Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование одновременно-раздельной эксплуатации пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование одновременно-раздельной эксплуатации пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений"

На правах рукописи

¿О

ЗАББАРОВ РУСЛАН ГАБДЕЛРАКИБОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЛАСТОВ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

003472956

Бугульма - 2009

003472956

Работа выполнена в Инженерном центре ОАО «Татнефть»

Научный руководитель: доктор технических наук, с.н.с.

Тарифов Камиль Мансурович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, с.н.с.

Габдуллин Рафагат Габделвалиевич

кандидат технических наук Бадретдинов Атлас Мисбахович

Ведущее предприятие:

Общество с ограниченной ответственностью «РОСНЕФТЬ - УФАНИПИНЕФТЬ»

Защита диссертации состоится 18 июня 2009 г. в 1600 часов на заседании диссертационного совета Д.222.018.01. в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть» по адресу: 423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М.Джалиля, д. 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Татарского научно-исследовательского и проектного института нефти.

Автореферат разослан_мая 2009 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

кандидат технических наук

Львова И.В.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ) применяется с целью повышения технико-экономической эффективности разработки за счет совмещения эксплуатационных объектов и осуществления при этом посредством специального оборудования контроля и регулирования процесса отбора запасов отдельно по каждому объекту.

Преимущества метода ОРЭ следующие:

1. Практически в два раза сокращаются затраты на строительство скважин.

2. Снижаются затраты на обустройство месторождений.

3. Снижаются потребности в добывающем оборудовании.

4. Приобщаются к разработке непромышленные запасы нефти.

5. Повышаются темпы ввода месторождений в разработку вследствие сокращения сроков разбуривания и обустройства месторождений.

С начала 80-х годов началось активное освоение карбонатных залежей, часто совпадающих в плане с нижезалегшощими разрабатываемыми пластами. Появилось много скважин, вскрывающих пласты разных отложений, характеризующихся большим разнообразием параметров и свойств их продукции. Анализ нефтяных месторождений Татарстана показывает, что большинство из них являются многопластовыми. Совместная разработка одним фильтром, как правило, приводит к потере суммарного дебита на 20-40 %. При этом нефтяные месторождеши ОАО «Татнефть» находятся на поздней стадии разработки, характеризующейся низкими дебитами и газовым фактором, высокой обводнённостью продукции и полностью механизированной добычей, поэтому простые технологические схемы ОРЭ, характерные для фонтанной эксплуатации, не применимы. Появление новых высоконадежных технических средств (пакеров, скважинных насосов, средств контроля) повышает работоспособность схем ОРЭ. Поэтому использование ОРЭ на многопластовых месторождениях Татарстана весьма актуально и своевременно.

Цель диссертационной работы. Повышение эффективности добычи нефти в ОАО «Татнефть» на поздней стадии разработки нефтяных месторождений применением одновременно-раздельной эксплуатации нескольких объектов одной скважиной.

Основные задачи исследовании:

1. Анализ существующих технологических схем и нх классификация.

2. Исследование работы технологических схем для ОРЭ.

3. Разработка методов определения дебитов, забойных давлений, об-водненностей пластов при ОРЭ.

4. Оценка перспектив применения ОРЭ в ОАО «Татнефть».

5. Разработка новых технологических схем для ОРЭ.

6. Оценка влияния широкого внедрения ОРЭ на показатели работы ОАО «Татнефть». Экономическая эффективность от внедрения ОРЭ в ОАО «Татнефть».

Методы решения задач. Теоретические и экспериментальные промысловые исследования, анализ и обобщение результатов применения.

Научная новизна работы

1. Разработана классификация технологических схем ОРЭ применительно к поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

2. Получена функциональная зависимость для обводнённости продукций пластов от их дебитов, а также обводнённости и дебитов скважины на разных режимах откачки при использовании однолифтовой схемы ОРЭ.

3. Установлен и обоснован ступенчатый характер изменения нагрузки на колонну штанг в цикле нагнетания при подключении к приему скважин-ного штангового насоса другого пласта при эксплуатации скважин с применением однолифтовой штанговой схемы ОРЭ.

4. Разработана методика определения давлений на приеме насоса и забое, в т.ч. в подпакерном пространстве, при одновременно-раздельной эксплуатации пластов по фактической динамограмме на основе динамической модели штанговой установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов и гидродинамической модели газожидкостного потока в нижних трубах и в стволе скважины, комплексно учитывающей изменение физических свойств флюида.

5. Новизна четырёх технических решений, созданных при выполнении работы, подтверждена патентами.

Защищаемые положения

1. Классификация технологических схем ОРЭ применительно к поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

2. Методики определения обводнённостей продукций пластов: перенастройкой работы установки на эксплуатацию одного нижнего пласта и расчётная.

3. Метод определения дебитов пластов по динамограмме.

4. Обоснование допустимого уменьшения наружного диаметра соединительных муфт насосно-компрессорных труб (НКТ) в двухлифтовых технологических схемах ОРЭ.

5. Методика расчета забойного давления подпакерного пласта по динамограмме.

6. Новые технологические схемы для ОРЭ.

Практическая значимость

1. Промысловыми исследованиями с использованием глубинных манометров доказана работоспособность однолифтовой технологической схемы с дополнительным боковым клапаном.

2. Теоретическими расчётами и стендовыми испытаниями обосновано использование насосно-компрессорных труб (НКТ) с уменьшенным диаметром муфт в двухлифтовых схемах ОРЭ.

3. Разработаны новые технологические схемы скважинных насосных установок и двухствольная устьевая арматура, которые применяются в промышленных масштабах в ОАО «Татнефть».

4. Разработана «Временная инструкция по гидродинамическим методам исследовании скважин, оборудованных установкой для одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов», в которую включены разработанные методики исследований дебитов, забойных давлений и обводненности. Инструкция утверждена в качестве руководящего документа в ОАО «Татнефть» (РД 153-39.0-575-08).

5. Разработана «Методика проведения работ по определению обводнённости продукции объектов скважин, эксплуатируемых однолифтовыми установками ОРЭ (ШГН), путём отключения от работы одного из пластов изменением диапазона хода плунжера».

Апробации работы. Основные положения работы докладывались: на 3-ей, 4-ой н 6-ой международных практических конференциях и выставке «Механизированная добыча» (г, Москва, 2006, 2007 и 2009 гг.); на научно-технической конференции РГУ нефти и газа им. И.М.Губиша, посвященной его 75-летшо (г. Москва, 2005 г.); на семинарах главных инженеров ОАО «Татнефть» (2005-2008 гг.).

Публикации. Основные положения диссертации отражены в десяти опубликованных работах, в том числе в трёх патентах на изобретения, одном патенте на полезную модель, одном РД и пяти статьях, две из которых опубликованы в изданиях, рекомендуемых ВАК РФ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения и списка литературы. Работа содержит 129 страниц машинописного текста, 59 рисунков, библиографический перечень из 122 наименований на 13 страницах.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы в условиях поздней стадии разработки нефтяных месторождений ОАО «Татнефть». Разработкой технологий и оборудования для ОРЭ, а также исследованиями при их применении занимались в 50-70-е годы: Максутов P.A., Добро-скок Б.Е., Сафин В.А., Беленький В.Н., Крутиков Б.С., Пономарев К.И., Джа-фаров Ш.Т. В настоящее время: Донков П.В., Шарифов М.З., Леонов В.А., Бадретдинов A.M., Тарифов K.M., Габдуллин Р.Г. и др.

В первой главе приведена оценка перспектив дальнейшего развития ОРЭ в ОАО «Татнефть». В первой части главы изложено геолого-промысловое обоснование применения ОРЭ в ОАО «Татнефть». Отмечено, что большинство нефтяных месторождений содержит больше одного пласта. Многие из них очень сильно отличаются своими геологическими характеристиками и при совместной эксплуатации, будут вырабатываться сильно различающимися темпами. Как правило, значения суммарных дебитов при совместной эксплуатации пластов на 20-40 % меньше потенциально возможных. Из анализа нескольких месторождений по его пропласткам видна целесообразность применения ОРЭ даже в пределах одного горизонта. В целом,

делается вывод об актуальности применения ОРЭ для многопластовых месторождений Татарстана.

Отмечено, что необходимо предусматривать ОРЭ уже на стадии обоснования проектными документами на разработку месторождений. Формировать сетку скважин с учетом использования ОРЭ. По разным оценкам с учетом всевозможных ограничивающих факторов потенциальный объем применения ОРЭ в ОАО «Татнефть» составляет около 3 тыс. скважин.

Приведен анализ технологических схем и конструкций установок для ОРЭ, как отечественных, так и зарубежных. На основе анализа сформулированы задачи исследований.

