Совершенствование технологии скважинной добычи нефти в осложненных условиях поздней стадии разработки месторождений

Эпштейн, Аркадий Рувимович

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологии скважинной добычи нефти в осложненных условиях поздней стадии разработки месторождений"

На правах рукописи

Эпштейн Аркадий Рувимович

Совершенствование технологии скважинной добычи нефти в осложнённых условиях поздней стадии разработки месторождений

Специальность: 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

Уфа 2005

Работа выполнена в Центре химической механики нефти Академии наук Республики Башкортостан (ЦХМН АН РБ), г.Уфа

Научный руководитель: -доктор технических наук, профессор

Андреев Вадим Евгеньевич

Официальные оппоненты: -доктор технических наук, профессор

Уразаков Камил Рахматуллович -кандидат технических наук Алексеев Денис Леонидович

Ведущее предприятие -ОАО «Иделойл», г. Альметьевск

Защита состоится 26 декабря 2005г. в 16 на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУЛ «ИПТЭР». Автореферат разослан 25 ноября 2005 г.

Учёный секретарь диссертационного совета кандидат технических наук

Л.П. Худякова

1144*1 из

3

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Постепенное истощение активных запасов нефти на большинстве месторождений России (в их числе Ромашкинское, Арланское, Мамонтовское, Самотлорское и др.) сформировало понятие периода поздней стадии разработки объекта. Он характеризуется накоплением различных признаков техногенного воздействия на пласт вследствие нагнетания воды, охлаждения пластов, применения микробиологических, физико-химических и других методов вытеснения нефти, ведущих к некоторому ухудшения фильтрационных характеристик пластовых коллекторов и флюидов. Поздняя стадия выработки основных запасов нефтяных месторождений страны обусловила также необходимость особого подхода к технике и технологии добычи нефти для решения старых и новых проблем. Интенсивный коррозионно-механический износ подземного глубинно-насосного оборудования (ГНО) приводит к его сквозному разрушению. Образование отложений в призабойной зоны пласта (ПЗП) приводит к снижению проницаемости в этой части коллектора и к неоднородностям профилей притока и приёмистости. Загрязнение насосно-компрессорных труб (НКТ) существенно уменьшает их фактический диаметр, что значительно снижает текущий дебит скважин. Твёрдые отложения забивают проточные части установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), так же как и установок штанговык глубинных насосов (УШГН), что приводит к выводу их из строя.

Компонентный состав имеющихся в настоящее время скважинных твёрдых и жидких отложений характеризуется резким увеличением содержания смолистоасфальтовых составляющих, гидратов, солей, продуктов коррозии и образованием эмульсий.

Таким образом, добыча обводнённой нефти в интенсивно-искривлённых скважинах приводит к преждевременному выходу из строя нефтепромыслового оборудования и ремонтам скважин из-за износа, роста

динамических нагрузок, коррозии металла оборудования, увеличивает расход электроэнергии, требует дополнительных материальных и трудовых затрат, т.е. в целом приводит к ухудшению технико-экономических показателей работы нефтедобывающих предприятий и компаний в целом.

Применяемые методы воздействия, препятствующие отложению солей, АСПО и коррозии, в основном базирующиеся на кислотных обработках в сочетании с использованием лучших известных ПАВ и ингибиторов коррозии, оказались недостаточно эффективны.

С учётом изложенного, назрела необходимость совершенствования существующих и создания новых технологий добычи нефти для скважин осложнённого фонда на поздней стадии их эксплуатации.

К осложняющим факторам относятся растущие скорости усталостно-коррозионного разрушения ГНО и работа подземного оборудования в условиях роста обводнённости и механических засорений.

Анализ литературных источников и патентных материалов также показал, что перечисленные проблемы рассматриваются без адаптации полученных результатов к защите глубинно-насосного оборудования, особенно в условиях поздней стадии эксплуатации месторождений и скважин малодебитного фонда. В своём большинстве работы в области предупреждения отложений солей, парафина и коррозии посвящены разработке и использованию химических методов - ингибиторов коррозии.

Целью настоящей работы является разработка методов выявления наиболее подверженных коррозионно-механическому износу элементов и участков подземного оборудования и внедрения на их основе эффективных профилактических мероприятий и устройств по предотвращению осложнений в интенсивно-искривлённых скважинах в процессе добычи.

Основные задачи исследований. В соответствии с целью работы основными задачами диссертационной работы являются:

1. изучение технологии борьбы и предотвращения коррозионно-механических разрушений глубинно-насосного оборудования, соле- и парафиногидратных отложений в интенсивно-искривленных скважинах с повышенной обводнённостью и минерализацией;

2. разработка средств для очистки зумпфа скважин и призабойной зоны пласта от кольматационных отложений;

3. разработка электрохимического метода ликвидации «глухих» пробок в пространстве скважин, оснащённых УЭЦН и УШГН;

4. разработка практических рекомендаций и усовершенствований интенсификации существующих методов добычи в условиях эксплуатации месторождений на поздней стадии их разработки.

Методы исследования. Решение поставленных задач основано на комплексном подходе с использованием физических, электрохимических методов, методов статистического анализа и применяющихся методов интенсификации добычи.

Научная новизна.

1. Установлено, что в качестве способа предотвращения коррозионно-механического разрушения подземного скважинного оборудования можно использовать вариант протекторной защиты с использованием ионной связи между электродами и пластовой воды в качестве электролита, в качестве материала «жертвенного» анода - электрод из сплава МА-5.

2. Исследован механизм предотвращения твёрдых отложений в скважинном оборудовании добывающих скважин и условий создания защитной плёнки на скважинном оборудовании непосредственно в процессе добычи.

3. Предложен ряд устройство для депрессионной очистки забоя скважин от кольматационных отложений.

4. Разработаны скважиниые устройства по ликвидации парафиногидратных пробок в затрубном пространстве скважин, оборудованных УШГН, и в колонне НКТ скважин, оснащённых УЭЦН, и выводу их из бездействующего фонда.

5. Предложены новые способы добычи нефти на основе создания благоприятных газожидкостных структур и снижение плотности лифтируемой жидкости.

Основные защищаемые положения

1 Результаты экспериментального изучения особенностей катодной (протекторной) защиты от коррозии в пластовой жидкости с использованием эффектов электролиза воды эмульгированной в нефти.

2. Геолого - технические особенности ионно-плазменного метода ликвидации «глухих» пробок в межтрубном пространстве скважин оснащённых УШГН.

3. Технологичекие особенности применения электрохимических методов интенсификации добычи нефти в осложнённых скважинах на поздней стадии разработки месторождений.

Практическая ценность. Разработанные методические рекомендации позволяют использовать набор разработанных автором необходимых технических средств для того, чтобы снизить механические напряжения в колонне насосных штанг и НКТ от изгибающих нагрузок в искривлённых скважинах, увеличить концентрацию абразивного кольматирующего материала, выносимого из зумпфа и призабойной зоны пласта, исключить влияние высокоминерализованных пластовых вод на коррозионную стойкость скважинного оборудования.

С учётом механизма коррозионно-механического разрушения ГНО создан комплекс технических средств по предупреждению твёрдых

отложений различной природы и обеспечена возможность повышения времени наработки ГНО на отказ.

Реализация работы. Разработанные методические рекомендации и комплекс технических решений по предотвращению износа глубинно-насосного оборудования и предупреждению твёрдых и жидких (эмульсии) отложений используются в скважинах месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз» и ТПП «Когалымнефтегаз».

