Разработка и исследование технологий и технических средств для поддержания пластового давления нефтяных месторождений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Булчаев, Нурди Джамалайлович

• Булчаев, Нурди Джамалайлович
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Булчаев, Нурди Джамалайлович

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРНЫХ ИСТОЧНИКОВ И ПРОМЫСЛОВЫХ ДАННЫХ ОБ УСЛОВИЯХ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЯ В СКВАЖИНАХ

1.1. Анализ осложнений в эксплуатации пескопроявляющих скважин и средства защиты насосного оборудования

1.2. Фракционный состав взвешенных частиц в добываемой продукции и в подземном оборудовании скважин

1.3. Технологические и химические методы уменьшения пескопроявлений в скважинах

1.3.1. Регулирование депрессии на пласт

1.3.2. Крепление горных пород

1.4. Механические методы защиты насосов от воздействия твердых частиц, содержащихся в добываемой продукции

1.4.1. Фильтры и сепараторы, устанавливаемые у приема насосной установки

1.4.2. Фильтры, устанавливаемые на забоях нефтяных и водозаборных скважин

1.4.3. Центробежная сепарация механических примесей

Выводы

2 .РАЗРАБОТКА И РЕЗУЛЬТАТ ИСПЫТАНИЙ НОВЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ И ТЕХНОЛОГИЙ БОРЬБЫ С ОСЛОЖНЕНИЯМИ В ПЕСКОПРОЯВЛЯЮЩИХ СКВАЖИНАХ ВОДОЗАБОРОВ

2.1. Осредненное значение параметров фракционного состава ТВЧ

и применение забойных фильтров

2.2. Разработка конструкций и исследование комбинированного фильтра, а также анализ эффективности его работы

2.2.1. Устройство и принцип работы комбинированного фильтра, устанавливаемого ниже приема установки электроцентробежного насоса

2.2.2. Результаты лабораторных исследований промышленного применения сепаратора

2.3. Разработка способа предотвращения образования песчаных пробок в водозаборных скважинах

2.4. Исследование теплообменных процессов между погружным электродвигателем насоса и взвесесодержащей жидкостью

Выводы

3. ВЫБОР И ИСПЫТАНИЯ ИЗНОСОСТОЙКИХ ПОКРЫТИЙ РАБОЧИХ ОРГАНОВ УЭЦН И РАЗРАБОТКА СПОСОБА ОБРАТНОЙ ПРОМЫВКИ ПРИЁМНЫХ ФИЛЬТРОВ

3.1. Обзор технических средств повышения износостойкости рабочих органов насосов с помощью материалов на основе черных и цветных металлов и различных сплавов

3.2. Обоснование использования сверхвысокомолекулярного полиэтилена (СВМПЭ) для покрытия рабочих колец УЭЦН

3.3. Варианты исполнения рабочих органов насосного оборудования с напылением СВМПЭ и их исследования

3.4. Технология очистки фильтра на приёме насоса без подъёма оборудования

Выводы

с

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка и исследование технологий и технических средств для поддержания пластового давления нефтяных месторождений»

Введение

Одной из наиболее острых проблем, возникающих при эксплуатации установки электроприводного центробежного насоса (УЭЦН) для добычи, является наличие в откачиваемой жидкости твердых взвешенных частиц (механических примесей), приводящих к снижению межремонтного периода работы скважины. В составе механических примесей наибольшую долю составляет кварцевый песок, входящий в структуру скелета горных пород. Твердые взвешенные частицы (ТВЧ) могут включать в себя также кристаллы различных солей, глину и другие минералы, а также продукты коррозии. Фильтрация жидкости в неустойчивых породах, особенно при больших градиентах скорости, приводит к разрушению породы, продвижению частиц к забою скважин и выносу в ствол.

Осложнения в эксплуатации таких скважин связаны с постепенным накоплением песка на забое скважин, а также в рабочих колесах погружных насосов. Одновременно происходит износ трущихся пар рабочих органов насосов и снижение их подачи, а также перегрев погружных электродвигателей (ПЭД) и их отказы.

В этой связи перед отраслью первостепенными являются задачи, связанные с необходимостью обеспечения защиты насосного оборудования от ТВЧ при добыче взвесесодержащих жидкостей, требующие проведения анализа существующих технологий и поиска новых технических решений для эффективной производственной деятельности нефтяной компании. Наличие в перекачиваемой жидкости механических примесей выдвигает проблемы по защите дорогостоящего оборудования от абразивного износа и заклинивания рабочих органов твердыми частицами, повышению межремонтного периода работы скважины.

При высоком содержании механических примесей применение стандартных газопесочных якорей становится неэффективным из-за малых значений центробежных сил. Общим недостатком применяемых фильтров,

устанавливаемых на забое или приеме насосов, является достаточно быстрое засорение непроточных ячеек и необходимость их частых промывок с подъемом оборудования. Наиболее показательными в этом отношении являются скважины Ванкорского нефтяного месторождения. Содержание ТВЧ, поступающих из пласта по фонду скважин, находится в пределах от 200 до 104 мг/л. Поэтому средняя наработка на отказ насосного оборудования к началу 2011 г. составляла 93 сут., а по отдельным скважинам от 15 до 30 сут.

Цель работы

Повышение эффективности эксплуатации скважин с УЭЦН путем совершенствования технологий защиты электроцентробежных насосов от выносимого из пласта песка.

Основные задачи исследования

1. Определение влияние мехпримесей на показатели работы электроцентробежного насоса и осложнения в эксплуатации скважин при откачке воды из водоносных горизонтов нефтяных месторождений.

2. Выявление зависимости скорости восходящего потока воды с фракционным составом твердых взвешенных частиц при выносе с забоя скважины на прием насоса.

3. Разработка усовершенствованной конструкции сепаратора и экспериментальное определение фильтрационной способности.

4. Разработка технологии очистки фильтра на приёме насоса без подъёма оборудования на поверхность.

5. Выбор и испытание композиций полимерных материалов для покрытия рабочих колес электроцентробежных насосов, защищающих их от износа в абразивных средах.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются электроцентробежные насосы применяемы в добывающих скважинах, предметом - способы и технологии предотвращения выноса механических примесей из пласта.

