Повышение эффективности эксплуатации добывающих скважин электроцентробежными насосами при откачке низкопенистой газированной нефти: на примере месторождений Верхнего Прикамья тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Лекомцев, Александр Викторович

• Лекомцев, Александр Викторович
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Лекомцев, Александр Викторович

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЕРХНЕГО ПРИКАМЬЯ И СПОСОБОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ И ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ

ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ УСТАНОВОК ЭЦН

1.1 Условия эксплуатации скважин, оборудованных установками ЭЦН, на

месторождениях Верхнего Прикамья

1.2Анализ методик и программных продуктов выбора установок ЭЦН

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 1

ГЛАВА 2 ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ДАВЛЕНИЯ У ПРИЕМА ЭЦН

2.1 Определение параметров ГЖС в затрубном пространстве по результатам промысловых исследований скважин

2.2 Исследование истинного газосодержания и плотности ГЖС в затрубном пространстве

2.3 Исследование пенообразующих свойств нефтей месторождений Верхнего Прикамья

2.4 Влияние пенообразующих свойств нефти на определение давления у приема ЭЦН

2.5 Алгоритм определения давления у приема ЭЦН на основе лабораторных и

промысловых исследований

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 2

ГЛАВА 3 ИССЛЕДОВАНИЕ НАПОРНО-РАСХОДНЫХ И КПД-ХАРАКТЕРИСТИК ЭЦН ПРИ ОТКАЧКЕ НИЗКОПЕНИСТЫХ

ГАЗИРОВАННЫХ НЕФТЕЙ ПО ПРОМЫСЛОВЫМ ДАННЫМ

3.1 Влияние газа на расходно-напорные характеристики ЭЦН при откачке жидкостей

3.2 Исследование влияние газа на КПД ЭЦН при откачке низкопенистой газированной нефти

3.3 Влияние частоты тока на КПД ЭЦН при откачке низкопенистой газированной нефти

3.4 Влияние обводненности на работу ЭЦН при откачке низкопенистой

газированной нефти

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 3

ГЛАВА 4 ВЫБОР ЭЦН ПРИ ОТКАЧКЕ НИЗКОПЕНИСТЫХ

ГАЗИРОВАННЫХ НЕФТЕЙ ИЗ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 4

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности эксплуатации добывающих скважин электроцентробежными насосами при откачке низкопенистой газированной нефти: на примере месторождений Верхнего Прикамья»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследований. Более 95% нефти в России добывается из механизированных скважин, оборудованных насосными установками. Важной задачей нефтедобывающей отрасли является обеспечение работы скважинного оборудования с высокими эксплуатационными показателями. Одним из направлений решения данной задачи является повышение эффективности эксплуатации добывающих скважин электроцентробежными насосами (ЭЦН), которое достигается оптимальным выбором ЭЦН для скважин с обоснованием технологических и энергетических показателей их работы в заданных условиях.

В настоящее время на месторождениях Верхнего Прикамья более 90% добывающих скважин эксплуатируется с помощью ЭЦН, при этом немногим более 15% скважин оснащены скважинными глубинными приборами для измерения давления и температуры. В результате по основному фонду скважин отсутствует достоверная информация о термодинамических условиях работы насосов, которая необходима для анализа и оптимизации показателей их эксплуатации. Математическое описание процессов газожидкостного потока в системе «скважина - насос» довольно сложно и требует больших затрат времени и ресурсов. Выходом может быть создание эмпирических корреляций, основанных на анализе глубинных и устьевых исследований скважин, оборудованных манометрами или системами телеметрии ниже уровня подвески ЭЦН, для оценки фактических показателей их работы. Полученные на основе анализа промысловых данных эмпирические зависимости могут быть использованы при оптимизации выбора ЭЦН для скважин в заданных условиях и анализе показателей работы насосов.

Одним из осложняющих факторов при эксплуатации скважин ЭЦН является наличие свободного газа в откачиваемой жидкости, влияние которого на работу насосов при низких пенообразующих свойствах нефти усиливается. Приближенно это влияние может быть учтено на основе данных, полученных при

экспериментальных стендовых исследованиях отдельных ступеней или секций насосов в лабораторных условиях. При этом сложно или практически невозможно моделировать в полном объеме условия в скважине - свойства, структуру и термодинамические характеристики газожидкостного потока у приема насоса. Фактические показатели работы ЭЦН (развиваемый напор, коэффициент полезного действия) можно получить по данным измерений, выполненных в работающей скважине - с определением производительности (подачи), давлений у приема и на выкиде насоса, а также токовых измерений.

Большой вклад в развитие научных исследований и повышение эффективности эксплуатации скважин электроцентробежными насосами внесли A.A. Богданов, О.Г. Гафуров, В.Р. Дарищев, А.Н. Дроздов, В.Н. Ивановский, Г.З. Ибрагимов, В.И. Игревский, Г.Н. Кнышенко, P.P. Камалов, П.Д. Ляпков, В.П. Максимов, М.Г. Минигазимов, Ю.С. Миронов, И.Т. Мищенко, И.М. Муравьев, Н.Р. Рабинович, В.А. Сахаров, K.P. Уразаков, А.Г. Шарипов, К. Aziz, A.R. Hasan, C.S. Kabir, J.N. Me. Coy, R. Pessoa, A.L. Podio и др.

Целью диссертационной работы является повышение эффективности эксплуатации добывающих скважин погружными электроцентробежными насосами в условиях откачки маловязких низкопенистых газированных нефтей.

Идея работы заключается в оптимизации выбора для добывающих скважин погружных электроцентробежных насосов и их режимных параметров с учетом полученных эмпирических зависимостей, позволяющих оценивать технологические и энергетические показатели работы насосов при откачке маловязких низкопенистых газированных нефтей.

Задачи исследований: 1. Выполнить обзор и анализ известных способов определения технологических и энергетических показателей работы насосов при откачке газожидкостных смесей из добывающих скважин.

2. Исследовать влияние условий эксплуатации добывающих скважин нефтяных месторождений Верхнего Прикамья на рабочие характеристики электроцентробежных насосов.

3. Исследовать пенообразующие свойства нефтей Верхнего Прикамья, влияющие на процессы в затрубном пространстве добывающих скважин и на показатели работы электроцентробежных насосов.

