Управление технологическими режимами работы обводняющихся скважин по концентрическим лифтовым колоннам на поздней стадии разработки газовых залежей тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Рагимов Теймур Тельманович

• Рагимов Теймур Тельманович
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Рагимов Теймур Тельманович

Введение

1 Ретроспективный анализ применения технологии эксплуатации скважин на поздней стадии разработки газовых залежей

1.1 Осложнения при эксплуатации скважин газовых залежей на поздней стадии разработки

1.2 Классификация способов и геолого-технических условий применений отечественных и зарубежных технологий эксплуатаций скважин газовых залежей на поздней стадии разработки

1.3 Опыт эксплуатации скважин сеноманской залежи Уренгойского НГКМ

1.3.1 Характеристика объекта разработки и технологии добычи сеноманского газа

1.3.2 Характеристика объекта разработки и технологии добычи сеноманского газа

1.3.3 Динамика и характеристика современного состояния фонда скважин

1.3.4 Анализ динамики продуктивности эксплуатационных скважин

1.3.5 Анализ состояния призабойной зоны пласта и роста коэффициентов сопротивления на поздней стадии разработки

1.3.6 Анализ отклонений фактических технологических показателей работы скважин от проектных

1.3.7 Оценка энергетического потенциала использования технологической системы «пласт - скважина»

1.3.8 Характеристика методов эксплуатации и интенсификации добычи газа на поздней стадии разработки Уренгойского НКГМ

Выводы по главе

2 Техника и технология эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам

2.1 Техника, технология и опыт эксплуатации скважин по КЛК на поздней стадии разработки

2.2 Методика расчета режимов работы по КЛК без автоматического управления

2.3 Способ эксплуатации газовых скважин, оборудованных КЛК

2.4 Технические решения по предотвращению накопления жидкости в газосборных сетях

2.5 Технические решения и рекомендации по отделению жидких, мелкодисперсных и твердых частиц от газового потока на устье газовой скважины

2.6 Способы утилизации отсепарированных на устье газовых скважин жидкости и песка

Выводы по главе

3 Результаты исследований технологии эксплуатации скважин сеноманских залежей по концентрическим лифтовым колоннам

3.1 Результаты исследований эксплуатации скважины по концентрическим лифтовым колоннам без автоматического поддержания заданного дебита

3.2 Промысловая адаптация расчетной модели эксплуатации газовой скважины, оборудованной концентрическими лифтовыми колоннами

3.3 Результаты специальных газодинамических исследований скважины, оборудованной концентрической лифтовой колонной, с замером забойных параметров

3.4 Сравнение полученных данных с расчетными методами прогнозирования градиента давления

Выводы по главе

4 Промысловые испытания устьевого пескоотделителя на скважине № 514 Уренгойского НГКМ

4.1 Оборудование для проведения испытаний устьевой сепарации газовой скважины, оснащенной КЛК

4.2 Техника и технология проведения газодинамических исследований через ПСУ

4.3 Испытание работы ПСУ в процессе эксплуатации скважины одновременно по ЦЛК и МКП

4.4 Техническое решение по улучшению эффективности работы ПСУ

Выводы по главе

Заключение

Список сокращений и условных обозначений

Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Управление технологическими режимами работы обводняющихся скважин по концентрическим лифтовым колоннам на поздней стадии разработки газовых залежей»

Актуальность темы исследования

В настоящее время эксплуатация значительной части фонда скважин Уренгойского месторождения (сеноманская залежь) осложняется из-за скоплений жидкости в стволе скважины, на забое и в лифтовой колонне, образованием песчаных пробок на забое и абразивным износом технологического оборудования вследствие выноса песка вместе с газом.

Уренгойское месторождение перешло в стадию падающей добычи, рабочие дебиты скважин и давления неизбежно снижаются. В газосборную сеть поступают жидкость и песок, которые накапливаются в трубопроводах, перекрывая его проходное сечение, создавая дополнительные гидравлические сопротивления и ограничивая рабочие дебиты скважин. Эти явления приводят к самозадавливанию скважин и требуют периодических продувок, которые влекут за собой безвозвратные потери газа, наносящие ущерб экономике предприятия и окружающей среде. Для стабилизации режимов работы газовых промыслов «Проектом доразработки сеноманской залежи» ПАО «Газпром» предлагается часть скважин перевести на эксплуатацию по концентрическим лифтовым колоннам (КЛК) путем спуска в основную лифтовую колонну (ОЛК) дополнительной центральной лифтовой колонны меньшего диаметра (ЦЛК).

Для обеспечения стабильной эксплуатации обводняющихся скважин перспективным направлением является использование технологии устьевой сепарации скважинной продукции, позволяющей отделять механические примеси и жидкость из потока газа, поступающего в газосборный коллектор, а также автоматически регулировать расход газа по ЦЛК, что обеспечит работу скважины с гарантированным выносом жидкости и механических примесей по ЦЛК в широком диапазоне рабочих давлений и дебитов по скважине в целом.

Степень разработанности темы

Вопросами эксплуатации скважин газовых залежей на стадии падающей добычи занимались известные отечественные и зарубежные ученые, такие как Алиев З. С., Архипов Ю. А., Басниев К.С., Бузинов С. Н., Васильев Ю. Н., Власенко А. П., Гриценко А. И., Гужов А. И., Дикамов Д. В., Долгушин Н. В., Епрынцев А. С., Изюмченко Д. В., Клапчук О. В., Коротаев Ю. П., Кучеров Г. Г., Медко В. В., Меньшиков С. И., Мищенко И. Т., Николаев О. В., Одишария Г. Э., Паникаровский В. В., Плосков А. А., Пономарев А. И., Сахаров В. А., Харитонов А. Н., Шулепин С. А., Шулятиков В. И., Шулятиков И. В., Ли (J.F. Lea), Дж.Ф. Брилла (J.P. Brill), Х. Мукерджи (Н. Mukherjee), А. Хэйдждорна (A. Hagedorn), Р.Дж. Тёрнера (R.G. Turner), Х.Грея (Н. Gray) и др.

Цель работы: развитие способов управления технологическими режимами работы обводняющихся скважин по концентрическим лифтовым колоннам на поздней стадии разработки газовых залежей.

Основные задачи исследования

1. Анализ и обобщение работ, посвященных осложнениям при эксплуатации скважин на поздней стадии разработки газовых залежей.

2. Ретроспективный анализ опыта применения технологии эксплуатации газовых скважин по концентрическим лифтовым колоннам.

3. Проведение экспериментальных промысловых исследований газовой скважины, оборудованной КЛК без автоматического поддержания заданного дебита.

4. Адаптация расчетной модели эксплуатации газовой скважины, оборудованной концентрическими лифтовыми колоннами к результатам промыслового эксперимента на скважине №514 Уренгойского НГКМ.

5. Проведение специальных газодинамических исследований для уточнения продуктивной характеристики скважины с КЛК и гидравлических сопротивлений центральной лифтовой колонны и межтрубного кольцевого пространства с замерами устьевых и забойных параметров.

6. Анализ результатов промысловых исследований и расчетов по известным методикам расчета течения вертикальных многофазных потоков.

7. Проведение промысловых испытаний устьевого пескоотделителя на скважине, оборудованной КЛК, позволяющих отделять механические примеси и жидкость из потока газа, поступающего из скважины в газосборный коллектор и анализ результатов.

