Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование технологии эксплуатации газовых скважин с наличием жидкой фазы на забое

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологии эксплуатации газовых скважин с наличием жидкой фазы на забое"

003445140

УДК 622.692

На правах рукописи

Ходжаев Владислав Владимирович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН С НАЛИЧИЕМ ЖИДКОЙ ФАЗЫ НА ЗАБОЕ (на примере Уренгойского месторождения)

Специальность 25 00 17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 4 ШОП 20иЗ

Уфа 2008

003445140

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов»

Научный руководитель - доктор технических наук

Сощенко Анатолий Евгеньевич

Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор

Нугаев Раис Янфурович

- кандидат технических наук Пиядин Михаил Николаевич

Ведущее предприятие - Центр химической механики

нефти АН РБ

Защита диссертации состоится 20 августа 2008 г в II30 на заседании диссертационного совета Д 222 002 01 при ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу 450055, г Уфа, проспект Октября,144/3

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР»

Автореферат разослан 18 июля 2008 г

Ученый секретарь диссертационного совета,

кандидат технических наук хУЛ ---- л п Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы В разработке Уренгойского месторождения находится массивная сеноманская залежь и пластовые залежи валанжинских отложений Наиболее стабильно из них разрабатывается сеноманская газовая залежь В настоящее время добыча газа по объединению «Уренгойгазпром» снижается в результате падения пластового давления

При эксплуатации Уренгойского газоконденсатного месторождения ученые и специалисты столкнулись с рядом проблем, без решения которых невозможно обеспечить устойчивую добычу газа В начальный период разработки газовых и газоконденсатных месторождений высокие дебиты скважин обеспечивают вынос жидкой фазы в капельно-диспергированном виде При дальнейшей эксплуатации месторождения из-за падения пластовых давлений накопление жидкой фазы на забое скважин становится причиной осложнений в их работе из-за явления «самозадавливания»

К настоящему времени гидродинамические закономерности выноса жидкости с забоя газовых скважин изучены недостаточно Необходимо разработать методические основы исследований и обработки опытных данных по выносу жидкости с забоя, установить границы режимов, при которых он возможен, а также разработать технические приемы его реализации

Поэтому исследования по разработке научных принципов и технологических решений, направленных на восстановление работы «самозадавливающих-ся» газовых скважин или продления времени их стабильной эксплуатации созданием благоприятных условий выноса с забоев жидкой фазы являются актуальными для всех газовых и газоконденсатных месторождений страны и особенно для северных регионов

Цель работы - Создание научно обоснованных методов удаления жидкости с забоев газовых скважин на примере Уренгойского месторождения на основе теоретического и экспериментального изучения условий накопления и выноса жидкости из скважин

Основные задачи исследований

1 Изучить структурные формы совместного течения газа и жидкости в вертикальных трубах (подъемных трубах газовых скважин)

2 Систематизировать существующие методы удаления жидкой фазы с забоев газовых скважин и оценить основные принципы, реализуемые в них

3 На основе статистических данных геофизических исследований скважин методом главных компонент выявить основные факторы, оказывающие наибольшее влияние на процесс накопления жидкости на забое низкодебитных газовых скважин

4 На основании анализа механизма движения газа и жидкости в трубах оценить существующие методы удаления жидкости с забоев скважин, выявить их перспективность, возможные осложнения и методы их контроля и предотвращения

5 Оценить применение пенных систем для эксплуатации скважин, склонных к накоплению жидкости на забое, и дать рекомендации по их созданию и применению

Научная новизна

1 На основании обработки данных геофизических исследований скважин с использованием метода главных компонент выявлены основные факторы, оказывающие наибольшее влияние на динамический уровень жидкости, накапливающейся на забое газовых скважин Показано, что на накопление жидкости оказывают накопленный отбор газа, депрессия на пласт, а снижение забойного давления увеличивает вероятность попадания водной фазы в скважину

2 В соотношениях безразмерных комплексов Уоллиса, устанавливающих области присутствия жидкой фазы в результате обработки данных промысловых исследований выявлены три области и построены графические зависимости работы газовых скважин на сеноманской залежи

- отсутствия выноса водной фазы,

- неустойчивой работы и периодического выноса воды,

- полного выноса водной фазы

Получена зависимость для расчета критической величины приведенной скорости газа, выше которой обеспечивается вынос водных скоплений из газовых скважин сеноманской залежи Уренгойского месторождения

3 Разработана математическая модель для определения критической скорости стекания жидкой пленки

4 Исследованы механизм истечения газожидкостной смеси через штуцеры, узкие зазоры, тонкие трубки и влияние режима истечения на температуру смеси

5 Разработана математическая модель для определения температуры ГЖС после штудирования

6 Разработаны устройства для создания эффективных структур потока в насосно-компрессорных трубах и выкидных линиях, защищенные патентами Российской Федерации.

Поставленные в диссертационной работе задачи решены путем теоретических исследований, анализа и обобщения опыта эксплуатации газовых скважин Уренгойского газоконденсатного месторождения, а также промысловых испытаний

Основные защищаемые положения

1 Зависимость для расчета критической величины приведенной скорости газа, выше которой обеспечивается вынос водных скоплений из газовых скважин сеноманской залежи Уренгойского месторождения

2 Статистический анализ данных геофизических исследований скважин и основные факторы, оказывающие наибольшее влияние на динамический уровень жидкости, накапливающейся на забое низкодебитных скважин

3 Математическая модель для расчета критической скорости стекания жидкой пленки со стенок лифтовых труб

4 Математическая модель расчета температуры за суживающим устройством при докритическом и сверхкритическом режиме истечения жидкости

5 Устройства для эффективной эксплуатации нефтегазодобывающих скважин

Практическая ценность результатов работы

1 Разработана математическая модель для расчета критической скорости стенания жидкой пленки со стенок лифтовых труб.

2 Разработана математическая модель расчета критического давления и температуры газожидкостной смеси после штудирования

3 Выполнена оценка методов удаления жидкости с забоев скважин исходя из механизма перехода структур потока и наиболее эффективного использования вносимой дополнительно энергии, выявлены возможные осложнения, даны рекомендации по их предотвращению

4 Подтверждена зависимость для расчета критической величины приведенной скорости газа, выше которой обеспечивается вынос водных скоплений из газовых скважин сеноманской залежи Уренгойского месторождения

5 Показано, что на накопление жидкости оказывают накопленный отбор газа, депрессия на пласт, а снижение забойного давления увеличивает вероятность попадания водной фазы в скважину

6 Установлено, что применение пенных систем является наиболее эффективным и безопасным методом удаления жидкости с забоев скважин Промысловыми экспериментами определены условия применения стержней пенообразователей, сбрасываемых на забой самозадавливающих газовых скважин

Тема диссертационной работы непосредственно связана с программой реконструкции и технического перевооружения газовых промыслов РАО «Газпром»

Апробация работы

- научно-технической республиканской конференции г Уфа,

- заседаниях секции Ученого совета и семинарах Института проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР),

- Международной специализированной выставке «Нефть Газ Технологии 2004 г в Уфе 19 мая 2004 г

Публикации

Основное содержание работы опубликовано в 11 научных трудах, в том числе в 3 патентах Российской Федерации

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций и списка литературы, состоящего из 85 наименований Работа изложена на 127 страницах и иллюстрирована 15 рисунками, содержит 14 таблиц

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, указана цель работы и задачи исследования, отмечена научная новизна и практическая значимость результатов исследования Исследования проведены на примере уникального Уренгойского месторождения.