Научная новизна выполненной работы

1. Выявлена зависимость времени работы УЭЦН в водозаборных скважинах Ванкорского месторождения от количества твердых взвешенных частиц в добываемой воде.

2. Научно обоснованы зависимости скорости уноса твердых взвешенных частиц с забоя к приему УЭЦН от их условного диаметра и коэффициента сопротивления от критерия Рейнольдса для расчета размера ячейки сетчатых фильтров.

Практическая ценность и реализация

1. Установлено, что эффективность разработанного комбинированного сепаратора возрастает при условных диаметрах твердых взвешенных частиц более 1,5-10-4 м.

2. Применение разработанного комбинированного сепаратора (патент РФ на изобретение № 2441150) позволило увеличить наработку на отказ УЭЦН скважины водозабора в 2011 г. с 93 до 368 сут.

3. Использование клапанного устройства УЭЦН с промывкой фильтра без подъёма оборудования в высокообводненной скважине Туймазинского месторождения позволило восстановить подачу насоса после промывки на 89%.

Основные защищаемые положения

1. Результаты анализа основных видов и степени осложнений в эксплуатации оборудования пескопроявляющих скважин водозабора Ванкорского месторождения.

2. Устройство и принцип работы комбинированного сепаратора для защиты насоса от механических примесей путем уменьшения концентрации взвешенных частиц в жидкости, а также технология очистки фильтра на приеме насоса без его подъема на поверхность.

3. Способ защиты рабочих колес УЭЦН от износа твердыми взвешенными частицами.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Выбранная область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно пункту 4 «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов».

Апробация работы

Основные результаты работы докладывались на IV Международной конференции-выставке «Энергетика в глобальном мире» (Красноярск, июнь 2010), научно-практической конференции «Современные вызовы, возникающие при разработке и обустройстве месторождений нефти и газа Сибири» (Томск, апрель 2011), на совместном семинаре кафедр «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», «Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов», «Бурение нефтяных и газовых скважин» института нефти и газа Сибирского федерального университета.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 8 научных работ, из которых 5 статей - в журналах, рецензируемых ВАК РФ, патент РФ на изобретение по теме диссертации.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 107 страницах машинописного текста, содержит 5 таблиц, 39 рисунков. Состоит из введения, трех глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 115 наименований.

1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРНЫХ ИСТОЧНИКОВ И ПРОМЫСЛОВЫХ ДАННЫХ ОБ УСЛОВИЯХ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЯ В СКВАЖИНАХ

1.1. Анализ осложнений в эксплуатации пескопроявляющих скважин и средства защиты насосного оборудования

К наиболее существенным осложнениям в эксплуатации скважин относятся присутствие в добываемой жидкости механических примесей, отложения на поверхности оборудования солей, продуктов коррозии, парафина, различных смол и асфальтенов, гидратов. Все эти факторы осложняют процесс разработки нефтяных месторождений и повышают издержки производства [1].

Присутствие в добываемой продукции механических примесей имеет место во многих нефтедобывающих регионах России и зарубежных стран [2, 3]. Будучи абразивным материалом, они вызывают истирание оборудования, уменьшают ресурс электроприводных центробежных насосов, подъемных труб и т.д. Выносимый из пласта песок образует песчаные пробки на забое, скапливается в погружных насосах.

Уменьшение межремонтного периода основных средств, ремонт или покупка нового оборудования способствуют повышению себестоимости добываемой нефти и снижению рентабельности производства. Поэтому нефтяные компании вынуждены искать и принимать эффективные меры по уменьшению пескопроявлений и борьбе с отрицательным его воздействием на процесс нефтегазодобычи.

Изучению проблем пескопроявлений, а также разработке техники и технологий снижения вредного влияния мехпримесей на работу внутрискважинного оборудования посвящены научные и опытно -промышленные исследования Абдулина P.A., Ашрафьяна М.О., Гиматуддинова Ш.К., Демичева С.С., Зубкова М.Ю., Клевцура А.П., Магарила Р.З., Маслова И.И., Медведского Р.И., Мелик-Асланова Л.С., Мельцера М.С., Мирзаджанзаде

А.Х., Мищенко И.Т., Питкевича В.Т., Подкорытова С.М., Пчелинцева Ю.В., Федорцова В.К., Ягафарова А.К., Якимова С.Б., М. Голана, В. Пенберти, Р. Снайдера, Д. Сыомена, С. Шонесси, Р. Эллиса и др.

Наибольшие осложнения в эксплуатации пескопроявляющих скважин водозабора Ванкорского месторождения связаны с истиранием пар трения рабочих колес и неизбежной потерей подачи насосов, а также образованием в межлопаточном пространстве песчаных пробок. В таблице 1.1 представлены данные по эксплуатации фонда водозаборных скважин ЦДНГ - 1, включающие содержание взвешенных частиц в добываемой воде. Видно, что в воде поступающей в скважины из пласта содержится от до 10000 мг/л механических примесей.

Таблица 1.1 - Технологические данные по эксплуатации скважин _ водозабора _ __ ___ __________ _____________

№ скважины Напор ЭЦН К подачи С)ж Рпл Рзаб квч вне

57ВЗ 445 0,6 1320,00 100,0 94,54 900,00

9ВЗ 445 0,9 1972,00 96,0 86,00 3200,00 1

6ВЗ 445 0,9 1944,00 100,0 87,62 300,00 1

2ВЗ 445 0,8 1776,00 96,8 54,67 100,00

27ВЗ 1 445 1,0 "12064,00 96,0 81,99 2600,00

ювз 445 0,8 1680,00 100,0 89,47 356,00

49ВЗ 445 0,5 984,00 100,0 99,75 1700,00

51ВЗ 450 0,6 1272,00 96,8 80,01 300,00

11ВЗ 445 1,0 2023,00 100,0 96,18 200,00

29ВЗ 445 0,7 1512,00 73,0 59,52 1200,00

4ВЗ 445 0,8 П 776,00 96,8 69,34 150,00

1 5ВЗ 445 0,8 1656,00 96,8 66,36 320,00

12ВЗ 445 0,9 1896,00 70,0 66,91 150,00

25ВЗ 445 0,9 1920,00 75,8 65,00 750,00 '

