Разработка технических средств и химреагентов для регулирования работы газлифтных скважин в осложненных термодинамических условиях тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Нгуен Хыу Нян

• Нгуен Хыу Нян
• кандидат технических наук
• 2009

Оглавление диссертации кандидат технических наук Нгуен Хыу Нян

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГАЗЛИФТНОГО 11 СПОСОБА ЭКСПЛУАТАЦИИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ВЬЕТНАМА

1.1 Анализ процессов добычи нефти газлифтом на морских 11 месторождениях Вьетнама

2.2 Анализ применяемых методов повышения эффективности 29 эксплуатации газлифтных скважин для условий месторождений СП «Вьетсовпетро»

Выводы

2 АНАЛИЗ ФАКТОРОВ, ВЛИЯЮЩИХ НА УДЕЛЬНЫЙ РАСХОД 39 ГАЗА И МЕТОДЫ ЕГО УМЕНЬШЕНИЯ

2.1 Анализ режимов работы газлифтного фонда скважин

2.2 Анализ факторов, влияющих на эффективность работы газлифтных 43 скважин

2.3 Проблема образования АСПО в газлифтных скважинах

2.4 Анализ эффективности применяемых методов для повышения 55 эффективности работы газлифтных скважин в условиях морских месторождений

2.5 Новый подход к улучшению работы газлифтных скважин 67 месторождений СП «Вьетсовпетро»

Выводы

3 МЕТОДИКА ВЫБОРА ОПТИМАЛЬНОЙ КОНСТРУКЦИИ 73 ГЛУБИННЫХ ШТУЦЕРНЫХ ДИСПЕРГАТОРОВ

3.1 Факторы, влияющие на эффективность применения диспергаторов

3.2 Методика проведения исследования выбора оптимальной 73 конструкции глубинных штуцерных диспергаторов

3.2.1 Методика проведения исследований

3.2.2 Выбор модели исследования

3.2.3 Полный факторный эксперимент

3.3 Последовательность исследования

3.4 Обработка результатов исследований

3.5 Методика выбора оптимальной конструкции штуцерного 85 диспергатора

4 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ХИМРЕАГЕНТОВ НА РАБОТУ 90 ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН И ПРОЦЕСС ПЕНООБРАЗОВАНИЯ НЕФТЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР

4.1 Исследование проверки влияния ПАВ на выделение газа из 90 газожидкостной смеси

4.2 Исследование влияния ПАВ на скорость всплывания пузырьков газа 92 нефти месторождения Белый Тигр

4.3 Влияние химреагентов на процесс образования грубодисперсных 96 газовых эмульсий при газлифтном способе добычи продукции скважин

4.4 Применение пены для повышения эффективности работы 99 газлифтных скважин

4.5 Исследование пенообразующей способности ПАВ и комплексных 103 химреагентов

Выводы

5- ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ КОМПЛЕК- 108 СНЫХ ХИМРЕАГЕНТОВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН И РЕЗУЛЬТАТЫ ИХ ВНЕДРЕНИЯ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ БЕЛЫЙ ТИГР

5.1 Комплексные химреагенты для улучшения работы газлифтных

5.1.1 Требования к комплексным химреагентам, улучшающим работу 108 газлифтных скважин

5.2 Исследование образования грубодисперсных газовых эмульсий ПАВ

Выводы скважин

5.1.2 Вещества, используемые в ходе эксперимента.

5.3 Исследование влияния ингибиторов АСПО на эффективность 117 пенообразования ПАВ

5.4 Исследование влияния комплексных химреагентов на реологические 121 свойства нефти

5.5 Результаты лабораторных исследований способности комплексных 124 химреагентов к ингибированию АСПО

5.6 Результаты испытаний комплексных химреагентов на газлифтных скважинах месторождения Белый Тигр

5.6.1 Выбор газлифтных скважин для испытания химреагентов

5.6.2 Подготовительные работы для испытания химреагентов

5.6.3 Результаты промыслового испытания 128 Выводы 136 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ 137 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

АСПВ - асфальтосмоло-парафиновое вещество

АСПО — асфапьто-смоло-парафиновое отложение

БК - блок-кондуктор

ВД - высокое давление

ВСО - внутрискважинное оборудование

ГЖС — газожидкостная смесь

ГДГЭ — грубодисперсные газовые эмульсии

ГИС — гидродинамическое исследование скважины

КХ — комплексные химреагенты

КПД — коэффициент полезного действия

НКТ — насосно-компрессорная труба

МБТ — месторождение Белый Тигр

МРП — межремонтный период

ОПЗ - обработка призабойной зоны

МСП - морские стационарные платформы

ПАВ - поверхностно-активные вещества

СП - совместное предприятие

СПБУ — самоподъемная буровая установка

СПО - спускоподъемные операции

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка технических средств и химреагентов для регулирования работы газлифтных скважин в осложненных термодинамических условиях»