На данной стадии разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения в связи со значительным падением пластового давления и подъемом газоводяного контакта необходим пересмотр критериев установления технологических режимов скважин с теми или иными видами осложнений Наиболее значимым видом осложнений является самозадавливание скважин Подобные явления характерны и для других газовых месторождений

В первой главе дана характеристика и состояние разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения

Промышленная разработка сеноманской залежи УНГКМ была начата вводом в эксплуатацию УКПГ-1 22 апреля 1978 года, а уже в 1985 году был достигнут проектный уровень годовых отборов - 250 млрд м3 газа

Для форсированного освоения сеноманской залежи, удешевления и упрощения системы промыслового обустройства было внедрено кустовое расположение скважин Принятая система создала определенные сложности в решении проблемы выноса скоплений жидкости из скважин, т к лучевая схема расположения шлейфов не всегда позволяет оценить осложнения, возникающие в каждой скважине куста по отдельности и провести соответствующие мероприятия Учитывая высокие фильтрационные свойства коллекторов, внедренная система дала возможность раннего выхода на проектные уровни добычи газа при отставании сроков ввода в действие технологических объектов Фактические дебиты скважин оказались выше проектных на 30-60 %, что вызвало раннюю активизацию притока жидкости, «пескопроявление» и позже появлению упруговодоиапор-ного режима

Опыт освоения сеноманской залежи уникален, а обозначенные проблемы являются общей болезнью всех газовых месторождений

Движение газа в присутствии жидкой фазы аналогично движению газожидкостных смесей по подъемным трубам фонтанных и газлифтных скважин

Закономерности такого вида движения описываются теорией фонтанных и газ-лифтных подъемников

В главе дан анализ работ, посвященных вопросам исследования совместного движения жидкости и газа применительно к подъемным трубам фонтанных и газлифтных скважин Показана возможность применения основных положений теории фонтанного подъемника для совершенствования технологических операций по выносу жидкой фазы с забоя газовых скважин Установлена аналогия этих процессов с эксплуатацией газлифтных скважин при стержневых режимах движения газожидкостной смеси

Первой по теории эргазлифта была работа, выполненная Г Лорен-цом Позже появилось много работ выдающихся отечественных и зарубежных ученых. К ним относятся В С Меликов, В О Свиндин, Г. Н Сорокер, Д Верслюис, Т. Ф Мур и X Д Уайлд, А П Крылов, Р И Шищенко, Б Д Бакланов, А М Пирвердян, Н М Герсеванов, П П Аргунов В Г. Багдасаров, И Т Гладков, В А Архангельский, А А Арманд, Ф X Поэтман, П Г. Карпентер, Н Н Репин, А И. Дьячук, В А Сахаров, В А Амиян, Г А Халиков и др

Из анализа выполненных исследований следует, что одним из основных факторов, определяющих движение газа и жидкости в подъемных трубах, является структура газожидкостного потока В теории газлифта отмечается три вида структур- эмульсионные (пенные), четочные (пробковые) и стержневые

Стержневой режим движения газожидкостных потоков в приложении к фонтанному и газлифтному способам эксплуатации скважин справедливо считается малоэффективным из-за низкого коэффициента полезного действия и изучен в меньшей степени В то же время этот режим является наиболее вероятным для скважин газовых и газоконденсатных месторождений

Не все исследователи, работавшие в области теории и практики эргазлифта, изложили свою точку зрения на физическую сущность этого процесса

Считая, что знание основных закономерностей этого процесса позволит как правильно оценить, так и выбирать оптимальные условия его контролирования, в работе предложена концепция механизма движения газа и жидкости и формирования структур газожидкостного потока, когда активным и преобладающим элементом является расширяющийся газ Показан механизм дробления капель жидкости в высокоскоростном потоке расширяющегося с падением дав-

ления по высоте скважин газа Дано объяснение явлению «проскальзывания», перераспределению жидкой фазы в потоке, возникновению продольных пульсаций давления, наблюдающихся как в вертикальных, так и в горизонтальных трубах

Во второй главе приводятся результаты промыслового анализа условий накопления и химического состава жидкости на забое газовых скважин

На основании исследования состава жидкой фазы выделены три группы вод в газовых скважинах, отличающиеся своим составом и минерализацией пластовая, конденсационная и техногенная Пластовая вода газовых скважин имеет общую минерализацию от 17,6 до 18,4 г/литр и относится к хлоркаль-циевому типу по классификации Сулина

Конденсационные воды являются результатом конденсации паров воды, растворенной в природном газе Эта группа вод характеризуется более низкой минерализацией (от 0,05 до 1,0 г/литр)

Техногенные воды представляют собой технологические растворы, применяемые в процессе бурения и капитального ремонта скважин, с минерализацией порядка 40-50 г/литр Для Уренгойского месторождения наиболее характерными являются растворы солей СаСЬ, ЫаС1 и КС1

Для обоснования направлений дальнейших исследований по разработке методов выноса жидкой фазы из газовых скважин проведен регрессионный анализ накопления жидкости на забое газовых скважин в зависимости от условий эксплуатации, на основании которого методом главных компонент выявлены наиболее значимые факторы, определяющие величину динамического уровня жидкой фазы на забое скважин Получена зависимость в виде

у = 57,65+0,000136x1-1,66x2+0,00019x3-0,269x4-0,00406x5-0,53x6 где у - динамический уровень жидкости в скважине, м, Х| - дебит скважины на газу, тыс нм3/сут, х2 - накопленный отбор газа, млрд м3, х3 - забойное давление, 10"7 МПа, х4 - общая минерализация воды, г/л, х5 - диаметр НКТ, мм, х6 - депрессия на пласт, 10"' МПа

На рисунке 1 показан график зависимости динамического уровня жидкости в скважине от величины забойного давления.

Рисунок 1 - График зависимости динамического уровня жидкости в скважине от величины забойного давления

Установлено, что на динамический уровень наибольшее влияние оказывают накопленный отбор газа и депрессия на пласт Снижение забойного давления увеличивает вероятность попадания водной фазы в скважину

С ростом минерализации водной фазы и увеличением ее плотности ухудшаются условия выноса воды из скважины Рост дебита снижает уровень жидкости в скважине Накопление песка в скважине вызывает естественный рост уровня жидкости на забое С уменьшением диаметра НКТ улучшается вынос жидкости с забойного участка

В третьей главе излагаются результаты исследований по выносу водных скоплений из скважин Показано, что для подъема пластовой воды с забоя скважин могут быть использованы следующие методы

• переход на меньший типоразмер подъемных труб,

• спуск в колонну подъемных труб сифонных трубок малого диаметра,

• механизированный подъем жидкости из скважин (глубинные насосы, газлифт),

• снижение плотности столба жидкости в скважине вводом на забой пе-нообразующих поверхностно-активных веществ (ПАВ)

Дана оценка преимуществ и недостатков каждого метода в условиях Севера. Установлено, что наиболее технически и экологически надежным и реализуемым на практике без изменения существующей системы добычи, сбора и подготовки газа на промыслах является метод с применением ПАВ

Сущность метода заключается в том, что при закачке пенообразующего ПАВ в скважину, растворении его в пластовой жидкости и прохождении газа через столб раствора образуется пенная структура, состоящая из пузырьков газа, разделенных пленкой жидкости Пенообразование обеспечивается снижением поверхностного натяжения воды в ее растворе с ПАВ При этом плотность пены значительно меньше плотности пластовой жидкости

Немногие из синтезированных и промышленно выпускаемых ПАВ и стабилизаторов могут быть эффективно использованы в газовой промышленности особенно в условиях месторождений Крайнего Севера

Основными показателями, характеризующими свойства пен, являются устойчивость, реологические характеристики, плотность, упругость Продолжительность существования пены зависит от вида и концентрации ПАВ, кратности пены, ее температуры, дисперсности, наличия стабилизаторов

