На правах рукописи

ШАЯКБЕРОВ Валерий Фаязович

РЕСУРСОСБЕРЕГАЮЩИЕ ТЕХНОЛОГИИ И ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ПО ДОБЫЧЕ, СБОРУ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ

Специальность: 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

05.02.13 – Машины, агрегаты и процессы (нефтегазовая

отрасль)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Уфа 2013 2

Работа выполнена в ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» и ООО «РН-УфаНИПИнефть» ОАО «НК «Роснефть»»

Научный консультант: доктор технических наук, профессор Ишемгужин Евгений Измайлович

Официальные оппоненты:

Валовский Владимир Михайлович – доктор технических наук, профессор, ОАО «Татнефть» / Первый заместитель директора института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть»

Мохов Михаил Альбертович – доктор технических наук, профессор, ФГБОУ ВПО «Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина / Кафедра «Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений», заместитель заведующего кафедрой.

Хафизов Айрат Римович – доктор технических наук, ФГБОУ ВПО УГНТУ / Горно-нефтяной факультет, декан

Ведущая организация ФГБОУ ВПО «Удмуртский государственный университет. Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева»

Защита диссертации состоится “6” июня 2013 г. в «15» часов на заседании диссертационного совета Д 212.289.04 ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» по адресу: 450062, г.Уфа, ул.

Космонавтов,

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО УГНТУ

Автореферат разослан “_” _ 2013 г.

Учёный секретарь диссертационного совета Ямалиев Виль Узбекович

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы Перспективы развития топливно-энергетического комплекса (ТЭК) определяются как расширением надежной сырьевой базы, так и совершенствованием добычи и сбора нефти и газа на нефтяных месторождениях, в том числе созданием и применением технологий и технических средств, ведущих к повышению эффективности добычи нефти.

В настоящее время значительная часть нефтяных месторождений находится на третьей и более поздней стадиях разработки, которые характеризуются низкими дебитами нефти и высокой (до 90% и более) обводненностью продукции скважин. Поэтому требуется разработка новых технологий и технических средств для осуществления добычи и сбора нефти и газа, адаптированных к месторождениям поздней стадии разработки.

Проблемы совершенствования систем обустройства нефтяных месторождений на поздних стадиях разработки тесно связаны с общими направлениями улучшения технологических схем обустройства. Главными из требующихся технологий и технических средств для внедрения на современном этапе развития нефтедобычи являются те, которые направлены на:

обеспечение раннего сбора и утилизации пластовых вод как главной меры по сокращению объёмов перекачек и фронта агрессивной коррозии;

организацию достоверного поскважинного контроля и учёта добычи как основы всей системы рационального недропользования;

введение мер по учету, сохранению и утилизации попутного газа в промысловых условиях;

создание управляемых систем отборов и воздействий на пласт как основной меры обеспечения эффективной разработки месторождений со сложной структурой и трудноизвлекаемыми запасами.

При этом требуется теоретическое обоснование создаваемых для решения данных задач технологий и технических средств. Также нужно использовать по мере разработки и обустройства месторождений существующее, но выведенное из эксплуатации оборудование по новому назначению.

Цель работы Создание и совершенствование ресурсосберегающих и пригодных к широкому внедрению технологий и технических средств по добыче и сбору скважинной продукции для нефтяных месторождений поздней стадии разработки с учётом возможностей адаптации к естественно меняющимся условиям и использования по новому назначению существующего и выведенного из эксплуатации оборудования с подтверждённой в процессе промысловых испытаний и подконтрольной эксплуатации эффективностью.

Задачи исследования Для достижения поставленной цели решаются следующие основные задачи:

1 Оценка совместимости существующих технологий и технических средств системы добычи нефти и газа с учётом особенностей конкретных месторождений, находящихся в поздней стадии разработки и её влияние на извлечение нефти.

2 Разработка математических моделей движения газожидкостной смеси в глубинном скважинном оборудовании и установках раннего сброса воды для выбора критериев подобия при использовании результатов исследований в промысловых условиях. Разработка управляемых систем отборов и воздействий на пласт. Совершенствование поскважинного контроля и учета добычи.

3 Формирование требований к кустовым установкам сброса воды и разработка соответствующих им автономных узлов на основе ранее использованного, но выведенного из эксплуатации оборудования. Применение комплексного способа при кустовом сбросе и утилизации попутной воды скважинной продукции в результате воздействия на пласт, снижения объёмов перекачек и уменьшения поверхности агрессивной коррозии.

4 Использование моделирования массообмена в секции наклонной колонны трубного водоотделителя (ТВО) и его анализ. Обоснование критериев подобия для определения оптимальных технологических параметров и обобщения результатов промысловой эксплуатации.

5 Определение условий физического моделирования скважинного глубинного оборудования с вращающимися каналами. Снижение вибрации штатных установок электропогружных центробежных насосов (УЭЦН) для повышения наработки на отказ в скважинах с предельными углами наклона и интенсивностью искривления ствола путём создания гибких конструкций для соединения секций корпусов и ротора. Возможность повышения производительности газового сепаратора УЭЦН путём увеличения вместимости рабочей камеры при сохранении габаритов для эксплуатации в искривлённых скважинах.

6 Промысловая подконтрольная эксплуатация разработанных ресурсосберегающих технологий и технических средств для совершенствования добычи и сбора нефти и газа для практического подтверждения эффективности.

При выполнении исследований обоснованность и достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обеспечиваются за счет использования современной измерительной аппаратуры, математических моделей, современных методов обработки информации, математических методов в области гидромеханики и волновой механики, а также подтверждаются полученными практическими результатами.

1 Оценка совместимости существующих технологий и технических средств системы добычи нефти и газа. Её влияние на выходные параметры (количество добытых нефти и газа при изменяющихся с течением времени условий разработки месторождений).

Комплексный подход к системе добычи и сбора с учётом меняющихся показателей эксплуатации месторождений с использованием критериев, учитывающих стадии разработки месторождений, физико-химические свойства добываемой продукции и технико-технологические параметры конкретно используемого оборудования.

2 Комплексный способ при кустовом сбросе и утилизации в «родной» пласт попутно добываемой воды использованием выведенных из эксплуатации скважин. Децентрализация сброса пластовых вод, организация гибких локальных систем поддержания пластового давления (ППД) с дифференцированной очисткой вод.

3 Математическая модель массообмена при сбросе воды в наклонных колоннах ТВО.

4 Теоретическое и экспериментальное определение оптимальных технологических параметров секций наклонных колонн трубных отделителей воды, нефти и газа.

5 Математическая модель тепломассообмена газожидкостного потока в каналах глубинного скважинного оборудования с вращающимися элементами (УЭЦН, гибкая муфта, газовый сепаратор). Метод эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, по параметрам, замеряемым на устье.

6 Комплекс технических средств для совершенствования добычи и сбора нефти и газа на месторождениях поздней стадии разработки: трубная обвязка на устье для измерения количества извлекаемых из скважины нефти и газа, муфты гибкие для соединения секций корпусов и ротора в скважинах с практически возможными предельными углами наклона и интенсивностью искривления ствола, газовый сепаратор с повышенным объёмом рабочей камеры при сохранении габаритов.

1 Разработана система добычи и сбора нефти и газа, в которую впервые введён кустовой сброс и утилизация попутно добываемой воды, представленной в качестве нескольких модулей, что позволяет осуществить её функциональную адаптацию к естественно меняющимся условиям разработки месторождений путём рациональной трансформации применяемых технологий и состава предложенных технических средств. Теоретически и экспериментально установлено, что постоянная и не зависящая от дебита относительная погрешность по объёму добываемой жидкости достигается использованием трубной обвязки, периодическое заполнение которой обеспечивается датчиками уровня, фиксирующими объём заполнения и удаление газа.

2 С учётом многофакторности ситуаций эксплуатации (в частности, рабочие параметры куста, размещение, климатическое исполнение) определены концептуальные условия применения кустовых установок сброса воды. Теоретически и промысловыми испытаниями обоснован новый вид сепарационных установок – скважины для сброса воды, обеспечивающие сброс воды с качеством, удовлетворяющим геологическим условиям пласта. Путём разработки и сравнения в авторской интерпретации математических моделей сепарационных установок при кустовом сбросе обоснованы технологические преимущества скважин для сброса воды перед применяемыми наклонными колоннами и ёмкостными аппаратами (адаптация к изменению объёма поступающей жидкости, автономность, малые габариты, постоянство температур рабочего процесса, низкая стоимость, экологическая безопасность).

3 Выведен критерий подобия для моделирования массообмена в наклонных колоннах установок предварительного сброса воды и обобщения промысловых результатов. Определена доля испарённой жидкости в газожидкостном потоке по параметрам газа, теоретически доказано и экспериментально (на воздухе и воде) подтверждено, что добавка и испарение небольшого количества жидкости (в пределах 7 % массы) практически не влияют на приведенный расход газа.

4 Теоретически и экспериментально получены с использованием разработанного критерия подобия безразмерные соотношения для определения оптимальных параметров секций наклонных колонн и число секций трубных отделителей воды.

5 Обоснованы критерии подобия для физического моделирования тепломассообмена газожидкостного потока в каналах глубинного скважинного оборудования с вращающимися элементами (УЭЦН, гибкая муфта, газовый сепаратор).

6 Теоретически по-новому обоснована возможность предотвращения чрезмерного снижения динамического уровня нефти в скважине при работе погружного электроцентробежного насоса и увеличения его подачи путём автономного отвода газа на сборный коллектор из затрубного пространства минуя групповую замерную установку.

7 Экспериментальные исследования, включая стендовые заводские и промысловые, позволили установить, что у УЭЦН снижаются изгибающие напряжения в корпусных и роторных узлах насоса за счёт использования созданных шарнирных соединений с промежуточными валами.

