Энергосберегающие системы сбора углеводородов на месторождениях континентального шельфа тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.18, доктор технических наук Харченко, Юрий Алексеевич

• Харченко, Юрий Алексеевич
• доктор технических наук
• 2004

Оглавление диссертации доктор технических наук Харченко, Юрий Алексеевич

Введение.

Глава 1. Разработка расчетных мепюдов исследования нестационарных процессов в скважинах и рельефных трубопроводах, пгранаюрпшрующюс газоэ/сидмостиые смеси.

1.1. Методы исследования нестационарных течений двухфазных сред.

1.2. Разработка метода усреднения многочастотных колебаний.

1.3. Неустойчивости в системе скважина - пласт.

Глава 2. Экспериментальные исследования локальных и интегральных характеристик двухфазных потоков в вертикальных трубах.

2.1.Методическое и аппаратурное оформление лабораторного стенда.

2.1.1. Описание лабораторной установки " Газожидкостный подъемник".

2.1.2. Функциональные характеристики отдельных элементов вычислительного комплекса.

2.1.3. Результаты исследований пульсаций, связанных с режимами течения газожидкостного потока.

2.1.3.1. Статистические характеристики пульсаций давления, скорости и длин пробок в горизонтальном газожидкостном потоке.

2.1.3.2. Результаты экспериментальных исследований локальных характеристик пробкового двухфазного потока в вертикальных трубах.

2.1.4. Экспериментальные исследования динамических нестационарных процессов в двухфазных потоках. ф 2.1.4.1. Особенности распространения ударных волн в двухфазных потоках.

2.1.4.2. Экспериментальные исследования "выносящей" способности волн разряжения.

2.1.4.3. Результаты экспериментальных исследований распространения ударных волн разряжения в вертикальных трубах.

Глава 3. Нестационарные процессы в системах сбора углеводородов на нефтегазовых месторождениях.

3.1.Исследования пульсаций давления в системах сбора продукции скважин на морском нефтяном месторождении.

3.2 .Взаимодействие трубопровода с сепарационным оборудованием. 3.3. Анализ пульсационных характеристик на газоконденсатных месторождениях.

3.4.Классификация гидродинамических процессов в однотрубных системах сбора нефти и газа.

Глава 4. Исследование влияния технологических параметров на показатели эксплуатационной надежности систем сбора и внутрипромыслового траиспортауглеводородов.

4.1. Некондиционность газа и пропускная способность трубопроводов.

4.2. Выбор оптимальных схем размещения промысловых объектов при различных технологических параметрах разработки месторождения.

Глава 5. Разработка технологий повышения надежности и эффективности объектов промыслового сбора и ^ подготовки нефти, газа и конденсата.

5.1. Комплексная технология эксплуатации систем сбора, подготовки и внутрипромыслового транспорта углеводородов на морских газоконденсатных месторождениях.

5.2. Разработка технологии очистки промысловых трубопроводов с использованием гелевых поршней.

5.2.1. Разработка составов гелевых поршней.

5.2.2. Технологии промышленного использования гелевых поршней для очистки газовых шлейфов, подводных нефтепроводов и технологических трубопроводов МСП.

5.3. Разработка технологии повышения продуктивности скважин с использованием волн разряжения.

Глава 6. Разработка энергосберегающей технологии транспорта углеводородов с использованием методов управления энергетическими ресурсами систем сбора на месторождениях континентального шельфа.

6.1. Анализ технических решений, направленных на снижение потерь давления в однотрубных системах сбора.

6.2. Внедрение энергосберегающей технологии сбора нефти и газа.

6.3. Энергосберегающая концепция обустройства нефтегазовых месторождений континентального шельфа.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Энергосберегающие системы сбора углеводородов на месторождениях континентального шельфа»

Значительный рост добычи нефти и газа во второй половине XX века привел к уменьшению ресурсов жидких и газообразных углеводородов на суше.

Одним из наиболее перспективных районов поиска и освоения новых нефтегазовых месторождений является континентальный шельф Мирового океана, который составляет около 10 % от общей поверхности последнего.

К началу XXI века на континентальном шельфе уже открыто свыше 2500 месторождений углеводородов с извлекаемыми запасами около 130 млрд. т нефти и 70 трлн. м3 газа.

Континентальный шельф России по прогнозам содержит около 1/3 запасов углеводородов Мирового океана.

Особые условия расположения морских нефтегазовых месторождений вызвали необходимость создания новых подходов к выбору методов и схем их разведки, разработки и обустройства с учетом морской специфики (глубина моря, гидрометеорологические условия, удаленности от береговой инфраструктуры, физико-химических свойств и объемов добываемой продукции и т.д.).

Значительный вклад в разработку новых принципов освоения нефтегазовых месторождений континентального шельфа внесли Арешев Е.Г., Березин Б.Л., Бородавкин П.П., Гаврилов В.П., Гриценко А.И., Гудфелльц Р., Шассеро Ш.Л., Гусейнов Ч.С., Захаров Е.В., Зотов Г.А., Иванец В.К., Кулиев Р.П., Мамедов Ф.М., Мирзоев Д.А., Мансуров М.Н., Никитин Б.А., Поспелов В.В., Симаков Г.К., Смелов В.А., Сулейманов А.Б., Чубанов О.В., Gaddis D., Brock Н., Burrus J., Wee Rs L.G., Veldman H., Laqers G. и другие.

В настоящее время разрабатываются месторождения на континентальном шельфе Каспийского, Северного, Черного, ЮжноКитайского, Охотского морей, Мексиканского, Бомбейского, Персидского заливов и в других акваториях Мирового океана [27, 36, 39, 49, 108].

Каждый из отмеченных выше районов характеризуется специфическим набором климатических, геолого-технических, гидрометеорологических и других факторов, которые определяют особенности обустройства конкретного месторождения [39, 119].

Современное многообразие морских нефтегазодобывающих сооружений (МНГС) включает различные типы стационарных платформ, а также полупогружные плавучие технологические комплексы или суда, на которые сбор продукции осуществляется от скважин с подводным закачиванием [39, 70, 101].

В зависимости от мощности разрабатываемой залежи, ее пространственных размеров, глубины моря и других отмеченных выше факторов, обустройство морского месторождения возможно с использованием комбинации стационарных сооружений с полупогружными платформами и судами.

При всем, технически возможном на сегодняшний день, многообразии схем разработки и технических средств обустройства месторождений, в большинстве схем обязательным элементом является система трубопроводов (система • сбора), обеспечивающая подачу продукции скважин к месту ее подготовки к транспорту [108].

Опыт эксплуатации подобных комплексов в различных точках континентального шельфа Мирового океана показывает, что между объектами добычи углеводородного сырья и установками по его переработке существует жесткая технологическая связь, и от надежного функционирования каждого технологического звена зависят показатели эффективности системы в целом.

Таким образом, являясь связующим звеном между скважинами и установками подготовки, система сбора оказывает значительное влияние на эффективность разработки месторождений.

Практически все действующие системы сбора на морских месторождениях предусматривают использование однотрубной системы сбора, предполагающей совместный транспорт продукции нефтегазовых и газоконденсатных месторождений по одному трубопроводу, проложенному по дну моря, без предварительного разделения газожидкостного потока на отдельные фазы [35, 36, 37].

