Разработка и исследование технологий последовательного отбора из скважин и перекачки по трубопроводам высоковязкой нефти и пластовой воды тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Майер Андрей Владимирович

• Майер Андрей Владимирович
• кандидат наук
• 2019

Оглавление диссертации кандидат наук Майер Андрей Владимирович

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОСНОВНЫЕ ИСТОЧНИКИ ОБРАЗОВАНИЯ УСТОЙЧИВЫХ СТРУКТУР НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ В СИСТЕМАХ СКВАЖИННОЙ ДОБЫЧИ И СБОРА ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

1.1. Область рационального применения механизированных способов добычи высоковязкой нефти

1.2. Движение пластовых жидкостей через рабочие органы глубинных насосов

1.3. Корреляционная связь интенсивности эмульгирования высоковязкой нефти с гидродинамическими параметрами ее откачки глубинным насосом

1.4. Влияние обводненности высоковязкой нефти на аварийность колонны насосных штанг

1.5. Промысловый транспорт обводненной нефти и изменение ее эмульсионной структуры в насосах дожимных станций

Выводы

2. ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОГО ОТБОРА НЕФТИ И ВОДЫ ИЗ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ УРАЛО- 35 ПОВОЛЖЬЯ

2.1. Принципиальная схема технологии последовательного отбора нефти и воды с забойного участка ствола скважины

2.2. Внедрение входных устройств на приеме штанговых насосов

на месторождениях Республики Татарстан

2.3. Результаты испытаний клапанных переключателей потоков на месторождениях Республики Башкортостан

2.4. Совершенствование технологии последовательной откачки нефти и воды из обводненных скважин 45 Выводы

3. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ РАСЧЕТА НАГРУЗОК НА ГЛУБИННОНАСОСНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ПРИ ДОБЫЧЕ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНЫМ ОТБОРОМ НЕФТИ И ВОДЫ

ИЗ СКВАЖИНЫ

3.1. Гидродинамическое трение в подземном оборудовании

скважин с высоковязкой нефтью

3.2. Расчет вязкости водонефтяной смеси в колонне насосно-компрессионных труб и влияние на нее присутствия 62 свободного газа.

3.3. Расчет гидродинамических параметров подъема пластовых 64 жидкостей в НКТ при размыве границ раздела «нефть - вода»

3.4. Результаты применения технологии на скв.318 73 Выводы

4. РАЗРАБОТКА И ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОЙ ПЕРЕКАЧКИ НЕФТИ И ВОДЫ ПО ПРОМЫСЛОВЫМ ТРУБОПРОВОДАМ

4.1. Обзор научно-исследовательских работ и патентной информации о способах снижения давления перекачки и защиты промысловых нефтепроводов от коррозии

4.2. Гидродинамические условия расслоения нефти и воды в промысловых трубопроводах после размыва образованных границ их раздела

4.3. Опытно - промышленные испытания способа последовательной перекачки нефти и воды 93 Выводы 101 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 102 ЛИТЕРАТУРА

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка и исследование технологий последовательного отбора из скважин и перекачки по трубопроводам высоковязкой нефти и пластовой воды»

Введение

Актуальность выполненной работы. Добыча высоковязкой нефти (ВВН) на месторождениях, относящихся к категории трудноизвлекаемых, осложнена в процессах подъёма пластовых жидкостей в скважинах, сбора и подготовки товарной нефти.

Повышенная вязкость нефти является причиной роста нагрузок на оборудование скважин и их аварийности, увеличения давлений в промысловых трубопроводах, а также капиталоёмкости, затрат энергии и химических реагентов в централизованных пунктах подготовки нефти.

Наибольшие осложнения в добыче высоковязкой нефти приходятся на обводнённый период эксплуатации нефтяных месторождений, связанных с образованием стойких водонефтяных эмульсий обратного типа в насосном оборудовании скважин и центробежных насосах дожимных насосных станций. Эмульгирование пластовой воды в нефти в еще большей степени повышает вязкость жидкости, аварийность оборудования и порывы промысловых трубопроводов.

Основным способом эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью является глубиннонасосный с использованием штанговых или винтовых насосов. Движение водонефтяных смесей через клапаны штангового насоса и в колонне насосно-компрессорных труб в течение продолжительного времени приводит к образованию на устье скважин тонкодисперсных структур эмульсий кинетически и агрегативно устойчивых к расслоению. В установках винтовых насосов интенсивное эмульгирование нефти происходит в винтовой паре трения между стальным ротором и эластичным статором.

Гидродинамический режим течения водонефтяной смеси в

трубопроводах системы сбора в силу умеренной турбулизации потока должен

приводить к частичному расслоению эмульсии за счёт присутствия

крупнодисперсной фракции водной фазы. Однако, этого не происходит, или

происходит в незначительной степени из-за высокой степени дисперсности

внутренней фазы (воды) и вязкости нефти. Предварительный сброс попутно-

4

добываемой воды на промыслах без применения деэмульгаторов становится практически невозможным ввиду того, что степень разрушенности нефтяной смеси перед входом в аппарат по данным некоторых исследователей не превышает 10%, хотя должна составлять более 90 %. Ввод деэмульгатора в добываемую продукцию в существенной мере дестабилизирует эмульсию. Однако, значительная часть мелкодисперсной фракции остаётся в высоковязкой нефти.

Высокая вязкость нефти снижает эффективность путевого сброса воды из-за повышенных расходов деэмульгатора и существенного объема остаточной воды в отводимой из аппаратов нефти. В таких условиях предупреждение эмульгирования в насосном оборудовании скважин является эффективным методом снижения себестоимости добычи нефти в обводненный период разработки нефтяного месторождения.

Идея работы состоит в создании чередующихся пробок нефти и воды в насосном подъемнике скважины и в промысловых трубопроводах, позволяющих снижать осредненные значения вязкости в целом перекачиваемой жидкости до значений, не превышающих вязкость безводной нефти.

Целью выполненной работы является снижение интенсивности эмульгирования и вязкости обводненной нефти в скважинах и промысловых трубопроводах применением усовершенствованных технологий и технических средств последовательного отбора из скважин и дальнейшей перекачки пластовых жидкостей в системе нефтесбора.

Основные задачи исследований

1. Выполнить анализ интенсивности образования эмульсий высоковязкой нефти с пластовой водой в скважинах и при их совместном течении в промысловых трубопроводах, а также основных видов и степени осложнений в эксплуатации объектов добычи обводненной высоковязкой нефти.

2. Провести статистический анализ результатов предварительного применения на объектах добычи нефти Урало-Поволжья технологий последовательных отборов нефти и воды с забойного участка ствола скважины и их перекачки по сборным трубопроводам промыслов.

3. Разработать и испытать усовершенствованную технологию последовательных откачек нефти и воды из глубиннонасосных скважинах и установить закономерности размыва границ раздела фаз в колонне насосно-компрессорных труб.

4. Разработать и провести опытно-промышленные испытания технологии последовательной перекачки нефти и пластовой воды в трубопроводах системы сбора нефти, газа и воды и определить условия смесеобразования на границах раздела фаз.

Методы решения поставленных задач. Поставленные в диссертационной работе задачи решались проведением теоретических, лабораторных и промысловых исследований с использованием стандартных контрольно-измерительных приборов и современных методов математической статистики.