26ВЗ 445 1,0 2160,00 96,0 81,03 1000,00

54ВЗ 445 0,5 1152,00 г 96,8 77,51 850,00 I

17ВЗ 705 1,4 1824,00 96,0 71,04 750,00

16ВЗ 445 0,9 1867,00 96,0 86,87 220,00

ЗШЗ 445 0,4 792,00 100,0 78,80 716,00

7ВЗ 445 1,0 2016,00 93,6 66,54 180,00

35ВЗ 445 0,9 1800,00 и- 100'0 86,96 1400,00

ЗбВЗ 445 0,4 768,00 93,6 60,20 1900,00

ПВЗ 445 0,8 1730,00 96,0 90,76 2000,00

14ВЗ 447 0,9 1844,00 100,0 92,05 220,00 ^

15ВЗ 817 1,0 1277,00 96,0 85,45 1700,00

21ВЗ 445 0,6 1359,00 96,0 87,85 500,00

22ВЗ 445 0,7 1464,00 96,0 90,49 1100,00

23ВЭ " 690 1,3 | 2068,00 96,0 87,20 300,00

24ВЗ 445 0,5 | 1048,00 96,0 1 87,98 I 5200,00

56ВЗ 445 ! 0,5 | 1080,00 100,0 92,84 ! 200,00

Анализируемый фонд скважин по ЦДНГ-1 Ванкорского месторождения на 01.01.2013 г. составляет 47 ед.

На рисунке 1.1 показана связь наработки на отказ УЭЦН и содержания ТВЧ в воде, показывающая тенденцию снижения наработки с ростом количества ТВЧ. Износу подвержены передняя и задняя уплотнительные торцевые части рабочих колес, в которые попадают ТВЧ. Износ сопровождается непроизводительной циркуляцией жидкости из напорной зоны рабочего колеса во всасывающую.

В этой связи по мере износа ступеней рабочих колес происходит естественное снижение коэффициента подачи УЭЦН. На рисунке 1.2 показан характер снижения коэффициента подачи насоса во времени по СКВ. 36 ВЗ. Видно, что уже через 2 месяца эксплуатации коэффициент подачи снизился более чем на 40%.

135-

пар' 'о^

6Ь и

СУТ.

90

О в_

.... ¡у*—

45

Ч

о

3,0

6,0

9,0

Содержание ТВЧ, 10 мг/л

Рисунки 1.1 - Связь между наработкой на отказ УЭЦН ЦДНГ-1 ЗАО «Ванкорнефть» и содержанием ТВЧ в воде.

1,0,-

i

I r !

К к

под I

I

0,5 Ii

11 30 <"> r.cy,.90

Рисунок 1.2 - Характер снижения коэффициента подачи насоса НС 12500 ARC в скважине 36 ВЗ ЦДНГ-1 при содержании ТВЧ в воде около 3000 мг/л.

Опыт эксплуатации скважин с УЭЦН с высоким содержанием ТВЧ показывает значительное количество разработок в области защиты от них подземного оборудования.

Среди многочисленных известных устройств для защиты от пескопроявлений электроприводных центробежных насосов можно выделить наиболее характерные из них - [106, 107], обладающие характерными для всех гравийных фильтров недостатками: они все имеет отстойник для сбора механических примесей, для удаления которых необходимо поднимать скважинное оборудование.

Несмотря на то, что устройство по патенту № 93119 [107] решает проблему периодических промывок песчаных накоплений из отстойника, сложность конструкции не позволяет применять его на практике.

«Гравийный фильтр с фиктивной пористостью» (авторы: Айсматуллин И.Р., Иванов В..А.) конструктивно состоит из гравийного фильтра блочного типа с искусственной фиктивной пористостью. Каждый блок представляет собой контейнер решётчатой конструкции. Внутри контейнера располагается фиктивная среда с максимальной пористостью. Он предусмотрен для использования в горизонтальных скважинах.

В настоящее время существует широкий спектр технологий и технических решений, направленных на снижение влияния мехпримесеи на работу внутрискважинного насосного оборудования.

Способы снижения влияния мехпримесеи на работу внутрискважинного оборудования можно разделить на четыре группы: химические, технические, технологические и профилактические.

В результате анализа существующих способов борьбы с мехпримесями установлено, что проблема защиты штанговых глубинных насосов стоит менее остро, нежели электроцентробежных (ввиду конструктивных особенностей первых). Для ШГН разработан огромный спектр пескозащитных устройств (противопесочные и газопесочные якоря).

В конструкциях реализован принцип многоступенчатой сепарации с использованием гидродинамических эффектов: поворота струй газожидкостной смеси, центробежного эффекта, ускорения потока со сменой направления течения, эффекта укрупнения газовых пузырьков мелких фракций с их последующей сепарацией. Данное оборудование может применяться для комплексной защиты насоса - одновременно от мехпримесей и газа.

Технологические методы / 3.4 / основаны на изучении механических свойств породы пласта в начальных условиях и их изменений в процессе фильтрации жидкости в скважину. К технологическим методам можно отнести регулирование создаваемой депрессии на пласт в зависимости от напряженного состояния пластов, использование потокоотклоняющих технологий, ограничение водопритоков, ориентирование перфорации скважин, метод холодной добычи высоковязкой нефти и другие, которые успешно применяются в России и некоторых месторождениях зарубежных стран [5].

К механическим методам борьбы с пескопроявлениями относятся использование забойных фильтров, специальных хвостовиков в узле заканчивания скважин, различных песочных якорей, завихрителей, сеточных и проволочных фильтров различной модификации, устройств гравитационной,

центробежной и акустической сепарации, устанавливаемых у приема насосной установки.

В России накоплен значительный опыт использования механических средств защиты электроприводных центробежных насосов от вредного влияния механических примесей. Перспективными выглядят разработанные в нашей стране метод центробежной сепарации механических примесей и метод использования звуковых колебаний с целью коагулирования мелких частиц [6,7]. Одновременно идут поиски новых конструктивных решений в использовании традиционных фильтров и приспособлений, защите их рабочей поверхности от закупорки и увеличении ресурсного потенциала таких устройств.

Существующая практика показывает, что наиболее эффективная работа сетчатых и других фильтров и, следовательно, увеличение наработки на отказ насосного оборудования достигается только при их адресном применении с учетом механических свойств минерального скелета пласта и неравновесного состояния системы «пласт-флюид».