К настоящему времени усилиями нескольких поколений как российских, так и зарубежных ученых разработаны надежные методы расчета стационарных двухфазных потоков в трубах различной ориентации [3, 9, 28, 32, 33, 54, 65, 80].

Достоверность разработанных методов проверена в широком диапазоне изменения параметров в ходе эксплуатации нефтяных и газоконденсатных месторождений, как в России, так и за рубежом.

Однако, как показывает практика эксплуатации трубопроводных систем, наличие двух фаз в потоке приводит к возникновению низкочастотных пульсаций давления большой амплитуды, периодических жидких пробок и других нестационарных процессов, которые приводят к преждевременному выходу из строя запорной арматуры, осложняет работу измерительных систем, приводит к нарушению технологии подготовки продукции при попадании больших объемов жидкости в оборудование [25, 34, 37, 55, 58].

На морских нефтегазовых месторождениях эта проблема наиболее актуальна, поскольку ограниченные размеры производственных площадей на платформах не позволяют размещать крупногабаритные депульсаторы -гасители жидких пробок [70].

В практике обустройства морских месторождений повсеместно используются трубопроводы, профиль трассы которых можно разделить на три сопряженных участка:

1. - вертикальный спуск с платформы ко дну;

2. - слабонаклонная или горизонтальная подводная часть;

3. - вертикальный подъемный участок.

Наиболее интенсивные колебания наблюдаются на подъемном участке [149, 157, 164].

Знание закономерностей возникновения пульсаций определенной частоты и интенсивности позволит как на стадии проектирования, так и эксплуатации, предусматривать меры, предупреждающие негативное воздействие этих колебаний на надежность трубопровода, оборудование и технологию процесса обработки нефти и газа.

К настоящему времени в литературе, в основном за рубежом, опубликованы сообщения о результатах исследований нестационарных процессов в рельефных трубопроводах В работах Арманда А.А., Гриценко А.И., Гужова А.И., Одишария Г.Э., Мамаева В.А., Елина Н.Н., Клапчука О.В., Кутателадзе С.С., Стыриковича М.А., Накорякова В.Е., Покусаева Б.Г., Нигматулина Р.И., Телетова С.Г., Делайе Дж., Гио М., Ритмюллера Р., Хаббарта М.А., ДаклераА.Э., ХьюиттаДж., Точигина А.А., DrahosT., ChermakC., FuchsP., Skott S.L., Shoham О., Brill T.P., Matsui G., Andreussi P., Growley G.J., Wallis G.B., Gregory G.A., Kouba G.E., Nadler M., Nydal О J., Taitel Y., Wood B.D., Hurlburt E.T., Jansen F.E., Fabre J., Peresson L.L. и других исследователей разработаны методы и подходы к исследованию пульсационных характеристик двухфазных потоков.

Показано, что амплитудно-частотный состав пульсаций определяющих параметров (давление, расход, истинное газосодержание и т.д.) в двухфазном потоке имеет более широкий спектр, чем в однофазном потоке. В частности, в пробковом, пузырьковом, расслоенно-волновом режимах большая часть общей мощности спектра пульсаций сосредоточена в низкочастотной части спектра. В рельефном трубопроводе, наряду с пульсациями, связанными с режимами течения, возникают дополнительные, более низкочастотные колебания, которые генерируются рельефом трассы [163, 173, 177].

Наличие в общем спектре пульсаций колебаний, генерируемых различными источниками, не позволяет осуществлять диагностику режимов работы промысловых трубопроводов прямыми замерами пульсаций давления. Поэтому актуальной представляется задача разработки метода специальной обработки мгновенных значений измеряемых параметров с целью выделения необходимого диапазона в частотном спектре колебаний давления или другого параметра.

На стадии выбора технических решений по обустройству морских месторождений, по сути, основным вопросом является следующее: как обеспечить эффективный сбор и транспорт добываемой продукции до установок подготовки при минимальных капитальных и эксплуатационных затратах. До настоящего времени данная проблема решалась за счет минимизации капитальных затрат путем повсеместного внедрения систем совместного транспорта углеводородов [36]. Влияние эксплуатационных параметров на эффективность систем сбора практически не рассматривалось.

Решение этой проблемы может быть найдено на основе анализа баланса сил, действующих на газожидкостной поток в рельефном трубопроводе. Это позволит из всего многообразия параметров, оказывающих влияние на энергопотери, выделить основные, и, таким образом, обосновать критерий эффективности транспорта двухфазной смеси по подводному трубопроводу.

Наиболее распространенными осложнениями, встречающимися при эксплуатации однотрубных систем сбора, являются процессы парафино- и гидратообразования во внутренней полости трубопроводов и оборудования. В целях предотвращения развития этих процессов в настоящее время используются различные технологические и конструктивные мероприятия. К ним относятся: теплоизоляция труб; выбор оптимального теплового режима систем сбора; применение ингибиторов парафино и гидратообразования (физико-химические методы); отделение водной фазы от основного потока путем его предварительной обработки на УППГ; путевой подогрев транспортируемого потока и другие [40, 52, 59, 60, 99].

В условиях морской нефтегазодобычи наиболее широкое распространение получили физико- химические методы. Однако промышленное использование ингибиторов существенно увеличивает эксплуатационные расходы на добычу углеводородов. Поэтому необходимо разработать комплексные технологии эксплуатации систем сбора, призванные обеспечить надежную работу промысловых объектов при минимальном расходе реагентов.

Внедрение таких энергосберегающих технологий позволит, в частности, реализовать на морских газоконденсатных месторождениях идеи использования холода окружающей среды для частичной подготовки газа к транспорту при движении неосушенного газоконденсатного потока по однотрубной системе сбора.

Использование однотрубных высоконапорных систем сбора предполагает использование энергии пласта для транспорта продукции скважин до установок подготовки углеводородов. Однако в процессе разработки месторождения энергетические и добычные возможности скважин изменяются и на определенном этапе необходимо внедрение дополнительных мероприятий для поддержания добычи на оптимальном уровне. Для выбора наиболее эффективных технологий эксплуатации системы сбора на этом этапе необходимо проанализировать возможности внедрения различных технологий (насосная откачка, газлифт, предварительная сепарация и т.д.) и обосновать наиболее эффективную на базе выполненных исследований по динамике двухфазных потоков в подводных трубопроводах.

В практике эксплуатации скважин на газоконденсатных месторождениях на определенном этапе его разработки возникают проблемы накопления жидкой фазы в стволе скважин и их призабойной зоне. Это снижает продуктивность скважин и приводит к их преждевременному выводу из эксплуатации.

Для условий морской добычи эта проблема чрезвычайно актуальна по следующим причинам:

- разработка морского месторождения, как правило, осуществляется в форсированном режиме, что приводит к преждевременному обводнению добывающего фонда скважин и интенсивному снижению пластовых давлений на месторождениях, разрабатываемых на истощение; - - на морской платформе расширение фонда скважин сверх проектного связано со значительными капитальными затратами и не всегда технически возможно. Поэтому необходимо обеспечить максимальный период рентабельной эксплуатации каждой скважины в безпульсационном режиме.

В настоящее время разработаны и внедрены многочисленные методы и средства, позволяющие удалить часть жидкости из скважин и, соответственно, увеличить продолжительность ее рентабельной эксплуатации. Эти технологии базируются на различных принципах работы -механических, физико-химических, гидродинамических и т.д. Как показывает практика, области их эффективного применения не совпадают.