Научная новизна результатов работы.

1. Получены теоретические формулы для расчета гидродинамического трения в подземном оборудовании глубиннонасосных скважин в процессе образования чередующихся пробок нефти и воды в колонне НКТ и предложена методика расчета глубины скважины, на которой произойдет полный размыв нефтяной пробки в водной и переход продукции в эмульсионную структуру течения «нефть в воде» с малой вязкостью.

2. Установлены экспериментальные значения коэффициентов для расчета зоны смешения нефти и воды в промысловом трубопроводе при последовательном сбросе пластовых жидкостей из аппаратов предварительного сброса попутно-добываемой воды. Показано, что при последовательной перекачке высоковязкой нефти и воды зоны их смешения на границах раздела фаз уменьшаются практически на 50% в сравнении с последовательной перекачкой маловязких сред.

На защиту выносятся:

- методы и технологии последовательных отборов из скважин и перекачки по промысловым трубопроводам высоковязкой нефти и пластовой воды;

- конструктивные решения устройств для образования чередующихся пробок нефти и воды при отборе продукции из скважин и сбросе жидкостей из аппаратов предварительного сброса попутно-добываемой воды;

- методики определения зон смешения пластовых жидкостей в колонне НКТ и в промысловом трубопроводе в период после образования чередующихся пробок.

Практическая ценность результатов работы.

1. Установлено, что обводнение нефти повышенной вязкости приводит к кратному росту вязкости жидкости в скважинах и промысловой системе сбора продукции. Показаны динамика роста поверхности раздела фаз в насосном подъемнике скважины, а также интенсивность дополнительного эмульгирования смесей в насосах дожимных станций и их влияние на аварийность оборудование.

2. Разработана и внедрена конструкция устройства на приеме скважинного насоса для последовательного отбора нефти и воды с забойного участка ствола скважины (патент РФ № 2620824 С1 кл.Е21В. Заявл.22.12.2015г.,опубл.30.05.2017г.Бюл.16).

3. Разработана и внедрена на УПС «Кушуль» и «Андреевка» технология последовательной перекачки нефти и воды, позволившая снизить аварийность трубопроводов более чем в 3 раза за счет снижения вязкости водонефтяной смеси и коррозии трубопроводов, обусловленной периодическим смачиванием всей внутренней поверхности трубопроводов углеводородной средой.

1. ОСНОВНЫЕ ИСТОЧНИКИ ОБРАЗОВАНИЯ УСТОЙЧИВЫХ СТРУКТУР НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ В СИСТЕМАХ СКВАЖИННОЙ ДОБЫЧИ И СБОРА ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

1.1. Область рационального применения механизированных способов

добычи высоковязкой нефти

Повышенный интерес в мире к высоковязким нефтям в настоящее время вызван открытием и вводом в промышленную разработку месторождений с геологическими запасами сырья, исчисляемыми десятками млрд. тонн [3,4,5,7,8,13,22,44]. В этой связи нефтедобывающие отрасли стран в ближайшее время и, в особенности, в перспективе будут в значительной мере ориентированы на промышленную разработку залежей ВВН [6,9,10,14,24,28,42,46,49,57].

К основным регионам, в которых открыты крупные промышленные запасы высоковязких нефтей и битумов в Российской Федерации относятся Республики Башкортостан, Татарстан, Удмуртия, Коми, а также Архангельская, Самарская, Пермская, Оренбургская, Тюменская и Томская области.

В соответствии с классификацией, описанной в [1], ВВН подразделены на три группы. Первую группу составляют нефти с вязкостью 30 ... 100 мПас, вторую 100 ... 500 мПас и третью выше 500 мПас. При этом интервалы изменения плотности нефтей по названным группам соответствуют 834. 929, 882-955 и свыше 934 кг/м3. Согласно классификации, принятой 2-ой международной конференцией в Венесуэле при участии «Юнитар» (учебного и научно-исследовательского института при ООН), жидкости, обладающие вязкостью более 10000 мПас, условно отнесены к битумам.

Подавляющее число месторождений ВВН со скважинной разработкой относятся к первой и частично ко второй группам. В [2] нефти классифицированы на вязкие, высоковязкие и тяжелые со значениями вязкости соответственно: менее 0,04; 0,04 ... 0,74 и более 0,74 Пас. В [4] отмечена тенденция разделять обычную и тяжелую нефть значением вязкости 0,05 Пас.

Добываемые механизированным способом нефти, и прежде всего, восточных районов РФ, согласно предложенных классификаций в большинстве своем относятся, таким образом, к категории высоковязкой.

В исследованные вошли в основном месторождения Урало-Поволжья с вязкостью нефти в пластовых условиях 30 ... 120 мПа.с. Температура в пластовых условиях изменялась в интервале 20.28 град.С. В исследованные группы вошли скважины с максимальными зенитным углом наклона 20 град. и газовым фактором 35 м.куб/т.

Поэтому, очевидно, что в основном скважинное оборудование для подъёма ВВН базируется на штанговых и винтовых насосах, которые обеспечивают заданные отборы жидкостей при сохранении достаточно высокого уровня надежности [8,10,11,13,15,16,108,111]. Глубиннонасосный способ как в Российской Федерации, так и за рубежом является самым распространенным способом механизированной добычи нефти повышенной вязкости.

Вопросы совершенствования глубиннонасосной добычи нефти в условиях повышенной вязкости рассматривались в работах Абайдуллина Ш.А., Адонина А.Н., Аметова И.М., Аузбаева Д.Д., Балакирова Ю.А., Богомольного Г.И., Батырова Х.М., Валеева М.Д., Валовского В.М., Валовского К.В., Вирновского А.С., Газимова М.Г., Габриэлова Л.В., Гусева В.И., Доброскока Б.Е., Джафарова Ш.Т., Зайцева Ю.В., Ишмурзина А.А., Кадымовой К.С., Казака А.С., Каплана А.Р., Корнева Б.П., Кошкина К.И., Люстрицкого В.М., Максутова Р.А., Мирзаджанзаде А.Х., Мищенко И.Т., Молчанова А.Г., Нагаева Ф.М., Пантелеева В.Г., Песляка Ю.А., Пирвердяна А.М., Репина Н.Н., Подкорытова С.М., Султанова Б.З., Уразакова К.Р., Чубанова О.В., Чирикова Л.И., Чичерова Л.Г., Шерстнева Н.М. и др. В их работах показано, что повышение вязкости откачиваемой жидкости сопровождается увеличением нагрузок на оборудование, обрывов колонны насосных штанг и снижением подачи насосов.

Значительные осложнения на месторождениях ВВН имеют место при эксплуатации промысловых трубопроводов в связи с неподготовленностью

добываемой жидкости и содержанием в ней свободного газа и пластовой воды. Образование стойких эмульсий воды в нефти в еще большей степени увеличивает вязкость и ухудшает реологическое поведение нефти. При этом значительно осложняются предварительный сброс попутно-добываемой воды подготовка товарной нефти, возрастают энергетические и капитальные затраты на разрушение эмульсий, сепарацию газа и обессоливание нефти [12,17,18,19,20,21,23,26,27,29,30,31,34,35,36,37,38,39,40,41,43,45,50,52,53,54,5 8,62,63,64].