Во второй главе изложены принципы создания классификации технологических схем и установок для ОРЭ применительно к поздней стадии разработки нефтяных месторождений, рисунок 1. Первоначально все технологические схемы разделяются по функциональному назначению, т.е. добыча и закачка с целью поддержания пластов (ППД), а также их комбинация и другие, близкие к ОРЭ, схемы с использованием двух и более объектов (пластов). Каждая функциональная ветвь технологических схем разветвляется по принципу подъема на поверхность продукций объектов: раздельно или смешанно по одному лифту. При этом разными каналами могут служить несколько лифтовых труб, межтрубное пространство, полые штанги.

Рисунок 1 - Классификация схем ОРЭ применительно к поздней стадии разработки нефтяных месторождений

Технологические схемы с совместным подъемом подразделяются по способу обеспечения раздельных режимов эксплуатации: за счет штуцирова-ния или объемный. К установкам с раздельным режимом штуцирования можно отнести и установки с клапаном, поддерживающим заданное забойное давление в интервале объекта. Объемное разделение осуществляют спаренными насосами, дифференциальными, двойного действия, поочередной эксплуатацией пластов.

Технологические схемы ОРЗ для ППД также делятся на одноканаль-ные, в которых объемы закачки ре1улируются скважшшыми штуцерами, и с раздельными каналами, которые могут быть реализованы параллельными или концентричными колоннами НКТ.

Близкие к ОРЭ технологические схемы включают в себя внутрисква-жинную перекачку воды из водоносного пласта в продуктивный, с цслыо поддержаши пластового давления у последнего, внутрискважшшую утилизацию воды, раздельный подъем нефти и воды.

В третьей главе приведены результаты исследований и совершенствования одно- и двухлифтовых схем для ОРЭ. Однолифтовая схема по классификации относится к технологическим схемам с совместным подъемом и объёмным разделением режимов работы разделённых пакером пластов, содержит штанговый насос, рисунок 2, с дополнительным всасывающим клапаном, установленным па боковой поверхности цилиндра и пакер, разделяющий пласты, рисунок 2а. При движении плунжера вверх в цилиндр сначала поступает продукция нижнего пласта через основной всасывающий клапан, а после прохождения плунжером бокового клапана через него - продукция верхнего пласта. При этом давление на приёме насоса от верхнего пласта должно быть выше, чем от нижнего, это обеспечит закрытие основного всасывающего клапана. Если по условиям эксплуатации, наоборот, давление на приёме насоса от нижнего пласта должно быть выше, то установку собирают по схеме, приведённой на рисунке 26. В ней боковой всасывающий клапан соединён каналом с подпакерной зоной, а основной сообщён с верхним пластом. Т.е. боковой клапан всегда нужно сообщать с областью более высокого давления на приёме насоса.

Принцип действия, несмотря на техническую простоту установки, не прост для восприятия и не очевиден. Поэтому на опытных установках были проведены в течение двух месяцев исследования работы установок в двух скважинах № 2046 НГДУ «Ямашнефть» и № 440 НГДУ «Бавлынефть», оснащенных автономными глубинными манометрами. При исследованиях производили изменения режимов работы установок: меняли длину хода и число качаний с измерением дебитов на разных режимах.

На рисунке 3 приведены барограммы, записанные в скважине № 2046 на различных режимах работы установки. Видно, что установка обеспечивала разные забойные давления для каждого пласта на всех установившихся режимах работы пластов (горизонтальные участки).

На рисунке 4 показана динамограмма, снятая на этой же скважине. На ней хорошо вндна ступенька после прохождения бокового клапана - нагруз-

а б

Рисунок 2 - Однолифтовая схема ОРЭ

ка снижается, т.к. забойное давление у верхнего пласта больше. Аналогичные барограммы и динамограммы были получены и по скв.№ 440.

Рисунок 3 - Барограммы, записанные в скважине № 2046

На рисунке 5 продемонстрирована возможность регулирования параметров работы установки - на динамограмме Б, плунжер приподнят на 0,25 м выше, чем при замере динамограммы А, т.е. уменьшен отбор из нижнего пласта. По динамограммам хорошо видно, что участок с большой нагрузкой укоротился и уменьшилась разница нагрузок между участками, т.е. сблизились значения забойных давлений.

Далее изложена разработка методов определения дебитов по каждому из пластов. Предложены два метода. Первый основан на том, что после остановки насоса в скважину в течение некоторого времени продолжается тот же приток из пласта, что и при установившейся работе насоса, т.к. забойное давление меняется не мгновенно. Поэтому, замерив, уровни жидкости в

т

1Л^-

/

---у..

6

Рисунок 4

Рисунок 5

межтрубном пространстве, за какой-то промежуток времени, можно определить дебит верхнего пласта, а затем, как разницу от общего - дебит нижнего пласта. Дебит жидкости по верхнему пласту определяется, как среднеарифметическое по нескольким замерам согласно следующей формуле:

где //¿-динамический уровень при каждом замере;

А/, - время, прошедшее с момента остановки привода до замера;

F - площадь поперечного сечения межтрубного пространства.

Или, построив по замеренным точкам часть кривой восстановления давления, осуществить расчет дебита по программе обработки КВД ТатНИПИ-нефть, внедренной в среду «АРМИТС».

Метод не применим при наличии утечек из НКТ или через клапаны.

Второй метод основан на использовании динамограммы, по которой определяют соотношение дебитов, по соотношению длины участков до и после ступеньки на динамограмме, рисунки 4 и 5. Затем общий дебит, определенный на ГЗУ или дебитомером на скважине, например, с помощью СКЖ, делят в этих пропорциях по пластам.

В следующем разделе главы изложена разработка методов определения величин обводнённости пластов, их также предложено два. Первый основан на расчетном методе из допущения, что величина обводнённости мало меняется при изменении режима работы насосной установки. Для его применения установку, работающую на установившемся режиме, переводят на другой режим, предварительно замерив дебиты пластов и общую обводнённость продукции скважины. Затем на новом установившемся режиме производят те же замеры и вычисляют величины обводнённости продукций пластов по следующим формулам:

4*2-1*-—-V?Г Чс1

И'в --^--(2),

4.2-— -<1е1

<1н1

V. (3)

(1н1

где (¡1 - общий дебит жидкости при первом режиме;

д„1 - дебит жидкости верхнего пласта при первом режиме; - дебит жидкости нижнего пласта первом режиме;

q2 - общий дебит жидкости при втором режиме;

Чвг - дебит жидкости верхнему пласту при втором режиме;

дн2 - дебит жидкости нижнего пласта при втором режиме;

\Ув - величины обводнённости продукции верхнего пласта;

\Ун - величины обводнённости продукции нижнего пласта.

Второй метод основан на том, что установка позволяет отрегулировать её таким образом, что нижний конец плунжера не будет доходить до боково-

го клапана, что исключит из работы установки верхний пласт, и на поверхность будет поступать продукция только нижнего или, если скважина работает по обратной схеме (рисунок 26), верхнего пласта. При этом главным условием достоверности исследований является сохранение величины дебита этого пласта у перенастроенной установки. Поэтому сначала определяют дебит пласта одним из изложенных выше методов и приходящуюся на этот дебет часть длины хода. Для достоверного определения обводнённости после переналадки должно остаться без изменений произведение l¡-ni=const, где U - длина хода, приходящаяся на дебит пласта;

n¡- число качаний.

Определяют необходимое число качаний после наладки:

In,

пг =

где 1ск - длина хода станка-качалки, требуемая для того чтобы плунжер ходил меяеду основным и боковым клапанами;

п2 - число качаний, обеспечивающее заданный дебит.

С выбранными параметрами запускают установку и после выхода на режим стандартными методами определяют обводнённость пласта. Затем вычисляют обводнённость второго пласта по формуле:

у, -К-вс-ъ-е.

* (а-ал ; (4)

где Wc - обводнённость при работе двух объектов;

W„ - обводнённость объекта, подключенного к основному клапану насоса;

Qc - суммарный дебит по жидкости;

Q„ - дебит объекта, подключенного к основному клапану насоса.

Далее изложены результаты совершенствования двухлифтовой установки для ОРЭ.

Двухлифтовая схема, рисунок 6, содержит пакер 1, разделяющий пласты, две колонны насосно-компрессорных труб: длинную 2 и короткую 3, соединенных для предотвращения движения относительно друг друга параллельным якорем 4, два штанговых насоса 5, двухствольную устьевую арматуру 6, два станка-качалки 7. Продукции пластов затем поступают в одну сборную линию, если их смешение допустимо, или транспортируются раздельно. Установка позволяет применять и вставные, и трубные насосы, хотя предпочтительнее применение вставных, т.к. они позволяют ремонт и обслуживание насосов без извлечения лифтовых колонн и пакера. Применение параллельных лифтовых колонн вносит некоторые ограничения поперечных размеров насосов, что ограничивает производительность установки.

Изучение импортного оборудования показало, что устьевая арматура слишком сложная, а параллельный якорь хоть и не сложен, но дорогой. Пакер «Lokset» фирмы «Baker» имеет примерно такие же характеристики, что и М1-Х, производимый ОАО «Татнефть» совместно со «Smith International». Причем все оборудование было разработано только для эксплуатационной

10

колонны (ЭК) 168 мм и выше. Наша устьевая арматура была разработана для 168 и 146 мм ЭК.