4. Получить зависимости для оценки давления у приема скважинных насосов, основанные на анализе показателей работы добывающих скважин с ЭЦН, откачивающих маловязкую низкопенистую газированную нефть.

5. Исследовать напорно-расходные и КПД-характеристики электроцентробежных насосов при откачке маловязких низкопенистых газированных нефтей по промысловым данным.

6. Оптимизировать выбор электроцентробежных насосов для скважин с учетом технологических и энергетических показателей их работы при откачке маловязких низкопенистых газированных нефтей, полученных на основе анализа промысловых данных.

Методика исследований включала в себя обобщение промысловых данных по эксплуатации электроцентробежных насосов в скважинах, лабораторные исследования по определению пенообразующих свойств маловязких нефтей, обработку данных промысловых исследований скважин с определением давления у приема насосов, а также статистический анализ и оценку достоверности результатов проведенных исследований.

Научная новизна работы:

1. Установлена зависимость относительной плотности газожидкостной смеси в затрубном пространстве добывающих скважин от глубины погружения электроцентробежных насосов под динамический уровень при откачке маловязких низкопенистых газированных нефтей.

2. Получены зависимости технологических и энергетических характеристик работы электроцентробежных насосов на маловязких низкопенистых газированных нефтях от параметров газожидкостного потока на их приеме.

Защищаемое научное положение:

Использование зависимости относительной плотности газожидкостной смеси в затрубном пространстве от глубины погружения насосов под динамический уровень и зависимостей технологических и энергетических характеристик насосов от параметров газожидкостного потока позволяет оптимизировать выбор ЭЦН и повысить эффективность их эксплуатации в добывающих скважинах при откачке маловязких низкопенистых газированных нефтей.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций

определяется современным уровнем теоретических и лабораторных исследований и подтверждается достаточной воспроизводимостью полученных результатов промысловых исследований, выполненных с использованием современного оборудования и компьютерных технологий.

Практическая значимость работы сформулирована следующим образом:

1. Предложена и обоснована методика определения давления у приема ЭЦН по данным промысловых исследований скважин при откачке маловязкой низкопенистой газированной нефти.

2. Полученные статистические зависимости для определения давления у приема ЭЦН повышают качество принимаемых решений при выборе насосного оборудования для скважин Верхнего Прикамья.

3. Предложена и апробирована методика определения технологических и энергетических показателей работы ЭЦН при откачке маловязких низкопенистых газированных нефтей с учетом изменения удельного газосодержания у приема насоса, основанный на промысловых данных и позволяющий оптимизировать выбор насосов для добывающих скважинах нефтяных месторождений Верхнего Прикамья.

4. Материалы исследований используются при чтении лекций по дисциплинам «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» в ПНИПУ.

5. Результаты работы использованы при выполнении научно-исследовательских работ по Государственным контрактам № 14.740.11.0746 от

12.10.2010 г., №14.740.11.1090/705 от 24.05.2011 г. и № 14.740.11.1280 от

17.06.2011 г.

Апробация работы. Основные положения и результаты выполненной диссертационной работы, выводы и рекомендации докладывались на научных семинарах кафедры разработки нефтяных и газовых месторождений Пермского национального исследовательского политехнического университета (2010-2012 гг.); Всероссийской научно-технической конференции «Нефтегазовое и горное дело» (г. Пермь, Пермский национальный исследовательский политехнический университет, в 2010-2012 г.); Конференции молодых ученых и специалистов ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» (г. Москва, май 2011 г., г. Пермь, апрель 2013 г.); IV Международной научно-практической конференции молодых ученых «Актуальные проблемы науки и техники-2011» (г. Уфа, ноябрь 2011 г.); Международной научно-практической конференции «Современные направления теоретических и прикладных исследовании"'2012» (г. Одесса, 20-31 марта 2012 г.); Международном форуме-конкурсе молодых учёных «Проблемы недропользования»(г. Санкт-Петербург, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный» в 2011-2012 гг.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 15 научных работ, в том числе 9 статей в изданиях, входящих в перечень ВАК Минобрнауки России.

Структура и объём диссертационной работы. Диссертационная работа изложена на 120 страницах машинописного текста, состоит из введения, четырех глав, списка литературы, включающего 98 наименований. Включает 47 рисунков и 33 таблицы.

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЕРХНЕГО ПРИКАМЬЯ И СПОСОБОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ И ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ УСТАНОВОК ЭЦН

Эффективность добычи нефти существенно зависит от условий эксплуатации скважин, определяющих выбор подземного и наземного оборудования, установление режимов его эксплуатации при откачке жидкости. Под условиями эксплуатации чаще всего понимается геолого-физическая характеристика объекта разработки или продуктивного пласта, дренируемого скважиной. Режим откачки определяется объемной скоростью притока жидкости из пласта в скважину. При неизменном во времени притоке режим называют установившимся и подбор установки ЭЦН сводят к определению типоразмера насоса, обеспечивающего заданную добычу пластовой жидкости при оптимальных или близких к оптимальным показателях работы (подача, напор, потребляемая мощность, КПД). Обычно режим эксплуатации с течением времени меняется в результате снижения пластовых и забойных давлений, кольматационных процессов в продуктивных пластах, особенно в прискважинных зонах, проведения геолого-технических мероприятии' и др. При этом технологические и энергетические показатели работы глубинно-насосного оборудования часто ухудшаются, что приводит к менее эффективной его работе. Возникает необходимость в изменении режима эксплуатации (например, перевод на режим периодической откачки) или в смене типоразмера насоса. В этих условиях большое значение приобретает точность, с которой инженерно-технологическая служба определяет типоразмер установки, ее комплектацию, глубину погружения под динамический уровень, что, в свою очередь, зависит от качества нормативных и методических документов, в соответствии с которыми осуществляется расчет технологических и энергетических показателей работы оборудования с последующим подбором его к скважине.