Таблица 1.1

Плотность и эффективная вязкость нефтей и эмульсий ряда

месторождений ВВН при 1 = 20°С [5]

Месторождение Плотность Вязкость Обводненность Вязкость

нефти дегазированной дегазированной нефти дол.ед. эмульсии,

нефти, кг/м3 нефти, мПа-С мПаС

Арланское 892 30 0,59 300

Карача- 910 32 0,60 265

Елгинское

Таймурзинское 912 35 0,60 280

Чекмагушевское 901 57 0,58 210

Шафрановское 920 120 0,55 1700

Вятская пл. 899 45 0,60 210

Гареевское 832 27,3 0,30 190

Кушульское 895 36 0,50 210

Павловское 905 230 0,40 950

Наратовское 900 64,7 0,45 320

Воядинское 908 101 0,55 528

Байсаровское 900 104 0,52 560

Хмелевское 899 98 0,65 510

Саузбашевское 902 63,2 0,55 410

Зап.Сургутское 885 46 0,64 250

Русское 910 150 0,30 1600

Усинское 962 3000 0,20 3500

Гремихинское 919 107,6 0,60 1200

Мишкинское 904 89 0,55 2890

Киенгопское 912 67,0 0,47 750

Нурлатское 931 228 0,12 1000

Кенкияк 910 250 0,56 4000

Котур-Тепе 905 30 0,58 330

К наиболее характерным месторождениям ВВН относятся, к примеру, месторождения Российской Федерации: Русское, Ван-Еганское, Ай-Ягунское (Западная Сибирь), Шафрановское, Арланское, Воядинское, Хмелевское, Байсаровское (Республика Башкортостан), Нурлатское (Республика Татарстан), Гремихинское, Киенгопское (Удмуртия), Усинское (Коми), Варандей, Таравей, Харьягинское (Тимано-Печорская провинция) и др.

В табл. 1.1 приведены данные по некоторым месторождениям высоковязкой нефти, показывающие широкие диапазоны изменения вязкости как безводной, так и обводненной нефтей. При этом видно краткое увеличение вязкости обводненной нефти в сравнении с безводной.

Из табл.1.1 видно, что вязкость обводненной нефти в сравнении с безводной может возрастать на порядок в зависимости от физико -химических свойств жидкостей и интенсивности ее эмульгирования [7,9,10,11,42,47,48,55,60,63,64,65,66,67,82,88,89,90].

Скважины подавляющего большинства месторождений ВВН эксплуатируются установками скважинных штанговых насосов (УСШН) [8,9,10,13,14,22,24,70]. Количество скважин с УСШН составляет в среднем около 70 % от всего фонда добывающих скважин.Эта цифра с небольшими отклонениями справедлива для всех нефтедобывающих регионов мира. Вместе с тем объёмы добычи ВВН штанговыми насосами составляют гораздо большую долю в сравнении с остальными способами добычи. Причем с ростом вязкости добываемой нефти эта доля все более увеличивается и достигает цифры, близкой к 100 %.

М* 20 ->

Рис.1.1. Доля добываемой нефти скважинами с УСШН (в %) в

зависимости от ее вязкости

На рис. 1.1. представлена зависимость доли высоковязкой нефти, добываемой УСШН, от её вязкости, замеренной в стандартных условиях. Данные носят ориентировочный характер из-за неполных сведений, приведенных лишь в / 5 /.

Согласно работе [10] с помощью серийных насосов обычных конструкций возможности УСШН ограничены значениями вязкости порядка 0,5 ... 0,6 ПаС. Применение насосов специальных конструкций позволяет расширить область рационального использования УСШН до значений вязкости порядка 1,2.1,5 Па.с.

Возможности применения установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) для добычи ВВН существенно ограничены [10,14,42]. Значительное гидродинамическоетрение в рабочих органах УЭЦН вызывает перегрузки и

отказы погружных двигателей. При этом резко снижается подача установок. На рис. 1.2 представлена зависимость коэффициента подачи УЭЦН от вязкости жидкости, замеренной в стандартных условиях на ряде месторождений ВВН [5,10,42].

Для анализа были использованы данные промысловых замеров дебита скважин и вязкости безводных и обводненных нефтей ряда месторождений Республики Башкортостан. Из рис.1.2 видно, что с ростом вязкости жидкости (нефти или эмульсии) коэффициент подачи УЭЦН снижается и в пределе при вязкости порядка 0,30 Па.с стремится к нулю. Граница допустимой вязкости судя по рисунку не превышает 0,1 Па.с. Вязкость жидкостизамерялась на устье добывающих скважин. Подразумевалось, что вязкость на устье примерно соответствует вязкости жидкости в самом насосе. Согласно [14] центробежные насосы фирмы Рэда могут перекачивать жидкость с вязкостью до 170 мм2/с.

В последние годы во многих странах мира, в т.ч. странах СНГ все в большей степени находят применение установки скважинных винтовых насосов (УСВН) с приводом от вращающейся колонны штанг. Малая металлоемкость оборудования, большой диапазон производительности, возможность отбора нефти повышенными значениями вязкости, содержания газа и песка дают этому способу широкую перспективу применения. Согласно паспортным характеристикам ряда производящих фирм, допустимое значение вязкости перекачиваемых жидкостей составляет около 0,1 Па.с. Это значит, что УСВН составляет серьезную конкуренцию УСШН по возможности откачки ВВН.

Рис.1.2. Зависимость коэффициента подачи УЭЦН (Кд) от вязкости

жидкости

Согласно некоторым исследованиям [14], УСВН откачивали жидкости с вязкостью более 1,2 Па.с. Однако количество скважин с УСВН в Российской Федерации еще невелико и составляет не более двух - трех процентов от общего фонда добывающих скважин.

1.2. Движение пластовых жидкостей через рабочие органы глубинных

насосов

Согласно работам [9,10,11,42,25] ниже приёма насоса в обводнённых скважинах расположен столб воды. Вязкость прямой эмульсии Н/Вна забойном участке ствола скважины не существенно отличается от вязкости пластовой воды. В то же время вязкость эмульсии в НКТ по мере подъёма кратно возрастает. Причем на устье скважины эмульсии представлена уже

структурой В/Н (вода в нефти). Следовательно, в насосе или нижних участках НКТ происходит инверсия фаз.

В этой связи возникает ряд вопросов, связанных с использованием закономерностей эмульсеобразования в насосе и колонне НКТ и влияния технологического режима на структуру эмульсий, на базе которых можно было бы разработать основные направления предупреждения эмульгированиявысоковязкой нефти или снижения его интенсивности.

В задачи исследования движения водонефтяной смеси через рабочие органы глубинного насоса входит изучение возможности и условий перехода эмульсии из одной структуры в другую, а также гидравлических сопротивлений в клапанах, влияющих на подачу насоса и нагрузки на штанги.

Наиболее приемлемым способом изучения этих вопросов являются лабораторные испытания натурных образцов рабочих органов насосов на водонефтяных смесях.