Практическая ценность и реализация результатов работы 1 Разработана, испытана и после подконтрольной эксплуатации в ряде нефтяных компаний поставлена на серийное производство муфта гибкая (патент № 2230233), обеспечивающая спуск и продолжительную эксплуатацию УЭЦН на любом участке ствола скважины независимо от его кривизны (Разрешение на применение № РРС 41- 000241, дата выдачи 19.09.2011; Сертификат соответствия на серийный выпуск № С-RU.АЯ36.В.01452 ТР 0493645, срок действия с 27.01.2011 по 26.01.2016). Они выпускаются в габаритах 5 и 5А в обычном и износостойком исполнении и находят широкое распространение (ОАО «АНК «Башнефть» (акт от 15.09.2011, протокол технического совета от 14.10.2011), ОАО «НК «Роснефть» (ООО «РН-Пурнефтегаз» (акт о подконтрольной эксплуатации от 03.03.2010), ООО «РН-Юганскнефтегаз» (акт от 03.03.2011), ОАО «Удмуртнефть» и ОАО «Самаранефтегаз»), ОАО «Томскнефть» (промкжуточный акт от 01.12.2012), ОАО «ТНК-ВР» и ОАО «РуссНефть».

2 Разработана трубопроводная обвязка для измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа (патент № 2342528), которая после стендовых заводских испытаний, подконтрольной эксплуатации и промысловых испытаний в ОАО «ТНК-ВР» поставлена на серийный выпуск (сертификат соответствия на серийный выпуск № С-RU.АЯ36.В.02249 ТР 1127528, срок действия с 28.02.2012 по 27.02.2017). Установка удовлетворяет требованиям ГОСТ Р 8.615Скважины для сброса воды (патенты РФ №№ 2252312, 2264841, 2284210 и др.) обеспечивают ранний кустовой сбор и утилизацию пластовых вод, начиная с кустов скважин (применение в ОАО «НК «Роснефть»» (по Целевому инновационному проекту ОАО «НК «Роснефть»» ЦИП-38 «Разработка технологий и конструкций малогабаритных автономных установок раннего предварительного сброса воды» на Гараевском нефтяном месторождении ОАО «Самаранефтегаз»

(техническое задание от 27.01.2012 г.) и ООО «РН-Юганскнефтегаз» (техническое задание на пилотную установку раннего сброса воды производительностью по жидкости 2800 м3/сут. на кусте 57а Мамонтовского нефтяного месторождения)), ОАО «Удмуртнефть» (производительностью по жидкости 180 м3/сут. на скважине 168 НГДУ «Воткинск» и производительностью по жидкости 900 м3/сут. в НГДУ «Гремиха») и ОАО «ТНК-ВР» (протокол №12а-2011 от 11.08.2010).

Основные положения, представленные в диссертации, регулярно докладывались и обсуждались начиная с 2002 года на научных мероприятиях различного уровня, наиболее значимые из которых: 16-я международная конференция «Современные методы и средства неразрушающего контроля и технической диагностики (г.Ялта, 2008), V международная научно-практическая конференция «Правовая охрана результатов интеллектуальной деятельности в промышленности и наноиндустриии (г. Уфа, 2009). Также результаты обсуждались на научнотехнических советах ОАО «НижневартовскНИПИнефть» (г. Нижневартовск, 2008), ООО «РН-УфаНИПИнефть» (г. Уфа, 2009), ОАО «Самаранефтегаз» (г. Самара, 2009), ОАО «Удмуртнефть» (г. Ижевск, 2009, 2010 и 2011), ООО «Бугурусланнефть» ОАО «ТНК-ВР» (г. Бугуруслан, 2010), ОАО «Саратовтфтегаз» ОАО «РуссНефть» (г. Саратов, 2011), филиале «Муравленковскнефть» ОАО «Газпромнефть–Ноябрьскнефтегаз» (г. Муравленко, 2011), ООО «СамараНИПИнефть» (г. Самара, 2011) и ООО «Ижевский нефтяной научный центр» (г. Ижевск, 2011).

По теме диссертации опубликовано 78 печатных работ, в том числе 18 статей в рецензируемых центральных журналах, входящих в перечень ВАК, 5 статей в зарубежных журналах, 30 патентов на изобретение, 2 авторских свидетельства и 13 патентов на полезную модель.

Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения, списка литературы из 221 наименований и шести приложений, изложенных на 352 страницах, содержит 62 рисунка и 17 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цель и основные задачи работы, показаны ее научная новизна и практическая ценность.

Первая глава посвящена оценке совместимости существующих технологий и технических средств системы добычи нефти и газа для месторождений поздней стадии разработки и её влиянию на выходные параметры – количество добытой нефти и газа, а также осуществлению достоверного поскважинного контроля и учета добычи.

Значительный вклад в изучение процессов, происходящих при добыче и сборе нефти и газа, внесли Андреев В.А., Антипин Ю.В., Бакиев А.В., Бахтизин Р.Н., Богданов А.А., Валеев М.Д., Горбатиков В.А., Гужов А.И., Гутман Э.М., Дроздов А.Н., Дьячук А.И., Зейгман Ю.В., Ивановский В.Н., Ишемгужин Е.И., Каплан Л.С., Каспарьянц К.С., Лутошкин Г.С., Мавлютова М.З., Мирзаджанзаде А.Х., Мищенко И.Т., Муравленко С.В., Муравьёв И.М., Нигматуллин Р.И., Репин Н.Н., Рогачёв М.К., Соколов С.М., Токарев М.А., Тронов А.В., Тронов В.П., Уметбаев В.Г., Хасанов И.Ю., Хисамутдинов Н.А., Шаммазов А.М. и многие другие Проведён краткий обзор существующих внутрипромысловых технологий и их адаптации к меняющимся условиям эксплуатации месторождений. Анализ показал, что на современном этапе развития нефтедобычи главными из требующихся технологий и технических средств для проведения улучшения сбора нефти и газа на месторождениях поздней стадии разработки являются те, которые направлены на:

обеспечение раннего сбора и утилизации пластовых вод;

организацию достоверного поскважинного контроля и учета добычи;

введение мер по учету, сохранению и утилизации нефтяного газа в промысловых условиях;

формирование управляемых систем отборов и воздействий на пласт.

При этом нужна оценка совместимости существующих технологий и технических средств системы добычи нефти и газа, а также её влияния на выходные параметры (количество добытых нефти и газа при изменяющихся с течением времени условий разработки месторождений).

Для этого существующая система добычи и сбора с учётом меняющихся показателей эксплуатации месторождений разбивается на дополнительные системные модули: «пласт – скважина с глубинным оборудованием – нефтегазопровод для транспортировки продукции скважин – установка предварительного сброса воды (УПСВ) – нагнетательная установка, водовод и нагнетательная скважина».

Дополнительно она содержит нефтегазопровод для транспортировки частично обезвоженной нефти и газа с УПСВ на центральный пункт сбора (ЦПС). При оценке факторов, влияющих на технологический процесс, предложенная блочная система добычи и сбора рассматривается как единая технологическая структура, так как изменения, направленные на улучшение работы отдельного блока, не обязательно положительно сказываются на работе системы в целом. Поэтому при внесении изменений в технологии или технические средства какого-либо блока нужно оценивать их влияние на соседние блоки, а лучше – на всю систему. Иногда некоторые блоки могут быть исключены. Для решения требуется разработка математических моделей технологий и технических средств системы добычи нефти и газа.

На практике система добычи и сбора дополняется измерительными и управляющими устройствами. Но они непосредственно не участвуют в технологическом процессе и не включаются в качестве отдельных блоков.

Для формирования управляемых систем отборов и воздействий на пласт исследованы технические средства для повышения наработки на отказ УЭЦН в скважинах с предельными углами наклона и интенсивностью искривления ствола.

Изучены оценки диагностики работающего глубинного оборудования. Проведён анализ потенциала повышения рабочих параметров газового сепаратора УЭЦН.

Рассмотрена возможность сокращения времени испытаний штанг ШГН.

Ранний сбор и утилизацию пластовых вод следует осуществлять, начиная с кустов скважин, посредством кустовых и путевых УСВ. При этом нужно учитывать влияние их параметров, в частности, секции наклонных колонн ТВО, на сброс пластовых вод.

Следует стремиться к тому, чтобы разработанные технологии и технические средства прошли опытно-промысловую (или подконтрольную) эксплуатацию для проверки их воздействия на совершенствование добычи и сбора нефти и газа. По возможности испытания следует проводить на месторождениях поздней стадии разработки.

Основой всей системы рационального недропользования является организация достоверного поскважинного контроля и учета добычи нефти и газа. Проведённый анализ показал, что существующие групповые замерные установки (ГЗУ) с периодическими замерами дебитов скважин недостаточно точны, не оперативны и не обеспечивают достоверности результатов, по сути, они являются индикаторными, а не измерительными установками. Поэтому они не позволяют получать достоверные данные о дебите скважин, что вносит сложности при проведении мероприятий по повышению эффективности блока «добывающая скважина с устройством добычи». Доказано, что относительная погрешность измерения дебита любой скважины куста всегда больше относительной погрешности (по паспорту) ГЗУ. Входящие в их состав ёмкости требуют регистрации как сосуды, работающие под давлением. Показано, что при этом во время заполнения нижняя ёмкость работает как водонефтяной сепаратор, который вносит сложности при определении содержания нефти. Ведь устанавливаемый в них на сливной линии влагомер замеряет текущую местную обводнённость, уменьшающуюся по мере опорожнения.