В результате поисково-разведочных работ за период 1976-2008 гг. на шельфе Южного Вьетнама был открыт и введен в разработку ряд нефтяных месторождений: Белый Тигр, Дракон, Аврора, Рубин, Черный Лев, Золотой Лев и другие. Причем месторождение Белый Тигр является крупнейшим на континентальном шельфе Вьетнама. На месторождении разрабатываются три объекта: нижний миоцен, олигоцен и фундамент. Основные запасы нефти сосредоточены в трещиноватых гранитных породах фундамента, что является уникальным явлением в мировой практике добычи нефти и газа. В 2008 году СП «Вьетсовпетро» вышло на уровень добычи 174 млн.т нефти. Разработка месторождений ведется с морских стационарных платформ (МСП) и блок-кондукторов (БК). К настоящему времени построено 30 морских объектов, в том числе: 11 МСП, каждая их которых рассчитана на 16 скважин и 9 БК, включающих в себя 9 скважин. По состоянию на 01.01.2008 г. добыча фонтанным способом составляет 44%, а газлифтным - 56%.

Основные эксплуатационные объекты месторождения Белый Тигр в настоящее время находятся на стадии падающей добычи из-за снижения активной части запасов, обводнения и выбытия скважин. Обводненность составляет 39%, пластовое давление снизилось до 50 - 60% начального пластового давления. Снижение пластового давления и появление воды в продукции скважины привело к прекращению фонтанирования, что сопровождается увеличением простоя, снижением коэффициента охвата и темпа отбора нефти. Для увеличения добычи нефти необходимо применение рациональных систем разработки, широкое внедрение современных методов увеличения нефтеотдачи пластов, применение прогрессивных технологических процессов и различных способов эксплуатации нефтяных скважин.

Эксплуатация газлифтных скважин сопровождается рядом осложнений. В процессе добычи нефти происходит существенное изменение термодинамических параметров добываемой жидкости, это особенно характерно для нефтей месторождения Белый Тигр, на котором перепад температур составляет 100°С, а перепад давления превышает 30 МПа. Опыт разработки месторождений показывает, что, по мере роста обводненности более 20%, технико-экономические показатели газлифтного способа эксплуатации ухудшаются. Около 60% газлифтных скважин характеризуются высокой обводненностью, низкими температурами, на устье; образованием асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) на стенках насосно-компрессорных трубах (НКТ) и высокими удельными расходами газа. Режим работы среднестатистической газлифтной скважины по состоянию 2008 г. л характеризуется следующими показателями: дебит по жидкости - 54 м /сут, по о нефти - 28 т/сут; обводненность - 40%, удельный расход газа - 340 м /т. Одним из факторов, ухудшающих эффективность работы газлифтных скважин, является интенсивность образования высоковязкой устойчивой эмульсии и выпадения АСПО при увеличении обводненности скважинной продукции. При определенных условиях интенсивность образования эмульсии и АСПО усиливается и приводит к потерям нефти или даже к прекращению добычи, увеличению затрат энергии на добычу нефти. При эксплуатации месторождений в условиях СП «Вьетсовпетро» повышение эффективности работы газлифтных скважин является актуальной задачей. Этому направлению посвящены многочисленные работы российских и зарубежных авторов, в том числе: И.М. Муравьева, А.П. Крылова, Н.Н. Репина, Ю.В. Зайцева, Р.А. Максутова, О.В. Чубанова, А.Д. Кузьмичева, В.А. Сахарова, И.Т Мищенко, М. Ф. Каримова, Ю.В. Зейгмана, Е.И. Ишемгужина, М.М. Кабирова, Ю.Г. Валишина, Б.Ю. Бахишева, Э.П. Мокрищева, М.К. Рогачева, В.А. Попова,- А.Н. Иванова, J. F. Lea, Д.Т. Фунг, Ш.Ф. Чан, В.Д. Нгуен, Т.Х. Нгуен, Б.Т. Ле, В.К. Нгуен и многих других. Выполнен обзор современных методов и технологий увеличения эффективности работы газлифтных скважин.

Целью диссертационной работы является разработка технических средств г и химреагентов для регулирования работы газлифтных скважин в осложненных термодинамических условиях месторождений Вьетнама: образование высоковязкой устойчивой* эмульсии; и выпадение' АСПО. Критериями эффективности являются* увеличение добычи нефти: и минимизация затрат энергии на подъем жидкости.

Постановка задач исследования и методы их решения

Для достижения* поставленной*цели. были поставлены следующие задачи:

1. Анализ факторов; влияющих на удельный; расход- газа, и эффективность применения' методов для повышения КПД газлифтных скважин в условиях месторождений Вьетнама.

2. Разработки рекомендаций подбора оптимальных конструкций диспергаторов для применения в газлифтных скважинах.

3. Экспериментальные исследования пенообразующей способности нефти в смеси с ПАВ и ингибиторами АСПО.

4. Разработкам и выбор новых композиций химреагентов: для повышения эффективности работы газлифтных скважин месторождения БелыШТигр.