Рис.1.3. Принципиальная схема лабораторного стенда

С этой целью был создан лабораторный стенд, аналогичный [11],

имитирующий условия входа водонефтяной смеси в штанговый насос(

рис.1.3 ). В трубу 1 диаметром 57 мм были последовательно встроены клапаны

насоса 2 и 3 (приёмный и нагнетательный). Труба входила в кожух 4 большего

диаметра (125 мм), позволяющего сохранять геометрическое соотношение

поперечных размеров эксплуатационной колонны скважины и корпуса

16

штангового насоса. В нижнюю часть кожуха 4 подводилась техническая вода из ёмкости 5 по трубопроводу 6 через кран 7. Ёмкости 5 и 8 были расположены выше трубопровода 1 для осуществления течения воды и масла самотёком и имели стеклянные уровнемеры.

На вход трубы 1 подавалось масло из ёмкости 8 по трубопроводу 9 через кран 10. Масловодяная смесь из верхней части трубы 1 по линии 11 через кран 12 сливалась в сборную ёмкость 13.

Трубопровод 11 имел пробоотборный кран 14. Подача воды и масла в трубу 1 моделировала вход водонефтяной смеси на приём глубинного насоса. Согласно работ [9,10,11] до приёма насоса водная фаза движется вверх сплошным потоком, а нефтяная фаза потоком дрейфа движется вверх относительно воды отдельными каплями.

Проходя через клапаны 3 и 2, масловодяная смесь поступала в ёмкость 13. В период движения жидкостей по трубе 1 через клапан 14 отбирались пробы на предмет изучения структуры эмульсии и её устойчивость к расслоению.

Краны 7 и 10 позволяли регулировать скорости течения воды и масла, а также соотношение их объёмных расходов.

Устойчивость смеси (степень разрушения) оценивалась за 15 секунд расслоения масла.

Стеклянный уровнемер ёмкости 5 на входе в ёмкость имел герметичный резиновый рукав во избежание попадания масла в стеклянную трубку и затемнение стекла.

Исследовалось турбинное масло с вязкостью 72 мПа-с при температуре 20°С. В таблице 1.2 приведены результаты измерения степени отстоя масловодяной смеси за 15 секунд отстоя.

Из приведенной таблицы 1.2 следует, что при водосодержании до 0,56 в насосе наблюдается переход структуры потока «нефть в воде» в структуру «вода в масле». Точной границы перехода структур по обводнённости установить не удалось из-за крайней неустойчивости смесей в этом интервале. Вновь образовавшаяся поверхность раздела фаз невысока.

Таблица 1.2

Экспериментальные данные о работе насоса на масловодяных смесях

Осм 10-4, м3/с В Ср, % Тип эмульсии

1,130 0,27 95 вода в масле

1,115 0,41 87 вода в масле

1,120 0,43 99 вода в масле

1,135 0,64 100 Масло в воде

1,140 0,68 100 Масло в воде

1,130 0,70 100 Масло в воде

1,135 0,82 100 Масло в воде

1,128 0,92 100 Масло в воде

1,115 0,18 85 вода в масле

1,125 0,38 90 вода в масле

1,130 0,52 90 вода в масле

1,118 0,54 92 вода в масле

1,120 0,56 86 вода в масле

1,126 0,70 100 Масло в воде

1,110 0,77 100 Масло в воде

1,109 0,89 100 Масло в воде

1,121 0,97 100 Масло в воде

В реальных скважинах эмульсии Н/В в скважинах наблюдаются при обводненности более 0,77 .0,79 /10.11,38 /. Следовательно, в интервале обводнённости 0,56 ... 0,77 переход прямой эмульсии Н/В в обратную В/Н происходит уже в НКТ на более высоком энергетическом уровне.

Вязкость смесей «масло в воде» практически не отличалась от вязкости технической воды. Вязкость эмульсии «вода в масле» из-за неустойчивой структуры практически соответствовала вязкости исследуемой нефти. Вязкость замерялась с помощью вискозиметра Пинкевича сразу после отбора пробы из крана 14. Все это свидетельствовало о несущественном эмульгировании обводненной смеси при прохождении ее через клапаны насоса.

Дальнейшие исследования свелись к оценке вязкости и устойчивости водонефтяных эмульсий на устье скважин, оборудованных УСШН. В [10,11] показано, что смешение водонефтяной смеси в подъёмнике и образование устойчивых тонкодисперсных структур эмульсий происходит за счёт муфтовых соединений штанг, образующих с НКТ узкие концентрические щели. Движение колонны штанг в НКТ создает условия возникновения значительных градиентов сдвига жидкости в сужающихся сечениях НКТ, а также турбулентных пульсаций в двухфазной среде.

Подъём жидкостей в таких условиях приводит к образованию на устье скважин вполне устойчивых высокодисперсных структур эмульсий. Причем с ростом вязкости нефти устойчивость эмульсий возрастает, а степень разрушения за какое-то время, напротив, уменьшается.

На ряде скважин Чутырско-Киенгопского месторождения (Республики Удмуртия) были отобраны пробы нефтяных эмульсий с устья скважин, оборудованных УСШН. Были отобраны пробы жидкости на устье скважин №№ 238,308,316,317,318,323,331,356,380,517. Обводненность этих скважин составила соответственно (в дол.ед): 0,45; 0,67; 0,55; 0,32; 0,70; 0,30; 0,60; 0,50; 0,45 и 0,52.

Измерения вязкости производились с помощью капиллярного вискозиметра, описанного в работе [10,11,12].

На рис.1.4 данные измерений нанесены на график зависимости вязкости от обводненности нефти.Видно, что на устье скважин поступает обводненная нефть с вязкостью, превышающей вязкость безводной нефти в кратное число раз. Следовательно, основным эмульгирующим звеном насосной установки при добыче ВВН является колонна насосных штанг с муфтовыми соединениями.

1.0

о

*

со

о

о ^

м о; 30

0,1

0,01

•

ф

/ •

у

•

• ✓ •

____

0,5

Обводненность дол.ед

1,0

Рис.1.4. Зависимость вязкости от обводнённости нефти в полулогофмических координатах

В табл.1.3 представлены данные по замерам вязкости обводненных и безводных нефтей других месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири.

Табл.1.3 показывает аналогичную картину роста вязкости обводненной нефти в колонне насосно-компрессорных труб.

Многократный рост вязкости обводненной нефти в насосном подъемнике приводит к увеличению аварийности работы оборудования скважин при добыче ВВН [10,11].

Известны различные способы снижения вязкости жидкости в НКТ насосных скважин, среди которых наиболее известными являются внутрискважинная деэмульсация нефти, подлив воды в скважину с целью достижения инверсии фаз в трубах, перевод скважин на эксплуатацию по затрубному пространству и т.д. [9,10,11,42].

Однако, все они либо малорентабельны из-за высокой стоимости, либо сложны и ненадежны в эксплуатации.