В результате применения разработанных устройств очистки зумпфа скважин и шарнирных соединений на скважинах месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз» годовой экономический эффект составил 622, 3 тыс. руб

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы обсуждались на научно-технических совещаниях в ТПП «Лангепаснефтегаз», ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ООО «КогалымНИПИнефть» в 2003-2005г., на научно производственной конференции «Проблемы нефтедобычи Волго-Уральского региона:» (г. Уфа, 2001), на Первой научно-практической конференции ООО «КогалымНИПИнефть», (г. Когалым, 2001); и на 12-том Европейском симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов», (г. Казань, 2003).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 19 работ, в т.ч. 2 свидетельства РФ на полезную модель и 12 патентов РФ.

Объём и структура диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав, основных выводов и содержит 113 страниц машинописного текста, 26 таблиц, 20 рисунков, и списка литературы из 113 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и основные задачи исследований, показаны научная новизна и

практическая ценность работы, а также реализация результатов исследований в нефтедобывающей промышленности.

В первой главе рассмотрены особенности условий образования твердых отложений и методы предотвращения их образования для нефтяных месторождений Западной Сибири на примере скважин месторождений 11111 «Лангепаснефтегаз». Наряду с общими для систем промыслового оборудования причинами снижениями МРП скважин, дополнительными причинами осложнений являются напряжения в теле штанг и НКТ, вызванные искривлением и спиралевидностью скважин, характерного для кустового строительства скважин. Например, 40 % всех причин ремонтов скважин в 11111 «Лангепаснефтегаз» в 2002 году было связано с отворотом и обрывом штанг, не герметичностью и износом НКТ, засорённостью клапанов твёрдыми отложениями и клином плунжера штанговых насосов. Процессы глубинно-насосной эксплуатации скважин относятся к сложным, с точки зрения оптимизации, но управляемым процессам. Это обусловлено наличием большого количества взаимосвязанных факторов, а также параметров, не поддающихся контролю довольно большого количества технологических и усложняющих нормальную работу скважин параметров и затрудняет комплексную разработку и изучение. Их решению посвящены исследования А.Н. Адонина, A.C. Вирновского, В.П. Максимова, И.Т. Мищенко, Р.Я. Кучумова, М.М. Саттарова, H.H. Репина, Ю.В. Зайцева, Г.В. Молчанова, Ю.В. Пчелинцева, М.М. Загирова, P.A. Максутова, С.Г. Бабаева, Я.М. Кагана, Н.Ш. Алиева, В.А. Афанасьева, М.Д. Валеева, М.Ф. Вахитова, С.Г. Валишина, Х.Г. Давлетшина, К.У. Уразакова, K.P. Б.Б. Крумана, Л.С. Каплана и многих других.

Исследованию рациональной разработки нефтегазовых месторождений с применением различных методов оптимизации посвящены работы А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Муравьёва, В.Е. Андреева, Г.Г. Вахитова, Г.С. Степановой, Р.Н. Дияшева, Ю.П. Желтова, А.И. Акулыыина и других.

Вторая глава посвящена лабораторным исследованиям во времени скорости коррозии поверхностей протектора и фрагментов НКТ, подвергшихся электрохимическому воздействию (рисунок 1.). Установлено, что при использовании варианта протекторной защиты с ионной связью между катодно защищаемым оборудованием и «жертвенным» электродом (анодом), в условиях минерализованных пластовых жидкостей образование тонкой черной пленки, покрытой бело-серыми отложениями.

Основным компонентом пленки, образующейся под действием катодной (протекторной) защиты, является магнетит (РеО^егОз). Анализ известковых отложений на поверхности оборудования показал наличие сочетаний солей натрия, магния и кальция, особенно карбонатов и сульфатов. Формируемая пленка придает пассивность стали, доступной коррозии или катодным реакциям, обеспечивая иммунитет к коррозии.

Одновременно, отмечен эффект очистки стальной поверхности образцов оборудования от твёрдых отложений. Механизм очистки в процесс электрохимического воздействия, применительно к скважинным условиям, представляется следующим образом. Создаваемые в результате электрохимических реакций газовые пузырьки Н2 формируемые на поверхности стальной колонны, обладающие хорошей проникающей способностью в жидкой среде и создающие на загрязнённой (парафин, соли, гидраты и продукты коррозии) поверхности микровоздействия, нарушающие сцепление загрязняющих микрочастиц со стальной поверхностью, обеспечивая разрушение загрязнений, их отрыв от стальной поверхности оборудования, облегчая их удаление восходящим потоком лифтируемой жидкости, а также поверхностно-активными веществами, образующимися в процессе электролиза воды. На очищенной стальной поверхности образуется защитная с малой шероховатостью пассивирующая плёнка магнетита Рз04, обеспечивающая иммунитет от коррозии и устранение дефектных зон вдоль колонны.

Учитывая, что электрическое сопротивление оксидной плёнки значительно больше сопротивления чистого металла, большая часть тока, шунтируя защищенные оксидной плёнкой участки поверхности, потечёт к новы участкам стальной поверхности, тем самым, обеспечивая защиту более удалённых участков от места расположения протектора, вверх по колонне НКТ.

В третьей главе рассмотрены условия разрушения НКТ при наличии коррозионно-усталостного износа и способы его снижения. При высокой коррозионной активности откачиваемой жидкости на поверхности труб образуется коррозионный защитный слой (Ре2Оз, Ре(ОН)2, РеО, РеБг и т.д.), который соскабливается центраторами и муфтами. Приближённая зависимость для количественного определения скорости механически активированного коррозионного процесса определяется как:

Укор=У0 * ескУ/кт

где У0 - скорость коррозии при отсутствии механических напряжений;

ок — суммарная величина всех действующих механических напряжений в концентраторе напряжений;

V - молярный объём металла (для железа V = М/у^бг/вг/см3);

Я-газовая постоянная (8,313Дж/град);

Т - температура, град. Представленная экспоненциальная зависимость предполагает конечную скорость коррозионного износа НКТ, что и наблюдается даже для сильно обводнённых скважин, оснащённых ЭЦН. МРП таких скважин по данным зарубежных и отечественных исследователей, может превышать 4-5 лет. Аварии же скважин, оснащённых УШГН, связанные с истиранием НКТ, могут происходить менее чем через 50 суток после ремонта скважин. Именно истирание муфтами и центраторами, соскабливающими защитный слой, способствует постоянному обновлению мест контактирования

Рисунок 1-Изменение скорости коррозии электродов из стали марки 40Х с оксидными пленками (канал 2), сформированными в процессе электрохимического воздействия

центраторов и муфт с поверхностью НКТ, то есть процесс коррозии значительно ускоряется, если продукты коррозии не остаются на трубах в виде тонкого слоя, являющегося в некоторой степени защитным покрытием, а уносятся при трении штанговой колонны о трубы. Разумеется, что износ в этом случае будет определяться зависимостью, близкой к линейной.

Основной причиной, вызывающей разрушение нефтепромыслового оборудования, является одновременное воздействие агрессивных сред и напряжений. С целью снижения влияния изгибающих нагрузок в штанговой колонне разработаны методика их компенсации и устройства для снижения механических напряжений (рисунок 2).

Рисунок 2- Компенсатор упругих деформаций

1.-переходник; 2 -втулка; 3-палец; 4-корпус; 5-ниппель

По 3-м скважинам Нивагальского месторождения были получены динамограммы до установки шарнирного соединения, и после оснащения штанговой колонны тремя шарнирными соединениями. Анализ динамограмм характеризует снижение минимальных нагрузок штанговой колонны на 500600 кгс и максимальных нагрузок на 600-800кгс, что в среднем составляет около 20%.

В таблице 1 приведены изменившиеся в результате применения ШС, параметры работы скважинной насосной установки, позволившие в 1,5 раза увеличить наработку на отказ.

