Становление и развитие газлифтного способа добычи нефти (на примере месторождений СП «Вьетсовпетро») тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 07.00.10, кандидат наук Гарбовский Василий Владимирович

• Гарбовский Василий Владимирович
• кандидат наук
• 2019

Оглавление диссертации кандидат наук Гарбовский Василий Владимирович

ВВЕДЕНИЕ

1 МЕТОДЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

1.1 Фонтанный метод добычи нефти

1.2 Эксплуатация скважин с помощью насосных установок

1.3 Газлифтная эксплуатация скважин

1.4 Технические средства газлифта

1.5 Выводы по главе

2 ВНЕДРЕНИЕ БЕСКОМПРЕССОРНОГО ГАЗЛИФТА

НА ОБЪЕКТАХ СП «ВЬЕТСОВПЕТРО»

2.1 Анализ состояния фонда скважин на месторождениях

СП «Вьетсовпетро» на начало 1990 г

2.2 Исследование испытаний бескомпрессорного газлифта на опытном участке месторождения «Белый Тигр»

2.3 Состояние внутрискважинного оборудования и разработка мероприятий по повышению его надежности

2.4 Расширение системы бескомпрессорного газлифта на объектах СП «Вьетсовпетро»

2.5 Опыт газлифтного способа добычи нефти на месторождении «Белый Тигр»

2.6 Выводы по главе

3 ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЙ

СП «ВЬЕТСОВПЕТРО» КОМПРЕССОРНЫМ ГАЗЛИФТОМ

3.1 Строительство центральной компрессорной платформы

3.2 Строительство малой компрессорной станции

3.3 Система для газлифтной добычи продукции и утилизации попутного нефтяного газа

3.4 Внедрение компрессорного газлифта в СП «Вьетсовпетро»

3.5 Система компрессорного газлифта месторождения «Дракон»

3.6 Исследование газлифтных скважин

3.7 Пробная эксплуатация компрессорным газлифтом скважин, расположенных на блок-кондукторах месторождения «Белый Тигр»

3.8 Выводы по главе

4 ТЕХНОЛОГИЯ ПЕРИОДИЧЕСКОГО ГАЗЛИФТА ДЛЯ

НИЗКОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН

4.1 Целесообразность перевода низкодебитных скважин на периодический режим работы

4.2 Испытание периодического газлифта на малодебитных скважинах

4.3 Технология применения периодического газлифта для низкодебитных скважин месторождения «Белый Тигр»

4.4 Совершенствование технологии периодического газлифта

4.5 Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Становление и развитие газлифтного способа добычи нефти (на примере месторождений СП «Вьетсовпетро»)»

Актуальность темы

По мере разработки нефтяных месторождений условия эксплуатации скважин ухудшаются: уменьшается пластовое давление, увеличивается содержание воды в нефти. Это приводит к прекращению фонтанирования, и наступает период механизированной эксплуатации скважин, когда возникает необходимость вводить в скважину с поверхности дополнительную (к пластовой) энергию в каком-либо виде. При газлифтном способе эксплуатации энергия в скважину вводится в виде сжатого газа. Сущность газлифтного способа эксплуатации заключается в подъёме продукции скважины за счёт подачи в неё необходимого количества сжатого газообразного рабочего агента.

Разработка месторождений СП «Вьетсовпетро» (Социалистическая Республика Вьетнам), характеризующихся сложными физико-химическими свойствами нефтей и низкими коллекторскими свойствами нефтесодержащих пород, вызывает значительные затруднения при необходимости перехода с фонтанного на механизированный способ эксплуатации скважин. Высокое содержание парафина и смол, высокие пластовая температура и температура застывания нефти, высокие газонасыщенность и давление насыщения, низкие коэффициенты продуктивности скважин являются теми факторами, которые резко сужают область применения того или иного способа механизированной добычи нефти. Сложные геолого-технические условия эксплуатации всех объектов разработки месторождений СП «Вьетсовпетро» требуют до принятия технико-технологических решений проведения научно-исследовательских работ в области техники и технологии добычи нефти по следующим направлениям:

- проведение опытно-промысловых испытаний различных способов механизированной добычи нефти с целью обоснования областей их эффективного применения;

- анализ эксплуатации внутрискважинного оборудования (ВСО) и подбор рациональных компановок ВСО.

Разработка месторождений СП «Вьетсовпетро» вступила в период падающей добычи. Это связано, прежде всего, с выработкой основных запасов нефти из высокопродуктивных зон, с заводнением залежи фундамента и с сокращением фонтанного фонда скважин за счет увеличения обводненности нефти, с увеличением числа скважин, требующих капитального ремонта и перевода на механизированный способ добычи. В этих условиях все большее внимание уделяется максимальному использованию потенциальных возможностей добывающих скважин. Особое внимание уделяется целесообразности эксплуатации высокообводненных газлифтных скважин, скважин циклической эксплуатации.

Настоящая работа посвящена комплексному анализу применения технологий и технических средств добычи нефти газлифтным способом. Изучение истории развития технических средств и технологий добычи нефти газлифтным способом является актуальной и может способствовать развитию газлифтного способа добычи нефти на других морских нефтяных месторождениях в мире.

Степень разработанности темы

Газлифтный способ эксплуатации скважин относится к механизированным способам. Впервые подъем нефти сжатым газом в России был осуществлен великим русским инженером В.Г. Шуховым в 1897 г. В советское время большой вклад в развитие газлифтного способа эксплуатации нефтяных скважин внесли А.П. Крылов, A.M. Мамедов, Н.Н. Наджафов, И.Т. Мищенко, Г.Н. Газиев, В.С. Меликов, Н.Н. Репин, Г.С. Лутошкин, Б.С. Фокин, В.А. Сахаров, А.Б. Сулейманов, Ю.В. Зайцев, И.Г. Белов, Р.А. Максутов, С.Л. Полонский и др.

В 1970-1980-е гг. газлифтный способ добычи нефти в разных модификациях (непрерывный газлифт, периодический газлифт, импульсный газлифт) широко применялся на многих нефтяных месторождениях Советского Союза. В этот период необходимо отметить работы следующих ученых: Е.П. Эртэ, В.В. Телышев, Н.А. Гаджиев, Р.П. Кулиев, М.М. Кабиров, А.А. Мордвинов, Ш.А. Гафаров, В.В. Девликамов, О.М. Юсупов, О.В. Чубанов,

A.И. Дьячук, Ф.Г. Велиев и др. В новом столетии в работах таких ученых, как

B.А. Васильев, Г.С. Голод, Т.Т. Нгиа, М.М. Велиев, К. Данхем, Джеймс Ф. Ли, Р. Линн, Х.У. Уинклер и других продолжается изучение возможностей метода.

В то же время, заявленная в настоящей диссертации тема по истории становления и развития газлифтного способа добычи нефти, практически никем не исследовалась. С этой точки зрения результаты работы автора, которые легли в основу данной диссертации, можно считать новыми.