Таблица 1.3

Данные по эффективной вязкости нефтей и эмульсий ряда месторождений ВВН при 1 = 20 °С

Плотность

Месторождение дегазирован- Вязкость Обводнённость Вязкость

нефти ной нефти, дегазированной нефти эмульсии,

кг/м3 нефти, мПас мПас

Арланское 892 30 0,59 300

Чекмагушевское 901 57 0,58 210

Шафрановское 920 120 0,55 1700

Павловское 905 230 0,40 950

Наратовское 900 64,7 0,45 320

Воядинское 908 101 0,55 528

Байсаровское 900 104 0,52 560

Хмелевское 899 98 0,65 510

Саузбашевское 902 63,2 0,55 410

Русское 910 150 0,30 1600

Гремихинское 919 107,6 0,60 1200

Мишкинское 904 89 0,55 2890

Киенгопское 912 65,0 0,47 750

1.3. Корреляционная связь интенсивности эмульгирования высоковязкой нефти с гидродинамическими параметрами ее откачки глубинным насосом

В начальный период подъёма обводненной нефти в НКТ рост поверхности раздела фаз происходит наиболее интенсивно. На рис. 1.5. показаны изменение dnoв зависимости от числа циклов прокачки смеси по замкнутому трубопроводу стенда, описанного в [11,56] и относительной

вязкости Ц нв/ц н, полученной с помощью замера перепада давления в

трубопроводе с нефтью Арланского месторождения при В = 0,6. Из рис. 1.5.

21

видно, что уже через 5 . . 6 циклов прокачки, что соответствует длине НКТ примерно 40 . . 50 м, вязкость обводненной нефти начинает превышать вязкость безводной нефти. Судя по кривой 1 на рис. 1.5 диаметр капель

эмульсий, при котором Ц нв=ц н составляет, очевидно, более 10 3 мкм. Таким образом, время жизни капель грубодисперсной эмульсии, у которой Ц нв<ц

н мало составляет 240 . . . 310 с. По истечению такого времени пребывания

смеси в НКТ вязкость смеси достигнет вязкости нефти и затем многократно её превзойдет. По мере подъёма смеси наступает стабилизация дисперсной структуры эмульсии, при которой динамический напор или касательные напряжений в жидкости не способны преодолеть капиллярные силы внутри капли и последняя перестанет дробиться.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Майер Андрей Владимирович, 2019 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Халимов Э.М., Климушин И.М., Фердман Л.И. Геология месторождений высоковязких нефтей // Справочное пособие. - М.: Недра, 1987. - 174с.

2. Веревкин К.И., Дияшев Р.Н. Классификация углеводородов при выборе методов их добычи // Нефтяное хозяйство. - 1982.- № 3.- С. 31-34

3. Айгистова С.Х., Муслимов Р.Х., Касимов Р.С. и др. О классификации и рациональном использовании высоковязкой нефти Татарии //Нефтепромысловое дело: Науч. - техн. информ. сб. - М.: ВНИИОЭНГ, 1980.- №2.- С. 13-14

4. Вахитов Г.Г., Морозов В.Д., Сафиуллин Р.Х. Проблемы скважинной разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов за рубежом.- М.: ВНИИОЭНГ, 1986.- Вып.19 (126).- 49с.

5. Мамонов Ф.А. Промысловый транспорт высоковязкой нефти с предварительным сбросом попутно-добываемой воды / Под ред.Валеева М.Д. -Уфа:Изд-во УГНТУ,2005.-216 с.

6. Девликамов В.В., Хабибулин З.А., Кабиров М.М. Аномально - вязкие нефти.- М.: Недра, 1984.- 240 с.

7. Хромовичев М.Н. Реология тяжелых нефтей и их эмульсий // Нефтепромысловое дело: Отечеств, опыт: Экспресс - информ. / ВНИИОЭНГ, 1984.- С. 14-18.

8. Казак А.С. технология и техника эксплуатации скважин с тяжелой высоковязкой нефтью //Нефтепромысловое дело.- М.:ВНИИОЭНГ, 1979.- 44с.

9. Валеев М.Д. Добыча высоковязкой нефти на месторождениях Башкирии // Темат. науч. - техн. обзор. Сер. Нефтепромысловое дело.-М.: ВНИИОЭНГ, 1985.-Вып. 2 (91).-40 с.

10. Валеев М.Д. Разработка научных основ и технологий глубиннонасосной добычи высоковязкой нефти из обводненных скважин: Автореферат дис. ... д-ра.техн. наук. - Баку, 1991.-52 с.

11. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предупреждение осложнений при добыче обводненной нефти. - Уфа: Башкнигоиздат, 1987. -167с.

12.Валеев М.Д. Способ замера вязкости нефти в стволе глубинно -насосных скважин // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти: Науч. - техн. информ. сб.-М: ВНИИОЭНГ, 1984, -№1. -С. 22-24.

13.Казак А.С. Новые направления в технике и технологии добычи тяжелых углеводородов за рубежом // Темат. науч. - техн. обзор. Сер. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1989 - 47 с.

14.Чичеров Л.Г., Ивановский В.Н., Дарищев В.И. и др. К вопросу о выборе способа добычи высоковязкой нефти // Машины и нефтяное оборудование. - М.: ВНИИОЭНГ, 1984 - №16. - С.4-6.

15.Уразаков К.Р., Валеев А.М., Абуталипов У.М. и др. Применение винтовых насосов с поверхностным приводом для добычи нефти // Нефтяное хозяйство. - М.: 2003.-№6.- С.108-110.

16.Валеев А.М. Результаты исследования гидравлических сопротивлений в НКТ установок винтовых насосов //Нефтепромысловое дело / Науч.-техн. журнал. - 1999.-№2.-С.23-24.

17.Влияние способа эксплуатации на степень эмульгирования нефти и качество образуемых эмульсий / Б.Я.Зарецкий, Л.А.Пелевин, В.И.Ионов и др.// Нефтяное хозяйство. -1976.- №10.-С.38-41.

18. Исследования закономерностей эмульсеобразования /О.А.Мирошниченко, А.А. Кутова, А.Н. Клименко и др. // Газовая промышленность. -1978. - № 4.- С. 35-39.

19.Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И., Сидурин Ю.В. Особенности подготовки тяжелых высоковязких нефтей // Темат. науч. - техн. обзор. Сер. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1983.- Вып. 9(58).- 39 с.

20.Позднышев Г.Н., Фаттахова Р.Ш., Бриль Д.М. Образование стойких нефтяных эмульсий при применении тепловых методов воздействия на пласт и пути их разрушения // Темат. науч. - техн. обзор. Сер.

Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - Вып. 16 (65).- 44 с.

21. Алексеев Г.А., Музаметгалиев Р.Р. Изучение структуры образования эмульсий в глубинно-насосных скважинах // Вопросы добычи нефти на промыслах Башкирии. - Уфа: Башкнигоиздат, 1968. - С. 75-81.

22.Алиманов Д.А. Некоторые вопросы добычи высоковязкой нефти на месторождении Кенкияк //Нефтепромысловое дело: Науч. - техн. информ. сб. -М.: ВНИИОЭНГ, 1981 -№6. -С. 19-20.

23.Каплан Л.С. Изменение вязкости водонефтяной смеси в процессе движения через погружной центробежный элек-тронасос // Нефтепромысловое дело: Экспресс - информ. / ВНИИОЭНГ. 1977.-№ 15.- С. 1-5.

24.Кошкин К.И., Сидорин Н.С. К вопросу об особенностях и способах добычи обводненной продукции из скважин Радаевского месторождения // Геология и разработка нефтяных месторождений: Тр. ин-та / Гипровостокнефть, 1974. - Вып. 23. -С. 63-68.