Для условий Уренгойского месторождения предложены следующие ПАВ

• неонол (АФ-С9-12) по ТУ 38 10772-85,

• ПАВ ОП-Ю по ГОСТ 8433-81,

• марвелан КО - (Германия),

• ПО-1Д по ТУ 38 10799-88,

• ПО-6К по ТУ 38 10740-82

С использованием методики количественной оценки объемов выносимой из газовых скважин воды проведено изучение влияния типа пластовых вод и давления на устойчивость пенных систем Применяемая методика позволяет оценить долю поступления пластовой воды как по отдельной скважине, так и по УКПГ в целом

Установлено, что значительная часть скважин, эксплуатирующих сено-манскую залежь месторождения, работает без выноса пластовой воды Вынос конденсационной воды по этим скважинам находится в пределах 0,3 - 0,5 г/м3 Вынос пластовой воды наблюдается на 15 % эксплуатирующихся скважин Большинство этих скважин выносят пластовую воду в пределах 0,1-1,0 м3/сут

Лабораторные испытания влияния типа пластовых вод на устойчивость пенных систем с использованием анионоактивного реагента сульфанола и не-ионогенных ОП-Ю и Шкопау с пресной и пластовой водой хлоркальциевого типа и стабилизаторами пен КМЦ 600, жидкое стекло, ССБ, ММЦ-БТР показа-

ли, что при приготовлении пен на основе пресной воды лучшими стабилизаторами оказались КМЦ-600 и ММЦ-БТР, при приготовлении пен на основе хлор-кальциевой воды лучшими стабилизаторами являются жидкое стекло, сульфанол с жидким стеклом дает наибольший эффект Пены на основе пластовых вод с ОП-Ю и сульфанолом и стабилизаторами КМЦ-600 и жидким стеклом имеют практически одинаковые свойства

Ввод пенообразующих поверхностно-активных веществ можно осуществить как в виде растворов, так и в виде твердых стержней Из этих двух методов более технологичным является метод централизованной подачи раствора ПАВ в скважины с установки комплексной подготовки газа (УКПГ) совместно с ингибитором гидратообразования (метанолом) В то же время представляет интерес выборочная обработка скважин путем сброса твердых стержней, например, для запуска низкодебитных самозадавливающихся скважин В промысловой практике подобные скважины, обычно, запускают в работу путем периодической продувки на факел, что связано с загрязнением атмосферного воздуха

На Уренгойском месторождении на группе скважин, которые относятся к условно низкодебитным, что не позволяет осуществлять нормальную их эксплуатацию в газосборный коллектор, были проведены промысловые эксперименты с целью испытания ПАВ-пенообразователей в виде твердых стержней для выноса с забоя скважины жидкой фазы Анализ эффективности обработок по скважинам показал, что обработку самозадавливающихся газовых скважин спуском стержней-пенообразователей необходимо проводить до полной их остановки после продувки на факел, что обеспечивает снижение забойного давления, вынос жидкой фазы в виде пены и продление периода работы между обработками Для эффективной работы стержней-пенообразователей их необходимо применять лишь в скважинах, имеющих небольшие зумпфы (до 5-10 метров)

Таким образом, работоспособность твердых пенообразователей существенно ограничивается величиной зумпфа При больших зумпфах на забое скважины режим «барботажа» невозможен, так как стержни ложатся на забой, ввиду того, что плотность состава стержней значительно выше плотности воды и они не производят полезной работы по вспениванию

Анализ результатов опытно-промышленных испытаний пенообразователя ПО-1Д для выноса жидкости с забоя скважин показал, что по истечении срока

хранения его можно применять для выноса жидкости с забоя скважин Этот пенообразователь выпускается промышленно, является наиболее доступным на газовых промыслах и используется как средство пожаротушения По истечению срока хранения он подлежит утилизации, так как не может быть использован по прямому назначению

Свойства пенообразователя позволяют использовать его на промыслах путем централизованной подачи совместно с ингибиторами гидратообразова-ния В результате проведенной обработки дебит скважины возрос на 14 %, динамический уровень снизился на 19 метров, что свидетельствует о выносе жидкости с забоя скважины

На сеноманской залежи Уренгойского месторождения были проведены гидродинамические исследования скважин, на которых наблюдалось накопление и вынос воды Из числа обследованных скважин, по которым имелись наиболее полные и достоверные результаты исследований, и работа которых не осложнялась выносом песка, проведена обработка данных о выносе жидкости с забоев скважин и условий «захлебывания» в зависимости от безразмерных комплексов Уоллиса для жидкой и газовой фаз

I* =1г ТрЛв о (рж-рг)Г1/2 ,

4=1ж ТрЛ ° (Рж-Рг)Г1/2 Результаты обработки приведены на рисунке 2, на котором показана построенная по данным промысловых исследований зависимость (Гж)0'5 от (Гг)0-5

Из рисунка 2 следует, что для скважин, по которым наблюдается вынос водных скоплений, взаимосвязь безразмерных комплексов Уоллиса описывается равенством

где 1ж = С^/Б - приведенная скорость жидкой фазы, 1Г = СУБ - приведенная скорость газовой фазы, <3Г - объемный расход газовой фазы, Б - площадь поперечного сечения НКТ, С2Ж - объемный расход жидкой фазы

На рисунке 2 видны три характерные области зависимости от (1*г)0,5, условные границы между которыми показаны пунктирными линиями

(1ж*)

0,2000

0,1500

0 1000

0 0500

0,0000

0,0000

II

■

0 0500

0,1000

у = 0,9б5х = 0,9115

0,1500

0 2000

0 5 0 2500

(!г)

Область выноса водных скоплений Область неустойчивой Область отсутствия выноса

работы водных скоплений

Рисунок 2 - Зависимость (1ж* )0-5 от (1г* )°5 для скважин сеноманской залежи Уренгойского ГКМ

I - Область значений (1'г)0,5от 0 до 0,114 -отсутствия выноса водной фазы, П - Область значений (Гг)45 от 0,114 до 0,156- неустойчивой работы и периодического выноса воды,

Ш - Область значений от 0,156 и выше - с полным выносом водной

фазы

Из рисунка 2 видно, что в качестве критического значения безразмерного комплекса по газу при достижении которого происходит вынос жидкости может быть принято значение, равное 0,114, т е

(0%, = 0,142 или (Окр=0.198

Выражение для приведенной скорости газа, выше которой обеспечивается вынос водных скоплений, имеет вид

^^р^к^Рж-Рг)]0'5.

Рг'

где рж - плотность жидкой фазы, рг - плотность газовой фазы, Б - внутренний диаметр НКТ, § - ускорение свободного падения

Расчеты показывают, что величина критической скорости газа для сено-манской залежи Уренгойского месторождения равна ~ 3,9 м/сек, а значение критического дебита для насосно-компрессорных труб условным диаметром 168 мм ~ равно 357 тыс м3/сут

В четвертой главе рассмотрены некоторые вопросы выбора технологических режимов и подбора технических средств, обеспечивающих работоспособность газовых скважин с наличием жидкой фазы на забое

В процессе освоения и разработки газовых месторождений нарушается природное фазовое равновесие в средах, меняется давление в коллекторах пластов и на забое Гидродинамика процессов в пластах определяется как геологическими характеристиками, так и технологическим регламентом разработки

Движение газа и жидкости по подъемным трубам с возникающими структурами потока, фактически также является следствием нарушения фазового равновесия и отражает тенденцию к его восстановлению Различный характер отклика на эти нарушения в фазах, скорость внутренних процессов и переходов в

фазах приводят к различным физическим проявлениям как эффект «проскальзывания», пульсации давления, переформированию структур потока и т д