Научная новизна

1. Адаптирована к условиям двухфазного течения газа и воды в центральной лифтовой колонне модель расчета приведенных гидравлических потерь в вертикальном восходящем водовоздушном потоке ООО «Газпром ВНИИГАЗ» за счет настройки эмпирических коэффициентов уравнений модели по результатам измерений на скважине.

2. Установлено, что сходимость расчетных потерь давления к замеренным при движении газожидкостного потока в центральной лифтовой колоне чрезвычайно чувствительна к содержанию жидкой фазы в потоке, часть которой может находиться в мелкодисперсном состоянии и не улавливаться устьевыми исследовательскими сепараторами. Для межтрубного кольцевого пространства расчет потерь давления по известным методикам характеризуется удовлетворительной сходимостью к измеренным, однако лучшую обеспечивает предложенная в работе адаптированная модель.

3. Установлена закономерность снижения минерализации добываемой воды с увеличением дебита газожидкостного потока по центральной лифтовой колонне за счет увеличения содержания конденсационной воды.

Теоретическая и практическая значимость

1. Впервые на месторождении, расположенном в районе Крайнего Севера, отработаны методические подходы и решения по управлению режимом работы скважин по концентрическим лифтовым колоннам без автоматического регулирования.

2. Разработан алгоритм расчета оптимального режима работы скважины с КЛК, обеспечивающего вынос жидкости из ствола при условии минимизации потерь давления в лифтовых колоннах, обеспечивающий эксплуатацию газовой скважины без продувок и остановок.

3. Защищено патентом РФ:

- способ эксплуатации газовой скважины (патент № 2722899), позволяющий повысить эффективность работы скважины, оборудованной концентрической лифтовой колонной, без применения сложных автоматизированных управляющих комплексов.

4. Полученные результаты опытно-промысловых исследований газовой скважины с водопроявлением при её работе только по центральной лифтовой колонне с замером забойных и устьевых параметров рекомендуется использовать в качестве стандартных для апробации методик расчета двухфазных потоках в скважинах КЛК.

5. Использование пескоотделителя скважинного устьевого способствует предупреждению абразивного износа обвязки скважины и регулирующий арматуры, за счет очистки потока от песка и жидкости, что обеспечивает снижение гидравлических потерь и предотвращение гидрато - и льдообразования в газосборном коллекторе.

Методология и методы исследования

В работе использованы: метод математической статистики при обработки результатом промысловых испытаниях, для настройки значений эмпирических коэффициентов в расчете приведенных гидравлических потерь газожидкостного потока лифта; метод цифрового моделирования, с применением сертифицированным программным комплексом PIPESIM.

Положения выносимые на защиту

1. Алгоритм построения карты технических режимов работы скважины с КЛК при заданных значений газосборного коллектора, при отсутствии регулирования дебита газа устьевой системой автоматизации.

2. Обоснование технологического режима эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам на основе уточной модели течения двухфазного газожидкостного потока.

3. Техническое решение для повышения эффективности работы устьевого исследовательского сепаратора, обеспечивающего коагуляцию мелкодисперсных капель жидкости в потоке газа.

Степень достоверности и апробация результатов

Достоверность результатов работы обеспечена данными, полученными в ходе опытно-промысловых испытаний и комплексных гидродинамических газоконденсатных исследований скважин, выполненных по стандартизированным методикам с применением поверенных приборов измерения устьевых и забойных параметров.

Достоверность численных исследований и результатов моделирования фазовых состояний, гидродинамических режимов обеспечена использованием сертифицированного программного комплекса PIPESIM (версии 2015.4).

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на XII международной научно-практической конференции «Передовые инновационные технологии разработки, перспективы и опыт использования, проблемы внедрения в производство» (Казань, 2019 г.), на международной научно-практической конференции «Техника и технология: теория и практика» (Пенза, 2020 г.), на 71-я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых учёных УГНТУ (Уфа, 2020 г.), на III международной научно-практической конференции «Актуальные вопросы исследования нефтегазовых пластовых систем» (Москва, 2020 г.).

Публикации

По результатам представленных в работе исследований опубликовано 12 научных работ, в том числе 2 статьи в научных журналах, цитируемых в международных базах данных Scopus, 9 статей в журналах, рекомендованных

ВАК Министерства науки и высшего образования РФ, получен 1 патент на результаты интеллектуальной деятельности.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающего 119 наименований. Работа изложена на 202 страницах машинописного текста, содержит 74 рисунков и 37 таблиц.

Автор выражает особую благодарность научному руководителю д.т.н., профессору А. И. Пономареву за выбор направления исследований, ценные советы и рекомендации в ходе работы. Искренняя признательность и благодарность к.т.н. В. И. Шулятикову, к.т.н., доценту Е. С. Юшину, к.ф-м.н. Р. Н. Галимову, к.т.н. А. А. Плоскову, а также благодарит руководство и технических специалистов ООО «Газпром добыча Уренгой» за неоценимую помощь в организации и проведении исследований по теме диссертации.

1 РЕТРОСПЕКТИВНЫЙ АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ

ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

1.1 Осложнения при эксплуатации скважин газовых залежей на поздней

стадии разработки

Разработка и эксплуатация месторождений природного газа с истощением запасов неизменно сопровождается рядом ограничивающих добычу факторов, а также осложняющих процессы извлечения углеводородов из продуктивного пласта.

Учеными и специалистами-промысловиками выделяются три основные стадии эксплуатации месторождений:

1. Этап, сопровождаемый существенным приростом отборов и периодом опытно-промышленной эксплуатации месторождения (ранняя стадия).

2. Этап, характеризующийся промышленной разработкой залежей и следующий за ранней стадией, а также предусматривающий определенные темпы отбора газа (основная стадия).

3. Этап, приходящий на смену основной стадии, которому свойственны значительный суммарный отбор углеводородов относительно начальных запасов, сниженное пластовое давление (исключение - водонапорный режим) и дебиты скважин (завершающая или поздняя стадия, стадия падающей добычи). На этом этапе вводятся дожимные компрессорные станции (ДКС) с целью подачи газа в магистральный газопровод.

В некоторых источниках к рассмотренным стадиям предлагается добавить актуальную для районов Крайнего Севера стадию «доразработки на энергоемкий местный потребитель», так как становится нерентабельной транспортировка газа

по магистральным трубопроводам в связи с удаленностью от промышленного центра [5,26].

Известно, что завершающая стадия эксплуатации газовых месторождений сопровождается процессами разрушения призабойной зоны пласта (ПЗП), а также интенсивным водопроявлением, что ведёт к падению дебитов скважин. Вследствие повышения уровня столба жидкости на забое скважины растет противодавление на пласт, и скважина переходит в категорию так называемых «самозадавливающихся». Самозадавливанием принято называть такое состояние скважины, при котором гидростатическое давления столба жидкости приближено или превышает уровень депрессии на пласт [7,36].

В работе [12] приводятся два основных варианта эксплуатации газодобывающих скважин (Рисунок 1.1).