5. Проведение лабораторных и промысловых исследований: по оценке технологической эффективности применения комплексных химреагентов в газлифтных скважинах месторождения Белый Тигр.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач осуществлялось на следующих этапах. На первом этапе проводился анализ факторов, влияющих на эффективность работы газлифтных скважин. Определились возможности их применения для^повышения эффективности работы газлифтных скважин.

На втором этапе использовались данные промысловых исследований диспергаторов на месторождениях Западной! Сибири и разработаны рекомендации по подбору оптимальной конструкции диспергаторов для газлифтных скважин с использованием методов, планирования; эксперимента при поиске оптимальных условий и оптимизации многофакторных технологических процессов.

На третьем- этапе проводились, лабораторные исследования пенообразующей способности поверхностно-активных веществ (ПАВ)- и ингибиторов АСПО с нефтей месторождения Белый Тигр методом продувания воздуха.Также проводились комплексные лабораторные исследования влияния химреагентов на реологические свойства нефти. По данным полученных экспериментов проведен• анализ?эффективности комплексных химреагентов для улучшения э ксплу атации газ л ифтных скважин.

На четвертом этапе проведены промысловые исследованиям по оценке технологической эффективности комплексных химреагентов в газлифтных скважинах месторождения Белый Тигр.

Научная новизна

1. Установлены влияние обводненности продукции газлифтных скважин № концентрации нефтерастворимых химических реагентов' при температурах 40-160°С и давлениях 28-42 МПа на пенообразующую способность асфальтеносмолопарафйновых нефтей с высоким содержанием: парафина.

2. Разработаны* новые высокоэффективные, комплексные составы химических реагентов для увеличения добычи нефти и уменьшения удельного расхода 1"аза высокого давления путем регулирования работы газлифтных скважин с использованием композиций химических реагентов.

Практическая ценность

Промысловые испытания разработанной технологии на четырех газлифтных скважинах C1I «Вьетсовпетро» месторождения Белый Тигр показали высокую эффективность обработки скважин комплексньш химреагентом DMC D-6 + VX 7484: дебит скважин по жидкости увеличился на 30 м3/суг, по нефти на 20 т/сут, удельный расход газа высокого давления уменьшился на 25%.

Предложен и обоснован: комплекс нефтерастворимых химреагентов, обеспечивающих экологическую безопасность эксплуатации морских месторождений Вьетнама.

На защиту выносятся

1. Результаты лабораторных и теоретических исследований по обоснованию возможности повышения эффективности эксплуатации газлифтных скважин в осложненных термодинамических условиях путем применения комплексных химреагентов ПАВ и ингибиторов АСПО.

2. Методика по подбору оптимальных значений количества штуцеров и их диаметров в диспергаторах для снижения удельного расхода газа и повышения эффективности работы газлифтных скважин.

3. Новые высокоэффективные комплексные составы химических реагентов DMC D-6 + VX 7484 и их оптимальных концентраций для повышения эффективности эксплуатации газлифтных скважин.

4. Результаты промысловых исследований по применению комплексного химреагента DMC D 6 + VX 7484 для повышения эффективности работы газлифтных скважин МСП-7 месторождения Белый Тигр.

Апробация работы

Основные результаты работы докладывались и обсуждались на следующих научно-технических конференциях: 58-ой научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (г. Уфа, 2007 г.), 59-ой научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (г. Уфа, 2008 г.); Всероссийском смотре научных и творческих работ иностранных студентов и аспирантов (г. Томск, 2008 г.); Всероссийской научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (г. Красноярск, 2008 г.).

Основные результаты диссертации опубликованы в 14 научных работах, в том числе 10 статей, 2 из которых опубликованы в ведущих рецензируемых журналах в соответствии с требованиями Высшей аттестационной комиссии.

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и списка использованной литературы, включающего 122 наименований. Диссертация изложена на 150 страницах и включает 37 таблиц, 80 рисунков.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Нгуен Хыу Нян

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Анализом режима работы газлифтных скважин, эксплуатируемых в условиях месторождений СП «Вьетсовпетро», установлено, что газлифт, безусловно, имеет целый ряд технических, технологических и экономических преимуществ перед другими механизированными способами добычи нефти. С ростом обводненности скважинной продукции: происходит ухудшение показателей работы газлифта:

2. Анализ показал, что основными факторами, ухудшающими эффективность процесса лифтирования в СП «Вьетсовпетро», являются рост обводненности скважинной продукции и образование АСПО в НКТ.

3. По результатам; экспериментальных исследований определения вязкости водонефтяной; смеси и процесса образования АСПО установлено, что при росте обводненности до 50% и снижении температуры газожидкостного; потока до 50°С вязкость водонефтяной эмульсии увеличивается в 17 - 20 раз, образование АСПО на стенках НКТ происходит с интенсивностью 3420 г/м2/сут, и к.п.д. газлифтных скважин снижается в З раза.