Для совершенствования замера дебитов как отдельных скважин, так и их кустов с учётом выявленных нами недостатков разработаны два технических средства измерения количества нефти и газа, выполненные в виде трубопроводной обвязки. Универсальность обеспечивается за счет перехода к другим диапазонам измерений без существенных изменений конструкции и применяемого оборудования. Минимальное количество движущихся частей обеспечивает их высокую надёжность.

Первое техническое средство для измерения основано на истечении жидкости через калиброванное отверстие и работает только на объёмном способе измерения количества жидкости. Дополнительная универсальность (кроме изменения диаметров трубы) обеспечивается её оснащением набором быстросъёмных пробок с калиброванными отверстиями разной площади. Предусмотрена возможность периодической продувки. Ограничение применения данной технологии обусловлено тем, что при большой обводнённости поток через калиброванное отверстие может быть неоднородным из-за разных вязкостей нефти и воды.

Более широкими возможностями обладает вторая трубная обвязки для измерения количества нефти и газа (ТрИУ), показанная на рисунке 1. Она при длине рабочей части 1,3 м обеспечивает высокую точность измерения объёмного расхода жидкости, в несколько раз превышающую точность обычных установок и не зависящую от дебита. При этом измеряется интегральная, а не местная обводнённость.

Рисунок 1 – Трубная установка для измерения количества нефти и газа в ходе Установка для её реализации проста в изготовлении и обслуживании, а также достаточно надёжна, так как содержит всего две движушиеся детали. Мерная часть выполнена быстросъёмной, что позволяет производить её очистку в условиях промысла. Данная технология позволяет производить измерение количества и обводнённости как обычных, так и высоковязких нефтей. В то же время существующие ГЗУ количество высоковязких нефтей измерить не могут.

В ходе заводских испытаний ТрИУ показала соответствие заявляемым расчетным параметрам – относительная погрешность по количеству жидкости менее 0,8 % независимо от дебита, а основная абсолютная погрешность определения обводнённости менее 1, 0 %.

Справедливость полученных результатов при внедрении технологии в ОАО «НК «Роснефть»» по поручению ООО «РН-Юганскнефтегаз» подтверждена ООО «РН-Информ», которое дополнительно отметило преимущества ТрИУ перед ГЗУ:

относительно малые габариты (за счет отсутствия сепаратора);

возможность использования на одиночных скважинах;

отсутствие подвижных частей.

Вторая глава посвящена разработке математических моделей движения газожидкостной смеси в глубинном скважинном оборудовании и установках раннего сброса воды для выбора критериев подобия при использовании результатов исследований в промысловых условиях, а также разработке управляемых систем отборов и воздействий на пласт.

На систему добычи и сбора действует значительное число факторов. Они дополнительно разбиваются на следующие основные группы: параметры, которые нельзя изменить (например, проницаемость пор, температура пласта и т.п.) и параметры, которые можно изменить.

Из всего перечня параметров следует выделить значимые факторы. Предложено это сделать путём разработки математических моделей технологических процессов во всех блоках системы добычи и сбора. Сначала модели должны быть достаточно простыми, но имеющими глубокое физическое содержание. При необходимости по мере наработки проводится детализация, требующаяся для обоснования принятых решений. В модель должны быть внесены и нормативные ограничения (из правил, стандартов и т.п.). Затем выделяются факторы, влияющие на технологический процесс в каждом блоке и определяется степень их влияния (существенно значимые, значимые и малозначимые). После этого производится выбор из существенно значимых и значимых факторов тех, на которые можно влиять. Дополнительно можно провести деление факторов на группы, влияющие на один блок, на два и более блоков, на все блоки.

Осуществление функциональной адаптации, представленной в модульном виде системы добычи и сбора нефти и газа, к естественно меняющимся условиям разработки месторождений достигается путём трансформации применяемых технологий и состава технических средств. Изменение параметров любого блока во времени представляется в виде системы обыкновенных дифференциальных уравнений первого порядка, количество которых равно числу параметров, которые можно изменить. Подобная система уравнений решается известными численными методами (Рунге-Кутта, Хемминга и т.п.). По мере уточнения в систему могут включаться дополнительные члены.

Для математической модели в качестве переменных удобно выбрать объёмный Q и массовый G расходы, которые являются первыми производными от объма V и массы M по времени.

Порядок величин, входящих в систему обыкновенных дифференциальных уравнений первого порядка для модульной системы добычи и сбора, различен.

Поэтому для осуществления анализа уравнения следует привести к безразмерному виду, что осуществляется путём нормирования начальными значениями после выбора характерного параметра – времени. В качестве характерного времени можно выбрать, например, время разрушения эмульсии.

Математические модели разработаны для процессов:

тепломассообмена газожидкостного потока в каналах погружного глубинного оборудования с вращающимися элементами (насос и газовый сепаратор УЭЦН) как самого сложного случая в системе добычи и сбора;

массообмена в секции наклонной колонны для сброса воды с выделением водоотстойной, нефтеотстойной и газовой частей для модуля «установка путевого сброса воды». Математическая модель массообмена в модуле «установка кустового сброса воды» в основном аналогична ей.

Математические модели сведены к относительному (безразмерному) виду с выделением безразмерных симплексов и комплексов (критериев подобия).

Критерии подобия используются для:

определения условий физического моделирования;

анализа и обобщения экспериментальных и промысловых данных, выработке рекомендаций;

определения оптимальных относительных параметров.

Разработана математическая модель тепломассообмена газожидкостного потока в каналах глубинного оборудования с вращающимися элементами (УЭЦН, газовый сепаратор) как самого сложного случая движения потока в системе добычи и сбора нефти и газа. Система включает уравнения массы, импульса и энергии жидкой и газовой фаз, представленных в виде обыкновенных дифференциальных уравнений первого порядка. Учтены явления сепарации и испарения осевших на стенки канала капель. Для анализа система уравнений приведена к безразмерному виду, необходимому для определения условий физического моделирования разрабатываемого погружного глубинного оборудования с выделением безразмерных комплексов. В их число кроме известных критериев подобия Рейнольдса Re, Рейнольдса диффузионного Reд, Прандтля Pr, Нуссельта Nu, Кутателадзе Kt, Фурье Fo, Рошко Ro, Эйлера Eu и Фруда Fr входят новые:

где P – давление; г – плотность газа; c рг – изобарная теплоёмкость газа; Tг – абсолютная температура газа; g – ускорение свободного падения; l – длина канала;

– угловая частота вращения; Wг – скорость газа; R – радиус от оси вращения до центра рассматриваемого объёма; F – площадь поверхности канала, ограничивающая рассматриваемый объём; к – коэффициент теплоотдачи стенки канала; n – плотность распределения капель по размерам, характеризующая их число в единице объёма смеси; – интенсивность изменения; – время, K и – критерий интенсивности изменения; индексы: P – давление; T – температурный; g – гравитационный; K – Кориолис; ц – центробежный; дин – динамический.

17 критериев в (1), необходимых для описания и физического моделирования рассматриваемого процесса, выбрано на основании теоремы. Насколько нам известно, критерии E Р Т, E g Т, E K Т, E ц дин, E дин Т, E ц дин ; Е к Т и Kи получены впервые. Они были использованы при определении условий физического моделирования разработанных глубинных скважинных устройств с вращающимися каналами – гибкой муфты и газового сепаратора для УЭЦН.

Наклонные колонны ТВО характеризуются геометрическими параметрами (длина L, диаметр D и угол наклона ), а также числом секций N (вариант с секциями разной длины здесь не рассматривается). Рабочими параметрами ТВО являются: объёмный расход жидкости Qж, обводнённость nв, приведённый газовый фактор Г пр и время разрушения эмульсии, а также рабочее давление P и температура t. Зеркало «нефть-вода» («жидкость-газ») в секции наклонной колонны представляет эллипс или его часть. С уменьшением угла наклона секции зеркало увеличивается. Больший угол применяется в узлах фазового разделения (УФР) с наклонной колонной из двух секций, предназначенных для предварительного разделения водонефтегазовой смеси на воду, нефть и газ и их равномерного деления на два потока.

С использованием данных характеристик наклонной колонны трубных отделителей воды, нефти и газа далее разработана математическая модель массообмена её секции, учитывающая водоотстойную, нефтеотстойную и газовую части.

Определены оптимальные параметры секции наклонной колонны в зависимости от геометрических размеров, параметров потока и физико-химических свойств продукции скважин. Полученные уравнения сведены к безразмерному виду (таблица 1), выделены безразмерные симплексы и впервые полученный критерий подобия Cr трубных сепарационных установок (2). Использованы коэффициент сепарационной установки K су и поправочный коэффициент D для газовой части.

Для характеристики секции используются критерий подобия Cr и безразмерные симплексы (калибр L и относительная длина зеркала «нефть-вода» d1 ), или безразмерный обобщённый параметр R :

Допустимое содержание остаточной нефти в закачиваемой воде определяется геологическими условиями пласта. Поэтому для оценки качества воды предложено использовать обобщённый параметр R, причем для обеспечения удовлетворительного качества воды требуется выполнение условия R Rопт ( Rопт – оптимальное значение обобщённого параметра, определяется индивидуально).

Таблица 1 – Относительные параметры частей секции наклонной колонны Безразмерные параметры (2) применены для обобщения промысловых данных 15 секций эксплуатирующихся в НГДУ «Чекмагушнефть» ОАО «НК «Башнефть»» наклонных колонн ТВО. На рисунке 2 приведены изменение обобщённого параметра R и отношение количества сброшенной воды к количеству поступающей в секцию жидкости Qсбр Qж.

