Совершенствование глубиннонасосной добычи высокообводненной нефти из наклонных скважин с малым дебитом тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.15.06, кандидат технических наук Габдрахманов, Нурфаяз Хабибрахманович

• Габдрахманов, Нурфаяз Хабибрахманович
• кандидат технических наук
• 1998

Оглавление диссертации кандидат технических наук Габдрахманов, Нурфаяз Хабибрахманович

СОДЕРЖАНИЕ

Стр.

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИЗ РАБОТЫ ГЛУБИННОНАСОСНОГО ФОНДА СКВАЖИН НГДУ «ТУЙМАЗАНЕФТЬ» В ПОЗДНИЙ ПЕРИОД РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1. Геологическое строение и современное состояние разработки Туймазинского нефтяного месторождения

1.2. Межремонтный период работы скважин и структура основных видов подземных ремонтов

2. ИССЛЕДОВАНИЕ ОСНОВНЫХ ФАКТОРОВ, ВЛИЯЮЩИХ НА ОТКАЗЫ НАСОСОВ В ИСКРИВЛЕННЫХ СКВАЖИНАХ С ВЫСОКОЙ ОБВОДНЕННОСТЬЮ

2.1. Регрессионный анализ и исследование влияния технологических факторов на межремонтный период и коэффициент подачи насосов

2.2. Трение и износ плунжерной пары УСШН при высокой обводненности откачиваемой продукции

2.3. Влияние механических примесей на работу трущейся пары плунжер-цилиндр в условиях высокой обводненности

3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ДВИЖЕНИЯ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТИ В ЗАЗОРЕ ПЛУНЖЕРНОЙ ПАРЫ

3.1. Описание экспериментальной установки

3.2. Методика проведения экспериментов

3.3. Анализ результатов исследований

4. РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ И ТЕХНОЛОГИЙ ОБЕСПЕЧЕНИЯ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ В ИСКРИВЛЕННЫХ СКВАЖИНАХ С ВЫСОКОЙ ОБВОДНЕННОСТЬЮ И НИЗКИМ ДЕБИТОМ

4.1. Устройство для предупреждения попадания механических

примесей в насос при спуско-подъемных операциях

4.2. Способ предотвращения остаточных деформаций в корпусе СШН в искривленной скважине

4.3 Использование антифрикционных присадок к откачиваемой жидкости на приеме насосов

4.4 Методика повышения эффективности эксплуатации ма-лодебитных скважин с периодической откачкой нефти

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

103

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование глубиннонасосной добычи высокообводненной нефти из наклонных скважин с малым дебитом»

Введение

Вступление ряда крупнейших нефтяных месторождений России в позднюю стадию разработки с использованием системы поддержания пластового давления закачкой воды неизбежно привело к необходимости отбирать жидкость из скважин с предельно малым (до 1...2 %) содержанием нефти /25, 32, 45, 52, 53/.

К числу таких относится Туймазинское нефтяное месторождение, на котором обводненность извлекаемой жидкости из отложений девона и нижнего карбона на современном этапе составила 92 %. Около 40 % насосного фонда при этом эксплуатируется в интервале обводненности 80.. .100% /13/.

Дефицит смазывающего вещества в насосе и колонне НКТ приводит к повышенному износу трущихся пар и необходимости частой смены н&сосов /34/.

Истощение пластовой энергии на поздней стадии разработки месторождения и высокая степень выработки запасов нефти являются причиной массового перевода добывающих скважин в категорию «малодебитных» с дебитом менее 3...5 м3/сут /16,49, 60, 67, 75, 76, 92/.

Эксплуатация малодебитного фонда при высокой обводненности жидкости отличается низкими значениями межремонтного периода и высокой себестоимостью нефти. Последнее связано со значительными удельными затратами на эксплуатацию наземного оборудования при малых отборах нефти из скважин /3, 5, 6, 21, 22, 37, 63, 66, 89/.

К числу факторов, существенно осложняющих эксплуатацию относится кривизна стволов скважин. Совокупное влияние факторов дефицита смазывающей жидкости, ее расхода и искривления корпуса насоса в зоне защемления приводит к снижению рентабельности добычи из-за частых отказов оборудования /17, 30, 47, 88/.

Целью настоящей работы является создание и совершенствование технологий глубиннонасосной эксплуатации на поздней стадии разработки

месторождений на базе изучения работы насосов в условиях дефицита углеводородной фазы в жидкости и искривления ствола скважины. К основным задачам исследования были отнесены:

1. Изучение структуры и видов отказов и причин подземного ремонта скважины на заключительной стадии разработки нефтяного месторождения.

2. Анализ межремонтного периода работы скважин в зависимости от геолого-технических параметров эксплуатации, искривления ствола и физических свойств пластовой жидкости.

3. Лабораторные исследования работы штангового насоса в условиях высокой обводненности, искривления корпуса и наличия мехприме-сей в откачиваемой жидкости.

4. Разработка технологий снижения износа плунжерной пары и Предупреждения остаточных деформаций корпуса насосов в искривленных скважинах, а также предотвращения попадания механических примесей в зазор «плунжер-цилиндр».

5. Разработка методов увеличения межремонтного периода работы периодически работающих скважин.

1. АНАЛИЗ РАБОТЫ ГЛУБИННОНАСОСНОГО ФОНДА СКВАЖИН НГДУ "ТУЙМАЗАНЕФТЬ" В ПОЗДНИЙ ПЕРИОД РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1. Геологическое строение и опыт разработки Туймазинского нефтяного месторождения.

Туймазинское нефтяное месторождение открыто в 1937 г. по результатам геологической съемки 1933-35 гг. Первоначально были открыты залежи нефти в песчаниках бобриковского горизонта визейского яруса нижнего карбона и в известняках кровельной части кизеловского горизонта турнейского яруса также нижнекаменноугольного возраста /13/.

Туймазинское месторождение расположено в юго-восточной части Татарского свода и приурочено к обширной брахиантиклинальной структуре северо-восточного простирания. Размеры собственно Туймазинской брахи-антиклинали составляют 40 на 20 км.

Песчаный пласт Д1У залегает в нижней части старооскольского горизонта непосредственно над репером «нижний известняк». В пределах месторождения пласт имеет почти повсеместное распространение. Эффективная толщина пласта изменяется от 1,5 до 17 м, преимущественно от 6 до 14 м.

Выявлена и разрабатывается одна залежь на Александровской площади. Начальный ВНК залежи принят на отметке минус 1530 м. Некртенасыщенные толщины коллекторов изменяются от 1,8 до 7,8 м.

Пласт Д III залегает в верхней части старооскольского горизонта под репером «средний известняк». Эффективная толщина пласта изменяется от 0 до 14 м, преимущественно от 1,4 до 6 м. В разрезе пласта выделяются два прослоя коллекторов, верхний из которых более выдержан, но толщина его не превышает 4 м, нижний - не выдержан и в большинстве скважин замещен непроницаемыми породами. Нефтенасыщены в основном песчаники верхнего прослоя. Коллекторские свойства продуктивных пород изменяются в

больших пределах. В пласте ДШ выявлено четыре самостоятельные залежи нефти. В активную разработку введены две залежи на Туймазинской площади. Начальный ВНК для залежей введенных в разработку принят на отметке минус 1499 и минус 1500 м. Залежи в пласте ДШ - структурно литологиче-ские.

Пласт ДП составляет основную часть муллинского горизонта и заключён между мергельно - аргиллитовой пачкой старооскольского горизонта и репером «черный известняк».

В верхней части пласта отмечается увеличение алевролитовых пород, частое замещение коллекторов глинистыми алевролитами. По этим особенностям пласт ДП делится на две пачки: верхнюю и основную.