На рисунке 7 изображена схема разработанной нами устьевой двухствольной арматуры.

Устьевая двухствольная арматура содержит трубодержатель 1 первого ряда труб (длинная колонна) и трубодержатель 2 второго ряда труб (короткая колонна).

\

СЮ-

г

1Д1

ш

Рисунок 6 - Двухлифтовая схема ОРЭ Рисунок 7 - Устьевая арматура

Далее приведены исследования по применимости муфт НКТ уменьшенного диаметра в двухлифтовых установках. Диаметр муфт НКТ 60 по ГОСТ 633-80 составляет 73 мм. Если их использовать в скважинах со 168 мм ЭК, внутренний диаметр которых обычно находится в пределах 148-153 мм, спуск будет весьма затруднителен и может приводить к авариям. Поэтому иссследованиями обоснована возможность применения соединительных муфт с уменьшенным до 69 мм наружным диаметром с фасками на торцах шириной более или равными ширине выступа муфты над трубой.

Теоретические расчёты провели по следующим параметрам: предельная осевая cima, предельное внутреннее избыточное давление, предельное наружное избыточное давление, сопротивление смятию торца муфты. Коэффициенты снижения предельных нагрузок для осевой растягивающей силы и внутреннего избыточного давления несущественны и не оказывают серьёзного влияния на прочность муфтового соединения и равны 1,17. Сопротивление смятию торца муфты об элеватор сохраняется только при ширине фаски более или равной 2 мм, это надо учитывать при выборе типа элеватора при спуско-подъёме труб с уменьшенной муфтой и работать, предпочтительно, с клиновым захватом по трубе.

Стендовые испытания состояли из двух частей: опрессовка высоким давлением и испытание на растяжение до разрыва муфтового соединения. Испытания на растяжение проводили на разрывной машине Р-1000 с максимально развиваемым усилием 100 КН на восьми образцах, два из которых были изготовлены из стали группы «К», а шесть - из группы «Д». Результаты испытаний приведены в таблице 1. При выходе резьбы ниппеля из муфты, изменялись геометрические размеры и форма резьбовой части ниппелей. У муфт происходило повреждение резьбы, размеры и форма муфт сохранялись.

Таблица 1

№ образца Испытательные гидравлические давления, МПа Страгивающие нагрузки, кН Характер повреждения

ГОСТ, ТУ Фактич.

Д10 44 (герметично) 162 428 Обрыв резьбовой части ниппеля.

Д20 44 (герметично) 162 422 Выход резьбы ниппеля из муфты.

ДЗО 44 (герметично) 162 410 Выход резьбы ниппеля из муфты.

Д1Н 51,5 (герметично) 196 385 Обрыв резьбовой части ниппеля.

Д2Н 51,5 (герметично) 196 410 Обрыв резьбовой часта ниппеля.

ДЗН 51,5 (герметично) 196 420 Обрыв резьбовой части ниппеля.

КО 57 (герметично) 207 495 Выход резьбы ниппеля из муфты.

КН 65,2 (герметично) 250 500 Обрыв резьбовой части ниппеля.

Испытания показали, что страгивающие усилия остались в пределах, установленных ГОСТ Р 52203-2004. Характер обрывов (нет изменений и повреждений муфты) говорит о том, что муфта имеет достаточный запас прочности.

В четвертой главе приведена методика расчета давления на приеме и забое при одновременно-раздельной эксплуатации скважин штанговыми установками. При одновременно-раздельной эксплуатации нефтяных скважин инструментальное определение забойного давления и давления па приеме насосов затруднительно. Достоверность определения этих параметров обуславливается необходимостью контроля работы насосов и расчета потенци-

альных добывных возможностей пластов. В этой связи для определения забойного давления по фактическим данным при эксплуатации скважины штанговой установкой предлагается двухступенчатая методика:

- определение даатсния на приеме насоса по фактической динамограм-ме моделированием динамики штанговой колонны;

- определение давлений по стволу скважины в интервале прием насоса -забой гидродинамическим моделированием газожидкостного потока в нижних трубах и в стволе скважины.

Для расчета давления на забое верхнего пласта использован следующий метод: при заданных значениях дебита жидкости (<3Ж), давления газа в за-трубном пространстве (), глубины спуска насоса (Нк) строится зависимость динамического уровня от забойного давления //а = / () с учетом изменения физико-химических свойств флюида при изменении температуры и давления, градиента температур флюида, потерь давления на трение и ускорение флюида, сепарации газа на приеме насоса, движения отсепарированно-го газа через неподвижную нефть в затрубном пространстве. Для этого задается серия значений забойного давления:

шах _ шш

Р\ =РТ +(/-0Р' „ ' • ' = 1.2.....N (5)

N-1

из некоторого интервала />'""]. Как правило, принимают = ргл, а = . При каждом значении р\ производится численное интегрирование уравнения перепада давления «снизу-вверх» с начальными условиями р\х И = р\. При х = //„ интегрирование прекращается. При этом, последнее

рассчитанное давление будет являться давлением на приеме насоса />| = р^

или давление на приеме насоса может быть определено по динамограмме. После этого интегрируется уравнение падения давления в затрубном пространстве с начальными условиями р\х н = р[р. Глубина, на которой давление

р становится равным заданному значеншо затрубного давления р1атр, определяет значение динамического уровня.

Соединив точки .....Ы) плавной кривой, получим зависи-

мость:

я,=/(л), (6)

где Н- - замеренное значение динамического уровня. Соответствующее значение забойного давления можно найти путем обращения зависимости: р, = /"'(#/). Графически это сводится к проведению прямой Яа = Н'д и определению точки её пересечения с графиком функции Нд=/(р,), рисунок 8.

На рисунке 8 показана зависимость Нд от р1. Если забойное давление р, выше давления насыщения р^,, зависимость динамического уровня от забойного давления линейна, кривая 2 рисунка 8а. При снижении забойного

давления ниже давления насыщения зависимость Hd-f(p3) теряет монотонность, но остается линейной в расчетном интервале, поэтому забойное давление по замеру динамического уровня определяется однозначно (кривая 1 рисунок 8а). При больших значениях дебита и газового фактора функция Hd=f(p}) становится немонотонной, рисунок 86. На участке Ь-с рисунок 86,

происходит резкое снижение плотности газонефтяной смеси в затрубном пространстве. Поэтому, несмотря на снижение забойного давления, уровень жидкости в затрубном пространстве поднимается.

3.! WOO-1200 • 1400 -

Z

5 1600-ю о

& 1800 -в 5

0 2000-х

И 2200 •

1

х Ч

2400 • 2600 • 2800 •

а б

Рисунок 8 - График зависимости динамического уровня от забойного давления для скважин: а - с низким газовым фактором; б - с высоким газовым

фактором

В случае немонотонного поведения зависимости Нд=/(р1) забойное давление определяется неоднозначно, например, при II а = 985 м, рисунок 86, может существовать три решения. Для определения единственного значения р, в случае немонотонной кривой Нд=/(р,) следует привлечь дополнительную информацию. В частности, для этой цели могут быть использованы замеры зависимости давления газа в затрубном пространстве от времени, полученные при закрытии затрубной задвижки.

Для оценки адекватности предложенной методики проведены расчеты по двум скважинам Новоелховского месторождения. Обе исследуемые скважины №№ 8035, 6790, имеют низкие значения дебитов и газового фактора. Поэтому зависимости Нд=/(р,) обеих скважин монотонны и не требуют дополнительных исследований для определения давления на забое скважины. Используя описанный алгоритм расчета давления на верхнем забое, были построены зависимости давления на забое скважин №№ 8035, 6790, рисунок 9. По кривым были определены забойные давления и давления на приёме для верхних пластов скважин, Таблица 2. Также для верхних пластов были по-

Зннстосл без учета гпз-Затсивостъ сучегом гззл

Давление на забое. МПа

7,5 9,5 11,5 13,5

строены профили давлений до приема насоса и в затрубном пространстве, рисунок 10а.

Таблица 2 - Результаты расчета давлений на забое и на приеме верхних пластов

№№ скв Динамический уровень, м Затрубное давление, МПа Забойное давление, МПа Давление на приёме, МПа

8035 915 2,1 2,1 1,3

6790 385 0,7 8,4 7,5

Забойное давление, МПа

1 3 5 7 9 11 13

-ска Na6790

сга. №8035

Рисунок 9 - Зависимость динамического уровня от забойного давления для скважин №№ 8035, 6790

Для расчета давления на забое нижнего пласта предложена методика, основанная на моделировании штанговой колонны и гидродинамического моделирования газожидкостного потока в нижних трубах и в стволе скважины.

Суть метода заключается в нахождении давления на приеме Рпр путем серии решений математической модели штанговой колонны, задаваясь значениями Р„р:

m« _ min

„I _IDUI , /1 1\ rnp rnp /=12 N

'V 'V - -

из интервала где р™" = р^, р™" = р1. Когда расчетная максималь-

ная нагрузка на полированном штоке превысит максимальную нагрузку по фактической динамограмме, процедура прекращается. При этом последнее значение р[р будет являться решением.