а б

а - вариант эксплуатации с выносом жидкости с забоя скважины; б - вариант эксплуатации, когда жидкость скапливается на забое скважины

Рисунок 1.1 - Система «пласт - скважина - шлейф» на поздней

стадии разработки

Первый вариант (а) эксплуатации скважины возможен в случае достаточного пластового давления газа для выноса флюида на дневную поверхность скважины и последующей транспортировки до установки комплексной подготовки газа (УКПГ). Второй вариант (б) эксплуатации скважины характеризуется тем, что энергии коллектора (при дебитах 1...5 тыс. м3/сут) становится недостаточно для осуществления совместного подъема скопившейся жидкости, которая скапливается на забое скважины.

Вопросами разработки и эксплуатации скважин газовых залежей на стадии падающей добычи занимались известные отечественные и зарубежные ученые, такие как Алиев З.С., Архипов Ю.А., Басниев К.С., Бузинов С.Н., Васильев Ю.Н., Власенко А.П., Гриценко А.И., Гужов А.И., Дикамов Д.В., Долгушин Н.В., Епрынцев А.С., Изюмченко Д.В., Клапчук О.В., Коротаев Ю.П., Кучеров Г.Г., Лапердин А.Н., Медко В.В., Меньшиков С.И., Мищенко И.Т., Муравьев В.М., Николаев О.В., Одишария Г.Э., Паникаровский В.В., Плосков А.А., Пономарев А.И., Рассохин Г.В., Сахаров В.А., Тер-Саркисов P.M., Харитонов А.Н., Шулепин С.А., Шулятиков В.И., Шулятиков И.В., Brill J.P., Gray Н.Е., Dukler А.Е., Coleman S. B., Lea J. F., Mukherjee Н., Nickens Н., Turner R. G., Wells М. и др.

На протяжении последних 20 лет существенно осложнились условия добычи углеводородов на месторождениях ПАО «Газпром», сосредоточенных в сеноманских залежах Надым-Пур-Тазовского региона Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО). Более 30 лет эксплуатируются Уренгойское, Вынгапуровское, Комсомольское, Медвежье и Ямбургское месторождения.

Кроме того, ограничение дебитов газовых скважин может быть обусловлено и иными геолого-промысловыми условиями эксплуатации, такими как образование конусов подошвенных вод, забойное образование газогидратов, возможное возникновение смятия эксплуатационной колонны, а также разрушение ее и лифтовых труб с устьевым оборудованием вследствие коррозионно-эрозионных процессов.

Как сообщается авторами [101], разрушение ПЗП происходит по причине превышения градиента давления на забое скважины некой критической величины после чего частицы песка и других пород выносятся из коллектора в ствол и при определенной скорости восходящего потока выносятся на поверхность. Механические примеси, поступившие из пласта и не вынесенные на устье, скапливаются на забое и формируют песчаные пробки, усложняющие эксплуатацию скважин на стадиях падающей добычи. Недопущение образования песчаных пробок путем ограничения дебита негативно сказывается на потенциале коллектора, поэтому обычно прибегают к различным методам удаления таких уплотнений [79,100] или применяют специальные фильтры (щелевые, проволочные, гравийные и т.д.).

Прорыв краевых вод может стать причиной снижения проницаемости ПЗП и основным фактором, блокирующим приток газа в скважину. При этом существует некая степень вскрытия продуктивного пласта, когда обеспечивается высокая вероятность того, что конус подошвенных вод не образуется. Прорвавшие воды удаляют механизированными, физико-химическими методами, а также путем закрытия скважины для снижения уровня флюида.

Изменение термодинамического равновесия в выносимом потоке, содержащим влагу, способствует формированию гидратов природных газов. Вследствие образования гидратных пробок и обмерзания оборудования существенно осложняется разработка месторождений, требуя применения некоторых технико-технологических решений для удаления такого рода образований и восстановления необходимого уровня притока.

Опасность смятия эксплуатационной колонны, как правило, при нормальной эксплуатации скважин (даже при высоких депрессиях на пласт) исключается. Тем не менее, возможно разрушение подъемных труб и устьевого оборудования, в особенности, при наличии в добываемой продукции диоксида углерода С02 и сероводорода Н^ с высоким парциальным давлением. На этих месторождениях используются трубы и оборудование в коррозионностойком исполнении,

применяется фонтанная и трубопроводная арматура с различными защитными наплавочными и напыляемыми покрытиями ответственных зон [100], системы ингибирования и другие технологические методы.

Автором [22] упоминается, что особенностями разработки сеноманских залежей на стадии падающей добычи являются:

- образование конденсационной воды (в объеме 2 литров на каждые 1000 м3

газа);

- ослабление и обрушение породы, слагающей продуктивный пласт;

- мощные этажи газоносности (40...100 м) и диаметр используемых эксплуатационных колонн (219 мм) в зоне вскрытия коллектора.

В результате неизбежного намокания породы пласта снижается ее прочность вследствие действия стекающих конденсационных вод. Итогом этого процесса является интенсификация выноса слагающей коллектор породы в ствол скважины, частичное оседание ее на забое, а также подъем потоком газа на устье.

Так, в работе [22] сообщается, что широкий градиент дебитов разрабатываемых скважин Медвежьего нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) ЯНАО, работающих в один шлейф, при существенном падении пластового давления и относительно высоких давлений на входе в установку комплексной подготовки газа (УКПГ) приводят к так называемому «самозадавливанию» и искусственному снижению продуктивности низкодебитных скважин. По состоянию на 2011 г. на Медвежьем НГКМ работало в режиме «самозадавливания» порядка 100 скважин (более 30 % эксплуатационного фонда). Как правило, на забоях таких скважин скапливается конденсационная вода, ухудшающая продуктивные характеристики, вплоть до возможной их полной остановки. Осложняется возникающая ситуация тем, что в случае запуска скважины приходится сталкиваться с проблемами низких температур, и, кроме того, с режимами, не обеспечивающими вынос жидкой фазы на устье. К главным причинам «самозадавливания» скважин Медвежьего НГКМ можно отнести тот факт, что они осваивались крайне неравномерно. Также, прежде всего,

на обводненность скважин влияет и качество цементирования эксплуатационных колонн [21].

Также по Медвежьему НГКМ в работе [26,27] сделаны следующие заключения, касающиеся причин снижения дебитов скважин ниже критических границ, в результате которых последние работают в режиме «самозадавливания»:

- ограничение дебита с целью недопущения активизации пескопроявления и максимально возможного уровня депрессии на коллектор;

- интенсификация проявления подошвенных вод;

- недостаточная (малая) скорость многофазного потока в лифтовой колонне;

- различные геолого-технические причины;

- возникновение притока пластовых вод;

- низкая продуктивность;

- малая глубина подвески башмака насосно-компрессорных труб (НКТ).

Кроме того, автором установлено, что наибольшее число

самозадавливающихся скважин (82,2 %) работает по диаметрам лифтовых колонн 168 мм и по комбинированным колоннам с диаметрами 127 и 168 мм.

Этот факт подтверждается также в работе [63], где одним из промыслово-технологических факторов, влияющих на разработку сеноманских залежей Западной Сибири, назван выбор больших диаметров НКТ согласно проекту. Это решение было целесообразным на ранней стадии эксплуатации, так как при этом за счет снижения скорости газа обеспечивалась и минимизация его потерь при высоких дебитах. Однако применение больших диаметров лифтовых труб на стадии падающей добычи сеноманского газа не позволило установить требуемый напор среды для выноса жидкости.