4. Установлено, что в условиях месторождения Белый Тигр наиболее перспективным методом повышения эффективности работы газлифтных скважин является физико-химический (пенообразующий). При изучении подбора комплексных реагентов для улучшения работы газлифтных скважин необходимо исследование их пенообразующей способности и влияния комплексных реагентов на реологические свойства нефтей и образование АСПО.

5. Разработана методика по подбору оптимального количества штуцеров и их диаметров в диспергаторах для- снижения удельного расхода газа и повышения эффективности работы газлифтных скважин.

6. На основании лабораторных исследований предложена новая

3 -> композиция химреагентов: DMC D 6 (200 мл/м ) + VX 7484 (500 мл/м ), она ' 137 обладает самой лучшей пенообразующей способностью, уменьшает динамическое напряжение сдвига нефти на 50 - 65% и динамическую вязкость нефти на 50 - 75%, снижает скорость отложения АСПО на 55%, температуру застывания нефти на 7°С.

7. Технология внедрена в газлифтных скважинах 75, 701, 703, 707 месторождения Белый Тигр. В результате применения композиции реагентов DMC D-6 + VX-7484 достигнуто увеличение дебита по жидкости на 20 - 30

3 3 м /сут, по нефти на 15 - 20 м /сут, устьевой температуры на 2 - 3°С и уменьшение удельного расхода рабочего газа на 25 - 50%.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Нгуен Хыу Нян, 2009 год

1. Абрамзон А.А. Поверхностно-активные вещества, свойства и применение / А.А. Абрамзон — JL: Химия, 1975 248с.

2. Авакян И.А. Результаты внедрения установок периодического газлифта на месторождениях Западной Туркмении / И.А. Авакян // Нефтяное хозяйство, 1991-№6-С. 45-46.

3. Адлер Ю.П. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий /Ю.П. Адлер, Е.В. Маркова, Ю.В. Грановский-М.: Наука, 1976 278с.

4. Амиров A.M. Оптимизация режима эксплуатации периодических газлифтных скважин / A.M. Амиров, Ч.М. Ахмедов, В.Г. Мовсумов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2004 — №Ю.-С. 10-13.

5. Амиян В.А. Применение пенных систем в нефтегазодобыче / В.А. Амиян, А. В. Амиян, JL В. Казакевич.-М.: Недра, 1987 229с.

6. Ахмедов Ч.М. Оперативное управление работой непрерывно действующих газлифтных скважин / Ч.М. Ахмедов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2008 — №7 — С. 30-36.

7. Ахмедов Ч.М. Способ эксплуатации системы газлифтных скважин / Ч.М. Ахмедов // Нефтепромысловое дело, 1992 №7 — С. 4-8.

8. Ахметов И.М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин / И.М. Ахметов, Н.М. Шерстнев — М.: Недра, 1989.-320с.

9. Бабалян Г.А. Борьба с отложениями парафина / Г.А. Бабалян.- М.: Недра, 1965 .-295с.

10. Ю.Бахадори А. Оптимизация системы газлифта при помощи нового подхода / А. Бахадори // Нефтегазовые технологии, 2007 — №3 — С. 20-24.

11. П.Долгов С.В. Совершенствование и внедрение технических и технологических решений в области добычи нефти и закачки воды для условий месторождений СП «Вьетсовпетро» / С.В. Долгов, М.Ф. Каримов, Н.В. Кань.— ВунгТау, 1997.-187с.

12. Бахишев В.Ю. Совершенствование техники и интенсификация нефтедобычи / В.Ю: Бахишев, А.Н. Иванов, В. К. Нгуен Вунг Тау, 2005 — 193с.

13. Бойко В.И. Исследование теплогидравлических процессов при движении многофазных высокопарафинистых нефтей по подводным трубопроводам месторождений СП «Вьетсовпетро» / В.И.Бойко, В.П. Выговской, С.Ш. Тонг- Вунг Тау, 1999 118с.

14. Бойко В.И. Разработка технологических решений по совершенствованию системы сбора, подготовки, транспорта и сохранения нефти на месторождениях СП «Вьетсовпетро» / В.И. Бойко, В:П. Выговский, С.Ш. Тонг.- Вунг Тау, 1999.- 73с.

15. Бойко В.И. Совершенствование и внедрение технических и технологических решений в области добычи нефти и закачки воды для условий месторождений СП «Вьетсовпетро» / В.И Байко, Э.П. Моррищев, М.Ф. Каримов, В. К. Нгуен-Вунг Тау, 2000 149с.

16. Бойко В.И. Совершенствование техники и технологии добычи нефти, методов интенсификации и закачки воды на месторождениях СП «Вьетсовпетро» / В.И. Бойко, Э.П. Мокрищев, М.Ф. Каримов, В.К. Нгуен — Вунг Тау, 2001.-193с.

17. Борисов С.И. Механизм действия ПАВ как деэмульгаторов нефтяных эмульсий / С.И. Борисов, М.В. Катеев, Е.С. Калинин // Нефтяное хозяйство, 2004.-№4.-С. 74-76.