Наиболее наглядно все подобные проявления наблюдается при движении газа и жидкости в штуцерах и диафрагмах, устанавливаемых на забое скважин с целью регулирования дебита газовых и газоконденсатных высоконапорных скважин Штуцеры устанавливаются и на забое скважин для подачи газа для выноса водных скоплений В главе на примере истечения через штуцер рассмотрен механизм формирования различных структур и влияния на них скорости внутренних процессов в фазах

В результате анализа экспериментальных и промысловых данных установлено, что параметром, определяющим возможные картины течения, является скорость движения как следствие заданного перепада давления Р] на входе и Р2 на выходе из суживающего устройства

Из анализа данных следует, что для любого газосодержания Р может существовать такое давление Р2 = Ркр, при котором массовый расход ГЖС перестает возрастать Он принимает максимальное значение, называемое «критическим расходом», наступает явление называемое «запиранием» Установлено, что при критическом истечении температура ГЖС не меняется, в то время как при сверхкритическом режиме (Р2 > Ркр) наблюдается незначительное, а при докри-тическом режиме (Р2 < Ркр), в степени возрастающей с величиной отклонения -значительное понижение температуры

Критическое течение наступает при скорости движения ГЖС, равной скорости прохождения звука в этой ГЖС среде При этом скорость прохождения звука в газожидкостной дисперсной среде значительно ниже, чем в составляющих ее фазах При критической скорости (скорости звука) происходит формирование новой структуры ГЖС за счет перераспределения внешних сил путем перевода их в другие формы при дроблении, потери на трение при сохранении внутренней энергии компонент.

При отклонении скорости движения газожидкостного от критической формирование структуры происходит за счет внутренних сил, тес выходом из изотермического режима При этом наблюдаемые картины потока отражают степень отклонения, тенденцию фаз восстановить фазовое равновесие и скоростные возможности фазовых превращений и взаимодействий

Для определения температуры ГЖС в результате штуцирования, а также в местах сужения потока при режимах отличных от критического дается математическая модель

Для расчета критического давления при истечении ГЖС при заданных буферном давлении рь температуре Т, дебите нефти QH0, газовом факторе Г0, плотности нефти рно и газа рго, площади проходного сечения отверстия штуцера F, коэффициенте сжимаемости z используется формула

Расчет изменения температуры выполняется для каждой из фаз отдельно с использованием соответствующих коэффициентов Джоуля - Томсона с одновременным выравниванием температур на основе обмена тепловой энергией Средняя температура газожидкостной смеси рассчитывается по формуле

Установлено, что при совместном движении газа и жидкости по подъемным трубам наиболее вероятной является стержневая структура, при которой наблюдается наличие пленки на стенке трубы и газопузырьковая смесь в ее центре При невысоких скоростях газовой фазы пленка стекает вниз к забою скважины и жидкая фаза не выносится на поверхность, постепенно скапливаясь и создавая условия глушения скважины (противоток) При высоких скоростях газовой фазы возникает значительные касательные напряжения на границе жидкости и газа, которые заставляют жидкость двигаться вверх (прямоток) На рисунке 3 модель течения жидкости в противотоке и прямотоке

В главе дана математическая модель для расчета критической скорости стекания жидкости со стенок лифтовых труб, при которой начинается ее накопление на забое скважины в виде

где С - фазовая скорость волн на пленке,

а - поверхностное натяжение на границе «жидкость -газ»,

рг - плотность газа,

р, ц - плотность и вязкость жидкости,

Г - плотность орошения на единицу ширины стенки

QHKpPHKp^yflH^H Qr2PrCyfl[-Tr

Qr2PrC удг РнкрРнкрСудн

а - противоток, в - прямоток Рисунок 3 - Профиль скорости в жидкой пленке в противотоке и прямотоке В главе дается ряд технических средств обеспечивающих работоспособность газовых скважин с наличием на забое жидкой фазы

Когда пластовое давление падает, и газовая фаза не обеспечивает вынос жидкости из скважины, она накапливается на забое и является причиной резкого снижения дебита скважины или приводит к полной остановке скважины В этом случае в скважине устанавливают диспергатор для выноса жидкости из скважины ниже уровня жидкости ~ 50 метров

На рисунке 4 приведен общий вид устройства

Устройство представляет собой корпус 1 выполненный из двух усеченных конусов 2 и 5, соединенных между собой меньшими основаниями цилиндрической вставкой 3 и гидравлически сообщающихся с полостью насосно-компрессорных труб посредством каналов 4, выполненных в корпусе 1 диспер-гатора

Устройство работает следующим образом

Первоначально при движении одной фазы согласно закону Бернулли скорость в цилиндрической вставке 3 будет выше, а давление в ней Р2 ниже, чем давление перед диспергатором в его конусной части 5 В результате наличия перепада давления ДР = Р] - Р2 жидкость б из кольцевого слоя по каналам 4 будет вовлекаться в цилиндрическую вставку 3 и впрыскиваться в поток газа (эффект пульверизатора) и далее при выходе из конусной части 2 корпуса 1 диспергатора движется в виде смеси жидкости в газе

Рисунок 4 - Диспергатор для выноса водных скоплений из газовых скважин

При эксплуатации фонтанных скважин использование устьевого штуцера или других суживающих устройств, служащих снижению устьевого давления приводит к таким явлениям как их перемерзание вследствие образования гид-ратной пробки, выпадение гидратов и парафинов в выкидных линиях, препятствующим сохранению рабочего режима Особенно ярко это проявляется при добыче газового конденсата и нефтей с высоким газовым фактором Выпадение гидратов и парафинов можно сократить, используя метод каскадного дросселирования Гарантированно исключить образование гидратов при каскадном дросселировании газожидкостных смесей и учесть колебания в работе скважин позволяет разработанное нами и защищенное патентом Российской Федерации устройство

Суть изобретения заключается в том, что выкидная линия со штуцерами, рассчитанными для работы в избранном режиме и расположенными последовательно, помещена в трубопровод большего диаметра с образованием межтрубного пространства для прокачивания нагретой в печи смеси нефти до температуры, исключающей образование гидратов

На рисунке 5 приведена принципиальная схема устройства

—М-

т

ЯСЕ^ЩЗ -гт-г^Щ-т

со скВафиш

Рисунок 5 - Устройство для предотвращения образования гидратов Устройство работает следующим образом

Продукция скважины поступает в выкидную линию 1, в которой установлены штуцеры 2 для каскадного снижения давления, а в трубопровод 3 по трубопроводу 4 подают подогретую в печи 5 до температуры, предотвращающей образование гидратов, нефть Далее продукция скважины поступает на установку подготовки нефти

Предложено устройство технического обслуживания запорной арматуры для снижения утечек и потерь газа

При добыче, сборе и транспорте газа уплотнительные элементы запорной арматуры постоянно находятся в контакте с рабочей средой, смазывающие характеристики которой чрезвычайно низки Поэтому зазоры между подвижными элементами арматуры и корпусом необходимо уплотнять периодической набивкой вязкой смазки Использование при добыче газа технологий, которые предусматривают ввод в рабочую среду поверхностно-активных'веществ, в определенных условиях могут способствовать вымыванию смазки, так как большинство ПАВ обладают высокой моющей и гидрофилизирующей активностью

Предложенные конструктивные изменения позволяют изменяя массу твердотопливного элемента в широком диапазоне регулировать уровни давлений для вытеснения пасты, значительно облегчить обслуживание арматуры, повысить культуру производства и, тем самым, повысить надежность систем и снизить непроизводительные потери газа

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 На основании предложенного механизма формирования структур газожидкостного потока в вертикальных трубах выполнен анализ существующих методов выноса жидкой фазы с забоя скважин, выделены основные принципы, реализуемые в них Установлено, что наиболее эффективным и экологически безопасным является использование пенообразователей