Другим фактором стало то, что районам Крайнего Севера присущи многолетнемерзлые породы, в которых остаточная водонасыщенность доходит до 30 % [63]. При подъеме и охлаждении газа содержащаяся в нем жидкость начинает конденсироваться на стенках НКТ, поэтому даже до обводнения

дренируемой области конденсационная вода приводит к «самозадавливанию» скважин.

Авторами [13, 96] приводятся сведения об источниках поступления на забой скважин жидкости. При анализе Уренгойского, Медвежьего и Ямбургского месторождений выявлено, что 82 % от общего числа скважин составляют скважины с конденсационной водой, в то время как лишь 18 % составляют скважины с пластовой водой. Выработка сеноманских залежей на Уренгойском и Медвежьем месторождении составляет более 80 %, на месторождениях Ямбургской площади -более 70 % [96].

Вследствие намокания породы пласта ПЗП на поздней стадии эксплуатации месторождений происходит ее разрушение, интенсифицируются процессы так называемого пескопроявления.

Вопросы течения многофазных скважинных потоков подробно освещены в трудах многих зарубежных исследователей, среди которых можно выделить работы Azzopardi B. J., Brill J. P., Gray W. G., Lea J. F., Turner R. G., Hubard M. G., Dukler A. E. и др. [104, 105, 107, 108, 111, 118, 119].

Таким образом, при благоприятных условиях работы вместе с газом на поверхность выносится жидкость и механические примеси, однако, при этом возникают проблемы их устьевой сепарации и защиты оборудования и шлейфовых трубопроводов от коррозии, коррозионно-механического износа и обмерзания в районах Крайнего Севера.

1.2 Классификация способов и геолого-технических условий применений отечественных и зарубежных технологий эксплуатаций скважин газовых

залежей на поздней стадии разработки

Опыт эксплуатации обводняющихся газодобывающих скважин на поздней стадии позволяет разделить все имеющиеся способы на две категории - методы,

уменьшающие поступление вод и методы, освобождающие ствол от поступившей воды (Рисунок 1.2).

Рисунок 1.2 - Классификация методов эксплуатации газовых скважин в условиях

повышенной обводненности [65]

Последняя группа методов подразделяется на три направления:

- газодинамическое;

- физико-химическое;

- механизированное.

Направления по удалению жидкости с забоя скважин имеют периодический или непрерывный характер действия.

В работах [16, 51, 66, 85] приводится описание основных применяющихся методов эксплуатации скважин газовых залежей на поздней стадии разработки, рассмотрим основные из них.

Применение того или иного способа удаления жидкости с забоя

эксплуатационной скважины зависит от:

- геолого-промысловой характеристики газонасыщенного пласта;

- конструкции скважины;

- качества цементирования заколонного пространства;

- периода разработки залежи;

- количества и причин поступления жидкости в скважину.

Эффективность выбора метода удаления жидкости с забоя скважин

обосновывается специализированными исследованиями скважин и технико-экономическими расчетами.

Гидродинамической основой существующих методов удаления скопившегося флюида с забоя обводняющихся газодобывающих скважин является механизм движения газожидкостных потоков и пенных систем в лифтовой колонне НКТ.

К геолого-техническим мероприятиям (ГТМ) по поддержанию стабильного режима работы самозадавливающихся скважин относятся:

- выполнение капитального ремонта скважин (КРС), включающего качественное крепление призабойной зоны пласта и водоизоляционные работы;

- периодическая продувка ствола скважины на факел с выпуском газа в атмосферу (применяется наиболее часто среди известных способов удаления жидкости на месторождениях Крайнего Севера);

- использование поверхностно-активных веществ (ПАВ) и пенных составов;

- плунжерный лифт (газлифт);

- периодическая закачка сухого газа в затрубное пространство;

- применение технологии концентрического лифта;

- замена труб лифтовой колонны на трубы меньшего диаметра.

Наиболее широко применяют только следующие мероприятия:

- периодические продувки на факел;

- обработка скважины ПАВ и пенными составами;

- проведение КРС, включающего крепление призабойной зоны пласта

и водоизоляционные работы.

На месторождениях Крайнего Севера одним из наиболее применяемых способов удаления жидкости с забоя скважин является периодическая продувка со сбросом газа в атмосферу (Рисунок 1.3).

Рисунок 1.3 - Схема продувки газодобывающей скважины в атмосферу

Метод является крайне неэффективным по причине высоких газопотерь. В течение года число продувок скважин может варьироваться от 30 до 365 и напрямую зависит от величины жидкостных накоплений на забое. Цикличность продувок зависит от изменения дебита скважины; не рекомендуется выполнять продувку при снижении дебита более чем на 30...70 %. Кроме того, что при периодических продувках происходят существенные потери газа, к негативным моментам также стоит отнести и разрушительное воздействие на ПЗП при увеличении депрессии на пласт, отсутствие длительного эффекта от технологии и загрязнение окружающей среды.

Применение ПАВ-технологий обеспечивает лишь кратковременный эффект от достижения требуемого уровня дебита скважин и требует периодических

повторов для его поддержания. При этом использование ПАВ может быть выполнено только оператором, а за одну обработку возможно повысить дебит ориентировочно на 10...20 % [14]. Не столь высокую эффективность может снизить глубокий зумпф (более 10.25 м), большое расстояние (более 50 м) башмака НКТ до верхних отверстий перфорации эксплуатационной колонны, а также наличие песчано-глинистой пробки. Для обработок ПЗП скважин используются ПАВ различного состояния (твердые, жидкие и жидкие с последующей продувкой метанола). Широкое и повсеместное применение ПАВ-технологий весьма ограничено тем, что образуются устойчивые пенные системы, ведущие к трудностям в работе промыслового оборудования и возникновению аварий с ним, снижению качества промысловой подготовки газа и дополнительной нагрузке на оборудование ДКС. Во избежание перечисленных возможных ситуаций в ПАВ принято добавлять глобулярные гидрофобные пеногасители.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Рагимов Теймур Тельманович, 2022 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Алиев З.С. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / З.С. Алиев, Г.А. Зотов - М.: Недра, 1980, 301 с.

2. Алиев З.С., Андреев С.А., Власенко А.П., Коротаев Ю.П. Технологический режим работы газовых скважин. - М.: Недра, 1978, - 279 с.

3. Алиев З.С., Хабибуллин Р.А., Панкин Н.А. Анализ результатов исследований газовых скважин Ямбургского ГКМ и Заполярного ГНКМ (Рекомендации по оптимальному объему и методам исследования). Казань: Изд-во КГТУ, 1999. - 140 с.

4. Амелин А.Г. Теоритические основы образования тумана при конденсации пара / А. Г. Амелин - М.: Издательство "Химия", 1972. - 304 с.

5. Арбузов В.Н. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: учебное пособие. Часть 2 - издательство Томского политехнический университета, 2012. -272 с.

6. Архипов Ю.А. Совершенствование методов обоснования режимов работы газовых скважин: диссертация кандидата технических наук: 25.00.17. / Архипов Юрий Александрович. - М., 2011. - 186 с.

7. Ахмедов Б.Г. Эксплуатация газовых скважин на поздней стадии разработки / Б.Г. Ахмедов, С.Н. Бузинов // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИЭгазпром, 1980, вып. - С. 10-37.

8. Белов И.Г. Теория и практика периодического газлифта. М.: «Недра», 1975.

- 130 с.