Для условий месторождений континентального шельфа, учитывая повышенные капитальные затраты на проведение операций на скважинах, необходимо более обоснованно подходить к выбору технологии, повышающей продуктивность скважин в условиях накопления жидкости в ее стволе.

Поэтому в настоящей работе решается проблема создания энергосберегающей технологии удаления жидкости и очищения призабойной зоны пласта с использованием собственной энергии газожидкостного потока.

Таким образом, перечисленные выше проблемы, имеют важное значение при создании и эксплуатации нефтегазодобывающих комплексов на месторождениях континентального шельфа, требуют постановки специальных исследований по изучению нестационарных исследований в системах добычи и сбора углеводородов.

Целью настоящей работы является разработка энергосберегающих систем сбора и внутрипромыслового транспорта углеводородов на месторождениях континентального шельфа на основе теоретических и экспериментальных исследований закономерностей нестационарного движения газожидкостных смесей в скважинах и трубопроводах.

В связи с этим сформулированы следующие задачи исследований:

1. Разработка метода исследования нестационарных многочастотных процессов в скважинах и подводных трубопроводах при движении по ним газожидкостных потоков.

2. Исследование характеристик гидродинамических пульсаций различных масштабов в системах сбора на нефтяных и газоконденсатных месторождениях континентального шельфа.

3. Экспериментальное изучение процесса распространения ударных волн разряжения в вертикальных трубах с газожидкостным потоком и их влияния на интегральные характеристики двухфазного потока.

4. Разработка классификации гидродинамических процессов в системах добычи, сбора и подготовки нефти и газа к транспорту.

5. Исследование влияния технологических параметров на эффективность работы однотрубных систем сбора нефти и газа на месторождениях континентального шельфа в целях оптимизации технологических схем сбора и подготовки продукции скважин на различных стадиях разработки месторождений.

6. Создание эффективных энергосберегающих технологий сбора и транспорта углеводородов в широком диапазоне изменения параметров разработки морских нефтяных и газоконденсатных месторождений.

Автор защищает результаты экспериментальных и теоретических исследований нестационарных газожидкостных течений в вертикальных и рельефных трубах, которые являются научной основой проектирования и эксплуатации систем сбора нефти и газа, а также разработки эффективных технологий добычи и внутрипромыслового транспорта углеводородного сырья на месторождениях континентального шельфа.

Впервые предложена классификация гидродинамических процессов в скважинах, системах сбора и транспорта. Установлены источники генерации пульсаций в промысловых условиях с различными частотными масштабами.

Разработаны основные принципы диагностики и прогнозирования неустойчивостей в двухфазном потоке. Установлены взаимосвязи в промысловой динамической системе: рельефный трубопровод - система подготовки на примере морского нефтяного месторождения.

Впервые получены экспериментальные данные по изменению истинного содержания жидкости в вертикальных трубах при генерации в них ударных волн разряжения. Установлены зависимости истинного содержания жидкости от амплитуды ударных волн и их количества.

Получены экспериментальные данные о влиянии расходных и геометрических параметров потока на размеры и интенсивность газожидкостных пробок в вертикальных трубах, моделирующих восходящий участок подводного трубопровода на морской платформе.

С привлечением корреляционного анализа и других статистических характеристик экспериментально исследована структура волн разряжения в вертикальных трубах и установлены наиболее эффективные области использования ударных волн разряжения для удаления жидкости из скважин.

Выполнено обоснование критериев выбора оптимальных режимов транспортировки газожидкостной смеси в подводном трубопроводе, состоящем из спускового, горизонтального и подъемного участков.

Разработанный автором метод исследования локальных характеристик нестационарных течений газонефтяной смеси позволяет определить частотные характеристики пульсаций гидродинамических параметров в реальных промысловых условиях и на основании предложенной классификации колебаний диагностировать их источники.

Это дает возможность прогнозировать показатели эксплуатации систем сбора и подготовки нефти и газа на всех стадиях разработки газонефтяных месторождений.

Полученные в работе характеристики процесса распространения ударных волн разряжения в газожидкостной смеси позволили разработать технологию повышения продуктивности газоконденсатных скважин.

Разработана энергосберегающая технология подготовки и транспорта газоводоконденсатной смеси по подводному трубопроводу в условиях, благоприятных для образования гидратов.

Обоснована энергосберегающая технология транспорта продукции скважин с использованием методов регулирования структурных форм течения газожидкостного потока в подводных трубопроводах. Данная технология позволяет, исходя из текущего состояния процесса разработки месторождения, гибко регулировать условия работы системы сбора, достигая энергетически оптимальных беспульсационных режимов ее эксплуатации.

Работа выполнена в Российском внешнеэкономическом объединении "Зарубежнефть".

Автор выражает искреннюю благодарность члену корреспонденту РАН - профессору Гриценко А.И. за помощь в организации экспериментальных исследований и научно-методическую поддержку в период совместной работы, профессору Зотову Г.А. профессору Арешеву Е.Г., профессору Чубанову О.В. за ценные рекомендации и советы при подготовке данной работы.

Автор также благодарит сотрудников Управления по разработке и развитию месторождений на шельфе СРВ РВО «Зарубежнефть» к.т.н. Трахачеву Е.А., Балашову Н.Е. и Чумака А.В. за помощь при подготовке и оформлении работы.

Заключение диссертации по теме «Технология освоения морских месторождений полезных ископаемых», Харченко, Юрий Алексеевич

Основные результаты экспериментов по определению коэффициента вытеснения представлены на рис.5.7, 5.8.

Зависимость коэффициента эффективности отчистки от скорости движения гелевого поршня (водный раствор КМЦ с формалиновой сшивкой)

0.92

0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8

Скорость движения вытесняющей жидкости,W (м/с)

Рис.5.7

Зависимость коэффициента эффективности отчистки и вытеснения от скорости движения гелевого поршня (водный раствор КМЦ, сшитый хромпиком)

1.01 1 .99

0.98 0.97 0,96 0.95 0.94 0.93 0.92 0.91

6 0.7 0,8 0.9 1 1.1 1.2 1.3 1.4 1

Скорость движения вытесняющей жидкости,W (м/с)

Рис.5.8

Анализ рис. 5.7-5.8 показывает, что при прочих равных условиях с увеличением кинематической вязкости вытесняемой среды растет эффективная скорость движения вытесняемой гелевой композиции.

Наиболее эффективные результаты наблюдаются в диапазоне изменения числа Рейнольдса (4-5)-104. Коэффициент вытеснения при этом близок к единице.

Анализ результатов экспериментов показал, что подобные ГП, являясь ярко выраженными вязкоупругими системами, двигаются в поршневом режиме и обеспечивают не только высокоэффективное вытеснение жидкости, но и пробковое вытеснение внутритрубных отложений и скоплений инородных жидкостей. Визуальный контроль прохождения подобных ГП через прозрачные фрагменты трассы опытно-промышленного стенда показали, что при движении этих ГП происходит почти 100%-ное вытеснение всех жидкостных и газовых скоплений.