Общая результативность борьбы с вредным влиянием механических примесей увеличивается при комплексном использовании существующих методов. Конечно, главным критерием, определяющим целесообразность применения того или иного метода, является его экономическая эффективность. В некоторых случаях оказывается выгоднее добывать вместе с нефтью песчаную фракцию, не прибегая к применению фильтрующих устройств, размещаемых в скважинах. Такой метод, названный «холодным методом», успешно применяется при разработке месторождений с высоковязкой нефтью, как это имеет место на месторождении Каражанбас 1 , отдельных месторождениях Канады [5].

1 Каражанбас — газонефтяное месторождение в Мангистауской области Казахстана, на полуострове Бузачи. Относится к Северо-Бузачинской нефтегазоносной области. Открыто в 1974. Залежи на глубине 228-466 м. Дебиты нефти 1,2-76,8 м3/сут.

В подавляющем большинстве при разработке месторождений, состоящих из слабосцементированных песчаников, при создании небольшой депрессии на пласт происходит разрушение и вынос механических примесей. Использование «холодной добычи» из глубокозалегающих пластов с достаточно прочным коллектором, содержащих маловязкую нефть, не представляется возможным. Поэтому борьба с механическими примесями в виде защиты насосов фильтрующими элементами и покрытия проточной части защитным слоем должна быть продолжена.

Учитывая тот факт, что доля добычи нефти установками электроцентробежных насосов составляет порядка 70 % [8,9], решение проблемы защиты внутрискважинного насосного оборудования от мехпримесей весьма актуально. Решение этой проблемы должно привести к повышению производительности скважин, уменьшению затрат на капитальный и текущий ремонт скважин, что в конечном итоге положительно повлиять на себестоимость добычи нефти за счет увеличения межремонтного периода нефтяного оборудования.

Существующие в настоящее время способы борьбы с мехпримесями имеют ряд существенных недостатков, что в реальных экономических условиях разработки нефтяных месторождений (особенно месторождений, находящихся на поздней стадии разработки) ограничивает возможность их применения [9,10,11]. Решение проблемы в указанной области добычи нефти сдерживается из-за отсутствия недорогих, высокоэффективных фильтрующих средств защиты электроцентробежных насосов (ЭЦН) от мехпримесей, содержащихся в продукции скважин.

Среди многообразия перекачиваемых жидкостей чаще всего встречаются и такие, которые сами являются для насосов агрессивной средой, содержат в себе материалы, отрицательно влияющие на отдельные детали и узлы насосов. Например, в нефтяной отрасли, такими осложняющими факторами являются отложения солей, асфальтенов и смол. Все это предъявляет повышенные

требования к надежности, износостойкости материалов, из которых изготовлены детали насосов [10,12]. Как показывает существующая практика, заводы-изготовители насосного оборудования вынуждены искать новые конструктивные решения для изготовления конкурентоспособной продукции на основе сверхпрочных материалов.

1.2.Фракционный состав взвешенных частиц в добываемой продукции и в подземном оборудовании скважин

Высокое содержание ТВЧ в воде вызывает износ погружных насосов и накопление их в рабочих колесах. Гранулометрический анализ взвешенных частиц, выносимых из пласта, и накапливаемых в рабочих колесах УЭЦН, производился по Ванкорскому нефтяному месторождению.

Одним из основных методов анализа породы коллектора с целью выбора подхода к контролю пескопроявлений является гранулометрический анализ керна. Гранулометрический анализ предусматривает определение количественного содержания в породе частиц различных размеров [87]. Для Долганской свиты результаты определения гранулометрического состава пород были получены по 8-ми скважинам, а для Насоновской свиты - по 1-й.

По разведочным скважинам фракционный состав определялся ситовым методом (ГОСТ 12536-79). Высушенный образец дезинтегрировался и обрабатывался 10%-ным раствором соляной кислоты для удаления карбонатов. После этого бескарбонатная порода очищалась от глинистой фракции, затем высушивалась и рассеивалась на ситах.

Кроме этого по эксплуатационным скважинам определение процентного содержания частиц различной крупности, входящих в состав горной породы, проводилось методом светового сканирования с помощью лазерного анализатора размера частиц. Данный метод позволяет регистрировать частицы от 1,408 до 0,000289 мм. Используется эффект рассеивания света от пучков

лазера, проходящих через поток частиц. Величина и направление рассеивания света частицами измеряется массивом оптических детекторов и затем анализируется в программном комплексе.

Путем обработки 82 проб керна из 8 скважин Долганской свиты и 14 проб керна из 1-й скважины Насоновской свиты были получены распределения частиц по весу (рис. 1.3).

Данные распределения позволяют определить диапазон размеров частиц керна, а также визуально оценить, какой диаметр щели (сетки) фильтра необходим для задержания основной массы частиц. Из рис. 1.3 видна существенная дисперсия распределения частиц по размерам. Измерения показали отсутствие корреляции гранулометрического состава с глубиной.

Анализ минерального состава твердых осадков, извлеченных из рабочих колес УЭЦН, также показал, что в проточной части установок количество механических примесей в виде кварцевого песка колеблется в пределах от 10 до 89%. Следует сказать, что состав твердых осадков носит комплексный характер и включает элементы, входящие в различные соли неорганического происхождения.

Размер частиц, мкм

500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0

Размер частиц мкм

Рис. 1.3 - Распределения веса частиц по размеру для керна: Долганской свиты, Ь) Насоновской свиты

1.3.Технологические и химические методы уменьшения нескопроявлений в скважинах

В связи с особой важностью вопроса об уменьшении концентрации твердых частиц в добыче воды рассмотрим некоторые методы предупреждения и локализации пескопроявлений, которые применяются в нефтегазовой отрасли для защиты насосного оборудования.

1.3.1.Регулирование депрессии на пласт

Как известно, дебит нефтяной или водозаборной скважины зависящей от многих факторов. Определяется формулой Дюпюи [8]:

2тг-к-Н-(Р -Р

2 =-, ЛЛ ч , (1.1)

где к - проницаемость пласта, дарси; Ь - мощность пласта, м; Р™ - пластовое давление, Па; Рзаб- забойное давление, Па; ц - динамическая вязкость, Па-с; Як-радиус контура питания, м; гс- радиус скважины, м.