18. Бураков, В.А. Соколов // Нефтегазовое дело, 2004.-№4 С. 91-102.

19. Бутима X. Оптимизация управления группой газлифтных скважин к алжирскому месторождению Хасси-Мессауд: дисс. канд. техн. наук: 05.13.07: защищена 15.09.1995 / Бутима Халима.-М., 1995- 140с.-04960002072.

20. Быков И.Д. Пенообразующие составы для повышения эффективности эксплуатации скважин / И.Д. Быков, Ф.П. Тухбатуллин, Ф.А. Сахипов // Газовая промышленность, 1997-№6-С. 38-39.

21. Галлямов М.Н. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений / М.Н Галлямов, Р.Ш. Рахимкулов —М.: Недра, 1978 278с.

22. Гамзаев Х.М. К моделированию газлифта / Х.М. Гамзаев, С.И. Юсифов // Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1998 —№4 — С. 32-33.

23. Гараева Н.С. Исследование эмульсионных и реологических свойств нефти Иреляхского месторождения / Н.С. Гараева, Р.Н: Дияшев // Транспорт и подготовка нефти, 2001—№5.- С. 80-81.

24. Гафаров Н.А. Датчик газосодержания для системы управления скважиной при периодическом газлифте / Н.А. Гафаров // Нефтяное хозяйство, 1999.-№9.-С. 50-51.

25. Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика / В.Е. Гмурман.-М.: Выше, школа, 1977-479с.

26. Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика / В.Е. Гмурман —М.: Выше, школа, 1977 —479с.

27. Горский В.Г. Планирование промысловых экспериментов / В.Г. Горский, Ю.П. Адлер-М.: Металлургия, 1974.-264с.

28. Грановский Ю.В. Основы планирования экстремального эксперимента для оптимизации многофакторных технологических процессов / Ю.В. Грановский— М.: Изд-во Московский ордена Трудового Красного Знамени институт народного хозяйства, 1975— 73с.

29. Девликамов В.В. Аномальные нефти / В.В. Девликамов, З.А. Хабибульлин, М.М. Кабиров.-М.: Недра, 1975—268с.

30. Девликамов В.В. Борьба с гидратами при эксплуатации газлифтных скважин / В.В. Девликамов, М.М. Кабиров, А.Р. Фазлутдинов — Уфа: Изд-во УНИ, 1984.- 82с.

31. Демидович Б.П. Численные метода анализа / Б.П. Демидович- М.: Наука, 1967-367с.

32. Диянов И.Н. Применение катионных ПАВ в составах для интенсификации добычи нефти / И.Н. Диянов, Н.Ю. Башкирцева // Химия и химическая технология, 2007 Т.50- С. 43-45.

33. Дубров Ю.В. Применение газлифтного способа для эксплуатации низкодебитных нефтегазоконденсатных скважин / Ю.В. Дубров // Нефтяное хозяйство, 2007.- №2.- С. 114-116.

34. Ибрагимов Г.З. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти / Г.З. Ибрагимов, Н.И. Хисамутдинов — М.: Недра, 1989.-312с.

35. Иванов А.Н. Анализ, Разработка новых технологий по повышению техники и технологии добычи нефти и интенсификации нефтедобычи / А.Н. Иванов, В.А. Васильев, В.К. Нгуен, Кузьмичев А.Д.- Вунг Тау, 2007.— 203с.

36. Иванов В.А Пенообразующий состав комплексного действия / В.А. Иванов, К.К. Гаплямов // Нефтяное хозяйство, 1995—№4 — С. 39-41.

37. Изюмченко Д.В. Осложнения при разработке сложно построенных низкопроницаемых коллекторов газоконденсатных месторождений / Д.В. Изюмченко, B.C. Семенякин, JI.A. Сиговатов // Наука и техника в газовой промышёленности, 2007 — №2 — С. 72-78.

38. Кабиров М.М. Возможные пути улучшения работы обводненных газлифтных скважин / М.М. Кабиров, Х.Н. Нгуен, Г.С. Ли, С. Каддури Абд // Нефтегазовое дело 22.05.2007 — http://www.ogbus.ru.

39. Кабиров М.М. Диспергаторы для повышения эффективности работы газлифтных подъемников / М.М. Кабиров, Х.Н. Нгуен, Г.С. Ли, С. Каддури Абд // Нефтегазовое дело.- 08.05.2007.- http://www.ogbus.ru.

40. Канн К.Б. Капиллярная гидродинамика пен / К.Б. Канн-Новосибирск.:—Наука, 1989 — 167с.

41. Красильщиков В. М. Сильфонный клапан для газлифтной добычи, нефти и газа / В.М. Красильщиков // Химическое и нефтегазовое машиностроение, 1999-№10 — С. 27.

42. Кругляков П.М. Пена и пенные пленки / П.М. Кругляков, Ексерова — М.: Химия, 1990.- 432с.