Результаты экспериментов показывают, что практически все разработанные типы составов (табл. 5.1) обеспечивают очистку нефтепроводов с коэффициентом эффективности К~1 при скорости гелевого поршня до 1 м/с. В диапазоне скоростей 1. 1,2 м/с эффективность их применения уменьшается на .3%. Если скорость перекачки увеличивается до 1,8 м/с, то эффективность очистки уменьшается до 90-95 %. При очистке трубопроводов с двухфазным потоком эффективность очистки резко падает в силу причин отмеченных выше. Однако результаты экспериментов (рис.5.9) по изучению влияния газовой фазы на эффективность применения гелевых составов показывают, что при расходном газосодержании менее 0.5 применение гелевой технологии позволяет проводить очистку трубопроводов до скоростей поршня 0,7 - 0,8 м/с. Визуально в горизонтальном трубопроводе при таких скоростях наблюдается пузырьковый режим течения смеси, при котором жидкая фаза является сплошной, и процесс вытеснения гелевого поршня происходит аналогично такому процессу при перекачке жидких сред.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1.Специфические условия освоения нефтегазовых месторождений континентального шельфа потребовали создания новых принципов и методов их разработки и обустройства. Системы сбора являются важным элементом системы обустройства нефтегазовых месторождений. Однако, до последнего времени специфические условия морской нефтегазодобычи при их эксплуатации практически не учитывались. Изложенные в диссертации исследования и обобщения в определенной степени направлены на восполнение этого пробела.

2.Показано, что в однотрубных системах сбора, характерных для обустройства месторождений континентального шельфа, наблюдается низкочастотные гидродинамические пульсации. При отсутствии крупногабаритных депульсаторов из-за ограниченных производственных площадей на морской платформе возможно попадание больших объемов жидкости в оборудование и нарушение его работы.

3.Общий спектр гидродинамических пульсаций в однотрубных системах сбора является суперпозицией нескольких колебаний с разными частотами и интенсивностями. Их прямой анализ затруднителен. В диссертации разработан метод обработки исходных промысловых данных для выделения полезного сигнала в заданном частотном диапазоне.

4.Проведены комплексные исследования нестационарных процессов в однотрубных системах сбора нефтяных и газоконденсатных месторождениях континентального шельфа и суши с использованием методов корреляционного анализа. Определены источники низкочастотных неустойчивостей в промысловых трубопроводах. Наиболее существенными из них являются режимы течения двухфазного потока, рельеф трассы, низкодебитные скважины, работающие в пульсирующем режиме, приливные изменения гравитационного поля в районе месторождения.

5.С целью прогнозирования возникновения колебаний различной частоты и интенсивности, а также диагностики текущего состояния систем сбора углеводородов предложена классификация гидродинамических процессов в однотрубных системах сбора нефти и газа. В основу классификации положен принцип разделения гидродинамических процессов по амплитудно-частотным характеристиками газожидкостной среды. б.Экспериментально на специальном стенде выполнены исследования и разработаны принципы обобщения истинного содержания жидкости, размеров жидких пробок и интенсивности низкочастотных колебаний в вертикальных участках подводных трубопроводов. Получены критериальные зависимости, позволяющие прогнозировать частоту колебаний, связанных с режимами течения, в вертикальных стояках подводных трубопроводов.

7.Впервые с помощью специальной аппаратуры изучена динамика волн разряжения в вертикальных трубах. Экспериментально исследована зависимость истинного содержания жидкости от амплитудно-частотных характеристик нестационарного процесса распространения волны разряжения в вертикальном трубопроводе. С использованием полученных критериальных зависимостей разработана технология повышения продуктивности газоконденсатных скважин, работающих в режиме накопления жидкой фазы в ее стволе.

Данная технология не требует дополнительных капитальных и эксплуатационных расходов и рекомендуется для внедрения на газоконденсатных месторождениях континентального шельфа.

8. Выполнены исследования влияния технологических параметров на гидравлическую эффективность трубопроводов сырого газа, насыщенного тяжелыми углеводородами. Предложена интегральная характеристика оценки энергетической эффективности трубопроводов сырого газа, основанная на его сравнении с подобным трубопроводом сухого газа. Это позволяет оценить реальное состояние трубопровода, транспортирующего двухфазный поток, используя фактические диспетчерские данные и относительно простые соотношения для расчета перепада давления в однофазном потоке.

9.На базе комплексных обследований эффективности функционирования систем подготовки, сбора и внутрипромыслового транспорта на действующем морском газоконденсатном месторождении разработана энергосберегающая технология совместного транспорта газоконденсатной смеси с использованием холода окружающей среды для частичной осушки газа в условиях возможного гидратообразования. Данная технология предусматривает регулируемое смешение потоков с различными температурами, частичную обработку газоводоконденсатной смеси метанольным раствором и периодическую очистку трубопровода шаровыми разделителями. Предложена зависимость частоты пропуска шаров от фактического удельного расхода метанола и термобарических условий транспорта газоводоконденсатной смеси.

10.Обоснована возможность применения гелевых поршней на базе водорастворимых композиций КМЦ для очистки однотрубных систем сбора нефти и газа. Выделены диапазоны эффективного применения гелевой технологии при переменном расходном газосодержании потока. Исследования выполнены как в лабораторных, так и в промысловых условиях.

11 .Разработана научная концепция создания энергосберегающих систем сбора углеводородов на месторождениях континентального шельфа для всех этапов их разработки. Концепция основана на решении оптимизационной задачи управления энергетическими ресурсами систем сбора углеводородов в процессе изменения добычных и энергетических возможностей скважин. Это обеспечивает выбор безпульсационных режимов течения газожидкостного потока с минимумом удельных энергетических затрат на единицу объема транспортируемой смеси в течение всего периода разработки месторождения без дополнительных капитальных затрат и эксплуатационных расходов.

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Харченко, Юрий Алексеевич, 2004 год

1. Анго А. Математика для электро- и радиоинженеров. - М.: Наука, 1967.-779с.

2. Андерсон Т. Статистический анализ временных рядов. — М.: Мир, 1976.- 744с.

3. Арманд А.А. Исследование механизма движения двухфазной смеси в вертикальной трубе. // Сб. Гидродинамика и теплообмен в котлах высокого давления. Изв.АН СССР, 1955.- С.21-34.

4. Ахмадуллин К.Р., Гумеров А.Г., Новоселов В.Ф. и др. Перспективы применения полимерных гелей в трубопроводном транспорте // Межвузовский сборник научных статей. Нефть и газ. Уфа: УГНТУ, 1997.-№1.-С.159-160.

5. Багаутдинов Ф.И. Очистка магистральных нефтепродуктопроводов от скоплений воды // Транспорт и хранение нефтепродуктов. — 1999. -№4.- С Л 3-15.

6. Байков И.Р., Ахмадуллин К.Р. Опыт использования полимерных систем для очистки нефтепродуктопроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 1998. - №7.- С. 17-19.

7. Байков И.Р., Жданова Т.Г., Гареев Э.А. Моделирование технологических процессов трубопроводного транспорта нефти и газа.- Уфа, Баш. Книж. из-во, 1994. 128 с.

8. Байков И.Р., Смородов Е.А., Ахмадуллин К.Р. Оптимизация периодичности очистки нефтепродуктопроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 1999. - №8.- С.8-12.

9. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика. Ижевск : Институт компьютерных исследований, 2003.-480 с.

10. Ю.Баталин О.Ю., Брусиловский А.И., Захаров М.Ю. Фазовые равновесия в системах природных углеводородов. -М.: Недра, 1992. -267 с.