Выполненный физико-химический анализ отобранных после выхода из секций проб показал, что при R < 15000 качество сброшенной воды по содержанию остаточной нефти ухудшается и не удовлетворяет геологическим условиям. В случае НГДУ «Чекмагушнефть» индивидуальный оптимальный обобщённый параметр составляет R = 15000. Это позволяет применить безразмерные параметры (2) в практической деятельности. Например, для путевого водоотделителя ТВО-48 обобщённый параметр составляет R = 816, что меньше Rопт. Поэтому для обеспечения качества сброшенной воды требуется её дополнительная очистка, для чего использован отстойник. На выходе из неё обводнённость частично обезвоженной нефти составляет 5…10 %. Газ отводится вместе с нефтью. Концентрации остаточной нефти и механических примесей в сбрасываемой воде составляют соответственно 22…32 и 25…52 мг/л. Качество сброшенной воды (по содержанию остаточной нефти и механических примесей) соответствует геологическим условиям.

Рисунок 2 – Изменение параметров секций наклонных колонн Математическая модель массообмена при кустовом скважинном сбросе воды с использованием гравитационной сепарации аналогична модели в секции, так как в ней рабочая часть представляет вертикально расположенную колонну. После сведения к безразмерному виду и анализа из неё также получен критерий подобия Cr.

Разработаны два способа определения степени испарения вещества в газожидкостном потоке по параметрам газовой фазы, предназначенные для учета тепломассообмена жидкости, уносимой газом. Это позволяет упростить испытания, так как не требуется производить измерения капель разных размеров и жидких пленок. Выполнена оценка степени испарения полидисперсной смеси капель в газовом потоке. Экспериментально определено влияние испарения жидкости на расходные характеристики. Теоретически доказано и экспериментально (на воздухе и воде) подтверждено, что добавка и испарение небольшого количества жидкости (в пределах 7 % массы) практически не влияют на приведенный расход газа.

Третья глава посвящена созданию гибких конструкций для соединения секций корпусов и ротора в скважинах с предельными углами наклона и интенсивностью искривления ствола для повышения наработки на отказ УЭЦН, разработке способа диагностирования глубинного оборудования по отражённым волнам в скважинных колоннах по методу меняющихся амплитуд, а также совершенствованию газового сепаратора УЭЦН путём повышения объёма рабочей камеры параметров при сохранении габаритов.

Для снижения вибрации УЭЦН, особенно при работе в искривлённом фонде скважин, разработана муфта гибкая шарнирная (МГ), предназначенная для соединения ПЭД с насосом, секций ПЭД и насоса, которая показана на рисунке 3.

1 и 2 – корпус, 3 – кольцо со сферической наружной поверхностью, 4 – крестовина, 5 – герметизирующее устройство, 6 – вал, 7 – промежуточный вал, 8 – шарнирная муфта МГ повышают ресурс деталей ротора верхней секции из-за снижения крутильных колебаний, вызванных тем, что равномерное вращение ротора нижней секции будет преобразовываться промежуточным валом при изгибе оси сочленения валов в равномерное вращение вала верхней секции. Одна муфта обеспечивает изгиб до 5о.

Из математической модели массообмена газожидкостного потока в каналах погружного оборудования с вращающимися элементами получено, что для физического моделирования рабочего процесса требуется использование 17 критериев подобия (1). Реально это можно осуществить только при натурном экспериментальном исследовании. Поэтому были выполнены стендовые заводские испытания в ООО «ИК БашНИПИнефть» и ООО «Нефтекамский завод нефтепромыслового оборудования» (ООО «НЗНО»), предусматривавшие наработку гибкой муфты в течении 52 часов на режиме максимальной подачи центробежного насоса.

Место проведения испытаний – ООО «НЗНО», цех ПРЦЭПУ-1.

В зоне подвески УЭЦН темп набора кривизны ствола не должен превышать 3' на 10 м (технические условия ОАО «АЛНАС», ОАО «АНК «Башнефть» и др.).

Как известно, значительная часть скважин РФ имеет участки со сверхнормативной кривизной ствола (темп набора более 2о на 10 м). Поэтому в ходе заводских испытаний дополнительно исследована возможность адаптации технологии к существующим ситуациям, включая искривлённый фонд. При испытаниях была использована УЭЦН состоящая из ПЭД 45-117ЛГВ5 № 26024 и ЭЦН-125-1200 № 410604-440604, прошедшая ранее приемо-сдаточные заводские испытания. Гибкая муфта МГ04.000.000 № 001 была смонтирована между протектором ПЭД и входным модулем ЭЦН. Угол наклона оси ПЭД относительно оси скважины составил 0,81о, угол наклона оси ЭЦН относительно оси скважины составил 0,44о.

Таким образом, угол изгиба оси гибкой муфты во время испытаний составил в угловых величинах 1о 15’. Такое ограничение вызвано возможностями стенда – допускаемый угол изгиба МГ составляет 5о.

Проведено сравнение гидравлических и мощностных характеристик УЭЦН при её работе в серийном исполнении (без гибкой муфты) с аналогичными характеристиками работы УЭЦН с гибкой муфтой. В обоих случаях испытывался один и тот же комплект ПЭД с ЭЦН, а именно ПЭД45-117ЛГВ5 № 260204 с ЭЦНМ5Кроме гибкой муфты МГ04.000.000 № 001 на УЭЦН были установлены отклоняющие упоры, обеспечившие изгиб продольной оси УЭЦН в месте размещения шарнира гибкой муфты на 1о 15’.

Анализ результатов испытаний показал, что замеренные характеристики по величине потребляемого тока и мощности УЭЦН в исходном варианте и в варианте с гибкой муфтой не отличаются друг от друга. Из данного факта можно заключить, что потери мощности на вращение дополнительного агрегата в виде гибкой муфты незначительны.

В ходе проведения заводских стендовых испытаний на всех режимах после оснащения УЭЦН гибкой муфтой было выявлено уменьшение вибрации в 2…3, раза, показанное на рисунке 4. Кроме того также было получено увеличение величины относительной подачи на 6…10 %. Можно предположить, что оно связано с фактом снижения вибрации. Энергия, расходующаяся в исходном варианте сборки УЭЦН (без МГ) на вибрацию, при использовании гибкой муфты стала участвовать в рабочем процессе перекачки жидкости. Другими словами снижение вибрации улучшило условия обтекания потоком жидкости лопаток в ступенях центробежного насоса, что позволило получить на выходе более высокие параметры.

Однако следует отметить, что указанное предположение следует проверить экспериментально по специальной программе и подтвердить его исследованиями на нескольких УЭЦН.

Рисунок 4 – Результаты замера вибрации при стендовых испытаниях УЭЦН с Это позволило предложить новую технологию эксплуатации УЭЦН в искривленных скважинах, суть которой заключается в обеспечении физической гибкости установок. Для этого штатный УЭЦН оснащается выпускаемыми в обычном и износостойком исполнении МГ, которые обеспечивают возможность работы УЭЦН на участках стволов скважин, имеющих большую степень локального искривления, чем без применения МГ. Они предназначены для соединения ПЭД с насосом и устанавливаются между гидрозащитой ПЭДа и газосепаратором (или входным модулем) насоса.

По утверждённой методике промысловые испытания муфты гибкой МГ 05.000.000 в составе установке ЭЦН 80-1000 на глубине 1164 м проведены на скважине № 1355 Арланского ЦДНГ-4 ОАО «АНК «Башнефть»». Запуск в работу произведён 11.07.2006 г. Установка вышла из строя 07.08.2009 г. по причине отсутствия изоляции в системе кабель-двигатель. Наработка составила 1092 суток.

После подъёма установки из скважины № 1355 муфта гибкая обследована на износ рабочих органов в ООО «НЗНО» комиссией ОАО «АНК «Башнефть»», которая сделала вывод об её удовлетворительном состоянии.

Проведённые стендовые испытания и промысловая подконтрольная эксплуатация практически показали, что обеспечение физической гибкости УЭЦН путём применения МГ дополнительно позволяет:

производить подвеску УЭЦН в заданном интервале, в случае если участок ствола скважины, в котором расчетно предполагается подвеска насосного оборудования, имеет высокие значения локальной кривизны (и установку вынужденно подвешивают в других интервалах), что приводит к более оптимальному режиму её работы;

увеличить количество добываемой нефти за счет спуска УЭЦН большего типоразмера глубже в скважину, имеющую сверхнормативную кривизну ствола;

увеличить межремонтный период (МРП) УЭЦН за счет предотвращения её работы в напряжённо-деформированном состоянии в интервале ствола скважины, имеющем сверхнормативную локальную кривизну;

снизить вероятность отказов УЭЦН, являющихся следствием прохождения интервалов со сверхнормативной кривизной ствола скважины при спуске оборудования, за счет предотвращения ослабления затяжки из-за асимметрии натяжений болтов межсекционных фланцевых соединений УЭЦН путём снятия изгибающих нагрузок.

Опытно-промысловые испытания 6 муфт гибких МГ-07-5А в составе УЭЦН проведены в нефтяных скважинах со сверхнормативной кривизной по ЦДНГ-2, ЦДНГ-7 и ЦДНГ-9 ОАО «Томскнефть» ВНК. Главными оценочными критериями эффективности применения муфты гибкой определены:

достижение приростов нефти за счёт применения МГ в составе УЭЦН;

прохождение искривлённых участков эксплуатационной колонны без осложнений.