2 Расчет границ существования областей устойчивого и неустойчивого выноса жидкости может быть выполнен с использованием методики, основанной на обработке опытных данных по эксплуатации скважин в безразмерных координатах Уоллиса При этом результаты расчетов у различных авторов дают хорошее совпадение Расчеты показывают, что величина критической скорости газа для сеноманской залежи Уренгойского месторождения равна ~ 3,9 м/с

3 По результатам промысловых геофизических условий выполнен регрессионный анализ накопления жидкости и песка на забое газовых скважин Показано, что с увеличением накопленного отбора газа, депрессии на пласт и минерализации воды и падения забойного давления, уровень жидкости на забое воз-

растает С ростом дебита газа и уменьшением диаметра НКТ уровень жидкости на забое снижается

4 Расчет критической скорости газовой фазы, при которой происходит «захлебывание» стекающей пленки жидкости, т е смена направления движения и унос жидкости движущимся потоком газа, может быть выполнен аналитически с использованием предложенной математической модели Показана теоретическая связь толщины стекающей со стенки труб пленки жидкости с плотностью орошения, вязкостью и плотностью жидкости

5 Путем обработки экспериментальных данных по движению газожидкостных потоков в вертикальных трубах при высоких газосодержаниях и в условиях диспергирования жидкости газом с образованием пристенного слоя жидкости показано, что четочный и стержневой режимы не обеспечивают полного выноса жидкости из скважин

6 Установлено, что формирование газожидкостной смеси при критическом режиме представляет собой изотермический процесс, происходящий за счет перераспределения внутренних и внешних сил Разработана математическая модель расчета температуры за суживающим устройством при докритиче-ском и сверхкритическом режиме истечения

7 Приведены промысловые эксперименты по использованию пенообразователей в скважинах в виде твердых стержней и жидкости ПО-1Д, подаваемой на забой совместно с ингибитором гидратообразования Установлена технологическая эффективность их применения в «самозадавливающихся» скважинах

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

1 Ходжаев В В , Сальникова С Н, Карамышев В Г, Ямлихин Р Р , Хисае-ва А И Механизм истечения газожидкостной смеси через суживающие устройства Влияние режима истечения на температуру смеси // Труды ОАО «Геофизика» / Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти - 2005 - вып 2 -С 242-246

2 Ходжаев В В , Сальникова С Н, Карамышев В Г, Ямлихин Р Р, Хисае-ва А И Исследование зависимости изменения температуры газожидкостной

смеси от режимов истечения через штуцеры // Труды ОАО «Геофизика» / Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти - 2005 - выл 2 - С 247-253

3 Ходжаев В В , Сальникова С.Н, Карамышев В Г , Ямлихин Р Р Математическая модель расчета температуры газожидкостной смеси и критического давления после штуцирования // Тр ин-та / Институт проблем транспорта энергоресурсов - 2006 - вып 66 - С 39-49.

4. Ходжаев В .В, Немыкин ЕБ, Карамышев В Г Опыт эксплуатации газовых скважин Уренгойского месторождения // Тр ин-та /Институт проблем транспорта энергоресурсов - 2006 - вып 66 - С.62-65

5 Ходжаев В В, Немыкин Е В, Карамышев В Г Исследование способов борьбы с осложнениями при добыче газа // Тр ин-та /Институт проблем транспорта энергоресурсов - 2006 - вып. 66.- С 35-38.

6. Ходжаев В В, Немыкин ЕВ, Карамышев ВГ. Техническое средство для снижения утечек и потерь газа // Тр ин-та /Институт проблем транспорта энергоресурсов - 2006 - вып 66 - С.316-319

7 Хисаева А И, Ходжаев В В Некоторые вопросы оптимизации промысловой транспортировки нефтей с высоким газовым фактором // Нефтепромысловое дело.-2005-№10-С 47-48.

8 Сабитов С 3, Зиазетдинов А 3, Сабитов О.С, Ходжаев В В. Скважинный фильтр // Тр ин-та / Институт проблем транспорта энергоресурсов - 2006 - вып 66 -С 50-57

9 Патент на полезную модель №54621 Устройство для предотвращения образования гидратов в выкидных линиях нефтяных скважин / А Г Гумеров, В В. Ходжаев, В Г. Карамышев, РР. Ямлихин - 2005120570, Заявл 01 07.2005, Опубл 10 07 2006, Бюл №19 - С 2

10. Патент на полезную модель № 61375 МПК F16J 15/14 Устройство для набивки уплотнительной пасты в арматуру трубопровода / А.Г. Гумеров, В Г. Карамышев, В В. Ходжаев -2006133494, Заявл 18 09 2006, опубл. 27.02 2007, Бюл 6.- С 2.

11. Патент на полезную модель № 66413, МПК Е21В 43/00 Диспергатор для выноса водных скоплений из газовых скважин / А Г Гумеров, О М Юсупов, В Г Карамышев, Хо Нам Чунг, В В Ходжаев, В В Болотов -2007114102, Заявл 13 04 2007, Опубл 10 09 2007, Бюл № 25, С 1

Фонд содействия развитию научных исследований Подписано к печати 14 07 2008 г Бумага писчая Заказ № 317 Тираж 100 экз Ротапринт ИПТЭР 450055, г Уфа, проспект Октября, 144/3

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Ходжаев, Владислав Владимирович

Введение 4 1. Характеристика Уренгойского месторождения и обзор исследований в области движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах

1. 1 Краткая характеристика и состояние разработки сеноманской залежи

1.2 Обзор исследований в области движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах

1.3 Механизм движения жидкости и формирование структур газожидкостного потока

Выводы

2. Промысловый анализ условий накопления жидкости на забое газовых скважин и ее химического состава

2.1 Химический состав жидкой фазы на забое скважины

2.2 Регрессионный анализ накопления жидкости на забое в зависимости от условий эксплуатации скважин

2.2.1 Методика анализа промысловых данных •

2.2.2 Корреляционный анализ исходных параметров 35 Выводы

3. Исследование выноса водных скоплений из газовых скважин

3.1 Основные методы интенсификации выноса водных скоплений и реализуемые в них принципы

3.2 Удаление жидкости из скважин с помощью плунжерного лифта

3.3 Удаление жидкости из скважин с помощью пенообразующих ПАВ

3.4 О возможном ассортименте пенообразующих ПАВ для выноса водных скоплений из газовых скважин

3.5 Влияние типа пластовых вод и давления на устойчивость пенных систем

3.5.1 Методика количественной оценки объемов выносимой из газовых скважин воды

3.5.2 Анализ результатов расчета объемов поступающей на УКПГ воды

3.6 Оценка критического дебита скважин

3.7 Промысловые эксперименты по выносу жидкости из газовых скважин

3.8 Испытания пенообразователя ПО-1Д для выноса жидкости с забоя скважин

Выводы

4 Технологические приемы и технические средства для обеспечения работоспособности газовых скважин с наличием жидкости на забое

4.1 О возможности использования опыта газлифтной добычи нефти и транспорта газожидкостных смесей при выборе технологии и технических средств для выноса водных скоплений с забоев газовых скважин

4.2 Критическое истечение через штуцер

4.3 Стекание жидкой пленки со стенок лифтовых труб

4.3.1 Механизм формирования жидкой пленки на внутренней поверхности НКТ газовых скважин при барботировании газа через слой жидкости

4.3.2 Математическая модель расчета критической скорости стекания со стенок лифтовых труб жидкости

4.4 Математическая модель расчета критического давления и температуры газожидкостной смеси после штуцирования

4.5 Диспергатор для выноса водных скоплений

4.6 Предотвращение образования гидрато-парафиновых выпадений в выкидных линиях скважин и скважинах, использующих суживающие устройства для выноса жидких скоплений с забоев газовых скважин

4.7 Устройство технического обслуживания запорной арматуры для снижения утечек и потерь газа

Выводы

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование технологии эксплуатации газовых скважин с наличием жидкой фазы на забое"

Крупнейшее в России Уренгойское газовое месторождение было введено в эксплуатацию в 1978 г. и к середине 1980-х годов обеспечивало почти половину отраслевой добычи газа.