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

44. Кузьмичев А.Д. Развитие технологии периодического газлифта в СП «Вьетсовпетро» / А.Д. Кузьмичев, А.Н. Иванов, В.К. Нгуен // Нефтяное хозяйство.- 2008 №4 - С. 74-77.

45. Ланчаков Г.А. Опыт эксплуатации нефтяных оторочек Уренгойского месторождения / Г.А. Ланчаков, B.C. Сорокин // Газовая промышленность, 2007.-№4.-С. 31-33.

46. Левич В.Г. Физико-химическая гидродинамика / В.Г. Левич.— М.:Физ-матгиз, 1959 549с.

47. Ли: Д.Ф. Инновационные разработки в механизированной добыче / Д.Ф. Ли, Г.У. Уинклер, Р.Э. Снайдер // Нефтегазовые технологии, 2003 №5.- G. 20-26.

48. Ли Д.Ф. Новые разработки в области механизированной добычи / Д.Ф. Ли // Нефтегазовые технологии, 2008 №9 - С. 12-24.

49. Ли Д.Ф. Оборудование для механизированной- добычи / Д.Ф. Ли // Нефтегазовые технологии, 1999:—№5- С. 34-45.

50. Ли Д.Ф. Последние разработки в механизированной добыче / Д.Ф. Ли, Г.У. Уинклер // Нефтегазовые технологии, 2002 №4 — С. 36-42.

51. Ьеа J.F. Что нового в* механизированной добыче / J.F. Lea; H.W. Winkler, R.E. Snyder // Нефтегазовые технологии, 2007 №8 - С. 30-37.

52. Максимов В.П. Состояние и перспектива газлифтного способа эксплуатации скважин в Западной Сибири,/ В.П. Максимов — Сургут, 1998 — 25с.

53. Миронов В.Н. Некоторые вопросы эксплуатации газлифтных-компрессорных-станций'с центробежными компрессорами / В.Н. Миронов // Химическое инефтегазовое машиностроение, 1998— №9-10.— С. 30-34.

54. Мокрищев ЭЛ. Исследование эффективности- применения ПАВ при газлифтной эксплуатации скважин на месторождении «Узень» / Э.П. Мокрищев, Бурштейн М.А., Корчагин Ю.С.- М., 1976 24с.

55. Муравьев И:М. Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах / И.М. Муравьёв, Н.Н. Репин М.: Недра, 1972.— 230с.

56. Мягченков* В*.А. Влияние ПАВ на эффективность применения ионогенных сополимеров^ акриламида для снижения гидравлического сопротивления трубленных потоков / В.А. Мягченков, С.В. Чичканов, С.В Крупин // Нефтяное хозяйство, 2003 — №11 — С. 82-84.

57. Насибов С.М. Диагностирование состояния режимов работы газлифтных скважин на основе частотного, анализа / С.М. Насибов // Азербайджанское нефтяное хозяйство, 2004 — №12 — С. 18-24.

58. Нгуен Т.Х. Инструкция по технологии периодического газлифта для низкодебитных скважин, месторождения Белый Тигр / Т.Х. Нгуен.— Вунг Тау, 2007.- 39с.

59. Нгуен Т.Х. Подбор ВСО для эксплуатации фонтанных, газлифтных и нагнетательных скважин / Т.Х. Нгуен.— Вунг Тау, 2006 — 43с.

60. Нгуен Х.Н. Мероприятия' по оптимизации режима работы газлифтных скважин по результатам исследования / Х.Н. Нгуен, B.JI. Тю // Материалы 59-й-науч.-техн. конф. студ., асп. и мол. учен-Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008 —Кн. 1- С. 218-2191

61. Нгуен Х.Н1 Метод выбора оптимальной* конструкции глубинных штуцерных диспергаторов / Х.Н'. Нгуен, Кабиров М.М. // Нефть, газ и бизнес.-М.: РГУ нефти.и газа им. И.М. Губкина, 2008.- №10.- С. 61-65.

62. Нгуен Х.Н. Эффективность применения газлифтного способа эксплуатации скважин на морских месторождениях Вьетнама / Х.Н Нгуен, М.М. Кабиров // Нефтегазовое дело, 2007 — Т.5, №1.- С. 248.

63. Нгуен Х.Н. Эффективность химических методов обработки газожидкостных смесей пенообразующим реагентомш газлифтных скважинах / Х.Н. Нгуен, М.М. Кабиров. // Нефтегазовое дело Уфа: УГНТУ, 2008.- Т.6, №1 — С. 79-84.

64. Пантелеева А.Р. Применение реагента Реапон-ИК для внутритрубной деэмульсации и подготовки товарной нефти / А.Р. Пантелеева, В.Г. Лодочников, К.А. Попов // Транспорт и подготовка нефти, 2005 №3- С. 93-95.

65. Поладов А.Р. Промысловые результаты применения метода многоточечного ввода газа в лифт / А.Р. Поладов, Н.М. Сафаров, М.Н. Дадашов

66. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1999 — №1— С. 21-23.