Результаты промысловых испытаний в ОАО «Томскнефть» ВНК позволили сделать следующие выводы:

спуск 6 муфт гибких в составе УЭЦН произведён в соответствие с расчётами на заданные глубины:

осложнения при прохождении УЭЦН сверхнормативной кривизны и при установке в рабочей зоне отсутствовали;

осложнений, спровоцированных искривлёнными участками, при запуске компоновок УЭЦН+МГ в работу и эксплуатации не выявлено;

по всем 6 скважинам получены приросты по жидкости и нефти (прирост нефти 13,0; 11,3; 8,6; 3,0; 1,2 и 1,0 тн/сут. соответственно), снижение забойного давления (в среднем с 91 атм. до 45 атм.) и среднее увеличение глубины спуска на по скважинам № 164–Нижневартовское и № 2529–Советское из-за кратного снижения забойного давления (со 112 атм. до 30 атм. и с 74 атм. до 23 атм. соответственно) полужено снижение обводнённости жидкости (с 89% до 70% и с 80% до 76%).

Для снижения вибрации путём удаления части газа на входе усовершенствован газовый сепаратор УЭЦН. Объём его рабочей камеры был увеличен за счёт удаления из неё вала – вращение передаётся через корпус, что улучшило условия сепарации. Дополнительно на выходе из сепарирующего узла установлен центробежный гидрозатвор в виде разделительного диска, позволяющий осуществлять отбор жидкой среды через кольцевое отверстие на периферии барабана сепарирующего узла, а отбор газовой среды – через отверстия в разделительном диске, расположенные ближе к оси. При изменении содержания газа граница раздела жидкой и газовой сред перемещается по поверхности разделительного диска между кольцевым отверстием отбора жидкой среды и отверстиями отбора газовой среды, исключая взаимное проникновение жидкой и газовой сред. По результатам стендовых испытаний газового сепаратора, выполненных на ОАО «АЛНАС», получено, что:

наличие двух шнеков увеличивает давление, развиваемое газосепаратором;

после узла отвода газа (разделительный диск удалён) газосепаратор стал работать эффективнее; граница срыва подачи насосом по газосодержанию отодвинулась с 0,45 до 0,61.

Нужно отметить, что эти результаты получены на стенде с насосом производительностью по воде 125 м3/сут. Поэтому газовый сепаратор был испытан в неблагоприятных для него режимах, так как его расчётная производительность по жидкости 500 м3/сут.

Разработан способ стендовых испытаний натуральных образцов штанг или моделей штанг на усталостную прочность, позволяющий испытывать штангу, у которой один конец закреплен на стенде, а к другому через стыковочное устройство подается нагрузка. Предусмотрено моделирование не только осевых, но и боковых нагрузок, а также трение о НКТ. Боковая нагрузка прилагается в наиболее напряженное место штанги. Через стыковочное устройство на штангу может подаваться крутящий момент. При ускоренных эквивалентных испытаниях на штангу подают нагрузку выше заданной техническими условиями и пересчитывают результаты с помощью специальных формул.

Разработана технология, позволяющая сохранить преимущества однотрубной системы сбора нефти и газа и в то же время более эффективно использовать свободный газ из затрубного пространства, одновременно исключив необходимость сброса его в атмосферу. Также при этом упрощается задача по разработке высокоточной замерной установки для кустовых объектов, оценки добычи попутного газа при очевидном удешевлении замера (рисунок 5).

Для её осуществления в схему обвязки устьевой арматуры встраивается струйный насос. Коэффициент инжекции его выбирается так, чтобы объём инжектируемого газа был равен поступлению его из пласта в затрубное пространство при давлении не более 0,4 … 0,5 МПа. Скважина при этом рассматривается как вертикальный сепаратор. Это ведёт к повышению эффективности добывающего насоса, так как он откачивает преимущественно жидкость, а газ сам поднимается по стволу и отводится из затрубного пространства скважины и струйным насосом на поверхности вводится в добытую жидкость.

Рисунок 5 – Принципиальная схема системы сбора нефти и газа с отводом газа из Например, без предлагаемой технологии давление газа в затрубной пространстве может достигать 4,0 МПа. Уменьшение его после отвода приводит к уменьшению забойного давления на величину 3,4…3,5 МПа, что обеспечивает прирост по жидкости и по нефти. Одновременно снижаются энергозатраты на подъём продукции скважин, так как значительная часть газа сама поднимается по стволу.

В четвертой главе обосновано формирование комплексного способа при кустовом сбросе и утилизации попутной воды скважинной продукции.

Ранний предварительный сброс и утилизацию пластовых вод наиболее эффективно осуществлять, начиная непосредственно с кустов скважин с использованием кустовых установок сброса воды (КУСВ). При этом по возможности сброшенная вода должна закачиваться в тот пласт, из которого она была добыта.

Следует отметить, что поскольку каждый куст индивидуален по дебиту продукции, её физико-химическим свойствам и технологическим параметрам, то каждая установка должна рассчитываться индивидуально. К КУСВ предъявляются следующие основные требования: обводненность добываемой сырой нефти более 80%; сброшенная вода должна быть пригодна к закачке в пласт без дополнительной доочистки; количество сброшенной воды не должно превышать приёмистость нагнетательной скважины на кусте (или водовода); работа должна осуществляться при давлении, существующем в системе сбора в 4,0 (2,5) МПа.

Кроме перечисленных выше основных требований, КУСВ дополнительно должна удовлетворять следующим условиям: автономность работы и простота эксплуатации; низкая стоимость обслуживания; минимальная занимаемая площадь под установку, не требующая дополнительного землеотвода; простота тиражирования установки за счет унификации с целью упрощения и удешевления внедрения, а также сокращения времени строительства; минимальная длина дополнительных трубопроводов при её строительстве и низкая стоимость внедрения.

В соответствии с данными требованиями и условиями использование в качестве КУСВ ёмкостного оборудования или ТВО вряд ли возможно, так как они занимают большую площадь, что, скорее всего, потребует дополнительного землеотвода. Кроме того, такие установки имеют большую металлоёмкость и высокую стоимость. Еще одним недостатком является то, что ТВО может работать при давлении не более 1,4 МПа.

Автором было впервые предложено использовать в качестве корпуса КУСВ скважины, выведенные из эксплуатации, организуя из них скважины для сброса воды (ССВ). Сепарация осуществляется с использованием гидроциклонного и гравитационного эффектов. При диаметре обсадной колонны 146 мм расчётная производительность по жидкости соответственно составляет до 800 м /сут. и до 100 м3/сут. Но использование гидроциклонного разделения требует значительного усложнения оборудования, вызванного необходимостью обеспечения подачи меняющейся в узком диапазоне по скорости на входе. Поэтому были выбраны гравитационные установки. Так как у ССВ рабочая часть расположена глубже уровня промерзания почвы, то практически исключается возможность замерзания.

Кроме того, этим обеспечивается практически постоянная температура рабочего процесса в течение года. Если на кусте нет скважины нужного диаметра, то в качестве корпуса ССВ следует использовать шурф. Установка сброса воды в скважинном исполнении занимает минимальную площадь и не требует дополнительного землеотвода. При этом она обеспечивает требуемое качество сбрасываемой воды за счет создания слоя жидкости большой толщины. ССВ обеспечивает автономность работы и простоту обслуживания, что должно обусловить низкую стоимость эксплуатации. Так как в качестве корпуса ССВ используются обсадные трубы стандартных диаметров, то это дает возможность унификации установок сброса. Этим обеспечиваются низкие стоимость и сроки внедрения.

Рабочую часть ССВ можно охарактеризовать безразмерными симплексами и комплексами, которые выведены после приведения математической модели сепарации в ней к безразмерному виду. В качестве них предложено использовать критерий подобия Сr (2) и безразмерный симплекс – относительную длину (калибр) L = L D ( L, D – соответственно длина внутренней колонны и диаметр обсадной трубы), а также обобщённый параметр R = Cr L.

Скорость стекания сбрасываемой воды по стволу скважины выбирается так, чтобы не смогшие всплыть и оставшиеся в ней нефтепродукты содержались в количестве, удовлетворяющем геологическим условиям. Но определить на практике истинный закон распределения капель не всегда представляется возможным. Поэтому для оценки качества воды предложено использовать обобщенный параметр R, причем достаточное качество воды достигается при R Rопт.

ССВ позволяют провести децентрализацию сброса пластовых вод, что дает новые возможности для организации гибких локальных систем ППД с дифференцированной очисткой вод. При регулировании и управлении рабочим процессом ССВ предполагается использование трубной обвязки, с помощью которой на выходе измеряются количество нефти и газа, а также обводнённость. Дополнительно возможна установка расходомера на водной линии.

В ОАО «Удмуртнефть» первая ССВ построена на скважине № 389 Мишкинского месторождения (обсадная колонна 168 мм). Установка обвязана с существующим нефтесбором с ГЗУ-31в и нагнетательной скважиной № 1806. Жидкость из нефтесбора подаётся на установку, где происходит центробежная сепарация и гравитационный отстой воды, частично обезвоженная нефть через ГЗУв возвращается в нефтесбор, а сброшенная вода УЭЦН под давлением закачивается в нагнетательную скважину. Производительность ССВ по жидкости составляет 174 м3/сут., объём предварительного сброса – 40 м3/сут. Снижение давления в нефтесборе составило 0,9 атм. Получен прирост добычи нефти и увеличение давления закачки по нагнетательной скважине № 1806. Таким образом, при инвестициях 1 674,4 тыс. руб. удалось добиться индекса прибыльности 6,4 при сроке окупаемости 0,62 года.

На примере двух кустов скважин месторождений ОАО «Удмуртнефть» и ОАО «ТНК-ВР» проведён расчет экономической эффективности применения технологии ССВ. Показано, что её применение окупается за 1,34 года в ОАО «Удмуртнефть», а стоимость существенно ниже, чем при применении ёмкостного оборудования (в ОАО «ТНК-ВР»). Под строительство пилотной ССВ производительностью по жидкости до 2800 м3/сутки выбран и согласован куст скважин № 57а Мамонтовского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз».

