Повышение эффективности технологий подъема продукции в газлифтных скважинах управлением структурой потока тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Буй Дык Хиен

• Буй Дык Хиен
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Буй Дык Хиен

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ОБЗОР СПОСОБОВ И ТЕХНОЛОГИЙ ПОДЪЕМА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН ПРИМЕНИТЕЛЬНО К УСЛОВИЯМ МЕСТОРОЖДЕНИЙ «ДРАКОН», «БЕЛЫЙ ТИГР»

1.1. Способы подъема продукции скважин

1.2. Анализ основных закономерностей газлифтного способа подъема продукции скважин

1.3. Основные принципиальные схемы газлифта

1.4. Типы газлифта

Выводы по главе 1

ГЛАВА 2. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СП «ВЬЕТСОВПЕТРО» И АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН

2.1. Оценка состояния разработки основных объектов месторождения «Белый Тигр» СП «Вьетсовпетро»

2.2. Оценка выбранных вариантов разработки месторождения «Белый Тигр»

2.3. Технологические показатели работы скважин, эксплуатирующихся газлифтным способом

2.4. Корректировка режимов отбора из пласта путем использования данных исследования скважин, оборудованных пилотными

клапанами

2.5. Оптимизация режимов работы газлифтных низкодебитных

скважин

2.6. Обобщение опыта повышения эффективности эксплуатации низкодебитных скважин на морских месторождениях Вьетнама

2.7. Опытно-промышленное испытание химреагентов для повышения эффективности работы газлифтных скважин

2.8. Изучение условий и причин обводнения скважин, оценка технических возможностей проведения водоизоляционных работ

по различным схемам обработок

Выводы по главе 2

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ОПЫТА СОЗДАНИЯ ОПТИМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН

3.1. Режимы работы газлифтных скважин

3.2. Изображение процесса ввода газлифтной скважины в работу

3.3. Установление рациональных режимов эксплуатации газлифтных скважин

3.4. Регулирование эффективности газлифта в осложненных

термодинамических условиях залегания пластов

Выводы по главе 3

ГЛАВА 4. РЕГУЛИРОВАНИЕ И ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ ПОДЪЕМА ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В ГАЗЛИФТНОЙ

СКВАЖИНЕ

4.1.0 совершенствовании технологий газлифтной эксплуатации

скважин

4.2. Обоснование выбора метода численного моделирования течения многокомпонентной смеси в диспергаторе

4.3. Анализ результатов численного моделирования движения потока

через секции (камеры) переменного объема

Выводы по главе 4

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности технологий подъема продукции в газлифтных скважинах управлением структурой потока»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

Газлифтный способ подъема продукции скважин является наиболее технологичным и экономически целесообразным для месторождений, разрабатываемых с морских оснований и площадок ограниченного размера. Ранжирование газлифтных скважин по дебитам, удельному расходу газа, степени обводненности и точкам ввода компримированного газа показало, что затрачиваемая на подъем единицы продукции энергия ещё достаточно высока, и имеются значительные резервы, как технологические, так и технические, для повышения эффективности лифтирования и снижения расхода газа. Вопрос оптимизации расхода газа на подъем продукции скважин в настоящее время решается путем управления через общий расход газа и количество установленных мандрелей, однако присутствие водной фазы в продукции приводит к утяжелению средней плотности потока за счет появления относительных скоростей фаз.

Данная работа направлена на повышение эффективности лифтирования за счет нагнетания компримированного газа путем снижения противодавления в подъемных трубах за счет диспергирования потока и управления величиной плотности продукции. Решение рассматриваемой проблемы позволяет снизить расход газа и повысить эффективность лифтирования. В связи с этим считаем, что эта задача актуальна и востребована в промысловых условиях.

Цель работы - повышение эффективности эксплуатации газлифтных скважин путем совершенствования методов снижения энергии, затрачиваемой на подъем продукции, за счет дополнительного диспергирования газожидкостной смеси (ГЖС) на отдельных участках подъемных труб и уменьшения ее плотности.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Изучение состояния выработки запасов нефти из миоцена, олигоцена, фундамента на примере месторождения «Белый Тигр» и технологического отбора продукции газлифтным способом;

2. Теоретическое и экспериментальное изучение механизма движения и структуры потока многокомпонентной смеси в подъемных трубах;

3. Ранжирование газлифтных скважин по дебитам, удельному расходу газа, обводненности и количеству точек ввода газа с оценкой эффективности лифтирования по подъему продукции;

4. Исследование режимов лифтирования газлифта при помощи метода математического моделирования и графоаналитических методов для определения максимального и оптимального дебитов;

5. Разработка технологий снижения энергии и расхода газа на лифтирование при подъеме продукции из пласта.

Методы решения поставленных задач

Решения поставленных задач формировались и реализовывались путем использования численных методов, в частности моделированием подъема трехфазной смеси по трубам, и графоаналитическими методами. Расчеты отдельных технологических показателей лифтирования по подъемным трубам с газлифтом выполнялись на основе известных уравнений газо- и гидродинамики с привлечением современной вычислительной техники (ПЭВМ).

Научная новизна результатов работы

1. Теоретически изучены механизм движения и структура потока многокомпонентной смеси в подъемных трубах газлифта, в результате чего установлено, что потери энергии на преодоление сил сопротивления потока происходят из-за возникновения относительных скоростей фаз и роста средней плотности в сечении потока по стволу.

2. Впервые при помощи численных исследований на модели движения многокомпонентной смеси через переменные объемы труб установлено, что при переходе из секции переменного объема (последовательно с меньшего на больший) выделяются 7 зон состояния смеси, включающих зону возмущения, зону разрядки, переходную зону, зону уплотнения, зону удара, зону перемешивающего схлопывания и зону восстановления, периодически повторяющихся при переходе из одной секции в другую, соединенную с первой.

3. Для реализации снижения гравитационных сил и средней плотности потока газожидкостной смеси создан диспергатор (патент 118680 РФ), состоящий из набора последовательно соединенных камер разных диаметров для мгновенного расширения потока, установленных на подъемных трубах выше рабочего клапана газлифта и последовательно распределенных по длине лифта. Камеры состоят из набора концентрических патрубков разных диаметров и конечной длины, число которых рассчитывается из условия минимума потерь напора по лифту. Для стабилизации диспергированных частиц на вход диспергатора подается реагент - депрессорная присадка (патент 2503801 РФ).