Давление, МПа

Давление, МПа

-Скв. №6790 '

■ СКВ. №8035

а баиыакл хвостовика ] насоса дгп V—' ; у " нижнеп) На башмаке^' плвста ------------

а для

\

О

-СКВ. N»8035 '

— Скв. №6790

Рисунок 10 - Профили давлений в стволе скважин №№ 8035, 6790: а - для верхнего пласта; б - для нижнего пласта

Далее, решая уравнение падения давления на отрезке [//„,Я^] (НЩ:-глубина расположения приёма хвостовых труб) с начальными условиями р\х и = рпр для гидравлического диаметра хвостовика, получаем давление на

входе в хвостовик. После чего, для нахождения забойного давления, уравнение падения давления решается уже на отрезке [//„,„,//„,] для гидравлического диаметра обсадной колонны. При этом начальными условиями будет являться результат решения уравнения в хвостовике, т.е. = рпр.

Используя данный метод, были определены давления на приеме и забое нижних пластов. Для найденных решешш были построены профили давлений, рисунок 106. Результаты расчетов и замеры приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Результаты расчета давления на приеме и забое нижнего пласта

№№ Замеренное Макс, на- Рас- Расчет- Расчет- Расчет-

СКВ. давление под грузка по четная ное дав- ное дав- ное дав-

пакером (за- динамо- макс. ление ление на ление на

бойное давле- грамме, на- на входе входе в забое,

ние нижнего грузка, в насос, трубу,

пласта), МПа кН кН МПа МПа МПа

8035 6,8 39 34,5 6,78 7,30 7,32

6790 7,8 35 36,9 7,04 8,33 8,38

Результаты расчета давления на приеме насоса скважины ОРЭ по предложенной методике приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Результаты расчета давления на приеме нижнего пласта

№№ Замеренное давление под паке-ром (забойное давление нижнего пласта), МПа Расчетное давление на приеме хвостовика, МПа Абс. погрешность, МПа Относительная погрешность, %

8035 6,8 7,3 0,5 7,4

6790 7,8 8,3 0,5 6,8

Сопоставительный анализ результатов промысловых исследований и расчетных данных показал, что предложенная методика обладает достаточной для практического применения точностью.

В пятой главе приведены новые перспективные технологические схемы ОРЭ, разработанные при участии автора.

Разработанные и подробно исследованные в работе одно- и двухлифто-вые установки охватывают диапазон дебитов пластов, которые можно эксплуатировать штанговыми насосами, т.е. не более 30-40 м3/сут.

В то же время девонские скважины Ромашкинского месторождения вскрывают нижележащие пласты (Д0) с дебитом 30-200 м3/сут, а выше могут находиться девонские или карбонатные пласты с дебитом 3-15 м3/сут.

Для таких скважин разработаны два типа установок с использованием ЭЦН. Установка, в соответствии с рисунком 11а, содержит пакер, разделяю-

Ц]

Полые штанги Коллектор

. —Кожу*

ЦН

Входной узел Датчик давления ПЭД

: :1

С ■ I

а б

Рисунок 11 - Технологические схемы ЭЦН-ШГН

щий пласты; ЭЦН, двигатель, которого помещен в кожух, замыкающийся на

входном узле центробежного насоса; штанговый насос, помещенный в коллектор. Силовой кабель герметично выведен внутрь кожуха через изменённый входной узел насоса.

Установка работает следующим образом: продукция нижнего пласта поступает через хвостовик в кожух, а из него через входной узел в центробежный насос, из которого попадает в коллектор, где смешивается с продукцией верхнего пласта, нагнетаемой штанговым насосом, вход которого через боковой канал сообщен с межтрубным пространством. Далее продукции пластов, смешиваясь, поднимаются по колонне НКТ.

Для тех скважин, где смешение продукций пластов недопустимо и имеется раздельная система их сбора, разработана установка с полыми штангами, рисунок 116. В ней продукция верхнего пласта поднимается по полым штангам, не перемешиваясь с продукцией нижнего.

Дебит и обводненность пластов в скважине со смешением продукции определяют остановкой одного из насосов. При этом из скважины поступает продукция, поднимаемая другим насосом. А в скважине с раздельным подъемом продукций - прямым замером по каждому из каналов. Забойное давление у верхнего пласта определяют, как обычно, эхометрированием, а у нижнего - по телеметрии.

Таким образом, установки позволяют измерять все необходимые параметры для осуществления контроля над разработкой месторождения. На 01.04.09. в ОАО «Татнефть» работают 40 установок со смешением продукции и 4 - с полыми штангами, т.е. с раздельным её подъёмом.

Технологическая схема ОРЭ с использованием одной ЭПУ. Сущность этой технологической схемы заключается в том, что насос большой производительности позволяет откачивать продукцию каждого из пластов поочередно или нескольких вместе до заданных для каждого пласта величин забойного давления с помощью системы регулирования, при этом в кожух помещен только электродвигатель погружного насоса, который заканчивается на входном модуле насоса, в котором размещен герметичный выход кабеля. В качестве электропогружного используют центробежный, винтовой и другие насосы с приводом от погружного электродвигателя. На рисунке 12 показана схема установки. Установка содержит элекгропогружной насос с кожухом и хвостовиком, имеющим несколько изолированных каналов, сообщенных с разными разделенными паке-рами пластами. Система автоматически с помощью клапанов, установленных в каналах, подключает к насосу пласты, в которых забойное давление достигло заданной верхней величины и отключают при достижении нижнего порога. Производительность насоса подбирается достаточной, чтобы отбирать продукцию всех пластов.

Рисунок 12 -Схема с одним ЭЦН

ОРЗ предусматривает закачку воды в разобщенные пласты по отдельным каналам под разными давлениями или за счёт штуцирования на устье скважины. При такой схеме значительно упрощаются процессы раздельной закачки воды. Замер давления закачки и приемистости пластов осуществляется расходомерами и манометрами непосредственно на устье скважины. При использовании забойного или устьевого штуцирования к нагнетательной скважине должна подводиться вода с давлением, обеспечивающим заданную приемистость пласта с худшими коллекторскими свойствами. В ОАО «Татнефть» принята такая схема, т.к. она позволят легко регулировать объёмы закачки воды в зависимости от реакции добывающих скважин, вести циклическое заводнение. Для этого разработана установка с параллельными рядами труб и пакером, рисунок 1 За, разделяющим пласты. Но эта установка может применяться лишь при давлении закачки в верхний пласт, не превышающем допустимого для эксплуатационной колонны, поэтому были разработаны две двухпакерные схемы с концентричным расположением труб. Первая из них, рисунок 136, предусматривает установку двух постоянных пакеров с полированными втулками и спуск в них двух концентричных колонн труб с ниппелями на концах. Проход труб и ниппеля наружной колонны должен обеспечивать спуск внутрь нее колонны и ниппеля меньшего размера. Вторая схема, рисунок 13в, предусматривает использование шлипсовых пакеров, например М1-Х. Для ее реализации устанавливают сначала нижний пакер с колонной труб меньшего диаметра, затем спускают и устанавливают на трубах большего диаметра второй пакер, надев пакер и трубы на ранее спущенную колонну труб, разгрузив на это время последнюю на первый (нижний) пакер. А закачку воды в пласты ведут по колонне труб меньшего диаметра и кольцевому пространству между двумя колоннами труб.

а б в

Рисунок 13 - Схемы одновременно-раздельной закачки и воды в два пласта

Поскольку пласты, вскрываемые скважиной, могут разрабатываться каждый по своей схеме, назначение скважины для каждого из них может

быть разное. Поэтому разработана также установка для одновременной добычи из одного пласта и закачки воды в другой рисунок 14. Установка работает в 17 скважинах.

В шестой главе оценено влияние ОРЭ на показатели работы ОАО «Татнефть». На ..,. . 1.04.2009 г. объем внедрения установок для

ОРЭ составил 444 скважины, общая накопленная дополнительная добыча - 691 тыс. тонн нефти, чистый дисконтированный доход на 01.04.2009 г составляет 1,89 млрд. руб. Установки для ОРЗ внедрены в 107 скважинах, а дополнительная добыча по реагирующим скважинам составила 96 тыс. тонн нефти. На рисунке 15 приведена гистограмма роста объемов внедренных установок ОРЭ Рисунок 14 - Схема до- по годам и накопленной добычи нефти. На быча-закачка рисунке 16 приведены доли дополнительной

добычи нефти за счёт ОРЭ в общем годовом объеме добычи по годам в ОАО «Татнефть» и НГДУ «Ямашнефть».

Рисунок 15 - Изменения объёмов внедрения ОРЭ и дополнительной добычи нефти накопленной и годовой, по годам

Как видно из рисунков, влияние ОРЭ очень быстро растёт, и за 2008 г. дополнительная добыча нефти уже составляет 1,378 % от общей годовой добычи нефти в ОАО «Татнефть», рисунок 16а. В НГДУ «Ямашнефть», где ОРЭ получили наиболее широкое применение, доля годовой добычи от неё за 2008 г. составила 5,95 %, рисунок 166.