Для того чтобы подобрать оптимальное значение депрессии, необходимо определить при какой нагрузке порода пласта может разрушиться. Правильная технология позволяет держать значение депрессии ниже критического давления, при котором порода начинает разрушаться. Таким образом, уменьшается риск появления в продукции водных или нефтяных скважин механических примесей.

Однако на многих месторождениях Западной Сибири и других нефтедобывающих регионах страны в целях увеличения отборов нефти и газа увеличивают депрессию на пласт выше критического значения, из-за чего частицы разрушенной горной породы выносятся вместе с продукцией скважин на поверхность [1,12]. Во многих случаях на забоях скважин оседает значительное количество механических примесей, образуя песчаные пробки, затрудняющие или останавливающие процесс добычи нефти.

Кроме того, в скважинах, стимулированных с помощью различных методов повышения нефтеотдачи пластов (гидроразрыв пласта, глинокислотная обработка и др.), вместе с нефтью выносятся частицы незакрепившегося проппанта, а также внесенные вместе с растворами закачки механические примеси из-за некачественной очистки жидкости [13]. Схематично явление попадания частиц проппанта в насосное оборудование представлено на рис. 1.4./ 13,14/.

Рисунок 1.4 - Схема попадания проппанта в рабочие органы насоса

Частицы проппанта выносятся фильтруемой жидкостью из пласта и вместе с ней попадают в прием насоса. Особенно сильно этот процесс наблюдается в первые дни эксплуатации скважины после ГРП. Поэтому на многих месторождениях нефти во избежание большого количества выноса песка или проппанта из пласта ограничивают депрессию на пласт / 8,9,10,11,20,23,82,84,87/.

1.3.2.Крепление горных пород

Горные породы, особенно рыхлые и слабоустойчивые ,в целях предотвращения выноса твердых частиц укрепляют с помощью различных химических растворов. К таким методам ограничения пескопроявлений относится закачка в пласт различных составов на основе минеральновяжущих средств - полимеров, фенольных смол, которые прошли лишь лабораторные и

промысловые испытания. В мировой практике известны составы под названием «Конторен - 2», которые содержат в своем составе смолу ТС-10-уротропин + вода + до 20% минеральных солей [15]. Следует отметить, что разработанная во ВНИИнефть технология крепления прискважинной зоны пласта с помощью «Конторена - 2», требует специального оборудования, занимает большое количество времени при вероятной эффективности 30-40 %.

В последнее время для крепления призабойной зоны пласта активно внедряется технология «ЛИНК» [16], суть которой состоит в смешивании полимера с закрепителем и газоообразователем. Полученная смесь закачивается в пласт, где образуется поровая прослойка, напоминающая по своей структуре пемзу. Песок оказывается связанным, что предотвращает разрушение пласта. Технология «ЛИНК» показала положительные результаты в ОАО «Варьеганнефтегаз», ОАО «ТНК-ВР» [16,17].

Значительный интерес представляют несколько способов и составов для закрепления слабосцементированной призабойной зоны продуктивного пласта, разработанные специалистами Западной Сибири, и которые отличаются от ранее известных более высокой технологичностью и значительно низкой себестоимостью. Один из этих способов (применение композиционного состава ФРФ - 50РМ + порообразователь + ОЖ + ацетон) прошел опытно-промышленные испытания на добывающих скважинах Барсуковского, Комсомольского и Верхне-Пурпейского месторождений Надым - Пурской нефтегазоносной области [14].

Преимущества данного состава заключаются в том, что его закачка в пласты с целью селективной изоляции водопритоков уменьшает обводненность скважинной продукции и увеличивает добычу безводной нефти. Применение состава оказывает на скелет пласта крепящее воздействие, не снижая при этом фильтрационно-емкостные свойства нефтеносного коллектора. По скважинам № 3007, 3373, 1813, 594, 3114 Барсуковского месторождения и по скважинам №

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Булчаев, Нурди Джамалайлович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Выполнен анализ основных видов и степени осложнений в работе скважинного оборудования водозаборных скважин, связанных с высоким содержанием песка в жидкости. Показано, что содержание ТВЧ в водах Долганской и Насоновской свит Ванкорского месторождения достигает 104 мг/л и более при крупности зерен песка от 0 до 3,0-10"4м. Установлены корреляционная связь между количеством выносимых твердых частиц и наработкой на отказ УЭЦН в водозаборных скважинах Ванкорского месторождения, а также характер снижения коэффициента подачи насосов во времени. Показано, что присутствие песка в жидкости существенно ухудшает теплообмен с погружным электродвигателем.

2. Разработана, исследована и внедрена конструкция комбинированного сепаратора с многоступенчатой фильтрацией в поле центробежных сил и улавливания мехпримесей в ячейках сеток, а также смывом налипших частиц с поверхности фильтруемой среды. Экспериментально установлена высокая эффективность фильтрации при концентрации примесей более 150 мг/л. Внедрение сепараторов позволило увеличить наработку на отказ УЭЦН с 93 до 368 сут.

3. Установлена зависимость скорости уноса частиц песка с забоя к приёму насоса в восходящем потоке воды в скважине от их условного диаметра, позволяющая рассчитать диаметр ячейки сетчатого фильтра при заданном отборе воды. Получена эмпирическая формула для расчета коэффициента сопротивления при осаждении ТВЧ несферической формы в жидкости от параметра Рейнольдса.

4. Получены результаты использования технологии на скважине НГДУ «Туймазанефть». Дебит скважины с обводненностью 94% после 146 сут. эксплуатации снизился с 47 куб.м/сут до 29 куб.м/сут. Расчетный вес груза для срабатывания клапана составил 15,5 кг. После остановки скважины и обратной

циркуляции жидкости из НКТ в скважину в течение 10 минут скважину вновь запустили. Новый дебит составил 42 куб.м/сут. прирост составил 89%.

5. Предложены и испытаны композиционные материалы, наносимые на поверхность рабочих колес УЭЦН и предупреждающие их износ в абразивных средах. Для покрытия рабочих колес был выбран полиэтилен (СВМПЭ) с молекулярной массой 106 г/моль.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Булчаев, Нурди Джамалайлович, 2013 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Зимницкий В.А., Умова В.А. Лопастные насосы. Справочник. Ленинград, «Машиностроение», 1986. С 3-4.