Так как для размещения ССВ планируется использование выведенных из эксплуатации скважин, то для их предварительной подготовки разработаны вспомогательные технологии и технические средства, предназначенные для очистки ствола скважины (патент № 2339790), дезинтеграторной обработки промывочной жидкости перед её повторным использованием (патент № 2217470), а также подготовки тампонирующего материала (патент № 2227204).

Пятая глава посвящена использованию критериев подобия при теоретическом и экспериментальном определении оптимальных технологических параметров секции наклонных колонн ТВО и наклонных колонн.

По результатам анализа математической модели массообмена в секции наклонной колонны разработаны способы теоретического и экспериментального определения параметров секций, а также определения угла наклона секций. В них учтены водоотстойная, нефтеотстойная и газовые части секций, а также их наклон. Для расширения применения при обобщении результатов использован критерий подобия трубных сепарационных установок и безразмерные симплексы (2).

Для повышения эффективности ТВО разработаны технологии УПОГ, КУ и секций наклонных колонн, а также ряд дополнительных технологий для отдельных узлов. Предложена технология трубопроводной обвязки для обезвоживания нефти до 1 %, для чего часть нефти отбирается с выхода УПСВ, подогревается и подается в аппарат вместе с продукцией скважин.

Обычно в секции наклонной колонны зеркало «нефть – вода» («жидкость – газ») представляет эллипс. С увеличением площади поверхности раздела возрастает интенсивность сепарации. Для определения оптимальных параметров использована разработанная математическая модель массообмена в наклонной колонне. Получено, что в секции для достижения максимальной площади зеркала «нефть – вода» («жидкость – газ») относительная длина и их количество (это число целое) должны удовлетворять условию:

где = (Qж, nв, Г ф, Р, t ) – безразмерная функция, учитывающая рабочие параметры;

Г ф – газовый фактор.

Возможные основные схемы исполнения наклонных колонн показаны на рисунке 6. При использовании основных схем исполнения наклонных колонн оптимальные относительная длина секций и их количество рассчитываются по соотношениям (3).

а) – наклонная колонна из одной секции с постоянным углом наклона; б) – наклонная колонна из одной секции из двух частей длиной l1 и l2 (L = l1 + l2 ) с углами наклона и 1 ; в) – наклонная колонна из двух секций с постоянным углом наклона, секции расположены в одной плоскости, перпендикулярной горизонтальной поверхности; г) – наклонная колонна из двух секций с постоянным углом наклона, секции расположены параллельно и соединены рабочей камерой Рисунок 6 – Основные схемы исполнения наклонных колонн ТВО Проведено сравнение схем наклонных колонн ТВО, причём за базовый вариант выбрана наклонная колонна из одной секции с постоянным углом наклона (см. рисунок 6, а)). Результаты сопоставления с остальными вариантами при равных геометрических параметрах (длина, диаметр и угол наклона колонны) и технологических параметрах при соблюдении условий (3) показывают:

если в наклонной колонне из одной секции с разными углами наклона частей верхняя часть имеет больший угол наклона, чем нижняя, то площадь зеркала «нефть-вода» уменьшается, в противном случае увеличивается;

при исполнении наклонной колонны из двух секций площадь зеркала «нефтьвода» увеличивается в 2 раза при одновременном уменьшении нагрузки по жидкости для секции в 2 раза;

выполнение наклонной колонны из двух параллельных секций позволяет уменьшить длину ТВО в 2 раза.

Площадь зеркала «нефть – вода» в наклонной колонне из двух секций можно дополнительно увеличить, если выполнить секции из двух частей, из которых верхняя имеет меньший угол наклона, чем нижняя.

Выполнено сравнение наклонных колонн с горизонтальными и вертикальными ёмкостными аппаратами, а также с ССВ.

В шестой главе показано промысловое применение разработанных технологий и технических средств для совершенствования добычи и сбора нефти и газа.

Доработанные методологии и технологии по способам теоретического и экспериментального определения параметров секций наклонных колонн использованы при проектировании ТВО. Для расчета параметров наклонных колонн Баймухаметовым М.К. были применены безразмерные характеристики водоотстойной, нефтеотстойной и газовой частей секций. Одна из таких колонн путевого водоотделителя показана на рисунке 7. У неё обобщенный безразмерный параметр (2) для секции составляет R = 816, что потребовало дополнительной доочистки для обеспечения качества сброшенной воды, удовлетворяющего геологическим условиям.

Разработана методология обработки скважин и их призабойных зон для удаления сульфидов железа. Сначала они удаляются, а затем создается защитная плёнка, препятствующая их образованию. Данный способ был опробован на скважине № 303 месторождения Северный Танып ООО «ЛУКойл - Пермь». Перед его применением концентрация FeS в добываемой из неё эмульсии составляла 387 … 420 мг/л. После обработки анализы, проведённые с 09.04.2007 по 21.04.2007, показали почти полное отсутствие FeS, только в 4-х случаях её концентрация составляла от 13,3 до 36,6 мг/л.

Рисунок 7 – Путевой водоотделитель ТВО-48 с наклонной колонной После проведения стендовых заводских испытаний согласно утвержденной ОАО «АНК «Башнефть»» программы разработанное техническое средство – муфта гибкая типа МГ – для обеспечения длительной эксплуатации УЭЦН в скважине со сверхнормативной кривизной реализовано в ходе промысловых испытаний и подконтрольной эксплуатации. В скважине № 1355 ЦДНГ-4 Арланского УДНГ филиала ОАО «АНК «Башнефть» установка УЭЦН-80 в комплекте с МГ05.00. проработала 1127 суток на глубине 1164 м (наработка 1092 суток) при среднем дебите жидкости 91,2 м3/сут. Причина остановки – пробой изоляции. Внешний вид МГ после подъёма показан на рисунке 8. Обычное время наработки УЭЦН в искривлённом фонде АНК «Башнефть» составляет 150…250 суток.

Рисунок 8 – Внешний вид шарнирного соединения МГ после 1127 суток работы в скважине № 1355 ЦДНГ-4 Арланского УДНГ филиала ОАО «АНК «Башнефть»»

На скважине № 497 Барсуковского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз»

проведены промысловые испытания УЭЦН-50-2200 с гибкой муфтой МГ06.00.000 (износостойкое исполнение), установленной между протектором ПЭД и газосепаратором. Кривизна ствола скважины в месте размещения установки составляет: от 2750 м до 2760 м – 46,8’ на 10 м и от 2760 м до 2770 м – 22,8’ на 10 м (стандартная УЭЦН в таких условиях работать не может). Наработка составила 196 суток. Причина остановки – планово-предупредительные работы. Результаты разбора показали отсутствие износа в составных частях установки.

После опытно-промысловых испытаний в ООО «РН-Пурнефтегаз» выполнена подконтрольная эксплуатация 3-х МГ в составе УЭЦН в скважинах, имеющих сверхнормативную кривизну, сроком 6 месяцев. Анализ результатов приведён в таблице 2.

Комиссией ООО «РН-Пурнефтегаз» принято решение, что, исходя из положительных результатов (суточный прирост нефти 54 тн/сут.) и отсутствия замечаний при монтаже и эксплуатации МГ в составе УЭЦН, программу и методику испытаний считать удовлетворительными, а муфты гибкие – прошедшими подконтрольную эксплуатацию.

Таблица 2 – Результаты подконтрольной эксплуатация 3-х МГ в составе УЭЦН в ООО «РН-Пурнефтегаз»

МРП. По 4-м МГ показан прирост добычи за счет спуска установок на большую глубину.

Практически доказано, что применение МГ на УЭЦН приводит к увеличению количества добываемой нефти, увеличению МРП, снижению вероятности отказов при прохождении интервалов со сверхнормативной кривизной ствола скважины при спуске оборудования, а также снижению риска непрохождения УЭЦН в эксплуатационной колонне.

Рисунок 9 – Локальная кривизна ствола скважины на участке подвески УЭЦН Трубная обвязка для измерения количества нефти и газа, предназначенная для организации достоверного поскважинного учета, испытана в ОАО «ТНК-ВР».

Вид опытно-промысловой установки в процессе опытно-промысловых испытаний показан на рисунке 10.

Рисунок 10 – Трубная обвязка для измерения количества нефти и газа в ходе Испытания подтвердили соответствие установки заявляемым параметрам.

Для осуществления раннего сброса воды непосредственно на кустах скважин внедрена технология ССВ, реализованная на скважине 1532 Волковского месторождения ОАО «АНК «Башнефть». При дебите куста 95 м3/сутки и небольшой (до 50 м3/сутки) приёмистости нагнетательной скважины ССВ в целом обеспечивала качество сброшенной воды, удовлетворяющее геологическим условиям пласта. Её вид после 5 лет работы показан на рисунке 11 а).

Последующее внедрение ССВ гравитационного действия проведено на Имянлекуловской площади Манчаровского месторождения. В них внутренняя колонна расположена внутри трубной вставки. Предложено два варианта подачи воды в нагнетательную скважину. Один – с использованием шурфа-колодца, когда сброшенная вода из ССВ подается на приём высоконапорного УЭЦН, спущенного в специально пробуренный шурф, откуда далее поступает в нагнетательную скважину. И другой – с использованием электроцентробежной вертикальной насосной установки (УЭНЦВ). В ходе опытно-промысловой эксплуатации данной ССВ количество сброшенной воды составляет 60 м3/сутки. При этом в ней содержание остаточных нефтепродуктов не превышает 10 мг/л, а наличие ТВЧ, представленных в основном тонкодисперсной взвесью сульфида железа, колеблется в пределах 7 … 12 мг/л Затем в январе 2011 г. на скважине № 389 Мишкинского месторождения (НГДУ «Воткинск» ОАО «Удмуртнефть» была запущена ССВ с подвешенным на внутренней колонне УЭЦН (рисунок 11 б)).