В'А дол добычи ло ОРЭ во всей добыче ТН

0% долдобычн по ОРЭ во всен добыче ЯН

Рисунок 16 - Доли дополнительной добычи нефти от ОРЭ в годовой добыче

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. На основе анализа существующих схем ОРЭ разработана классификация технологических схем ОРЭ применительно к поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

2. Изучением строения основных месторождений ОАО «Татнефть» обоснована целесообразность и актуальность применения ОРЭ в Татарстане.

3. Выполнено теоретическое и промысловое исследование работы различных технологических схем для ОРЭ применительно к поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

4. Разработаны методы определения дебитов и обводнённостей продукций пластов для однолифтовой технологической схемы.

5. Разработана методика определения давлешш на приеме насоса и забое, в т.ч. в подпакерном пространстве, при одновременно-раздельной эксплуатации пластов по фактической динамограмме на основе динамической модели штанговой установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов и гидродинамической модели газожидкостного потока в нижних трубах и в стволе скважины, комплексно учитывающей изменение физических свойств флюида.

6. Теоретическими расчётами и стендовыми испытаниями обосновано использование насосно-компрессорных труб (НКТ) с уменьшенным диаметром муфт в двухлифтовых схемах ОРЭ.

7. Предложены новые технологические схемы ОРЭ и двухствольная устьевая арматура, защищенные четырьмя патентами. Прошли приёмочные испытания и рекомендованы к промышленному производству четыре разработки. Разработано и утверждено РД по исследованию скважин с установками для ОРЭ. Объём внедрения ОРЭ на 1.04.09 г. составил 444 скважины, дополнительная добыча - 691 тыс.т., чистый дисконтированный доход на 01.04.2009 г составляет 1,89 млрд. руб.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНЫ В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ

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

2. Заббаров, Р.Г. Новые технические средства одновременно-раздельной эксплуатации, разработанные в ОАО «Татнефть» [Текст] / Ибрагимов Н.Г., Фадеев В.Г., Заббаров Р.Г., Ахметвалиев Р.Н., Тарифов K.M., Кадыров А.Х. // Нефтяное хозяйство. -2008. - №7. - С. 79-81.

3. Заббаров, Р.Г. Развитие одновременно-раздельной эксплуатации скважин [Текст] / Тарифов K.M., Ибрагимов Н.Г. и Заббаров Р.Г. // Нефть и жизнь. -2008.-№3.-С. 40-41

4. Заббаров, Р.Г. Одновременно-раздельная эксплуатация двух пластов [Текст] / Тарифов K.M., Фадеев В.Г., Заббаров Р.Г., Ахметвалиев Р.Н. // Нефтегазовая вертикаль - 2006. -№12. - С. 54-57.

5. Заббаров, Р.Г. Методика расчета давления на приеме насосов при одновременно-раздельной эксплуатации скважины [Текст] / Заббаров Р.Г., Дмитриев В.В., Агамалов Г.Б., Уразаков K.P. // Интервал. - 2007. - №7. - С. 18-22.

6. РД 153-39.0-575-08. Временная инструкция по гидродинамическим методам исследований скважин, оборудоватшых установкой для одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов [Текст] / Тарифов K.M., Заббаров Р.Г., Иктисанов В.А., Кадыров А.Х., Рахманов И.Н., Глуходед A.B., //Бугульма. -2007.-18 с.

7. Пат. 2305747 Российская Федерация, МКИ Е 21 В 33/03. Устьевая двухствольная арматура [Текст] / Тарифов K.M., Ибрагимов Н.Г., Фадеев В.Г., Заббаров Р.Г., Ахметвалиев PH., Кадыров А.Х., Валовский В.М., Валовский К.В.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - № 2005138175/03; заявл. 08.12.2005; опубл. 10.09.2007, Бюл. № 25.

8. Пат. 72720 Российская Федерация, МКИ Е 21 В 43/44. Установка для одновременной раздельной эксплуатащш двух пластов [Текст] / Ибрагимов Н.Г., Тарифов K.M., Фадеев В.Г., Заббаров Р.Г., Ахметвалиев Р.Н., Кадыров А.Х., Валовский К.В., Халимов Р.Х., Сафиуллин P.A.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - № 2007124089; заявл. 26.06.2007; опубл. 27.04.2008, Бюл. № 12

9. Пат. 2339795 Российская Федерация, МКИ Е 21 В 43/14. Насосная установка для эксплуатации пластов в скважине [Текст] / Заббаров Р.Г., Ибрагимов HP., Тарифов K.M., Фадеев ВГ., Закиров Б.В., Ахметвалиев Р.Н., Кадыров А.Х.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - № 2006147343/03; заявл. 29.12.2006; опубл. 27.11.2008; Бюл. №33.

10. Пат. 2339798 Российская Федерация, МКИ Е 21 В 43/14. Насосная установка для эксплуатации пластов в скважине [Текст] / Тарифов K.M., Ибрапшов Н.Г., Фадеев В.Г., Заббаров Р.Г., Валовский В.М., Ахметвалиев Р.Н., Кадыров

А.Х., Рахманов И.Н., Глуходед A.B.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - № 2007100541/03; заявл. 09.01.2007; опубл. 27.11.2008; Бюл. №33.

И. Пат. 2353758 Российская Федерация, МКИ Е 21 В 43/14. Установка для одновременно раздельной закачки воды в два пласта [Текст] / Тарифов K.M., Ибрагимов Н.Г., Фадеев В.Г., Заббаров Р.Г., Федотов Г.А., Кадыров АХ., Глуходед A.B.; Рахманов И.Н., Балбошин В.А.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - № 2007122540/03; заявл. 15.06.2007; опубл. 27.04.2009; Бюл. №12.

Отпечатано в секторе оперативной полиграфии института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» на цифровом дубликаторе Riso НС5500 тел.: (85594) 78-656, 78-565 Подписано в печать 15.05.2009 г. Заказ №13050902 Тираж 100 экз.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Заббаров, Руслан Габделракибович

ВВЕДЕНИЕ

1 ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ АКТУАЛЬНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ОРЭ В ОАО «ТАТНЕФТЬ».

1.1 ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЛАСТОВ

В ОАО «ТАТНЕФТЬ».

Выводы

1.2 АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЛАСТОВ. 15 Выводы и постановка задач.

2 РАЗРАБОТКА КЛАССИФИКАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ ОРЭ 29 Выводы

3 ИССЛЕДОВАНИЕ РАБОТЫ ОДНО- И ДВУХЛИФТО

ВЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ ОРЭ

3.1 ОДНОЛИФТОВАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ДЛЯ ОРЭ.

3.2 ИССЛЕДОВАНИЯ, ПОДТВЕРЖДАЮЩИЕ РАБОТОСПОСОБНОСТЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ.

3.3 РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ ПЛАСТА ПРИ ВНЕДРЕНИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОД-НОЛИФТОВОЙ УСТАНОВКИ ДЛЯ ОРЭ.

3.3.1 Разработка методов определения дебитов объектов.

3.3.2 Разработка методов определения обводнённости объектов.

3.3.2.1 Расчётный метод.

3.3.2.2 Методика определения обводнённости объектов путём отключения от работы одного из пластов изменением диапазона хода плунжера. 46 Выводы

3.4 ИССЛЕДОВАНИЕ РАБОТЫ ДВУХ ЛИФТОВ ОЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ОРЭ. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ.

3.4.1 Разработка устьевой арматуры

3.4.2 Исследование работоспособности НКТ 60 с уменьшенными муфтами

3.4.2.1 Теоретические расчеты

3.4.2.2 Стендовые испытания муфт уменьшенного диаметра для НКТ диаметром 60 мм

3.4.3 Подбор и модернизация приводов к штанговому насосу 63 4 МЕТОДИКА РАСЧЕТА ДАВЛЕНИЙ НА ЗАБОЕ СКВАЖИН ПРИ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДВУХЛИФТОВОЙ УСТАНОВКОЙ

4.1 РАСЧЕТ ДАВЛЕНИЙ НА ПРИЕМЕ НАСОСА

4.1.1 Методика расчета динамической динамограммы

4.1.2 Расчет давлений на приемах насосов для двухлифтовой установки

4.1.3 Расчет давления на приеме насоса по динамограмме для одно-лифтовой установки

4.2 ДАВЛЕНИЕ НА ЗАБОЕ СКВАЖИНЫ ПРИ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

4.2.1 Гидродинамический расчет течения однофазного потока жидкости в трубах

4.2.2 Гидродинамический расчет течения двухфазного потока жидкости в трубах

4.2.2.1 Определение структуры потока

4.2.2.2 Расчет доли газа, плотности смеси и градиента давления для различных структур потока

4.2.3 Давление на забое верхнего насоса

4.2.4 Давление на забое нижнего насоса

4.3 АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ПРОМЫСЛОВЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

4.3.1 Данные промысловых исследований

4.3.2 Расчет давления на забое нижнего пласта

4.3.3 Расчет давления на забое верхнего пласта 100 Выводы

5 ПЕРСПЕКТИВЫ ДАЛЬНЕЙШЕГО РАЗВИТИЯ ОРЭ В

ОАО «ТАТНЕФТЬ»

5.1 Технологическая схема ОРЭ ЭПУ-ШГН

5.2 Технологическая схема ОРЭ с использованием одной ЭПУ

5.3 Технологические схемы ОРЗ

5.4 Технологическая схема ОРЗД

6 ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ ОРЭ НА ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ ОАО «ТАТНЕФТЬ». ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВНЕДРЕНИЯ ОРЭ В ОАО «ТАТНЕФТЬ» 113 Выводы

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование одновременно-раздельной эксплуатации пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений"

Одновременно раздельная эксплуатация (ОРЭ) применяется с целью повышения технико-экономической эффективности разработки за счет совмещения эксплуатационных объектов и осуществления при этом посредством специального оборудования контроля и регулирования процесса отбора запасов отдельно по каждому объекту.