1.1 УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ УСТАНОВКАМИ ЭЦН,

на месторождениях верхнего прикамья

Территория Верхнего Прикамья в северо-восточной части Пермского края известна, в первую очередь, одним из наиболее крупных и уникальных по размерам и геологическим запасам Верхнекамским месторождением На территории Верхнего Прикамья в промышленной эксплуатации находится 9 нефтяных месторождений (рисунок 1.1): им. Архангельского, Логовское, Маговское, Озерное, Сибирское, Уньвинское, Чашкинское, Шершнёвское и Юрчукское. Объём добычи по Сибирскому, Уньвинскому и Шершневскому месторождениям в настоящее время превышает 30% всей добываемой в Пермском крае нефти [55]. Разработку и эксплуатацию месторождений ведёт компания ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Месторождения имеют сложное геологическое строение. По структурно-тектоническому признаку в пределах месторождений выделяются несколько поднятий: Сибирское и Родыгинское на Сибирском, Уньвинское, Палашерское, Восточное и Юго-Восточное - на Уньвинском месторождении. Промышленная нефтеносность месторождений выявлена в отложениях верхнего девона и турнея (Т-Фм), нижнего (Бб, Тл), среднего (Бш) карбона и верея (В3В4). Геолого-физическая характеристика залежей приведена в таблицах 1.1 - 1.3. Добываемая нефть легкая, парафинистая, малосмолистая и малосернистая, имеет высокое значение газосодержания в пластовых условиях - от 60 до 180 м /т при давлении насыщения газом, изменяющимся в пределах от 11,87 до 16,53 МПа.

Фонд добывающих скважин, эксплуатирующих рассматриваемые залежи нефти, оборудован, в основном, электроцентробежными насосами. Около четверти из них работают в режиме периодической откачки.

и

1ЛОДИН1

Г10П01

Уёолье

Тур лавы

¡Люзвн!

У Подспу;

>лй_Камень Сибирь 1

ьс«о*о

"Ъепая Пашня

Дороги

с покрытием /\^ без покрытия /\У фунг. проселочная железная дорога

Трубопрп вид ы

нефтепровод газопровод

А/

реки

волоемы

населенные пункты

I , \ месторождения нефти 1 1 леса

I ранииы

/ \ / границы районов

Условные обозначения:

Рисунок 1.1- Выкопировка из обзорной карты Пермского края

Основными причинами, приводящими к выходу из строя насосного оборудования или к необходимости проведения мероприятий по восстановлению его работы, являются образование в рабочих элементах глубинно-насосной системы асфальтеносмолопарафиновых отложений и наличие свободного газа в скважинной жидкости при забойных давлениях или давлениях у приема насосов ниже давления насыщения нефти газом.

Таблица 1.1— Свойства пластовой нефти месторождений Сибирского, Уньвинского и Шершневского месторождений

№ п/п Месторождение Поднятите Пласт Плотность, кг/м3 Вязкость, мПа-с Давление насыщения газом, МПа Газосодержание, м3/т Температура насыщения парафином, °С

Бш-Срп 772 1,94 16,14 118,6 12

1 Сибирское Сибирское Бб 730 1,22 16 164,6 13

Т-Фм 720 1,77 16,53 179,4 17

Родыгинское Т-Фм 720 1,77 16,53 179,4 17

ВЗ, В4 793 2,78 18,5 82,8 26

Бш-Срп 766 1,45 14,98 90 27

Уньвинское Тл 747 1,57 14,95 122,5 29

Бб 745 1,25 14,51 116,3 30

Т-Фм 749 1,33 14,17 110,2 31

Бш-Срп 766 1,45 14,98 90 27

Юго-Восточное Тл 747 1,57 14,95 122,5 29

2 Уньвинское Бб 736 0,91 15,87 131,2 31

Т-Фм 749 1,33 14,17 110,2 31

ВЗ, В4 793 2,78 18,5 82,8 26

Бш-Срп 766 1,45 14,98 90 27

Палашерское Тл 747 1,57 14,95 122,5 29

Бб 752 1,16 14,22 101,6 30

Т-Фм 756 1,79 14,75 104,3 31

Восточное Бб 736 1,21 14,9 118,9 30

Тл 754 1,64 15,53 108,8 30

Тл 818 2,94 12,1 61,9 24,5

3 Шершневское Бб 812 3,19 11,94 64,2 24,5

Мл 816 3,5 12,2 63,9 24,5

Т-Фм 819 4,04 11,87 63,6 13

Таблица 1.2 - Свойства дегазированной нефти Сибирского, Уньвинского и Шершневского месторождений

№ п/п Месторож дение Поднятите Пласт Плотность, кг/м3 Вязкость при 20 °С Массовое содержание, % Температура, °С

динамическая, мПа-с кинематическая, мм2/с смолы асфальт ены парафин плавления парафина насыщения парафином