11. П.Белов И.Г. Теория и практика периодического газлифта.- М.: Недра, 1975.- 241 с.

12. Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка природного газа на промыслах.-М.: Недра, 1986. -283 с.

13. Боровиков П.А., Самарский В.Н. Подводная техника морских нефтепромыслов. -JL: Судостроение, 1980.- 335 с.

14. Бородавкин П.П., Березин B.JL, Шадрин О.Б. Подводные трубопроводы. -М.: Недра, 1979. -415 с.

15. Бычков В.Е., Турчанинов В.Е., Васильев Ю.М. Исследование загрязненности топлив при их перекачке по сборно-разборным трубопроводам // транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. ЦНИИТЭнефтехим, 1979. - №1. -С.15-16.

16. Вернуй Б. Трубопроводные скребки // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1980. - №9. - С.84-86.

17. Вернуй Б. Трубопроводные скребки // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1980. - №10. - С.47-49.

18. Виноградов Г.В., Малкин А.Я. Реология полимеров. М.: Химия, 1977. -216с.

19. Вязунов Е.В., Голосовкер В.И. Исследование закономерностей парафинизации трубопроводов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1975 - №1.- С.3-5.

20. Галицейский Б.М., Рыжов Ю.А., Якуш Е.В. Тепловые и гидродинамические процессы в колеблющихся потоках. М., Машиностроение, 1977. -255 с.

21. Галлямов А.К., Байков И.Р., Аминев P.M. Оценка скорости выноса скоплений жидкости из пониженных участков трубопроводных систем.//Баку: Изв.ВУЗов. Нефти и газ. 1990. - №7. - С.73-76.

22. Галлямов А.К., Байков И.Р., Аминев P.M. Оценка эффективной скорости выноса водяных и газовых скоплений из трубопроводов // Нефтяная промышленность. — 1990. №9. - С.34-36

23. Галлямов А.К., Губин В.Е. Влияние скоплений воды и газа на эксплуатационные характеристики магистральных трубопроводов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1970. 48с.

24. Гвоздев Б.П. Рекомендации по ресурсосберегающим технологиям добычи газа.// Газовая промышленность- 1988.- №9. С.57-58.

25. Геодекян А.А., Забанбарк А. Геология и размещение нефтегазовых ресурсов в Мировом Океане. -М.: Наука, 1985. 315 с.

26. Гидродинамика газожидкостных смесей в трубах. / Мамаев В.А., Одишария Г.Э., Семенов Н.И., Точигин А.А. М.: Недра, 1969. - 208 с.

27. Гореченков В.Г., Харченко Ю.А., Антипов А.С. . Спектральный анализ пульсаций давления в массообменном аппарате. //Сб. научных трудов -математическое моделирование процессов газоперерабатывающих производств М.; ВНИИОЭНГ. 1982.- С.49-54.

28. Гореченков В.Г., Харченко Ю.А., Антипов А.С. Влияние волновых процессов на гидродинамику потоков в абсорбционных и ректификационных аппаратах.// Химия и технология топлив и масел.-1985.-№ 7.- С.67-71.

29. Гореченков В.Г., Харченко Ю.А., Антипов А.С. Статистический подход к исследованию структуры двухфазного потока в массообменном аппарате.//-сб. трудов ВНИПИГазпереработка, -М.: ВНИИОЭНГ,- 1982. -Вып.7.- С.36-41.

30. Грачев В.В., Щербаков С.Г., Яковлев Е.И. Динамика трубопроводных систем.-М.: Наука, 1987. 434 с.

31. Гриценко А.И., Клапчук О.В., Харченко Ю.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в скважинах и трубопроводах.-М.: Недра, 1994.-279 с.

32. Гриценко А.И., Харченко Ю.А. Методология контроля безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов. //в сб. трудов «Диагностика 94» IV международная деловая встреча.- М., - ИРЦ Газпром, -1994.-С.45-49.

33. Гудфеллоу Р., Шассеро Ш.-Л. Освоение малых морских месторождений. / Пер. с англ. под ред. Чубанова О.В., Зайцева Ю.В., Дубина И.Б. М.: Недра, 1990. - 207 с.

34. Гужов А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. -М.: -Недра, 1973.- 280 с.

35. Гусев Б.Д., Калинин Р.И., Благовещенский А.Я. Гидродинамические аспекты надежности энергетических установок. — М.: Наука, 1989. -321с.

36. Гусейнов Ч.С., Иванец В.К., Иванец Д.В. Обустройство морских нефтегазовых месторождений. -М.: Изд. «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина,- 2003. 607с.

37. Гухман A.M. Подготовка газа северных газовых месторождений к дальнему транспорту. Л.: Недра, 1980. - 161с.

38. Движение газожидкостных смесей в трубах./ Мамаев В.А., Одишария Г.Э., Клапчук О.В., Точигин А.А., Семенов Н.И.- М.:-Недра, -1978.270 с.

39. Делае Дж., Гио М., Ритмюллер М., Теплообмен и гидродинамика двухфазных потоков в атомной и тепловой энергетике. - М.: Энер-гоатомиздат, 1984 . - 424 с.

40. Дженкинс Г., Вате Д. Спектральный анализ и его приложение: в 2 т. -М.: Мир, 1972. Т. 1 -287с.

41. Дидковская А.С., Воронин И.В., Левин М.С. Условия выноса скоплений воды из пониженных участков нефтепродуктопроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 1997. - № 12. - С.20-21

42. Догадкин Б.А., Донцов А.А., Шершнев В.А. Химия эластомеров. М.: Химия, - 1981.-276 с.

43. Жадовец Ю.Т., Клапчук О.В., Федоров Б.Н., Вяхирев Р.И. Закачка нестабильного конденсата в емкости подземного хранения. //Газовая промышленность.- 1980,- № 7.- С.25-28.

44. Желеобразный разделитель. Гатауллин З.Т., Исмайлов И.А., Кукушкин С.А. А.С. 1227903, опубл. в Б.И. 1986. №16.- С.158-159.

45. Истомин В.А. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах сбора и промысловой обработки газа и нефти. М.: ВНИИЭГазпром, 1990.-214с.

46. Казак А.С. Идентификация параметров газотранспортных систем при стационарных режимах // Газовая промышленность. М., 1982. - С.47-51.

47. Клапчук О.В. Гидравлические характеристики газожидкостных потоков в скважинах. //Газовая промышленность,- 1980.- № 2. С.32-35.

48. Клапчук О.В., Елин Н.Н. Сбор и транспорт газа от месторождений до газоперерабатываищих заводов. //Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата, М.:- ВИИИЭГазпром,- 1979.- 59 с.

49. Клапчук О.В., Елин Н.Н. Статистические характеристики пульсаций давления газожидкостного потока в горизонтальных трубах. // в сб. науч.тр. Транспорт газа и газотранспортное оборудование. М.: ВНИИГАЗ, -1978. -С.82-97.

50. Климонтович Ю.Л. Введение в физику открытых систем. М.: Янус-К, 2002. - 284с.

51. Коротаев Ю.П., Кривошеин Б.Л., Галлиулин З.Т. Неизотермическое течение реального газа в системе пласт-скважина-газосборная сеть. //Тр. ВНИИГАЗа, -1967. -вып.29/37. С.146-149.