9. Брилл Д. П. Многофазный поток в скважинах. / Д. П. Брилл, Х. Мукерджи

- М. ООО «Библиотека нефтяного инжиниринга»: 2006. - 384 с.

10. Бугрий О.Е. Проблемы и перспективы добычи низконапорного газа на месторождениях Западной Сибири / О.Е. Бугрий, Е.М. Нанивский, А.Н. Кульков

и др. // Приоритетные направления развития Уренгойского комплекса: сб. науч. тр. - М.: Недра, 2013. - С. 389-396.

11. Булейко В.М. Технология очистки шлейфов скважин с использованием гелевых поршней / В.М. Булейко, В.В. Булейко, В.В. Салюков // Разработка месторождений углеводородов: сб. науч. тр. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2008. - С. 290-297.

12. Валеев А.Ф. Информационно-измерительная система управляемой насосной откачки пластовой жидкости из обводненных газовых скважин: диссертация. кандидата технических наук. - Оренбург: ОГУ, 2015. - 166 с.

13. Васильев Ю.Н. Прогнозирование обводнения газовых скважин конденсационной водой. / Ю.Н. Васильев, Н.И. Дубина // ООО «ИРЦ Газпром». М. 2005. - 64 с.

14. Гасумов Р.А. Техника и технология удаления жидкости из газовых скважин с помощью пенообразующих веществ / Р.А. Гасумов, Ю.С. Тенищев, З.С. Салихов, С.В. Мазанов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2007. - № 9. - С. 53-57.

15. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин. М.: "Наука",1995.

16. Гукасов Н.А. Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин в период падающей добычи / Н.А. Гукасов, Г.Г. Кучеров. - М.: Недра, 2006. - 214 с.

17. Деревягин А.М. Безлюдные технологии автоматизации труднодоступных месторождений / А.М. Деревягин, А.Р. Степанов, А.Е. Чернов, А.Н. Косолапов // Территория Нефтегаз. - 2017. - № 9. - С. 14-18.

18. Джеймс Ли, Генри В. Никенс, Майкл Уэллс. Эксплуатация газовых скважин при наличии жидкой фазы. Перевод с английского. Формат:70х100/16 350 с. ISBN: 978-5-903363-06-3.

19. Дикамов Д.В. Влияние технических мероприятий по борьбе с накоплением жидкости в газосборных сетях на режимы эксплуатации скважин

/ Д.В. Дикамов, А.А. Ротов, Д.В. Изюмченко, В.А. Истомин, А.В. Елистратов, Т.В. Чельцова // Вести газовой науки - 2016. - № 2. - С. 78-83.

20. Дикамов Д.В. Особенности эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам / Д.В. Дикамов, В.З. Минликаев, М.А. Имшенецкий, И.В. Шулятиков // НЕФТЕГАЗ. №2 , - 2009 - С. 64-67.

21. Дикамов Д.В. Особенности эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам на месторождении Медвежье / Д.В. Дикамов, И.В. Шулятиков, И.В. Мельников // VIII Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», посвященная 80-летию РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина - 2010. - С.164-165.

22. Дикамов Д.В. Совершенствование технологии эксплуатации скважин сеноманских залежей по концентрическим лифтовым колоннам на поздней стадии разработки: диссертация. кандидата технических наук: 25.00.17. / Дикамов Дмитрий Владимирович. - Москва: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2011. - 102 с.

23. Дикамов Д.В. Техника и технологии для эксплуатации месторождений на заключительной стадии разработки // Газовая промышленность. - 2014. - № 9. -С. 82-84.

24. Дикамов Д.В. Технология устьевой сепарации песчано-жидкостных смесей на Уренгойском НГКМ с применением пескоотделителя в составе обвязки газовой скважины / Д.В. Дикамов, В.И. Шулятиков, А.Д. Приходченко, Т.Т. Рагимов, Е.С. Юшин // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2020. - № 5. - С. 35-41.

25. Евликова Л.Н. Особенности темпа падения пластового давления сеноманской залежи Уренгойского месторождения на поздней стадии разработки месторождения / Л.Н. Евликова, Ю.Е. Дорошенко, О.В. Куранина, М.А. Максимова // Вести газовой науки. - 2014. - № 4. - С. 34-44.

26. Епрынцев А.С. Проблемы эксплуатации обводняющихся скважин газовых месторождений в стадии падающей добычи / А.С. Епрынцев, П.С. Кротов, А.В. Нурмакин, А.Н. Киселев // Вестник ОГУ. - 2011. - № 16. - С. 41-44.

27. Епрынцев А.С. Разработка технико-технологических решений по эксплуатации скважин газовых месторождений на стадии падающей добычи: диссертация. кандидата технических наук: 25.00.17. / Епрынцев Антон Сергеевич

- Тюмень: ТюмГНГУ, 2012. - 173 с.

28. Ерофеев А.А. Определение эффективности геолого-технических мероприятий по увеличению продуктивности скважин / А.А. Ерофеев, И.Н. Пономарева, В.А. Мордвинов // Научные исследования и инновации. - 2010.

- № 2. - С. 22-26.

29. Ефимов В.В. Влияние технологических осложнений завершающей стадии разработки Ямбургского месторождения на качество промысловой очистки продукции сеноманской залежи / В.В. Ефимов, Д.В. Халиулин // Экспозиция Нефть Газ - 2012. - Москва - С. 68-74.

30. Ефимов В.В. Осложнение очистки промысловой продукции сеноманской залежи Ямбургского месторождения на завершающей стадии разработки / В.В. Ефимов, Д.В. Халиулин, Л.Э. Халиулина // Наука и образование сегодня -№ 12, 2018. - Москва - С. 17-21.

31. Ефимов В.В. Образование газовых гидратов на элементах внутренних устройств сепараторов при промысловой подготовке природного газа / В.В. Ефимов, Д.В. Халиулин, Л.Э. Халиулина // International scientific review -2018. - № 1. - С. 27-34.

32. Ефимов В.В. Предупреждение образования газовых гидратов на элементах внутренних устройств входных сепараторов при промысловой подготовке газа сеноманской залежи Ямбургского НГКМ / В.В. Ефимов, Д.В. Халиулин // Экспозиция нефть газ - 2012. - № 1. - С. 17-20.

33. Зиберт А.Г. Совершенствование оборудования с прямоточными центробежными элементами / А. Г. Зиберт, Г. К. Зиберт, И. М. Валиуллин // Газовая промышленность - № 9, 2008. - Москва - С. 72-74

34. Изюмченко Д.В. Влияние реконструкции объектов добычи газа на показатели разработки месторождений / Д.В. Изюмченко, А.В. Елистратов, Ю.А. Лаухин // Вести газовой науки. - 2016. - № 2. - С. 34-38.

35. Изюмченко Д.В. Газожидкостные потоки в вертикальных трубах: парадоксы гидродинамики / Д.В. Изюмченко, О.В. Николаев // Вести газовой науки. - 2013. - №4. - С.36 - 45.

36. Изюмченко Д.В. Эксплуатация газовых скважин в условиях активного водо- и пескопроявления / Д.В. Изюмченко, Е.В. Мандрик, С.А. Мельников, А.А. Плосков, В.В. Моисеев, А.Н. Харитонов, С.Г. Памужак // Вести газовой науки.

- 2018. - № 1. - С. 235-242.