Песчаники основной пачки в пределах залежи имеют повсеместное распространение. Их толщина изменяется от 3 до 28 м, преимуществейно от 12 до 22м. Сравнительно малые толщины коллекторов отмечаются в юго-западной залежи (блок 1). На остальной площади эффективная толщина пачки равна 16 м.

Пласт Д1 относится к пашийскому горизонту нижнефранкского подъя-руса. Нижняя граница его проводится по кровле аргиллитовой пачки (репер «глины»), а верхняя - по подошве репера «верхний известняк». Породы-коллекторы пласта Д1 представлены мономинеральными кварцевыми мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевритами, которые характеризуются частыми взаимными переходами и составляют один комплекс пород-коллекторов, называемый в большинстве случаев просто песчаниками. Породы-коллекторы переслаиваются и замещаются плотными глинистыми алевролитами и аргиллитами. Общая толщина пласта Д1 достигает 18,6 м.

В промысловой практике пласт Д1 делится на три пачки: нижнюю, среднюю и верхнюю. В верхней пачке достаточно четко выделяются два прослоя Д1а и Д1б.

Нефти девонских горизонтов схожи между собой и в пластовых уело-

-5

виях характеризуются следующими свойствами: плотность 0,803 г/см , вяз-

кость при пластовой температуре (30-40°С) и давлении насыщения в горизонте Д1 - 2,28-2,59, ДИ - 2,54-2,78 и Д1У - 3,05 мПа«с.

Давление насыщения нефти по залежи горизонта Д1 меняется в довольно широком диапазоне - от 8,4 до 9,6 МПа, на своде структуры оно имеет более высокие значения.

Пластовые воды продуктивных горизонтов представляют собой мета-морфизированные рассолы хлоркальциевого типа (табл. 1.1). Общая минерализация в нижнем карбоне достигает 250, в девоне - до 280 г/л. Соли в растворе представлены практически только хлоридами, с преобладанием хлорида натрия. Воды горизонтов Д1 и ДП практически идентичные. Содержание хлорида натрия составляет 62-65 %. Содержание попутных микрокомпонентов составляет: калия - до 1,5 г/л, йода - до 4, аммония - 160-170, бария - до до 100, стронция - 100-500 мг/л; особенно высоко содержание в дево'нской воде брома - до 1,2 г/л /13/.

Характеристика нефтяного газа приведена в табл. 1.2.

Состав газов обоих горизонтов практически одинаков - в них нет сероводорода. Газы жирные, с относительно высоким содержанием азота. Газонасыщенность до 62 м3/т. Редких газов мало, газовой шапки нет.

После открытия девонских залежей в принципиальных и предварительных схемах разработки была предусмотрена раздельная эксплуатация горизонтов Д1 и ДП. Позднее (1955-59 гг.) было установлено предполагаемое ранее гидродинамическое единство обоих горизонтов. Однако, учитывая наличие аргиллитовых пластов между песчаниками двух горизонтов на подавляющей части площади, было решено сохранить их раздельную разработку. Сложнее решался вопрос о разработке терригенного и карбонатного нижнего карбона. Реально сложилось так, что в первую очередь в разработку вводились более высокопродуктивные залежи терригенного нижнего карбона. В большинстве скважин этот объект полностью обводнился. Продуктивные отложения турнейского яруса отделены от вышележащих песчаников бобри-ковского горизонта пластом аргиллитов небольшой мощности - в отдельных

случаях до 2 м. Надежных методов изоляции вышележащих высокопродуктивных

Таблица 1.1

Свойства и ионный состав солей пластовых вод

Объекты

Показатели т ДШ дп Д1 фамен тур-ней бобри-ковский

Плотность, г/см Общая минерализация, г/л

1,19 1,19 275 285

1,19 1,19 1,18 1,17

285 285

265

253

1,17 253

Вязкость (в пластовых условиях), мПа*с 1,3 1,3 1,3 1,3 - 1,3 1,3

Газосодержание, м3/м3 Нет данных 3,25 3,25 Нет данных Нет дан ных

Содержание ионов,

мг/л:

СГ 169,0 175,0 175,0 175,0 162,0 157,0 155,5

804" 0,06 0,03 0,03 0,03 0,62 0,31 0,45

НСОз' 0,01 0,01 0,01 0,01 0,06 0,17 0,64

Са++ 27,4 26,5 26,5 26,5 13,9 12,5 13,8

мё++ 5,0 4,8 4,8 4,8 5,0 5,9 5,3

Ка+К+ 72,0 77,0 77,0 77,0 83,0 80,0 78,0

обводнившихся пластов пока нет. Поэтому проблема разработки турнейского низкодебитного объекта в таких скважинах полностью пока не решена. На Туймазинской площади проектными документами была предусмотрена совместная эксплуатация этих двух объектов с раздельной закачкой воды. Однако и такая рекомендация проблему не решает, так как опережающая выработка запасов верхнего объекта сохраняется.

Залежи фаменского оьъекта самостоятельной системы не имеют и разрабатываются за счет возврата обводнившихся скважин терригенного девона.

Определенные трудности возникли и при разработке каждого из девон-

ских пластов. Выявилось запаздывание в выработке запасов верхних (Д1а и Д1б) пластов горизонта Д1. Изоляция нижележащих пластов из-за небольшой мощности (2 м и более) аргиллитовых пластов также не всегда возможна.

Таблица 1.2

Характеристика нефтяного газа (% мол.)

Показатели Пласты

Д1У ДН и Д1 Бобриковский

Нефтяной газ

Относительная плотность - 1,0521 1,191

Ср. молекулярный вес 28,9 29,9 35,7

Содержание в газе, % мае.

Углекислоты - - 5,10

Сероводорода - - 0,70

Азота 0,7 12,3 20,70

Метана 44,3 40,4 23,62

Этана 21,2 19,2 13,13

Пропана 15,5 18,5 20,10

И-бутана 1,9 1,9 2,78

Н-бутана 4,4 4,7 8,21

И-пентана 0,7 1,0 1,67

Н-пентана 1,3 1,1 3,02

Гексанов+высшие 1,0 0,9 1,07

Опыт разработки Туймазинского месторождения показывает, что при эксплуатации подобных гигантских месторождений главной специфической особенностью является постоянная модернизация системы заводнения. В общей форме развитие этой системы на Туймазинском месторождении может быть изложено в следующем тезисе: законтурное заводнение в сочетании с внутриконтурным в форме разрезающих рядов - разукрупнение полей на более мелкие блоки самостоятельной разработки - дополнительное очаговое заводнение в центральных частях блоков - отдельные очаговые скважины на

плохо вырабатываемые пласты.

Для современного состояния разработки Туймазинского месторождения характерно высокое обводнение продукции (более 97 %), массовое отключение обводнившихся скважин (отключено около половины добывающих), резкое снижение отборов жидкости (отбор в -1993 г. составил 47 % от максимального).

Отобрано от НИЗ - 94 и НБЗ - 55,2 %. Предусмотренный коэффициент нефтеизвлечения (0,583), судя по динамике отбора жидкости, возможно не будет достигнут, но уже достигнутая нефтеотдача свидетельствует о высокой эффективности разработки месторождения.

Залежи нефти в нижнекаменноугольных отложениях приурочены к терригенной толще (бобриковский горизонт) и к карбонатным породам верхней части турнейского яруса (кизеловский горизонт). Залежи в терриГенном бобриковском горизонте выявлены практически на всей территории месторождения и отличаются как площадью нефтеносности, так и запасами. Залежи в турнейском ярусе по этим параметрам тоже разные, но в отличии от терригенной толщи имеется одна большая залежь, расположенная в своде структуры, а большинство мелких залежей приурочены к мелким куполовидным поднятиям, осложняющим юго-восточную часть месторождения.