52. Коротаев Ю.П., Кулиев A.M., Мусаев P.M. Борьба с гидратами при транспорте природных газов. М.: - Недра,- 1973. - 136с.

53. Коршак А.А., Забазнов А.И., Новоселов В.В. и др. Трубопроводный транспорт нестабильного газового конденсата. М.: ВНИИОЭНГ, -1994.-224с.

54. Кривошеин Б.Л., Радченко В.П., Бобровский С.А. Некоторые математические модели нестационарного течения газа в магистральныхтрубопроводах. // Изд. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1974.-№6.-С.112-120.

55. Кулиев A.M., Мусаев P.M., Искандеров С.М. Исследование процесса гидратообразования в системе вода-конденсат-природный газ.// Газовая промышленность 1973.- № 7 - С.51-54.

56. Кутателадзе С.С. Анализ подобия и физические модели. -Новосибирск: Наука, -1986. - 288 с.

57. Кутателадзе С.С., Стырикович М.А. Гидродинамика газожидкостных систем. М.: Энергия,- 1976.- 296 с.

58. Кутепов A.M., Стерман А.С., Стюшин Н.Г. Гидродинамика и теплообмен при парообразования. -М.: Высшая школа, -1983.- 352 е.

59. Ловик X. Применение гелей для очистки трубопроводной системы // Pipeline Ind. 1985 - v.64 - №6, -Р.23-26

60. Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа.- М.: Наука, -1978.- 736 с.

61. Макс Ж. Методы и техника обработки сигналов при физических измерениях: в 2 т. / Пер. с фр. -М.: Мир, 1983. -Т.1. 312 с.

62. Мамедов Ф.М. Обустройство морских нефтяных и газовых месторождений.- Баку: -Элн, -1997. 312 с.

63. Мастобаев Б.Н., Арменский Е.А. К вопросу отмывки пристенных парафиносмолистых отложений // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. ЦНИИТЭнефтехим, -1976. - №3.- С.5-6

64. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах. -М.: Недра,- 1987. 142 с.

65. Меркулов В.П., Шерстнев Н.М., Швецов И.А. и др. Состав для разделения потоков жидкостей. А.С. 402 635, Б.И.1973. №42.- С.67

66. Мирзаджанзаде А.Х., Галлямов А.К., Марон В.И. и др. Гидродинамика трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. М.:-Недра, -1984.-287 с.

67. Накорчевский A.M. Гетерогенные турбулентные струи. Киев: Наумова думка,- 1980. - 142 с.

68. Накоряков В.Е., Бурдуков А.П., Покусаев Б.Г. Исследование течений двухфазных сред. Новосибирск: -из-во СО АН СССР- 1973.- 175с.

69. Нечваль A.M., Коршак А.А. Определение относительной скорости газовых скоплений при их выносе потоком перекачиваемой жидкости // Изв.ВУЗов. Нефть и газ. 1991. - №4. - С.74-77.

70. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред: В 2.т. Т.1,2 М.:-Наука-1987.- 720 с.

71. Очистной поршень-разделитель. Порайко И.Н., Каримов З.Ф., Галюк В.Х., Савельев М.П. А.С. 516438, опубл. в Б.И. 1976. №12. - 28 с.

72. Панахов Г.М., Шаммазов A.M. Экспериментальное исследование вязкоупругих разделительных пробок с магнитным наполнителем. //Сб.науч.тр.Азинефтехим. Баку,: 1984. - С. 108-109

73. Патент № 2103479 от 28.06.1995г. Состав для очистки высоконапорных газосборных коллекторов, авт. Гриценко А.И., Харченко Ю.А., Булейко М.Д., Коновалов Е.А.

74. Патент № 2119043 от 06.06.1996г. Способ очистки высоконапорных газосборных коллекторов, авт. Гриценко А.И., Харченко Ю.А., Булейко М.Д.

75. Порайко И.Н. О возможности борьбы с образованием парафиносмолистых отложений с помощью полиакриламида // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. — 1977. №12.- С.3-5

76. Порайко И.Н. Применение полиакриламида в технологических процессах, связанных с добычей нефти // ТНТС., Добыча,- М.: ВНИИОЭНГ. 1974. - 41с.

77. Порайко И.Н. Увеличение пропускной способности нефтепровода с помощью гидрофильных полимеров // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1973.- №8. -С.9-10

78. Порайко И.Н., Арутюнов А.И. Снижение давления в промысловом-нефтепроводе с помощью полиакриламида // Нефтепромысловое дело. 1978. -№6.-С.46-48

79. Порайко И.Н., Байков Н.М. Эмульгирующие и стабилизирующие свойства водорастворимых ПАВ и полимеров // Нефтяное хозяйство. -1978. -№7. С.58-61

80. Порайко И.Н., Василенко С.К. О применении водорастворимых полимеров для увеличения производительности нефтепроводов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. — 1975. №7, С.3-5

81. Порайко И.Н., Галюк В.Х. Очистка нефтепроводов водорастворимыми полимерами // Нефтяное хозяйство. 1979. - №9.- С.28-31

82. Порайко И.Н., Порайко Д.Н. Механизм действия гидрофильных полимеров в нефтяном потоке // Нефтяное хозяйство. 1984. - №5.-С.56-59

83. Порайко И.Н., Порайко И. Д. Полимерные легкоподвижные разделители для трубопроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 1982. - №1. — С. 17-19

84. Порайко И.Н., Савельев М.П., Василенко С.К. Очистка нефтепровода Нижневартовск Усть-Балык высоковязкими гелями ПАА // Нефтяное хозяйство. - 1978. - №3.- С.61-65.

85. Пуритон Р. Дж., Митчел С. Практическое применение гелей в качестве разделителей и для очистки трубопроводов // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1978. - №3.- С.66-69.

86. Сасаки Т. Коэффициент двухфазного трения в вертикальной трубе // Тр. Внииити .- 1964.- Т. 28 №2. С.67-72.

87. Саттаров P.M., Гермашев А.И., Панахов Г.М. Промышленное внедрение вязкоупругого магнитоактивного разделителя для очистки трубопроводов //Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, ЦНИИТЭнефтехим. 1986. - №5. - С.6-8

88. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России / Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов А.Б. -М.: Недра,-1999.-476 с.

89. Серебренников М.Г., Первозванс^кий А.А. Выделение скрытых периодичностей. М.: Физматгиз, -1965. — 244 с.

90. Симонов Г.В. Морские гидротехнические сооружения на континентальном шельфе. JI.:- Судостроение, -1989. - 337с.

91. Современные методы идентификации систем / Под ред. П. Эйкхоффа. -М.: Мир, -1983.-400 с.

92. Состав гелеобразного поршня для очистки внутренней поверхности каналов. Мирзаджанзаде А.Х., Байков И.Р., Хасанов М.М., Гейер Б.В. А.С.№162 2038, Б.И. 1991. №3. - С.34.

93. Состав для разделения потока. Меркулов В.П., Кукин В.В., Мирзаджанзаде А.Х. и др. А.С. 402635, опубл. в Б.И. 1973. №42, -С.67

94. Состав полимерной пробки для депарафинизации нефтепровода. Савельев М.П., Порайко И.Н., Галюк В.Х. и др. А.С. 712435, опубл. в Б.И. 1980. №4.