Таблица 1 - Результаты внедрения шарнирных соединений

До установки шарнирных соединений После установки шарнирных соединений

№ п/п № СКВ. Тип шгн Глуб. подв. Нагрузка, т Дебит м3/сут Оба. % Нар ср. нагр1 узка Дебит м3/сут Оба. % Дата спуска Нар тек. сут

Ртах ДР Ртах ДР

1 4943 НГН-44 1400 4703 3118 6 74 97 4000 2064 18 74 26.08.02 180

2 2064 нгн- 32 1600 5849 3999 9 68 78 5000 2853 10 12 03.06.02 220

3 2198" НГН-32 1640 4000 2006 4 72 101 3200 2836 8 70 18.06.02 260

Четвёртая глава посвящена методам очистки зумпфа скважин от твёрдых отложений.

Разработана технология, альтернативная методу промывки скважин.

Для обеспечения возможности очистки зумпфа добывающих и нагнетательных скважин и выноса жидкости с забоя скважин, снижения образования АСПО и анализа продукта выноса нами разработано устройство для очистки зумпфа скважин (УОЗ-4), патент РФ № 2213847. Приведены результаты промысловых испытаний и данные лабораторных исследований скважинного материала, которые подтвердили эффективность очистки зумпфа добывающих и нагнетательных скважин.

На 1.01.2005 г. в ТПП «Лангепаснефтегаз» проведено более 50 обработок зумпфа устройством УОЗ-4.

В пятой главе рассмотрен электрохимический метод ликвидации «глухих» пробок в пространстве добывающих скважин, подверженных образованию отложений, преимущественно в интервале глубин вечно мёрзлых пород. Разработанный способ заключается в сочетании и одновременном действии термического, электролитического, электрохимического, ионно-электронного и плазменного процессов. На данный момент разработан полный комплект конструкторской и сопроводительной документации и зарегистрированы разрешающие

документы в территориальном органе Госгортехнадзора («Инструкция по эксплуатации и технологии электрофизического воздействия на АСПО затрубного пространства» АР.01 00 ООО ИЭ. Регистрационный № 62-ПД 01472-2002-(08) для промышленного использования метода), а также получены соответствующие документы (пат. РФ № 2254444,28372 и 33777).

В шестой главе рассмотрены метод совершенствования технологии эксплуатации скважин в осложнённых геолого-технических условиях на поздней стадии их эксплуатации и устройства для их реализации.

Одним из следствий электрохимического воздействия для интенсификации добычи нефти из скважин с осложненными геологическими условиями рассматривается возможность изменения фазового состояния лифтируемой жидкости под действием внешнего электрического поля.

Сущность разработанного метода заключается в том (пат. РФ №2092678), что в колонне подъемных труб под действием электрического поля вода, содержащая соли, вследствие вторичных электрохимических реакций, разлагается на молекулы водорода на катоде и молекулы кислорода из радикалов ОН на аноде. В результате образования и всплывания газовых пузырьков плотность жидкости в НКТ становится меньше плотности жидкости в затрубном пространстве и за счет снижения гидростатического давления происходит создание перепада давлений на устье скважины. Регулирование дебита продукта осуществляют изменением величины и плотности тока от блока питания на земной поверхности (Рисунок 3).

Автономное устройство защиты от коррозии (пат. РФ №2132454), разработанное и применённое для подземного оборудования группы скважин месторождений ТТШ «Лангепаснефтегаз», предполагает размещение расходуемого электрода внутри защищаемого оборудования, что позволяет стимулировать в результате протекающих электрохимических реакций

образование защитных пассивирующих покрытий непосредственно на поверхности металла труб НКТ и обсадной колонны в процессе самой защиты (Рисунок 4). Отличительной особенностью конструкции является

Рисунок 3. Технологическая схема интенсификации добычи нефти для скважин оснащённых УЭЦН

создание в пластовой воде гальванического элемента, в котором катод сталь, анод - магний. Внутренняя и внешняя цепь образованного гальванического элемента представлена электролитом, то есть проводником второго рода.

Результаты использования варианта протекторной защиты даны в таблице 2. По результатам анализа состояния оборудования, проведенным комиссией на трубной базе Mill «Лангепаснефтегаз», принято решение укомплектовать протекторной защитой оборудование еще десять скважин.

Скбажинный штснгобый насос

Рисунок 4 - Конструкция штангового глубинного насоса с антикоррозионным протектором

1 - глубинный насос; 2 - протектор; 3 - фильтр;4 - штанги; 5 - нагнетательный клапан; 6 - плунжер; 7 - захватный шток; 8 - цилиндр насоса; 9 -всасывающий клапан; 10 - корпус протектора; 11 - протектор магниевый; 12,13 - изоляторы; 14 - патрубки присоединительные; 15 - муфты.

Таблица 2 - Результаты внедрения протекторной защиты.

№ СКВ. Дата установки Наработка на отказ Состояние скважин

До внедрения Текущая на 08.03.05г.

465 10 08 04г. 205 216 В работе

1369 10.08.04г. 105 216 В работе

798 14.08.04г. 102 220 В работе

2158 16.08.04г. 204 214 В работе

2146 20.08.04г. 206 206 В работе

3534 04.08.04г. 122 220 В работе

1039 24 02.03г. 103 791 В работе

Также, 20.07.2005г. на скважине № 6554, оборудованной УЭЦН и на скважинах № 3068, 3094 оборудованных УШГН, 22.08.2005г. и 24.08 2005г. соответственно, в НГДУ «Чекмагушнефть» АНК «Башнефть» были спущены антикоррозионные модули доработанной конструкции, исключающей попадание частиц протектора в проточную часть насосного оборудования.

Разработанный антикоррозионный модуль (пат. РФ № 2217579) для скважин, оснащённых УЭЦН, размещается в нижней части установки и представляет собой изолированный от корпуса «жертвенный» электрод, электрически связанный с общей точкой обмоток электродвигателя соединенных в «звезду» через диодную сборку, причем ее «положительная» клемма подключена к «жертвенному» электроду.

Предлагаемая конструкция (рисунок 5) позволяет на электроде также получить разность потенциалов (6-10 В), относительно колонны НКТ, вследствие перетоков в трехфазных обмотках электродвигателя при работе насоса и обеспечить катодную поляризацию насосной установки, труб НКТ и обсадной колонны, обеспечить очищающий эффект, а также образованием пассивирующих плёнок с малой адгезией на поверхности защищаемого оборудования.

Л• _ V

Рисунок 5 - Схема установки антикоррозионного модуля для

скважин, оснащённых УЭЦН

1 - центробежный насос; 2 - электродвигатель с защитой; 3 - кабель, 4-НКТ; 5 - трансформаторная подстанция; 6 - металлические пояса; 7 -крышка; 8 - сальниковое уплотнительное устройство; 9 - электрод; 10 -центратор; 11 - диодная сборка.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. В результате проведенного обзора причин преждевременного износа скважинного оборудования выявлено, что основными и приоритетными причинами выхода из строя оборудования осложнённого фонда является усталостно-коррозионно-абразивный износ, вызванный ростом обводнённости, повышенной искривлённостью скважин и выносом механических частиц из зумпфа и призабойной зоны пласта.

2. Электрохимические процессы, происходящие в электропроводной жидкости в процессе (катодной) протекторной защиты при условии ионной связи между защищаемым оборудованием и жертвенным электродом по результатам лабораторных исследований создают условия формирования твёрдой защитной плёнки снижающей скорость коррозии в 1,8 раза.

3. Показано, что разрушение металла труб вследствие коррозионного износа может быть предотвращено или ослаблено формированием и ростом защитной пассивирующей плёнки, позволяющей существенно замедлить коррозию в процессе добычи. Эффективным нейтрализатором коррозионного износа может оказаться встречный процесс - образование защитной плёнки магнетита на защищаемом оборудовании.