25.Люстрицкий В.М. Гравитационное разделение потоков двух несмешивающихся жидкостей различной плотности при их встречном движении // Сбор и транспорт нефти на промыслах: Тр. ин-та / Гипровостокнефть, 1972. - Вып. XIV. - С. 92-98.

26.Мищенко И.Т., Кнышенко Г.Н., Гафуров О.Г. Определение вязкости водонефтяных эмульсий по промысловым данным // Нефтепромысловое дело: Науч.-техн. информ. сб.- М.: ВНИИОЭНГ, 1969. - № 12.- С. 3-6.

27. Подбор деэмульгаторов для разрушения стойких высоковязких нефтяных эмульсий с повышенным содержанием механических примесей / Ф.Ф. Хамидуллин, В.П. Тронов, Р.Ф. Хамидулин и др. // Нефтяное хозяйство. - 1991.-№ 1.- С. 40-41.

28.Подкорытов С.М., Сельский А.А., Чириков Л.И. Анализ результатов опытной эксплуатации скважин штанговыми глубинно-насосными

установками на Русском месторождении // Тр. ин-та / СибНИИНП, 1981. - Вып. 22.- С.21-25.

29.Ши Г.Б. Нефтяные эмульсии и методы борьбы с ними. М.: Гостоптехиздат, 1946. - 144с.

30.Розенцвейг А.К. Дробление капель в турбулентном сдвиговом потоке разбавленных жидкостных эмульсий // Прикладная математика и техническая физика. - 1981.- № 6.- С. 71-78.

31.Эмульсии // Пер. с англ./ Под ред. Ф. Шермана. - Л.: Химия, 1972. - 448 с.

32.Paul H., Sleicher C. The maximum stable drop size in turbulent flow effect of pone diameter // Chemical Engineering Scitnce. - 1965. - Vol. 20. -Numb. 1.

33.Sleicher C. Maximum stable drop size in turbulent flow // A. J. Ch. Journal. - 1963. - Vol. 8. Numb. 4.

34.Ребиндер П.А., Поспелов К.А. Вступительная статья к книге Клейтона "Эмульсии". -М.: 1950.

35.Петров А.Я., Позднышев Г.Н. Коллоидные стабилизаторы нефтяных эмульсий // Тр. ин-та/ Гипровостокнефть, 1971. - Вып.- 13.- С. 3-8.

36.Байков Н.М., Бенин С.Д., Клугман И.Ю. Исследование стойкости эмульсий на промыслах, // Нефтяное хозяйство. - 1971.- №.- С.61-63.

37.Соломыков В.А. Условия эмульгирования нефти на нефтепромыслах и влияние дисперсности водонефтяной эмульсии на процесс деэмульсации // Тр./ Гипровостонефть, 1967. - Вып.10.- С.122-127.

38. Предупреждение образования эмульсий при добыче и сборе нефти / Н.Н Репин, О.М. Юсупов, М.Д. Валеев, И.К. Карпов // Темат. науч. - техн. обзор. Сер. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1979. - 59 с.

39.Валеев М.Д. Об основных закономерностях эмульгирования нефти в скважинах // Депонированная рукопись. - М.: ВНИИОЭНГ.- № 1388.- нг 87.

40.Лебедев С.А., Яхин С.Г., ПряжевскийВ.А. Определение места образования эмульсий в эксплуатационных скважинах //

Нефтепромысловое дело: Информ. науч. -техн. сб.- М.: ВНИИОЭНГ, 1963. - Вып. 3.- С. 20-22.

41.Гарипов Ф.А., Валеев М.Д., Закиров С.С. Некоторые причины образования высоковязких нефтяных эмульсий в глубинно-насосных скважинах // Нефтепромысловое дело: Науч. - техн. информ. сб.- М.: ВНИИОЭНГ, 1980. -№6.-С. 18-20.

42.Уразаков К.Р., Богомольный Е.И., Сейтпагамбетов Ж.С., Газаров А.Г. Насосная добыча вязкой нефти из наклонных и обводненных скважин/ Под ред. М.Д.Валеева/ - М.: Недра, 2000.- 302с.

43. Эмульгирование нефти в гидропоршневых насосных установках / М.Д. Валеев, Р.З. Ахмадишин, Ю.Н. Маслов и др. // Нефтяное хозяйство. - 1988. -№4.-С. 56-58.

44. Промысловая подготовки высоковязкой нефти месторождения Каражан-бас / М.М. Завертайло, А.Ф. Шалайкин, Ю.Р. Леонов и др. // Вопросы технологии и техники добычи нефти термическими методами. - М.- С. 38-41.

45.Хамидуллин Р.Ф., Дияров И.Н., Хамидуллин Ф.Ф. Исследование стойких нефтяных эмульсий при их добыче методом внутрипластового горения // Научные достижения нефтяной промышленности в новых условиях хозяйствования: Науч. - техн. информ. сб. / ВНИИОЭНГ, 1989. - №1.- С. 1-4.

46.Canadian ship bitumen emulsions by pipe - line // Oil and Gas J. - 1988. -Vol. 86. - Numb. 21. - P. 18.

47.Gonsales R. Venesuelauelauso de diluenteeneltransporte de crude pesado // Petroleointemetional. - 1985. - Vol. 5, 6. - P. 16.

48.Marsden S.S., Raghavan R. A system for producing and transporting Crude oil as an oil Water emulsion // J. Inst. Petrol. - 1973. - Numb. 570. - P. 73278

49.Parker M. A., Williams B. Industry steps up development of neavy oil, bitumen reserves // Oil and Gas J. - 1986. Vol. - 84. - Numb. 1. - P. 41-44; 46; 47.

50.Simon R. Down - hole emulsification in oil well // J. Petrol. Technology. -

1968. - 20. - Numb. 12. - P. 1349 - 1353. 51.Srivastava R. Narasininamirty G. Hydrodinamics of non newtonial two

- phase flow in pipes // Chem. Eng. Sc. - 1973. - Vol. 28. - Numb. 2. -P. 553-558.

52.Муравьев И.М., Ибрагимов Г.З. О влиянии газовой фазы на образование водонефтяной эмульсии//Изв. вузов. Нефть и газ. -1967.-№ 11.-С. 17-21.

53. Особенности эмульгирования водонефтяной системы газом / А.М. Мамедов, З.А. Аббасов, А.Ч. Нагиев и др. // Нефтепромысловое дело: Науч. -техн. сб.- М.: ВНИИОЭНГ, 1973. - № 4.- С. 17-19.

54.Гарипов Ф.А., Валеев М.Д., Фазлутдинов И.А. Оценка эмульгирующей роли газа в обводненных скважинах // Нефтепромысловое дело: Науч.

- техн. информ. сб.-М.: ВНИИОЭНГ, 1981. -№3.-С. 12-14

55.Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах. - М.: Недра, 1987. - 144с.

56.А.с. 747982 СССР, МКИ Е21В 43/00. Стенд для исследования процесса образования эмульсий / М.Д. Валеев, Р.С. Хакимов, К.Р, Уразаков и др. (СССР); № 2576197/22-03; Заявл. 25.01.78; Опубл. 15.06.80.