2. Ивановский В.Н. Научные основы создания и эксплуатации скважинных насосных установок для добычи нефти в осложненных условиях из мало- и среднедебитных скважин. Диссертация на соискание ученой степени д-ра технических наук. - М., РТУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1999.

3. Айзенштейн М.Д. Центробежные насосы для нефтяной промышленности. М., Гостоптехиздат, 1957. С.363.

4. Ивановский В.Н. Оборудование для добычи нефти и газа. 4.1. - М.: Нефть и газ, 2002. - 768 с.

5. Камалетдинов P.C., Лазарев А.Б. Обзор существующих методов борьбы с мехпримесями. Инженерная практика, №2, 2010. С. 6-13.

6. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М: Нефть и газ, 2003.

7. Мирзаджанзаде А.Х., Аметов И.М., Ковалев А.Г. Физика нефтяного и газового пласта. Серия «Современные нефтегазовые технологии». Москва-Ижевск. 2005.

8. Шмидт С.А., Парфенов Б.В., Дельман И .Я., Шмидт A.A.. Эксплуатация добывающих скважин южной лицензионной территории Приобского месторождения в условиях выноса механических примесей. Нефтяное хозяйство №12. 2006.сс 68-69.

9. Бочкарев В.К. Разработка и исследование технологий ограничения и ликвидации водопескопроявлений в нефтяных скважинах. Диссертация, (к.т.н.) Тюмень.2009.

10. Шакиров Э.И. Опыт применения технологий ограничения пескопроявления на пластах пачки ПК месторождений Барсуковского направления. Ж. Нефтегазовые технологии, №2. С-62.

11. Афанасьев A.B. Использование технологии крепления призабойной зоны скважины «ЛИНК» для ограничения выноса песка. Инженерная практика, №2, 2010. С. 38-48.

12. Адонин А.Н. Процессы глубинонасосной нефтедобычи. Изд-во «Недра», 1964.

13. Пирвердян A.M. Защита скважинного насоса от газа и песка.М. Недра. 1986.

14. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров A.A., Каштанов B.C., Пекин С.С.. Скважинные насосные установки для добычи нефти. Москва. 2002. .

15. Репин H.H. Эксплуатация глубинонасосных скважин. М., Недра, 1971.

16. Смирнов Н.И., Смирнов H.H., Горланов С.Ф. Научные подходы к повышению надежности УЭЦН. Инженерная практика, №2, 2010. С. 14-18.9

17. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин. Москва. 2001.

18. Гаврилко В.М., Алексеев B.C. Фильтры буровых скважин. - М.: Недра, 1985.

19. Семёнов А. А., Зимин C.B. Системный подход к заканчиванию горизонтальных скважин Ванкорского месторождения. Научно-технический вестник Роснефти. № 2, 2009.

20. Бочкарев В. К. Разработка и исследование технологий ограничения и ликвидации водопескопроявлений в нефтяных скважинах . Диссертация ... кандидата технических наук : 25.00.17 / Тюмень, 2009 173 с. : 61 09-5/1775

21. Адонин А.Н., Белов И.Г. Работа насосной установки на больших глубинах. Труды АзНИИ ДН, вып. 1. Азнефтеиздат, 1954.

22. Репин H.H. Эксплуатация глубинонасосных скважин. М., Недра, 1971.

23. Вербицкий B.C., Дроздов А.Н., Деньгаев A.B., Рабинович А.И. Новая технология защиты электроцентробежного насоса от влияния механических примесей. НХ №12. 2007.ee 78-79.

24. Власов В.М. Работоспособность упрочненных трущихся поверхностей. М. «Машиностроение», 1987. С.57-59

25. Лозовский В.Н. Надежность гидравлических агрегатов. М., «Машиностроение», 1974, С.320.

26. Марцинкоский В.А. Гидродинамика и прочность центробежных насосов. М., «Машиностроение», 1970. С.272.

27. Петренко А.О. Проект «МРП-700». Инженерная практика. № 2, 2010.С84-87.

28. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общей редакцией Ш.К. Гиматудинова / P.C. Андриасов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров и др. ООО ТИД «Альянс», 2005.

29. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. М.- И. 2005 г.

30. Бузинов С.Н., Умрихин И. Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. Недра, М., 1973.

31. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К.. Интенсификация добычи нефти. М. Наука, 2000.

32. Крылов А.П., Глоговский М.М., Мирчик М.Ф., Николаевский Н.М., Чарный И.А.. Научные основы разработки нефтяных месторждений. М. -И.,2004.

33. Адонин А.Н. Выбор способа добычи нефти. Недра, М., 1971.

34. Адонин А.Н. Процессы глубинонасосной нефтедобычи. М., Недра,

1964.

35. Авакян Э.А., Горбунов А.Т. Определение параметров трещиноватых пластов. Теория и практика добычи нефти. Ежегодник ВНИИ. Недра, М.,1971, с 223-236.

36. Идельчик И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. (Коэффициенты местных сопротивлений и сопротивления трения). Госэнергоиздат. М. - Л., 1960.

37. Богданов A.A. Погружные центробежные электронасосы. Гостоптехиздат, М., 1957.

38. Аметов И.М., Шерствев Н.М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин. М.: Недра, 1989. 213 с.

39. Аметов И.М., Басович И,Б., Бакарджиева В.И., Канцанов Б.С. Применение метода детерминированных моментов для обработки кривых восстановления давления при исследовании неоднородных пластов /1 добыча нефти. М.: ВНИИ, 1977. Вып. 61. С. 174—182.

40. Амикс Д., Баас Д., Уайтиинг Р. Физика нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат, 1962. 572 с.

41. Альтшуль А.Д., Киселёв П.Г.. Гидравлика и аэродинамика (Основы механики жидкости). Издательство литературы по строительству. М. 1965, 274 с.

42. Яворский Б.М.,. Детлаф A.A. Справочник по физике для инженеров и студентов вузов. Издание седьмое, исправленное М., «Наука», 1977, 942 с.

43. Амелин И.Д., Андриясов P.C., Гиматудинов Ш.К. и др. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. М. Недра, 1978.