На защиту выносятся:

1. Обоснование графоаналитического метода определения максимального и оптимального дебитов газлифтных скважин;

2. Механизм дополнительного диспергирования многокомпонентной смеси в подъемных трубах;

3. Обоснование размеров и устройства диспергатора;

4. Технология управления газожидкостным потоком в подъемных трубах.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Результаты диссертационной работы используются при разработке нефтяных месторождений «Дракон» и «Белый Тигр» в СП «Вьетсовпетро» газлифтным способом подъема продукции. На скважине

№ 5ХР с расходом газа 95,3 м на один кубометр жидкости установка десяти диспергаторов шестиметровой длины через каждые 100 м позволила уменьшить расход газа на лифтирование на 6,2 % с эффектом 20,4 долл. США/сут. Эффект продолжается.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на заседаниях научных и производственных советов в ОДНиГ НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро» (Социалистическая Республика Вьетнам), УГНТУ (г. Уфа, 2010 г.), Томском политехническом университете (г. Томск, 2012 г.), на международных научно-практических конференциях «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазовых форумов и Международных специализированных выставок «Газ. Нефть. Технологии» (г. Уфа, 2011-2013 гг.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 16 научных трудах, в том числе в 2 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, получены 2 патента РФ.

Личный вклад автора

В рассматриваемых исследованиях, выполненных в соавторстве с коллегами, автору принадлежат постановка задач, их решение, обобщение полученных результатов, организация промысловых экспериментов на скважинах и их анализ.

Автор выражает глубокую благодарность специалистам СП «Вьетсовпетро», ГУП «ИПТЭР» и сотрудникам ООО НПО «Нефтегазтехнология» за внимание и полезные советы, высказанные в процессе работы над диссертацией.

ГЛАВА 1. ОБЗОР СПОСОБОВ И ТЕХНОЛОГИЙ ПОДЪЕМА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН ПРИМЕНИТЕЛЬНО К УСЛОВИЯМ МЕСТОРОЖДЕНИЙ «ДРАКОН», «БЕЛЫЙ ТИГР»

1.1. Способы подъема продукции скважин

Выбор способа подъема и добычи нефти является технико-экономической задачей [35, 65], для решения которой необходимо иметь достаточное количество фактических данных, например, по результатам пробной эксплуатации того или иного способа в условиях конкретного месторождения или использовать большой опыт крупных нефтяных месторождений [63]. Анализ опыта механизированной эксплуатации скважин на других месторождениях, например в России и за рубежом, материалов мировой печати позволяет провести сопоставление преимуществ и недостатков различных механизированных способов добычи нефти. Месторождения Социалистической Республики Вьетнам характеризуются большой глубиной искривленных скважин, например на месторождении «Дракон», поэтому применение штанговых насосов даже не рассматривается [20,11].

Потенциально могут быть применены самые разнообразные способы добычи продукции скважин на месторождениях «Дракон» и «Белый Тигр». Из возможных способов подъема продукции скважин, прежде всего, необходимо выделить использование гидроприводных (поршневых и струйных) насосов, которые обладают в определенных условиях эксплуатации рядом преимуществ [15, 21, 61, 63], а именно:

- процесс спуска и подъема насоса производится путем закачки жидкости;

- при помощи гидропоршневых насосов можно добывать нефть из скважин глубиной до 5000 м, а струйных насосов - из скважин глубиной до 2700 м;

- искривление ствола скважины практически не влияет на работу насоса;

- у струйных насосов отсутствуют движущиеся элементы, что позволяет добывать продукцию, содержащую мехпримеси;

- для струйных насосов существует возможность использования воды в качестве рабочей жидкости;

- при помощи гидропоршневых насосов можно добывать высоковязкую нефть, так как рабочую жидкость можно подогреть до закачки в скважину;

- при использовании гидропоршневых насосов возможно применение химреагентов вместе с рабочей жидкостью.

Однако при этом имеются определенные недостатки:

- высокие требования к подготовке рабочей жидкости, в особенности -отстуствие мехпримесей и абразивных смесей;

- гидропоршневые насосы имеют меньший межремонтный период (МРП) по сравнению со струйными и электроцентробежными, в основном из-за качества подготовки рабочей жидкости;

- низкий коэффициент полезного действия (КПД) струйных насосов;

- гидропоршневые насосы могут работать устойчиво при давлении на приеме насоса выше давления насыщения, а для обеспечения нормальной эксплуатации струйных насосов требуется давление на приеме насоса не менее 7,0 МПа на глубине, например, 3000 м;

- высокая чувствительность к изменению давления в системе сбора.

Рассмотрим некоторые положительные и отрицательные стороны

эксплуатации установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). Можно выделить их следующие преимущества:

- возможен спуск в скважину с углом наклона до 8°, однако при этом данная возможность ограничивается производительностью (дебитом), глубиной и конструкцией скважины;

- требуется меньше пространства для наземного оборудования по сравнению с гидроприводом, что особенно важно в условиях морских стационарных платформ (МСП);

- электроцентробежные насосы не оказывают вредного влияния на окружающую среду, что приобретает особую актуальность при эксплуатации скважин в морских условиях;

- использование УЭЦН позволяет производить форсированный отбор жидкости (ФОЖ) по скважинам с высокой обводненностью продукции.

Несмотря на определенные преимущества, можно выделить следующие недостатки:

- значительное влияние мехпримесей на рабочие органы насоса и подъемные трубы;

- высокие затраты на проведение спуско-подъемных операций при ремонте насоса с помощью буровой вышки или самоподъемной плавучей буровой установки (СПБУ) в морских условиях;

- снижение коэффициента наполнения от наличия свободного газа у приема насоса и высокая температура отрицательно влияют на работу рабочих органов насоса;

УЭЦН не позволяет или частично затрудняет проведение гидродинамических исследований скважин, геофизико-промысловых исследований и обработку призабойной зоны (ОПЗ) [43, 46].

В качестве одной из разновидностей подъема продукции скважин широко применяется газлифтный способ [9, 43, 53].