37. Ильмурзина Д.О. Технологическое обоснование эффективности системы эксплуатации скважин с применением технологии концентрических лифтовых колонн // European Student Scientific Journal. - 2019. - № 3.

38. Илюшин П.Ю. Разработка методики определения динамики обводнения продукции скважин с учетом влияния геологических и технологических показателей / П.Ю. Илюшин, С.В. Галкин, Т.Б. Поплаухина, Н.Г. Лузина // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 4. - С. 108-110.

39. Истомин В.А. Особенности предупреждения льдо- и гидратообразования в системах сбора газа на поздней стадии эксплуатации сеноманских залежей месторождений Западной Сибири / В.А. Истомин, В.Г. Квон, А.А. Тройникова, П.А. Нефедов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья.

- 2016. - № 2. - С. 25-30.

40. Колмаков А.В. Исследование и разработка технологии выработки остаточных запасов низконапорного газа сеноманских залежей: дис. ... канд. техн. наук. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2012. - 170 с.

41. Коловертнов Г.Ю. Автоматизация процесса удаления жидкости из газовых скважин и шлейфов / Г.Ю. Коловертнов, А.Н. Краснов, Ю.С. Кузнецов, М.Ю. Прахова, С.Н. Федоров, Е.А. Хорошавина // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015.

- № 9. - С. 70-76.

42. Корякин А.Ю. Актуальные вопросы завершающей стадии разработки основных базовых месторождений ООО «Газпром добыча Уренгой». Переход к ликвидационным работам и порядок их проведения / А.Ю. Корякин, О.А. Николаев, В.Ф. Гузов и др. // Приоритетные направления развития Уренгойского комплекса: сб. науч. тр. - М.: Недра, 2013. - С. 58-62.

43. Корякин А.Ю. Испытание технологии эксплуатации газовой скважины Сереро-Уренгойского месторождения с закачкой скважиной жидкости в поглощающий горизонт/ А.Ю. Корякин, Д.В. Дикамов, Р.Н. Исмагилов, М.Г. Жариков, А. А. Фролов, Е.В Головченко // Газовая промышленность - 2019. -№ 5. - С. 42-46.

44. Корякин А.Ю. Комплексное использование промысловых объектов Уренгойского НГКМ в условиях разработки сеноманской, валанжинской и ачимовских залежей / А.Ю. Корякин, А.И. Ермолаев, П.П. Слугин, И.В. Игнатов, В.Ф. Кобычев // Газовая промышленность. - 2018. - № 7. - С. 58-64.

45. Корякин А.Ю. Комплексные решения задач разработки и эксплуатации скважин Уренгойского добывающего комплекса. - М.: Нефть и Газ, 2016. - 272 с.

46. Корякин А.Ю. Опыт применения технологии эксплуатации газовой скважины по концентрическим лифтовым колоннам на Уренгойском НГКМ / Корякин А.Ю., Дикамов Д.В., Типугин А.А., Галеев Р.Т., Кондратьев К.И. // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2018. - № 5. - С. 6265.

47. Корякин А.Ю. Перспективные направления развития промыслового оборудования сеноманских УКПГ на Уренгойском месторождении / А.Ю. Корякин, О.А. Николаев, В.В. Семенов, А.В. Семушкин // Газовая промышленность. - 2014. - № 7. - С. 68-71.

48. Кудияров Г.С. Особенности работы систем сбора газа сеноманской залежи Ямбургского месторождения на завершающей стадии разработки / Г.С. Кудияров, В.А. Истомин, А.А. Ротов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2017. - № 5. - С. 5-13.

49. Кустышев А.В. Эксплуатация скважин на месторождениях Западной Сибири / А.В. Кустышев. - Тюмень: Вектор-Бук, 2016. - 168 с.

50. Лапердин А.Н. Внедрение технологии эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам: методика подбора скважин и оптимизация конструкции / А.Н. Лапердин, А.В. Кустышев, А.С. Епрынцев, С.К. Ахмедсафин // Наука и ТЭК. - 2011. - № 1. - С. 80

51. Ли Джеймс. Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин / Ли Джеймс, И. Генри, М. Уэллс; пер. с англ. - М.: ООО «Премиум инжиниринг», 2008. - 384 с.

52. Лобанов В.И. Опыт реализации технологии эксплуатации газовой скважины по концентрическим лифтовым колоннам со сталеполимерной лифтовой колонной / В.И. Лобанов, М.Ю. Сафронов, А.И. Копылов, Т.Т. Рагимов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2020. - № 5. - С. 4246.

53. Мандрик Е.В. Технологические подходы к эксплуатации скважин в осложненных условиях / Е.В. Мандрик, С.А. Мельников, А.А. Плосков, В.И. Шулятиков, С.Г. Памужак / Нефтегазовое дело - №3, 2018. - Москва - С.50-55.

54. Медко В.В. Промысловые испытания технологии эксплуатации малодебитных скважин с закачкой газа в затрубное пространство / В.В. Медко, А.Н. Харитонов, С.Н. Бузинов // «Газовая промышленность». - № 11, 2006. -Москва-С. 29-32.

55. Медко В.В. Технология удаления жидкости из газовых скважин с лифтовыми колоннами больших диаметров: диссертация. кандидата технических наук: 25.00.17 / Медко Владимир Васильевич. - М., 2007. - 142 с.

56. Минликаев В.З. Анализ состояния газопромысловых объектов ВГП и мероприятий, направленных на повышение надежности и эффективности оборудования трубопроводов на поздней стадии разработки / В.З. Минликаев // Проблемы добычи и обустройства газовых и газоконденсатных месторождений

на поздней стадии разработки: материалы НТС. - М.: ИРЦ Газпром, 1997. - C. 6978.

57. Минликаев В.З. Новый этап совершенствования технологий эксплуатации скважин сеноманских залежей / В.З. Минликаев, Д.В. Дикамов, А.Ю. Корякин, В.Ф. Гузов, М.А. Донченко, В.И. Шулятиков // Газовая промышленность - 2014. - № 3. - С. 85-88.

58. Минликаев В.З. Опыт эксплуатации скв. 514 сеноманской залежи Уренгойского НГКМ, оборудованной концентрическими лифтовыми колоннами / В.З. Минликаев, Д.В. Дикамов, С.В. Мазанов, А.Ю. Корякин, М.А. Донченко // Газовая промышленность - 2015. - № 5. - С. 85-88.

59. Минликаев В.З. Устьевое оборудование для эксплуатации скважин Ямбургского месторождения по концентрическим лифтовым колоннам / В.З. Минликаев, Д.В. Дикамов, С.В. Мазанов и др. // Нефтегаз International. - 2010. - № 1. - С. 20 - 21.

60. Минликаев В.З. Эксплуатация самозадавливающихся скважин в условиях завершающего этапа разработки месторождения / В.З. Минликаев, Д.В. Дикамов, А.Г. Глухенький и др. // Газовая промышленность. - 2010. - №2. - С. 76-77.

61. Мордвинов В.А. Определение эффективности геолого-технических мероприятий на основе комплексной оценки фильтрационных характеристик пластов / В. А. Мордвинов, И.Н. Пономарева, В.И. Пузиков // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2015. - № 11. - С. 26-30.