До 1968 г. залежи бобриковского горизонта и турнейского яруса на Туймазинской площади практически не эксплуатировали. В 1968 г. была начата закачка воды на одной из залежей. Добыча нефти стала увеличиваться, постепенно нарастал и фонд добывающих скважин в основном за счет возвратных с девона.

В 1974 г. составлена первая технологическая схема разработки, в которой предусматривался ввод в разработку наиболее продуктивных зон и бурение скважин (161 добывающей, 31 нагнетательной и 50 резервных). Воздействие на оба объекта планировалось путем площадной закачки воды по девятиточечной системе.

В рекомендуемом варианте разбуривание проектировалось по сетке

500x500 м в зонах нефтеносности обоих объектов и 700x700 м на участках, где продуктивными были только турнейские карбонатные отложения. Однако утвердили III вариант с раздельной эксплуатацией объектов.

В уточненой техсхеме (1978 г.) откорректированы объемы бурения и уровень добычи (0,43 млн. т в максимуме). Несмотря на принятое в 1974 г. решение о раздельной эксплуатации объектов, в техсхеме 1978 г. вновь рекомендуется их совмещение при раздельной закачке воды. Это решение, как показала в дальнейшем практика, себя не оправдало и в проекте 1987 г. было отменено. В настоящее время действует проект 1987 г.

Анализ динамики технологических показателей разработки основных девонских объектов свидетельствует о том, что процесс их разработки полностью соответствует общепринятой стадийности.

Первая стадия может быть выделена с 1944 по 1954 гг. (10 лет). На этой стадии шло интенсивное разбуривание проектного фонда скважин и освоение системы законтурного заводнения. К 1955 г. фонд действующих добывающих скважин составил 698 ед., нагнетательных - 59. Отбор жидкости достиг 15,3 млн. т. Как следует из этих данных, фактические показатели почти вдое превысили проектные (в первых проектных документах добыча нефти определена лишь на первые 5 лет). Этот период времени можно выделить как стадию освоения месторождения.

Вторая (основная ) стадия охватывает время с 1955 по 1967 гг. (12 лет). На этой стадии выделяется два этапа.

Первый этап (1955-62 гг.) характеризуется постепенным увеличением отбора жидкости (до 19,6 млн. м3) при незначительном росте добычи нефти (12,0 млн. т). Обводненность продукции к концу этапа была сравнительно невысокой (20,9 %). Фонд добывающих скважин увеличился на 268 ед. Незначительно (на 20 %) увеличен и объем закачки воды. Как следует из этих данных, этап характеризуется относительной стабильностью параметров. Основной .особенностью этого периода можно считать полную реализацию системы законтурного заводнения и стабилизацию добычи нефти. Очевидно,

что при дальнейшей разработке девонских объектов только с законтурным заводнением добыча нефти должна была снижаться в ближайшие годы. В целом время разработки с применением только законтурного заводнения составило около 17 лет.

Решающее влияние на разработку Д1 и ДИ оказала выявившаяся гидродинамическая связь между ними. Все дальнейшие мероприятия сводились к ликвидации этого перетока. С этой целью проектом 1959-62 гг. предусматривалось внутриконтурное заводнение. В начальной стадии реализации этого решения заводнение осуществлялось в зонах перетока. Постепенно залежь Д1 разрезалась на отдельные блоки уже и там, где перетоков не было. На более поздней стадии разукрупнялись и блоки.

Хотя внутриконтурное заводнение в отдельных скважинах начато еще в 1959 г., только в 1962 г. началось интенсивное его освоение. Поэтому период с 1962 по 1967 гг. можно выделить как второй этап основной стадии разработки. В результате ввода в разработку сводовой части залежи (1965 г.) была достигнута наибольшая за весь срок разработки добыча нефти - 13,9 млн. т.

В конце 1967 г. началось резкое падение добычи нефти. Этот год и является началом третьей, поздней стадии разработки месторождения. К началу падения уровня добычи было отобрано 68,0 % НИЗ (40,4 % НБЗ), обводненность составляла 58 %. Как видно из этих данных, снижение уровня добычи нефти произошло после отбора двух третей извлекаемых запасов.

Динамика отбора жидкости из девонских объектов месторождения также отличается своеобразием. По обоим объектам в течение всего времени отборы жидкости наращивались и достигли своего максимума при отборе 90 % НИЗ и обводненности 95,5 %. При этом отбор жидкости вдвое превысил уровень, достигнутый на момент отбора 0,5 НИЗ. Такая динамика отборов жидкости является следствием массового форсирования дебитов скважин,

•7 л

которые были увеличены от 55 до 130 м /сут по Д1 и более чем до 200 м /сут по ДП. Форсированние отборов жидкости было вызвано стремлением сохра-

нить максимально возможную добычу нефти. Несомненно, применение ФОЖ дало положительный результат и позволило снизить темп падения добычи нефти. Однако убедительных доказательств о положительном влиянии ФОЖ на нефтеизвлечение пока не выявлено. В то же время, применение ФОЖ на поздней стадии приводит к резкому увеличению объемов попутно извлекаемой воды и в конечном счете — к снижению эффективности разработки. Этот вывод не означает, что ФОЖ не следует применять вообще. Речь идет о выборе наиболее рационального момента начала и прекращения форсирования отборов. К сожалению, проблема форсирования отборов жидкости изучена очень слабо. Практически даже в терминологии до сих лор нет четкости: под ФОЖ понимают либо увеличение отборов из обводнившихся скважин, либо то же, но по отдельным участкам или полям. По-разному понимается кратность увеличения дебита, наиболее целесообразное время начала и т.д. Практически пока отсутствует методика оценки эффективности метода, особенно в части влияния на величину нефтеизвлечения.

ФОЖ на поздних стадиях разработки имеет еще одну негативную особенность. Дело в том, что в этом случае все коммуникации испытывают самую большую за весь срок разработки нагрузку. Соответственно возрастают различного рода осложнения, в то же время реконструкция сетей не всегда возможна и экономически и технически. Длительная эксплуатация различных коммуникаций приводит к их износу. Различные мероприятия по техническому перевооружению также связаны с необходимостью больших капвложений. Так на месторождении трижды увеличивалось давление нагнетания воды, дважды изменена система сбора добытой продукции, неоднократно менялась технология подготовки нефти и воды.

Всего на девонские объекты пробурено 1787 скв., в том числе на гори. зонт Д1 - 1462 и на горизонт ДИ - 325. Вывод скважин из эксплуатации резко возрастал после отбора 90 % НИЗ.

В настоящее время разработка девонских объектов находится на заключительной стадии. Отобрано 94 % НИЗ (текущий КИН 0,522). Обводнен-

ность - 97,2 %. Фонд скважин - 570 единиц, что составляет 52,2 % от максимального числа действующих или 31,9 % от перебывавших в эксплуатации. Отбор жидкости стремительно снижается и составляет всего 46,9 % от максимального.

1.2. Межремонтный период работы скважин и структура основных видов подземных ремонтов

Объективной тенденцией в нефтяной промышленности на современном этапе развития является рост числа малодебитных скважин (МДС) с дебитом менее 5 мЗ/сут., что обусловлено переходом многих месторождений в позднюю стадию разработки. Эксплуатация МДС осложнена высокой обводненностью добываемой продукции, искривленностью ствола скважины, отложением парафина, смол, асфальтенов, сложностью согласования притока и отбора продукции, приводящей к срывам подачи в неоптимальном режиме и в конечном счете к низкому межремонтному периоду (МРП) работы скважин. Например, доля МДС в НГДУ «Туймазанефть» приблизилась к 76 %, а к 2005 году, по геологическим прогнозам, весь эксплуатационный фонд будет эксплуатироваться установками СШН и доля малодебитного фонда превысит 80 %. Такая же ситуация характерна и для многих других традиционных регионов нефтедобычи.