а) – ССВ на скважине № 1532 Волковского месторождения; б) – ССВ на скважине Технологическая схема повышения эффективности наклонных колонн из двух секций внедрена в основном в виде параллельно расположенных секций, соединённых рабочей камерой (рисунок 6 г)). Одна из таких наклонных колонн производства ЗАО «НТК «Модульнефтегазкомплект» из 3-х, эксплуатирующихся в ООО «РН-Пурнефтегаз», показана на рисунке 12.

Рисунок 12 – Наклонные колонны из двух секций в ООО «РН-Пурнефтегаз»

на УПСВ-1 Северо-Харампурского месторождения Подобные наклонные колонны из двух секций применяются также в ООО «РН-Юганскнефтегаз», ОАО «Самаранефтегаз», ОАО «АНК «Башнефть» и ряде других нефтяных компаний.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Выполнена оценка совместимости существующих технологий и технических средств системы добычи нефти и газа. Учтено взаимное влияние на выходные параметры (количество добытых нефти и газа при естественно меняющихся условий разработки). Выполнена разбивка системы добычи и сбора с учётом меняющихся показателей эксплуатации месторождений на дополнительные модули, в которые впервые введён кустовой сброс и утилизация воды. Проведена оценка факторов, влияющих на технологический процесс предложенной блочной системы. Для осуществления достоверного поскважинного учета и контроля добычи разработана трубная обвязка для измерения количества нефти и газа, относительная погрешность измерения количества жидкости и основная абсолютная погрешность по интегральной обводнённости не зависят от дебита.

2 Разработана математическая модель массообмена в секции наклонной колонны, из которой выведен новый критерий подобия для физического моделирования массообмена в них и обобщения промысловых результатов путём оценки качества сброшенной из наклонной колонны воды. Предложены две методологии определения доли испарённой жидкости в газожидкостном потоке. Проведён численный анализ случайных функций изменения давления в промысловом трубопроводе при перекачке сырой нефти. Рассмотрены вопросы аппроксимации аналитическими зависимостями корреляционной функции по значениям случайного процесса и спектральной плотности. Для подбора параметров применён метод статистических испытаний. Это позволяет более объективно подойти к анализу технического состояния и выбору режимов эксплуатации нефтепромыслового оборудования.

3 Впервые сформулированы требования к кустовым установкам сброса и утилизации попутно добываемой воды. Разработан соответствующий новый вид сепарационных установок – скважина для сброса воды, защищённая рядом патентов. Выделены критерий подобия и безразмерные симплексы для физического моделирования процессов в них и обобщения промысловых результатов. Данная технология позволяет использовать выведенные из эксплуатации скважины, в том числе подлежащие ликвидации, по новому назначению для кустового сбора и утилизации пластовых вод. Выполнен анализ экономической эффективности данной технологии в ряде нефтяных компаний и оценён потенциал внедрения.

4 Теоретически и экспериментально определены с использованием полученного критерия подобия в безразмерном виде оптимальные технологические параметры и количество секций наклонных колонн трубных отделителей воды, нефти и газа, что обеспечивает повышение производительности при сохранении размеров. Разработаны технические средства в виде трубопроводной обвязки и технологические схемы наклонных колонн, позволяющие повысить производительность при сохранении длины и диаметра. Впервые проведено сравнение эффективности скважины для сброса воды с наклонной колонной.

5 Разработана математическая модель тепломассообмена газожидкостного потока в каналах глубинного скважинного оборудования с вращающимися элементами (УЭЦН, гибкая муфта, газовый сепаратор). Выделены критерии подобия, в том числе 8 новых, для физического моделирования процессов тепломассообмена. Разработан метод эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, по замеряемым на устье параметрам.

6 Для снижения вибрации УЭЦН созданы гибкие конструкции для соединения секций корпусов и ротора в скважинах с предельными углами наклона и интенсивностью искривления ствола, позволяющие повысить наработку на отказ.

Увеличение объёма рабочей камеры газового сепаратора достигается передачей вращения через корпус камеры. С использованием моделирования осевых и боковых усилий разработан способ испытаний штанг и натуральных образцов штанг, предусматривающий проведение ускоренных эквивалентных испытаний.

7 Промысловые испытания и подконтрольная эксплуатация в ряде нефтяных компаний подтвердила, что использование демпфирующих свойств и возможное снятие изгибающих напряжений в корпусных и роторных частях погружных УЭЦН в скважинах независимо от кривизны ствола снижает вибрацию, увеличивает наработку на отказ и повышает подачу (в процессе стендовых заводских испытаний на всех режимах получено, кроме уменьшения вибрации в 2…3,5 раза, также и увеличения подачи на 5…10 %.). Выполненное сравнение по распределению Вейбулла показало большую эффективность применения гибкой муфты с УЭЦН по сравнению со стандартной шлицевой муфтой. Поставлена на серийное производство муфта гибкая (патент № 2230233), обеспечивающая спуск и продолжительную эксплуатацию УЭЦН на любом участке ствола скважины независимо от его кривизны (Разрешение на применение № РРС 41-000241, Сертификат соответствия на серийный выпуск № С-RU.АЯ36.В.01452 ТР 0493645), которая находит широкое применение (ОАО «АНК «Башнефть»», ОАО «НК «Роснефть»»

(ООО «РН-Пурнефтегаз», ООО «РН-Юганскнефтегаз», ОАО «Удмуртнефть», ОАО «Самаранефтегаз» и ОАО «Томскнефть»), ОАО «ТНК-ВР» и ОАО «РуссНефть»).

Разработана трубная измерительная установка (патент № 2342528), которая поставлена на серийный выпуск (Сертификат соответствия № СRU.АЯ36.В.02249 ТР 1127528). Установка удовлетворяет требованиям ГОСТ Р 8.615-2005. Эксплуатируется в ОАО «ТНК-ВР».

Скважины для сброса воды (патенты РФ №№ 2252312, 2264841, 2284210 и др.) примененяются в ОАО «НК «Роснефть» (ОАО «Самаранефтегаз», ОАО «Удмуртнефть» и ООО «РН-Юганскнефтегаз») и ОАО «АНК «Башнефть»».

СПИСОК ОСНОВНЫХ ПУБЛИКАЦИЙ

Публикации в рецензируемых журналах из списка ВАК:

1 Шаталов Ю.С., Шаякберов В.Ф. и др. Математическая модель тепломассообмена газожидкостного потока во вращающемся канале и её анализ. // Известия ВУЗов. Энергетика. – М., депонировано в ВИНИТИ, 1989. – № 5276-В89. – 31 с.

2 Шаякберов В.Ф., Искаков К.М. и др. Оценка степени испарения жидкости в испарительной камере при газожидкостном охлаждении лопаток турбин. // Известия ВУЗов. Авиационная техника. – Казань, 1989. – № 4. – С. 51–54.

3 Шаталов Ю.С., Шаякберов В.Ф. и др. О влиянии впрыска жидкости на расходные характеристики лопатки воздушно-жидкостного охлаждения. // Известия ВУЗов. Авиационная техника. – Казань, 1990. – № 3. – С. 77–80.

4 Искаков К.М., Шаякберов В.Ф. и др. Расчет вклада впрыска жидкости в снижение температуры лопатки воздушно-жидкостного охлаждения. // Известия ВУЗов. Авиационная техника. – Казань, 1991. – № 1. – С. 43–47.

5 Шаякберов В.Ф., Голубев М.В. К вопросу сравнения рабочих характеристик установок предварительного сброса воды в трубном исполнении на месторождениях ОАО «АНК «Башнефть»». // Технологии нефти и газа. – М., 2008. – № 1. – С. 47–49.

6 Шаякберов В.Ф., Янтурин Р.А. О расширении возможностей УЭЦН. // Нефтепромысловое дело. – М., 2009. – № 3. – С. 27–28.

7 Шаякберов В.Ф. Скважинная установка сброса воды для кустов скважин. // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – М., 2009. – № 3. – С. 15–16.

8 Шаякберов В.Ф. О расчете трубной обвязки со сбросом воды. // Инженерная физика. – М., 2010. – № 5. – С. 3–5.

9 Шаякберов В.Ф., Гепштейн Ф.С. и др. Новая технология эксплуатации УЭЦН в искривлённых скважинах. // Химическое и нефтегазовое машиностроение. – М., 2010. – № 5. – С. 31–32.

10 Шаякберов В.Ф. О сравнении узлов сброса воды для кустов скважин. // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – М., 2011. – № 3.– С.

22 –25.

11 Шаякберов В.Ф., Латыпов И.А. и др. Технология предварительного кустового сброса воды с использованием выведенных из эксплуатации скважин. // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть»». – М., 2011. – № 3. – С. 36– 37.

12 Шаякберов В.Ф. Установки для измерений количества нефти и нефтяного газа для скважин и их кустов. // Измерительная техника. – М., 2011. – № 11. – С. 26–30.

13 Шаякберов В.Ф. К вопросу повышения производительности наклонных колонн трубной обвязки со сбросом воды. // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – М., 2011. – № 6. – С. 22–24.

14 Борисов Г.К., Шаякберов В.Ф. и др. Обоснование возможности применения технологии кустового сброса воды на Ново-Киевском нефтяном месторождении. // Нефтепромысловое дело. – М., 2011. – № 12. – С. 46–51.

15 Шаякберов В.Ф., Гепштейн Ф.С. и др. Эксплуатация установок электрических центробежных насосов с гибкими муфтами в искривлённых скважинах.

// Вестник машиностроения. – М., 2012. – № 2. – С. 60.