1 Сибирское Сибирское Бш-Срп 842 8,93 10,45 11,45 1,56 4,21 58 18,5

Бб 816 4,17 5,06 7,05 0,47 4,02 57 20

Т-Фм 812 4,66 5,67 6,7 0,39 2,97 57,6 24

Родыгинское Т-Фм 812 4,13 5,03 6,23 0,2 3,23 56,2 19

2 Уньвинское Уньвинское ВЗ,В4 851 14,75 17,09 14,69 2,91 3,37 59

Бш-Срп 832 5,2 6,24 9,37 0,99 4,33 54

Тл 834 6 7,19 11,44 0,44 4,77 54

Бб 821 5,4 6,49 10,04 0,47 3,42 55

Т-Фм 817 6,37 7,59 10,08 0,61 4,46 53

Юго-Восточное Бш-Срп 832 6,46 7,67 9,54 0,86 3,47 56

Тл 834 5,56 6,67 9,14 0,92 6,02 56

Бб 828 4,47 5,42 10,28 1,39 4,23 52

Т-Фм 817 6,37 7,59 10,08 0,61 4,46 53

Палашерское ВЗ,В4 851 14,75 17,09 14,69 2,91 3,37 59

Бш-Срп 832 5,2 6,24 9,37 0,99 4,33 54

Тл 834 4,57 5,53 9,99 0,51 2,62 53

Бб 820 6,55 7,83 9,85 0,94 3,84 54

Т-Фм 820 6,2 7,4 9,67 0,67 4,9 52

Восточное Бб 819 5,04 6,04 8,36 0,34 3,97 55

Тл 822 5,47 6,61 8,62 0,73 4,59 59

3 Шершнев ское - Тл 852 12,72 14,71 13,29 1,85 4,67 57 30,4

Бб 850 12,73 14,8 13,86 1,68 5,65 55,9 30,4

Мл 851 9,5 11 16,24 2,3 5,12 56,7 30,4

Т-Фм 859 12,01 13,88 13,11 2,83 4,9 57,4 17,5

Таблица 1.3- Начальные термодинамические условия нефтяных залежей

Месторождение Объект (залежь) Пластовое давление, МПа Пластовая температура, °С

Сибирское Бш-Срп 21,3 27,5

Бб 24,4 31,6

Т-Фм 25 31,7

Уньвинское В 19,4 26

Бш-Срп 19,4 27

Тл2.а 23 29

Бб 23,6 30

Т-Фм 24 31

Шершневское Тл2-а 21,1 25,7

Бб 21,1 26,1

Мл 21,1 26,1

Т-Фм 21,3 27,1

Уньвинское месторождение - наиболее крупное по размерам и запасам нефти на территории ВКМКС, разрабатывается с 1981 г. Месторождение имеет сложное геологическое строение. Основным объектом разработки Уньвинского месторождения являются продуктивные пласты бобриковского горизонта нижнего карбона, на которые приходится около 59% начальных извлекаемых запасов нефти месторождения [46, 49].

Эксплуатация нефтедобывающих скважин Уньвинского месторождения осуществляется фонтанным способом, установками электроцентробежных (ЭЦН), электродиафрагменных (ЭДН) и штанговых (СШН) насосов. Распределение скважин по способам эксплуатации и типоразмерам применяемых насосов приведено на рисунке 1.2.

Основная добыча нефти приходится на скважины, оборудованные УЭЦН — 83%. Особенностью эксплуатации месторождения является значительное количество скважин, работающих в периодическом режиме откачки жидкости (около 22%) (рисунок 1.3).

Дебиты оборудованных ЭЦН скважин с постоянным режимом откачки в 5,4 (по нефти) и в 5,8 (по жидкости) раза выше, чем для периодических скважин (таблица 1.4), продуктивность последних не превышает 8,2 м3/(сут-МПа).

и Фонтан; ИУЭДН; ННВ-32; ВНВ-38; ИЭЦН-18; я ЭЦН-20, вЭЦН-25; нЭЦН-30, УЭЦН-45; иЭЦН-50; И ЭЦН-60; и ЭЦН-80; мЭЦН-125; «ЭЦН-250

Рисунок 1.2 - Распределение скважин по способам эксплуатации и типоразмерам насосов

л

постоянная откачка, периодическая откачка

16.4

00 о 1С, о 1г, о о о

Г 1 Г 1 -г V. \э 00

Я я Я Я Я я Я Я

Я я я я я я Я Я

СП СП сп о СП СП СП СП

Д -Л До

Я" ^ Я ¡Г;

л

о

я

т я

Рисунок 1.3 — Распределение скважин по типоразмерам насосов и режимам откачки

Время работы (откачки) периодических скважин составляет около 6 часов в сутки. Для периодических скважин в таблице 1.4 указаны минимальные значения забойного и затрубного давлений при динамическом уровне в конце периода отбора жидкости.

Глубина подвески скважинных насосов соответствует интервалам скважин, для которых выполняются необходимые технические требования по кривизне ствола, величинам зенитных и азимутальных углов (рисунок 1.4).

Таблица 1.4 - Обобщенная характеристика работы скважин при постоянном и периодическом режимах откачки жидкости____

Показатели Режим откачки

постоянный периодический

Глубина подвески насоса, м 1283-2217 1788 1258-2116 1772

о Дебит по жидкости, м /сут 1,0-360,3 47,2 0,2-34,1 8,2

Дебит по нефти, т/сут 0.1-95.5 25,8 0,1-22,8 4,8

Обводненность, % масс 0,3-99,9 30,5 0,3-97.2 29,1

Давление буферное, МПа 0,4-4,1 1,7 0.6-2.7 1,4

Давление в линии, МПа 0,3-1.5 0,7 0.3-1,1 0,7

Давление затрубное, МПа 0.4-3.5 1,1 0.3-2.1 0,9

Давление на забое, МПа 4.9-17.0 11,4 5.0-13.8 8,6

Пластовое давление, МПа 14.0-22.8 16,5 13.9-22,3 16,0

Динамический уровень, м 262-1656 861 383-1700 1211

Статический уровень, м 5-1229 379 39-1274 514

Депрессия, МПа 0,3-13,4 5Д 1.8-15,5 7,4

Коэффициент продуктивности, м3/(сут-МПа) 0,09-229.28 9,08 0,03-8,20 1,77

Примечание. В числителе приведен интервал изменения, в знаменателе - среднее значение показателя.

Погружение насосов ЭЦН под динамический уровень жидкости в затрубном пространстве (Нд) периодических скважин составляет от 258 до 400 м в конце периода отбора и 560 м в среднем за цикл откачки (рисунок 1.5). Для скважин с постоянной откачкой жидкости погружение насосов ЭЦН под динамический уровень составляет от 317 до 1657 м, в среднем 927 м.

постоянная откачка, период! гае екая откачка

15,1

менее 400 400...700 700,1 .1000 1000,1..1300 более 1300 Погружение насоса под динамический уровень, м

Рисунок 1.4 - Распределение скважин по глубине погружения насосов под динамический

уровень

постоянная откачка, периодическая откачка

3,6 3,5

менее 1600 1600...1700 П00.1 18001800,1 19001900.1 20002000,1 2100 более2100

Глубина подвески насоса, м

Рисунок 1.5 - Распределение скважин по глубине подвески насосов ЭЦН

Работа добывающих скважин осложнена образованием асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО). Интервалы интенсивного образования АСПО в скважинах находятся выше глубины, соответствующей 1000 м [65].

Эффективная эксплуатация скважин имеет место при составе и показателях работы глубинно-насосного оборудования, соответствующих их продуктивности и геолого-физическим условиям. Основным технологическим параметром, от которого зависят условия работы добывающего оборудования и нормы отбора жидкости из скважин, является величина забойного давления.

Забойное давление Рзаб в скважинах, оборудованных ЭЦН и работающих в режиме постоянной откачки, изменяется в пределах 4,9... 17,0 МПа. Средние значения Рзаб для объектов разработки следующие: Бш-Срп - 9,5; Бб - 12,1; Т-Фм - 12,3 МПа при средней депрессии на пласт, соответственно, 7,0; 4,0 и 4,9 МПа.