Преимущества метода ОРЭ следующие:

1 Практически в 2 раза сокращаются затраты на строительство скважин.

2 Снижаются затраты на обустройство месторождений.

3 Снижаются потребности в добывающем оборудовании.

4 Приобщаются к разработке непромышленные запасы нефти.

5 Повышаются темпы ввода месторождений в разработку вследствие сокращения сроков разбуривания и обустройства месторождений.

6 Улучшаются условия эксплуатации скважин низкопродуктивных пластов (увеличиваются сроки фонтанирования, периодически работающие скважины переводят на непрерывный режим и др.) за счет приобщения к другим объектам разработки [54].

В США раздельной эксплуатацией пластов в нефтяных и газовых скважинах начали заниматься с 1936 г. Считают, что это на три-четыре года позже, чем в СССР [35].

В 60-70-х годах прошлого века в стране весьма интенсивно велись работы в области одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов. Было даже создано в г. Баку отдельное конструкторское бюро по разработке оборудования для ОРЭ. Было разработано множество различных вариантов установок. Они были просты, пока была еще фонтанная эксплуатация, затем с переходом на механизированную эксплуатацию сильно усложнились, стали ненадежными [96]. Поэтому к середине 70-х работы по ОРЭ практически прекратились. Основными причинами прекращения работ, на наш взгляд, были следующие:

1 Несущественная разница свойств пластов и их продукции (в основном Ромашкинское месторождение).

2 Появление и преобладание теорий, обосновывающих эффективность совместной эксплуатации разных пластов.

3 Отсутствие надежного и удобного оборудования.

С начала 80-х годов началось активное освоение карбонатных залежей. Появилось много скважин, вскрывающих пласты разных отложений, характеризующихся большим разнообразием параметров пластов и свойств их продукции. Одновременно-раздельная эксплуатация нескольких пластов стала вновь актуальной. Нефтяные месторождения Татарстана находятся на поздней стадии разработки, характеризующейся низкими дебитами и газовым фактором, высокой обводненностью продукции и полностью механизированной добычей. Поэтому невозможно применение простых технологических схем, характерных для фонтанной эксплуатации, в то же время снижение газового фактора снимает проблемы скопления газа в подпакерных пространствах и упрощает применяемые технологические схемы.

Разработкой технологий и оборудования для ОРЭ, а также исследованиями при их применении занимались в 50-70-е годы: Максутов Р.А., Добро-скок Б.Е., Сафин В.А., Беленький В.Н., Крутиков Б.С., Пономарев К.И., Джафаров Ш.Т. В настоящее время: Донков П., Шарифов М.З., Леонов В.А., Бадретдинов A.M., Тарифов К.М., Габдуллин Р.Г.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Заббаров, Руслан Габделракибович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. На основе анализа существующих схем ОРЭ разработана классификация технологических схем ОРЭ применительно к поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

2. Изучением строения основных месторождений ОАО «Татнефть» обоснована целесообразность и актуальность применения ОРЭ в Татарстане.

3. Выполнено теоретическое и промысловое исследование работы различных технологических схем для ОРЭ применительно к поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

4. Разработаны методы определения дебитов и обводнённостей продукций пластов для однолифтовой технологической схемы.

5. Разработана методика определения давлений на приеме насоса и забое, в т.ч. в подпакерном пространстве, при одновременно-раздельной эксплуатации пластов по фактической динамограмме на основе динамической модели штанговой установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов и гидродинамической модели газожидкостного потока в нижних трубах и в стволе скважины, комплексно учитывающей изменение физических свойств флюида.

6. Теоретическими расчётами и стендовыми испытаниями обосновано использование насосно-компрессорных труб (НКТ) с уменьшенным диаметром муфт в двухлифтовых схемах ОРЭ.

7. Предложены новые технологические схемы ОРЭ и двухствольная устьевая арматура, защищенные четырьмя патентами. Прошли приёмочные испытания и рекомендованы к промышленному производству четыре разработки. Разработано и утверждено РД по исследованию скважин с установками для ОРЭ. Объём внедрения ОРЭ на 1.04.09 г. составил 444 скважины, дополнительная добыча — 691 тыс.т., чистый дисконтированный доход на 01.04.2009 г составляет 1,89 млрд. руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Заббаров, Руслан Габделракибович, Бугульма

1. Baker Oil Tools, Inc. Catalog

2. Beggs, H. Dale. Production optimization. Using NODAL Analysis. OG-CI Publications, Tulsa, Ok., 1991.3 Haliburton, Inc. Catalog

3. Smith Eurasia, Inc. Catalog.

4. Mian, M.A. Petroleum engineering handbook for the practicing engineer. Tulsa, Pennwell Books, 1991.

5. Petroleum engineering handbook. Oil System correlation. Butterworth-Heinemann, 1987.

6. Абрамов Г.С., Барычев A.B., Зимин М.И. Практическая расходомет-рия в промышленности. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2000.-472 с.

7. Адонин А.Н. Процессы глубиннонасосной нефтедобычи. М.: Недра, 1964.-264 с.

8. Анализ и выбор средств измерения расходов в системах ППД и газосборных сетях / Н.Г. Ибрагимов, В.В. Самойлов, А.И. Фролов, А.В. Ахметзянов, A.M. Касимов, А.И. Попов // Нефт. Хоз-во. 2002. - №3. -С. 74-78.

9. Андронов И.В. Измерение расхода жидкостей и газов. — М.: Энер-гоиздат, 1981. 88 с.

10. Артемьев В.Н., Ибрагимов Г.З., Иванов А.И. Инженерные расчеты при разработке нефтяных месторождений: Скважина промысловый сбор -ППД. - М.: Нефтегазтехнология AJI, 2004. - Т. 1. - 416 с.

11. Бадретдинов A.M., Валеев A.M. Технология добычи обводненной нефти и закачки воды в пласт установками скважинных винтовых насосов // Нефтяное хозяйство. 2007. - № 1. - С. 68-70.

12. Базив В.Ф., Закиров С.Н. Некоторые проблемы разработки многопластовых месторождений // Нефтяное хозяйство. — 2002. №11. - С. 58-60.

13. Безопасное ведение работ при раздельной эксплуатации пластов одной скважиной / Р.Я.Нугаев, Ш.Т.Джафаров, И.Г. Шарафутдинов и др. М.: Недра, 1979. - 127с.

14. Валеев М.Д., Газаров А.Г., Масенкин В.А., и др. Разработка и результаты испытаний оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации скважин с установками электроцентробежных насосов// Нефтяное хозяйство. 2008. - №2. - с. 86-88.

15. Валеев М.Д., Мангушев К.Х., Уразаков К.Р. Влияние свойств добываемой жидкости на показатели надежности УСШН. Депонирована ВНИИО

16. ЭНГом, №2000-НГ93 биб. Указатель ВНИТИ «Депонированные научные работы», 1993. №8.

17. Грайфер В.И., Ишемгужин С.Б., Яковенко Г.А. Оптимизация добычи нефти глубинными насосами. Казань: Татарское книжное издательство, 1973.-216 е.: ил.

18. Гуревич А.С. Исследование процесса сепарации газа у приема погружного оборудования, работающего в нефтяной скважине: Авт. дис. на со-иск. учен, степени канд. техн. наук. М.: МИНХиГП им. И.М. Губкина, 1973. -24 с.

19. Давиташвили Г.И., Гарипов О.М. Внедрение одновременно-раздельной закачки на Приобском месторождении // Нефтяное хозяйство. -2006.-№ 12.-С. 73-75.

20. Дияшев Р.Н., Мусабирова Н.Х, Иктисанов В.А. Методическое руководство по определению оптимальных пластовых и забойных давлений. Бу-гульма: ТатНИПИнефть, 1997.