Среди преимуществ данного способа можно выделить следующие:

- на работу системы газлифта мало влияет наличие песка и мехпримесей;

- возможность добычи нефти из наклонных скважин с кривизной до 10°;

- возможность использования канатной техники для проведения ремонта внутрискважинного оборудования в случае отсутствия буровой вышки;

- способ легко позволяет проводить гидродинамические исследования, геофизико-промысловые исследования и обработку призабойной зоны скважин (ПЗС);

- возможность подавать химреагенты в скважину совместно с рабочим агентом;

- не являются отрицательными факторами наличие свободного газа у башмака насосно-компрессорных труб (НКТ) и высокая температура;

- проблема освоения скважин и их перевод на газлифт после прекращения фонтанирования технологически решаются без значительных дополнительных затрат на ремонт;

- имеется возможность организации централизованной газлифтной системы, которая позволяет одновременно автоматически управлять рядом скважин;

- применение газлифта дает возможность управления технологией периодического газлифта;

устьевое оборудование газлифтных скважин аналогично с фонтанными скважинами, за исключением газораспределительного блока;

- в то же время по опыту эксплуатации газлифтные скважины отличаются высокой надежностью эксплуатации.

Опыт применения газлифтной эксплуатации на месторождении «Дракон» показывает, что с момента ввода газлифтной системы в эксплуатацию газлифтные скважины работают достаточно стабильно при высокой неоднородности пластов и повышенных глубинах выделения продуктивных пластов [86].

Обоснование выбора преимущественно газлифтного способа добычи нефти в условиях месторождения «Дракон» было связано с тем, что несмотря на решающую роль фонтанного способа добычи нефти на месторождении,

наблюдалось постепенное ухудшение условий фонтанирования скважин из-за роста обводненности продукции, что привело к увеличению плотности потока, а также к локальному уменьшению пластового давления, особенно для скважин нижнего миоцена, олигоцена и северного блока фундамента [10, 81].

Поэтому для нефтяных месторождений «Дракон» и «Белый Тигр» возникала актуальная проблема выбора эффективного механизированного способа добычи нефти.

Обоснование выбора механизированного способа добычи нефти, например, для условий месторождения «Дракон» (объекты олигоцен и миоцен) было выполнено институтом НИПИморнефтегаз (г. Москва, 1990). На основе расчетов и опыта использования различных механизированных способов в условиях, аналогичных условиям месторождений СП «Вьетсовпетро», с целью выявления условий и возможности применения данных способов на различных объектах (миоцен, олигоцен и фундамент) были испытаны и гидропоршневые насосные установки (ГПНУ) и установки погружных центробежных электронасосов, а на МСП-1 был внедрен бескомпрессорный газлифт (БКГ).

С 1991 года на месторождении «Дракон» проводятся опытно-промышленные испытания УЭЦН (фирм «REDA» и «ESP»). В 1995 году с помощью УЭЦН только из 11 скважин было добыто около 40 тыс. т нефти, однако практическое использование УЭЦН на месторождении было затруднено из-за высокого газового фактора, а также необходимости увеличения глубины спуска насоса и температуры добываемой газожидкостной смеси (ГЖС). Кроме того, пространственное искривление скважин и размеры эксплуатационных колонн ограничивали область использования насосов. Конструкция блок-кондуктора (БК) и метеоусловия региона также являются ограничивающими факторами повсеместного внедрения УЭЦН, связанными с обслуживанием и проведением ремонтных работ на скважинах. Поэтому при технико-экономическом обосновании выбора способа механизированной добычи

нефти для месторождений «Белый Тигр» и «Дракон» СП «Вьетсовпетро», выполненном «НИПИморнефтегаз», сравнивались четыре варианта механизированной добычи [9, 10], в которых за базу был принят газлифтный способ. По вариантам были приняты следующие условия:

1) все нефонтанирующие с требуемым дебитом скважины на МСП и БК оборудованы газлифтом;

2) все нефонтанирующие с требуемым дебитом скважины оборудованы УЭЦН;

3) все нефонтанирующие с требуемым дебитом скважины оборудованы УЭЦН с сооружением на блоке-кондукторе ремонтных вышек и объектов жилого комплекса;

4) нефонтанирующие с требуемым дебитом скважины на МСП оборудованы УЭЦН, на блоке-кондукторе - газлифтом.

Расчеты показали, что плановые уровни добычи нефти проектными скважинами не реализуются с помощью УЭЦН, в то время как с помощью газлифта из тех же скважин удается обеспечить запланированную добычу нефти. Кроме этого учет всех факторов, прежде всего морских условий, показал, что при использовании УЭЦН реализация плановой добычи нефти бурением дополнительных скважин для компенсации как недобора из-за конструктивных ограничений существующих скважин для спуска высокопроизводительных УЭЦН, так и вынужденных простоев из-за невозможности проведения ремонтных работ по метеоусловиям, проигрывает в сравнении с газлифтом. Кроме того, была учтена необходимость строительства и эксплуатации ремонтного цеха УЭЦН, реконструкции БК с дополнением ремонтных вышек и объектов жилого комплекса, транспорта газа на берег, которые в совокупности в технико-экономических расчетах показали преимущества газлифтного способа как основного механизированного способа на месторождениях СП «Вьетсовпетро».

Газлифтный способ, несмотря на высокие начальные капитальные вложения, в морских условиях имеет следующие технологические преимущества [24, 63]:

1) широкий диапазон изменения дебитов - от 50 до 2000 т/сут, при дебитах менее 50 т/сут проводится периодическая эксплуатация;

2) гибкость при регулировании отборов жидкости из скважин и возможность полной автоматизации процесса;

3) добыча нефти с высокими температурой и газовым фактором из глубоких наклонно-направленных скважин;

4) создание условий гарантированного освоения скважин после бурения и капитального ремонта;

5) большой МРП (2...3 года) и возможность проведения обработок призабойных зон, ремонтных работ и полного комплекса гидродинамических исследований без подъема НКТ.

1.2. Анализ основных закономерностей газлифтного способа подъема продукции скважин

Как было показано выше, газлифтный способ является одним из главных механизированных способов добычи, применяемых в СП «Вьетсовпетро», для скважин, не самофонтанирующих и не обеспечивающих требуемый дебит. При этом ставилась задача обоснования выбора газлифтного способа как основного. Метод заключается в том, что газ высокого давления нагнетают в скважину с целью увеличения энергии, необходимой в процессе подъема жидкости с забоя скважины на поверхность. В данной главе рассматриваем только принципы работы газлифтного способа, применение, преимущества и недостатки каждого метода эксплуатации. Другие принципы, связанные с газлифтным способом, будут детально рассмотрены в следующих разделах [20].