62. Николаев О.В. Методика расчета технологических параметров вертикальных газовых скважин, продукция которых содержит жидкость / О.В. Николаев, В.А. Соколов // Вести газовой науки. - 2016. - № 2. - С.84-90.

63. Николаев О.В. Регулирование работы газовых скважин на завершающей стадии разработки залежей по результатам экспериментальных исследований газожидкостных потоков в вертикальных трубах: дисс. канд. техн. наук: 25.00.17 / Николаев Олег Валерьевич. - Москва, 2012. - 128 с.

64. Одишария Г.Э. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей / Г.Э. Одишария, А.А. Точигин // Всерос. науч.-исслед. ин-т природных газов и газовых технологий, Ивановский государственный энергетический университет. -М., 1998. - 400с.

65. Отчет НИИ природных газов и газовых технологий ВНИИГАЗ ОАО «Газпром» о научно-исследовательской работе от 8 декабря 2005 г. № 508304-16 «Совершенствование технологий и технических средств эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях ОАО «Газпром», в том числе с падающей добычей и сложными горно-геологическими условиями».

66. Паникаровский В. В. Обеспечение устойчивых технологических режимов эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождения с применением устьевых газоструйных аппаратов / А.И. Пономарев, В.С. Вербицкий, А.Э. Федоров, А.А. Ибатулин // Нефть и газ. - 2017. - № 5. - С. 85-89.

67. Пат. 2311945 Российская Федерация, МПК В0Ш 45/12. Центробежный газожидкостной сепаратор / К.М. Мусин, Л.Т. Салахов, Д.В. Страхов, Р.З. Зиятдинов, В.Б. Оснос. - № 2006120242/15; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» имени В. Д. Шашина; заявл. 08.06.06; опубл. 10.12.07, Бюл. № 34.

68. Пат. 2687706 Российская Федерация, МПК Е21В 43/12, Е21В 43/34. Спрсоб эксплуатации обводненных газовых скважин /Ахмедсафин С.К., Корякин А.Ю., Дикамов Д.В., Имагилов Р.Н., Кобычев В.Ф., Типугин А.А., Фролов А.А. - № 2018104646; заявитель ООО "Газпром добыча Уренгой"; заявл. 02.06.18; опубл. 15.05.19, Бюл. № 45.

69. Пат. 2513942 Российская Федерация, МПК Е21В 43/12. Способ эксплуатации газовой скважины / Кустышев А.В., Шулятиков И.В., Епрынцев А.С., Якимов И.Е., Немков А.В., Шемякин Д.Н. - № 201230374/03; заявитель и патентообладатель ООО «ТюменНИИгипрогаз»; заявл. 17.07.12; опубл. 20.04.14, Бюл. № 11.

70. Пат. 2626842 Российская Федерация, МПК B01D 19/00, E21B 43/34. Скважинный приустьевой отбойник и способ удаления твердых примесей из скважинного приустьевого отбойника / В.И. Шулятиков, Д.В. Дикамов. - № 2016127871; заявитель и патентообладатель Шулятиков В.И.; заявл. 11.07.16; опубл. 02.08.17.

71. Пат. 2644610 Российская Федерация, МПК B01D 45/12. Сепаратор газовый вихревой / Э.В. Юрьев, В.Э. Юрьев. - № 2016114718; заявитель и патентообладатель Э. В. Юрьев, В.Э. Юрьев; заявл. 17.04.16; опубл. 18.10.17, Бюл. № 5.

72. Пат. 2651740 Российская Федерация, МПК E21B 43/12, E21B 33/03. Способ эксплуатации газовой скважины / Лачугин И. В., Белогубец Ф.А., Гриценко В.Д., Черниченко В.В., Шевцов А.П., Черноиванов Д.В. - № 2017117068; заявитель и патентообладатель ООО «Космос-Нефть-Газ»; заявл. 17.05.17; опубл. 23.04.18, Бюл. № 12.

73. Пат. 2722899 Российская Федерация, МПК Е21В 43/12. Способ эксплуатации газовой скважины / Д.В. Дикамов, М.Ю. Сафронов, А.А. Юнусов, Т.Т. Рагимов, Д.Р. Валиулин, Ю.Г. Венков. - № 2019143787/20; заявитель и патентообладатель ООО «Газпром добыча Уренгой»; заявл. 23.12.19; опубл. 04.06.20.

74. Пат. № 345266 СССР. Способ эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин по межтрубному пространству и фонтанной колонне / Кобзев Ю.В., Куликов Ю.А., Шулятиков В.И. - № 1135690/22-3; заявл. 22.02.1967; опубл. 17.07.1972, Бюл. № 22.

75. Пол. мод. 50126 Российская Федерация, МПК B01D 45/12, B01D 21/26. Центробежный газожидкостной сепараторный фильтр / Р.Р. Ибатуллин, В.В. Кунеевский, А.И. Дунаев, Г.С. Руденко, В.Б. Оснос, В.Н. Блохин, Ю.В. Козырь, Н.В. Суханова Е.В. Грабовская. - № 2005122116/22; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина; заявл. 12.07.05; опубл. 27.12.05, Бюл. № 36.

76. Пономарев А.И. Автоматизированный системный метод расчета режима эксплуатации газовых скважин по концентрическим лифтовым колоннам при самозадавливании / А.И. Пономарев, Т.Т. Рагимов, Е.С. Юшин // SOCAR Proceedings. - 2020. - № 4. - С. 49-57.

77. Пономарев А.И. Обеспечение устойчивых технологических режимов эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождения с применением устьевых газоструйных аппаратов / А.И. Пономарев, В.С. Вербицкий, А.Э. Федоров, А.А. Ибатулин // Вести газовой науки. - 2018. -№ 1. - С. 171-180.

78. Пономарев А.И. Опыт эксплуатации газовой скважины с концентрическими лифтовыми колоннами / А.И. Пономарев, Т.Т. Рагимов, О.А. Шигидин // Наука. Инновация. Технология. - 2019. - № 12. - С. 249-258.

79. Проведение капитального ремонта в скважинах месторождений Крайнего Севера, предотвращающего образование песчаных пробок и разрушение призабойной зоны пласта: под ред. Р. А. Гасумова, М. Г. Гейхман, З. С. Салихова, В. Г. Мосиенко. - М.: Газпром, 2014. - 108 с.

80. Р Газпром 086-2010 «Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин - М.: ОАО «Газпром», 2010. - 231 с.

81. Р Газпром 2-3.3-556-2011. Руководство по эксплуатации скважин сеноманских залежей по концентрическим лифтовым колоннам. - М.: ОАО «Газпром», 2011. - 22 с.

82. Рагимов Т.Т. Имитация работы газовой скважины Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения, оборудованной концентрической лифтовой колонной, без управляющего комплекса / Т.Т. Рагимов, Е.С. Юшин // Территория НЕФТЕГАЗ - 2020. - № 5-6. - С. 70-78.

83. Рагимов Т.Т. Программный комплекс для расчета режима эксплуатации газодобывающей скважины / Т.Т. Рагимов, Е.С. Юшин // Деловой журнал Neftegaz.RU. - 2020. - № 10. - С. 26-35.

84. Рагимов Т.Т. Ретроспективный анализ и опыт применения технологии эксплуатации газодобывающих скважин по концентрическим лифтовым колоннам / Т.Т. Рагимов, Е.С. Юшин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2020. - № 12. - С. 46-51

85. Рагимов Т.Т. Технологии эксплуатации самозадавливающихся скважин Уренгойского НГКМ / Т.Т. Рагимов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2019. - № 5-6. - С. 47-51.