4. Разработан механизм очистки глубинно-насосного оборудования от твёрдых отложений (парафин, гидраты, соли) непосредственно в процессе добычи.

5. Теоретически и результатами промысловых испытаний доказана возможность снижения напряжений в штанговой колонне использованием комплекса защитных устройств (шарнирных соединений штанг, устройства очистки зумпфа, антикоррозионных протекторов, центраторов с эффектом поляризации).

6. Разработан скважинный электрохимический генератор для ликвидации «глухих» пробок в затрубном пространстве скважин,

оснащённых УШГН и трубном пространстве НЬСТ для скважин, оснащённых УЭЦН, с возможностью вывода их из бездействующего фонда.

7. Разработаны новые энергосберегающие технологии интенсификации добычи нефти для скважин осложнённого фонда на поздней стадии эксплуатации месторождений.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Андреев В.Е., Эпштейн А.Р. Электрофизические методы интенсификации добычи нефти в осложнённых условиях // Разработка и совершенствование методов увеличения трудноизвлекаемых запасов. Проблемы и решения. Выпуск 2: Сб. тр. / НИИ «Нефтеотдача», АН РБ - Уфа: Изд-во «Реактив», 2000.- Вып.2.-С. 182-185.

2. Сергиенко В.Н., Газаров А.Г., Эпштейн А.Р., Камалетдинов P.C. Методы интенсификации добычи в осложнённых геолого - физических условиях //Нефтяное хозяйство.- 2000.-№ 6.-С. 62-63.

3. Газаров А.Г., Эпштейн А.Р., Андреев В.Е. К вопросу усталостно-коррозионного износа глубинно-насосного оборудования // Разработка и совершенствование увеличения нефтеотдачи: Проблемы и решения. Выпуск 4 Сб. тр./ НИИ «Нефтеотдача», АН РБ-Уфа: Изд-во «Реактив», 2003.- С. 152154.

4. Эпштейн А.Р. Электрофизические способы интенсификации механизированных способов добычи нефти. Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности. Материалы первой научно-практической конференции 17-18 декабря 2001г.-г. Когалым, 2001. Кн 2, С. 115-116.

5. Эпштейн А.Р. Установка ионно-плазменного воздействия на нефтеносный пласт// Проблемы нефтедобычи Волго-Уральского региона: Сб. тез. докл. научн, -методической конф./ - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000-С. 80-81.

6.. Газаров А.Г, Земцов Ю.В., Эпштейн А.Р. Разработка технологии реагентно — ударного воздействия на призабойную зону пласта добывающих скважин. Повышение нефтеотдачи пластов. Освоение трудноизвлекаемых запасов нефти // 12-тый Европейский симпозиум «Повышение нефтеотдачи пластов», 8-10 сентября 2003.-Казань, 2003.-С.856-860.

7. A.c. 1010902 СССР, МПК Е 21 В 43/00. Способ добычи нефти / С.М. Вдовин, А.Р. Эпштейн/3279598/22-03; Заявлено 06.03.81.

8. A.c. 1052732 СССР, МПК F 04 F 7/00. Вибронасос / С.М. Вдовин, А.Р. Эпштейн/3251278/25; Заявлено 19.02.81; Опубл. 07.11.83. Бюл.№ 41.

9. Пат. 2092678 РФ, МПК 6 Е21 В 43/00. Способ добычи нефти / А. Р. Эпштейн - 94001141/03; Заявлено 13.01.94; Опубл. 10.10.97. Бюл. № 28.

10. Пат. 2120542 РФ, МПК 6 Е21 В 43/00 Способ добычи нефти / А.Р. Эпштейн - 97103406/03; Заявлено 05.03.97; Опубл. 20.10.98. Бюл. №29.

11. Пат. 2132454 РФ, МПК 6 Е21 В 43/00 Способ добычи нефти / А.Р. Эпштейн, Л.Б. Зарецкий - 97100034/03; Заявлено 06.01.97; Опубл. 27.06.99. Бюл. № 18.

12. Пат. 2151278 РФ, МПК 6 Е21 В 43/00 Способ добычи нефти / А.Р. Эпштейн-98117058/03; Заявлено 11.09.98; Опубл. 11.09.98. Бюл. №17.

13. Пат. 2211909 РФ МПК6Е21 В 17/05. Соединительная муфта насосных штанг/ А.Г. Газаров, А.Р. Эпштейн, А.Р. Буранчин-2001130804/03; Заявлено 13.11.2001; Опубл. 10.09.2003. Бюл. № 27.

14. Пат. 2213847 РФ МПК 7 Е 21 В 37/ 00. Устройство депрессионной очистки забоя скважин/ А.Г. Газаров, А.Р. Эпштейн, М.И. Галай, Е.Г. Сычёв-200115882/03¡Заявлено 21.09.2001;0публ.10.10.2003; Бюл. № 28.

15. Пат. 2217579 РФ МПК 7 Е 21 В 43/00, F 04, D 13/10. Установка погружного центробежного насоса / А.Г. Газаров, Т.С. Ахмеров, А.Р. Эпштейн, В .А. Кузнецов-2002108810/03; Заявлено 05.04.2002; Опубл. 27. 11 2003; Бюл. № 33.

16. Пат. 33777 РФ МПК 7 Е 21 В 37/00, 36 /04. Устройство для очистки затрубиого пространства/- А.Г. Газаров, В.М. Никитин, А.Р. Эгаптейн, 2003115520/20; Заявлено 27.05.2003; Опубл. 10.11.2003; Бюл. № 31.

17. Пат. 2211321 МПК 7 Е 21 В 43/25, 28/80 Устройство для гидрод инамического воздействия на призабойную зону скважин / А.Г. Газаров, В.Н. Сергиенко, Г. М. Галай, А.Р. Эппггейн-2001106385/03; Заявлено 06.03.2001; Опубл. 27.08.2003; Бюл. № 24.

18. Пат. 2249128 МПК 7 Р 04 В 47/02 Установка для освоения скважин / М.И Галай, А.Г. Газаров, В.Н. Сергиенко, А.Р. Эпштейн 2002132221/06; Заявлено 29. 11.2002; Опубл. 27.05.2002; Бюл. № 9.

19. Пат. 2254444 МПК 7 Е 21 В 37/00 Устройство для очистки нефтяных скважин А.Г. Газаров, В.М. Никитин, А.Р. Эпштейн 2003115780/03; Заявлено 27 05 2003; Опубл. 10.02.2005; Бюл. № 17.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 21 ноября 2005 г. Бумага писчая. Заказ № 899. Тираж 110 экз. Ротапринт ГУЛ «ИПТЭР», 450055, г. Уфа, проспккт Октября, 144/3.