В скважине, эксплуатируемой газлифтным способом, зачастую имеется две колонны труб, по одной из которых нагнетается рабочий агент (газ или

воздух), а другая, называемая газлифтным подъемником, используется для подъема газожидкостной смеси на поверхность земли (рисунок 1.1).

В нерабочем состоянии жидкость в трубах и в скважине будет находиться на одном уровне, который называют статическим Нст (рисунок 1.1, а). Уровень жидкости в скважине отсчитывается от устья. Давление на забое скважины глубиной Н и столбом высотой (Н - Нст) будет равно пластовому давлению:

(1.1)

>

где Я - глубина скважины; Нст - статический уровень; рж - плотность жидкости; g - ускорение силы тяжести.

Продукция

а) б)

а) остановленная скважина; б) скважина в работе Рисунок 1.1- Схема газлифтной скважины

Если по нагнетательным трубам подавать газ, то последний, вытеснив сначала всю находящуюся в них жидкость, начнет поступать в подъемные

трубы и перемешиваться с ней. Плотность такой смеси будет значительно меньше первоначальной плотности жидкости, вследствие чего уровень жидкости в подъемных трубах будет повышаться. Чем больше подают газа в подъемные трубы, тем меньше плотность газожидкостной смеси и тем на большую высоту она поднимется. Высота подъема смеси зависит также от степени погружения подъемных труб в жидкость. Если они спущены под уровень жидкости на малую глубину, то нагнетаемый газ может прорваться сквозь небольшой столб жидкости, и жидкость практически не будет выноситься на поверхность.

Таким образом, принцип действия газлифтного подъемника для условий СП «Вьетсовпетро» заключается в газировании жидкости в колонне подъемных труб и уменьшении ее средней плотности. При непрерывной подаче газа в подъемные трубы газированная жидкость поднимается до устья скважины и подается к поверхностному коллектору.

При нагнетании газа или воздуха в нагнетательный трубопровод в затрубном пространстве скважины устанавливается новый уровень, называемый динамическим, и соответствующее ему забойное давление:

Рзаб=(Н-Н0иН)РЖ8_ (1-2)

Положение статического и динамического уровней определяется соотношениями, которые вычисляются по результатам гидродинамических исследований:

Нст=Н-рт1(рж£),

(1.3)

Нд,ш = И'Р1а6 '(рж8)-

К основным величинам, входящим в расчетные формулы для проектирования газлифтной установки, относятся глубина погружения газлифтного подъемника под динамический уровень жидкости, высота подъема жидкости и относительное погружение.

Дадим некоторые определения, которые будем далее широко использовать, в соответствии с рисунком 1.1, на котором приведена

расшифровка принятых обозначений. Глубина погружения h - это высота столба негазированной жидкости, соответствующая давлению рбаш у башмака подъемника во время работы скважины:

Ь^Рбаш'&жё)- (1-4)

Высота подъема h0 - это расстояние от динамического уровня жидкости до устья скважины во время работы (рисунок 1.1):

K=L-h. (1.5)

Отношение глубины погружения ко всей длине подъемника называется относительным погружением:

Km=h'Lt (1.6)

В промысловой практике при определении относительного погружения обычно исходят из рабочего давления газа. На основе заданного рабочего давления относительное погружение определяют по следующей формуле:

hom„ = Р раб 1 Рж§1 ; (1.7)

где рраб - давление нагнетаемого агента его в точке ввода в подъемные трубы.

1.3. Основные принципиальные схемы газлифта

В соответствии с конкретными условиями эксплуатации скважин различают следующие схемы газлифта [53, 66]:

- по числу спускаемых рядов труб - однорядные и двухрядные;

- по направлению нагнетания рабочего агента различают кольцевую и центральную схемы.

Преимущество однорядной схемы газлифта заключается в экономии количества насосно-компрессорных труб. Но пульсации, возникающие при работе, вызывают разрушение пласта (изменение структуры порового пространства) и снижают прочность труб.

При двухрядной схеме газлифта спускаемые до интервала перфорации наружные трубы имеют диаметры 73... 102 мм, а малые внутренние трубы диаметрами 48... 73 мм спускаются ниже уровня жидкости,

соответствующего рабочему давлению компрессного газа. При двухрядной схеме газлифта наружная колонна НКТ может быть одного размера по всей длине или ступенчатая.

Ступенчатая схема конструируется с целью уменьшения затрат на трубы и увеличения скорости потока ниже башмака колонны подъемных труб. Её недостатки в том, что невозможно изменять глубину погружения внутренних труб, и создаются трудности при исследовании скважины.

Центральная система

При центральной системе (рисунок 1.2) компримированный газ нагнетают по центральной колонне труб (внутренние трубы), а газонефтяная смесь поднимается по кольцевому пространству между внутренними и наружными трубами до устья скважины. Основные преимущества системы -низкие пусковые давления и наиболее рациональное использование габаритов скважины. Внутренние трубы называют компрессорными трубами, а наружные трубы - подъемными.

Центральная система имеет однорядный подъемник (рисунок 1.2, а) и двухрядный подьемник (рисунок 1.2, б, в).

Компримированный газ Компримированный газ Компримированный газ Продукция

к

.»М '■".».■ VI"

Продукция

(и

■I

л.

Продукция'

гг^ус: р

ж

■1

и -

•и ■

а)

б)

в)

а) однорядная система; б) двухрядная прямая система; в) двухрядная ступенчатая система

Рисунок 1.2 - Центральная схема

Преимущества центральной системы:

- пусковое давление низкое, размер труб рациональный;

- максимальное использование размеров скважин.

Недостатки центральной системы:

- возможность разрушения эксплуатационной колонны и обрыва внутренних труб в результате разрушения их муфт при подъеме жидкости, содержащей песок;

- уменьшение диаметра труб при подъеме нефти, содержащей парафин, соли и мехпримеси, которые откладываются на их стенках;

- трудно применять механические способы для очистки труб от отложений парафинов, солей.