67. Попов В.А. Изыскание методов повышения к.п.д. газлифтных скважин / В.А. Попов, И.М. Федоров // Вопросы интенсификации добычи и подготовки нефти в Западной Сибири: сб. науч.тр / Тюмень Выш. Об. С. 3-7.

68. Репин Н.Н. Технология механизированной добычи нефти / Н.Н Репин, В.В. Девликамов, О.М. Юсупов, А.И. Дьячук.-М.: Недра, 1976 320с.

69. Рогачев М.К. Борьба с осложнениями при добыче нефти / М.К. Рогачев.-М.: Недра, 2006 295с.

70. Рой Ф. Механизированная добыча для увеличения дебитов / Ф. Рой, О. Л. Харисон // Ойлфилд Ревью Техас,-1999.- № 2. - С. 2-20.

71. Руководство по применению ВРК ПАВ для повышения эффективности технологических операций, РД 39- 0147035- 216-87.

72. Сахабутдинов Р.З. Особенности формирования и разрушения водонефтяных эмульсий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / Р.З. Сахабутдинов М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005,- 324с.

73. Сахаров В.А. Анализ методик расчета промысловых газожидкостных подъемников и условия разработки универсальной методики / В.А. Сахаров, А.В. Воловодов // Нефтепромысловое дело, 1994,- №3-4.- С. 2-11.

74. Сахаров В.А. Возможности использования эжекторов при газлифте на месторождениях, разрабатываемых с применением заводнения / В.А. Сахаров, Б.А. Акопян // Нефтепромысловое дело, 1996.- №3-4 — С. 16-22.

75. Сахаров В.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в вертикальных трубах и промысловых подъемниках / В.А. Сахаров, М.А. Мохов.- М.: Нефть и газ, 2004.-398с.

76. Свиридов B.C. Стабилизация фонтанирования обводненных скважин с применением пенообразующих систем / B.C. Свиридов- М.: Химия, 1986.— 242с.

77. Сорокин А.В. Применение пенных систем для повышения нефтеотдачи в неоднородных пластах / А.В. Сорокин, А.В. Берлин // Нефтяное хозяйство, 2006.- №11.- С. 82-84.

78. Тагиров К.М. Вскрытие продуктивных отложений с использованием пенных систем / К.М. Тагиров, O.K. Тагиров, Ю.К. Димитриади // Нефтяное хозяйство, 2005.- №10 - С. 32-34.

79. Тагиров К.М. Пенные системы с наполнителем для глушения скважин / К.М. Тагиров, Р.А. Гасумов, А.А. Перейма // Газовая промышленность, 1999 — №8.-С. 50-51.

80. Тихомиров В.К. Пены: Теория и практика их получения и разрушения / В.К. Тихомиров М.: Химия, 1975 - 264с.

81. Томпсон М.Д. Борьба с коррозией под воздействием диоксида углерода в газлифтных скважинах / М.Д. Томпсон // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1992-№9- С.16-18.

82. Тронов В.П. Научно-технический прогресс в области подготовки нефти на месторождениях Татарстана / В.П. Тронов, А.И Ширеев, И.Х. Исмагилов // Транспорт и подготовка нефти, 1994 №5.— С. 60-63.

83. Фабричная A.JI. Влияние ПАВ на реологические- свойства высокопарафинистных нефтей / A.JI. Фабричная, А.А. Абрамзон, Ю.В. Шамрай // Нефтегазовое дело, 1995 №2-3.- С. 20-23.

84. Фунг Д.Т. Инструкция по проведению исследований скважин методом эхолотирования в условиях СП «Вьетсовпетро» / Д.Т. Фунг, В.И. Байко, А.Н. Сафонов, Э.П. Мокрищев Вунг Тау, 2000 - 27с.

85. Фунг Д.Т. Методика холодного стержня на приборе «Coaxial Wax Deposition Apparatus» СП «Вьетсовпетро» / Д.Т. Фунг Вунг Тау, 1999 - 47с.

86. Фунг Д.Т. Методическое руководство по исследованию реологических свойств высокопарафинистых нефтей, СП «Вьетсовпетро» / Д.Т. Фунг — Вунг Тау, 1998.-5 8с.

87. Фунг Д.Т. Обоснование выбора механизированного способа добычи нефти в условиях месторождения Белый Тигр / Д.Т. Фунг, Б.Т. Ле// Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1999 — №6 — С. 20-26.

88. Ха В.Д. Анализ текущего состояния разработки месторождения Белый Тигр и Дракон / В.Д. Ха, В.У. Нгуен, В.К. Артюхович, А.Н. Иванов — Вунг Тау,2006.- 173с.

89. Херман Р.П. Применение газлифта при глубоководном бурении с использованием двухплотностной системы бурового раствора / Р.П. Херман, Д.Р. Смит, А.Т. Бургуан // Нефтегазовые технологии, 2002 №3.- С. 92-97.

