Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование методов измерения, передачи и обобщения параметров продукции нефтяных скважин

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование методов измерения, передачи и обобщения параметров продукции нефтяных скважин"

На правах рукописи

МУРЫЖНИКОВ АЛЕКСАНДР НИКОЛАЕВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ИЗМЕРЕНИЯ, ПЕРЕДАЧИ И ОБ ОБЩЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа - 2005

Работа выполнена в ОАО «АНК «Башнефть»

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор Антипин Юрий Викторович

Официальные оппоненты-

доктор технических наук, профессор Низамов Камиль Разетдинович кандидат технических наук, доцент Чеботарев Виктор Васильевич

Ведущая организация

НПО «Нефтегазтехнология»

Зашита состоится 8 ноября 2005 г. в 16 часов на заседании диссертационного совета Д 520.020 01 при открытом акционерном обществе научно-производственная фирма (ОАО НПФ) «Геофизика» по адресу 450005, Республика Башкортостан, г Уфа, ул 8-е Марта, 12.

С диссертацией можно ознакомится в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика».

Автореферат разослан 7 октября 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор химических наук ¿^С?'-—ГГ"> Д А. Хисаева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Одними из важнейших параметров мониторинга и контроля за разработкой нефтяных месторождений являются дебигы добываемых скважин, их обводнённость и текущий газовый фактор. Замеры этих параметров позволяют получить ценную информацию о состоянии разработки залежи нефти в целом, призабойной зоны пласта, непосредственно скважины и насосного оборудования.

Наиболее распространенным средством измерения дебетов скважин являются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). Они показали дос.гаточно высокую точность измерения дебитов жидкости (± 6%) при значениях более Зм3/сут. При меньших дебитах погрешность измерений резко возрастает и замеры дебитов менее 1 м3/сут. становятся невозможными Кроме того, существующие АГЗУ ire позволяют производить замеры обводненности нефти и газосодержания

В последние десятилетия разработаны и серийно выпускаются технические средства измерения дебитов добывающих скважин, обводнённости и газового фактора. К таковым, прежде всего, относятся выпускаемые серийно установки «Асма» и «Квант». Несмотря на отличия, обеим установкам присущи значительные ошибки при измерении дебитов

Важной проблемой мониторинга за разработкой месторождения является передача измеряемых параметров скважин на пункты обрабогки информации и принятие решения Эта передача должна осуществляться в режиме реального времени. Устаревшие технологии передачи данных не позволяют достигать оперативности принятия решения и обладают малой надежностью передачи данных Поэтому создание новых установок измерения дебита скважин и совершенствование технологии измерения является актуальной проблемой.

Цель работы

Совершенствование способа измерения дебит ов нефти, газа и воды добывающих скважин, обеспечение получения достоверных и своевременных данных на базе исследования причин возникновения ошибок измерения и недостаточной эффективности работы автоматизированных систем

Основными задачами исследований являются:

- промысловый анализ достоверности измерения дебитоп и обводненности нефти добывающих скважин серийно выпускаемым промышленностью оборудованием;

- исследование причин снижения точности измерения параметров добычи и влияния на нее способов механизированной эксплуатации скважин,

- разработка способов измерения дебетов нефти, газа и воды с предварительной подготовкой пластовых жидкостей перед входом в измерительную установку;

- совершенствование методов автоматизированных измерений на объектах добычи нефти.

Методы решения поставленных задач

Поставленные в диссертационной работе задачи решались проведением комплекса сравнительных промысловых исследований замеров дебита скважин и обводненности нефти выпускаемым промышленностью оборудованием и экспериментальной установкой по изучению влияния газовой фазы на расслоение эмульшрованных нефтей

Научная новизна

1 Установлена корреляционная связь погрешности измерения обводненности нефти в интервале ее изменения 40 ... 80%, поступающей в виде выеоковяЗкой эмульсии в замерную установку. С ростом интенсивности

эмульгирования нефти в добывающих скважинах возрастают ошибки измерения обводненности продукции, а также дебита жидкости

2 Лабораторными исследованиями установлено негативное влияние свободного газа в стойких нефтяных эмульсиях обратного типа на их расслоение, вызванное защемлением газовых пузырей в штотноупакованном межкаяальном пространстве

3 Показано влияние способов эксплуатации добывающих скважин на устойчивость и дисперсность образуемых эмульсий, поступающих в емкости измерительных установок

4 Обоснованы наиболее эффективные реагенты - деэмульгаторы, позволяющие предварительно разрушать образующиеся в скважинах высокодисперсные эмульсии до их поступления в измерительные установки.

Основные защищаемые положения.

1. Результаты анализа погрешности измеретга продукции добывающих скважин выпускаемыми промытлсшгостью техническими средствами замеров

2. Технология дестабилизации нефтяных эмульсий перед входом в замерную емкость измерительных аппаратов технических средств

3. Способ измерения параметров трехфазной продукции нефтяных скважин на базе серийно выпускаемых автоматизированных групповых установок.

4. Система радиотелемеханизации нефтепромысловых объектов, обеспечивающая передачу дант.гх измерения продукции скважин в режиме реального времени

Практическая ценность работы

1 Выполнен анализ промыслового опыта эксплуатации технических средств измерения продукции скважины, выпускаемых промышленностью,

показавший значительную погрешность замеров дебита и обводненности скважин в интервалах изменения обводненности 40 80%.

2 Разработана технология и проведены промышленные эксперименты повышения точности измерения продукции скважин предварительным разрушением -змульсий перед входом в замерные емкости установок путем подачи реагентов - деэульгаторов в период замера

3 Разработан принципиально новый способ измерения количества газа, нефти и воды на базе существующей автоматизированной групповой замерной установки «Спутник», основанный на использовании процесса регистрации отраженных сигналов от поверхности раздела фаз водонефхяяых смесей

4 Разрабо1ана система авюматизированной передачи данных измерений продукции скважин на базе радиотелемеханизации объектов добычи нефти и использования единой GSM - сети.

Апробация работы

Основные результаты исследований, представленных в работе, докладывались на

- заседаниях технических советов АНК «Башнефть» в период с 2000 по 2005гг.;

- на IV KOHipecce «Нефть-газ 2003», секция автоматизации и метрологии, доклад «Распределенная АСУ ТТТ установок подготовки нефти»;

- на VI конгрессе «Пефть-газ 2005», секция автоматизации и метрологии, доклад «Построение систем ТМ нефтедобычи на GSM».

Структура и объем работы

Диссертациотпгая работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы из 89 наименований Содержание работы изложено на 122 страницах машинописного текста, 37 рисунках, 17 таблицах

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность выполненной работы, сформулированы цель и задачи исследований, основные защищаемые положения и приведена практическая ценность работы.

В первой главе диссертационной работы выполнен анализ промыслового опыта эксплуатации технических средств измерения продукции нефтяных скважин, выпускаемых промышлетпгостью Показана функциональная роль замера продукщш и точности измерений дебита, обводненности и газового фактора в процессе контроля и мониторинга за разработкой нефтяных месторождений

К наиболее распространенным средствам измерения, в частности на месторождениях АНК «Башнефть», относятся автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) серии «Спутник», установки «Асма» и «Квант» Первая из них позволяет измерять только дебит жидкости, остальные - дебит жидкости, обводненность и газовый фактор при давлениях измерения. На установке «Асма» измерение дебита скважины осуществляется взвешиванием заполненною сосуда с жидкостью и регистрацией времени заполнения Для измерений обводненности и газовой фазы используются соответственно влагомер ВСН-1 и вихревой счетчик газа СВР В установке «Квант» дебит жидкости измеряемся временем заполнения емкости, а обводненность - по гадростатическому давлению столба жидкости в тгой емкости и тарировочным данным по плотностям нефти и попутно добываемой воды Количество газовой фазы определяется по времени опорожнения емкости и установки

Сопоставительный анализ измерений обводненности нефти, выполненных установкой «Квант» и методом Дина-Старка, являющимся образцовым, по ПГДУ «Арланнефть», «Южарланнефть» и «Охтябрьскнефть» показал их существенные расхождения (рис. 1).