Кольцевая система

При кольцевой системе (рисунок 1.3), компримированный газ нагнетают в кольцевое пространство между двумя колоннами, а жидкость поднимается по внутренним трубам. Поэтому наружные трубы называют нагнетательными, а внутренные - подъемными. Наружный ряд труб называют также первым рядом, а внутренний - вторым (по порядку спуска колонны НКТ в скважину).

Продукция Продукция Продукция

Тг •-.- ^.-УЛУ* •

ч*

Компримированный газ

Компримированный газ

I

у

1.

п:

I

3

I ■

С

Компримированный газ

а) б) в)

а) однорядная система; б) двухрядная прямая система; в) двухрядная ступенчатая система

Рисунок 1.3 - Кольцевая схема

Кольцевая система также имеет однорядную (рисунок 1.3, а) или двухрядную (рисунок 1.3, б, в) конструкцию.

Кольцевая система наиболее распространена благодаря возможности использования механических способов очистки труб от отложений парафинов, солей и позволяет осуществлять подъем жидкости без истирания муфт. Существенный недостаток этой системы - большое пусковое давление, поэтому нужно использовать пусковые газлифтные клапаны. Кроме этого такая схема также осложняет проведение ремонтных работ на скважинах как при текущем подземном, так и при капитальном ремонтах.

1.4. Типы газлифта

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Буй Дык Хиен, 2014 год

Библиографический список использованной литературы

1. А. с. 1229449 СССР, МПК Б 04 Б 1/18. Способ газлифтной подачи жидкости из колонны в скважину [Текст] / Л. М. Лунц, Э. П. Мокрищев. - № 3777498; заявл. 26.07.1984; опубл. 07.05.1986.-Бюл. № 3.

2. А. с. 1399486 СССР, МПК Б 04 Б 1/18. Способ эксплуатации газлифта [Текст] / В. Г. Гейер, В. Б. Того. - № 4073362; заявл. 02.06.1986; опубл. 30.05.1988.-Бюл. №20.

3. А. с. 1656932 СССР, МПК Е 21 В 43/00. Способ газлифтной эксплуатации скважин и устройство для его осуществления [Текст] / С. М. Айрапетян, В. А. Васильев и др. - № 4856881; заявл. 11.06.1990; опубл. 23.10.1992. - Бюл. № 39.

4. А. с. 640046 СССР,. МПК Б 04 Б 1/18. Парлифтный насос [Текст] / Г. Г. Копытов, Ю. Н. Чернобук. - № 2514934; заявл. 08.08.1977; опубл. 30.12.1978.-Бюл. №48.

5. А. с. 709839 СССР, МПК Б 04 Б 1/18. Способ работы эрлифта [Текст] / В. И. Мачикин, С. И. Аввакумов. - № 2645165; заявл. 17.07.1978; опубл. 15.01.1980.-Бюл. №2.

6. А. с. 973945 СССР, МПК Б 04 Б 1/18. Способ подъема жидкости [Текст] / А. А. Черепанов, А. И. Азаров. - № 3283943; заявл. 04.05.1981; опубл. 15.11.1982. - Бюл. № 42.

7. Аметов, И. М. О расчете фонтанного подъемника с учетом неравновесности фазовых переходов [Текст] / И. М. Аметов, К. А. Ахмедов, И. Б. Басович // Тр. ВНИИ. - 1978. - № 66. - С. 39-45.

8. Амиров, А. Д. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин [Текст] / А. Д. Амиров, А. К. Карапетов, Ф. Д. Лемберанский. -М.: Недра, 1979.-37 с.

9. Анализ состояния эксплуатационного фонда скважин, рекомендации по оптимизации его работы и интенсификации [Текст]: отчет о НИР / ОДНиГ НИПИморнефтегаз. - Вунггау, 2008. - 73 с.

10.Анализ состояния эксплуатационного фонда скважин, рекомендации по оптимизации его работы и интенсификации [Текст]: отчет о НИР / ОДНиГ НИПИморнефтегаз. - Вунгтау, 2009. - 64 с.

11.Анализ состояния эксплуатационного фонда скважин, рекомендации по оптимизации его работы и интенсификации нефтедобычи [Текст]: отчет о НИР / А. С. Кутовой, Нгуен Куок Зунг, Ву Куок Туен и др. / СП «Вьетсовпетро», НИПИморнефтегаз. - Вунгтау, 2011. - 259 с.

12.Арешев, Е. Г. Геология и нефтегазоносность фундамента зондского шельфа [Текст] / Е. Г. Арешев, В. П. Гаврилов, Ч. Л. Донг, Н. Зао и др. -М, 1997.-С. 203-244.

13. Арешев, Е. Г. Некоторые вопросы проектирования разработки фундамента месторождения «Белый Тигр» [Текст] / Е. Г. Арешев,

A. Н. Гриценко, О. К. Попов, Ч. Л. Донг, В. В. Исайчев // Нефтяное хозяйство. - 1999. - № 9. - С. 30-37.

14.Арешев, Е. Г. Нефтегазоносность континентального шельфа Юга Вьетнама с позиции концепции тектоники литосферных плит [Текст] / Е. Г. Арешев, В. П. Гаврилов, Ч. Л. Донг, Н. Т. Шан / Изв. вузов «Геологии нефти и газа». - 1996. - № 3. - С. 40-43.

15.Арешев, Е. Г. Основные проектные решения и совершенствование разработки залежи нефти месторождения «Белый Тигр» [Текст] / Е. Г. Арешев, Г. Н. Белянин и др. // Нефтяное хозяйство. - 1996. - № 8. -С. 63-65.

16.Арешев, Е. Г. Характер пустотности и состав пород нефтесодержащего фундамента шельфа Южного Вьетнама [Текст] / Е. Г. Арешев,

B. П. Гаврилов и др. // Нефтяное хозяйство. - 1996. - № 8. - С. 27-29.

17.Басович, И. Б. О влиянии неньютоновских свойств нефти на режим работы фонтанных скважин [Текст] / И. Б. Басович // Известия АН СССР. - 1984. - № 2. - С. 323-331.

18.Белов И. Г. Теория и практика периодического газлифта [Текст] / И. Г. Белов. - М.: Недра, 1975.- 142 с.