Цель работы - обоснование применения газлифтного способа добычи нефти на морских месторождениях на основе исторического анализа развития технических средств и технологий добычи нефти газлифтным способом с момента пробной эксплуатации до настоящего времени.

Для достижения указанной цели поставлены следующие задачи:

- историко-технический анализ развития технологий и технических средств при проектировании, сооружении и эксплуатации объектов добычи нефти газлифтным способом;

- исследование системы бескомпрессорного газлифта (БКГ);

- исследование системы компрессорной газлифтной (КГ) добычи продукции;

- исследование вопросов перевода низкодебитных скважин на периодический газлифтный режим работы.

Научная новизна

1 Впервые проведен анализ становления, развития и представлены перспективы газлифтного способа добычи продукции скважин шельфовых нефтяных месторождений.

2 Проведен анализ развития технологии и технических средств по бескомпрессорным и компрессорным газлифтным способам добычи нефти. Установлены этапы развития газлифтного способа добычи нефти на морских месторождениях.

3 Исследована и проанализирована технология перевода низкодебитных скважин шельфовых нефтяных месторождений на периодический газлифтный режим работы во времени, и в связи с этим показана необходимость изменения

технологий периодического газлифта.

Практическая значимость работы

Результаты диссертационной работы могут быть использованы при создании обобщающих историко-технических трудов, посвященных развитию нефтяного дела во Вьетнаме, России и других странах.

Результаты работы будут полезны при выборе метода эксплуатации скважин шельфовых нефтяных месторождений.

Материалы работы используются в учебном процессе для переподготовки специалистов Совместного российско-вьетнамского предприятия «Вьетсовпетро» в Центре обучения по программе «Эксплуатация нефтедобывающих скважин» (г. Вунгтау, Социалистическая Республика Вьетнам).

Методы исследований

Поставленные цели и задачи решены путем систематизации результатов статистического анализа и проработки вьетнамского и зарубежного опыта эксплуатации скважин морских нефтяных месторождений на основе материалов СП «Вьетсовпетро», а также большого количества печатных и электронных источников.

Положения, выносимые на защиту

1 Анализ системы бескомпрессорного газлифта показал, что бескомпрессорный газлифтный способ эксплуатации обладает значительным потенциалом и высокой технологичностью для увеличения отбора жидкости из скважин.

2 Анализ системы компрессорной газлифтной добычи продукции показал, что с целью прироста добычи нефти необходимо перевести на компрессорный газлифт скважины, прекратившие фонтанирование, и фонтанирующие скважины с высокими значениями обводненности продукции, не дожидаясь полного прекращения фонтанирования.

3 Разработаны направления развития газлифтного способа добычи продукции скважин на месторождениях СП «Вьетсовпетро». Приведены

методические подходы по практической реализации технологии применения периодического газлифта для низкодебитных скважин.

Соответствие паспорту заявленной специальности

Тема работы и содержание исследований соответствуют пункту 1 области исследований, определяемой паспортом специальности 07.00.10 - «История науки и техники»: «1. Исторический анализ становления и развития науки и техники».

Степень достоверности и апробация результатов

Достоверность полученных результатов обоснована анализом данных промысловых гидродинамических исследований и результатами эксплуатации скважин морских нефтяных месторождений газлифтным, периодическим газлифтным способом, способом бескомпрессорного газлифта, системы компрессорной газлифтной добычи продукции.

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: семинарах НИПИморнефтегаз (г. Вунгтау, Социалистическая Республика Вьетнам, 2015-2018); научно-технических советах СП «Вьетсовпетро», НИПИморнефтегаз г. Вунгтау, Социалистическая Республика Вьетнам, 2016-2018); XI Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт - 2016» (г. Уфа, РФ, 2016); XII Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт - 2017» (г. Уфа, РФ, 2017).

Публикации

По теме диссертации опубликованы 10 научных работ, в том числе 3 статьи в рецензируемых научных изданиях, рекомендованных ВАК Министерства науки и высшего образования РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, библиографического списка использованной литературы, включающего 157 наименований. Работа изложена на 165 страницах машинописного текста, содержит 45 рисунков, 13 таблиц.

1 МЕТОДЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

С целью максимальной реализации потенциала получения прибыли при участии в освоении месторождений компании-оператору необходимо выбрать наиболее экономичную систему механизированной добычи. К методикам отбора могут относиться следующие [8, 21, 24, 125, 143]:

1 определить, какие способы добычи подходят для нужных дебитов и необходимых глубин;

2 оценить плюсы и минусы каждого способа;

3 применять экспертный подход для принятия - непринятия конкретных систем;

4 оценивать первоначальные затраты, стоимость эксплуатации, добывные возможности и т.д., используя в качестве инструмента выбора экономические параметры (максимальная прибыль в сравнении с продолжительностью эксплуатации месторождения).

При проектировании и разработке нефтяных месторождений основной категорией скважин является эксплуатационный фонд (Рисунок 1.1).

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ФОНД СКВАЖИН

ДОБЫВАЮЩЕЕ СКВАЖИНЫ

НАГНЕТАТЕЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ

СПЕЦИАЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ

• водозаборные

• поглощающие

* фонтанные

* газлифтные

* насосные

законтурные приконтурные

внутриконтурные

Имеют фонтанное, газлифтное или насосное оборудование и предназначены для добычи нефти, нефтяного газа, газового конденсата и попутной воды

Предназначены для

воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа и др. рабочих агентов с целью поддержания пластового давления

для продления фонтанного периода эксплуатации или увеличения дебита механизированных добывающих скважин

промысловых вод в. гл у б охоз а л е га ю щи е поглощающие пласты, подзем хранения raía

Предназначены для добычи технической

воды, сброса

Рисунок 1.1 - Эксплуатационный фонд скважин

Процесс подъема нефти на дневную поверхность может проходить за счет [7, 41, 59, 96, 111]:

1 природной энергии (фонтанный способ добычи);

2 энергии, вводимой в скважину с поверхности при помощи следующих способов откачки нефти из скважины:

- насосного (поршневые штанговые глубинные насосы, электроцентробежные насосы (ЭЦН), винтовые насосы и др.);

- компрессорного (газлифтная эксплуатация).

1.1 Фонтанный метод добычи нефти

При фонтанном способе приток жидкости к забоям скважин происходит под воздействием разности между пластовым и забойным давлениями. Если давление столба жидкости, заполняющей скважину до устья, меньше пластового, то скважина будет переливать на поверхность, т.е. будет фонтанировать [2, 18, 41]. В зависимости от режима работы залежи фонтанирование скважины может происходить:

- за счет энергии гидростатического напора;

- за счет энергии расширения газа, растворенного в нефти;

- за счет той и другой энергий.

Главные преимущества фонтанного способа:

- простейшее оборудование скважины;

- минимум затрат электроэнергии;

- гибкость в управлении процессами откачки, вплоть до возможности

полной остановки;

- возможность дистанционного управления процессами;

- продолжительный межтехнологический интервал работы оборудования.