86. Ротов А.А. Основные технические решения по предотвращению накопления жидкости в газосборных сетях / А.А. Ротов, В. А. Сулейманов, В.А. Истомин, Т.В. Чельцова, Р.А. Митницкий // Вести газовой науки - 2015. -№ 3. - С. 109-115.

87. Ротов А.А. Особенности тепловых режимов работы систем сбора газа на поздней стадии разработки сеноманских залежей Уренгойского месторождения / А.А. Ротов, В.А. Истомин, Р.А. Митницкий, И.В. Колинченко // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2016. - № 3. - С. 46-52.

88. Рубан Г.Н. Энергосберегающая эксплуатация скважин на поздней стадии разработки месторождений / Г.Н. Рубан, Д.В. Изюмченко, С. А. Бородин, О.В. Николаев // Газовая промышленность - № 5, 2015. - Москва - С. 24-28.

89. Саранча А.В. Применение полимерных армированных грузонесущих труб в газовой промышленности / А.В. Саранча, Д.А. Бордодымов // Успехи современного естествознания. - 2016. - № 7. - С. 162 - 167.

90. Сергеев Д.В. Отложения газовых гидратов или льда в промысловых трубопроводах систем сбора газа сеноманской залежи Ямбургского месторождения / Д.В. Сергеев, Г.С. Кудияров // Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ - 2018. - № 5-6. - С. 3342.

91. Скоробогач М.А. Проблемы эксплуатации системы сбора газа на месторождении Медвежье / М.А. Скоробогач // Технологии нефти и газа. - 2011. - № 6. - C. 42-47.

92. СТО Газпром 2-2.3-1017-2015. Эксплуатация газовых скважин месторождений Надым-Пур-Тазовского региона по концентрическим лифтовым колоннам. - СПб.: Газпром, 2017. - 36 с.

93. СТО Газпром 2-3.5-051-2006. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. - М.: Газпром, 2006. - 196 с.

94. Хьюитт Дж., Кольцевые двухфазные течения: пер. с англ. / Хьюитт Дж., Холл-Тэйлор Н. - М.: Энергия, 1974. - 408 с.

95. Цветков Н.А. Мониторинг термобарических параметров работы газосборной системы УКПГ сеноманской залежи в период падающей добычи / Н.А. Цветков, А. И. Ларюхин, Р.А. Митницкий и др. // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Науч. -техн. сб. - 2006. - № 3. - С. 52-60.

96. Шулепин С.А. Экспериментальное обоснование устойчивых режимов эксплуатации обводняющихся газовых скважин: дисс. канд. техн. наук: 25.00.17 / Шулепин Сергей Александрович. - Москва, 2017. - 163 с.

97. Шулятиков В. И. Скважинный приустьевой отбойник для сепарации песчано-жидкостных смесей при добыче газа из скважин на поздней стадии эксплуатации / В. И. Шулятиков, Т. Т. Рагимов, Е. С. Юшин // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2020. - № 6. - С. 77-81.

98. Шулятиков В.И. Удаление жидкости с забоев газовых скважин с помощью плунжерного лифта / В.И. Шулятиков, Ю.В. Кобзев // НТС "Газовое дело, 1966. - №4. - С.8-11.

99. Юшин Е.С. Существующие технические решения для очистки газового потока на устье скважин в условиях выноса жидкостей и механических примесей / Е.С. Юшин, Т.Т. Рагимов // Наука и техника в газовой промышленности. - 2021. - № 1. - С. 58-66.

100. Юшин Е.С. Техника и технология текущего и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин на суше и на море: учеб. пособие / Е.С. Юшин. - Ухта: УГТУ, 2019. - 292 с.

101. Юшков И.Р. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: учеб.-метод. пособие / И.Р. Юшков, Г.П. Хижняк, П.Ю. Илюшин.

- Пермь: Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2013. - 177 с.

102. Ansari, A.M. et al.: "A Comprehensive Mechanistic Model for Two-Phase Flow in Wellbores," SPEPF (1994) 143; Trans., AIME, 297

103. Aziz, K.: "A Mechanistic Model for Multiphase Flow in Pipes," J. Can. Pet. Tech., 39, 43-55, 2000.

104. Azzopardi B. J. Drops in Annular Two-Phase Flow. - Int. J. Multiphase Flow, 1997, vol. 23. - P.1-53.

105. Azzopardi B. J. Gas-Liquid Flows. - Nottingham, Beggel House, 2006. -

331 p.

106. Beggs, H.D. and Brill, J.P.: "A Study of Two-Phase Flow in Inclined Pipes," JPT (1973) 607; Trans., AIME, 255.

107. Brill J. P., Beggs H. D. Two-Phase Flow in Pipes. - Tulsa University, 1991.

- 640 p.

108. Brill J. P., Mukherjee H. Multiphase Flow in Wells // Society of Petroleum Engineers Inc., Richardson, Texas, 1999. - 149 p.

109. Brown, Kermit E., Abercrombie, Bolling, The Technology of Artificial Lift Methods, 1980, PennWell Publishing Company, Volume 2b, page 483.

110. Duns, H.Jr. and Ros, N.C.J.: "Vertical Flow of Gas and Liquid Mixtures in Wells," Proc., Sixth World Pet. Cong., Tokyo (1963) 451.

111. Gray W. G. A derivation of the equations for multiphase transport // Chem. Eng. Sci., 1975, vol. 30. - P. 229-233.

112. Gupta, Arun; Ansari, N.A.K.R.; Rai, R.; Sah, A.K., IOGPT, ONGC, "Reduction Of Glycol Loss From Gas Dehydration Unit At Offshore Platform in Bombay Offshore - A Case Study", Society of Petroleum Engineers, Inc.7th Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference held in Abu Dhabi, U.A.E., 13-16 October. (SPE 36225).

113. Hagedorn, A.R. and Brown, K.E: "Experimental Study of Pressure Gradients Occuring During Continuous Two-Phase Flow in Small-Diameter Vertical Conduits", JPT (april 1965) 475.

114. Hasan, A.R. and Kabir, C. S.: "Determining Bottomhole Pressures in Pumping Wells", SPEJ. (Dec. 1985), 823 38.

115. James P. Brill and H. Mukherjee: "Multiphase Flow in Wells", SPE Monograph, Henry L. Dogherty Series, Vol.17, 1999, 384

116. Orkiszewski J. Predicting Two-Phase Pressure Drops in Vertical Pipe // Journal of Petroleum Technology. - 1967. - June. - P. 829-838.

117. Ragimov T. T., Yushin E. S. The calculation algorithm of the operating mode of production wells for concentric lift columns with accumulation of liquid at the bottom // Journal of Mines, Metals and Fuels. - 2020. - Vol. 68. - № 6. - P. 205-213.

118. Turner R. G. Liquid Removal from Gas Wells // 1970 European Gas Seminar. - 28 p.

119. Turner R. G., Hubard M. G., Dukler A. E. Analysis and Prediction of Minimum Flow Rate for Continuous removal of Liquids from Gas Wells // Journal of Petroleum Technology. - 1969. - November. - 1475 Trans. AIME, 246.