19.Белянин, Г. Н. Исследование нефтеотдачи трещиноватых коллекторов месторождения «Белый Тигр» при заводнении [Текст] / Г. Н. Белянин, Ч. Л. Донг и др. // Нефтяное хозяйство. - 1999. - № 3. - С. 14-16.

20.Белянин, Г. Н. Состояние, проблемы и перспективы разработки нефтяных месторождений СП «Вьетсовпетро» [Текст] / Г. Н. Белянин, Ф. И. Бадиков, Ч. К. Тай и др. // Сб. научн. докл., посвященный 15-летию создания СП «Вьетсовпетро» (1981-1996). - Ханой: Гос. науч.-техн. изд-во, 1998. - С. 291-321.

21.Буй Дык Хиен. Анализ режима работы и мероприятия по повышению эффективности газлифтных скважин месторождений СП «Вьетсовпетро» [Текст] // Научная инициатива иностранных студентов и аспирантов российских вузов: сб. докл. V Всеросс. научн.-практ. конф. 25-27 апреля 2012 года: в 2 т. / Томский политехнический университет. - Томск: Издательство ТПУ, 2012. - Т. 2. - С. 38-44.

22.Буй Дык Хиен. Гидродинамический диспергатор для газлифтных скважин [Текст] / Буй Дык Хиен, Е. В. Комлева, Р. Р. Коерн // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер, научн.-практ. конф. 23 мая 2012 г. в рамках Нефтегазового форума и XX Юбилейной международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2012». - Уфа, 2012. - С.40-41.

23.Буй Дык Хиен. Изучение условий и причин обводнения скважин, оценка технических возможностей проведения водоизоляционных работ по различным схемам обработок [Текст] / Буй Дык Хиен // НТЖ «Нефть. Газ. Новации». - 2012. - Вып. 6 (161). - С. 32-36.

24.Буй Дык Хиен. К вопросу оптимизации режимов работы газлифтных скважин [Текст] / Буй Дык Хиен, Р. Я. Нугаев, Р. X. Хазипов // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2012. - Вып. 1 (87). - С. 33-38.

25.Буй Дык Хиен. Методы повышения эффективности газлифта в осложненных термодинамических условиях залегания [Текст] //

Научная инициатива иностранных студентов и аспирантов российских вузов: сб. докл. V Всеросс. научн.-практ. конф. 25-27 апреля 2012 года: в 2 т. / Томский политехнический университет. - Томск: Издательство ТПУ, 2012. - Т. 2 - С. 44-50.

26.Буй Дык Хиен. Научное обоснование метода прогноза порога обводнения скважин на морских нефтяных месторождениях [Текст] / Буй Дык Хиен, В. И. Павлюченко // Актуальные проблемы науки и техники: сб. тр. II Междунар. конф. мол. ученых 9 декабря 2010 г. / УГНТУ. - Уфа: Нефтегазовое дело, 2010. - Т. I. - С. 41-42.

27.Буй Дык Хиен. Оптимизация режимов работы газлифтных скважин на месторождении «Белый Тигр» [Текст] / Буй Дык Хиен, В. М. Исламов // Матер. 61-ой научн.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых / УГНТУ. - Уфа, 2010. - Кн. 1. - С. 260-261.

28.Буй Дык Хиен. Основные возможные осложнения при эксплуатации газлифтных скважин и борьба с ними [Текст] / Буй Дык Хиен, Е. В. Комлева, В. Г. Карамышев // Нефтегазовые технологии и новые материалы (проблемы и решения). - Уфа: ООО «Монография», 2012. — Вып. 1 (6). - С. 374-379. ISBN 978-5-94920-141-1.

29.Буй Дык Хиен. Оценка технологической эффективности работ по интенсификации добычи нефти из скважин месторождений шельфа юга Вьетнама [Текст] // Нефтегазовые технологии и новые материалы (проблемы и решения). - Уфа: ООО «Монография», 2012. - Вып. 1 (6). - С. 368-373. ISBN 978-5-94920-141-1.

30.Буй Дык Хиен. Применение газлифтного способа добычи нефти в условиях месторождения «Дракон» СП «Вьетсовпетро» [Текст] / Буй Дык Хиен // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2012. - Вып. 2 (88). - С. 5-10.

31.Буй Дык Хиен. Применение современной техники для исследования газлифтной скважины [Текст] / Буй Дык Хиен, Нгуен Куок Зунг // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер, научн.-практ. конф.

23 мая 2012 г. в рамках Нефтегазового форума и XX Юбилейной международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2012». - Уфа, 2012. - С. 71-72.

32.Буй Дык Хиен. Температура продуктивных комплексов и пластов [Текст] / Буй Дык Хиен // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер, научн.-практ. конф. 23 мая 2012 г. в рамках Нефтегазового форума и XX Юбилейной международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2012». -Уфа, 2012. - С. 68-70.

33.Велиев, Ф. Г. Применение метода импульсно-отрицательного давления в борьбе с парафинообразованием [Текст] / Ф. Г. Велиев и др. // Азербайджанское нефтяное хозяйство. - 1988. - № 10. - С. 29-31.

34.Вершовский, В. Г. Уточненная генеральная схема развития месторождения «Дракон» [Текст] / В. Г. Вершовский, В. П. Предчук,

A. Н. Иванов, Ле Минь Туан, Фам Суан Шон и др.; СП «Вьетсовпетро», НИПИморнефтегаз. - Вунгтау, 2010. - 335 с.

35.Гаврилов, В. П. Геология и нефтеносность фундамента шельфа Южного Вьетнама [Текст] / В. П. Гаврилов, А. Д. Дзюбло,

B. В. Поспелов, О. А. Шнип // Геология нефти и газа / ГАНГ им. И.М. Губкина. - 1995. - № 4. - С. 25-30.

36.Гаджиев, Н. А. Исследование влияния ПАВ и раздробителя рабочего агента на работу компрессорного лифта [Текст] / Н. А. Гаджиев и др. // Тр. АзНИПИнефгь. - Баку, 1973. - Вып. 27. - С. 16-21.

37.Гидродинамические исследования нефтяных и газовых объектов разведочных и эксплуатационных скважин, пробуренных на шельфе юга СРВ, с обработкой и обобщением их результатов: информационный отчет по теме НИР-6 [Текст] / НИПИморнефтегаз. -Вунгтау, 1992.-255 с.