Для эксплуатации новой скважины нужно установить над ней полный

контроль. Укрощение фонтана производится с помощью монтажа специальной запорной арматуры, позволяющей впоследствии управлять потоком,

контролировать режимы работы, производить полную герметизацию, а если нужно, то и консервацию. Скважины оборудуют подъемными трубами разных диаметров в зависимости от предполагаемого дебита добычи и внутрипластового давления.

Фонтанный метод добычи нефти предполагает обязательное присутствие определенного объема жидкости в стволе:

- во время бурения - специального раствора;

- по окончании - технической воды;

- в процессе работы - сырой нефти.

Жидкость, находящаяся в стволе установки, создает гидростатическое давление. Для того чтобы стартовал процесс поступления нефти из источника, внутрипластовое давление должно превысить давление воды в стволе. При соблюдении таких условий происходит естественный подъем вещества. Подымаясь по стволу, нефть фонтанирует на выходе, что и стало поводом для названия метода.

Подъем и выброс сырья могут происходить как естественным путем, так и при внешнем воздействии. Способ искусственного стимулирования предполагает поддержку давления в пласте за счет дополнительной закачки жидкости или газа.

Фонтанирующая скважина оснащается оборудованием, позволяющим осуществлять контроль за движением потоком вещества в резервуаре. Чтобы предотвратить спонтанные выбросы, колонны оборудуют муфтами и клапанами для добавки химических реагентов и движения сырья [62, 63].

Подъем вещества из пласта происходит за счет уменьшения давления жидкости в стволе, путем снижения ее плотности или объема, включающего замещение бурового раствора на пресную воду.

Фонтанная арматура служит для герметизации устья скважины, направления движения газожидкостной смеси в выкидную линию, регулирования и контроля режима работы скважины созданием противодавления на забое.

Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Фонтанную арматуру различают между собой по прочностным и конструктивным признакам: по рабочему или пробному давлению, размерам проходного сечения ствола, конструкции фонтанной елки и числу спускаемых в скважину рядов фонтанных труб, виду запорных устройств.

На сегодня только 25 % от общего числа действующих скважин -работают в режиме фонтанного метода. В остальных случаях снижение уровня добычи приводит к задействованию механизированных методов - инженерных решений, позволяющих применять индивидуальный подход к отдельным скважинам.

К достоинствам механизированных методов относят увеличение выработки пласта, достигающегося снижением критического уровня забойного давления [5, 45, 50, 52].

При достаточном экономическом обосновании механизированная разработка может применяться не только на поздних, но и на ранних добывающих стадиях производства, что позволяет ощутимо ускорить добычу нефти.

Механизированная добыча нефти (газлифтный и насосный способ) предполагает применение дополнительных приспособлений для извлечения и подъема жидкости на поверхность [9, 11, 51, 53, 76].

1.2 Эксплуатация скважин с помощью насосных установок

Установка электроцентробежных насосов (УЭЦН) - комплекс оборудования для механизированной добычи жидкости через скважины с помощью центробежного насоса, непосредственно соединенного с погружным электродвигателем [96, 100, 121].

На Рисунке 1.2 представлена схема установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении, представляющая новое поколение оборудования этого типа, что позволяет индивидуально подбирать

оптимальную компоновку установки к скважинам в соответствии с их параметрами из небольшого числа взаимозаменяемых модулей. Установки (на Рисунке 1.2 - схема НПО «Борец», г. Москва) обеспечивают оптимальный подбор насоса к скважине, что достигается наличием для каждой подачи большого количества напоров. Шаг напоров установок составляет от 50-100 до 200-250 м в зависимости от подачи.

I - оборудование устья скважин; 2 - пункт подключательный выносной; 3 - трансформаторная комплексная подстанция; 4 - клапан спускной;

5 - клапан обратный; 6 - модуль-головка; 7 - кабель; 8 - модуль-секция; 9 - модуль насосный газосепараторный; 10 - модуль исходный;

II - протектор; 12 - электродвигатель; 13 - система термоманометрическая

Рисунок 1.2 - Установка погружного центробежного насоса

Выпускаемые серийно УЭЦН имеют длину от 15,5 до 39,2 м и массу от 626 до 2541 кг в зависимости от числа модулей (секций) и их параметров.

В современных установках может быть включено от 2 до 4 модулей-секций. В корпус секции вставляется пакет ступеней, представляющий собой

собранные на валу рабочие колеса и направляющие аппараты. Число ступеней колеблется в пределах 152-393. Входной модуль представляет основание насоса с приемными отверстиями и фильтром-сеткой, через которые жидкость из скважины поступает в насос. В верхней части насоса ловильная головка с обратным клапаном, к которой крепятся насосно-компрессорные трубы (НКТ) [38, 91, 103, 121].

Насосный способ добычи нефти позволяет поднимать сырье с глубины до 3000 м, и чаще всего применяется на средне- и малодебетных скважинах.

Извлечение нефти с использованием штанговых глубинных насосов -распространенный метод добычи жидкого топлива. В России данным способом эксплуатируется до 70 % буровых скважин и добывается 1/3 часть от общего объема сырья. Умеренные затраты на оборудование и обслуживание нефтедобывающих конструкций обеспечивают эксплуатацию месторождений с минимальным дебитом [103, 111, 118].

Штанговая насосная установка (ШГН) - комплекс оборудования для механизированной добычи жидкости через скважины с помощью штангового насоса, приводимого в действие станком-качалкой. Штанговый насос (Рисунок 1.3) состоит из цилиндра, плунжера, соединенного со штангой, клапанов всасывающих и нагнетательных, он опускается в скважину ниже уровня жидкости.

Цилиндр невставного штангового насоса опускается на колонне насосно-компрессорных труб, а плунжер - на колонне штанг внутри насосно-компрессорных труб. Цилиндр вставного штангового насоса опускается вместе с плунжером на штангах и закрепляется на замковой опоре, установленной на конце насосно-компрессорных труб или на пакере. Штанговый насос большого диаметра опускается целиком на колонне насосно-компрессорных труб и соединяется с колонной штанг через сцепное устройство.

Продукция скважины (нефть, вода) подается на поверхность по насосно-компрессорным трубам, обсадной колонне, либо по полым штангам.

-5

Производительность при постоянной откачке до 300 м /сут.

1 - фильтр; 2 - скваженный насос; 3 - насосно-компрессорные трубы;

4 - насосные штанги; 5 - тройник; 6 - устьевой сальник;

7 - сальниковый шток; 8 - станок-качалка

Рисунок 1.3 - Штанговая насосная установка

Существуют также:

- штанговые насосы с подвижным цилиндром и неподвижным плунжером;

- с двумя ступенями сжатия (для откачки сильно газированных нефтей), с двумя цилиндрами и плунжерами (для одновременной откачки из двух горизонтов);

- с камерой разрежения (для высоковязких нефтей) и др.