»24935

РНБ Русский фонд

2006-4 26118

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Эпштейн, Аркадий Рувимович

ВВЕДЕНИЕ

1. Анализ промыслового опыта эксплуатации добывающих скважин в осложнённых условиях и постановка задач исследований

1.1 Особенности условий эксплуатации насосного оборудования в условиях повышенной коррозии, износа и твёрдых отложений ф 1.2 Анализ причин отказа глубиннонасосного оборудования (ГНО) скважин, оснащённых установками штанговых глубинных насосов (УШГН), на примере добывающего фонда ТПП «Лангепаснефтегаз» 12 # 1.3 Методы совершенствования режимов работы механизированного фонда скважин

1.4 Осложнения, связанные с образованием в стволе скважины гидратопарафиновых пробок

1.5 Постановка задач исследований 53 Выводы

2 Лабораторные исследования электрохимического метода защиты скважинного оборудования от коррозии

2.1 Коррозионно-метрические исследования скорости коррозии образцов скважинного оборудования

2.2 Механизм защиты от коррозии скважинного оборудования и предупреждения твёрдых отложений на поверхности ГНО ф Выводы

3. Методы и устройства для предотвращения усталостно-коррозионного износа, образования и накопления твёрдых отложений в ГНО в интенсивно-искривлённых скважинах

4. Технология очистки зумпфа скважин и призабойной зоны от ф продуктов кольматации

4.1 Результаты изучения фракционного и минералогического состава механических примесей в продукции скважин 2064/428, 2198/422 и

4943/471 Нивагальского месторождения

Выводы

5. Электрохимический метод и устройства для ликвидации «глухих» пробок в пространстве добывающих скважин

6. Методы совершенствования технологии эксплуатации скважин на поздней стадии эксплуатации месторождений

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование технологии скважинной добычи нефти в осложненных условиях поздней стадии разработки месторождений"

Актуальность проблемы. Постепенное истощение активных запасов нефти на большинстве месторождений России (в их числе Ромашкинское, Арланское, Мамонтовское, Самотлорское и др.) сформировало понятие периода поздней стадии разработки объекта. Он характеризуется накоплением различных признаков техногенного воздействия на пласт вследствие нагнетания воды, охлаждения пластов, применения микробиологических, физико-химических и других методов вытеснения нефти, ведущих к ухудшения фильтрационных характеристик пластовых коллекторов и флюидов. Поздняя стадия выработки основных запасов нефтяных месторождений страны обусловила также необходимость особого подхода к технике и технологии добычи нефти для решения старых и новых проблем. Интенсивный коррозионно-механический износ подземного глубинно-насосного оборудования (ГНО) приводит к его сквозному разрушению. Образование отложений в призабойной зоны пласта (ПЗП) приводит к снижению проницаемости в этой части коллектора и к неоднородностям профилей притока и приёмистости. Загрязнение насосно-компрессорных труб (НКТ) существенно уменьшает их фактический диаметр, что значительно снижает текущий дебит скважин. Твёрдые отложения забивают проточные части установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), так же как и установок штанговых глубинных насосов (УШГН), что приводит к выводу их из строя.

Компонентный состав имеющихся в настоящее время скважинных твёрдых и жидких отложений характеризуется резким увеличением содержания смолистоасфальтовых составляющих, гидратов, солей, продуктов коррозии и образованием эмульсий.

Таким образом, добыча обводнённой нефти в интенсивно-искривлённых скважинах приводит к преждевременному выходу из строя нефтепромыслового оборудования и ремонтам скважин из-за износа, роста динамических нагрузок, коррозии металла оборудования, увеличивает расход электроэнергии, требует дополнительных материальных и трудовых затрат, т.е. в целом приводит к ухудшению технико-экономических показателей работы нефтедобывающих предприятий и компаний в целом.

Применяемые методы воздействия, препятствующие отложению солей, АСГТО и коррозии, в основном базирующиеся на кислотных обработках в сочетании с использованием лучших известных ПАВ и ингибиторов коррозии, оказались недостаточно эффективны.

С учётом изложенного, назрела необходимость совершенствования существующих и создания новых технологий добычи нефти для скважин осложнённого фонда на поздней стадии их эксплуатации.

К осложняющим факторам относятся растущие скорости усталостно-коррозионного разрушения ГНО и работа подземного оборудования в условиях роста обводнённости и механических засорений.

Анализ литературных источников и патентных материалов также показал, что перечисленные проблемы рассматриваются без адаптации полученных результатов к защите глубинно-насосного оборудования, особенно в условиях поздней стадии эксплуатации месторождений и скважин малодебитного фонда. В своём большинстве работы в области предупреждения отложений солей, парафина и коррозии посвящены разработке и использованию химических методов - ингибиторов коррозии.

Делыо настоящей работы является разработка методов выявления наиболее подверженных коррозионно-механическому износу элементов и участков подземного оборудования и внедрения на их основе эффективных профилактических мероприятий и устройств по предотвращению осложнений в интенсивно-искривлённых скважинах в процессе добычи.

Основные задачи исследований. В соответствии с целью работы основными задачами диссертационной работы являются:

1. изучение технологии борьбы и предотвращения коррозионно-механических разрушений глубинно-насосного оборудования, соле- и парафиногидратных отложений в интенсивно-искривленных скважинах с повышенной обводнённостью и минерализацией;

2. разработка средств для очистки зумпфа скважин и призабойной зоны пласта от кольматационных отложений;

3. разработка электрохимического метода ликвидации «глухих» пробок в пространстве скважин, оснащённых УЭЦН и УШГН;

4. разработка практических рекомендаций и усовершенствований интенсификации существующих методов добычи в условиях эксплуатации месторождений на поздней стадии их разработки.

Методы исследования. Решение поставленных задач основано на комплексном подходе с использованием физических, электрохимических методов, методов статистического анализа и применяющихся методов интенсификации добычи.

Научная новизна.

1. Установлено, что в качестве способа предотвращения коррозионно-механического разрушения подземного скважинного оборудования можно использовать вариант протекторной защиты с использованием ионной связи между электродами и пластовой воды в качестве электролита, в качестве материала «жертвенного» анода - электрод из сплава МА-5.

2. Исследован механизм предотвращения твёрдых отложений в скважинном оборудовании добывающих скважин и условий создания защитной плёнки на скважинном оборудовании непосредственно в процессе добычи.

3. Предложен ряд устройство для депрессионной очистки забоя скважин от кольматационных отложений.

4. Разработаны скважинные устройства по ликвидации парафиногидратных пробок в затрубном пространстве скважин, оборудованных УШГН, и в колонне НКТ скважин, оснащённых УЭЦН, и выводу их из бездействующего фонда.

5. Предложены новые способы добычи нефти на основе создания благоприятных газожидкостных структур и снижение плотности лифтируемой жидкости.

Основные защищаемые положения

1 Результаты экспериментального изучения особенностей катодной (протекторной) защиты от коррозии в пластовой жидкости с использованием эффектов электролиза воды эмульгированной в нефти.

2. Геолого-технические особенности ионно-плазменного метода ликвидации «глухих» пробок в межтрубном пространстве скважин оснащённых УШГН.

3. Технологические особенности применения электрохимических методов интенсификации добычи нефти в осложнённых скважинах на поздней стадии разработки месторождений.

Практическая ценность. Разработанные методические рекомендации позволяют использовать набор разработанных автором необходимых технических средств для того, чтобы снизить механические напряжения в колонне насосных штанг и НКТ от изгибающих нагрузок в искривлённых скважинах, увеличить концентрацию абразивного кольматирующего материала, выносимого из зумпфа и призабойной зоны пласта, исключить влияние высокоминерализованных пластовых вод на коррозионную стойкость скважинного оборудования.

С учётом механизма коррозионно-механического разрушения ГНО создан комплекс технических средств по предупреждению твёрдых отложений различной природы и обеспечена возможность повышения времени наработки ГНО на отказ.

Реализация работы. Разработанные методические рекомендации и комплекс технических решений по предотвращению износа глубинно-насосного оборудования и предупреждению твёрдых и жидких (эмульсии) отложений используются в скважинах месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз» и ТПП «Когалымнефтегаз».

В результате применения разработанных устройств очистки зумпфа скважин и шарнирных соединений на скважинах месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз» годовой экономический эффект составил 622, 3 тыс. руб.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы обсуждались:

-на научно-технических совещаниях в ТПП «Лангепаснефтегаз», ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ООО «КогалымНИПИнефть» в 2003-2005г.,

-на научно производственной конференции «Проблемы нефтедобычи Волго-Уральского региона:» (г. Уфа, 2001),

-на Первой научно-практической конференции ООО

КогалымНИПИнефть», (г. Когалым, 2001),

- на 12-том Европейском симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов», (г. Казань, 2003).