57.Валеев М.Д. О структурно - механических и неравновесных характеристиках эмульгированныхнефтей // Научные исследования в старом нефтедобывающем регионе: Тр. ин-та / БашНИПИнефть.- Уфа, 1995.- Вып. 89.- С. 59 -68.

58.Гиниятуллин И.И., Митрофанов А.З. Критическаяобводненность нефтяной эмульсии при обращении фаз // Нефтепромысловое дело: Науч. - техн. информ. сб.- М.: ВНИИОЭНГ, 1982. - №7.- С. 39-40.

59.Применение полимеров в добыче нефти / Г.И. Григоращенко, Ю.В. Зайцев, В.В. Кунин и др.- М.: Недра, 1978. - 213 с.

60.Фриш Г.А., Симха Р. Вязкость коллоидных дисперсий и растворов, содержащих макромолекулы // Геология: Сб.- М.: Иностр. лит., 1962.-С. 91-98.

61. Движение газоводонефтяных смесей в промысловых трубопроводах / Р.С. Андриасов, А.Н. Бочаров, Л.А. Пелевин и др. // Темат. науч. - техн. обзор. Сер. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1976.- 75 с.

62.Steinborn R., Flock D. The rheology of heavy oils and their emulsions // J. Canad. Petrol. - 1983. - IX - X. -Vol. 24.- Numb. 8-9.- P. 38-52

63.Влияние растворенного в нефти газа на реологические свойства эмульсий / В.П.Тронов, И.М.Амерханов, А.В.Тронов и др.// Нефтепромысловое дело и транспорт нефти: Науч. - техн. сб.- М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - №10.- С 22-25.

64.Дунюшкин И.И., Баленин А.А., Татунов Н.И. и др. Влияние температуры и обводненности на вязкость эмульсий // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти: Науч. - техн. информ. сб.-М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - № 7.- С. 22-25.

65.Мансуров М.Н. Исследование транспортабельных свойств водонефтяных эмульсий и нефти: Автореф. дис ... канд. техн. наук. -Уфа, 1977. - 24с.

66.Мамонов Ф.А., Валеев А.М. Методика расчета эффективной вязкости в промысловых трубопроводах //OilandGas.- Алматы, 2000.- №2.- С.104-105.

67.Мамонов Ф.А., Валеев А.М. Влияние растворенного газа на эффективную вязкость обводненной нефти //OilandGas. - Алматы, 2004.- №1.- С.91-92.

68. Теория и практика применения неравновесных систем в нефтедобыче / А.Х. Мирзаджанзаде, Ф.Г. Максудов, Р.И. Нигматуллин и др. - Баку: Элм, 1985. -218 с.

69.Чубанов О.В., Басович И.Б. Исследования гидродинамического трения при неустановившемся движении вязкоупругой жидкости в

трубах // Исследования в области технологии и техники добычи нефти: Сб. науч. тр. / ВНИИ, 1976. - Вып. 54.- С. 130-136.

70.Абайдуллин Ш.А., Гулиев Б.Б. Влияние режима откачки релаксирующих нефтей на добычу плунжерного скважинного насоса // Азербайджанское нефтяное хозяйство. - 1982.- №8.- С. 37-38.

71.Гурбанов Р.С., Дадаш - Заде М.А., Панахов Р.Н. Влияние вязкоупругих свойств жидкости на истинную скорость газовой фазы в двухфазном потоке // Азербайджанское нефтяное хозяйство. - 1988.-№ 4.- С. 36-40

72.Malcokm M. Cross. Rheology of Viscoelastic Fluids. Elasticity Determination from Tangential Stress Measurement // Journal of Colloid and Interfase Science. - May 1968. - Vol. 27. - Numb. 1. - P. 84-91.

73.Голубев В.Ф., Пензин Ю.Г., Серазетдинов Ф.К., и др. Герметизированная система предварительного сброса и подготовки подтоварной воды //Нефтяное хоз-во. - 1996. - №2. - С.53-55.

74.КрюковВ.А., Бриль Д.М., Валеев М.Д. и др.Новое в технологии предварительного сброса и очистки пластовых вод //Нефтяное хоз-во. -1996. - №2. - С.56-58.

75.Фахретдинов Р.Р. Совершенствование технологии предварительного обезвоживания нефти на промыслах: Автореф... канд. техн.наук.- Уфа: БашНИПИнефть, 2003. - 19с.

76.Баймухаметов Д.С., Мошков В.К., Бакаев А.А. и др. Подготовка продукции скважины к отделению воды в системах нефтесбора // Эксплуатация нефтяных месторождений на поздних стадиях разработки: Тр/БашНИПИнефть. - Уфа, 2003. Вып. 112.- С.177-182.

77.Хохлов Н.Г., Вагапов Р.Р., Шагитов З.М. Решение проблемы сброса попутно-добываемых пластовых вод в НГДУ «Южарланнефть»// Нефтяное хозяйство.- М., 2004.- №5.- С.126-127.

78.Голубев В.Ф., Фахретдинов Р.Р., Шайдуллин Р.Д., Кутушев И.Р. Новая конструкция внутренной начинки резервуара для сброса попутно -добываемой пластовой воды на месторождениях// Совершенствование

технологий добычи, бурения и подготовки нефти: Тр./БашНИПИнефть.- Уфа, 2000. Вып.103.- С.265-266.

79.Голубев В.Ф., Голубев М.В., Хамитов О.Р., Фахретдинов Р.Р. Обоснование реконструкции систем сбора нефти с переводом существующих дожимных насосных станций в режим работы установок предварительного сброса воды //Эксплуатация нефтяных месторождений на поздних стадиях разработки: Тр./БашНИПИнефть. -Уфа, 2003.-Вып.112. С.153-156.

80.Голубев В.Ф., Голубев М.В., Мамбетова Л.М., и др. Исследование причин влияющих на ухудшение показателей рег-ламентируемого качества продукции установки предварительного сброса попутно-добываемой воды и разработка технологии их предотвращения//Эксплуатация нефтяных месторождений на поздних стадиях разработки: Тр./БашНИПИнефть. - Уфа, 2003.- Вып. 112. С.156-160.

81.Diep N.V., Hai D.N., Thien N.D., Khang N.T., Boiko V.I. Experimental study on the pressure drop and frow pattern of multiphase in pipes //Proceeding of the SecontYnternationalSympossium on Measuring Technigues for Multiphase Flows. - Beijing, China, August 30 - September 01.- 1998.- Р. 303-306.

82.PhungDinhThuc, Nguyen Van Diep. Rheological properties of the emulsion of crude oil and water//Vietnam Yournal of Mechanics. -1999.-Vol. 21.-№4. - Р.213-229.

83.Мамонов Ф.А., Абызбаев И.И. О гидравлическом расчете трубопроводов для совместного транспорта нефти и газа // Электромагнитная физико-химическая гидродинамика. - Уфа: Изд. БГУ, 2000. - С.106-121.

84.Мамонов Ф.А., Сафин М.А., Сальникова С.Н., Касымов Т.М. Причины возникновения волновых возмущений на границе раздела фаз маловязкой и вязкой жидкостей //Проблемы освоения нефтяных месторождений Башкортостана. - Уфа: БашНИПИнефть, 1999.- С.71-72.