1.3 Газлифтная эксплуатация скважин

Газлифтная добыча - способ подъема жидкости из скважины за счет энергии газа, находящегося под избыточным давлением (Рисунок 1.4).

1 - лубрикатор; 2 - лубрикаторная задвижка; 3 - буферная задвижка; 4 - фонтанная арматура; 5 - добываемая продукция; 6 - эксплуатационная колонна; 7 - НКТ; 8 - затрубная задвижка; 9 - поверхность; 10 - противовыбросовое оборудование; 11 - пакер; 12 - воронка; 13 - кровля пласта; 14 - перфорационные отверстия; 15 - продуктивный пласт; 16 - подошва пласта; 17 - закачиваемый газ; 18 - пусковой газлифтный клапан; 19 - рабочий газлифтный клапан

Рисунок 1.4 - Упрощенная конструкция фонтанной и газлифтной скважин

Газлифт впервые осуществлен в Венгрии при осушении затопленной шахты (конец XVIII в.). Для добычи нефти применяется в США с 1864 г.

Впервые подъем нефти сжатым газом в России был осуществлен великим русским инженером Владимиром Григорьевичем Шуховым в 1897 г. В это время он работал в компании братьев Нобель в г. Баку [20, 47, 59, 99, 118].

Наблюдение за фонтанами, где нефть выбрасывается на поверхность силою сжатых подземных газов, привело В.Г. Шухова к мысли о возможности добычи нефти из скважин с помощью сжатого воздуха. В результате им был создан насос типа «эрлифт». 21 апреля 1886 г. Владимир Григорьевич подал прошение в Департамент торговли и мануфактур Министерства финансов о

выдаче привилегии на его изобретение. Управляющий департаментом, эксперт комитета по техническим делам, засвидетельствовал, что «хотя применение сжатого воздуха к выкачиванию жидкостей уже давно известно, но ввиду особой компактности всего насоса, достигнутой известным распределением частей его, это изобретение можно считать новым и в России неизвестным [20, 99].

В советское время большой вклад в развитие газлифтного способа эксплуатации нефтяных скважин и исследования движения газожидкостного потока вдоль подъёмника на поверхность внёс академик Александр Петрович Крылов. С 1932 по 1941 гг. А.П. Крылов провел фундаментальные экспериментальные исследования движения смесей жидкости и газа по вертикальным трубам, также он вывел общее и приближённое уравнения газлифта, впервые установил характер изменения давления в трубах, создал методы технических расчетов лифтов [63, 115].

Шухов Владимир Григорьевич

Крылов Александр Петрович

Имеются два основных направления повышения коэффициента полезного лействия (КПД) газлифтного подъемника [74, 104]. Первое направление связано с увеличением глубины погружения подъемника под динамический уровень, что при сохранении уровня отбора жидкости позволяет снизить общий и удельный расход газа. Реализация этого направления связана с увеличением

необходимого давления рабочего агента и, соответственно, давления в газораспределительной системе месторождения, что в большинстве случаев ограничивается существующими характеристиками газопромыслового оборудования. Метод не применим при низкой продуктивности пласта и низких динамических уровня жидкости.

Второе направление связано со снижением относительной скорости газа.

Известно, что относительная скорость газа зависит, в основном, от структуры газожидкостного потока, которая, в свою очередь, определяется степенью дисперсности одной из фаз (жидкой или газообразной) [33, 105, 106, 129].

Известны следующие способы дробления фазы:

1 введение в подъемник поверхностно-активных веществ (ПАВ) [61, 107,

133];

2 дробление газовой или жидкой фазы различного рода диспергаторами [40, 49, 134, 135].

Оба из указанных способов снижения относительной скорости газа преследуют цель - создание в подъемнике эмульсионной структуры (дробление газовой фазы) или пленочно-диспергированной структуры потока (дробление жидкой фазы).

1.3.1 Область применения газлифтного способа добычи нефти

Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами [18, 28, 103, 112, 132, 138]:

- возможностью отбора значительных объемов жидкости с больших глубин на всех этапах разработки месторождения при высоких технико-экономических показателях;

- простотой скважинного оборудования и удобством его обслуживания;

- эффективной эксплуатацией скважин с большими искривлениями ствола;

- эксплуатацией скважин в высокотемпературных пластах и с большим газовым фактором без осложнений;

- возможностью осуществления всего комплекса исследовательских работ по контролю за работой скважины и разработкой месторождения;

- полной автоматизацией и телемеханизацией процессов добычи нефти;

- большими межремонтными периодами (МРП) работы скважин на фоне высокой надежности оборудования и всей системы в целом;

- возможностью одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов и более при надежном контроле за процессом;

- простотой борьбы с отложением парафина, солей и коррозионными процессами;

- простотой работ по подземному текущему ремонту скважины, восстановлению работоспособности подземного оборудования для подъема продукции скважины.

Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки:

- большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций (КС);

- сравнительно низкий коэффициент полезного действия газлифтной системы;

- возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин.

Исходя из указанного выше, газлифтный (компрессорный) способ эксплуатации скважин, в первую очередь, выгодно использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями после периода фонтанирования.

Далее он может быть применен в наклонно направленных скважинах и скважинах с большим содержанием механических примесей в продукции, т.е. в условиях, когда за основу рациональной эксплуатации принимается межремонтный период работы скважин.

При наличии вблизи газовых месторождений (или скважин) с достаточными запасами и необходимым давлением используют бескомпрессорный газлифт для добычи нефти [18, 28, 103].

Эта система может быть временной мерой до окончания строительства компрессорной станции. В данном случае система газлифта остается практически одинаковой с компрессорным газлифтом и отличается только иным источником газа высокого давления.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Гарбовский Василий Владимирович, 2019 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Амиров, А. М. Оптимизация режима эксплуатации периодических газлифтных скважин / А. М. Амиров, Ч. М. Ахмедов, В. Г. Мовсумов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2004.

- № 10. - С. 10-13.

2. Андреев, А. Г. Справочник инженера : справ. пособие / А. Г. Андреев. -Л. : Гостоптехиздат, 1953. - 174 с.

3. Анализ состояния эксплутационного фонда скважин, рекомендации по оптимизации его работы и интенсификации : отчет о НИР / НИПИморнефтегаз.

- Вунгтау, 2008. - 186 с.

4. Анализ состояния эксплутационного фонда скважин, рекомендации по оптимизации его работы и интенсификации : отчет о НИР / НИПИморнефтегаз.

- Вунгтау, 2009. - 202 с.

5. Анализ состояния эксплутационного фонда скважин, рекомендации по оптимизации его работы и интенсификации : отчет о НИР / НИПИморнефтегаз.

- Вунгтау, 2010. - 131 с.

6. Анализ состояния эксплутационного фонда скважин, рекомендации по оптимизации его работы и интенсификации : отчет о НИР / НИПИморнефтегаз.

- Вунгтау, 2011. - 149 с.