Из сопоставления характера графиков следует, что данные замеров обводненности установкой «Квант» в подавляющем большинстве случаев ниже данных, полученных по методу Дина-Старка. Особенно эта тенденция выражена в интервале обводненпости определенной по методу Дина-Старка 40. .80 %. При обводненности, приближающейся к величине 100 %, разница в значениях обводненности стремшся к нулю При высокой обводненности неустойчивый характер эмульсии при замерах установкой «Квант» приводит к практическому совпадению щачений обводненности Показано, что причиной такой погрешносги является ухудшение сепарации свободной газовой фазы в стойких концентрированных эмульсиях обратного типа (вода в нефти), приводящее к снижению их плотности и ошибкам в определении обводненности нефти с помощью замера гидростатического давления в емкости

Захват пузырьков газа плотноупаковатгой эмульсией в этом интервале обводненности не позволяет им всплыть в объеме жидкости. Это, в свою очередь, создает условия снижения плотности газоводонефтяной смеси Достаточно большой объем свободной газовой фазы в межкапельном пространстве эмульсии может полностью компенсировать разницу в плотностях безводной и обводненной нефти и прибор покажет, таким образом, отсутствие водной фазы в продукции скважины

Содержание воды по методу Дина-Старка, 7,

Рис 1 Связь между значениями обводненности нефти, замеренными установкой «Квант» и аппаратом Дина - Старка (НГДУ «Арланнефть»)

Сравнительный анализ измерения дебита жидкости установками «Асма» и «Спутник» в ТГИI «Лангепаспефтегаз» и «Покачевнефтегаз» показал, что взвешивание заполненной емкости привело практически во всех случаях к уменьшению значения дебита в сравнении с замерами традиционной установкой «Спутник» (исключение составила скв. 8751/108). (табл 1).

Причиной снижения значений дебита является, как и в предыдущем случае, присутствие окклюдированной газовой фазы, приводящее к потере плотности взвешиваемой жидкости. Существенный разброс имеют и показания обводненности.

Во второй главе приводятся результаты исследования влияния физических свойств эмульгированной продукции скважин ira точность измеряемых параметров.

Для оценки влияния степепи эмульгированности жидкости в добывающих скважинах или дисперсного состава на точность измерения обводненности автором были сделаны выборки замеров по группе скважин одним и тем же измерительным устройством - установкой «Квант» на объектах с обводненностью продукции в интервале 40. .80 % Рассматривались скважины, эксплуатируемые в основном на угленосные залежи. Сравнивались результаты измерений обводненности, проведенных установкой «Квант» и по методу Дина - Старка, для скважин, эксплуатируемых элеклроцентробежным и и штанговыми насосами

Одновременно с замером параметров установкой «Квант» производились отборы проб добываемой жидкости на устье скважин с целью оценки интенсивности эмульгирования нефти в скважине и определения обводненности по методу Дина - Старка.

Средний диаметр омулы -ированных капель определялся с помощью микроскопа с объектмикрометром визуально но наиболее представительному диаметру.

На рис 2 показана связь относительной ошибки измерения обводненпости продукции нефтяных скважин, добывающих высоковязкие эмульсии. Видно, что существует определенная тенденция роста ошибки с увеличением поверхности раздела фаз эмульсий. Наибольшие ошибки измерения, достигающие 86,7 % (скв. 8547), имеют место в сильнодиспершрованной жидкости со средним диаметром капель 10 . 15 мкм и меньше Таким образом, степень эмульгирования пластовых жидкостей в скважинах и вязкость нефти существенно влияют на точность измерения обводненности продукции.

и

Таблица I Результаты замера дебита и обводнёпности нефти в скважинах с помощью АГЗУ и установки «АСМЛ» при погрешности Ож±2,5%; (¿^6%;

обводненность±2.5% и ±4% соответственно

АГЗУ АСМА

№ скв Дебит, т/сут Обводненность по методу Дина-Старка Дебит, т/сут Обводненность % Газовый фактор, м3/т Способ эксплуата НИИ

ТПП «Лангепаснефтегаз»

313/43 93 83 81 73 1 ЭДН

1638/83 73 91 35 87 14 ЭДН

6544/941 40 9 22 42 2053 ЭДН

185р/306 117 4 85 11 64 ЭДН

ТПП «Покачинефтегаз»

1451/25с 66 1 42 - - Фонтан

8751/108 23 38 29 91 - ЭДН

1452/25с 77 3 54 1,00 141 Фонтан

448/1 246 94 231 95 90 ЭДН

4406/501 - - 87 12 95 ЭДН

Для оценки влияния окклюдированного в водонефтяной эмульсии газа на отсюй водной фазы автором была смонтирована лабораторная установка (рис 3), состоящая И1 сосудов 1 и 2 с нефтяной и водной фазами, смесителя 3 с роторной мешалкой 4 и приводом 5, баллона 6 с азотом, отстойника 7 с грушей 8 для подачи деэмульгатора в нижнюю его часть.

Сущность экспериментов заключалась в следующем. Необходимо было оценить кинетику расслоения дегазированной водонефтяной эмульсии и эмульсии, содержащей диспергированную газовую фазу Разница в кинетике расслоения должна была показать влияние выделяющегося из нефти свободного газа на плотность жидкости и на показатели замера обводненности с помощью выпускаемою промышленностью оборудования

Рис 2 Зависимость относительной ошибки измерения «8» обводненности жидкости 01 среднего диаметра капель эмульсии на входе в замерпуго емкость в интервале обводненности 40.. .80%.

Дегазированная нефть и вода из сосудов 1 и 2 подавались в смеситель 3 с рошрной мешалкой 4 с приводом от двигателя 5 Приготовленная эмульсия сливалась в отстойник 1, в нижнюю часть которого подавалось с помощью 1руши 8 поверхностно - активное вещество В нижнюю часть смесителя от баллона 6 подавался сжатый воздух. Эмульсии в смесителе готовились при строго фиксированных режимах вращения двигателя 5 и времени смешения В одних случаях готовились эмульсии без участия газа В других случаях в нижнюю часть смесителя вводился воздух в течение 1 мин при давлении 0 4 МПа Воздух вводился сразу после приготовления эмульсии, что уже не вносило каких-либо изменений в дисперсную структуру. При скорости вращения роторной мешалки 1500 мин"1 период диспергирования составил 10

мин Дальнейшее перемешивание жидкости не приводило к заметному росту поверхности раздела фаз эмульсий. Средний диаметр капель эмульсий, рассмотренных под микроскопом после перемешивания, составлял около 25 мкм.