В 1996 году при действующем фонде У СШН 1029, малодебитный фонд составил 783 скважин, что составляет 76,6 %. Кроме этого 162 скважины (20,7%) работают в режиме периодической откачки. По состоянию на 1.01.98г. действующий фонд УСШН составил уже 972 скважин, из них малодебитных 747 скважин (76,7% от всего фонда).

По сравнению с 1996 годом этот фонд сократился на 36 скважин (4,6%). С периодической откачкой фонд возрос до 275 скважин, что составляет 36,8% от малодебитного фонда скважин.

Данные о суточных отборах жидкости, обводненности добываемой продукции и добыче нефти из малодебитного фонда скважин по годам приве-

дены в табл. 1.3, а с периодической откачкой в табл. 1.4.

Таблица 1.3

Суточные отборы жидкости, обводненность продукции и добыча нефти из малодебитного фонда

Добыча жидкости, мЗ/сут Добыча нефти, т/сут Обводненность, %

Всего Всего Всего

Год фонда В том числе фонда В том числе фонда В том числе

скв-н скв-н скв-н

Девон Карбон Девон Карбон Девон Карбон

1996 1700 749 951 963 433 530 32,7 32 33,2

1997 1594 714,9 879,4 909 402 507 30,8 30,1 31,3

Таблица 1.4

Данные по скважинам с периодической откачкой малодебитного фонда

Добыча жидкости, Добыча нефти, Обводненность,

мЗ/сут т/сут %

Всего Всего Всего

Год фонда В том числе фонда В том числе фонда В том числе

скв-н скв-н скв-н

Девон Карбон Девон Карбон Девон Карбон

1996 • 221 121 100 139 76 63 27,6 27,8 27,4

1997 374,1 193,8 180,3 238 120 118 23,5 23,2 23,8

Из табл. 1.3 следует, что отборы жидкости в 1996 году, приходящиеся на одну скважину малодебитного фонда, в целом по девону и карбону составляют 2,2 мЗ/сут.

Отборы жидкости в 1997 году, приходящиеся на одну скважину, составляют в целом 2,1 мЗ/сут., по девону - 2,2 мЗ/сут., по карбону - 2,1 мЗ/сут.

По данным табл. 1.3 и 1.4 при периодической откачке отборы жидкости в 1996 году, приходящиеся на одну скважину в целом составляют 1,4 мЗ/сут, по девону - 1,5мЗ/сут., карбону - 1,ЗмЗ/сут., а нефти по Девону - 0,9т/сут., карбону - 0,8т/сут. Доля суточной добычи нефти из скважин с периодической откачкой в сравнении с добычей всего малодебитного фонда составляет 14,4%.

Отборы жидкости в 1997 году, приходящиеся на одну скважину с периодической откачкой в целом составили 1,4 мЗ/сут., по девону - 1,5 мЗ/сут., карбону - 1,2 мЗ/сут., а нефти по девону - 0,9 т/сут., карбону - 0,8 т/сут., т.е. остались на прежнем уровне. Доля суточной добычи нефти из скважин с периодической откачкой в сравнении с добычей всего малодебитного фонда возросла до 26,6 %. Это объясняется тем, что за 1997 год фонд скважин с периодической откачкой возрос на 113 скважин.

В табл. 1.5 показано распределение фонда МДС по дебитам и по количеству подземных ремонтов скважин (ПРС) в наклонных и условно-вертикальных скважинах.

В 1996 году по малодебитному фонду скважин всего проведено 443 подземных ремонта, из них на наклонно-направленных скважинах (ННС) проведено 63 подземных ремонта.

Из табл. 1.5 видно, что наибольшая аварийность УСШН наблюдается

л

при низких (0...3,0 м /сут) дебитах скважин. При этом в скважинах с дебита-ми до 0,5 м /сут аварийность относительно невысока из-за периодического режима их эксплуатации. В табл. 1.6 представлен статистический материал распределения количества малодебитных скважин по интервалам отборов нефти, из которого следует, что чем больше дебит скважины по нефти, тем меньше подземных ремонтов.

Для последующего анализа была использована удельная частота ремонтов (УЧР) скважин, приходящаяся на ту или иную категорию.

Из анализа ремонтов за 1996 год, видно, что

в интервале обводненности 0...10 % удельная частота ремонтов по верти-

кальным скважинам равна 0,09, а по ННС - 0,2, МРП условно-вертикальных скважин (УВС) в 2,2 раза выше чем МРП по ННС.

Таблица 1.5

Распределение количества малодебитных скважин и ПРС по интервалам отборов жидкости

Год Добыча жидкости, мЗ/сут до 0,5 0,5-1 1-1,5 1,5-2 2-2,5 2,5-3 3-3,5 3,5-4 4-4,5 4,5-5 Всего

Кол-во скважин в 96г. 38 168 109 129 65 78 51 64 37 44 783

Доля, % 4,8 21,5 13,9 16,5 8,3 10 6,5 8,2 4,7 5,6 100

Количество ПРС в 96г. 17 44 79 72 58 45 35 33 26 34 443

Ю Доля, % 3,8 9,9 17,8 16,3 13,1 10,2 7,9 7,4 5,9 7,7- 100

из них на ННС в 96г. 2 15 10 8 6 2 9 3 8 0 63

Доля, % 3,2 23,8 15,9 12,7 9,5 3,2 14,3 4,8 12,7 0 100

К-во ННС в 96г. 2 20 40 25 29 16 25 6 16 14 193

Доля, % 1,1 10,3 20,7 13 15 8,3 13 3,1 8,3 7,2 100

Кол-во скважин в 97г. 52 169 107 110 63 62 53 41 29 61 747

Доля, % 7 22,6 14,3 14,7 8,4 8,3 7,1 5,5 3,9 8,2 100

Количество ПРС в 97г. 9 51 80 37 70 37 26 26 27 67 430

ОЧ Доля, % 2,1 11,9 18,6 8,6 16,3 8,6 6 6 6,3 15,6 100

из них на ННС в 97г. 4 23 5 12 5 9 5 5 5 0 73

Доля, % 5,5 31,5 6,8 16,4 6,8 12,3 6,8 6,8 6,8 0 100

К-во ННС в 97г. 2 17 39 21 25 13 21 4 13 11 166

Доля, % 1,2 10,2 23,5 12,7 15,1 7,8 12,7 2,4 7,8 6,6 100

Таблица 1.6

Распределение количества малодебитных скважин и ПРС по интервалам отборов нефти

Год Добыча нефти мЗ/сут до 0,1 0,1-0,5 0,5-1 1-1,5 1,5-2 2-2,5 2,5-3 3-3,5 3,5-4 4-4,5 Всего

1996 Кол-во скважин в 96г. 4 180 232 134 89 67 44 21 9 3 783

Доля, % 0,1 23 29,6 17,1 11,4 8,6 5,6 2,7 1,2 0,1 100

Количество ПРС в 96г. 6 88 103 87 78 30 30 15 5 1 443

Доля, % 1,3 19,9 23,2 19,6 17,7 6,8 6,8 3,4 1,1 од 100

из них на ННС в 96г. 0 20 15 8 7 6 5 1 0 1 63

Доля, % 0 31,7 23,8 12,7 11,1 9,5 7,9 1,6 0 0 100

К-во ННС скв. в 96г. 0 24 57 31 28 25 10 12 2 4 193

Доля, % 0 12,4 29,5 16,1 14,5 13 5,2 6,2 1 2,1 100

1997 Кол-во скважин в 97г. 4 171 232 131 79 59 31 22 12 6 747

Доля, % 0,5 22,9 31,1 17,5 10,6 7,9 4,2 2,9 1,6 0,8 100

Количество ПРС в 97г. 2 94 131 80 49 47 19 4 0 4 430

Доля, % 0,5 21,9 30,5 18,6 11,4 10,9 4,4 0,9 0 0,9 100

из них на ННС в 97г. 0 20 23 11 9 8 2 0 0 0 73

Доля, % 0 27,4 31,5 15,1 12,3 10,9 2,7 0 0 0 100

К-во ННС скв. в 97г. 0 17 54 30 20 20 8 12 2 3 166

Доля, % 0 10,5 33,4 16,1 12,3 12,3 4,9 7,4 1,2 1,9 100

Таблица 1.7

Распределение количества малодебитных скважин и ПРС по интервалам обводненности дебитов по Девону