7. А. с. 973945 СССР, МКИ Г 04 Б 1/18. Способ подъема жидкости / А. А. Черепанов, А. И. Азаров. - 3283943, заявл. 04.05.1981; опубл. 15.11.82, Бюл. № 42.

8. А. с. 635225 СССР, МКИ Е 21 В 43/00. Способ эксплуатации скважин / А. М. Мамедов, Н. Н. Наджафов, И. Н. Асадуллаев, И. Ш. Кулиев. - 2529905, заявл. 30.09.1977; Опубл. 30.11.78.

9. А. с. 640046 СССР, МКИ Б 04 Б 1/18. Парлифтный насос / Г. Г. Копытов, Ю. Н. Чернобук, А. А. Кирсанова, Э. В. Петров, Н. А. Поротиков. - 2514934, заявл. 08.08.1977; Опубл. 30.12.78. Бюл. 48.

10. А. с. 1229449 СССР, МКИ Б 04 Б 1/18. Способ газлифтной подачи жидкости из колонны в скважину / Л. М. Лунц, Э. П. Мокрищев. - 3777498, заявл. 26.07.1984; опубл. 07.05.1986.

11. А. с. 709839 СССР, МКИ Б 04 Р 1/18. Способ работы эрлифта / В. И. Мачикин, С. И. Аввакумов. - 2645165, заявл. 17.07.1978; опубл. 15.01.80, Бюл. № 2.

12. А. с. 1399486 СССР, МКИ Б 04 Б 1/18. Способ эксплуатации газлифта / В. Г. Гейер, В. Б. Того, В. Б. Малеев, П. С. Бутенко, Е. А. Триллер, Е. И. Надеев. - 4073362, заявл. 02.06.1986; опубл. 30.05.88, Бюл. № 20.

13. А. с. 1656932 СССР, МКИ Е 21 В 43/00. Способ газлифтной эксплуатации скважин и устройство для его осуществления / С. М. Айрапетян,

B. А. Васильев и др. 4856881, заявл. 11.06.1990; опубл. 23.10.1992. - Бюл. № 39.

14. А. с. М117395 СССР, МКИ Е 21 В 43/00. Устройство для периодического газлифтного подъема из скважины / В. И. Иванкинов,

3. А. Манвелов. - 3563728/22-03, заявл. 03.02.83; опубл. 07.10.84. Бюл. 11.

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

C. 30-36.

16. Ахмедов, Ч. М. Способ эксплуатации системы газлифтных скважин /

4. М. Ахмедов // Нефтепромысловое дело. - 1992. - № 7. - С. 4-8.

17. Бескомпрессорный газлифт и периодическая газлифтная добыча нефти [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://studopedia.su/9_443_ beskompressorniy-gaz1ift-i-periodicheskaya-gaz1iftnaya-dobicha-nefti.html.

18. Бойко, В. С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений / В. С. Бойко. - М. : Недра, 1990. - 427 с.

19. Велиев, М. М. Внедрение и развитие компрессорного газлифтного способа добычи нефти на месторождении Белый Тигр (Вьетнам) / М. М. Велиев, В. А. Бондаренко, А. Н. Иванов, В. В. Гарбовский, Б. Н. Мастобаев // Нефтяное хозяйство. - 2019. - № 2. - С. 61-65.

20. Владимир Григорьевич Шухов [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.oboznik.ru/?p=26561.

21. Все о нефти [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http: //vseonefti. ru/upstream/ustanovka-ESP.html.

22. Газлифт (газлифтный подъемник) [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.drillings.ru/gazlift.

23. Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин [Электронный ресурс]. -Режим доступа: http://www.neftemagnat.ru/enc/241.

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

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

26. Гарбовский, В. В. Из истории развития технологий применения периодического газлифта на малодебитных скважинах СП «Вьетсовпетро» / В. В. Гарбовский // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2018. - Вып. 5 (115). - С. 9-17.

27. Гафаров, Н. А. Датчик газосодержания для системы управления скважиной при периодическом газлифте / Н. А. Гафаров // Нефтяное хозяйство.

- 1999. - № 9. - С. 50-51.

28. Гвоздев, Б. П. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: справ. пособие / Б. П. Гвоздев, А. И. Гриценко, А. Е. Корнилов.

- М., 1988. - 575 с.

29. Гидродинамические исследования нефтяных и газовых объектов разведочных и эксплуатационных скважин, пробуренных на шельфе юга СРВ с обработкой, и обобщением их результатов : отчет о НИР-6 / НИПИморнефтегаз. - Вунгтау, 1992. - 248 с.

30. Гидродинамические и промыслово-геофизические исследования скважин и пластов месторождения «Белый Тигр». - М., 1990. - 141 с.

31. Голод, Г. С. Разработка технологии импульсного газлифта : дис. ... канд. техн. наук : 05.15.06 / Голод Гарри Савельевич. - Грозный, 1993. - 143 с.

32. Гриценко, А. И. Руководство по исследованию скважин / А. И. Гриценко, З. С. Алиев и др. - М. : Наука, 1995. - 523 с.

33. Гужов, А. И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа / А. И. Гужов. - М. : Недра, 1973. - 469 с.

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

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

36. Инструкция по расчету и подбору ВСО для скважин месторождения «Белый Тигр» : отчет о НИР / НИПИморнефтегаз. - Вунгтау, 1991. - 45 с.

37. Исследование влияния основных технологических параметров на работу скважин периодического газлифта и определение технико-технологических характеристик в эксплуатации нефтяных скважин периодическим газлифтом: отчет о НИР / Институт механики. - Ханой, 2004. -257 с.

38. Использование скважин электроцентробежными насосами [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://studfiles.net/preview/2714049/ page:26.

39. Кабиров, М. М. Возможные пути улучшения работы обводненных газлифтных скважин / М. М. Кабиров, Х. Н. Нгуен, Г. С. Ли, С. Каддури Абд // Нефтегазовое дело. - 2007. - № 1. - URL: http://ogbus.ru/files/ogbus/authors/ Kabirov/Kabirov_3.pdf.

40. Кабиров, М. М. Диспергаторы для повышения эффективности работы газлифтных подъемников / М. М. Кабиров, Х. Н. Нгуен, Г. С. Ли, С. Каддури Абд // Нефтегазовое дело. - 2007. - № 1. - URL: http://ogbus.ru/files/ogbus/ authors/Kabirov/Kabirov_1.pdf.

41. Какими способами добывают нефть [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://promtu.ru/dobyicha-resursov/sposobyi-dobyichi-nefti-v-rossii.

42. Каневский, Э. Е. Применение метода импульсных воздействий для борьбы с образованием песчаных пробок / Э. Е. Каневский, А. Ю. Стерленко // Азербайджанское нефтяное хозяйство. - 1988. - № 5. - С. 25-28.

43. Комплекс внутрискважинного оборудования с клапаном-отсекателем. Оснащение и освоение фонтанных и газлифтных скважин : РД-СП-31-89. -Вунгтау, 1989. - 54 с.