Рис.3. Схема лабораторного стенда для исследования влияпия хаза на расслоение эмульсии

В экспериментах исследовались слабоконцешрировнная эмульсия с концентрацией водной фазы 10%, эмульсии нижней (45%) и высокой (65%) границами концешрированного водосодержания Во всех случаях были получены эмульсии обратного типа (вода в нефти)

На рис 4 показаны кинетика отстоя водной фазы эмульсий различных концентраций, приштовленных из угленосной нефти Арланского месторождения плотностью 890 кг/м1 и вязкостью 35 мПа- с с вводом газовой фазы и без нее. Из сопоставления соответствующих критериев видно, что при

и

концентрациях 10 % ввод газовой фазы практически не повлиял на кинетику отстоя воды В то же время в концентрированных эмульсиях присутствие газовой фазы в значительной мере затрудняет отстой воды. Особенно сильное расхождение в кинетике происходит при концентрации воды 65 %.

100

%

80 60 40 20

0 5 10 15 20 25 30

Время отстоя, мин

Рис. 4 Кинетика отстоя водной фазы эмульсии без газовой фазы (1, 2, 3) и в ее присутствии (12', 3') при концентрациях воды 1,1 '-10%; 2,2'-45%; 3,3'- *

65%.

Анализ дисперсности водонефтяных эмульсий на входе в измерительные установки показал существенное влияние способа эксплуатации скважин. Показано, что наиболее вероятный размер капель воды в замерных емкостях при эксплуатации скважин установками электроцентробежных, винтовых и штанговых насосов составляет соответственно около 2,5 мкм, 12 мкм и 15 мкм

В третьей главе приводятся результаты исследований по разработке технолопш предварительной подготовки продукции скважины перед измерением, а также новых способов замера дебитов нефти и воды.

Для предварительной подготовки продукции скважины перед измерением автором предложена и испытана технология подачи деэмульгатора в выкидную линию скважины в период проведения измерений Учитывая малые период и расстояния от скважины до измерительной установки потребовался поиск наиболее активных деэмульгаторов, способных за короткое время дойти до поверхности раздела фаз эмульсий. Наиболее активными из известных оказались реагенты Диссолван 4490 и R-11, способные за 3 минуты обеспечить разрушение эмульсии на 70%.

Для оценки влияния дестабилизации нефтяной эмульсии, поступающей в замерную емкость измерителя, на точность определения обводненности были проведены опытно - промышленные эксперименты на групповой замерной установке № 1577 НГДУ «Чекмахушнефть». За базовый вариант замера была выбрана АГЗУ этой группы из 10 скважин с замером дебита жидкости счетчиком - тором, а обводненности - по методу Дина - Старка

К каждой из 10 скважин этой группы поочередно подъезжала передвижная установка «Квант» и подключалась для измерений дебита жидкости, обводненности и газосодержания. На базе установки размещалась также дозирующая установка НДУ 50/150, которая могла осуществлять дозирование деэмульгатора в выкидную линию скважины насосом. Подача деэмульгатора осуществлялась впрыскиванием в коллектор, что позволяло ускорить процесс перемешивания и времени доставки реагента на межфазную поверхность водонефтяной эмульсии.

Впрыск деэмульгатора - Диссолвана 4490 осуществлялся из расчета 65 г/т, в течение всего периода замера параметров.

В табл 2 приведены результаты измерения этих параметров на АЗГУ № 1577 и с помощью установки «Квант» без применения деэмульгатора Из таблицы видна существенная разница в значениях обводненности нефти, замеренной методом Дина-Старка и установкой «Квант». Причем, при высокой обводненности эта разница уменьшается.

В табл 3 приведены аналогичные измерения на тех же скважинах с использованием деэмульгатора При обводненности 65 % и ниже (скв. № 8547, 1098 и 1914) разница в обводненности нефти, замеренной на АГЗУ и установкой «Квант», уменьшается.

Таким образом, дестабилизация стойких эмульсий позволяет существенно измент ь результаты измерения обводненности, основанного на замере гидростатического перепада давления в мерной емкости

Из табл 2 и 3 также следует, что ввод деэмульгатора существенно повлиял на показатель среднего дебита газа каждой скважины Суммарный дебит 1аза без применения деэмульгатора по 10 скважинам составил 282,9 м3/сут, в то время как при его использовании - 338,5 мэ/сут.

В этой связи требуется разработка более совершенных технических средств измерения дебитов скважин по жидкости, обводненности и газосо держанию

Таблица 2 - Результаты замера дебита жидкости и газа на АГЗУ № 1577 (без подачи деэмульгатора)

АГЗУ Квант

№ Обвод- Средний Средний Средний Средний Средний Обвод- Т. Р, Средний

сква- нен- дебит дебит дебит дебит дебит нен- "С МПа дебит

жины ность, % жидкости, м3/сут нефти, т/суг жидкости, м3/суг нефти, т/суг газа, км3/суг ность, % гача, нм3/сут

1579 85 20,0 2,0 28,4 7,9 9,5 67,0 6,0 0,35 44,4

8545 92 22,0 1,0 13,9 2,2 4,5 82,0 6,0 0,35 21,0

6930 95 9,0 ол 6,9 0,5 1,5 91,0 6,0 0,35 6,8

7489 95 25,0 0,7 23,8 2,0 9,6 90,0 6,0 0,35 44,8

8533 97 140,0 4,8 156,2 4,2 8,4 96,0 6,0 0,35 39,0

8546 80 16,0 1,8 12,8 6,3 10,8 44,0 7,0 0,35 50,3

8565 97 96,0 3,0 96,8 13,8 13,3 87,5 7,0 0,35 62,0

8547 65 2,0 0,6 1,6 1,4 2,16 3,0 7,0 0,35 7,0

1098 65 3,5 0,7 5,0 0,7 0,40 20,0 7,0 0,35 1,9

1914 40 2,0 1,5 1,60 1,10 1,20 20,0 7,0 0,35 5,7

Таблица 3 Результаты замера дебита жидкости и газа на АГЗУ № 1577

(с вводом деэмультатора)

Режим Квалг

№ Обвод- Средний Средний Средний Средний Средний Обвод- Т, Р, Средний

сква- нен- дебил дебит дебит цебит дебит нен- "С МП деби!

жины ное 1ъ, жид- нефти, жид- нефти, газа, ность, а Газа,

% кости, М3/су1 т/сут кости м3/суг Т/су1 им3/суг % нм7сут

1579 85 20,0 2,0 28,5 9,0 11,0 65,0 5,0 0,35 51,6

8545 92 22,0 1,0 14,2 2,0 5,9 83,6 5,0 0,35 27,7

6930 95 9,0 0,3 7,0 0,5 1,7 90,5 5,0 0,35 8,0

7489 95 25,0 0,7 22,0 1,7 12,4 91,0 5,0 0,35 58,2

8543 97 140,0 4,8 157,0 11,6 9,8 91,5 5,0 0,35 46,0

8546 80 16,0 1,8 12,4 5,8 11,5 46,7 5,0 0,35 54,0

8565 97 96,0 3,0 99,6 10,5 14,6 87,5 5,0 0,35 68,5

8547 65 2,0 0,6 1,5 1,3 2,69 60,0 5,0 0,35 7,0

1098 65 3,5 0,7 5,2 1,0 0,98 61,0 5,0 0,35 4,6

1914 40 2,0 1,5 1,50 1,27 2,69 34,0 5,0 0,35 12,9

На базе существующей схемы установки АГЗУ «Спутник» создан новый способ измерения объемов нефти, газа и вода Способ основан на отсечении строго определенного объема продукции скважины, выдержки в вертикальной измерительной емкости с целью сепарации газа и разделения водонефтяной смеси и последующего замера уровней раздела фаз с помощью регистрации отраженных электромагнитных волн сверхвысокой частоты Источником волн является вертикальный изолированный проводник, расположенный по высоте внутри емкости, а приемником волн - параллельно расположенный проводник, выводимый на вход датчика

На рис 5 изображена схема измерителя, состоящего из элементов замерная емкость в виде трубы диаметром 300 мм и высотой ] 530 мм,

- датчик УМФ 300 с чувствительным элементом,

- контроллер на базе промышленного компьютера с программой измерения и идентификации межфазных границ многокомпонентного продукта,

- задвижки для управления процессом измерений,

- датчики давления, датчик 1емпературы ТСП,

- счетчик вихревой газа СВГ;

- ленточный электронагреватель.