21. Дияшев Р.Н., Рамазанов Р.Г., Закиров И.З. Исследование совместной и раздельной разработки многопластовых нефтяных месторождений // Наука и технология углеводородов. 2002. - №3(22). - С. 47 - 54.

22. Донков П.В., Леонов В.А., Войтов О.В. Применение гидроразрыва пласта при площадной ограниченности залежи / Интенсификация добычи нефти и газа. Труды Международного технологического симпозиума. РАГС при Президенте РФ М.- 2003 г.

23. Донков П.В., Леонов В.А., Кирилов С.И., С.И Савченко Идентификация гидродинамической модели неоднородных пластов. Интенсификация добычи нефти и газа. Труды Международного технологического симпозиума. РАГС при Президенте РФ М.- 2003 г.

24. Донков П.В., Леонов В.А., Соколов А.Н., Спивак Т.С. Исследование скважин, эксплуатируемых бескомпрессорным газлифтом на Ван-Еганском месторождении./ Научная конференция. СибНИИНП. Тюмень. - 2000.

25. Донков П.В., Леонов В.А., Сорокин А.В., Сабанчин И.В. Разукрупнение объектов разработки для повышения их нефтеотдачи. / Интенсификация добычи нефти и газа. Труды Международного технологического симпозиума. РАГС при Президенте РФ М.- 2003 г.

26. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А. и др. Скважинные насосные установки для добычи нефти М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. - 315 с.

27. Иоаким Г. Добыча нефти и газа. М.: Недра, 1966. - 471 с.

28. Круман Б.Б. Расчеты при эксплуатации скважин штанговыми насосами. -М.: Недра, 1980.

29. Ландау Л. Д., Лифшиц Е. М. Теоретическая физика. М.: Наука, 1989. —Т. VII. Теория упругости. — 246 с.

30. Леонов В.А. Одновременно-раздельная эксплуатация нескольких пластов одной сеткой скважин для повышения их нефтеотдачи. Доклад на заседании общества нефтяников SPE. Нижневартовск — 2001.

31. Леонов В.А. Оптимизация работы газлифтного комплекса (на примере Правдинского и Самотлорского месторождений). Автореферат диссертации кандидата технических наук Тюмень. - 1987.

32. Леонов В.А. Оптимизация работы низкодебитных газлифтных скважин.// Проблемы подъема жидкости с высоким газосодержанием из скважин с низкопродуктивных залежей (Выездное заседание НТС Миннеф-тепрома). -1989.

33. Леонов В.А. Резервы газлифтного способа в увеличении добычи нефти на Самотлорском месторождении. 4-я научно техническая конференция РГУ Н и Г им. И.М. Губкина. Москва 2001.

34. Леонов В.А., Донков П.В. Интенсификация добычи нефти при разработке газонефтяных месторождений. XV Губкинские чтения. Перспективные направления, методы и технологии комплексного изучения нефтегазо-носности недр. Секция Геология. Москва. - 1999 - с.179.

35. Леонов В.А., Донков П.В. Мониторинг внедрения методов увеличения, нефтеотдачи для освоения залежей высоковязкой нефти. Международный симпозиум «Повышение нефтеотдачи пластов». РАГС. Москва 2002 г.

36. Леонов В.А., Донков П.В. Одновременно раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной на Ван Ёганском месторождении 4-я научно техническая конференция РГУ Н и Г им. И.М. Губкина,. Москва -2001.

37. Леонов В.А., Донков П.В. Одновременно раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной на Ван Ёганском месторождении 4-янаучно техническая конференция РГУ Н и Г им. И.М. Губкина. Москва -2001.

38. Леонов В.А., Донков П.В. Оптимизация технологических режимов группы добывающих скважин, взаимодействующих через пласт. Технологический форум SIS GeoQuest. Париж 2000 г.

39. Леонов В.А., Донков П.В. Технология нестационарного воздействия на группу пластов одной сеткой скважин. Международный симпозиум «Повышение нефтеотдачи пластов». РАГС. Москва 2002 г.

40. Леонов В.А., Донков П.В., Ахтямова Э.Н. Влияние способа эксплуатации скважин на нефтеотдачу пластов. Тезисы доклада V научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Ханты-Мансийск 2001 г.

41. Леонов В.А., Донков П.В., Ахтямова Э.Н. и др. Освоение высоковязкой нефти залежей ПК Ван-Еганского месторождения 12-тый Европейский симпозиум «Повышение нефтеотдачи пластов». Казань. 2003 г.

42. Леонов В.А., Донков П.В., Спивак Т.С. Одновременно раздельная эксплуатация нескольких объектов разработки газлифтными скважинами Ван-Ёганского месторождения. Материалы отраслевого совещания. Альмен-тьевск- 2000 г.

43. Леонов В.А., Донков П.В., Суслов А.А. Разукрупнение объектов разработки как средство адаптации гидродинамических моделей. Технологический форум SIS GeoQuest. Сочи 2002 г.

44. Лысенко В.Д. Вместе или раздельно?// Нефт. Хоз-во. 1999. - №1. -С.24-28.

45. Максутов Р.А., Доброскок Б.Е., Зайцев Ю.В. Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений. М.: Недра, 1974.-231с.

46. Мамаев В.А., Одишария Г.Э., Клапчук О.В. и др. Движение газожидкостных смесей в трубах. М.: Недра, 1978. - 208 с.

47. Методика расчета давления на приеме насосов при одновременно-раздельной эксплуатации скважины / Р.Г. Заббаров, В.В. Дмитриев, Г.Б. Ага-малов, К.Р. Уразаков // Интервал. 2007. №7. - С. 18-22.

48. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. М.: Недра, 1989. - 245 е.:ил.

49. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.-816 с.

50. Молчанов А.Г., Чичеров B.JI. Нефтепромысловые машины и механизмы. М.: Недра, 1983. - 312 с.

51. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. М.: Недра, 1984. - 281 с.

52. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. — М.: Недра, 1978.-195 с.

53. Нефтяное хозяйство. 2004 - 2008 г.г.

54. Новые технические средства одновременно-раздельной эксплуатации, разработанные в ОАО «Татнефть» / Н.Г. Ибрагимов, В.Г. Фадеев, Р.Г. Заббаров, Р.Н. Ахметвалиев, К.М. Тарифов, А.Х. Кадыров // Нефт. хоз-во. -2008.-№7.-С. 79-81.

55. Оборудование для раздельной эксплуатации многоплостовых нефтяных и газовых скважин. каталог, под ред. О.И. Эфендиева. - Ба-ку/ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ. -1988. - 52с.

56. Одновременно-раздельная эксплуатация двух пластов в ОАО «Татнефть» / Ш.Ф. Тахаутдинов, Н.Г. Ибрагимов, В.Г. Фадеев,

57. Р.Г. Заббаров, Р.Н. Ахметвалиев, К.М. Тарифов, А.Х. Кадыров // Нефт. хоз-во. 2006. - №3. - С. 5 8-61.

58. Одновременно-раздельная эксплуатация двух пластов / К.М. Тарифов, В.Г. Фадеев, Р.Г. Заббаров, Р.Н. Ахметвалиев // Нефтегазовая вертикаль -2006.-№12.-С. 54-57.

59. Оптимизация процессов добычи нефти за рубежом / Обзорная информация. Серия Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1981. №3. - 47 с.

60. Оркин К.Г., Юрчук A.M. Расчеты в технологии и технике добычи нефти. М.: Недра, 1967. - 380 с.

61. Пирвердян A.M. Защита скважинного насоса от газа и песка. М.: Недра, 1986. - 120 с.

62. Пат. 2013538 РФ. Способ определения расхода и устройство для его осуществления. Леонов В.А., Шарифов М.З., Елин Н.Н., Леонова Л.В. 1994.

63. Пат. 2221136 РФ. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов / Н.Г. Ибрагимов, К.М. Тарифов, В.Г. Фадеев (РФ). — 2002111923/03; Заявлено 06.05.2002; Опубл. 10.01.2004. БИ 1.

64. Пат. 2284410 РФ. Скважинная насосная установка для добычи нефти и закачки воды в пласт / Р.Х. Фассахов, A.M. Бадретдинов,' A.M. Валеева (РФ). -2004116443/03; Заявлено 31.05.2004; Опубл. 27.09.2006. БИ 27.

65. Пат. 2290496 РФ. Устройство для последовательного отбора нефти и воды из скважины / У.М. Абуталипов, В.Е. Сафонов, A.M. Бадретдинов,

66. A.M. Валеев, K.P. Уразаков, П.А. Чернов (РФ). 2005103465/03; Заявлено 10.02.2005; Опубл. 27.12.2006. БИ 36.

67. Пат. 2290497 РФ. МПК Е 21 В 43/14. Способ добычи нефти / Хиса-мов Р. С., Евдокимов А. М., Андронов А. Н. // Бюл. Изобретения. 2006. — № 36.

68. Пат. 2297521 РФ, МПК Е 21 В 43/14. Устройство для одновременной раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт / Ибрагимов Н. Г., Тазиев М. 3., Закиров А. Ф. и др. // Бюл. Изобретения. 2007 -№ 11.