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Эпштейн, Аркадий Рувимович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. В результате проведенного обзора причин преждевременного износа скважинного оборудования выявлено, что основными и приоритетными причинами выхода из строя оборудования осложнённого фонда является усталостно-коррозионно-абразивный износ, вызванный ростом обводнённости, повышенной искривлённостью скважин и выносом механических частиц из зумпфа и призабойной зоны пласта.

2. Электрохимические процессы, происходящие в электропроводной жидкости в процессе (катодной) протекторной защиты при условии ионной связи между защищаемым оборудованием и жертвенным электродом по результатам лабораторных исследований создают условия формирования твёрдой защитной плёнки снижающей скорость коррозии в 1,8 раза.

3. Показано, что разрушение металла труб вследствие коррозионного износа может быть предотвращено или ослаблено формированием и ростом защитной пассивирующей плёнки, позволяющей существенно замедлить коррозию в процессе добычи. Эффективным нейтрализатором коррозионного износа может оказаться встречный процесс - образование защитной плёнки магнетита на защищаемом оборудовании.

4. Разработан механизм очистки глубинно-насосного оборудования от твёрдых отложений (парафин, гидраты, соли) непосредственно в процессе добычи.

5. Теоретически и результатами промысловых испытаний доказана возможность снижения напряжений в штанговой колонне использованием комплекса защитных устройств (шарнирных соединений штанг, устройства очистки зумпфа, антикоррозионных протекторов, центраторов с эффектом поляризации).

6. В результате применения разработанных устройств очистки зумпфа скважин и шарнирных соединений на скважинах месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз» годовой экономический эффект составил 622, 3 тыс. руб.

7. Разработан скважинный электрохимический генератор для ликвидации «глухих» пробок в затрубном пространстве скважин, оснащённых УШГН и трубном пространстве НКТ для скважин, оснащённых УЭЦН, с возможностью вывода их из бездействующего фонда.

8. Разработаны новые энергосберегающие технологии интенсификации добычи нефти для скважин осложнённого фонда на поздней стадии эксплуатации месторождений.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Эпштейн, Аркадий Рувимович, Уфа

1. Абдуллин И.Г., Давыдов С.Н., Худяков М.А., Кузнецов М.В. Коррозия нефтегазового и нефтегазопромыслового оборудования: Учебное пособие. -Уфа: Изд-во Уфимского нефт. ин-та, 1990.- 72 с.

2. Абрукин А.Л. Влияние электрофизических процессов в нефтяных пластах на коэффициенты продуктивности скважин (В порядке обсуждения) // Нефтяное хозяйство.-1994,- № 6.-С. 41-45.

3. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами. М.: Недра, 1979.- 278 с.

4. Адонин А.Н. Оптимальный коэффициент подачи глубинных насосов // Нефтяное хозяйство. 1965. - № 7.- С. 52-55.

5. Адонин А.Н. Процессы глубиннонасосной нефтеотдачи М.: Недра, 1964.- 172 с.

6. Адонин А.Н., Пирвердян A.M. Вопросы гидравлики и работоспособности глубинного насоса.- Баку: Азнефтеиздат, 1955. 194 с.

7. Адонин А.Н., Сердюк В.И. Исследование силы трения в плунжерной паре штангового насоса // Машины и нефтяное оборудование.- 1972. № 7 - С. 34-38.

8. Акрамов Р.Ф., Уразаков К.Р., Шарин Л.К. и др. Продольный изгиб цилиндра штангового насоса и его предупреждение в наклонно-направленной скважине // Тр. Ин-та БашНИПИнефть.- 1992. Вып.85.

9. Алибеков Б.И., Пирвердян A.M., Чубанов О.В. Гидравлические методы защиты глубинных насосов. М.: Недра, 1972. - 104 с.

10. Аливердизаде К.С. Вопросы механики и техники длинноходовогорежима откачки. Баку: Азернешр. 1958. 124 с.

11. Алиев М.Д. О сроке службы глубинных насосов // Нефтяное хозяйство.- 1963. № 2.-С. 38-41.

12. Алиев Т.М., Тер-Хачатуров A.A. Автоматический контроль и диагностика скважинных штанговых насосных установок. М.: Недра, 1988.

13. Альтшуль А. Д. Местные гидравлические сопротивления при движении вязких жидкостей.- М.: Гостоптехиздат, 1962.

14. Амиров А.Д., Кулиев В.И., Ханларов А.Т. Глубинный насос манжетного типа//Нефтяное хозяйство. 1976. - № 10.-С. 30-32.

15. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предотвращение осложнений при добыче нефти. Уфа: Башк. кн. изд-во, 1987. - 168 е., илл.

16. A.c. 1010902 СССР, МПК Способ добычи нефти / Вдовин С.М., Эпштейн А.Р. Заявлено 06.03.81; Опубл. 06.10.1981. Бюл. № 37.

17. A.c. 1052732 СССР, Вибронасос. / Вдовин С.М., Эпштейн А.Р. Приоритет 19.02.1981.Опубликовано 07.11.1983. Был. № 41.

18. Ахтямов М.М., Габдрахманов Н.Х. Способ контроля за техническим состоянием станка-качалки // Актуальные проблемы добычи нефти на месторождениях НГДУ «Туймазанефть»: Сб. научн. тр Уфа, 2000.

19. Ащепков М.Ю., Ащепков Ю.С., Березин Г.В. Новая ресурсосберегающая технология повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти. М.: Печатно-множительная база ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. -52 с.

20. Багаутдинов Н.Я. Разработка способов прогнозирования и разрушения гидратопарафиновых отложений в скважинах с многолетней мерзлотой: Дисс. канд. техн. наук Уфа, 2000,- 122 с.

21. Балакирев Ю.А., Карапетов К. А., Кроль B.C. Рациональнаяэксплуатация малодебитных нефтяных скважин. М.: Недра, 1966.

22. Булина И.Г., Коротаев O.JL, Касимова А.Г. Об особенностях методики исследования реологических свойств парафинистых нефтей // Нефтяное хозяйство. 1976.- № 3. С. 44-45.

23. Валеев М.Д. Добыча высоковязкой нефти на месторождениях Башкирии. М.: Изд-во. ВНИИОЭНГ, 1985 -110 с.

24. Валеев М.Д., Николаев Г.И., Уразаков К.Р Совершенствование глубинонасосной эксплуатации наклонных и обводнившихся скважин // Нефтяное хозяйство. 1980.- № 1. С. 38-40.

25. Валеев М.Д., Габдрахманов Н.Х., Уразаков K.P. Исследование межремонтного периода и коэффициента подачи штанговых установок //

26. Сб. научн. тр. / БашНИПИнефть. 2000. - № 104. - С. 65-77.

27. Вахитов Т.М., Хасанов Ф.Ф и др. Методы предупреждения коррозии скважинного оборудования в НГДУ «Уфанефть». // Нефтяное хозяйство. -2004. -№ 1.-С. 75-77.

28. Виденеев В.Г. и др. Улучшение показателей работы насосных скважин при совместном проявлении механических примесей и асфальтосмолопарафинов //Нефтяное хозяйство. 2002. - № 1.- С. 50-53.

29. Вирновский A.C. Определение максимальной нагрузки на наземное глубиннонасосное оборудование // Нефтяное хозяйство. 1947. - № 2.- С. 38-41.

30. Габдрахманов Н.Х. Состояние эксплуатации скважинных насосов в НГДУ «Туймазанефть» // Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики: Межвуз. темат. сбор, научн. тр. Уфа, 1996. -Вып. 8.