Для заполнения замерной емкости исследуемой жидкостью, создания отстоя нефти и обеспечения условий для проведения измерений, предусмотрены задвижки К 2.1, К2.2, К2.3. Емкость 1 расположена между переключателем скважины (ПСМ) и газосепаратором АГЗУ.

Рис. 5 Схема измерителя объемов газа, нефти и воды в добываемой жидкости (стационарный)

В отсеченном объеме происходит расслоение трехфазной продукции и образование двух межфазовых уровней: «газ - нефть» и «нефть - вода», которые фиксируются датчиком в виде импульсов. На рис. 6 в качестве

иллюстрации изображен Iрафик принятых импульсов Максимальные значения амплитуды показывают положения уровней по высоте емкости.

Для выявления основных источников погрешности определения дебита, обводненности и газосодержания трехфазным измерителем представим процесс измерения в виде следующей последовательной структурной схемы, изображенной на рис

Л

1 2 3 4

fp и |и0 TN0

г г 3' 4'

и tv |w tw

г 2" -> 3" 4"

CPU

Рис 6 Структурная схема процесса образовагшя погрешностей измерения межфазных уровней,

В этой схеме 1 - тензорный датчик давления, 1' - тензорный датчик температуры, 1" - СВЧ электромагнитный датчик амплитуды сигнала межфазных уровней; в 2 и 2' производится пробразование сопротивлений R1(P) и R2(T) в напряжение Ul(Rl) и U1'(R2), в 2" СВЧ-сигнал детектируется в напряжение U".

В 3, 3', 3" производится аналого-цифровое преобразование; в 4, 4'и 4" производится определение давления Np, температуры Nt, межфазных уровней Nh Влияние неинформативных факторов на тензорезистивные датчики температуры, давления, а также СВЧ-датчик электромагнитной волны показало параметром F. U0 и 10 - образующие ток и напряжение, a N0 - коэффицент для масштабирования.

CPU - контроллер измерителя

Операторное представление числовых значений давления, температуры и

уровня, в соответствии с вышеперечисленной схемой запишется в виде

Л^ = Л4-ЛЗ-А2 М-Р, #Г = А'4 Д'З А'2-А'1 7'; =А"4-А"3-А"2-А"1-Я.

Очевидно, что каждое преобразование вносит определенную ио1рсшность в процессе измерения Таким образом, можно записать основные составляющие погрешностей:

1 Погрешности, вносимые при преобразовании давления и температуры в сопротивление, а также при преобразовании разницы между диэлектрическими и магнитными протшцаемостями сред в амплитуду СВЧ сигнала

2 Погрешности, обусловленные преобразованием сопротивления в напряжение или ток, и детектированием СВЧ сигнала (преобразованием) в напряжение

3. 11огрешпости, вносимые аналого-цифровым преобразователем.

4. Погрешности, обусловленные вычислениями и масштабированием Для определения суммарных погрешностей измерения дебита,

обводненности, газосодержания установлена специальная «Методика определения погрешности» ВНИИР Значения всех ее составляющих берутся из сертификатов об утверждении типа, свидетельств о метрологической аттестации, поверке средств измерений, входящих в состав измерителя

Измеритель оснащен датчиками давления, температуры и измерения объемов воды, нефти и газа Суммарная относительная погрешность рассчитывается по формуле'

Д = ±1,ц/д'+д'2 + д2«- + Л?. где Ду - наибольшее значение относительной погрешности определения объема воды, нефти, газа %,

Д/ - абсолютная погрешность датчика температуры ГЖС в измерителе; А,, - абсолютная погрешность датчика давления в измерителе, ДЛ - относительная погрешность контроллера

Таким образом относительные погрешности измерения объема воды, нефти и газа соответственно равны:

=±1.ЦК + <4, = ±1Д^2,52 + 0.252 + 0,32 +0.012 =2,78%

Л«*. = ±1,1^/4 + + Лк, =±1ЛА22 + 0,352 + 0,32+0,012 =1,41%

Дг„ = ± 1,1^Д2г + Д/2 + Д2; = ± 1, ц/о,5г + 0,352 +0,Зг + 0,012 = 0,75% Относительные погрешности измерения разработанного измерителя соотвс1ствуют требованиям Национального стандарта РФ «Порядок измерения и учета количества нефти и нефтяного газа, добываемых на нефтедобывающих предприятиях».

Рис. 7 График отраженных сигналов системы измерения межфазных уровней

В четвертой главе описана разработанная при активном участии автора система передачи данных измерения продукции скважин с помощью радиотелемеханизации.

Впервые в нефтегазодобывающей отрасли при построении системы телемеханики нефтепромысловых объектов в качестве среды передачи данных используется канал сотовой связи стандарт GSM - 1800 технологии GPRS. Это позволило увеличить скорость передачи данных с 9,6 Кбит/сек до 53 Кбит/сек, что позволяет передавать на диспетчерский пульт ЦДНГ не только значения дебита, но и обводненности и газосодержания (рис. 7).

Автором произведен расчет объемов информации о параметрах добычи, передаваемой от контроллера АГЗУ на ДП и соответствующие скорости передачи информации, обеспечивающие ведение мониторинга работы неф1епромысловых объектов Совместно с УИТиС АНК «Башнефть» проведены стендовые испытания подтвердившие расчеты. Автор разработал «Программу опытной эксплуатации системы автоматизации ДНС-88 НГДУ «Уфанефть»». Успешная эксплуатация 10 АГЗУ, 1 УШГН, 1 УЭЦН, собственно АСУ ТП ДНС-88, ДП НГДУ позволила провести массовое внедрение систем автоматизации и телемеханизации нефтепромысловых объектов на GSM/GPRS. Успешное внедрение подтверждено актами ввода в эксплуатацию. Автором разработана схема измерителя в замерной емкости, первоначальное решение по монтажу датчика на газосепараторе после многократных попыток оказалось неработоспособным.

Рис. 8. Структура системы радиотелемеханизации объектов нефтедобычи по GSM/GPRS технологии передачи данных

Центральный коммутатор GSM связан волоконноптическими линиями сшгш(ВОЛС) с базовыми станциями, расположенными в зонах, покрывающих нефтепромысловые объекты Базовые станции, при отсутствии ВОЛС, связываются между собой радиорелейными линиями(РРЛ) Применение направленных антенн позволило осуществить радиотелемеханизацию GSM в месгах, 1де нет обычной «голосовой» связи Параметры данных замера трехфазной продукции скважины (рис 6) оцифровываются аналого-цифровым преобразователем (АЦП) контроллера «Mera» Таких аналоговых входов у контроллера «Mera» восемь Имеется также 24 дискретных входа, что позволяет подключить к контроллеру В аналоговых и 24 дискретных датчика. Контроллер обрабатывает данные, производит сжатие для архивирования и передачи непосредственно радиостанцией

В состав телеметрического комплекса «Mera» входят -контроллер Al'ЗУ, - контроллер связи,

-мощная радиостанция «дальней» радиосвязи или радиомодуль GSM/GPRS; -центральный сервер

Телеметрический комплекс «Mera» осуществляет замер трехфазной продукции скважин в реальном масштабе времени Он представляет собой унифицированный контроллер, который может устанавливаться непосредственно ira технологическом объекте, поскольку соответствует условиям промышленной эксплуатации Его измерительные каналы метрологически аттестованы, что позволяет использовать данный контроллер в качестве средства измерения

Основные выводы и рекомендации

1 Выполнен анализ точности измерения параметров продукции добывающих скважин техническими средствами, выпускаемыми промышленностью Установлена значительная (до 100% и более) погрешность измерения дебита жидкости скважин, обводненности нефти и газового фактора

в интервале обводненности 40 .80%, обусловленная образованием в подземном оборудовании скважины стойких эмульсий обратного типа, препятствующих сепарации свободной газовой фазы

2 Лабораторггыми исс.тедоеаIгиями установлено увеличение погрешности измерения обводненности нефти с повышением интенсивности эмульгирования пластовых флюидов в скважинах Показано, что присутствие окклюдированного газа в эмульсиях замедляет отстой водной фазы, причем тем сильнее, чем выше обводненность нефти до значений, соответствующих инверсии фаз.