95. Способ получения и ввода комбинированного поршня-разделителя. Ахатов Р.Ш., Порайко И.Н., Каримов З.Ф., Галюк В.Х., Исхаков Р.Г. А.С.634070, опубл. в Б.И. 1978. №43. - С. 123

96. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов. / Под ред. А.К. Дерцакяна. JL: Недра, -1977. - 519 с.

97. Сулейманов А.Б., Куличев Р.П., Саркисов Э.И. Эксплуатация морских нефтегазовых месторождений. -М.: Недра, -1986.-293 с.

98. Теория и практика газлифта / Зайцев Ю.В., Максутов Р.А., Чубанов О.В. и др. М.: Недра, -1987. - 256 с.

99. Теория и практика применения неравновесных систем в нефтедобыче / А.Х. Мирзаджанзаде, Ф.Г. Максудов, Р.И. Нигматулин и др. Баку: -Элм, -1985. - 220 с.

100. Теплопередача в двухфазном потоке /Под ред. Баттерворса Д. и ХьюиттаГ./- М.: Энергия, -1980.- 328 е.

101. Термогидродинамика систем добычи и транспорта газа / Бондарев Э.А., Васильев В.И., Воеводин А.Ф. и др./ Новосибирск: СО Наука, 1988.-272 с.

102. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения М.:- Мир, -1972.440 с.

103. Феллер В. Введение в теорию вероятностей и ее приложения: В 2 т. М.:Мир, 1984. - Т. 1 - 527с.,

104. Ферстер Э., Ренц Е. Методы корреляционного и регрессионного анализа: Руководство для экономистов. М.: Финансы и статистика, -1983.-302с.

105. Фролов Ю.А., Новоселов В.Ф. Очистка полости действующих магистральных трубопроводов. Уфа: Изд.Уфим. нефт.ин-та, 1989. -92 с.

106. Хаббарт М.Д., Даклер А.Э. Характеристики режимов течения горизонтального двухфазного потока; //В сб.Достижения в области теплообмена, М., Мир, 1970.- С. 7-29.

107. Хайбуллин Р.Я., Шаммазов A.M., Шарифуллин Р.Я. Некоторые особенности использования вязкоупругих разделительных пробок при последовательной перекачке нефтепродуктов // Изв. Вузов. Нефть и газ.- 1985. -№7.- С.78-79

108. Хартуков Е. Морская нефтедобывающая промышленность капиталистических стран. // Нефтяное хозяйство 1983г. - №3.- С.97-99

109. Харченко Ю.А. Гидравлические методы повышения эффективности систем сбора углеводородов в двухфазном состоянии. //В кн. Энергосберегающие технологии при добыче природного газа. Под ред. Чл.кор.РАН Гриценко А.И.- М.: ВНИИГАЗ,- 1996.-С. 95-105.

110. Харченко Ю.А. Исследования колебательных процессов в системах добычи, сбора и внутрипромыслового транспорта газа и газового конденсата.- М.; ВНИЭГазпром. — 1991.- 55 с.

111. Харченко Ю.А. Нестационарные процессы в системах сбора и внутрипромыслового транспорта углеводородного сырья.//в сб. докладов международной конференции «Разработка газоконденсатных месторождений». Краснодар, ВНИИГАЗ,- 1990 ,-секция 5,- С. 110-115

112. Харченко Ю.А. О фактических режимах работы промысловых конденсатопроводов. //сер.Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений».-М.: ВНИЭГазпром,-1986.- №9.-С.21-28.

113. Харченко Ю.А. Повышение эффективности системы внутрипромыслового транспорта с использованием поршней. //В кн. Энергосберегающие технологии при добыче природного газа. Под ред. Чл.кор.РАН Гриценко А.И.- М.: ВНИИГАЗ,- 1996.- С. 106-115.

114. Харченко Ю.А., Князев Н.В. Пульсации гидродинамических параметров в системах сбора и промыслового транспорта нестабильного конденсата.// сб. докладов всесоюзной конференции

115. Пути развития научно-технического прогресса в нефтяной и газовой промышленности». -Грозный:- ГНИ,-1986.- С.44-46

116. Харченко Ю.А., Горянский A.M. Определение реверсной скорости двухфазного потока в газовых и газоконденсатных скважинах. -// сер.Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.; -ВНИЭГазпром.-1989.-№ 9.-С.14-17

117. Харченко Ю.А., Князев Н.В., Расчет потерь напора в рельефном трубопроводе при нестационарном режиме перекачки нестабильного конденсата.//сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений- М.: -ВНИЭГазпром, 1988.-№9.-С.6-11

118. Харченко Ю.А., Коровенков В.А. Анализ режимов работы газоконденсатных скважин, -//сер. Разработка и эксплуатация газовыхи газоконденсатных месторождений.-М.; -ВНИЭГазпром. -1991- № 7.-С.7-11

119. Хаген Г. Синергетика. М.: Мир, 1980. — 300с.

120. Харченко Ю.А. . Обоснование энергосберегающей технологии эксплуатации систем сбора на морских нефтегазовых месторождениях // Нефтяное хозяйство 2004. - №6.- С. 114-117.

121. Харченко Ю.А. Комплексные технологии эксплуатации систем подготовки и внутрипромыслового транспорта углеводородов на месторождениях континентального шельфа. //Наука и техника в газовой промышленности. 2004.-№7.- С.68-71

122. Харченко Ю.А. Классификация гидродинамических процессов в однотрубных системах сбора нефти и газа.//- Нефтяное хозяйство. — 2004. -№8.- С.118-122.

123. Чарный И.А. Неустановившееся движение реальной жидкости в трубах. М.: Недра, 1975 - 296 с.

124. Черчмен Р., Акофф Р., Арнофф Э. Введение в исследование операций. М.: Наука, 1968. - 488с.

125. Чубанов О.В., Харченко Ю.А., Выговской В.П. Направления развития системы сбора, подготовки и транспорта продукции месторождения «Белый Тигр» //Нефтяное хозяйство. 2003. - №6. -С. 94-99.

126. Шварц М.Э., Савельев Г.П. очистка внутренней полости нефтепродуктопроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. — ЦНИИТЭнефтехим, 1977. №12. - С.6-9

127. Штихлинг Г. Теория пограничного слоя М.: -Наука,- 1974.-712с.

128. Anwar Н.О. Slug flow of air-water mixtures in a horizontal pipes.// 4th Miami international symposium on multiphase transport and particulate phenomena.- Miami Beach Fla, -15-17 Dec.,1986.- p.411-419.

129. Al-Sheikh I.N. , Saunders D. E. , Brodkev R. S. Prediction of flow patteuns in horizontal two-phase pipe flow. // Canadian journal of chemical engineering, -1970.- v.48.- p.21-29.

130. Andreussi, P. & Bendiksen, K. An investigation of void fraction in liquid slugs for horizontal and inclined gas-liquid pipe flow.// Int. J. Multiphase Flow-1989. v. 15.-p.937-346.

131. Andreussi, P., Minervini, A. & Paglianti, A. A mechanistic model of slug flow near-horizontal pipes.// AIChE J.-1993.-v. 39.-p.1281-1291.

132. Angeli, P. & Hewitt, G.F. Pressure gradient in horizontal liquid-liquid flows.// Int. J. Multiphase Flow -1998.-v.24.-p.l 183-1203.

133. Вое A. Severe slugging characteristics selected topics in two-phase flow.- NTH.: Trondheim, 1981.- 214 p.