Год Обводненность, % до 0 0-10 10-20 20-30 30-40 40-50 50-60 60-70 70-80 80-90 90100 Всего

1996 Количество скважин 0 98 42 37 40 33 34 27 7 19 12 349

из них с АСПО 0 11 5 4 5 9 6 4 2 2 3 51

Количество ПРС 0 23 36 22 14 24 34 24 0 21 13 213

из них с АСПО 0 13 8 11 7 6 7 5 0 2 1 60

Количество наклон. 0 23 11 8 1 11 7 7 4 3 3 - 78

из них с АСПО 0 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3

К-воПРС в наклон. 0 5 0 0 2 4 2 3 0 4 2 22

из них с АСПО 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1

1997 Количество скважин 0 118 55 32 16 22 21 17 14 11 16 322

из них с АСПО 0 18 8 6 5 7 3 3 3 3 4 60

Количество ПРС 0 64 28 23 17 13 25 21 16 12 11 230

из них с АСПО 0 19 5 14 6 7 5 4 3 3 3 69

Количество наклон. 0 27 И 6 3 6 4 3 2 2 0 64

из них с АСПО 0 6 3 0 1 2 1 0 0 0 0 13

К-воПРС в наклон. 0 9 4 3 3 4 5 2 1 1 0 32

из них с АСПО 0 6 0 0 2 1 1 0 0 0 0 10

В интервале обводненности 30...40 % МРП вертикальных скважин в 14 раз выше, чем МРП по ННС.

В интервале обводненности 50...60 % МРП вертикального фонда скважин в 2,5 раза выше чем по ННС.

За 1997 год - в интервале обводненности 10...20 %, 20...30 % и 40...50 % МРП вертикального фонда скважин в тех же порядках превышает МРП по ННС.

Из этой же табл. 1.7 следует, что наибольшая удельная частота ПРС, которая большей частью связана со сменой насосов из-за износа, имеет место в интервалах обводненности 80...90 % и 90...100 %. Причем в наклонных скважинах удельная частота ремонтов в указанных интервалах обводненности выше.

Так, например, при обводненности 0...10 % удельная частота ремонтов (УЧР) не включая борьбу с АСПО, составляет в вертикальных скважинах 0,1, а в интервалах обводненности 80...90% и 90... 100% соответственно 1,0 и 0,9.

В наклонных скважинах УЧР при обводненности 80...90 % и 90... 100 % составляет уже 1,3 и 0,7.

Малодебитный фонд добывающих скважин в целом по карбону как в 1996 году так и в 1997 году работал с высоким МРП при обводненности до 30 % включительно.

При обводненности 30 % и выше прослеживается рост удельного числа ремонтов, приходящихся как на одну вертикальную, так и на наклонную скважину.

При обводненности добываемой продукции от 70 % до 100 % аварийность в наклонно - направленных скважинах особенно высока, практически число подземных ремонтов увеличивается по ним в 2 - 3 раза по сравнению с вертикальными скважинами.

Далее рассмотрим работоспособность МДС в зависимости от диаметра применяемых СШН как в вертикальных,так и в наклонно - направленных

скважинах в 1996 и 1997 годах с разбивкой по девону и карбону (табл. 1.8).

В 1996 году наиболее аварийные насосы 0 32 и 38 мм. как по девону так и по карбону ( удельное число ремонтов - 0,61 - вертикальные скважины и - 0,36 - ННС); 0 38 мм - удельное число ремонтов ННС - 0,5, вертикальных

- 0,33; 0 44 мм и 56 мм сравнить затруднительно из-за отсутствия ННС.

В 1997 году наиболее высокую аварийность имеют насосы 0 32, 38 и 43 мм. Аварийность насосов 0 32 мм по девону по вертикальным скважинам

- 0,92, по ННС - 0,67, 0 38 мм по девону удельное число ремонтов - 0,73 по вертикальным, по ННС - 1, 0 43 мм удельная частота ремонтов по ННС - 0,5, а по вертикальным скважинам - 0,3.

Из анализа табл. 1.8 следует, что с ростом диаметра насосов до 38 мм удельная частота ремонтов в целом возрастает. При этом темп роста в наклонно-направленных скважинах выше, чем в вертикальных. Малые количества скважин с насосами большего диаметра не позволяет выполнить достоверный анализ.

Рассмотрим влияние глубины спуска насосов на их аварийность. В табл. 1.9 и 1.10 представлены данные, из которых следует, что наиболее аварийными являются интервал подвески насосов от 1000 до 1400 м., где удельная частота ремонтов изменяется от 0,7 до 0,86 за 1996 год. За 1997 год

- УЧР изменяется от 0,64 до 0,81.

Наиболее аварийным по карбону является интервал от 1200 до 1500 м., где удельная частота ремонтов изменяется от 0,54 до 0,61. Это характерно как для 1996 года так и для 1997 года. Особенно существенно проявляется эта закономерность по ННС, где УЧР изменяется в этом интервале от 0,2 до 1,4. Среднее погружение приема насоса под динамический уровень по девону составляет 349 м - 1996 год, а по карбону - 273м.

В 1997 году эти величины соответственно равны 346 м. и 250 м.

В таблице 1.11 и 1.12 приведено количество подземных ремонтов ма-лодебитного фонда скважин по видам ремонтов, в скважинах с постоянной и периодической откачкой. Скважины с периодической откачкой работают с

Распределение скважин и ГТРС по типоразмерам используемых глубинных насосов по пластам

Таблица 1.8

Год Типоразмер насоса НВ1Б-29 НВ1Б-32 НВ1Б-38 НВ1Б-43 НН2Б-44 НН2Б -56 Всего

Всего Девон Карбон Всего Девон Карбон Всего Девон Карбон Всего Девон Карбон Всего Девон Карбон Всего

Кол-во скважин 460 203 257. 281 129 152 23 11 12 15 5 10 3 0 з 1 783

Количество ПРС 230 111 119 171 86 85 28 и 17 5 3 2 9 0 9 0 443

-о Уд. ПРС на 1скв. 0,50 0,55 0,46 0,61 0,67 0,56 1,22 1 1,42 0,33 0,6 0,2 3 0 3 0 0.57

о. Кол-во ННС 114 49 65 73 29 44 4 1 3 2 2 0 0 0 0 0 193

кол-во ПРС на ННС 30 9 21 26 8 18 6 2 4 1 1 0 0 0 0 0 63

Уд. ПРС на 1 ННС 0,26 0,18 0,32 0,36 0,28 0,41 1,5 2 1,33 0,5 0,5 0 0 0 0 0 0,33

Кол-во скважин 450 198 252 247 106 141 31 и 20 12 4 8 7 3 4 . 0 747

Количество ПРС 254 119 135 141 97 44 23 8 15 4 3 1 8 2 . 6 0 430

г- СТч Уд. ПРС на 1скв. 0,564 44 0,6 0,54 0,57 0,92 0,31 0,74 0,73 0,75 0,33 0,75 0,13 1,14 0,67 1,5 0 0.58

Кол-во ННС 101 42 59 59 21 38 4 1 3 2 0 2 0 0 0 0 166

кол-во ПРС на ННС 50 17 33 18 14 4 4 1 3 1 0 1 0 0 0 0 73

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Габдрахманов, Нурфаяз Хабибрахманович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Анализ структуры и видов отказов глубиннонасосного оборудования на месторождении с заключительной стадией разработки показал, что при достижении обводненности продукции 80 % и более происходит значительный рост ремонтов, связанных с износом и заклиниванием плунжерных пар. В наклонно-направленных скважинах при прочих равных условиях износ поверхностей металла усиливается.