44. Амикс Д., Баас Д., Уайтиинг Р. Физика нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат, 1962. 572 с.

45. Скважинный песочный сепаратор. Патент RU 2191261, МПК7 кл. Е 21В43/38, опубликовано 20.10.2002.

46. Николаевский В.Н. О точном и приближённом решениях одной плоской задачи фильтрации при смешанных граничных условиях // Изв. АН СССР. ОТН. 1957, №10. С. 102- 105.

47. Фихманас Р.Ф., Фридберг П.Ш. Метод Хоу расчёта ёмкости тел и его связь с вариационными принципами // ЖТФ. 1970. Т.40. Вып.6. С. 1327 - 1328. 4.

48. Пилатовский В.П. Основы гидромеханики тонкого пласта. - М.: Недра, 1966.

49. Бронштейн H.H., Семендяев К.А. Справочник по математике для инженеров и учащихся втузов. - М.: Наука, 1980.

50. Лойцянский Л.Г. Механика жидкостей и газа. М.: Наука, 1983. С.520.

51. Полубаринова-Кочина П.Я. Теория движения грунтовых вод. М.: Наука, 1977. С.537.

52. Тарасов М.Ю.. Исследование процессов отделения механических примесей от высоковязкой продукции скважин. НХ №11.2006.С. 122-124.

53. Топольников A.C., Литвиненко К.В., Рамазанов P.P.. Комплексный подход к проектированию системы механизированной добычи нефти в условиях выноса мехпримесей. Ж. «Инженерная практика». 2010. №2.сс 84-89.

54. Султанов Б.З., Орекешев С.С. Вопросы выноса песка в процессе эксплуатации нефтяных скважин.Уфимский государственный нефтяной технический университет. М.- У., Нефтегазовое дело, 2005.

55. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами.-М.:Недра,1979.~

278 с.

56. Вирновский A.C. Теория и практика глубиннонасосной добычи нефти.-М.: Недра, 1971 .- 184 с.

57. Сулейманов А.Б., Везиров C.B., Кауфман В.А. Состояние техники насосной добычи нефти в Азербайджане и задачи ее дальнейшего совершенствования. - Азербайджанское нефтяное хозяйство, № 7, 1962.

58. Язьков A.B. Особенности теплообмена погружного электродвигателя с жидкостным потоком в условиях выноса механической примеси. Ж. «НХ»№12. 2008.сс 84-87.

59. Шмидт С.А., Люстрицкий В.М. Тепловой режим ПЭД в процессе освоения скважины, оборудованной УЭЦН // Тр. Ин-та/ Гипровостокнефть.-2000.-С. 194-200.

60. Unified Model of Heat Transfer in Gas/Liquid Pipe Flow// H.-Q. Zhang, Q. Wang, C. Sarica, and J.P. Brill/SPE. - 1999. -March 28-31.

61. Ozbelge Т.A., Koker S.H. Heat transfer enhancement in water-feldspar up flows vertical annuli//Int. J. Heat Mass Transfer.- 1996.- 39(1).-P.135-147.

62. Ozbelge T.A. Heat transfer enhancement in turbulent upward flows of liquid-solid suspensions through vertical annuli // Int. J.Heat Mass Transfer. -2001.44.- P.3373-3379.

63. Язьков А.В., Росляк A.T., Арбузов B.H. Моделирование процесса теплообмена между трехфазным флюидом и погружным электродвигателем // Нефтепромысловое дело.-2007.-№10.-С.27-34.

64. Каплан A.JL, Нагиев А.Т., Ануфриев С.Н., Жеребцов В.В. Повышение надежности эксплуатации электроцентробежных насосов в осложненных условиях. Нефтяное хозяйство. 2006. №12, сс 76-78.

66.Атаманов В.Н., Емельянов В.А. Насосы осевые типа О, ОП и центробежные вертикальные типа В. Каталог-справочник. М., Цинтихимнефтемаш, 1970. С. 52.

67. Айзенштейн М.Д. Центробежные насосы для нефтяной промышленности. М., Гостоптехиздат, 1957. С.363.

68. Васильцов Э.А., Невелич В.В. Герметические электронасосы. Л., «Машиностроение», 1968. С.260.

69. Горгиджанян С.А., Дягилев А.И. Погружные насосы для водоснабжения и водопонижения. Л., «Машиностроение», 1968. С.112.

70. Маслак В.Г. Судовые переносные насосы. М., «Транспорт», 1969.С128.

71. Марцинкоский В.А. Гидродинамика и прочность центробежных насосов. М., «Машиностроение», 1970. С.272.

72. Пфлейдер К. Лопаточные машины для жидкостей и газов. М., Машгиз, 1960. С.684.

73. Рис В.Ф. Расчет дисков турбомашин. М.-Л. Машгиз, 1959. С.56.

74. Степанов А.И. Центробежные и осевые насосы. М., Машгиз, 1960. С.464.

75. Суханов Д.Я. Работа лопастных насосов на вязких жидкостях. М., Машгиз, 1952. С.34.

76. Боровский Б.И. Аналитический метод расчета энергетических характеристик центробежных насосов со спиральными отводами. «Энергомашиностроение», 1970, № 2, С.27-29.

77. Ломакин A.A. Центробежные и осевые насосы. М.-Л., «Машиностроение», 1966. С.364.

78. Смирнов Н.И., Смирнов H.H., Горланов С.Ф. Научные подходы к повышению надежности УЭЦН. Инженерная практика, №2, 2010. С. 14-18.

79. Каталог ОАО «Новомет». - Пермь: ОАО «Новомет», 2001.

80. Каталог ОАО «Алнас». - Альметьевск: ОАО «Алнас», 2001.

81. Черкасский В.М. Насосы. Вентиляторы. Компрессоры. Изд. «Энергия». 1977. С61-66.

82. Гилаев Г.Г., Бурштейн М.А., Вартумян Г.Т., Кошелев А.Т. Вопросы теории и практики ограничения пескопроявлений в нефтедобывающих и водозаборных скважинах - Краснодар: «Советская Кубань», 2004.