В разработке Уренгойского месторождения находятся массивная сено-манская газовая залежь и пластовые залежи валанжинских отложений. Наиболее стабильно работает сеноманская газовая залежь с годовым уровнем отбора газа 250 млрд м3. В настоящее время добыча газа по объединению «Уренгойгаз-пром» снижается в результате существенного падения пластового давления.

При эксплуатации Уренгойского НГКМ ученые и специалисты газовой отрасли столкнулись с рядом проблем, без решения которых невозможно обеспечить устойчивую добычу газа. В период падающей добычи появляется большое число скважин, эксплуатация которых осложнена наличием забойных песчаных и псевдоожиженных пробок, накоплением на забое жидкости и механических примесей.

В начальный период разработки Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения высокие дебиты скважин обеспечивали вынос жидкой фазы в капельно-диспергированном виде. При дальнейшей эксплуатации месторождения из-за падения пластовых давлений накопление жидкой фазы на забое скважин стало причиной осложнений в их работе из-за явления самозадавливания.

Подобные явления характерны и для других газовых месторождений, в том числе для месторождения Медвежье. Так, в [64] отмечается «Эксплуатация скважин с дебитами, не обеспечивающими очистку забоя, приводит к образованию столба жидкости на забое скважины, постепенному увеличению его высоты, созданию противодавления на пласт и глушению (самозадавливанию) скважин. Дальнейшая их эксплуатация возможна при достаточно частых продувках с целью очистки забоя от пластовой и конденсационной воды (для скважин с диаметром НКТ 168 мм и при значении депрессии на пласт до 1 ата количество продувок достигает 1-2 раза в неделю)».

Цель работы — Создание научно обоснованных методов удаления жидкости с забоев газовых скважин на примере Уренгойского месторождения на основе теоретического и экспериментального изучения условий накопления и выноса жидкости из скважин.

Основные задачи исследований

1. Систематизировать существующие методы удаления жидкой фазы с забоев газовых скважин и оценить рациональные границы их применимости.

2. Изучить структурные формы совместного течения газа и жидкости в вертикальных трубах (подъемных трубах газовых скважин). Установить границы их существования, условия перехода и возможность накопления жидкой жидкой фазы.

3. На основе статистического анализа данных геофизических исследований скважин методом главных компонент выявить основные факторы, оказывающие наибольшее влияние на процесс накопления жидкости на забое низко-дебитных газовых скважин.

4. Обосновать применение пенных систем для эксплуатации скважин, склонных к накоплению жидкости на забое.

5. На основе фактических данных эксплуатации определить условия выноса жидкости с забоев газовых скважин.

Научная новизна

1. На основании обработки данных геофизических исследований скважин с использованием метода главных компонент выявлены основные факторы, оказывающие наибольшее влияние на динамический уровень жидкости, накапливающейся на забое газовых скважин. Показано, что на накопление жидкости оказывают накопленный отбор газа, депрессия на пласт, а снижение забойного давления увеличивает вероятность попадания водной фазы в скважину.

2. В соотношениях безразмерных комплексов Уоллиса, устанавливающих области присутствия жидкой фазы в результате обработки данных промысловых исследований выявлены три области и построены графические зависимости работы газовых скважин на сеноманской залежи по состоянию скважин на 2005 год:

- отсутствия выноса водной фазы;

- неустойчивой работы и периодического выноса воды;

- полного выноса водной фазы;

Получена зависимость для расчета критической величины приведенной скорости газа, выше которой обеспечивается вынос водных скоплений из газовых скважин сеноманской залежи Уренгойского месторождения.

3. Разработана математическая модель для определения критической скорости стекания жидкой пленки.

4. Исследованы механизм истечения газожидкостной смеси через штуцера, узкие зазоры, тонкие трубки и влияние режима истечения на температуру смеси.

5. Разработана математическая модель для определения температуры после штуцирования.

6. Разработаны устройства для создания эффективных структур потока в насосно-компрессорных трубах и выкидных линиях, защищенные патентами Российской Федерации.

Основные защищаемые положения

1. Уточненная зависимость для расчета критической величины приведенной скорости газа, выше которой обеспечивается вынос водных скоплений из газовых скважин сеноманской залежи Уренгойского месторождения.

2. Статистический анализ данных геофизических исследований скважин и основные факторы, оказывающие наибольшее влияние на динамический уровень жидкости, накапливающейся на забое низкодебитных скважин.

3. Математическая модель для расчета критической скорости стекания жидкой пленки со стенок лифтовых труб.

4. Математическая модель расчета температуры за суживающим устройством при докритическом и сверхкритическом режиме истечения жидкости.

5. Устройства для эффективной эксплуатации нефтегазодобывающих скважин.

Практическая ценность и реализация результатов в промышленности

1. Разработана математическая модель для расчета критической скорости стекания жидкой пленки со стенок лифтовых труб

2. Разработана математическая модель расчета критического давления и температуры газожидкостной смеси после штуцирования.

3. Выполнена оценка методов удаления жидкости с забоев скважин исходя из механизма перехода структур потока и наиболее эффективного использования вносимой дополнительно энергии, выявлены возможные осложнения, даны рекомендации по их предотвращению.

4 Подтверждена зависимость для расчета критической величины приведенной скорости газа, выше которой обеспечивается вынос водных скоплений из газовых скважин сеноманской залежи Уренгойского месторождения.

5. Показано, что на накопление жидкости оказывают накопленный отбор газа, депрессия на пласт, а снижение забойного давления увеличивает вероятность попадания водной фазы в скважину.

6. Применение пенных систем определено как наиболее эффективное и безопасное. Промысловыми экспериментами установлены условия применения стержней пенообразователей, сбрасываемых на забой самодавлеющих газовых скважин.

Тема диссертационной работы непосредственно связана с программой реконструкции и технического перевооружения газовых промыслов РАО «Газпром».

Результаты работы докладывались и обсуждались на:

- научно-технической республиканской конференции г. Уфа;

• I

- заседаниях секции Ученого совета и семинарах Института проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР);

- Международной специализированной выставке «Нефть. Газ. Технологии 2004 г. в Уфе 19 мая 2004 г.

Публикации

Основное содержание работы опубликовано в 11 научных трудах, в том числе в 3 патентах Российской Федерации.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций и списка литературы, состоящего из 85 наименований. Работа изложена на 127 страницах и иллюстрирована 15 рисунками, содержит 14 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Ходжаев, Владислав Владимирович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основании предложенного механизма формирования структур газожидкостного потока в вертикальных трубах выполнен анализ существующих методов выноса жидкой фазы с забоя скважин, выделены основные принципы, реализуемые в них. Установлено, что наиболее эффективным и экологически безопасным является использование пенообразователей.

2. Расчет границ существования областей устойчивого и неустойчивого выноса жидкости может быть выполнен с использованием методики, основанной на обработке опытных данных по эксплуатации скважин в безразмерных координатах Уоллиса. При этом результаты расчетов у различных авторов дают хорошее совпадение. Расчеты показывают, что величина критической скорости газа для сеноманской залежи Уренгойского месторождения равна -3,9 м/с.

3. По результатам промысловых геофизических условий выполнен регрессионный анализ накопления жидкости и песка на забое газовых скважин. Показано, что с увеличением накопленного отбора газа, депрессии на пласт и минерализации воды и падения забойного давления, уровень жидкости на забое возрастает. С ростом дебита газа и уменьшением диаметра НКТ уровень жидкости на забое снижается.