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

45. 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.

46. 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.

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

48. Кристиан, М. Увеличение продуктивности скважин / М. Кристиан, С. Сокол, А. Константинеску. - М. : Недра, 1985. - 184 с.

49. Ли, Г. С. Промысловое испытание диспергаторов потока газожидкостной смеси в газлифтных скважинах / Г. С. Ли, В. А. Башин, Н. Ф. Пошивалов // Нефтяное хозяйство. - 1977. - № 5. - С. 52-54.

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

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

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

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

54. Максимов, В. П. Состояние и перспективы газлифтного способа эксплуатации скважин в Западной Сибири / В. П. Максимов. - Сургут, 1998. -25 с.

55. Методика определения рациональных областей применения способов эксплуатации морских нефтяных месторождений : РД-51-01-13-85. - М., 1985. -128 с.

56. Методика оптимизации работы фонтанных и системы газлифтных скважин : отчет о НИР / НИПИморнефтегаз. - Вунгтау, 1990. - 47 с.

57. Методика проектирования газлифтных установок и подбора газлифтных клапанов [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.oi1-тАэ .ru/content/view/44/52.

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

59. Мищенко, И. Т. Скважинная добыча нефти / И. Т. Мищенко. - М. : Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 816 с.

60. Моделирование режимов работы газлифтной скважины [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://cyber1eninka.rU/artic1e/n/ mode1irovanie-rezhimov-raboty-gaz1iftnoy-skvazhiny.

61. Мокрищев, Э. П. Исследование эффективности применения ПАВ при газлифтной эксплуатации скважин на месторождении «Узень» / Э. П. Мокрищев, М. А. Бурштейн, Ю. С. Корчагин // Труды ВНИИ. - М. : Недра, 1976. - Вып. 54. - С. 29-32.

62. Мордвинов, А. А. Арматура фонтанная и нагнетательная: метод. указания / А. А. Мордвинов, О. А. Миклина, С. О. Урсегов. - Ухта : УГТУ, 2000. - 17 с.

63. Муравьев, И. М. Эксплуатация нефтяных месторождений: учебник для вузов / И. М. Муравьев, А. П. Крылов. - Л. : Гостоптехиздат, 1949. - 776 с.

64. Нгиа, Т. Т. Критерии применения периодического газлифта в условиях месторождения «Белый Тигр» / Т. Т. Нгиа, М. М. Велиев // Энергоэффективность. Проблемы и решения : матер. XIII Всеросс. науч.-практ. конф. - Уфа, 2013. - С. 48-49.

65. Нгиа, Т. Т. К вопросу повышения эффективности работы малодебитных скважин в СП «Вьетсовпетро» / Т. Т. Нгиа // Энергоэффективность. Проблемы и решения : матер. XIII Всеросс. науч.-практ. конф. - Уфа, 2013. - С. 52-53.

66. Нгиа, Т. Т. Разработка типовых схем установок периодического газлифта для условий месторождения «Белый Тигр» / Т. Т. Нгиа, М. М. Велиев // Энергоэффективность. Проблемы и решения : матер. XIII Всеросс. науч.-практ. конф. - Уфа, 2013. - С. 94-98.

67. Нгиа, Т. Т. Определение основных технологических параметров процесса работы подъемника периодическим газлифтом на основании физической модели / Т. Т. Нгиа, М. М. Велиев // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа : матер. Междунар. науч.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XXII Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2014». - Уфа, 2014. - С. 131-133.

68. Нгиа, Т. Т. Движение жидкой и газовой пробок в подъемнике периодического газлифта / Т. Т. Нгиа // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. науч.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XXII Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2014». - Уфа, 2014. - С. 134-135.

69. Нгиа, Т. Т. Технология применения периодического газлифта для низкодебитных скважин месторождения «Белый Тигр» / Т. Т. Нгиа, М. М. Велиев // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности

систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа : матер. Междунар. науч.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XXII Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2014». - Уфа, 2014. - С. 136-138.

70. Нгиа, Т. Т. Анализ режима работы и мероприятия по повышению эффективности эксплуатации газлифтных скважин / Т. Т. Нгиа, Л. М. Туан, М. М. Велиев // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа : матер. Междунар. науч.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XXII Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2014». - Уфа, 2014. - С. 139-143.

71. Нгиа, Т. Т. Моделирование процесса работы подъемника скважин периодического газлифта / Т. Т. Нгиа, М. М. Велиев // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - Уфа, 2014. - Вып. 2 (96). -С. 77-87.

72. Нгиа, Т. Т. К вопросу подбора композиций поверхностно-активных веществ для повышения коэффициента полезного действия подъемников газлифтных скважин / Т. Т. Нгиа, М. М. Велиев // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа : матер. Междунар. науч.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XXIII Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2015». - Уфа, 2015. - С. 120-121.

73. Нгиа, Т. Т. Об эффективности подъема жидкости газлифтным способом / Т. Т. Нгиа // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа : матер. Междунар. науч.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XXIII Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2015». - Уфа, 2015. - С. 122-123.

74. Нгиа, Т. Т. Способы повышения коэффициента полезного действия подъемника газлифтных скважин / Т. Т. Нгиа, М. М. Велиев // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа : матер. Междунар. науч.-практ. конф. в рамках

Нефтегазового форума и XXIII Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2015». - Уфа, 2015. - С. 124-127.

75. Нгиа, Т. Т. Исследование влияния основных технико-технологических параметров на работу скважин периодического газлифта / Т. Т. Нгиа, М. М. Велиев, Н. К. Зунг // Нефтяное хозяйство. - М., 2015. - № 8. - С. 90-93.

76. Нгиа, Т. Т. Газлифтная эксплуатация скважин / Т. Т. Нгиа, М. М. Велиев. - СПб. : Недра, 2016. - 384 с.

77. Нгиа, Т. Т. Некоторые аспекты газлифтного комплекса СП «Вьетсовпетро» / Т. Т. Нгиа, В. В. Гарбовский // Тез. докл. XII Междунар. учеб.-науч.-практ. конф. - Уфа, 2017. - С. 197-199.

78. Нгиа, Т. Т. Система управления процессом распределения лифтного газа на морских стационарных платформах / Т. Т. Нгиа, М. М. Велиев,

B. В. Гарбовский // Тез. докл. XII Междунар. учеб.-науч.-практ. конф. - Уфа, 2017. - С. 199-200.

79. Нгиа, Т. Т. Комплекс компримирования газлифтного газа в морских стационарных платформах СП «Вьетсовпетро» / Т. Т. Нгиа, В. В. Гарбовский, Ч. К. Хой // Тез. докл. XII Междунар. учеб.-науч.-практ. конф. - Уфа, 2017. -

C. 201-202.

80. Нгиа, Т. Т. Принцип работы газлифтных клапанов, используемые в СП «Вьетсовпетро» / Т. Т. Нгиа, Л. В. Хай, В. В. Гарбовский // Тез. докл. XII Междунар. учеб.-науч.-практ. конф. - Уфа, 2017. - С. 202-204.