38.Голод, Г. С. Разработка технологии импульсного газлифта [Текст]: дис. ... канд. техн. наук: 05.15.06. -2006. -Грозный, 1993.

39.Гриценко, А. И. Руководство по исследованию скважин [Текст] / А. И. Гриценко, 3. С. Алиев, О. М. Ермилов и др. - М.: Наука, 1995. -523 с.

40.Гужов, А. И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа [Текст] / А. И. Гужов. - М.: Недра, 1973. - 469 с.

41.Далримп, А. Применение гелевых систем для технологии соответствующего контроля [Текст] / А. Далримп, Дж. Таркингтон и др.-М., 1994.-196 с.

42.Девликамов, В. В. Борьба с гидратами при эксплуатации газлифтных скважин: учебн. пособие [Текст] / В. В. Девликамов, М. М. Кабиров,

A. Р. Фазлутдинов. - М.: Недра, 1987. - 56 с.

43.Дмитриев, И. А. Опыт эксплуатации глубоких скважин периодическим газлифтом [Текст] И. А. Дмитриев, Э. И. Сер и др. // Нефтепромысловое дело. - 1975. - № 4. - С. 4-9.

44.Донг, Ч. Л. Промыслово-геологические особенности строения резервуара и залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» [Текст] / Ч. Л. Донг, Ю. И. Демушкин, X. В. Куи, Ф. Д. Хай // Нефтяное хозяйство. - 1996. - № 8. - С. 35-37.

45.Дополнение к технологической схеме разработки и обустройства месторождения [Текст]: отчет о НИР / НИПИморнефтегаз. - Вунгтау, 1993.- 175 с.

46. Зайцев, Ю. В. Справочное пособие по газлифтному способу эксплуатации скважин [Текст] / Ю. В. Зайцев, А. А. Джавадян,

B. С. Кроль, Р. А. Максутов и др. - М.: Недра, 1984. - 359 с.

47.Зайцев, Ю. В. Теория и практика газлифта [Текст] / Ю. В. Зайцев, Р. А. Максутов, О. В. Чубанов и др. - М.: Недра, 1987. - 88 с.

48. Изучение характеристик вторичных изменений олигоценовых отложении и пород фундамента «Белый Тигр» и их влияния на емкостно-фильтрационные свойства пород с целью детальной разведки и эффективной разработки [Текст]: отчет о НИР / Вьетнамский Институт нефти и газа. - Ханой, 1994. - 256 с.

49.Исследование влияния темпа нефтедобычи трещиноватого фундамента месторождения «Белый Тигр» на коэффициент нефтеотдачи на основании фильтрационных моделей [Текст]: отчет о НИР / Институт механики Национального центра естественных наук и технологий. -Ханой, 2001.- 190 с.

50.Карамышев, В. Г. Внутрискважинная обработка продукции газлифтных скважин [Текст] / В. Г. Карамышев, Буй Дык Хиен, Р. Р. Коерн, Е. В. Комлева // Нефтегазовые технологии и новые материалы (проблемы и решения). - Уфа: ООО «Монография», 2012. - Вып. 1 (6). - С. 380-382. ISBN 978-5-94920-141-1.

51 .Комплексная технология воздействия на призабойную зону скважин с целью ограничения отборов воды [Текст]: РД 39-1-1283-85. - М., 1985. -28 с.

52.Кузьмичев, А. Д. Оптимизация механизированных способов добычи нефти в условиях СП «Вьетсовпетро» [Текст] / А. Д. Кузьмичев, В. В. Канарский, А. Н. Иванов, В. К. Нгуен // Нефтяное хозяйство. -2006. -№ 11.-С. 90-92.

53.Кулиев, Р. П. Повышение эффективности газлифтной добычи на месторождении «Нефтяные Камни» [Текст] / Р. П. Кулиев и др. // Азербайджанское нефтяное хозяйство. -1988. - № 2. - С. 53-61.

54.Ли, Г. С. Промысловое испытание диспергаторов потока газожидкостной смеси в газлифтных скважинах [Текст] / Г. С. Ли, В. А. Башин, Н. Ф. Пошивалов // Нефтяное хозяйство. - 1977. - № 5. -90 с.

55.Медведский, Р. И. Техника и технология газлифтной эксплуатации скважин в Западной Сибири [Текст] / Р. И. Медведский, Е. П. Эртэ, В. А. Попов и др. - М.: ВНИИОЭНГ, 1975. - 49 с.

56. Методика комплексной оценки качества вскрытия продуктивных пластов, закачивания скважин и выбора рабочих жидкостей для повышения качества вскрытия пластов [Текст]: РД 39-0147001-742-92 / Госкорпорация «Роснефтегаз» ВНИИКРнефть. - Краснодар, 1992. - 82 с.

57.Методика оценки качества вскрытия пластов и освоения скважин [Текст]: РД 39-0147009-509-85. - М., 1985. - 36 с.

58.Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов [Текст] / ВНИИнефть. - М., 1993. - 37 с.

5 9. Методическое руководство по регулированию технологических режимов работы газлифтных скважин [Текст] / В. А. Леонов, Б. А. Ермолов и др. / НижневартовскНИПИнефть. - 1994. - 78 с.

60. Методическое руководство по регулированию технологических режимов работы газлифтных скважин [Текст] / СП «Вьетсовпетро», НИПИморнефтегаз. - Вунгтау, 1997. - 119 с.

61. Методическое руководство по регулированию технологических режимов работы газлифтных скважин [Текст] / СП «Вьетсовпетро», НИПИморнефтегаз. - Вунгтау, 1997. - 119 с.

62.Мищенко, И. Т. Сборник задач по технологии добычи нефти [Текст] / И. Т. Мищенко. - М.: Недра, 1984. - 50 с.

63.Мищенко, И. Т. Скважинная добыча нефти: учебн. пособие для вузов [Текст] / И. Т. Мищенко. - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ им. И. М. Губкина. - 2003 .-816с.

64.Нигматулин, Р. И. Механика гетерогенных сред. К расчету воздушного подъемника для вязкопластичной жидкости [Текст] / Р. И. Нигматулин. -М.: Наука, 1978.-35 с.

65.Новая уточненная технологическая схема разработки обустройства месторождения «Белый Тигр» [Текст]: отчет о НИР / НИПИморнефтегаз. - Вунгтау, 2003. - Т. 2, Ч. III. - 128 с.