3 Разработана и испытана в промысловых условиях технология дестабилизации эмульгированных пефтей перед входом в измерительные емкости технических средств Обоснован выбор наиболее эффективных реагентов - деэмульгагоров, способных разрушать стойкие эмульсии до их поступления в емкости измерения

4 Разработан новый способ измерения параметров продукции обводненных нефтяных скважин на базе широко применяемых па промыслах АГЗУ «Спутник», основанный на отсечении определенною объема поступающей продукции, ее отстоя и последующего измерения содержания всех 3-х фаз с помощью регистрации прохождения в них электромагнитных волн

5 Разработана система радиотелемеханизации нефтепромысловых объектов, позволяющая в режиме реального времени осуществлять передачу датшх измерения параметров добычи нефти на диспетчерские пункты для нртшия соответствующих решений Экономический эффект от внедрения системы в 2ООО 2004 пг по АНК «Башнефп.» составил 205900 тыс. руб

Основные результаты диссертационпых исследований опубликованы в следующих печатных работах:

1 Свидетельство на полезную модель № 29961 «Установка дая измерения параметров двухфазного потока»

2 Мурыжников ЛН, Тахаутдинов ОД., Ахметгалин ИМ Опыт экешгуатации автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии «Телескоп+» в АНК «Башнефтъ // Нефтяное хозяйство - 2002. -№4(4) - с. 101-103.

3 Мурыжников А Н, Смекалин С Ю АРМ «Геолог» Нефтегазодобывающего управления //Нефтяное хозяйство -1992. - №9. - с 44-45.

4 Мурыжников А Н , Сафонов В Н , Мурыжников А А Распределенная автоматизированная система управления технологическими процессами установок подготовки нефти // Нефтяное хозяйство - 2004 №10 - с 127-129.

5 Мурыжников А.Н, Сафонов ВН, Хатмуллин НФ Система радиотелемеханизации объектов нефтедобычи па основе технологии передачи дашп,к стандарта GSM 1800/GPRS//Нефтяное хозяйство - 2003.-№10 - с 50-51.

6 Мурыжников А Н , Галлеев А К Информационный экран коллективного аотьзования // Нефтяное хозяйство - 1988 - №12 (12) - с 64 - 67.

7 Хатмуллин Ф X , Исланов III Г , Мурыжников А Н Система тестового обучения и контроля знаний правил техники безопасности в НГДУ «Чекмагушнефть» // Нефтяное хозяйство - 1990. - №4 - с. 70-71.

8 Мурыжников АН., Хатмуллин Ф.Х, Крюков ЕИ. Программно-технический комплекс «АРМ диспетчера ЦЦНГ на основе АВУ386ТМ» // Нефтяное хозяйство - 1997. - №5 (5) - с. 53 - 57.

9 Мурыжников АН, Сафонов ВН, Мурыжников А А АСУ ТП пунктов сдачи-приема товарной нефти // Нефтяное хозяйство - 2004. - №12 - с 107-108.

10 Авторское свидетельство на изобретение № 1810795 «Устройство для измерения водосодержания нефти».

11 Мурыжников А.Н, Мамонов Ф А , Бадретдинов А М. Сепарация газа из концентрированных нефтяных эмульсий // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов Тр Игггэр Вып. 64 Уфа «ТрансТЭК» 2005.-е 140-143.

МУРЫЖНИКОВ АЛЕКСАНДР НИКОЛАЕВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ИЗМЕРЕНИЯ, ПЕРЕДАЧИ И ОБОБЩЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Специальность 25 00 17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторож дений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Лицензия на издательскую деятельность № Б848184 от 21 04.99 г. Сдано в набор 03.10.2005 j Подписано в печать 04.10.2005 г Формат 60x84'/,6 Уел печ.л. 1,39. Бумага офсетная Гарнитура Times Тираж 100 экз. Заказ № 05-04. Печать методом ризографии.

Типография ГУП НИИБЖД РБ 450005, Уфа, ул 8 Марта, 12/1.

t I

T

Í

I

у *

I

I

I

I !

i

♦

i

i

i ¡

i

i

i

i

i

i

f

РНБ Русский фонд

2006-4 14887

»17780

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Мурыжников, Александр Николаевич

ВВЕДЕНИЕ

1. СПОСОБЫ ЗАМЕРА ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН И ПРОМЫСЛОВЫЙ ОПЫТ ЭКСПЛУАТАЦИИ СЕРИЙНО ОСВОЕННЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЯ

1.1. О функциональной роли замера продукции и точности измерений в процессе контроля и мониторинга за разработкой нефтяных месторождений

1.2. Современные схемы измерения дебита и обводнённости пластовой жидкости на скважинных и групповых замерных установках

1.3. Анализ промыслового опыта эксплуатации технических средств измерения дебитов пластовых флюидов 18 Выводы

2. ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ЭМУЛЬГИРОВАННОЙ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН НА ТОЧНОСТЬ ЗАМЕРЯЕМЫХ ПАРАМЕТРОВ

2.1. Связь ошибки измерения обводнённости нефти с дисперсным составом эмульгированной попутно-добываемой воды

2.2. Лабораторный стенд и результаты исследования влияния свободной газовой фазы на замеры обводнённости пластовой жидкости

2.3. Влияние способа эксплуатации скважины на устойчивость и дисперсность образуемых эмульсий обратного типа, поступающих в замерную емкость установки 39 Выводы

3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЙ ПОДГОТОВКИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН ПЕРЕД ИЗМЕРЕНИЕМ, А ТАКЖЕ НОВЫХ СПОСОБОВ ЗАМЕРА ДЕБИТОВ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ 45 3.1. Технология дестабилизации стойких нефтяных эмульсий на входе в измеритель

3.1.1. Выбор реагентов - деэмульгаторов для ввода в поступающую жидкость

3.1.2. Схема подачи деэмульгатора и результаты опытно - промышленных испытаний замерных установок с предварительным разрушением эмульсии.