81. Нгиа, Т. Т. Исторические аспекты внедрения бескомпрессорного газлифта в СП «Вьетсовпетро» / Т. Т. Нгиа, М. М. Велиев, В. А. Бондаренко,

B. В. Гарбовский, Р. Н. Бахтизин // Нефтяное хозяйство. - 2018. - № 6. -

C. 127-131.

82. Нгиа, Т. Т. Улучшение реологических свойств и снижение температуры застывания высокопарафинистых нефтей месторождений СП «Вьетсовпетро» деэмульгаторами / Т. Т. Нгиа, М. М. Велиев, В. В. Гарбовский // Трубопроводный транспорт - 2016 : матер. XI Междунар. учеб.-науч.-практ. конф. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2016. - С. 148-150.

83. Нгиа, Т. Т. Предотвращение образования и удаление отложений в НКТ скважин и нефтепромысловом оборудовании на месторождениях СП «Вьетсовпетро» / Т. Т. Нгиа, М. М. Велиев, В. В. Гарбовский // Трубопроводный транспорт - 2016 : матер. XI Междунар. учеб.-науч.-практ. конф. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2016. - С. 150-152.

84. Нгиа, Т. Т. Оптимизация обработки нефти месторождений СП «Вьетсовпетро» деэмульгаторами / Т. Т. Нгиа, М. М. Велиев, В. В. Гарбовский // Трубопроводный транспорт - 2016 : матер. XI Междунар. учеб.-науч.-практ. конф. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2016. - С. 152-154.

85. Область применения газлифтного способа добычи нефти. Когда пластовой энергии недостаточно для подъема жидкости с забоя, переходят на механизированный [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://userdocs.ru/geografíya/15725/index.htm1?page=3.

86. Оборудование газлифтных скважин [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://snkoi1.com/press-tsentr/po1ezno-pochitat/oborudovanie-gaz1iftnykh-skvazhin/.

87. Оборудование для газлифтной эксплуатации скважин [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://infourok.ru/oborudovanie_d1ya_ gaz1iftnoy_eksp1uatacii_skvazhin. - 135406.htm.

88. Освоение скважин с помощью газлифтной системы : технологич. регламент У8Р-000-КТ8Х-613. - Вунгтау, 2012. - 20 с.

89. Основные направления развития и объемы производства СП «Вьетсовпетро» на 1996-2005 гг. / СП «Вьетсовпетро». - Вунгтау, 1995. - 110 с.

90. Обоснование выбора механизированного способа добычи нефти в условиях месторождения «Белый Тигр» : отчет о НИР / НИПИморнефтегаз. -Вунгтау, 1996. - 73 с.

91. Общая схема установки электроцентробежного насоса [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.agrovodcom.ru/infos/uetsn-ustanovka.php.

92. О целесообразности осуществления опытно-промышленной закачки воды в скважине № 421 на массивной залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» : отчет о НИР / НИПИморнефтегаз. - Вунгтау, 1992. - 43 с.

93. Оценка эффективности системы заводнения на месторождении «Белый Тигр» : отчет о НИР / НИПИморнефтегаз. - Вунгтау, 2000. - 78 с.

94. Периодический газлифт [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://helpiks.org/8-94155.html.

95. Полонский, С. Л. Исследование скважин НП «Колендо» при импульсной подаче газа в газлифтный подъемник / С. Л. Полонский, А. И. Тагун // Фондовые материалы НГДУ «Колендонефть». Оха на Сахалине. -1973. - 89 с.

96. Применение различных способов добычи нефти [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://promzn.ru/neftepromyshlennost/sposoby-dobychi-nefti.html#i-3.

97. Принципиальная технологическая схема сбора, подготовки и внешнего транспорта до КПН нефти и газа северного и южного сводов месторождения «Белый Тигр» / ВНИПИморнефтегаз. - М., 1989. - 144 с.

98. Проведение исследований по совершенствованию сбора, подготовки и транспорта нефти и газа на месторождении «Белый Тигр» : отчет о НИР / НИПИморнефтегаз. - Вунгтау, 1991. - 39 с.

99. Работа Шухова В.Г. по развитию резервуаростроения и других отраслей нефтяной промышленности [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://www.himstalcon.ru/articles/rabota-shuhova-v-g-po-razvitiyu-rezervuarostro-eniya- i-drugih-otrasley-neftyanoy-promyishlennosti.

100. Разработка и испытание технико-технологических решений по механизированной добыче нефти, методов интенсификации добычи нефти и закачки воды на месторождении «Белый Тигр» : отчет о НИР / НИПИморнефтегаз. - Вунгтау, 1992. - 176 с.

101 . Разработка технико-технологических решений по механизированной добыче нефти, гидродинамических и других методах воздействия на

призабойную зону скважин на месторождении «Белый Тигр» : отчет о НИР / НИПИморнефтегаз. - Вунгтау, 1990. - 59 с.

102. Разработка технологических решений по совершенствованию системы сбора, подготовки, транспорта и хранения нефти и газа на месторождениях СП «Вьетсовпетро» : отчет о НИР / НИПИморнефтегаз. -Вунгтау, 2001. - 89 с.

103. Репин, Н. Н. Технология механизированной добычи нефти / Н. Н. Репин, В. В. Девликамов, О. М. Юсупов, А. И. Дьячук. - М. : Недра, 1976. - 175 с.

104.. Сахаров, В. А. Анализ методик расчета промысловых газожидкостных подъемников и условия разработки универсальной методики /

B. А. Сахаров, А. В. Воловодов // Нефтепромысловое дело. - 1994. - № 3-4. -

C. 2-11.

105. Сахаров, В. А. Возможности использования эжекторов при газлифте на месторождениях, разрабатываемых с применением заводнения /

B. А. Сахаров, Б. А. Акопян // Нефтепромысловое дело. - 1996. - № 3-4. -

C. 16-22.

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

107. Свиридов, B. C. Стабилизация фонтанирования обводненных скважин с применением пенообразующих систем / В. C. Свиридов. - М. : Недра, 1986. - 121 с.

108. Совершенствование системы сбора, подготовки, транспорта и хранения нефти и газа на месторождениях СП «Вьетсовпетро» : отчет о НИР / НИПИморнефтегаз. - Вунгтау, 2014. - 1 70 с.

109. Совершенствование технико-технологических решений по механизированной добычи нефти, методов интенсификации добычи нефти, закачки воды на месторождениях «Белый Тигр» и «Дракон» : отчет о НИР / НИПИморнефтегаз. - Вунгтау, 1996. - 73 с.

110. Совершенствование и внедрение технических и технологических решений в области добычи нефти и закачки воды для месторождений СП «Вьетсовпетро» : отчет о НИР / НИПИморнефтегаз. - Вунгтау, 2001. - 195 с.