66. Оборудование для газлифтной эксплуатации нефтяных скважин [Текст]: каталог. -М.: ЦРШТИхимнефтемаш, 1979. -75 с.

67.Пат. 118680 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/00. Гидродинамический диспергатор для газлифтных скважин [Текст] / Гумеров А. Г., Буй Дык Хиен, Юсупов О. М, Карамышев В. Г.; патентообладатель Государственное унитарное предприятие «Институт

проблем транспорта энергоресурсов». - № 2012106006/03; заявл. 20.02.2012; опубл. 27.07.2012, Бюл. № 21.

68.Пат. 2503801 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/12. Способ внутрискважинной обработки продукции газлифтных скважин [Текст] / Буй Дык Хиен, Коерн Р. Р., Комлева Е. В.; патентообладатель Государственное унитарное предприятие «Институт проблем транспорта энергоресурсов». - № 2012112813/03; заявл. 02.04.2012; опубл. 10.01.2014, Бюл. № 1.

69.Поддубный, Ю. А. Применение новых водоизолирующих материалов для ограничения притока вод в нефтяные скважины [Текст] / Поддубный Ю. А. и др. - М.: ВНИИОЭНГ, 1977. - 63 с.

70.Полонский, С. Л. Отчет об исследовании скважины НП «Колендо» при импульсной подаче газа в газлифтный подъемник. Фондовые материалы ЕСГДУ «Колендонефть» [Текст] / С. Л. Полонский,

A. И. Тагун // Оха на Сахалине. - 1973. - 78 с.

71.Разработка и испытание технико-технологических решений по механизированной добыче нефти, методов интенсификации добычи нефти и закачки воды на месторождении «Белый Тигр» [Текст]: Отчет по теме НИР-16 / НИПИморнефтегаз. - Вунгтау, 1992. - С. 70, 176.

72.Сагитов, Д. К. Повышение эффективности работы газлифтной скважины в промысловых условиях [Текст] / Д. К. Сагитов, Буй Дык Хиен // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. 23 апреля 2014 г. в рамках XXII Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2014». -Уфа, 2014.-С. 33-35.

73.Свиридов, В. С. Стабилизация фонтанирования обводненных скважин с применением пенообразующих систем [Текст] / В. С. Свиридов. - М.: Химия, 1986.-242 с.

74.Середа, Н. Г. Спутник нефтяника и газовика [Текст] / Н. Г. Середа,

B. А. Сахаров, А. Н. Тимашев. - М.: Недра, 1986. - 74 с.

75.Сидоров, И. А., Поддубный Ю. А., Кан В. А. Воздействие на призабойную зону скважин в целях ограничения отбора воды [Текст] / И. А. Сидоров, Ю. А. Поддубный, В. А. Кан. - М.: ВНИИОЭНГ, 1984. -53 с.

76.Силаш, А. П. Добыча и транспорт нефти и газа [Текст] / А. П. Силаш. -М.: Мир, 1980.-Т. 1.-58 с.

77.Сименс, У. С. Оптимизация работы непрерывно действующих газлифтных скважин [Текст] / У. С. Сименс // Инженер-нефтяник. -1972. -№ 10.-С. 142-146.

7 8. Совершенствование техники и технологии добычи нефти и интенсификации нефтедобычи [Текст]: отчет о НИР / СП «Вьетсовпетро». - Вунгтау, 2005. - 249 с.

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

80.Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти [Текст] / Под ред. Ш. К. Гиматудинова. - М.: Недра, 1983. - 65 с.

81.Сулейманов, А. Б. Механическое воздействие на восходящий поток газожидкостной смеси с целью увеличения КПД газлифтных скважин [Текст] / А. Б. Сулейманов и др. // Изв. вузов «Нефть и газ». - 1989. -№5.-С. 39-44.

82.Техника добычи нефти [Текст]: сб. ст. - М.: Недра, 1967. - 40 с.

83. Техно логическая схема разработки и обустройства месторождения нефти и газа «Белый Тигр» [Текст]: отчет о НИР / НИПИморнефтегаз. -Вунгтау, 1993.- 163 с.

84.Хабибуллин, 3. А. Борьба с парафиноотложениями в газонефтедобыче [Текст] / 3. А. Хабибуллин, 3. М. Хусаинов, Г. А. Ланчаков. - Уфа: УНИ, 1992.- 105 с.

85.Хьюитт, Дж. Кольцевые двухфазные течения [Текст] / Дж. Хьюитт, Н. Холл-Тейлор. - М.: Мир, 1974. - 55 с.

86.Чубанов, О. В. Перспективы развития техники и технологии добычи нефти на месторождениях СП «Вьетсовпетро» [Текст] / О. В. Чубанов, Ф. И. Валиков, В. С. Горшенев и др. // Нефтяное хозяйство. - 1996. -№ 8 - С. 73-76.

87.Чубанов, О. В. С. Формирование пристенного слоя при движении газожидкостных систем в трубах [Текст] / О. В. Чубанов, И. Б. Басович, Б. С. Капцанов // Тр. ВНИИ. - 1976. - № 54 - С. 43-46.

88.Щуров, В. И. Технология и техника добычи нефти [Текст] / В. И. Щуров. - М.: Недра, 1983. - 250 с.

89.Эртэ, Е. П. Интенсификация процессов газлифтной добычи нефти [Текст] / Е. П. Эртэ, В. А. Попов, В. А. Шибанов, Г. С. Ли и др. // Обзорная информация. Сер. «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 1978. - № 8 - С. 35-37.

90.Dukler, А. Е. Modelling Two-Phase Flow and Heat Transfer [Text] / A. E. Dukler // Keynote papers. KS-11.6. Heat. Transf. Conf. - Canada, Toronto, 1978.-P. 27-31.

91.Economides, M. Petroleum Production Systems. Gaslift [Text] / M. Economides, D. Hill, Ch. Ehlig. - Prentice Hall, 1994. - 58 p.

92.Nguyen H.N. Improvement the Work of Gaslift Wells by Nipple Dispersion in Condition of Increasing the Water Cut / H. N Nguyen, M. M. Kabirov, T. D. Nguyen // PetroVietNam Journal. - HaNoi, 2008. - No. 11. - P. 41-46.