2. Регрессионный анализ аварийности штанговых насосов с применением теории адаптации и обучения показал, что межремонтный период работы снижается с ростом дебита, кривизны ствола скважины в зоне подвески насоса, а также обводненности пластовой жидкости. Получена экспериментальная зависимость коэффициента подачи насосов от давления на приеме для Туймазинского месторождения и статистическая модель работы штанговой установки позволяющая прогнозировать МРП в доверительном интервале ± 8 % с мерой надежности 0,9

3. Экспериментами на опытной установке СШН установлены закономерности утечек жидкости через зазор плунжерной пары, показавшие их резкое увеличение в интервале обводненности нефти более 75.80 %. Показано, что разница утечек в плунжерной паре полученная расчетным путем по известной формуле А.М. Пирвердяна и экспериментально с увеличением обводненности возрастает и достигает максимума при откачке пластовой воды.

4. Установлено увеличение содержания в зазоре плунжерной пары той фазы пластовой жидкости, которая представлена на приеме насоса сплошной дисперсной средой. Это приводит к тому, что при достижении обводненности на приеме 92.94 % в зазоре трущейся пары присутствует практически одна пластовая вода и образуется острый дефицит смазывающего вещества.

5. Разработаны технические средства для уменьшения попадания твердых механических примесей в зазор плунжерной пары насоса и снижения скорости ее износа, а также метод уменьшения остаточных деформаций корпуса насоса нанесением на него наружных канавок, позволяющий благодаря появлению упругости устранять высокие контактные давления на торцах плунжера и задиры поверхностей в условиях недостаточной смазки.

6. Разработаны технология и устройство для дозирования ингибиторов коррозии на прием штанговых насосов, позволяющих благодаря смазывающей способности помимо основного назначения уменьшать износ трущейся пары насоса в условиях высокой обводненности продукции.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Габдрахманов, Нурфаяз Хабибрахманович, 1998 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Аббасов З.Я. Исследование механизма образования водонефтяной эмульсии и их физических свойств. Дис.... канд. техн. наук: 05.15.06. - Баку: 1973.- 153 с.

2. Александров М.М. Силы сопротивления при движении труб в скважине. - М.: недра, 1978. - 209 с.

3. Амирханов Р.Х., Амирханов P.P. Перевод малодебитных скважин на режим медленного хода насоса /Неф. хоз-во, 1989, №9. - С. 66-68.

4. Ахмадуллин Р.З. Особенности добычи высоковязкой нефти из малодебитных скважин /Сборник научных трудов. /БашНИПИнефть. -1989, №80.-С. 95-104.

5. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предупреждение осложнений при добыче обводненной нефти. Башкнигоиздат, Уфа, 1987. 180 с.

6. Афанасьев В.А., Волков Л.Ф., Подкорытов С.М. и др. Глубиннонасосная эксплуатация скважин Западной Сибири с высоким газовым факгором и давлением насыщения нефти. - М.: 1988. - 44 с. -/Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений: Обзор, информ. /ВНИИОЭНГ. - Вып. 18.

7. A.c. 1579987 СССР, МКИ Е21 В43/00. Установка для регулирования содержания воды в скважине /М.Д.Валеев, P.A.Фасхутдинов. Заявлено 05.08.88. Опубл. 23.07.90. Бюл. № 27.

8. A.C. 1255746 СССР, МКИ Г04 В47/02. Скважинная штанговая насосная установка /Султанов Б.З., Ишмурзин A.A., Тукаев Ш.В., Гумеров P.P., Вагапов С.Ю. Заявлено 06.03.85. Опубл. 07.09.86. Бюл. № 33.

9. A.C. 1341383 СССР, МКИ Г04 В47/02. Скважинная штанговая насосная установка для добычи нефти /Султанов Б. 3., Ишмурзин A.A., Ишмурзина Н.М., Гумеров P.P. Заявлено 21.04.86. Опубл. 30.09.87. Бюл. № 34.

10. A.C. 1881447 РФ, МКИ Е21 В47/10. Способ определения величины утечки через неплотности подъемной колонны штанговой насосной установки /Ишмурзин A.A. Заявлено 05.03.91. Опубл. 15.11.94. Бюл. №21.

И. A.C. 1006727 СССР, МКИ Е21 В43/00. Глубиннонасосная установка для добычи нефти /Вахитов Г.Г., Максутов P.A., Корнев Б.П. Ишмурзин A.A., Шнирельман А.И. Заявлено 10.12.81. Опубл. 23.03.83. Бюл. №11.

12. Баймухаметов К.С., Нугаев Р.Я., Кисляков Ю.П. и др. Исследование распределения жидкости по удельному весу в глубиннонасосных скважинах //Нефтепромысловое дело: Рефер. науч.-техн. сб. /ВНИИОЭНГ. - 1964. - № 10. - С. 25-27.

13. Баймухаметов К.С., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана, Уфа, РИЦ АНК «Башнефть», 1997, 422 с.

14. Балакиров Ю.А., Комарницкий Н.В., Маркелов Р.П. Исследование насосных скважин при стационарном режиме фильтрации способом динамометрирования //Нефтепромысловое дело: Рефер. науч.- техн. сб. /ВНИИОЭНГ. - 1974. - № 4. - С. 30-32.

15. Балакиров Ю.А., Маркелов Р.П., Швец А.П. Определение плотности газожидкостной смеси в НКТ по динамограмме глубинного насоса //Нефтепромысловое дело: Рефер. науч.-техн. сб. /ВНИИОЭНГ. -1977.-№ 8.-С. 29-30.

16. Бахир Ю.В. Энергетический режим эксплуатации нефтяных месторождений. - М.: Недра 1978. - 224 с.

17. Биишев А.Г. и др. Математическая модель пространственного искривления скважин /И.З.Шагисултан, А.Г.Биишев, Н.Ф.Кагарманов //Технология бурения и заканчивания скважин в Башкирии: Сб. науч. тр. /БашНИПИнефть. - 1983. - Вып. 67. - С. 3-13.

18. Валеев М.Д., Хакимов P.C., Гарипов Ф.Н. Характер образования водонефтяной эмульсии в процессе добычи нефти //Нефтепромысловое дело: Рефер. науч.-техн. сб. ВНИИОЭНГ. - 1975. - № 10. - С. 38-41.

19. Валеев М.Д. и др. Оценка эмульгирующей роли газа в обводненных скважинах /Гарипов Ф.А., Валеев М.Д., Фазлутдинов И.А. //Нефтепромысловое дело: Науч.-техн. информ. сб. - М.: /ВНИИОЭНГ. -1981. №3.- С. 12-14.

20. Валеев М.Д. и др. Совершенствование глубиннонасосной эксплуатации наклонных и обводнившихся скважин /Николаев Г.И., Уразаков K.P., Валеев М.Д. //Нефтяное хозяйство. - М.: 1980. - № 1. - С. 38 -40.