4. Расчет критической скорости газовой фазы, при которой происходит «захлебывание» стекающей пленки жидкости, т.е. смена направления движения и унос жидкости движущимся потоком газа, может быть выполнен аналитически с использованием предложенной математической^ модели. Показана теоретическая связь толщины стекающей со стенки труб- пленки жидкости с плотностью орошения, вязкостью и плотностью жидкости.

5. Путем обработки экспериментальных данных по движению газожидкостных потоков в вертикальных трубах при высоких газосодержаниях и в условиях диспергирования жидкости газом с образованием пристенного слоя жидкости показано, что четочный и стержневой режимы не обеспечивают полного выноса жидкости из скважин.

6. Установлено, что формирование газожидкостной смеси при критическом режиме представляет собой изотермический процесс, происходящий за счет перераспределения внутренних и внешних сил. Разработана математическая модель расчета температуры за суживающим устройством при докритиче-ском и сверхкритическом режиме истечения.

7. Приведены промысловые эксперименты по использованию пенообразователей в скважинах в виде твердых стержней и жидкости ПО-1Д, подаваемой на забой совместно с ингибитором гидратообразования. Установлена технологическая эффективность их применения в «самозадавливающихся» скважинах.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Ходжаев, Владислав Владимирович, Уфа

1. A. с 317781 СССР, МКИ5 Е 2В 41/00. Способ повышения эффективности работы газлифтных подъемников / Н. Н. Репин, А. И. Дьячук, О. М. Юсупов и др. // Бюл. Открытия. Изобретения.- 1971.- № 31.- С. 117.

2. A.c. № 1513130, МПК Е21В 43/00. Способ газлифтной добычи нефти и устройство для его осуществления / Г.Г. Корнилов, В.Г. Карамышев, Ю.И. Толкачев и др. -4260392/23-03; Заявл. 08.04.87; Опубл. 07.10.89, Бюл. 37.- С.4.

3. А.с. № 896478 СССР, МПК B01N3/04. Устройство для искусственного приготовления структур газожидкостного потока / H.H. Репин, М.Ф. Коваленко, В.Г. Карамышев (СССР).- 2801028/23-26; Заявл. 19.07.79; Опубл. 30.06.81, Бюл. 24.- С.4.

4. Абызбаев И. И., Куликов А. Н. Применение метода главных компонент для подбора объектов и технологий увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкортостана // Тр./ БашНИПИнефть.- 2000.- Вып. 103.- С. 278-282.

5. Алиев 3. С., Андреев С. А., Власенко А. П., Коротаев Ю. П. Технологическийрежим работы газовых скважин.- М.: Недра, 1978.- 279 с.

6. Амиян А. В. Выбор пены для интенсификации добычи нефти и газа // Нефтепромысловое дело.- 1976.- № 6.- С. 36-39.

7. Амиян А. В., Васильева М. А. Добыча газа.- М.: Недра, 1973.- 215 с.

8. Амиян В. А., Амиян А. В., Казакевич JL В., Бекеш Е. Н. Применение пенных систем в нефтегазодобыче.- М.: Недра, 1987.- 229 с.

9. Андриасов Р. С., Сахаров В. А. Влияние поверхностно-активного натяжения на кинематические характеристики движения газожидкостных смесей // Тр. / МИНХиГП.- М.: Недра, 1965.- Вып. 55.- С. 194-201.

10. Ю.Асадов И. М. О воздействии химического реагента на работу компрессорных скважин // Азерб. нефт. хозяйство.- 1952.- № 8.- С. 9-11.

11. П.Багдасаров В. Г. Теория, расчет и практика эргазлифта.- М.: Гостоптехиздат, 1947.- По книге И. М. Муравьева, Н. Н. Репина. Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах.- М.: Недра, 1972.- 208 с.

12. Белоусов В.А., Валеев М.Д., Набиев P.M. Исследование и разработка методов выноса жидкой фазы с забоев газовых скважин Уренгойского месторождения.-СПБ: Недра, 2005.- 117с.

13. Белодворцев Г. И. Физический анализ движения газожидкостной смеси в подъемных трубах эргазлифта // Азерб. нефт. хозяйство.- 1939,- № 9.- С. 1820

14. М.Варгафтик Ht Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей.- М.: Госиздат физико-математическойлитературы, 1963.- 720 с.

15. Васильев В; К., Быкова Т. И., Маркин А. А. Устойчивость пены под давлением //Нефтепромысловое дело.- 1976.- № 5.- С. 27-28.

16. Верслюис Д. Математическая теория фонтанирования* нефтяных скважин // Нефт. хозяйство.- 1931.- № 6.- По книге И. М. Муравьева, H. Н. Репина. Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах.- М.: Недра, 1972.- 208 с.

17. Гвоздев Б. П., Гриценко А. И., Корнилов А. И. Эксплуатация газовых и газо-конденсатных месторождений.- М.: Недра, 1988.- 575 с.

18. Гереш П. А. Перспективы развития Уренгойского месторождения // Газовая промышленность.- 1992.-№1.- С. 6-7.

19. Герсеванов H. М. Теория движения смеси воздуха и воды в применении к эрлифту // Изв. АН СССР.- 1942.- №-10.- По книге И. М. Муравьева, H. Н. Репина. Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах.- М.: Недра, 1972.- 208 с.

20. Гордеев В. Н. Повышение эффективности эксплуатации, скважин и регулирования разработки обводняющихся газовых залежей Крайнего Севера: Авто-реф. дис. . канд. техн. наук: 05.15.06.- Уфа: УГНТУ, 1998.- 24 с.

21. Гриценко А. И., Истомина В. А., Кулькова А. Н. и др. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России,- М.: Недра, 2000.-265 с.

22. Гужов А.И: Совместный сбор и транспорт нефти и газа. М.: Недра 1973.280 с.

23. Гуревич Д. Ф., Заринский О. Н., Кузьмин Ю. К. Справочник по арматуре для газонефтепроводов.- Л.: Недра, 1988, рис. 9.40 (прототип).- 462 с.

24. Дедиков-Е. В., Селезнев В. Е., Клишин Г. С. и др. Моделирование выбросов природного газа в атмосферу // Газовая промышленность.- 2000.- Специальный выпуск.- С. 65-67.

25. Дейч М.Е., Зарянкин А.Е. Гидрогазодинамика. М.: Энергоатомиздат, 1984.-384с.

26. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин,- М.: Недра, 1980.- 301 с.

27. Катц Д. Л., Корнелл Д., Кобаяши Р. и др. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа: Пер. с анг.- М.: Недра, 1965.- 676 с.

28. Коваленко М. Ф., Корниец А. С. Влияние физико-химических свойств пластовых вод на пенные системы // Нефтепромысловое дело.- 1976.- № 5.- С.31-33.

29. Корнилов Г. Г., Галлямов M. Н., Карамышев В. Г. и др. Движение газожидкостных смесей в трубопроводах.- Уфимск. гос. авиац. техн. ун-т.- Уфа, 1999.412 с.

30. Коротаев Ю. П. Избранные труды: в 3-х томах / Под редакцией Р. И. Вяхирева.- М.: Недра, 1996.- Т.1.- 606 с.

31. Коротаев Ю. П. Эксплуатация газовых месторождений.- М.: Недра, 1975.415 с.

32. Коротаев Ю.П., Гвоздев Б.П., Гриценко А.И. Подготовка газа к транспорту. М.: Недра, 1973.- 240 с.