3.2. Разработка новых способов измерения дебитов скважин

3.2.1. Способ измерения обводнённости нефти

3.2.2. Измерители на базе серийно - выпускаемых АГЗУ

3.2.3. Анализ погрешности определения дебита, обводненности и газосодержания трехфазным измерителем 77 Выводы 80 4. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ ПЕРЕДАЧИ ПАРАМЕТРОВ ДОБЫЧИ НЕФТИ (НА ПРИМЕРЕ ОБЪЕКТОВ НЕФТЕДОБЫЧИ АНК «БАШНЕФТЬ»)

4.1. Анализ текущего состояния систем автоматики и телемеханики нефтепромысловых объектов

4.2. Разработка системы радиотелемеханики объектов нефтедобычи на основе технологии передачи данных стандарта GSM - 1800/GPRS

4.3. Технология передачи данных о параметрах объектов нефтедобычи системами радиотелемеханики

4.4 Телеметрический комплекс «Мега»

4.5 Программное обеспечение системы телемеханики «Мега» 113 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 117 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование методов измерения, передачи и обобщения параметров продукции нефтяных скважин"

Актуальность темы

Одними из важнейших параметров мониторинга и контроля за разработкой нефтяных месторождений являются дебиты добываемых скважин, их обводнённость и текущий газовый фактор. Замеры этих параметров позволяют получить ценную информацию о состоянии разработки залежи нефти в целом, призабойной зоны пласта, непосредственно скважины и насосного оборудования.

Наиболее распространенным средством измерения дебитов скважин являются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). Они показали достаточно высокую точность измерения дебитов жидкости (± 6%) при значениях более Зм3/сут. При меньших дебитах погрешность измерений резко возрастает и замеры дебитов менее 1м /сут. становятся невозможными. Кроме того, существующие АГЗУ не позволяют производить замеры обводнённости нефти и газосодержания.

В последние десятилетия разработаны и серийно выпускаются технические средства измерения дебитов добывающих скважин, обводнённости и газового фактора. К таковым, прежде всего, относятся выпускаемые серийно установки «Асма» и «Квант». Несмотря на отличия, обеим установкам присущи значительные ошибки при измерении дебитов.

Важной проблемой мониторинга за разработкой месторождения является передача измеряемых параметров скважин па пункты обработки информации и принятие решения. Эта передача должна осуществляться в режиме реального времени. Устаревшие технологии передачи данных не позволяют достигать оперативности принятия решения и обладают малой надежностью передачи данных. Поэтому создание новых установок измерения дебита скважин и совершенствование технологии измерения является актуальной проблемой.

Цель работы

Совершенствование способа измерения дебитов нефти, газа и воды добывающих скважин, обеспечение получения достоверных и своевременных данных на базе исследования причин возникновения ошибок измерения и недостаточной эффективности работы автоматизированных систем.

Основными задачами исследований явились:

- промысловый анализ достоверности измерения дебитов и обводненности нефти добывающих скважин серийно выпускаемым промышленностью оборудованием;

- исследование причин снижения точности измерения параметров добычи и влияния на нее способов механизированной эксплуатации скважин;

- разработка способов измерения дебитов нефти, газа и воды с предварительной подготовкой пластовых жидкостей перед входом в измерительную установку;

- совершенствование методов автоматизированных измерений на объектах добычи нефти.

Методы решения поставленных задач

Поставленные в диссертационной работе задачи решались проведением комплекса сравнительных промысловых исследований замеров дебита скважин и обводненности нефти выпускаемым промышленностью оборудованием и экспериментальной установкой по изучению влияния газовой фазы на расслоение эмульгированных нефтей.

Научная новизна

1. Установлена корреляционная связь погрешности измерения обводненности нефти в интервале ее изменения 40 . 80%, поступающей в виде высоковязкой эмульсии в замерную установку. С ростом интенсивности эмульгирования нефти в добывающих скважинах возрастают ошибки измерения обводненности продукции, а также дебита жидкости.

2. Лабораторными исследованиями установлено негативное влияние свободного газа в стойких нефтяных эмульсиях обратного типа на их расслоение, вызванное защемлением газовых пузырей в плотноупакованном межканальном пространстве.

3. Показано влияние способов эксплуатации добывающих скважин на устойчивость и дисперсность образуемых эмульсий, поступающих в емкости измерительных установок.

4. Обоснованы наиболее эффективные реагенты - деэмульгаторы, позволяющие предварительно разрушать образующиеся в скважинах высокодисперсные эмульсии до их поступления в измерительные установки.

Основные защищаемые положения.

1. Результаты анализа погрешности измерений продукции добывающих скважин выпускаемыми промышленностью техническими средствами замеров.

2. Технология дестабилизации нефтяных эмульсий перед входом в замерную емкость измерительных аппаратов технических средств.

3. Способ измерения параметров трехфазной продукции нефтяных скважин на базе серийно выпускаемых автоматизированных групповых установок.

4. Система радиотелемеханизации нефтепромысловых объектов, обеспечивающая передачу данных измерения продукции скважин в режиме реального времени.

Практическая ценность работы

1. Выполнены анализ промыслового опыта эксплуатации технических средств измерения продукции скважины, выпускаемых промышленностью, показавшим значительную погрешность замеров дебита и обводненности скважин в интервалах изменения обводненности 40 . 80%.

2. Разработана технология и проведены промышленные эксперименты повышения точности измерения продукции скважин предварительным разрушением эмульсий перед входом в замерные емкости установок путем подачи реагентов - деэульгаторов в период замера.

3. Разработан принципиально новый способ измерения количества газа, нефти и воды на базе существующей автоматизированной групповой замерной установки «Спутник», основанный на использовании процесса регистрации отраженных сигналов от поверхности раздела фаз водонефтяных смесей.

4. Разработана система автоматизированной передачи данных измерений продукции скважин на базе радиотелемеханизации объектов добычи нефти и использования единой GSM - сети.

Апробация работы

Основные результаты исследований, представленных в работе, докладывались на:

- заседаниях технических советов АНК «Башнефть» в период с 2000 по 2005г.г;

- на IV конгрессе «Нефть-газ 2003», секция автоматизации и метрологии, доклад «Распределенная АСУ ТП установок подготовки нефти»;

- на VI конгрессе «Нефть-газ 2005», секция автоматизации и метрологии, доклад «Построение систем ТМ нефтедобычи на GSM».

Публикации

Основное содержание изложено в 13 научных работах, в том числе в 9 статьях, 2 тезисах к докладам, 2 патентах РФ. В работах, написанных в соавторстве с коллегами, соискателю принадлежит общее руководство, постановка задач исследований, разработка технологий, проведение, анализ и обобщение экспериментальных исследований.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Мурыжников, Александр Николаевич

Выводы.

1. Выполнен анализ точности измерения параметров продукции добывающих скважин техническими средствами, выпускаемыми промышленностью. Установлена значительная (до 100% и более) погрешность измерения дебита жидкости скважин, обводненности нефти и газового фактора в интервале обводненности 40.80%, обусловленная образованием в подземном оборудовании скважины стойких эмульсий обратного типа, препятствующих сепарации свободной газовой фазы.

2. Лабораторными исследованиями установлено увеличение погрешности измерения обводненности нефти с повышением интенсивности эмульгирования пластовых флюидов в скважинах. Показано, что присутствие окклюдированного газа в эмульсиях замедляет отстой водной фазы, причем тем сильнее, чем выше обводненность нефти до значений, соответствующих инверсии фаз.

3. Разработана и испытана в промысловых условиях технология дестабилизации эмульгированных нефтей перед входом в измерительные емкости технических средств. Обоснован выбор наиболее эффективных реагентов - деэмульгаторов, способных разрушать стойкие эмульсии до их поступления в емкости измерения.

4. Разработан ' новый способ измерения параметров продукции обводненных нефтяных скважин на базе широко применяемых на промыслах АГЗУ «Спутник», основанный на отсечении определенного объема поступающей продукции, ее отстоя и последующего измерения содержания всех 3-х фаз с помощью регистрации прохождения в них электромагнитных волн.