21. Валовский В.М. Создание, исследование и совершенствование техники и технологии эксплуатации малодебитных нефтяных и битумных скважин в осложнениях условиях. Дис.... докг. техн. наук: 05.15.06; 05.04.07. - М.: ВНИИ, 1996. - 265 с.

22. Валишин Ю.Г. Результаты исследований работы штанговых насосных установок на месторождениях Башкортостана. Тр. Башнипинефть, Научные исследования в старом нефтедобывающем регионе. Вып. 89. Уфа, 1995, с. 68 - 77.

23. Габдрахманов Н.Х. Скважинные дозаторы химреагентов для повышения производительности малодебитных скважин. Нефть и газ 97. Проблемы добычи, транспорта, хранения и переработки: межвузовский сборник научных тр. - Уфа, Из-во УГНТУ, 1997, с 58.

24. Габдрахманов Н.Х. Состояние эксплуатации скважинных насосов в НГДУ «Туймазанефть». Сб. Современные проблемы бурового оборудования и нефтепромысловой механики /Межвуз. темат. сб. научных трудов, Уфа, Изд-во УГНТУ, 1996 г. с. 52-57.

25. Галлямов М.Н., Рахимкулов Р.Ш. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений /Под ред. А.".Мирзаджанзаде. - М.: Недра 1978. - 207 с.

26. Гирфанов A.A. Определение давления у приема глубинных насосов //Нефтепромысловое дело: Рефер. науч.-техн. сб. /ВНИИОЭНГ. -1972.-№10.-С. 12-15.

27. Гуревич A.C. Влияние различных параметров на относительную скорость газовой фазы в газожидкостном потоке //Нефть и газ. /МИНХиГП им. И.М.Губкина.-М.:- 1972.- С 106-108.

28. Гукасов H.A. Гидравлика газожидкостных смесей в бурении и добыче нефти: Справочное пособие. - М.: Недра 1988. - 237 с.

29. Довгань Н.И. Повышение эффективности эксплуатации скважин штанговыми глубинными насосами //Нефтепромысловое дело: Рефер. науч.-техн. сб. /ВНИИОЭНГ. - 1975. - № 7. - С.32-34.

30. Доброскок Б.Е. и др. Эксплуатация наклонно-направленных скважин с вязкими нефтями. Сб. научных трудов / Татнипинефть, вып. 32, Бугульма, 1975 г., с. 41 - 47.

31. Есьман И.Г., Есьман Б.И., Есьман В.И. Гидравлика и гидравлические машины. - Баку: Аз. гос. изд-во нефт. и науч.-техн. лит-ры, 1955.-479 с.

32. Зайцев Ю.В., Аржанов Ф.Г. Повышение эффективности механизированной эксплуатации скважин на нефтегазовых месторождениях //Нефтепромысловое дело: Рефер. науч.-техн. сб. /ВНИИОЭНГ. - 1973. - № 2. - С.18-21.

33. Зарецкий БЯ., Пелевин JI.A., Ионов В.И. Влияние способа эксплуатации на степень эмульгирования нефти и качество образуемых эмульсий //Науч.-техн. и произв. журнал. Нефтяное хозяйство. - 1976. -№10.-С. 32.

34. Ишмурзин A.A. Гидродинамика течения скважинной жидкости в зазоре плунжерной пары штангового насоса //Контактная гидродинамика: Тез. докл. 1У Всесоюз. конф. - Куйбышев: /Куйбышев, авиац. ин-т. - 1986. -С. 18.

35. Каплан JI.C., Габдрахманов Н.Х. Скважинные дозаторы химреагентов для повышения производительности малодебитных скважин, Нефть и газ - 97. Проблемы добычи, транспорта, хранения и переработки, УГНТУ, Уфа, 1997 г.

36. Кадымова К.С. Расчет сил трения от местных сопротивлений при движении колонны штанг в трубах, заполненных жидкостью /Науч.-техн. и произв. журнал. Азербайджанское нефтяное хозяйство. -1972. - С. 29-30.

37. Карапетов К.А., Балакиров Ю.А., Кроль B.C. Рациональная эксплуатация малодебитных нефтяных скважин. - М.: Недра 1966. - 183 с.

38. Корнев Б.П. Влияние длины хода плунжера длинноходовой глубиннонасосной установки на статические нагрузки. Сб. науч. тр. /ВНИИнефгь. - 1981. - Вып. 77. - С. 7-13.

39. Колгоморов А.Н. О дроблении капель в турбулентном потоке //Доклады АН СССР, 1949. - Т. 66. - № 5.

40. Корнилов Г.Г., Карамышев В.Г. Результаты определения истинного газосодержания смеси в двухфазных потоках //Нефтепромысловое дело: Рефер. науч.-техн. сб. - 1982, - Вып. 2.

41. Кроль B.C., Кроль A.B. Эксплуатация малодебитных скважин с помощью двухкамерного лифта замещения //Науч.-техн. и произв. журнал. Азерб.нефт. хозяйство.- 1991.- №4.- С. 53-56.

42. Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М. Теоретическая физика. В 10 т. Т.У1. Гидродинамика, - М.: Наука. - 1986. - 736 с.

43. Левич В.Г. Физико-химическая гидродинамика. - М.: Физматгиз, 1959.- 699 с.

44. Ли Г.С., Башин В.А., Подшивалов Н.Ф. Промысловое испытание диспергаторов потока газожидкостной смеси в газлифтных скважинах //Науч.-техн. и произв. журнал. Нефтяное хозяйство. - 1977. - № 5. - С.

45. Ли Г.С. Исследование и разработка методов повышения эффективности эксплуатации скважин в условиях обводненности. Дис.... канд. техн. наук: 05.15.06. - Уфа: 1982. - 139 с.

46. Литровенко М.Г., Алиев Н.И. Исследование работоспособности трущихся пар «штанговая муфта - насосно - компрессрная труба» //Машины и нефтяное оборудование: Рефер. науч.-техн. сб. /ВНИИОЭНГ. -1974.-№11.-С. 14.

47. Локшин Л.И. О работе штанг в искривленных скважинах Сб. науч. тр. /ПермНИПИнефть. - 1973. - С.147 - 151.

48. Мамедов А.М., Аббасов A.B. Особенности эмульгирования водонефтяной системы газом //Нефтепромысловое дело: Рефер. науч. техн. сб. /ВНИИОЭНГ. - 1973. - № 4. - С.17-19.

49. Маринин Н.С., Попов В.А., Эртэ Б.П. Пути совершенствования газлифтного способа добычи нефти //Нефтепромысловое дело: Рефер. науч.-техн. сб. /ВНИИОЭНГ. - 1979. - № 9. - С. 15-19.

50. Мирзаджанзаде А.Х. Гидродинамика трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - М.: Недра 1984. -278с.

51. Михайлов В.В., Жуков Ю.С., Суд И.И. Энергетика нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра 1982. - 302 с.

52. Мищенко И.Т., Сахаров В. А. Некоторые соображения о повышении энергетической эффективности разработки нефтяных месторождений.//Фундаментальные проблемы нефти и газа. Том 4: /Доклады и выступления на Всероссийской научной конференции. -М.: 1996. -С.232-239.

53. Мищенко И.Т. Теоретические основы подъема жидкости из скважин. Часть 2. - М.: МИНХиГП им. И.М.Губкина 1979. - 80 с.

54. Мищенко И.Т., Ишемгужин С.Б. Экспресс-метод определения давления на приеме штанговых глубинных насосов //Нефтепромысловое дело: Рефер. науч.-техн. сб. /ВНИИОЭНГ. - 1971. - № 1. - С. 18-20.