Работу добывающей скважины, при которой дебит по нефти является максимально возможным (потенциальный дебит), характеризует величина критического забойного давления Рзаб.кр [63], которая была получена для условий Талинского месторождения

Рзабкр = 3,5+ 68,33-Ю-3 (Ы)

о

где Гф - газовый фактор, м /т;

Рнас и Рпл - давление насыщения нефти газом и пластовое давление, Па.

Для скважин Уньвинского месторождения проведены расчеты по (1.1), результаты приведены в таблице 1.5. Полученные значения забойных давлений следует рассматривать в качестве ориентировочных (оценочных) критических. Эксплуатация скважин при более низких забойных давлениях может быть осложнена деформационными процессами и процессами, связанными с интенсивным выделением газа из нефти в призабойной зоне пласта. Ухудшение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов за счет деформации горных пород и снижения фазовой проницаемости пластов при выделении растворенного в нефти газа в свободную фазу приводит к снижению притока нефти из пласта в скважину. При снижении пластового давления до 0,8РПЛ оптимальные депрессии на пласт (следовательно, и максимальные дебиты

скважин) уменьшаются по указанным объектам разработки в 1,6...2,1 раза в связи с уменьшением фазовой проницаемости пластов по нефти.

Далее в работе рассматривается негативное влияние выделявшегося газа из пластовой нефти как наиболее важный фактор, определяющий режимы работы скважин и их насосного оборудования.

Таблица 1.5 - Сведения о давлениях скважин

Объект разработки Режим откачки Рзаб, МПа Рзаб.кр, МПа Р„ас, МПа

Бш-Срп постоянный 9^5 9,4 м 11Д 15,0

периодический 2Л 92

Бб постоянный 12,1 9,1 10,7 9Д 14,5

периодический ы 7,7 10,7 11,6

Т-Фм постоянный 12,3 11,7 м 10,3 14,2

периодический 9^9 10,8

Примечание. В числителе приведено значение для скважин, оборудованных ЭЦН, в знаменателе — для скважин, оборудованными штанговыми насосами.

При эксплуатации добывающих скважин электроцентробежными насосами важным технологическим показателем, характеризующим их работу, является давление у приема насосов (Рпр). В таблице 1.6 приведены данные о давлениях у приёма насосов, забойных и критических забойных давлениях (по типоразмерам скважинных насосов).

Давление у приёма насоса определялось по формуле:

Рпр=Рзат+ДРг+А(нн-Нд), (1.2)

где Рзатр - затрубное давление;

ДРГ - давление столба газа над динамическим уровнем (оценивается по известной барометрической формуле);

А=рсЕ - градиент давления эталонной кривой [63], скорректированный с учётом условий работы скважин Уньвинского месторождения (Бш-Срп -7660 Па/м, Бб - 7450 Па/м, Т-Фм - 7490 Па/м);

рс - плотность газожидкостной смеси в затрубном пространстве; Нн - глубина подвески насоса.

Таблица 1.6- Распределение давлений у приема насоса, критических и забойных давлений по типоразмерам насосов (в МПа)___

Способы Бш-Срп Бб Т-Фм

эксплуатации постоянная периодическая постоянная периодическая постоянная периодическая

скважин откачка откачка откачка откачка откачка откачка

Ц ТА 4,9 19 4А

ЭЦН-18 м ТА 11.3 15 11.4 10.4

9,2 8,9 10,5 11,0 10,4 11,0

6А. 19

ЭЦН-20 м - 11,4 - - -

9,0 10,9

5,6 13 Ъз 4Л 42

ЭЦН-25 16 13 11.7 ТА 10,6 13

9,2 8,9 10,8 10,6 10,1 10,8

62 Ц ТА ц 15 4,4

ЭЦН-30 92 82 11.8 8,5 12.3 10.8

8,9 9,2 10,8 10,8 9,7 10,9

16 м ТА 4£

ЭЦН-45 м - 12,9 - 10.7 10,0

9,1 10,9 10,1 9,2

11 4А 13 13 16 4,8

ЭЦН-50 11.6 М 12,8 15 14.3 10.9

8,7 9,3 10,6 9,0 9,8 9,8

11 13 Ъ9 18 13 11

ЭЦН-60 11.5 12 12,6 10.4 12,7 м

8,7 9,6 10,7 11,1 9,6 11,0

13

ЭЦН-80 - - 12,7 - - -

10,4

10 12

ЭЦН-125 - - 10,7 м - -

10,8 10,3

10,2

ЭЦН-250 - - - - 15.7 -

9Д

Среднее 18 9^5 4А Ъ9 ТА 11,9 тН оо| 11 12,2 ш

значение 9Д 9,2 10,7 10,8 9,9 10,6

Примечание. Первое значение - давление у приёма насоса; второе - забойное давление; третье - критическое забойное давление.

При постоянном режиме откачки скважины с ЭЦН работают со средними забойными давлениями: Бш-Срп - 7,2; Бб - 7,8; Т-Фм - 9,3 МПа при Рзаб^заб.кр и, соответственно, 11,2; 12,6; 12,0 МПа при Рзаб.кр^Рзаб^нас (таблица 1.7).

Таблица 1.7 - Обобщенная характеристики показателей работы скважин

№ п/п Показатели Бш-Срп Бб Т-Фм

1 Забойное давление, МПа И 11,2 8,8 12,6 м 12,0

2 Дебит жидкости, м3/сут 26,3 43,3 38,6 46,9 43.8 38.9

3 Дебит нефти, т/сут 15,1 21,.3 23,9 28,4 22,3 15,7

4 Обводненность, % 28,6 22,2 26,5 29,7 34,6 55,0

5 Глубина подвески насоса, м 1770 1717 1929 1787 1930 1777

6 Давление у приёма насоса, МПа 4^6 7,7 5^2 7,9 5£ 6,2

7 Коэффициент сепарации, д.ед 0,48 0,33 0,39 0,38 0,50 0,52

8 Удельное содержание свободного газа у приёма насоса, м3/м3 0,15 0,10 0,23 0,14 0,17 0,09

Примечание. В числителе приведено значение для скважин при Рзаб^заб.кр, в знаменателе — для СКВаЖИН При Р3аб.кр<Рзаб<Рнас-

Около 34% скважин с постоянной откачкой и 76% периодических скважин с ЭЦН эксплуатируются при Рзаб^заб.кр-

В ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» используются зависимости для оценки давления у приеме ЭЦН по (1.2) в зависимости от его погружения под динамический уровень жидкости (Нп) (таблица 1.8).