90. Хоанг В.К. Основы газлифта для нефтяных месторождений СП «Вьетсовпетро» / В.К. Хоанг, В.К. Нгуен.— Вунг Тау, 2007 — 332с.

91. Чубанов О.В. Перспективы развития техники и технологии добычи нефти на месторождениях СП «Вьетсовпетро» / О.В. Чубанов, Э.П. Мокрищев, М.Ф. Каримов, Л.В. Туан // Нефтяное хозяйство, 1996 №8 - С. 73-76.

92. Чубанов О.В. Повышение эффективности разработки месторождения Белый Тигр в результате применения компрессорного газлифта / О.В. Чубанов, B.C. Горшенев, В.В. Канарский, Э.П. Мокрищев, А.Д. Кузьмичев // Нефтяное хозяйство, 2003 №5 - С. 88-89.

93. Чубанов Ю.В. Промысловые испытания физико-химического метода повышения эффективности работы газлифтного подъемника / Ю.В. Чубанов, B.C. Горшенев, М.Ф Каримов, Т.Х. Нгуен, Э.П. Мокрищев // Нефтяное хозяйство, 2002 №7 - С. 117-119.

94. Шарифов М.З. Выявление взаимодействующих скважин газлифтного комплекса / М.З. Шарифов // Нефтяное хозяйство, 1993- №9- С. 21-23.

95. Шепелев И.И. Повышение эффективности процесса разрушения нефтяных и водно-маслянных эмульсий / И.И. Шепелев, В.П. Твердохлебов // Нефтепереработка и нефтехимия, 2001.- №8 — С. 14-17.

96. Шерстнев Н.М. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин / Н. М. Шерстнев, Л.М. Гурвич.— М.: Недра, 1988 184с.

97. Шигапова Р.Б. Влияние конструкции шлубинных насосов на состояние эмульсии, поступающей от забоя скважины на устье / Р.Б. Шигапова, В.П. Тронов // Нефтяное хозяйство, 2008 №9.- С. 100-101.

98. Ширин А.А. Изучение возможности снижения пускового давления газлифтных скважин / А.А. Ширин, С.А. Ярмамедов // Азербайджанское нефтяное хозяйство, 2002 — №6 — С. 19-21.

99. Ширин-Заде, А.А. Эксплуатация газлифтных скважин / А.А. Ширин-Заде, С.А. Ярмамедов // Азербайджанское нефтяное хозяйство, 2005— №8.-С. 33-35.

100. Ширяева Р.Н. Реологические исследования высоковязкой нефти в присутствии ПАВ и высокочастного электомагнитного поля / Р.Н. Ширяева, Ф.Д. Кудашева, Р.Н. Гимаев // Нефтяное хозяйство, 2007- №8 С. 124-125.

101. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти / В.И. Щуров-М.: Альянс, 2005 -510с.

102. ASTM D892-97 " Standard Test Method for Foaming Characteristics of Lubricating Oils".-ASTM D892-97, 1997.- 12c.

103. ASTM D'97-87 «Стандартный метод определения температуры застывания нефтепродуктов».- ASTM D892-97, 1997 12с.

104. Brown К.Е. Gas lift theory and' Practice / K.E. Brown. -Tulsa, Oklahoma: The University of Tulsa, 1996- 320p.113: George V. Surface operations in petroleum production / V. George, M. Beeson // American Elsevier Publishing Company Inc.—NY, 1969.— 32p.

105. Brown K.E. Gas lift theory and Practice / K.E. Brown. -Tulsa, Oklahoma: The University of Tulsa, 1996 320p.

106. Lekic O.G. System Approach Optimizes Gas Lift / O.G. Lekic, G.W. Watt // The American Oil & Gas Reporter, 1998.- №6.- P. 12-15.

107. Nguyen H.N. Improvement the work of gaslift wells by nipple dispersion in condition of increasing the water cut / H.N Nguyen, M.M Kabirov, T.D. Nguyen // PetroVietNam Journal.- HaNoi, 2008 №11- P. 41-46.

108. Schmidt Z. New Gaslift Valve Design Stabilizes Injection Rates / Z. Schmidt, G. Tuckness // SPE, 1997.- № 36597.- P. 35-41.r

109. Karimov M.F. Lap luan cu khoa hoc ve kha nang dieu chinh che do dongл rchay nhieu pha nham tang hieu qua lam viec cua can ong khai thac dau tai Mo Bach

110. Нб / M.F. Karimov, S.P. Trin, U.P. Masliaxev, V.C. Nguyen, B.T. Le, D.T. Phung // Tap Chi Dau Khi № 3, 1994.- C. 31-35.

111. Phung D.T. Increase of artificial lift efficiency at the production wells by adding surfactants to flow / D.T. Phung, S.P. Tran, M.Ph. Karimov, N.V. Canh, A.G. Latupov, Ilragimov0020 // Canadian International Conference, June 12, 2001.