111. Способы добычи нефти [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http: //pronpz. ru/neft/sposoby-dobychi. html.

112. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Р. С. Андриасов, И. Т. Мищенко, А. И. Петров и др.; под общ. ред. Ш. К. Гиматудинова. - М. : Недра, 1983. - 455 с.

113. Схема и принцип работы газлифта [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://www.allkresla.biz/stati/articles/shema_i_princip_raboty_gazlifta/.

114. Текущее состояние разработки месторождения «Белый Тигр» на 01.10.1993 г. : отчет о НИР / НИПИморнефтегаз. - Вунгтау, 1993. - 181 с.

115. Теория и практика газлифта / Ю. В. Зайцев, Р. А. Максутов, О. В. Чубанов и др. - М. : Недра, 1987. - 256 с.

116. Технико-экономический доклад по БКГ на МСП-4 месторождения «Белый Тигр» : отчет о НИР / Отчет НИПИморнефтегаз. - Вунгтау, 1993. - 54 с.

117. Технология предотвращения и удаления АСПО в газлифтных скважинах методами физико-химического воздействия : руководящий документ. - Вунгтау, 2012. - 31 с.

118. Технология и техника добычи нефти : учебник для вузов / А. Х. Мирзаджанзаде, И. М. Аметов, А. М. Хасаев, В. И. Гусев. - М. : Недра, 1986. - 382 с.

119. Технологическая схема разработки и обустройства месторождения «Белый Тигр». - Вунгтау, 1993. - Т. I. - 243 с.

120. Технологическая схема разработки и обустройства месторождения «Белый Тигр» // Вунгтау. - 1993. - Т. IV. - 87 с.

121. Установки погружных электроцентробежных насосов [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://studopedia.ru/1_103344_ustanovki-pogruzhnih-elektrotsentrobezhnih-nasosov-uetsn.html.

122. 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. - Вунгтау, 2000. - 27 с.

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

124. Фунг, Д. Т. Методическое руководство по исследованию реологических свойств высокопарафинистых нефтей СП «Вьетсовпетро» / Д. Т. Фунг. - Вунгтау, 1998. - 58 с.

125. 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.

126. Хай, Л. В. Геологическое строение и нефтегазоносность шельфовых нефтяных месторождений СП «Вьетсовпетро» / Л. В. Хай, Т. Т. Нгиа, М. М. Велиев и др. - СПб. : Недра, 2016. - 515 с.

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

128. 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,

A. Д. Кузьмичев // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 5. - С. 88-89.

129. Чубанов, О. В. Промысловые испытания физико-химического метода повышения эффективности работы газлифтного подъемника / О. В. Чубанов,

B. C. Горшенев, М. Ф. Каримов, Т. Х. Нгуен, Э. П. Мокрищев // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 7. - С. 117-119.

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

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

132. Щуров, В. И. Технология и техника добычи нефти / В. И. Щуров. -М. : Недра, 1983. - 510 с.

133. Эртэ, Е. П. Изучение влияния поверхностно-активных веществ на структуру газожидкостной смеси и эффективность лифтирования / Е. П. Эртэ, В. В. Телышева // Тр. СибНИИНП. - Тюмень, 1976. - Вып. 5.

134. Эртэ, Е. П. Повышение коэффициента полезного действия газлифтных скважин / Е. П. Эртэ, Н. П. Гречяев // Тр. СибНИИНП. - Тюмень, 1976. - Вып. 5.

135. Эртэ, Е. П. Интенсификация процессов газлифтной добычи нефти / Е. П. Эртэ и др. // Серия «Нефтепромысловое дело». - М. : ВНИИОЭНГ., 1978. - С. 54-58.

136. Apparatus for Automatic Gas Lift Operation of Oil Wells [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.freepatentsonline.com/3212579.html.

137. Artificial Lift for High-Volume Production [Электронный ресурс]. -Режим доступа: https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/ ors99/spr99/lift.pdf.

138. Brown, К. Е. Gas Lift Theory and Practice / K. E. Brown // The University of Tulsa. - Tulsa, Oklahoma, 1996. - 320 p.

139. Downhole Gas Lift and the Facility [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://www.slideserve.com/alesia/downhole-gas-lift-and-the-facility.

140. Gas Lift [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/defining_series/Definin g-Gas-Lift.ashx.

141. Gas Lift Design and Technology [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://igs.nigc.ir/STANDS/BOOK/Gas-Lift-Technology.pdf.

142. Gas Lift Operation Insights Unlock 26 % Production Increase from First Well [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://www.geoilandgas.com/ sites/geog/files/case_study_gas_li^_monitoring_unlocks_production_increase.pdf.

143. George, V. Surface operations in Petroleum Production / V. George, M. Beeson. - American Elsevier Publishing Company Inc., NY, 1969. - 32 p.

144. Karimov, M. F. The Experimental Study about Increasing Effect of Flow Rate at the Gaslift and Mechanical Production Wells at the White Tiger and Dragon Fields / M. F. Karimov, T. S. Phiet, N. V. Diep, N. V. Canh // Proceedings of the International Conference on Engineering Mechanics Today. - Ha Noi, 1995. - Vol. I.

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

146. Maximize Production and Safety Performance in Gas-Lifted Wells [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://www.weatherford.com/ en/products-and-services/production/artificial-lift-systems/gas-lift-systems/.

147. 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.

148. Optimization of Gas-Injected Oil Wells [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://support.sas.com/resources/papers/proceedings11/195-2011.pdf.

149. Optimization of the Lift Gas Compression System at the Eldfisk Complex [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://brage.bibsys.no/xmlui/ bitstream/handle/11250/183442/Aguilar-Ruysschaert,%20Rodrigo.pdf?sequence=1.

150. Optimization Problems with Periodic Boundary Conditions and Boundary Control for Gas-Lift Wells [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://link. springer.com/article/10.1007/s10958-015-2461 -y.

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

152. Simulation Study of Technical and Feasible Gas Lift Performance [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.ripublication.com/ ijpst16/ijpstv 10n1_03.pdf.

153. Stabilization of Gas-Lift Wells by Feedback Control [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://folk.ntnu.no/bjarnean/pubs/others/thesis-Eikrem.pdf

154. Standard Test Method for Foaming Characteristics of Lubricating Oils // ASTM D892-97. - 1997. - 12 p.

155. Surface Operations in Petroleum Production / Ed. by George V. Chilingar, Carrol M. Beeson // American Elsevier Publishing Company, Inc. - N-Y, 1969.

156. The Gas Lift Method of Pumping Oil Wells [Электронный ресурс]. -Режим доступа: https://www.onepetro.org/journal-paper/SPE-925093-G.

157. Thuc, P. D. Increase of Artificial Lift Efficiency at the Production Wells by Adding Surfactants to Flow / P. D. Thuc, T. S. Phiet, M. Ph. Karimov, N. V. Canh, A. G. Latupov, R. R. Ibragimov // CIPC-2001-139. - Calgary, Canada, 2001.