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

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

57. Минликаев В.З., Уразаков K.P., Баймухаметов Т.К., Чиняев В.В., Габдрахманов Н.Х. и др. Метод расчета забойного давления по динамическому уровню./ Сб. тр. Башнипинефть, вып. 94. Уфа, с. 179 - 183.

58. Наджафов М.Г., Абдуллаева И.Ю., Ахмедов С.С. О повышении производительности подъемника путем закрутки газожидкостных потоков //Нефтепромысловое дело: Экспресс информ. /ВНИИОЭНГ. - 1992. - № 1.

59. Направляющие соединения для насосных штанг //Нефть, газ и нефтехимия. - 1987. - № 3. - (Переводное издание журналов США).

60. Некоторые вопросы совершенствования энергосберегающей и природоохранной технологии в нефтедобывающей промышленности //Нефтепромысловое дело: Рефер. науч.-техн. сб. ВНИИОЭНГ. - 1989. -Вып. б/н.

61. Новые разработки в области механизированной добычи нефти //Нефть, газ и нефтехимия. - 1985. - № 5. - переводное издание журналов США).

62. Орлов П.И. Основы конструирования: Справ.пос. В 2-х кн., кн.1. /Под ред. Угаева П.Н. - М.: Машиностроение, 1988. -580с.

63. О применении погружных диафрагменных электронасосов для эксплуатации малодебитных нефтяных скважин //Машины и нефтяное оборудование: Обзор, информ. /ВНИИОЭНГ; - Вып. 13 (83). -М.: 1987.

64.Песляк Ю.А. Расчет напряжений в колоннах труб нефтяных скважин. - М.: Недра 1973. - 217 с.

65. Пирвердян A.M. Гидромеханика глубиннонасосной эксплуатации.- М.: Недра 1965.-191с.

66. РД 39-1-1234-84 ВНИИ "УкргипроНИИнефть". Инструкция по оптимизации насосных скважин, оборудованных УСТ ITH и работающих в условиях высоких газовых факторов и низких динамических уровней.

67. РД 39-00147275-038-98 Технология введения работ при ликвидации отложений в скважинах оборудованных фонтанным лифтом, УЭЦН, УЭДН, УСШН с использованием комплекта промыслового оборудования скважин (КОПС), Уфа, АНК «Башнефть», 1998. - 16 с.

68. Репин H.H., Дъячук А.И., Юсупов О.М. Определение коэффициента полезного действия приспособления для дробления газа в жидкости //Вопросы интенсификации добычи нефти /БашНИПИнефть. -1970.-Вып. 28.- 308 с.

69. Репин H.H., Яхин С.Г. К вопросу изучения движения трехфазных смесей в вертикальных трубах //Изв. вузов. Нефть и газ. - 1965. - № 6. -С.43-47.

70. Савватеев Ю.Н. Исследование процесса дегазации нефти //Нефтепромысловое дело: Рефер. науч.-техн. сб. /ВНИИОЭНГ. - 1976. - № 5. - С. 30-32.

71. Сароян А.Е., Субботин М.А. Эксплуатация колонн насосно-компрессорных труб. - М.: Недра 1985.-217с.

72. Сахаров В.А. Экспериментальное определение относительной скорости движения газового пузырька в потоке жидкости //Известия вузов. Нефть и газ. - 1966. - № б. - С. 68-72.

73. Скрипов В.П. Метастабильная жидкость.- М.: Наука 1972.-312 с.

74. Coy С. Гидродинамика многофазных систем /Перевод с англ. из. под ред. Дейча М.Е. - М.: Мир, 1971. - 536 с.

75. Способы и средства определения объемного газосодержания смеси в двухфазных газожидкостных потоках //Нефтепромысловое дело: Рефер. науч.-техн. сб. /ВНИИОЭНГ. - 1987. - Вып. 2 /131/.

76. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти /Под общей ред. Ш.К. Гиматудинова. - М.: Недра 1983. - 455 с.

77. Сургучев JI.M. Ресурсосбережение при извлечении нефти. - М.: Недра 1991.- 170 с.

78. Султанов Б.З. Распределение реактивного крутящего момента по длине бурильной колонны //Изв. вузов. Нефть и газ. - 1970. - № 10.

79. Султанов Б.З., Габдрахманов Н.Х. Установление режима работы малодебитных скважин в НГДУ «Туймазанефть». Сб. Современные проблемы бурового оборудования и нефтепромысловой механики /Межвуз. темат. сб. научных трудов, Уфа, Изд-во УГНТУ, 1996 г. с. 76-82.

80. Тимашев А.Т., Габдрахманов Н.Х., Мингулов Ш.Г. Проблемы оптимизации добычи нефти из нефтяных скважин. Межвуз. сб. научн. тр. к 40-летию ОФ УГНТУ, г.Октябрьский, 1996 г.

81. Тимофеев А.П., Березин Г.Н. Клапан для сброса газа из затрубного пространства в лифт //Нефтепромысловое дело: Рефер. науч.-техн. сб. /ВНИИОЭНГ. - 1964. - № 8. - С. 25-27.

82. Требин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза. -М.: Недра 1974. -424 с.

83. Тронов В.П. О флотации кристаллов парафина пузырьками попутного газа //Нефтепромысловое дело: Рефер. науч.-техн. сб. /ВНИИОЭНГ. - 1968. - № 2. - С.20 - 24.

84. Тронов В.П. Разрушение эмульсий при добыче нефти. М. Недра, 1974, 272 с.

85. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения. - М.: Мир, 1972. -

440 с.

86.Уразаков K.P., Иконников И.И., Габдрахманов Н.Х. и др. Стенд для обкатки скважинных насосов. Заявка на выдачу патента РФ № 97115646 от 2.09.97 г.

87. Уразаков K.P., Габдрахманов Н.Х., Алексеев Ю.В. и др. Метод предотвращения остаточных деформаций насосного оборудования при спуско - подъемных операциях. // Совершенствование технологий бурения и эксплуатации нефтяных месторождений в поздний период разработки / Сб.тр. Башнипинефть, вып.94. Уфа, с. 100-107.

88. Уразаков K.P., Жулаев В.П., Габдрахманов Н.Х. и др. Скважинный штанговый насос. Заявка на выдачу патента РФ, № 97106438 от 21.04.97

89. Уразаков K.P., Габдрахманов Н.Х., Кутдусова З.Р. и др. Погружной электронасос. Заявка на выдачу патента РФ № 97107695 от 6.05.97 г.

90. Уразаков K.P. Эксплуатация наклонно - направленных насосных скважин. - М.: Недра 1993. - 169 с.

91. Хабибуллин З.А., Фасхутдинов P.A., Хусаинов З.М. Оптимизация режима работы малодебитных скважин на залежах аномальных нефтей. -Уфа: УНИ, 1989.-70 с.

92. Хакимов P.C., Юсупов О.М. Изучение смазывающей способности различных сред. Тр./ВНИИСПТнефть: Сбор, подготовка нефти и воды и защита от коррозии нефтепромыслового оборудования, Уфа, 1980, с. 16-19.

93. Хакимов P.C. Исследование антифрикционных присадок к рабочей жидкости для гидропоршневых насосов. Тр./ВНИИСПТнефть: Совершенствование техники и технологии сбора и подготовки нефти и воды. Уфа, 1981, с. 31-35.

94. Халиков Г. А. Проблемы эффективности топливно-энергетического комплекса //Познание освоения и сбережения недр РБ. -Уфа: АН РБ, 1995.

95. Хаппель Дж., Бренер Г. Гидродинамика при малых числах Рейнольдса. /Перевод с англ. /Под ред. Буевича Ю.А. - М.: Мир, 1976. -630.

96. Хьюит Дж. И Холл-Тейлор Н. Кольцевые двухфазные течения. (Пер. с англ.) - М.: Энергия, 1974. - 408 с.