134. Bourgeois Т., Couteville Т., Odellor R. Transport dispha-sique de gaz et de condensat. Aspects techiques et economi-ques. //Rev. lust. fr. petrole, -1986.- v.41 N1.- p.104-114.

135. Broussard D.E. Gel-plug technology used to clean FLAGS gas line // Pipe Line Industry. 1982. - v.57. - №1. - р.31 -34 ^ 152. Cleaning pipeline interior with gelled pig. Purinton Robert J., The

136. Chemical Co. Пат.4473408, США. Заявл. 12.01.82, №338928, опубл. 25.09.84. MKU INT CL В 089/04. MKU U.S.C1.134/8; 134/22/4

137. Crowley, C.J., Sam, R.S., Wallis, G.B. & Metha, D.C. Slug flow in large diameter pipes. I. Effect of fluid properties.// AIChE Annual Meeting, San Francisco, CA.-1984. p.367-373

138. Drahos Т., Chermak, Selucky K. Characterisation of Hydrodynamic Regims in Horisontal two-phase flow.// Chem. Eng. Process.- 1987.- v.22 -p. 45-52.

139. Dukler, A.E. & Hubbard, M.G. A model for gas-liquid slug flow in horizontal tubes. //Ind. Eneng Chem. Fundam. -1975.-v.14,p. 337-347.

140. Fabre, J., Peresson, L.L., Corteville, J., Odello, R. & Bourgeois, T. Severe slugging in pipeline/riser systems,// SPE 16846, presented at 1987 SPE annual fall meeting, Dallas, TX (Sept. 27-30) p.l 13-128.

141. Fuchs P. The presure limit for terrain slugging. // 3rd Int.Conf. on Multiphase flow, Ihe Hague Netherlands, 18-20 May,-1987. p. 65-71.

142. Gregory, G.A., Nicholson, M.K. & Aziz, K. Correlation of the liquid volume fraction. The slug for horizontal gas-liquid slug flow. //Int. J. Multiphase Flow/-1978.-v.4.- p.33-39.

143. Hand, N.P. & Spedding, P.L. Horizontal gas-liquid flow at close to atmospheric conditions .//Chem. Eng. Sci.-1993.-v.48.-p. 2283-2305.

144. Heywood, N.I. & Richardson, J.F. Slug flow of air-water mixtures in a horizontal pipes determination of liquid by y-ray absorption. Chem. Eng. Sci.-1979.-v.34. p. 17-30.

145. Hill, T.J. Riser-base gas injection into the S.E. Forties line. //Proc. 4th : Int. Conf. BHRA,-1989.- p. 133-148.

146. Gregory, G.A., The slug for horizontal gas-liquid slug flow. // Int. Symposium on two-phase annular and dispersed flows. Physico-chemical Hydrodynamics, -1985.- v.6. -p. 267-273.

147. Jansen F.E., Shoham O., Taitel Y. 1996. The elimination of severe slugging experiments and modeling. //Int. J. Multiphase Flow.-1996.- v.22.-№6.- p. 1055-1072.

148. Jansen, F.E. & Shoham, O. Methods for eliminating pipeline-riser flow instabilities,// SPE 27867, presented at SPE western regional meeting, Long Beach (March 23-25), 1994.-p. 193-204.

149. Kokal, S.L. & Stanislav, J.F. An experimental study of two-phase flow in slightly inclined pipes. II. Liquid holdup and pressure drop. //Chem. Eng. Sci. 1989.-v.44.-p. 681-693.

150. Kouba, G.E. 1986. Slug flow modeling and metering.: Ph.D. thesis, -University of Tulsa, OK. 1986.- 312 p.

151. Matsui G. Identification of flow regumes in vertical gas -liquid two-phase flow using differential pressure fluctuatuens //Int. T. Multiphase flow, 1984.- v.l0.-p.711-719.

152. Mishima Kajchiro, Nishihara Hideaki. Methods for determining flow regimes in gas-liquid two-phase flow. //Ann. Repts Res. React. Inst. Kyoto Univ.- 1984.-v.17, p. 61-63.

153. Nadler, M. & Mewes, D. Characteristics of gas-liquid and gas-liquid-liquid slug flow in horizontal pipes. //ASME FED Multiphase Flow Wells Pipe.-1992.V. 144,- p. 39-50.

154. Nadler, M. & Mewes, D. Multiphase slug flow in horizontal pipes. //Paper 12, 30th European Two-phase Group Meeting, Hannover, Germany.-1993.- p.415-421.

155. Nicholson, M.K., Aziz, K. '& Gregory, G.A. 1978. Intermittent two phase flow in horizontal pipes: predictive models. //Can. J. Chem. Eng.-1978.V. 56. p.653-663.

156. Nydal, O.J. 1991. An experimental investigation of slug flow.: Ph.D. thesis, University of Oslo Norway. 1991.- 246 p.

157. Nydal, O.J., Pintus, S. & Andreussi. 1992. Statistical characterization of slug flow in horizontal pipes.// Int. J. Multiphase Flow.-1992.- v. 18.-p.439-453.

158. Pots, B.F.M., Bromilow, I.G. & Konijn, M.J.W.F. Severe slug flow in offshore flow-line/riser systems, //SPE 13723. SPE Prod. Eng. 2, -1987.-p.319-324.

159. Purinton R., Mitchell S. Practical Application For Gelled Fluid //Pigging. Pipeline Ind.- 1987. v.66 - p.55-56

160. Sato Y., Sekoguchi K. Liquid velovity distribution in two-phase bubble flow. //Int. 1. Multiphase Flow. -1976.- v.2.- N1.- p.79-95.

161. Schmidt, Z., Brill, J.P. & Beggs, H.D. 1979. Choking can eliminate severe pipeline slugging.// Oil & Gas J.-1979.V. 12. p.230-238.

162. Schmidt, Z., Brill, J.P. & Beggs, H.D. 1980. Experimental study of severe slugging in a two-phase flow pipeline riser-pipe system.// Soc. Petrol. Engs. J.-1980.-V.20.- p.407-414.

163. Skott S. L. , Shoham 0., Brill T. P. Modeling slug drowth in large diameter pipes //3rd Inter. Conf. on Multiphase flow, The Hague Netherlands, -18-20 May. 1987.- p.55-64.

164. Tain P. K. , Roy R. P. Stocastic characteristics of vapor fraction and wall pressure fluctuations in boiling flow.//Int. J. Multiphase flow.- 1983.-v.9.- p.467-471.

165. Taitel, Y. & Barnea, D. 1990. A consistent approach for calculating pressure drop in inclined slug flow. // Chem. Eng. Sci. 1990.-v.45.p. 11991206.

166. Weisman Т., Duncan D., Gibson T. Effects of fluid proper-tics and pipe diameter of two-phase flow pattern in hori-sontal lines. //Int. J. Multiphase flow. -1984.-V.9.- p. 472-479.

167. Wood, B.D., Hurlburt, E.T. & Manratty, T.J. Mechanism of slug formation in downwardly inclined pipes.// Int. J. Multiphase Flow.- 2000.-v.26.-p.977-998.

168. Yehuda Taitel, G. Sarica, Brill G.P. Slug flow modeling for downward inclined pipe flow: theoretical considerations. //Int. J. Multiphase Flow.-2000.-v.26.-p.833-843.