5. Разработана система радиотелемеханизации нефтепромысловых объектов, позволяющая в режиме реального времени осуществлять передачу данных измерения параметров добычи нефти на диспетчерские пункты для принятия соответствующих решений. Экономический эффект от внедрения системы в 2000.2004 г.г. по АНК «Башнефть» составил 205900 тыс. руб.

117

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Мурыжников, Александр Николаевич, Уфа

1. Каплун В.А., Браммер Ю.А., J1.xoDa С.П., Шостак В.А. Радиотехнические устройства и элементы радисисем. - М.: Высшая школа, 2002- 17 с.

2. Кремлевский П.П. Книга первая Расходомеры и счетчики количества вечеств. Санкт-Петербург.: Политехника, 2002. - 250 с.

3. Кремлевский П.П. Книга вторая Расходомеры и счетчики количества вечеств. Санкт-Петербург.: Политехника, 2004. - 245 с.

4. Демирчян К.С., Неймен J1.P., Коровкин Н.В., Чечурин B.J1. Теоретические основы электротехники. Том 1 Санкт-Петербург.: Питер, 2004. -238 с.

5. Демирчян К.С., Неймен JI.P., Коровкин Н.В., Чечурин B.JI. Теоретические основы электротехники. Том 2 Санкт-Петербург.: Питер, 2004. -21 с.

6. Измеритель неоднородностей линий Р5-10. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. М.: Внештогиздат, 1990 - 11 е.

7. Байков Н.М., Колеников Б.В., Челнянов П.И. Сбор, транспорт и подготовка нефти. М.: Недра, 1975. - 83 с.

8. Осадчий А.П. Принцмпы агрегатирования при обеспечении народного хозяйства датчиковой аппаратурой. Приборы и системы управления №4., 1986 г.

9. Балакирев Ю.А., Капушак J1.B., Слепян Е.А. Оптимальное управление процессами нефтедобычи. Киев: Техника, 1987. - 148 с.

10. Ю.Бершанский Я.М., Кулибанов В.Н., Мееров М.В., Першин О.Ю. Управление разработкой нефтяных месторождений /Под ред. М.В. Меерова. -М.: Недра, 1983. 309 с.

11. Н.Бонкарев Ю.М. Современные проблемы производства датчиков технологических параметров. Приборы и системы управления №6. 1990 г.

12. Семенов Ю.П. Датчнковая аппаратура в ракетно-космической технике. Приборы и системы управления №10. 1990 г.

13. Мокров Е.Л. О тенденциях развития датчиков специального назначения. Приборы и системы управления №10. 1990 г.

14. М.Орнатский Л.П., Туз Ю.М, Интеллектуальные измерительные комплексы. Приборы и системы управления №7, 1989 г.

15. Ильин В.А. Телеконтроль и телеуправление. М.: Энергия, 1969.-344 с.

16. Исакович Р. Я. Технологические измерения и приборы. М.: «Недра», 1979г.-344 с.19.0рнатский П.П. Автоматические измерения и приборы. Киев: Вища школа.- 1980 Г.-560 с.

17. Атабеков Г.Н. Основы теории цепей. М.: Энергия, 1969. - 424 с.

18. Форсайт Дж., Мальком М., Моулер К. Машинные методы математических вычислений. М: Мир. 1980 г.

19. Низе В.Э., Антика И.В. Справочник по техническим средствам автоматики. М: Энергоатомиздат. 1983. - 504 с.

20. Туричин A.M. Электрические измерения неэлектрических велечин. М. -Л.: Энергия. 1966.-690 с.

21. Вальков В.М., Вершин В.Е. Автоматизированные системы управления технологическими процессами. Л.: Машиностроение. 1973. - 160 с.

22. Василевский В.Н., Петров А.И. Техника и технология определения параметров скважин и пластов. М.: Недра. 1989. -271 с.

23. Алексеев Г.А., Мухаметгалеев P.P. Изучение структуры образования эмульсий в глубиннонасосных скважинах // Вопросы добычи нефти на промыслах Башкирии. Уфа: Башкнигоиздат, 1968. с. 75-81.

24. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.III. Предупреждение осложнений при добыче обводненной нефти. Уфа: Башкнигопздат, 1987. 167 с.

25. А.С. 747982 СССР, МКИ Е21В 43/00. Стенд для исследования процесса образования эмульсий /М.Д. Валеев, Р.С. Хакимов, К.Р. Уразаков и др. (СССР); №2576197/22-03; Заявл. 25.01.78; Опубл. 15.06.80.

26. А.С. 848598 СССР, МКИ Е21В 43/00. Способ внутрискважинной деэмульсации нефти/О.М. Юсупов, М.Д. Валеев, Ф.А. Гарипов и др. (СССР); №2801636/22-03; Заявл. 27.07.79; Опубл. 23.07.81.

27. Валеев М.Д., Хасанов М.М. Глубиннонасосная добыча вязкой нефти. Уфа. Башкнигопздат. 1991.

28. Валеев М.Д. Добыча высоковязкой нефти на месторождениях Башкирии //Тематич. научн.-техн. обзор: сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. 1985 Вып. 2(91). 40 с.

29. Валеев М.Д. Метод предупреждения эмульгирования нефти в скважинах //Проблемы нефти и газа: Тез. докл. Респ. Научн.-техн. конф. Уфа, 1988. с.29-30.

30. Валеев М.Д. Об основных закономерностях эмульгирования нефти в скважинах//Депонированная рукопись. М.:ВНИИОЭНГ. №1388, нг 87.

31. Валеев М.Д. Технология предупреждения эмульгирования нефтей в скважине //Вузовская наука научн.-техн. прогрессу: Тез. докл. Респ. научн.-техн. конф. Уфа. 1986.

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

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

34. Гарипов Ф.А., Валеев М.Д., Фазлутдинов И.А. Оценка эмульгирующей роли газа в обводненных скважинах //Нефтепромысловое дело: Научн.-техн. информ. сб. М.: ВНИИОЭНГ. 1981. №3. с. 12-14.

35. Гиниятуллин И.И., Митрофанов А.З. Критическая обводненность нефтяной эмульсии при обращении фаз. // Нефтепромысловое дело: Научн.-техн. информ. сб. М.: ВНИИОЭНГ. 1982. №7. с. 39-40.

36. Исследование закономерностей эмульсеобразования /Мирошниченко О.А., Кутова А.А., Клименко А.Н. и др. //Газовая промышленность. 1978. №4. с. 35-39.

37. Исследование стойкости эмульсий на промыслах. /Байков Н.М., Бенин С.Д., Клугман И.Ю. и др. //Нефтяное хозяйство. 1971. №8. с. 61-63.

38. Лебедев С.А., Яхин С.Г., Пряжевских В.А. Определение места образования эмульсий в эксплуатационных скважинах // Нефтепромысловое дело: Научн.-техн. информ. сб. М.: ВНИИОЭНГ. Вып. 3. 1963. с. 20-22.

39. Мамлеев Р.А., Валеев М.Д., Комарова Н.М. Дисперсный анализ агрегативно-неустойчивых эмульсий, отбираемых под давлением //Нефтепромысловое дело: Научн.-техн. информ. сб. М.: ВНИИОЭНГ. 1979. №10. с. 39-42.

40. Мищенко И.Т. Некоторые вопросы совершенствования механизированных способов добычи нефти //Тематич. научн.-техн. обзор: Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. 1978. 44 с.

41. Пат. США №3247902, НКИ 166-42. Предупреждение образования эмульсии при добыче нефти. Заявл. 13.11.62; Опубл. 26.04.66.