31. Габдрахманов Н.Х. Совершенствование глубиннонасосной добычи высокообводнённой нефти из наклонных скважин с малым дебитом: Дисс. канд. техн. наук. Уфа, 1998. - 126 с.

32. Габдрахманов Н.Х. Состояние эксплуатации скважинных насосов в НГДУ «Туймазанефть» //. Современные проблемы бурового оборудования и нефтепромысловой механики: Межвуз. темат. сб. научн. тр. Уфа: Изд-во УГНТУ,. 1996. - Вып. 14. С. 25-57.

33. Габдрахманов Н.Х. Установление режима работы малодебитных скважин в НГДУ «Туймазанефть» // Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики: Межвуз. темат. сб. научн. тр. Уфа, 1996.

34. Габдрахманов Н.Х., Галиуллин Т.С., Малец О.Н. и др. Некоторые особенности эксплуатации малодебитного фонда скважин НГДУ «Туймазанефть» // Сб. науч. тр. / Башнипинефть. 2000. - № 104. -С. 32.

35. Габдрахманов Н.Х., Каплан Л.С. Скважинные дозаторы химреагентов для повышения производительности малодебитных скважин // Нефть и газ: проблемы добычи, транспорта и переработки. Межвуз. сб. научн. тр. — Уфа, 1997.

36. Габдрахманов Н.Х., Мингулов Ш.Г., Тимашев А.Т. К методике оценки эффективности разработки нефтяного месторождения // Нефть и газ: проблемы добычи, транспорта и переработки. Межвузовский сб. научных трудов/Уфа.1998.

37. Габдрахманов Н.Х., Мингулов Ш.Г., Тимашев А.Т. Проблемы оптимизации добычи нефти из нефтяных скважин // Экология, разработка нефтяных и газовых месторождений, бурение скважин и скважинная добыча нефти: Межвуз. сб. научн. тр.- Октябрьский, 1996.

38. Газаров А.Г., Эпштейн А.Р., Андреев В.Е. К вопросу усталостно-коррозионного износа глубинно насосного оборудования. Кн. Разработка и совершенствование увеличения нефтеотдачи. -Уфа: Изд-во «Реактив», 2003 г, -Вып.-4.- С. 53-57.

39. Газаров А.Г., Эпштейн А.Р., Пчелинцев Ю.В. Особенности эксплуатации установок СШН в скважинах с осложнёнными геолого -техническими условиями // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности / 2002. - № 11. - С. 5-7.

40. Галиуллин Т.С., Ермоленко А.Ф., Рогов А.Н. Опыт работы НГДУ «Туймазанефть» по работе с отложениями АСПО в наклонных скважинах, оборудованных УСШН // Актуальные проблемы добычи нефти на месторождениях НГДУ «Туймазанефть»: Сб. научн. тр. Уфа, 2000.

41. Грайфер В.И., Ишемгужин С.Б., Яковенко Г.А. Оптимизация добычи нефти глубинными насосами Казань: Таткнигоиздат, 1973.

42. Григоращенко Г.М. Основные направления технического прогресса в технике и технологии добычи нефти // Азербайджанское нефтяное хозяйство.-1974. -№ 7.- С. 18-19.

43. Далимов В.У. Некоторые особенности износа штанговых глубинных насосов в наклонно-направленных скважинах // Тр. ВНИИ. 1985. - Вып. 93.

44. Елеманов Б.Д. Использование физических полей для снижения интенсивности асфальтосмолопарафиновых отложений. /Нефтяное хозяйство/-2002.-Ж7.-С. 125-127.

45. Еникеев В.Р., Репин H.H., Юсупов О.М. и др. Эксплуатация глу-биннонасосных скважин. М.: Недра. 1971.

46. Зарецкий Б.Я., Ионов В.И., Пелевин Л.А. Влияние способа эксплуатации на степень эмульгирования нефти и качество образуемых эмульсий // Нефтяное хозяйство. 1976. - № 10. - С. 32-36.

47. Ингибиторы отложении неорганических солей / В.А. Панов, A.A. Емков, Г.Н. Позднышев и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1978.

48. Казак A.C. Особенности эксплуатации скважин с высокопарафинистой нефтью в США // Нефтяное хозяйство. 1981. -№ 6,- С. 78-80.

49. Казак A.C. Добыча нефти глубинными винтовыми насоса-ми // Нефтяное хозяйство. -1991. № 12.-С. 32-36.

50. Копылов A.C., Тебенихин Е.Ф., Очков В.Ф. О механизме изменения свойств технических водных растворов при магнитной обработке // Тр. МЭИ. 1979.-Вып. 405.-С. 57-65.

51. Кащавцев В.Е. Итерационное моделирование комплексного солсобразования при добыче обводненной нефти // Нефтяное хозяйство. 1999. -№9.-С. 38-41.

52. Конторович А.Э. Геология нефти и газа Западной Сибири. М.: Недра, 1975. - 680 с.

53. Коррозия: Пер. с англ. / Под ред. Л.Л Шрайера. М.: Металлургия, 1982.-631 с.

54. Литвак В.Н., Уразаков K.P. Влияние наклона ствола на дебит скважин, оборудованных штанговыми установками // Тр. Башнипинефть. 1989. - Вып.80. 63 с.

55. Лоскутова Ю.В., Юдина Н.В., Писарева С.И. Воздействие магнитногополя на высокопарафинистые и высоковязкие нефти // Интервал. 2003. - № 3 (50). - С. 85-87.

56. Маринин Н.С., Ярышев Г.М. и др. Методы борьбы с отложением солей. М.: ВНИИОЭНГ, серия «Нефтепромысловое дело», - 1980. - 56 с.

57. Медведев А.Д. Разработка химических реагентов, применяемых для защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии // Интервал. 2003. -№3 (50) 2003. С. 76-77.

58. Мирзаджанзаде А.Х. Вопросы гидродинамики вязкопластичных и вязких жидкостей в нефтедобыче. Баку : Азернешр, 1959.

59. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. М.: Недра, 1989.- 245 с.

60. Мищенко И.Т., Муравьев И.М. Насосная эксплуатация за рубежом. -М: Недра, 1967.- 110 с.

61. Мурсалов М.А. Вопросы интенсификации добычи нефти механизированными способами на старых площадях // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1974. - № 7. С. 20-21.

62. Некоторые вопросы теории и практики применения насосов с гидрозатвором. Баку: АзМИНЕФТЕХИМ, 1967.

63. Нефтепромысловое дело: Обзорная информация. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. № 15.

64. Нефтепромысловое дело: Обзорная информация. Предотвращение отложений парафина и асфальтосмолистых веществ в добыче нефти на месторождениях с различными геолого-физическими условиями. М.: ВНИИОЭНГ, 1987. Вып. 7 (136).

65. Нефтяная и газовая промышленность. Сер. Защита от коррозии и охрана окружающей среды: Экспресс информ. - 1993. - Вып. 22. - С. 22-27.

66. Ованесов Г.П., Халимов Э.М. Особенности текущего состояния разработки девонских залежей нефти Башкирии.// Геология нефти и газа. 1964, №10.

67. Пат. 2092678 РФ, МПК 6 Е21 В 43/00 Способ добычи нефти / А.Р. Эпштейн 94001141/03; Заявлено 13.01.94; Опубл. 10.10.97. Бюл. № 28.

68. Пат. 2120542 РФ, МПК 6 Е21 В 43/00 Способ добычи нефти

69. А.Р. Эпштейн 97103406/03; Заявлено 05.03.97; Опубл. 20.10.98. Бюл. №29.