33. Крылов А. П. Расчет подъемников для эксплуатации компрессорных и фонтанных скважин // Нефт. хозяйство.- 1934.- № 2.- По книге И. М. Муравьева, H. Н. Репина. Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах.- М.: Недра, 1972.-208 с.

34. Ланчаков Г. А., Дудов А. Н., Салихов Ю. Б. и др. // Материалы НТС РАО «Газпром».- М.: ИРЦРАО «Газпром», 1996.- С. 119-130.

35. Ланчаков Г. А., Кульков А. Н., Зиберт Г. К. Технологические процессы подготовки природного газа и методы расчета оборудования.- М.: Недра, 2000.279 с.

36. Левич В. Г. Физико-химическая гидродинамика.- М.: Госиздат физико-математической литературы, 1959.- 699 с.

37. Ли F.C., Батин В.А., Подшивалов Н.Ф. Промысловое испытание диспергаторов потока газожидкостной смеси в газлифтных скважинах 11 Нефтяное хозяйство,- № 5.- 1977.-С.52-54.

38. Лоренц Г. Расчет воздушного подъемника.- М.: ГНТИ, 1932.- По книге И. М. Муравьева, Н. Н. Репина. Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах. М.: Недра, 1972.- 208 с.

39. Мамбетова Л. М., Муталлим-заде Н. Ф. Влияние типа пластовых вод и давления на устойчивость пенообразующих ПАВ // Тр./ БашНИПИнефть.- 2000.-Вып. 103.-С. 255-258.

40. Мамедов Т. М. и др. Улучшение свойств пенной системы путем добавки углеводородного растворителя // Нефтепромысловое дело.- 1978.- № 4.- С. 18-20.

41. Маринин Н.С., Попов В.А., Эртэ В.П. Пути совершенствования'газлифтного способа добычи нефти // Нефтепромысловое дело.- № 9.- 1979.- С. 15-19.

42. Маслов И. И., Мартиросова В. А. Влияние пластовых вод на пенообра-зующие свойства ПАВ // Нефтепромысловое дело.- 1973.- № 11.- С.27-29.

43. Медведев В. Ф. Современные методы повышения эффективности эксплуатации скважин // Газовое хозяйство.- 1990.- № 5,- С. 20-22.

44. Медведев В.Ф. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1987г.

45. Мирзаджанзаде А. X., Ширинзаде С. А. Повышение эффективности и качества бурения глубоких скважин.- М.: Недра, 1986.- 278 с.

46. Муравьев И. М., Репин Н. Н. О некоторых особенностях работы фонтанных подъемников // Нефт. хозяйство.- 1959.- № 12.- С. 24-29.

47. Муравьев И. М., Репин Н. Н. Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах.- М.: Недра, 1972.- 208 с.

48. Муталлим-заде Н. Ф., Мамбетова Л. М., Голубев М. В. Обоснование применения пенных систем для эксплуатации газовых скважин // Тр./ БашНИПИнефть.- 2000.- Вып. 103.- С. 259-261.

49. Муталлим-заде Н. Ф., Ли Г. С., Юсупов О. М. Промысловые эксперименты по выносу воды из газовых скважин // Тр./ БашНИПИнефть.- 2000.- Вып. 100,ч.2.-С. 183-186.

50. Муталлим-заде Н. Ф., Маслов В. П., Ли Г. С., Юсупов О. М. О природе стержневых течений газожидкостных смесей в скважинах газовых и газо-конденсатных месторождений // Тр./ БашНИПИнефть.- 2000.- Вып. 100, ч. 2. С. 192-198.

51. Муталлим-заде Н. Ф., Маслов В. П., Ли Г. С., Юсупов О. М. Оценка параметров массопереноса в подъемных трубах газовых скважин // Тр./ БашНИПИнефть.- 2000.- Вып. 100, ч. 2.— С. 199-210.

52. Муталлим-заде Н. Ф, Голубев М.В. Свойства пенообразующих , применяемых для интенсификации добычи газа //Тр. БашНИПИнефть.- Вып. 103.- 2000.-С.262-264.

53. Патент Р.Ф. № 2119605. МКИ6 F16J15/14. Устройство для набивки уплотни-тельной пасты в арматуру трубопровода / Белоусов В.А., Князев Ю.А., Мута-лим-заде Н.Ф. и др. //Бюл. Открытия . Изобретения,- 1998.- №27.- С.428.

54. Репин H.H., Дьячук А.И., Маслов В.П. О физической сущности процесса лифтирования при существовании стержневых структур газожидкостной смеси // Тр. /БашНИПИнефть.- 1972.-Вып.31.- С.3-9.

55. Репин H.H., Бабалян-Г.А. К вопросу действия поверхностно-активных веществ на процесс лифтирования. // Нефть и газ, 1961.- № 8.- С.51-57.

56. Середа Н. Г., Сахаров В. А., Тимашев А. Н. Спутник нефтяниками газовика: Справочник,- М.: Недра, 1986.- 325 с.

57. Смирнов A.C. Сбор и подготовка нефтяного газа на промыслах.- М.: Недра, 1971.- 256с.

58. Сорокер Г. Н. К расчету воздушного подъемника // Азерб. нефт. хозяйство.-1924.- № 10.- По книге И. М. Муравьева, Н. Н. Репина. Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах.- М.: Недра, 1972.- 208 с.

59. Суслов В.М., Маслов В.П. О методах определения толщины пристенного слоя жидкости в лифтах // Тр. / БашНИПИнефть.- 1972.- Вып.31С. 22-25.

60. Требин Г.Ф., Капырин Ю.В., Петухов В.Н. Экспериментальное изучение изменения температуры при дросселировании нефти // Тр. ин-та / Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт.- 1974.- Вып. 49.- С.74-79.

61. Тронов В. П. Прогрессивные технологические процессы в добыче нефти,-Казань: ФЭН, 1996.- 308 с.

62. Тухтеев Р. М. Разработка технологии гипано-кислотных обработок скважин для интенсификации притока нефти из карбонатных коллекторов: Автореф. дис. . канд. техн. наук: 05.15.06.-Уфа: БашНИПИнефть, 2000.- 23 с.

63. Фадцеев Д. К., Фаддеева В. Н. Вычислительные методы линейной алгебры.- М.: Физматгиз, 1963.- 734 с.

64. Фукунага К. Введение в статистическую теорию распознавания образов.- М.: Наука, 1979.- 368 с.

65. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения.- М.: Мир, 1972.- 440 с.

66. Шишков А. А., Румянцев Б. Б. Газогенераторы ракетных систем.- М.: Машиностроение, 1981,- 152 с.

67. Щугорев В. Д., Суслов В. А., Ильин А. Ф. и др. Определение количества «отжатой» воды из плотных коллекторов // Газовая промышленность,- 2000.- № 3 .С. 51-53.

68. Щугорев В. Д., Суслов В. А., Ильин А. Ф. и др. Природа обводнения слож-нопостроенных залежей углеводородов в условиях газового режима. // Газовая промышленность.- 2999.- № 11.- С.42-45.

69. Hong P.O., Lee J.M. Changes of the average drop sizes during the initial period of liquid- liquid dispersion in agitated vessels. / Ind. Eng. Chem. Process Des. Dev."/-1985, v. 24, №3.- p.868-872.

70. Sleicher C. A. Maximum stable drop size in turbulent flow / A. I. Ch. E. Journal.-1962.- V. 8, №4.-P. 471-477.

71. Snyder W. H., Lumley J. L. // J. Fluid Mech. // A. I. Ch. E. Journal.- 1971.- V. 48, № 5.—P. 41-47.

72. Tsugita A., Takemoto S., Mori K. Studies on O/W emulsion stabilized with insoluble montmorillonite-organic complexes / J. Colloid and Interface Sci.- 1983.- V. 95, №2.- P. 551-560.