42. Подбор деэмульгаторов для разрушения стойких высоковязких нефтяных эмульсий с повышенным содержанием механических примесей /Хамидуллнн Ф.Ф., Тронов В.П., Хамндуллин Р.Ф. и др. //Нефтяное хозяйство 1991. №1 с.40-41.

43. Предупреждение образования эмульсий при добыче и сборе нефти /Репин Н.Н., Юсупов О.М., Валеев М.Д., Карпова И.К. //Тематич. научн.-техн. обзор: Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. 1979. 59 с.

44. Сельский JT.A. Об основных закономерностях образования и разложения эмульсий и о простейшем способе деэмульсации нефти //Нефтяное хозяйство. 1964. №4. с. 61-65.

45. Соломыков В.А. Условия образования эмульсий на нефтепромыслах и влияние дисперсности водонефтяной эмульсии на процесс деэмульсации // Тр. института Гипровостокнефть. 1967. Вып. 10. с. 122-127.

46. Харьков В.А. Эксплуатация обводненных скважин. Казань: Таткнигоиздат. 1967. 79 с.

47. Шарипов Л.М. Совершенствование внутрискважинной деэмульсации при добыче высоковязкой нефти //Нефтепромысловое дело: Научн.-техн. ипформ. сб. М.: ВНИИОЭНГ. 1981. Вып. 8. с. 35-36.

48. Composite catalog of oil field equipment and services, Published by World oil. 1986-1987.

49. Herbeck E.F., Heint R.S., Hastings J.R. J. of Petrol. Eng. 1977. -Vol. 49, numb.2.-P. 40, 44, 46, 49, 52, 56.

50. Lea J.F., Winkler H.W. What's new in artifical lift // World oil 1989, -Vol. 208, numb. 5. -P.30-34, 36,38, 40.

51. Lea J.F. What's new in artifical lift // World oil 1985, -Vol. 200, numb. 6. -P.39-40.

52. Ryalty M.L. Development of a new downhole pumping system // J.Petrol. Technol.-l983.-Vol.35, numb. 10.-P. 1709-1718.

53. Srivastava R., Narasininamirty G. Hydrodinamics of non newtonial two-phase flow in pipes //Chem.Eng.Sc., -1973.-Vol.28, numb.2.-P.553-558.

54. Позднышев Г.П. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий. М.: Недра, 1982. 221 с.

55. РД 39-00147275-035-98 Методика определения дебита скважин с применением передвижной установки «Квант». Уфа. Башиииииефть. 1998. 17 с.

56. РД 39Р-0135648-010-92. Методика выполнения измерений продукции скважин установкой УИДС. Уфа. Бапшипинефть. 1992. 21 с.

57. Абрамов Г.С., Сахаров В.М., Зимин М.И. Нефтяные измерительные установки. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности.-М.: ВНИИОЭНГ. 1998. -№9-10.-с. 8-9.

58. Авторское свидетельство на изобретение №1810795 «Устройство для измерения влагосодержания нефти».

59. Амерханов И.М., Рейм Г.Д. и др. Передвижная установка для замеров газовых факторов на промыслах. М.: ВНИИОЭНГ. /Экспресс информация. Сер. Нефтепромысловое дело, 1986. - Вып. 6.

60. ЛСМЛ РИТЭК Машиностроение РИТЭК - нефтяникам. Нефтепромысловое дело, 1998. - №9-10. - с. 34.

61. ГОСТ 33-82. Нефть и нефтепродукты. Методы определения кинематической и динамической вязкости.

62. ГОСТ 3900-85. Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.

63. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин. М.: Недра. 1971 г. -207 с.

64. Отбор поверхностных проб нефти и газа из нефтяных и газовых скважин, нефтяных и газовых сепараторов из промысловых нефте- и газопроводов: Методическое руководство /Баш11ИПИнефть, Леванов Ю.Б., Галеева Р.К., Ведерников В.А. г. Уфа, ОНТИ, 2000 11 с.

65. Пат. РФ № 2133826, МКИ6 Е21В47/00, Установка для определения дебита продукции скважин./ Хазиев Н.Н., Газизов М.Г., Хазиев В.Н. №98100130/03 27.07.99. Бюл.№21.

66. Пат. РФ. №2116442, МКИ6 Е21В47/00, Устройство для определения дебита продукции нефтяных скважин. Белов В.В., Трубин М.В., №97118165/252707.98. Б юл. №21.

67. Пат. РФ. №2125651, МКИ6 Е21В47/00, Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин. Давлетбаев Р.Ф., Демакин Ю.П. j\ii97109497/032701.99. Бюл. №3.

68. РД 39-0147035-225-88 Инструкция по определению газовых факторов количества растворенного газа, извлекаемого вместе с нефтыо из недр. М.: ВНИИ.-1988.- 19 с.

69. РД 39-0148306 Единая система система учета нефтяного газа и продукции его переработки от скважин до потребителя. Краснодар. — ВНИПИгазпереработка. 1987.-65 с.

70. Рекомендации по применению газовых факторов но месторождениям АНК «Башнефть» на 1996-2000 гг., БашНИПИнефть, ОНТИ. 1995-31 с.

71. Рекомендации по применению газовых факторов по месторождениям ПО Башнефть. БашНИПИнефть, ОНТИ. 1991 - 16 с.81 .Свидетельство на полезную модель №29961 «Установка для измерения параметров двухфазного потока».

72. А.Н. Мурыжников, О.Д. Тахаутдинов, И.М. Ахметгалин. Опыт эксплуатации автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии «Телескоп+» в АНК «Башнефть» // Мефтяное хозяйство №4 (4) 2002 г. с 101-103.

73. А.Н. Мурыжников, С.Ю. Смекалин. АРМ «Геолог» нефтегазодобывающего управления // Нефтяное хозяйство №9 1992г. с. 44-45.

74. А.II. Мурыжников, В.Н. Сафонов, А.А. Мурыжников. Распределенная автоматизированная система управления технологическими параметрами// Нефтяное хозяйство №10 2004г. с. 127-129.

75. А.Н. Мурыжников, В.Н. Сафонов, Н.Ф. Хатмуллин. Система радиотелемеханизации объектов нефтедобычи на основе технологии передачи данных стандарта GSM-1800/GPRS // Нефтяное хозяйство №10 2003г. с. 50-51.

76. Н. Мурыжников, А.К. Галлеев Информационный экран коллективного пользования // Нефтяное хозяйство № 12(12) 1988 г. с. 64-67.

77. Ф.Х. Хатмуллин, Ш.Г. Исланов, А.Н. Мурыжников. Система тестового обучения и контроля знаний правил техники безопасности в НГДУ «Чекмагушнефть» // Нефтяное хозяйство №4 1990 г. с. 70-71.

78. А.Н. Мурыжников, Ф.Х. Хатмуллин, Е.И. Крюков. Программно-технический комплекс «АРМ диспетчера ЦДНГ на основе АВУ386ТМ» // Нефтяное хозяйство №5 (5) 1997 г. с. 53-57.

79. А.Н. Мурыжников, В.Н. Сафонов, А.А. Мурыжников. АСУ ТП пунктов сдачи-приема товарной нефти // Нефтяное хозяйство №12 2004 г. с. 107-108.

80. Рекомендация. Государственная система обеспечения единства средств измерений. Узел учета нефти с турбинными преобразователями расхода. Методика определения суммарной погрешности. МИ 312.01.- Казань: Госстандарт России. ГНМЦВНИИР. 1995 г.