70. Пат. 2151278 РФ, МПК 6 Е21 В 43/00 Способ добычи нефти

71. А.Р. Эпштейн 98117058/03; Заявлено 11.09.98; Опубл. 11.09.98. Бюл. №17.

72. Пат. 2132454 РФ, МПК 6 Е21 В 43/00 Способ добычи нефти

73. А.Р. Эпштейн, Л.Б. Зарецкий 97100034/03; Заявлено 06.01.97; Опубл. 27.06.99. Бюл. № 18.

74. Пат. 2211909 РФ МПК 6 Е 21 В 17/05. Соединительная муфта насосных штанг/ А.Г. Газаров, А.Р. Эпштейн, А.Р. Буранчин 2001130804/03; Заявлено 13.11.2001; Опубл. 10.09.2003. Бюл. № 27.

75. Пат. 2213847 РФ МПК 7 Е 21 В 37/ 00. Устройство депрессионной очистки забоя скважин/ А.Г. Газаров, А.Р. Эпштейн, М.И. Галай, Е.Г. Сычёв-200 ¡15882/03;Заявлено 21.09.2001 ;Опубл. 10.10.2003; Бюл. № 28.

76. Пат. 33777 РФ МПК 7 Е 21 В 37/00, 36 /04. Устройство для очистки затрубного пространства/- А.Г. Газаров, В.М. Никитин, А.Р. Эпштейн -2003115520/20; Заявлено 27.05.2003; Опубл. 10.11.2003; Бюл. № 31.

77. Пат. 25529 РФ МПК 7 Е 21 В 41/02 Протектор-центратор / Газаров А.Г., Эпштейн А.Р., Чакин A.A., Буранчин А.Р. 2001130568/20; Заявлено 13.11.2001; Опубл. 10.10.2002; Бюл. № 28.

78. Пат. 25529 РФ МПК 7 Е 21 В 17/05 Соединительное устройство насосных штанг/ Газаров А.Г., Эпштейн А.Р., Галай М. И. 2001130803/20; Заявлено 13.11.2001; Опубл. 20.10.2003; Бюл. № 29.

79. Пирвердян A.M. Гидромеханика глубиннонасосной эксплуатации. -М.: Недра, 1965.-191 с.

80. Пирвердян A.M. Защита скважинного насоса от газа и песка. М.:1. Недра, 1986.- 192 с.

81. Пирвердян A.M., Адонин А.Н. Вопросы гидравлики и работоспособности глубинного насоса. Баку, Азнефтеиздат, 1955, 155 с.

82. Подкорытов С.М., Сельский A.A., Чириков Л.И. Анализ результатов опытной эксплуатации скважин штанговыми глубинно-насосными установками на Русском месторождении// Тр. инта /СибНИИНП. 1981.- Вып. 22. - С. 21-25.

83. Прок И.Ю. Пути улучшения эксплуатации песчаных глубинных скважин// Азербайджанское нефтяное хозяйство.- I960.- № 2.

84. Прок И.Ю. Совершенствование техники эксплуатации нефтяных скважин. М.: Недра, 1968.

85. Разработка нефтяных месторождений Башкирии.- М.: Гостоптехиздат,1959.

86. Ришмюллер Г. Добыча нефти глубинными штанговыми насосами. -Шеллер-Блекманн Гмбх, Терниц, 1988.

87. Рустамов Э.М. Машины для испытания на износ пары плунжер-втулка глубинных насосов при возвратно-поступательном движении // Сб. науч.-техн. инф. / Баку: АзИНТИ, 1962. № 5.

88. Ряшенцев Н.П., Ащепков Ю.С., Юшкин В.Ф., Назаров Л.И., Симонов Б.Ф., Кадышев А.И. Управляемое сейсмическое воздействие на нефтяные залежи.- Новосибирск: ИГД СО АН СССР, 1989.

89. Саттаров М.М., Халимов Э.М. и др. Об эффективности форсированного отбора жидкости из девонских пластов // Тр. УфНИИ. 1969. -Вып. 27.

90. Сафонов E.H., Исхаков И.А., Гайнуллин К.Х., Лозин Е.В., Алмаев Р.Х. Применение новых методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкортостана // Нефтяное хозяйство.- 2002. -№ 4.- С. 38-40.

91. Сахаров В.А., Середа Н.Г., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика.- М.: Недра. 1986. 164 с.

92. Семихина Л.П., Перекупка А.Г., Семихин Д.В. Повышениеэффективности ингибиторов коррозии // Нефтяное хозяйство.- 2003.- №1.- С. 62-65.

93. Сергиенко В.Н., Газаров А.Г., Эпштейн А.Р., Камалетдинов P.C. Методы интенсификации добычи в осложнённых геолого-физических условиях // Нефтяное хозяйство. 2000.- № 6, С. 62-63.

94. Справочная книга по добыче нефти / Под ред. Ш.К. Гиматудинова М.: Недра, 1974.-703 с.

95. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Адриасов P.C., Мищенко И.Т., Петров А.И. и др.: под общ. ред. Ш.К. Гиматудинова М.: Недра, 1983.-264 с.

96. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. / Борисов Ю.П., Розенберг Н.Д. и др.; под общ. ред. Ш.К. Гиматудинова М.: Недра, 1983. - 449 с.

97. Стрижевский И. В., Сурис М.А. Защита подземных теплопроводов от коррозии. М.: Энергоатомиздат, - 1983. - 344 с.

98. Томашов Н.Д., Чернова Д.П. Теория коррозии и коррозионно -стойкие сплавы. М.: Металлургия, 1986.- 360 с.

99. Троицкий В.Ф. Работа глубинно-насосной установки в осложненных условиях. Баку :Азернешр. 1962. — 114 с.

100. Тронов В.П., Гуськова И.А. Механизм формирования асфальтосмолопарафиновых отложений на поздней стадии разработки месторождений // Нефтяное хозяйство.-1999. №4.- С 24-25.

101. Уразаков K.P. Эксплуатация наклонно-направленных скважин М.: Недра, 1993,- 169 с.

102. Уразаков K.P., Багаутдинов Н.Я., Атнабаев З.М. и др. Особенности насосной добычи нефти на месторождениях Западной Сибири. -М.: ВНИИОЭНГ, 1997,-56 с.

103. Улит Г.Г., Реви Р.У. Коррозия и борьба с ней. Введение в коррозионную науку и технику: Пер. с англ./ Под. ред. A.M. Сухотина. Л.: Химия, 1989.-Пер. изд., США, 1985,- 456 е.: ил.

104. Храмов P.A. Длинноходовые насосные установки для добычи нефти.- М.: Недра, 1996.-234 с.

105. Чаронов В.Я., Музагитов М.М., Иванов А.Г., Горчаков В.В., Гаврилов А.Н., Леонов Ю.К., Арзамасов В.Л., Михайлов В.В., Скворцов Ю.Г. Современная технология очистки нефтяных скважин от парафина // Нефтяное хозяйство./ 1998. - № 4. - С 55-57.

106. Чубанов О.В. Эксплуатация скважин в осложненных условиях. М.: Недра, 1982.109. Щелкачев В.Н. Эпизоды из истории разработки Туймазинскогонефтяного месторождения. Избранные труды.-М.: Недра, 1990.Т 2.

107. Эпштейн А.Р. Установка ионно-плазменного воздействия на нефтеносный пласт // Проблемы нефтедобычи Волго-Уральского региона: Сб. тез. докл. науч.-метод, конф. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000.-198 С. 80-81.

108. Эпштейн А.Р., Газаров А.Г., Касимов Р.Г., Андреев В.Е. Методы защиты от усталостно-коррозиионного износа подземного оборудования скважин // Проблемы машиноведения, конструкционных материалов и технологий: Сб. научн. тр.-Уфа: Гилем, 2004.-268 с.