83. Дарищев В.И., Ивановский Н.Ф., Ивановский В.Н. и др. Комплекс работ по исследованию и снижению самопроизвольных расчленений (РС-отказов) скважинных насосных установок. - М.:ВНИИЭНГ, 2000, 84 с.

84. Гарифуллин А.Р. Опыт борьбы с мехпримесями в ООО «РН -Юганскнефтегаз». Инженерная практика, №2, 2010. С. 20-25.

85. Абдулин Ф.С.. Добыча нефти и газа. М. Недра, 1983.

86. Чиняев И.А. Лопастные насосы. Справочное пособие. Л. «Машиностроение», 1973. С 184.

87. Шашкин М.А. Применяемые в ТПП «Лангепаснефтегаз» методы защиты для снижения негативного влияния механических примесей на работу ГНО. Инженерная практика, №2, 2010. С. 26-30.

88. Патент РФ № 2137790, 20.09.1999.

89. Патент РФ № 2215206, 27.10.2003.

90. Патент РФ № 2395 011.

91. Патент РФ № 2220327, кл. F04D 29/02, 27.12.2003.

92. Патент РФ №2274769.

93. Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. - М.: Недра, 1984,308 с.

94. Майер Э.А., Дудченко В.К., Поддубняк А.Н., Аркатов О.Л. Сверхвысокомолекулярный полиэтилен: Новая реальность отечественной промышленности полиолефинов.// Пластические массы. 2003. №8.- с.3-4.

95. Андреева И.Н., Веселовская Е.В., Наливайко Е.Н. Сверхвысокомолекулярный полиэтилен высокой плотности. Л., «Химия». 1982. - 80 с.

96. Распопов Л.Н., Белов Г.П. Сверхвысокомолекулярный полиэтилен. Синтез и свойства.// Пластические массы. 2008. №5. с. 13-19.

97. Кренцель Б.А, Нехаева Л.А. Металлокомплексный катализ полимеризации а-олефинов.// Успехи химии. 1990. Т. 59. № 12. - С. 2034-2057.

98. Salovey К., Wang X.Y. Melting of ultrahigh molecular weigh polyethylene // Amer. Chem. Soc. Polym. Prepr. 1986. v. 27. № 2,- p.172.

99. Kresteva Y.M., Nedkov E., Radilova A. Melting of nascent and thermally treated super-high molecular weight polyethylene //Colloid and Polymer Science. 1985. 263.-p. 273-279.

100. Feng Yang, Tuchum Ou, Zhongzhen Yu.// J. Appl. Polym. Sci.l998.V.69. p. 335.

101. Selyutin G.E., Voroshilov V.A.,.Gavrilov Yu.Yu, Poluboyarov V.A., Zakharov V.A.,.Nikitin V.E, Tsupinin D.V. Influence of modificator mechanical activation on wear resistance of ultrahigh-molecular-weight polyethylene plates // V International Conference on Mechanochemistry and Mechanical Alloying, Novosibirsk, 2006, p.266-267.

102. Помогайло А.Д., Розенберг А.С., Уфлянд И.Е.// Наночастицы металлов в полимерах. - М.: Химия, 2000. - 672 с.

103. Патент РФ № 2381242. Селютин Г.Е., Гаврилов Ю.Ю., Попова O.E., Воскресенская E.H., Полубояров В.А., Ворошилов В.А., Турушев A.B. Композиционные износостойкие материалы на основе свехвысокомолекулярного полиэтилена (СВМПЭ). 2010.

104. СемёновА. А., Зимин C.B.. Системный подход к заканчиванию горизонтальных скважин Ванкорского месторождения. Научно-технический вестник Роснефти. № 2, 2009.

105. Булчаев Н.Д., Безверхая Е.В. Оснащение узлов заканчивания горизонтальных скважин гравийными фильтрами. Тезисы докладов научно-технической конференции «Современные вызовы при разработке и обустройстве месторождений нефти и газа Сибири», г. Томск, 18-19 апреля 2011 г.

106. Ивановский В. Н., Сазонов Ю. А., Сабиров А. А., Заякин В.И., Якимов С. Б. Патент на полезную модель №: 108104 «Скважинное устройство для очистки флюида». Дата публикации: 10 сентября, 2011.

107. Ишмурзин A.A., Якимов С.Б., Ишмурзина Н.М., Сафин А.З. Патент № 93119 «Оборудование для добычи многокомпонентной продукции нефтяных скважин». Опуб. 20.04.2010. Бюл. №11.

108. Булчаев Н. Д. Движение песчинки в ловильной камере сепаратора / П. М. Кондратов, Н. Д. Булчаев // Материалы международной конференции «Энергетика в глобальном мире», 16-18 июня 2010 года, г. Красноярск.

109. Булчаев Н. Д. Проблемы повышения надежности насосного оборудования при добыче нефти в условиях выноса механических примесей / А. В. Минеев, П. М. Кондратов, Н. Д. Булчаев // Территория Нефтегаз. — 2010. — № 10.

110. Булчаев Н. Д. Оснащение узла заканчивания горизонтальной скважины гравийным фильтром // Материалы научно-технической конференции «Современные вызовы, возникающие при разработке месторождений нефти и газа Сибири», 18-19 апреля 2011 года, г. Томск.

111. Булчаев, Н. Д. Фильтр для защиты УЭЦН от мехпримесеЙ. Патентная заявка 2010125178. Извещение о выдаче патента от 5.09.11.

112. Булчаев, Н.Д., А.В.Минеев. Технология применения скважинного песочного сепаратора с целыо повышения надежности насосного оборудования при добыче пескосодержащей нефти.// Газовая промышленность - 2010 - № 6

113. Булчаев Н.Д., Безверхая Е.В. Способ герметизации устья горящей нефтяной скважины.// Газовавя промышленность, № 4 2011 года.

114. Булчаев Н.Д. Методы повышения устойчивости электроцентробежных насосов при перекачке взвесесодержащих жидкостей / Минеев A.B., Булчаев Н.Д.// Журнал Братского государственного университета «Системы. Методы. Технологии.» №3(11), 2011

115. Булчаев Н.Д. Решение проблемы пескопроявлений на водозаборных скважинах Ванкорского месторождения / Кислов H.H.., Булчаев Г.Н., Дриллер A.B., Булчаев Н.Д. // Газовая промышленность, №2 2012 года.