Таблица 1.8- Зависимости изменения плотности газожидкостной смеси в затрубном

Месторождение Пласт Условие применения Нп,м рс, кг/м3

Сибирское и Уньвинское Бш, Тл, Бб в работе и накопление от 1 до 400 0,5664-Нп+0,12

от 400 до 800 0,553-НП+0,126

от 800 до 1100 0,4767-Нп +0,1866

от 1100 и более 711

Шершневское Тл, Бб, Фм в работе и накопление от 1 до 600 0,636-НП+0,1994

от 600 до 1100 0,368-НП+0,36

от 1100 и более 0,765

Для анализа условий работы ЭЦН в скважинах Верхнего Прикамья проведена оценка технологических и энергетических показателей работы насосов ЭЦН-18, ЭЦН-30, ЭЦН-60 с номинальным напором (Нном) 1700 м при использовании имеющихся зависимостей (таблица 1.8) и данных технологических режимов работы скважин.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Лекомцев, Александр Викторович, 2013 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Авдеев A.A. Гидродинамика барботажа. - Теплоэнергетика. - №11. -1983. - С. 42-46.

2. Агеев Ш.Р., Григорян Е.Е., Макиенко Г.П. Российские установки лопастных насосов для добычи нефти и их применение. Энциклопедический справочник. -Пермь: ООО «Пресс-Мастер». - 2007. - 648 с.

3. Адонин А.Н. Выбор способа добычи нефти. - М.: Недра, 1971. - 181 с.

4. Адонин А.Н. Процессы глубиннонасосной добычи. -М.: Недра, 1964. - 264 с.

5. Альтшуль А. Д., Киселев П. Г. Гидравлика и аэродинамика. - М. : Стройиздат, 1965.-273 с.

6. Арманд A.A. Сопротивление при движении газожидкостного потока по горизонтальным трубам // Изв. ВТИ. -1946. - №. 1. - С. 16-23.

7. Бажайкин С.Г. Исследование влияния свободного газа на работу центробежного насоса при перекачке газожидкостных смесей по промысловым трубопроводам: дис. ... канд. техн. наук.: 05.04.07 / Бажайкин Станислав Георгиевич - Уфа, 1979. - 160 с.

8. Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. - М.: Недра, 1981. - 261с.

9. Балакиров Ю.А. Оптимизация режимов работы скважин / Ю.А. Балакиров, В.П. Оноприенко, И.А. Стрешинскии и др. -М.: Недра, 1981. - 221 с.

10. Богданов A.A. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти. -М. : Недра, 1968.-272 с.

11. Борисов Ю.П., Рябинина З.К., Воинов В.В. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. - М. : Недра, 1976.-285 с.

12. Вахитов Г.Г. Разностные методы решения задач разработки нефтяных

месторождений. - М.: Недра, 1970.-248 с.

13. Владимирова Э.В., Зайцева Л.Г., Шакиров Р.Ш. Расчет на ЭЦВМ давления столба водонефтегазовой смеси в колонне скважины ниже приема погружного насоса. Бугульма. Труды ТатНИПИнефть, вып.19, 1971 -С.139-146.

14. Временная методика подбора ЭЦН для скважин нефтяных месторождений Башкирии. Уфа. Башнефть, 1969. - 40с.

15. Временное методическое руководство по расчету режимов скважин, эксплуатируемых глубинными насосами (ЭЦН и ШГН). Уфа. БашНИПИнефть, 1976.-114с.

16. Гафуров О. Г. Влияние дисперсности газовой фазы на работу ступени погружного электроцентробежного насоса. Тр. / БашНИПИнефть, 1973, вып. 34. - С. 36-49.

17. Гафуров О. Г. Исследование особенностей эксплуатации погружными центробежными насосами нефтяных скважин, содержащих в продукции газовую фазу: автореф. дис.... канд.техн.наук:05.315 / Гафуров Олег Гареевич. - Уфа, 1972. -13 с.

18. Гиматудинов Ш.К. Нефтеотдача коллекторов. - М.: Недра, 1979.

19. Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика: учеб. пособие для вузов / В.Е. Гмурман. - 4-е изд., испр. и доп - М. : Высшая школа, 1972. - 368 с.

20. Гопан А.И., Филиппов В.Н. Применение пакета прикладных программ СПИНАКЕР для повышения эффективности эксплуатации У ЭЦН / А.И. Гопан, В.Н. Филиппов // Насосное оборудование для добычи нефти: науч. техн. сб.. - М. : ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1991. - С.52-57.

21. Гопан А.И., Филлипов В.Н. Пакет прикладных программ для оптимизации работы системы «насос - скважина». - М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1984 - 6 с.

22. Гришин А.П., Гришин В.А. Коэффициент полезного действия частотно-регулируемого электронасоса // Научные труды ВИЭСХ. - М.: ВИЭСХ, 2004. -т. 89.-С. 118-127.

23. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности горных пород. - М.: Недра, 1975. - с. 343.

24. Дроздов А. Н. Влияние числа диспергирующих ступеней на характеристику погружного центробежного насоса // Нефтепромысловое дело. - 1982. - №5. -С. 19-21.

25. Дроздов А. Н. Исследование работы погружного центробежного насоса при откачке газожидкостной смеси. - М.: ГАНГ им. И. М. Губкина, 1994. - 29 с.

26. Дроздов А.Н. Не так страшен свободный газ, как незнание параметров смеси // Нефтегазовая вертикаль. - 2008. - № 12 - С. 181-183.

27. Дроздов А.Н. Влияние концентрации ПАВ на характеристику погружного центробежного насоса при работе на газожидкостной смеси // Нефтепромысловое дело. -1981. - №12. - С. 9-11.

28. Дроздов А.Н. Влияние свободного газа на характеристики погружных насосов // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 1. - С. 66-70.