69. Пат. 2297522 РФ, МПК Е 21 В 43/14. Установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов / Ибрагимов Н. Г., Тазиев М. 3., Закиров А. Ф. и др. // Бюл. Изобретения. 2007 -№11.

70. Пат. 2305747 РФ, МКИ Е 21 В 33/03. Устьевая двухствольная арматура / К.М. Тарифов, Н.Г. Ибрагимов, В.Г. Фадеев, Р.Г. Заббаров, Р.Н. Ахметвалиев, А.Х. Кадыров, В.М. Валовский, К.В. Валовский // Бюл. Изобретения. -2007. -№25.

71. Пат. 2339795 РФ, МКИ Е 21 В 43/14. Насосная установка для эксплуатации пластов в скважине / Р.Г. Заббаров, Н.Г. Ибрагимов, К.М. Тарифов, В.Г. Фадеев, Б.В. Закиров, Р.Н. Ахметвалиев, А.Х. Кадыров // Бюл. Изобретения. 2008. - №33.

72. Пат. 2309246 РФ, МПК Е 21 В 43/14. Скважинная установка Гари-пова / Гарипов О. М. // Бюл. Изобретения. 2007. - № 11.

73. Пат. 2313659 РФ, МПК У 21 В 43/14. Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин / Леонов В.А., Синева Ю. Н. и др. // Бюл. Изобретения. - 2007. - № 36.

74. Пат. 2318992 РФ, МПК Е 21 В 43/14. Скважинная насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов / Бычков Н. А., Воеводкин В. Л., Гебель А. Я. И др. // Бюл. Изобретения. 2008 — № 7.

75. Пат. 2323329 РФ, МПК Е 21 В 43/14. Установка для закачки жидкости в один пласт и добычи нефти из другого пласта скважины. / Абдулмази-тов Р. Г., Рамазанов Р. Г., Страхов Д. В. и др. // Бюл. Изобретения. 2008 - № 12.

76. Пат. 2323331 РФ, МПК Е 21 В 43/14. Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением одновременно раздельной закачки рабочего агента / Ибрагимов Н. Г., Тазиев М. 3., Таипова В. А. и др. // Бюл. Изобретения. -2008. -№ 12.

77. Пат. 2325513 РФ. МПК Е 21 В 43/14. Установка для закачки жидкости в нижний пласт и добыча нефти из верхнего пласта. / Мусин К. М., Сала-хов Л. Т., Страхов Д. В. И др. // Бюл. Изобретения. 2008 - № 15.

78. Пат. 2325514 РФ, МПК Е 21 В 43/14. Установка для закачки жидкости в верхний пласт и добыча нефти из нижнего пласта / Мусин К. М., Страхов Д. В., Зиятдинов Р. 3. и др. // Бюл. Изобретения. 2008. - № 15.

79. Пат. 2328590 РФ, МПК Е 21 В 43/14. Способ раздельной эксплуатации объектов нагнетательной или добывающей скважины и варианты установки для его реализации / Шарифов Махир Зафар оглы, Леонов В. А., Гари-пов О. М. и др. // Бюл. Изобретения. 2008 - № 19.

80. Пат. 2334084 РФ, МПК Е 21 В 43/14. Способ эксплуатации скважины многопластового нефтяного месторождения / Хисамов Р.С., Евдокимов А. М., Файзуллин И. Н. и др. // Бюл. Изобретения. 2008. - № 26.

81. Пат. 2334866 РФ, МПК Е 21 В 43/14. Устройство для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины / Ибрагимов И. Г., Иба-туллин Р. Р., Кунеевский В. В. И др. // Бюл. Изобретения. — 2008 № 27.

82. Пат. 2334867 РФ, МПК Е 21 В 43/14. Способ одновременно-раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов и скважинная установка для его реализации / Аминев М. X., Поляков Д. Б., Шаймарда-нов Р. Ф. // Бюл. Изобретения. 2008. - № 27.

83. Пат. 2335626 РФ, МПК Е 21 В 43/14, 47/01. Устройство скважины для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов / Ибрагимов Н. Г., Халимов P. X., Кормишин Е. Г. и др. // Бюл. Изобретения. 2008 - № 28.

84. Пат. 2353758 РФ, МКИ Е 21 В 43/14. Установка для одновременно раздельной закачки воды в два пласта / Тарифов К.М., Ибрагимов Н.Г., Фадеев

85. B.Г. и др. // Бюл. Изобретения. 2009 - № 12.

86. Применение методов одновременной раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной Сер. Нефтепромысловое дело : обзор за-рубеж. литературы /ВНИИОЭНГ. -1976. -78с.

87. Развитие одновременно-раздельной эксплуатации скважин / К.М. Тарифов, Н.Г. Ибрагимов и Р.Г. Заббаров // Нефть и жизнь. 2008. - №3.1. C. 40-41.

88. Работа погружных центробежных насосов в скважинах // Тр. Главтюменнефтегаз, Гипротюменнефтегаз. 1971. - Вып. 24. - С. 19-28.

89. РД 39-0147014-0002-89. Инструкция по расчету колонн насосно-компрессорных труб. Куйбышев. - 1990. - 63 с.

90. Реклама. Двухнасосная установка для ОРЭ /ОАО НПФ «Геофизика», ДООО «Геопроект» Уфа.

91. Реклама. Штанговый глубинный насос для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов/ ООО «Сервис подземного оборудования», г. Пермь.

92. РЭ 153-197-04. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов. Бугульма: ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть», 2004. - 20 с.

93. РЭ 153-207-05. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов с раздельным подъемом продукции. Бугульма: ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть», 2005. - 20 с.

94. РЭ 230-07. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов, совмещающая добычу с заводнением. Бугульма: ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть», 2007. - 15 с.

95. РЭ 231-07. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов в скважине с использованием ЭЦН. Бугульма: ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть», 2007. - 16 с.

96. Самарский А.А. Введение в численные методы. М.: Наука, 1987. -286 с.

97. Саркисов Г.М. Расчеты бурильных и обсадных колонн. М.: Недра, 1971.-205 с.

98. Сафин В.А., Гилязов A.M., Шаммасов Н.Х. Одновременная раздельная эксплуатация нефтяных пластов. Казань.: Татарское книжное издательство, 1967. - 103с.

99. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учеб. пособие для ВУЗов // И.Т. Мищенко, В.А. Сахаров, В.Г. Грон, Г.И. Богомольный. М.: Недра, 1984. - 272 е., ил.

100. Силаш А.П. Добыча и транспорт нефти и газа (часть I). М.: Недра, 1980.-375 с.

101. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Ш.К. Гиматудинов. -М.: Недра, 1974.

102. Справочник по нефтепромысловому оборудованию // Под ред. Е.И. Бухаленко. -М.: Недра, 1990. 510 с.

103. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. // Ш.К. Гиматудинов, Ю.П. Борисов, М.Д. Розенберг и др. М.: Недра, 1983.

104. Татойлгаз Электронный ресурс. / ОАО «Татойлгаз» . — Режим доступа: http://www.tatoilgas.ru, свободный.

105. Тенденции в развитии методов раздельной эксплуатации двух и более пластов в одной скважине Сер. Добыча :3арубеж. Опыт /ВНИИОЭНГ. — 1972.-75с.

106. Трахтман Н.И. Повышение технического уровня штанговых глу-биннонасосных установок за рубежом / Обзорная информация. Серия Машины и нефтяное оборудование. -М.: ВНИИОЭНГ, 1987. 51 с.

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

108. Уразаков К.Р. Проблемы эксплуатации механизированного фонда скважин Западной Сибири и пути их решения. Нефтяное хозяйство, 1995, №12.

109. Уразаков К.Р., Багаутдинов Н.Я., Азнабаев З.М. и др. Особенность насосной добычи нефти на месторождениях Западной Сибири. М.: ВНИИОЭНГ, 1997. - 56 с.

110. Уразаков К.Р. Осложнения при эксплуатации наклонно-направленных и искривленных насосных скважин / Сб. научных трудов БашНИПИнефть. Уфа, 1994. Вып. 88. - С. 81 - 86.

111. Уразаков К.Р. Исследование силы трения в плунжерной паре изогнутого штангового насоса // РНТС Машины и нефтяное оборудование. М.: ВНИИОЭНГ, 1981. №9.-С. 9-10.

112. Фатхутдинов А.Ш., Слепян М.А., Ханов Н.И. и др. Автоматизированный учет нефти и нефтепродуктов при добыче, транспорте и переработке. -М.: ООО «Недра Бизнесцентр», 2002. - 417 с.

113. ЭЛКАМ нефтемаш Электронный ресурс. / ЗАО «ЭЛКАМ - неф-темаш». — Режим доступа: http:// www.elkam.ru, свободный.

114. Юрчук A.M. Расчеты в добыче нефти. М.: Недра, 1974. - 364 с.