146837; Заявлено 16.12.2009; Опубл. 27.04.2010; Бюл. 12.

65. Пат. на полезную модель 93458 РФ, МПК Е 21 В 43/00. Устройство защиты погружной насосной установки от коррозии / A.B. Куршев, В.А. Тубаяков, А.Р. Эпштейн, JI.P. Хасаншин (РФ). 2009146468; Заявлено 16.12.2009; Опубл. 27.04.2010; Бюл. 12.

66. Пат. 2296213 РФ, МПК Е 21 В 43/14. Насосная пакерная установка для эксплуатации пластов скважины / М.З. Шарифов, В.А. Леонов, О.М. Га-рипов и др. (РФ). 2005112794/03; Заявлено 27.04.2005; Опубл. 27.03.2007, Бюл. 9.

67. Паняев В.М., Конов Г.Б. Жидкость для глушения и промывки нагнетательных скважин с повышенным пластовым давлением // Серия «Нефтепромысловое дело». 1966. -№ 7.- С. 20-21.

68. Песляк Ю.А. Продольный изгиб и зависание колонны труб в скважине // Тр. института / Всесоюзн. нефтегазовый научн.-иссл. ин-т. М., 1967. -Вып. 51.-С. 120-130.

69. Песляк Ю.А. Анализ работы резиновых уплотнительных элементов пакеров // Нефтяное хозяйство. 1969. № 6. - С. 53-56.

70. Песляк Ю.А. Деформация и напряжение резиновых уплотнительных элементов пакеров // Тр. ин-та / Всесоюзн. нефтегазовый ин-т. М., 1969.-Вып. 5.-С. 156-163.

71. Пилюцкий О.В., Жуков В.А. Раздельная эксплуатация нефтяных пластов в скважине. Грозный: Чечено-Ингушское книжное издательство, 1957.-97 с.

72. Проектирование и разработка нефтяных месторождений // Материалы научно-практической конференции 6-8 апреля 1999 г. М.: ВНИИО-ЭНГ, 1999.-401 с.

73. РД 03-05752503-060-2000. Прогнозирование образования осадков сложного состава в добывающих скважинах. Уфа: АНК «Башнефть», 2001. - 15 с.

74. Рамазанов Р.Г. Совместная эксплуатация пластов залежей высоковязкой нефти в карбонатных и терригенных коллекторах нижнего и среднего карбона // Нефтяное хозяйство. 200.7. - № 7. - С. 54-57.

75. Рахимкулов А.И., Куршев А.В. Хужин М.Р. Установка для одновременно-раздельной добычи на скважине № 2984 Арланского месторождения // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. Уфа, 2011. - Вып. 1 (83). - С. 21-26.

76. Рахимкулов Р.Ш. Увеличение добычи нефти на обводняющихся месторождениях методами глубокого обратимого тампонирования призабой-ной зоны скважин // Нефтяное хозяйство. 1991. - № 2. - С. 41-45.

77. Саттаров М.М., Саттаров Д.М. Выбор системы разработки многопластовых месторождений // Обз. инф. М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - № 10. -43 с.

78. Сорокин А.В., Войтов О.В., Мулявин Ф.Х. Методика контроля характеристик работы скважины // Вестник недропользователя. 2008. - № 19. -С. 24-27.

79. Сорокин А.В., Войтов О.В. Распределение продукции скважин, совместно эксплуатирующих два продуктивных горизонта в программе «COMMINGLE», ООО «СП Ваньеганнефть»: Методические указания. -2008.-С. 57-61.

80. Сорокин А.В., Кривова Н.Р., Войтов О.В. Построение карт концентрации остаточных запасов углеводородов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2008. - № 7. - С. 32-35.

81. СТО 03-177-2005. Технологический регламент по применению методов защиты добывающих скважин от органических и неорганических отложений на месторождениях ОАО «АНК «Башнефть» (филиал «Баш-нефть-Янаул» Южарланское УДНГ). Уфа: АНК «Башнефть», 2005. - 33 с.

82. СТО 03-178-2005. Технологический регламент по применению методов защиты добывающих скважин от органических и неорганических отложений на месторождениях ОАО «АНК «Башнефть» (филиал «Баш-нефть-Янаул» Арланское УДНГ). Уфа: АНК «Башнефть», 2005. -30 с.

83. СТП 03-35-2001. Технология удаления сульфидосодержащих осадков с глубинно-насосного оборудования добывающих скважин. Уфа: АНК «Башнефть», 2001. - 13 с.

84. Сургучев M.J1. О регулировании процесса разработки неоднородных пластов // Нефтяное хозяйство. 1964. - № 4. - С. 31-37.

85. Тахаутдинов Ш.Ф., Ибрагимов Н.Г., Фадеев В.Г., Заббаров Р.Г., Тарифов K.M., Кадыров А.Х. Одновременно-раздельная эксплуатация двух пластов в ОАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство. 2006. - № 3. - С. 58-61.

86. Телин А.Г. и др. Исследование микроэлементного состава, нефти как косвенный метод контроля разработки совместно эксплуатируемых пластов // Технологии ТЭК. 2004. - № 5. - С. 74-79.

87. Файзуллин М.Х., Каримов М.Ш., Чеботарев В.В. К выбору геохимических параметров при контроле за выработкой совместно эксплуатируемых нефтеносных пластов // Нефть и газ. 1986. - № 6. -С. 20-23.

88. Файзуллин М.А., Карцев A.A., Лозин Е.В. Обобщенное уравнение геохимического определения концентраций нефтепромысловых жидкостей в смеси // Нефть и газ. 1988. -№ 1. - С. 3-6. •

89. Федорцов B.K. и др. Временные технические условия на освоение скважин струйными аппаратами / В.К. Федорцов, А.К. Ягафаров,

90. B.Г. Горностаев, Г.А. Шлеин. Тюмень, 2006. - 146 с.

91. Фукс Г.И. Вязкость и пластичность нефтепродуктов. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. - С. 112-157.

92. Чоловский И.П. Спутник нефтегазопромыслового геолога. М.: Недра, 1989.-С. 235-238.

93. Юсупов К.С., Мишарин В.А. Практическое руководство по гидродинамическим исследованиям пластов. Тюмень: СибНИИНП, 1992. - 43 с.

94. Богданов A.A. Погружные центробежные насосы для добычи нефти. М.: Недра, 1968. - 272 с.

95. Борисов Е.А., ГабдрахмаПов А.Г., Исламов Ф.Я. Определение оптимальной глубины закачки реагентов в пласт при химической обработке гипсующихся скважин // Нефтяное хозяйство. 1980. - № 5. - С. 34-37.

96. Бочко P.A., Ибрагимов JI.X. О механизме образования солеотло-жений // РНТС. Сер. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1981. -Вып. 1.-С. 22-24.

97. Габдуллин Р.Ф. Формирование отложений сульфида железа в установках электроцентробежных насосов // Молодые ученые Башнипинефть -отраслевой науке: Аспирантский сб. научн. тр. Уфа: Башнипинефть, 1998.1. C. 96-98.

98. Габдуллин Р.Ф. Изучение влияния отложений солей на работу

99. ЭЦН на специальном стенде // Проблемы освоения нефтяных месторождений Башкортостана: Тез. научн.-практ. конф. 10-11 декабря 1998. -Уфа: Башнипинефть, 1999. С. 131-132.

100. Габдуллин Р.Ф., Гарифуллин Ф.С., Антипин Ю.В. Анализ причин падения УЭЦН на забой скважины и пути их предупреждения // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Сб. научн. тр. Уфа: УГНТУ, 1999. -С. 99-106.