29. Дроздов А.Н. Закономерности работы многоступенчатого погружного центробежного насоса на газожидкостных смесях с низкой и высокой пенистостью // Территория Нефтегаз. - 2009. - №6. - С. 86-88.

30. Дроздов А.Н. Разработка методики расчета характеристики погружного центробежного насоса при эксплуатации скважин с низкими давлениями у входа в насос: дис. ... канд.техн. наук / Дроздов Александр Николаевич. - М. : МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1982. - 212 с.

31. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях: учебное пособие для вузов. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М.

Губкина, 2008.-616 с.

32. Дроздов А.Н., Сальманов А.Г. Характеристики погружных лопастных насосов при откачке газожидкостных смесей // Территория Нефтегаз. - 2009. -№2 -С.36-41.

33. Дроздов А.Н., Сафиева Р.З., Филатов В.М. Пенистость нефти как важный фактор влияния свободного газа на характеристики погружного центробежного насоса // Территория Нефтегаз. - 2008. - №6. - С. 104-109

34. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Каштанов B.C., Сабиров A.A., Пекин С.С. Комплексная система диагностики работоспособности скважинных насосных установок // Нефтепромысловое дело. - 1997. - № 11.

35. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров A.A., Каштанов B.C., Пекин С.С. Скважинные насосные установки для добычи нефти. - М. : Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им И. М. Губкина. - 2002. - 824 с.

36. Игревский В.И. Исследование влияния газовой фазы на характеристику многоступенчатого центробежного насоса при откачке газожидкостных смесей из скважин: дис. ... канд. техн. наук / Игревский Валерий Иванович. - М., 1977. - 192 с.

37. Игревский JI.B., Дроздов А.Н., Деньгаев A.B., Ламбин Д.Н. Стендовые испытания газосепараторов к погружным центробежным насосам // Нефтепромысловое дело. - 2002. - № 9. - С.28-32.

38. Камьянов В.Р. Озонолиз нефтяного сырья / В.Р. Камьянов, А.К. Лебедев, П.П. Сивирилов. - Томск: МГП «Роско», 1997. - 271 с.

39. Каталог продукции ЗАО «Новомет», 2010 г.

40. Кезь А.Н., Ростэ З.А. Изучение закономерностей работы центробежной электроустановки УЭЦН 160-750 // Нефтяное хозяйство. - 1968. - №7. - С. 41-45.

41. Кезь А.Н., Ростэ З.А. Результаты испытания установки УЭЦН6-350-650 // Нефтяное хозяйство. - 1969. - №8. - С.47-50.

42. Кнышенко Г.Н., Камалов P.P. Результаты промысловых испытаний погружного центробежного насоса ЭЦН5-80-800 // Нефтяное хозяйство. - 1967— №6. - С. 45-50.

43. Лекомцев A.B., Мордвинов В.А., Коробов Г.Ю., Черкасова, Ю.С.К определению давлений у приема электроцентробежных насосов в скважинах Ножовского месторождения // Нефть, газ и бизнес. - 2012. - №9. - С. 68-71.

44. Лекомцев A.B. Методика подбора электроцентробежных насосов в скважины с высоким газовым фактором на месторождениях Верхнего Прикамья // Сборник научных трудов SWorld: материалы междунар. науч.- практ. конф. «Современные направления теоретических и прикладных исследовании '2012» (г. Одесса, 20-31 марта 2012 г.): Вып. 1, т. 7. Технические науки. Одесса: Изд. Куприенко, 2012. - С. 89-93.

45. Лекомцев A.B. Оценка давления на приеме электроцентробежного насоса по данным устьевых исследований скважин // Геология, география и глобальная энергия. - 2012. - № 4. - С. 65-68.

46. Лекомцев A.B., Мордвинов В.А., Турбаков М.С.Условия эксплуатации погружных электроцентробежных и штанговых насосов в скважинах Уньвинского нефтяного месторождения // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №8. - С. 128-130.

47. Лекомцев A.B., Турбаков М.С., Мордвинов В.А. Определение глубины интенсивной парафинизации Ножовской группы месторождений // Нефтяное хозяйство. - 2011. -№10. - С. 32-34.

48. Лекомцев A.B., Мордвинов В.А., Турбаков М.С. Характеристики электроцентробежных насосов ЭЦН5-80 при работе в обводненной скважине // Нефтяное хозяйство. 2011. - №4. - С. 114-116.

49. Лекомцев A.B., Мордвинов В.А., Турбаков М.С. Эксплуатация добывающих скважин электроцентробежными насосами на нефтяных месторождениях Верхнего

Прикамья // Нефтяное хозяйство. 2010. - №10. - С. 144-145.

50. Лекомцев A.B., Мордвинов В.А. Определение давления у приема электроцентробежных насосов по данным исследований скважин. Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2012. - №4. - С. 84-90.

51. Лекомцев A.B., Мордвинов В.А., Поплыгин В.В., Пономарева И.Н. Коэффициент полезного действия электроцентробежных насосов при откачке газожидкостных смесей из скважин // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 10. - С. 132133.

52. Лекомцев A.B., Мордвинов В.А., Турбаков М.С. Оценка забойных давлений в добывающих скважинах Шершневского месторождения // Нефтяное хозяйство. — 2011.-№10.-С. 30-31.

53. Лекомцев A.B., Устькачкинцев Е. Н., Турбаков М.С. К оценке эффективности эксплуатации электроцентробежными насосами добывающих скважин с высоким газовым фактором // Инженер-нефтяник. - 2011. - №3. - С. 25-28.

54. Линев B.C. Методика подбора ЭЦН по параметрам скважин // Нефтяное хозяйство. - 1971. - № 7. - С.9-13

55. ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ. Интернет сайт, 1994-2013.

56. Лутошкин Г.С. Исследование влияния вязкости и поверхностного натяжения системы жидкость-газ на работу эрлифта: дис. ... канд. техн. наук / Лутошкин Георгий Сергеевич. - М., 1955. - 255 с.

57. Ляпков П.Д. Влияние газа на работу погружного центробежного насоса ЭН5-800 // Нефтяное хозяйство. - 1958. - №2. - С.43-49.

58. Ляпков П.Д. Влияние газа на работу ступеней погружных центробежных насосов.- Тр. /ВНИИ, 1959, вып. 22. - С. 59-89.