85.Мамаев В.А., Одишария Г.Э. и др. Гидродинамика газожидкостных смесей. - М.: Недра, 1969.- 180с.

86.Мамонов Ф.А., Абызбаев И.И. Влияние свойств перекачиваемых сред на параметры потока при промысловом транспорте нефти //Совершенствование технологий добычи, бурения и подготовки нефти: Тр./ БашНИПИнефть.- Уфа, 2000.- Вып.103.- с.102-106.

87.Мамонов Ф.А., Абызбаев И.И. Связь структурных форм течения водонефтяного потока с характеристиками трубопровода.//Совершенствование технологий добычи, бурения и подготовки нефти: Тр./БашНИПИнефть- Уфа, 2000.- Вып.103. С.106-110.

88.Мамонов Ф.А., Валеев А.М. Расчет эффективной вязкости эмульсий при добыче и промысловом транспорте нефти. - Уфа: Изд-во УГНТУ,

2003. - 81с.

89.Мамонов Ф,А., Валеев А.М., Рзиев С.А. Методика расчета эффективной вязкости нефти в промысловых трубопроводах. //Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - Уфа: ТРАНСТЭК,

2004. -№63.- С.109-113.

90.Мамонов Ф.А., Валеев А.М., Рзиев С.А. Реологические параметры высокообводненной нефти в промысловых трубопроводах //Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - Уфа: ТРАНСТЭК, 2004. - №63. С.113-116.

91. К вопросу о транспорте высоковязких жидкостей по трубопроводам большой протяженности / Гумеров А.Г., Дьячук А.И., Юсупов О.М., Касымов Т.М. // Тезисы докладов научного семинара "Проблемы гидродинамики, надежности и прочности в современном трубопроводном транспорте. - Уфа, 1997. - С. 47 - 49.

92.Репин Н.Н., Кутуков Е.Г., Карамышев В.Г. и др. Способ транспорта высоковязких нефтей и нефтяных эмульсий по трубопроводу и запуск его в эксплуатацию после остановки перекачки: Экспресс - информ. /

ВНИИОЭНГ. Сер. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов:отечеств, опыт.-1986. - Вып.1.-С.1-5.

93.Казубов А.И. Трубопроводный транспорт высоковязких продуктов//Нефтяное хозяйство. - 1987.- № 4.- С. 61- 63.

94.Сальникова С.Н., Касымов Т.М., Карамышев В.Г. Движение несмешивающихся жидкостей в трубопроводе со сложной границей раздела// Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Тр./ИПТЭР. - Уфа, 1996. -Вып.56.- С.103 - 106.

95.Глушенко В.И. и др. Влияние вязкости углеводородной смеси и объемного соотношения фаз на свойства обратных эмульсий // Нефтяное хозяйство. - 1985.- № 7.- С. 45-48.

96.Черникин В.И. Гидротранспорт нефтепродуктов по трубам: Тр. / МНИ им. И.М. Губкина. - 1949.-Вып.№9.

97.Mishra P. Transition From Laminar to Turbulent Flow of Pirely Viscous Non -Newtonian Fluids in Tubes.//Chem. Eng. Science. -1971.-v.26.

98.Устройство защиты промысловых нефтепроводов от внутренней коррозии//Патент РФ 2339868, авт. Подъяпольский А.И., Эпштейн А.Р., Худяков Д.С. и др. Заявл.10.07.2006г. Опукл. 27.01.2008.

99. Кузнецов М.Ф., Новоселов В.Ф. и др. Противокоррозионная защита трубопроводов и резервуаров. М.: Недра. - 1992. - 280с.

100. Хуршудов А.Г., Сабиневская И.М. Расчет технологических режимов, обеспечивающих противокоррозионную защиту нефтепроводов ВНИИОЭНГ. - Э.И.сер. «Борьба с коррозией и защита окружающей среды». - 1987. - №6. - С.14.

Патент РФ №2125679. Способ защиты трубопроводов от коррозии/Бушковский А.Л., Прасс Л.В., Гаврилюк О.В. Заявл.25.09.96. 0публ.27.01.99.

101. Патент РФ №1819295. Способ защиты днищ резервуаров от коррозии /Валеев М.Д., Манаев Ф.Г., Новоселов В.Ф. и др. Заявл.19.11.90г. Опубл.28.1193г. БИ №20.

102. А.с. СССР №1725955. Сепарационная установка/ Валеев М.Д., Хаматуллин Р.Р. Заявл.25.12.89г. 0публ.15.04.92г. БИ №14.

103. А.с. СССР №1500337. Сепарационная установка/ Карамышев В.Г., Валеев М.Д., Ахмадишин Р.З. и др. Заявл.17.11.87г. 0публ.15.08.89г. БИ №30.

104. Патент РФ № 108102 U1 на полезную модель.Устройство для последовательного отбора нефти и воды из скважины, оборудованной электроцентробежным насосом. 3аявл.14.03.2011. 0публ.10.09.2011. Бюл.№ 25.

105. Давлетшин З.Ш., Валеев А.Ш., Зайнашев Р.А. Практика применения технологии последовательной откачки нефти и воды в ПО «Башнефть»//Сб.тр.Башнипинефть. Технология строительства и эксплуатации скважин в осложненных условиях. - Вып.84. - 1991. - С.8-12.

106. Валеев М.Д., Давлетшин З.Ш., Зайнашев Р.А. Последовательная откачка нефти и воды из скважин и отстойных аппаратов.// Нефтяное хозяйство.- № 1.- 1992.-с. 39-41.

107. Ибрагимов Н.Г., Хафизов А.Р., Шайдаков В.В., Хайдаров Ф.Р. и др. /Осложнения в нефтедобыче. - Уфа: ООО «Изд-во научно-техн. литературы «Монография». - 2003. - 302с.

108. А.с. СССР №1725955. Сепарационная установка/ Валеев М.Д., Хаматуллин Р.Р. Заявл.25.12.89г. Опубл.15.04.92г. БИ №14.

109. А.с. СССР №1500337. Сепарационная установка/ Карамышев В.Г., Валеев М.Д., Ахмадишин Р.З. и др. Заявл.17.11.87г. Опубл.15.08.89г. БИ №30.

110. Ибрагимов Н.Г. Повышение эффективности добычи нефти на месторождениях Татарстана/М-ва: Недра - 2005. - 317с.

111. Пирвердян А.М. Гидромеханика глубиннонасосной эксплуатации/М-ва.Изд-во: «Недра». - 1965. - 191с.

112. Байков Н.М., Колесников Б.В., Челпанов Г.И. Сбор, транспорт и подготовка нефти. - М.: Недра, 1975 - 317с.

113. Муравленко С.В., Артемьев В.Н., Хисамутдинов Н.И. и др. Разработка нефтяных месторождений: Издание в 4 т./Под ред. Н.И. Хисамутдинова и Г.З. Ибрагимова. - М: ВНИИОЭНГ, 1994. - Т. № 3. Сбор и подготовка промысловой продукции.

114. Обезвоживание нефти в промысловых условиях без нагревания эмульсии /Б.Г. Валяев, В.В.Трофимов //Тр./Гипровостокнефть.-1971.-Вып. 13. - С.67-77.