59. Ляпков П.Д. О влиянии вязкости жидкости на характеристику погружных центробежных насосов. Труды ВНИИ им. Крылова, М, 1964, вып.41. - С. 71-107.

60. Ляпков П.Д., Дорощук H. Ф., Златкис А. Д. Результаты испытаний погружного центробежного насоса на нефти и нефтегазовых смесях // Татарская нефть. -1962. - №4. - С. 16-21.

61. Минигазимов М.Г., Шарипов А.Г., Минхайров Ф.Л. Исследование влияния газа на работу погружного центробежного насоса ЭЦН6-160-1100. Труды ТатНИПИнефть, Бугульма, 1971, вып. 15. - С. 157-164.

62. Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа. - М.: Нефть и газ, 2008— 295 с.

63. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007. - 826 с.

64. Мищенко И.Т. Статистический анализ работы установок погружных центробежных электронасосов в скважинах. Учебное пособие. - М.: МИНХиГП, 1981.-60 с.

65. Мордвинов В.А., Турбаков М.С., Ерофеев A.A. Методика оценки глубины начала интенсивной парафинизации скважинного оборудования (на примере Сибирского нефтяного месторождения) // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №7. - с.112-115.

66. Мордвинов В.А., Поплыгин В.В., Чалов C.B. Изменение продуктивности добывающих скважин при разработке залежей с высокой газонасыщенностью // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №8. - с. 104-106.

67. Мордвинов В.А., Турбаков М.С., Лекомцев A.B. Характеристики погружных электроцентробежных насосов при откачке газожидкостных смесей" из скважин // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 8. - с.124-126.

68. Муравьев И. М., Мищенко И. Т. Эксплуатация погружных центробежных электронасосов в вязких жидкостях и газожидкостных смесях. - М.: Недра, 1969. — 248 с.

69. Муравьев И.М., Халиков Г.А., Юрин И.Я. Приведение давлений, замеренных на глубинах выше глубины давления насыщения, к забойным условиям // Нефтяное хозяйство. - 1960. - № 8. - С. 26-29.

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

71. Новомет. Интернет сайт, 2013 г.

72. Разработка нефтяных месторождений / Г.З.Ибрагимов, Н.И. Хисамутдинов, С.В. Муравленко и др. - М.: ВНИИОЭНГ, 1994; т.2 «Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин». - 205 с.

73. Ребиндер П.А. Поверхностные явления в дисперсных системах. Коллоидная химия. Избранные труды. - М.: Наука, 1978. - с. 368.

74. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи /И.Т.Мищенко, В. А. Сахаров, В. Г. Грон и др. - М.: Недра, 1984. - 272 с.

75. Справочная книга по добыче нефти. Под редакцией К.Ш. Гиматудинова. -М.: Недра, 1974. - 704 с.

76. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. ред. Ш. К. Гиматудинова / Р. С. Андриасов, И. Т Мищенко, А. И. Петров и др. - М.: Альянс, 2005. - 455с.

77. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки / Ш. К. Гиматудинов, Ю. П. Борисов, М. Д. Розенберг и др. - М.: Альянс, 2005. - 463с.

78. Станчу И., Ляпков П.Д. Эффективная вязкость водонефтяных эмульсий в каналах рабочих органов погружных центробежных насосов // Нефтепромысловое дело. - 1976. - №2. - С. 25-28.

79. Универсальная методика подбора УЭЦН к нефтяным скважинам УМП ЭЦН-79 / В.Н.Филиппов, Ш.Р.Агеев, Г.А. Гендельман и др. - М.: ОКБ БН, 1979. с -

169 с.

80. Физика нефтяного и газового пласта: учебник / Гиматудинов Ш. К. -2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1971. - с. 312.

81. Филиппов В.Н. Библиотека программ «Электронасос» // Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности. - 1977. - №12. - С. 11-15.

82. Филиппов В.Н. Влияние погрешностей исходных данных на точность рекомендаций в задаче подбора УЭЦН к скважинам // Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности. - 1979. - №12. - С. 17-20.

83. Хартман К., Лецкий Э., Шеффер В. Планирование эксперимента в исследовании технологических процессов. - М.: Мир, 1977. - 480 с.

84. Чарный И.А. Подземная гидродинамика. М.: Гортоптехиздат, 1963.

85. Щуров В.И. Техника и технология добычи нефти: учеб. для вузов / В.И. Щуров. - М.: Недра, 1983. - 510 с.

86. An Analysis of application of submersible electric pumping systems in the Santa Barbara channel. Report/ TRW Reda Pumps. USA, 1972. 66 p.

87. Baker Hughes. Centrilift. Интернет сайт, 2013 г.

88. Bedrin V. G., Khasanov M. M., Khabibullin R. A., Krasnov V. A., Pashali A. A., Litvinenko К. V., Elichev V. A., Prado M. Comparison of ESP technologies for operation at high gas content in pump based on NK Rosneft field tests. SPE 117414, 2008.

89. Carvalho P.M., Podio A.L., Sepehrnoori K. An Elektrical Submersible Jet Pump for Gassy Oil Wells. - Journal of Petroleum Technology, May 1999. p. 34-35.

90. Davaatseren В., Golovko A.K., Tuya M. A study of the ozonolysis and mechanochemical treatment on the properties of the high paraffinic Tamsagbulag Oil (Mongolia) // Scientific reports of MAS, Ulan-bator, -2006. - V.182, - № 4, - P. 59-68.

91. IHS. Интернет сайт, 2013 г.

92. Lea J. F., Minissale J. D. Beam Pumps Surpass ESP Efficiency. - Oil and Gas

Journal May 18,1992, p. 72.

93. McCoy J.N., Podio A.L., Huddleston K.L. Acoustic Determination of Producing Bottomhole Pressure // SPE Fomation Evaluation, August 1985, p. 617-621.

94. Podio A. L., McCoy J. N., Becker D. Integrated Well Performance and Analysis // SPE Computer Applications, June 1992, p.43-48.

95. Reda. Интернет сайт, 2008 г.

96. Schlumberger. Интернет сайт, 2013 г.

97. Weatherford. Интернет сайт, 2010-2013 г.

98. Wellexpert. Интернет сайт, 2013 г.