16 Шаякберов В.Ф. Об основных требованиях к установкам сброса воды для кустов скважин. // Нефтепромысловое дело. – М., 2012. – № 4. – С. 39–42.

17 Шаякберов В.Ф. Совершенствование технологии поскважинного контроля и учета добычи продукции. // Электронный журнал «Нефтегазовое дело». – Уфа, 2012. – № 3. – С. 4–15.

Ишемгужин И.Е., Шаякберов В.Ф. и др. Использование спектральнокорреляционного анализа при оценке технологических параметров нефтепромысловых систем. // Электронный журнал «Нефтегазовое дело». – Уфа, 2012. – № 3.

– С. 327–334.

19 Shayakberov V.F., Iskakov K.M. and others. Evaluation of degree of liquid vaporization in vaporization chamber in gas-liquid cooling of turbine blades. // Russian Aeronautics. – USA, 1989. – Vol. 32. – No. 4. – Pp. 56 –59.

20 Shatalov Yu.S., Shayakberov V.F. and others. Influence of liquid injection on the flow characteristics of an air-liquid-cooled blades. // Russian Aeronautics. – USA, 1990. – Vol. 33. – No. 3. – Pp. 98–101.

21 Рустамов И.Ф., Шаякберов В.Ф. и др. Стендовые и промысловые испытания УЭЦН с гибкой шарнирной муфтой. // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – Баку, 2009. – № 7. – С.49–51.

22 Shayakberov V.F., Gepshtein F.S. and others. New technology of electric centrifugal pump operating in deviated wells. // Chemical and petroleum engineering. – USA, 2010. –Vol. 46. – Numbers 5-6. –Pp. 295 –297.

23 Shayakberov V.F. Test units for measurements of the quantity of petroleum and petroleum gas for wells and well clusters. // Мeasurement Technique. – USA, 2012.

– Vol. 54. – № 11. February. – Pp. 1249–1255.

А.с. 1793429 СССР, МКИ3 G05D11/00, B01F3/02. Способ определения доли испарённого вещества в газожидкостном потоке / Ю.С. Шаталов, В.Ф. Шаякберов и др. (РФ). – № 4471940; заявл. 20.06.1988; опубл. 07.02.1993, Бюл. 5. – А.с. 1835537 СССР, МКИ3 G05D11/00. Способ определения доли испарённого вещества в газожидкостном потоке / Ю.С. Шаталов, В.Ф. Шаякберов и др. (РФ). – № 4544764; заявл. 04.07.1988; опубл. 23.08.1993; Бюл. 31. – 5 с.

26 Патент 2193117 Российская Федерация, МПК F04D13/10, E21B43/38.

Газовый сепаратор скважинного центробежного насоса / Р.И. Козлов, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2000123946/06; заявл. 18.09.2000; опубл. 20.11.2002; Бюл.32. – 27 Патент 2217470 Российская Федерация, МПК С10С3/14, В02С2/08. Дезинтегратор / Э.Г. Теляшев, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2002120945/15; заявл.

30.07.2002; опубл.: 27.11.2003; Бюл. 33. – 3 с.

28 Патент 2227204 Российская Федерация, МПК Е21В33/13. Устройство для подготовки тампонирующего материала / Р.А. Фасхутдинов, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2002126983/03; заявл. 27.09.2002; опубл. 20.04.2004; Бюл. 11. – 3 с.

29 Патент 2230233 Российская Федерация, МПК F04D29/62, F04D13/10..

Гибкая шарнирная муфта / Ф.С. Гепштейн, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2002124148/06; заявл. 11.09.2002; опубл. 10.06.2004; Бюл. 16. – 3 с.

30 Патент 2252312 Российская Федерация, МПК Е21В43/38. Сепарационная установка / Н.Р. Рамазанов, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2003112909/03; заявл.

18.04.2003; опубл. 20.05.2005; Бюл. 14. – 4 с.

31 Патент 2264841 Российская Федерация, МПК В01D17/038. Сепарационная установка / Г.Х. Габитов, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2004114930/15; заявл.

17.05.2004; опубл. 27.11.2005. Бюл. 33. – 4 с.

32 Патент 2284209 Российская Федерация, МПК В01D17/00. Трубная установка для подготовки воды / Г.Х. Габитов, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2004131425/15; заявл. 27.10.2004; опубл. 27.09.2006; Бюл. 27. – 5 с.

33 Патент 2284210 Российская Федерация, МПК В01D17/038. Сепарационная установка / Г.Х. Габитов, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2004114595/15; заявл.

13.05.2004; опубл. 27.09.2006; Бюл. 27. – 6 с.

34 Патент 2284211 Российская Федерация, МПК В01D19/00. Депульсатор / Г.Х. Габитов, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2004117720/15; заявл. 10.06.2004;

опубл. 27.09.2006; Бюл. 27. – 5 с.

35 Патент 2284494 Российская Федерация, МПК G01M13/00. Способ стендовых испытаний натуральных образцов штанг и моделей штанг на усталостную прочность / В.Ф. Шаякберов, Ф.Ф. Губайдуллин и др. – № 2004131394/28;

заявл. 27.10.2004; опубл. 27.09.2006; Бюл. 27. – 7 с.

36 Патент 2285555 Российская Федерация, МПК В01D19/00. Сепарационная установка / Г.Х. Габитов, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2004117719/15; заявл.

10.06.2004; опубл. 20.10.2006; Бюл. 28. – 4 с.

37 Патент 2291734 Российская Федерация, МПК В01D19/00. Трубный водоотделитель / Е.Н. Сафонов, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2004137392/15; заявл.

21.12.2004; опубл. 20.01.2007; Бюл. 2. – 4 с.

38 Патент 2295639 Российская Федерация, МПК Е21В47/00. Способ диагностики целостности металлической колонны / В.Ф. Шаякберов, Ф.Ф. Губайдуллин и др. – № 2004119598/03; заявл. 28.06.2004; опубл. 20.03.2007; Бюл. 8. – 5 с.

39 Патент 2302278 Российская Федерация, МПК В01D17/00. Установка сброса воды / В.А. Фролов, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2005129204/15; заявл.

19.09.2005; опубл. 10.07.2007; Бюл. 19. – 4 с.

40 Патент 2302279 Российская Федерация, МПК В01D17/00. Установка трубная для сброса воды / В.А. Фролов, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2005129220/15; заявл. 19.09.2005; опубл. 10.07.2007; Бюл. 19. – 4 с.

41 Патент 2302280 Российская Федерация, МПК В01D17/00, С02F1/40, Е21В43/34. Трубная установка для очистки нефтесодержащих вод / В.А. Фролов, В.Ф. Шаякберов. – № 2005125131/15; заявл. 08.08.2005; опубл. 10.07.2007; Бюл.

19. – 7 с.

42 Патент 2307245 Российская Федерация, МПК Е21В43/34. Успокоительный коллектор сепарационной установки / И.Ш. Гарифуллин, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2005137889/03; заявл. 05.12.2005; опубл. 27.09.2007; Бюл. 27. – 6 с.

43 Патент 2307249 Российская Федерация, МПК Е21В47/10, G01F1/74.

Устройство для измерения дебита продукции нефтяных скважин / В.А. Фролов, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2005137937/03; заявл. 05.12.2005; опубл. 27.09.2007;

Бюл. 27. – 8 с.

44 Патент 2324518 Российская Федерация, МПК В01D19/00. Способ экспериментального определения параметров трубной сепарационной установки / В.А. Фролов, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2006110913/15; заявл. 04.04.2006; опубл.

20.05.2008; Бюл. 14. – 11 с.

45 Патент 2329850 Российская Федерация, МПК В01D17/00. Трубная сепарационная установка / Э.Ю.Тропин, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2007114868/15;

заявл. 19.04.2007; опубл. 27.07.2008; Бюл. 21. – 4 с.

46 Патент 2334540 Российская Федерация, МПК В01D17/00. Способ определения параметров трубной сепарационной установки / В.А. Фролов, В.Ф. Шаякберов. – № 2005137886/03; заявл. 05.12.2005; опубл. 27.09.2008; Бюл. 27. – 7 с.

47 Патент 2336114 Российская Федерация, МПК В01D17/00. Трубная сепарационная установка / Э.Ю. Тропин, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2007119825/03; заявл. 06.06.2007; опубл. 20.10.2008; Бюл. 29. – 4 с.

48 Патент 2339790 Российская Федерация, МПК Е21В37/00. Установка для очистки скважин / А.Р. Латыпов, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2007119825/03;

заявл. 17.05.2007; опубл. 27.11.2008; Бюл. 33. – 5 с.

49 Патент 2341317 Российская Федерация, МПК В01D19/00. Установка для подготовки воды / А.Р. Латыпов, В.Ф. Шаякберов и др.. – № 2007128481/15;

заявл. 24.07.2007; опубл. 20.12.2008; Бюл. 35. – 4 с.

50 Патент 2342528 Российская Федерация, МПК Е21В47/10, Е21В43/38.

Устройство для измерения количества нефти и нефтяного газа / В.Ф. Шаякберов.

– № 2007110879/03; заявл. 23.03.2007; опубл. 27.12.2008; Бюл. 36. – 13 с.

51 Патент 2343953 Российская Федерация, МПК В01D19/00. Установка предварительного сброса воды из продукции нефтяных скважин / А.Р. Латыпов, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2007132355/15; заявл. 17.08.2007; опубл. 20.01.2009;

Бюл. 2. – 5 с.

52 Патент 2359108 Российская Федерация, МПК Е21В37/06, С09К8/528.

Способ обработки скважин и их призабойных зон для удаления сульфидов железа / А.Р. Латыпов, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2007124083/03; заявл. 18.06.2007;

опубл. 20.06.2009; Бюл. 17. – 5 с.

53 Патент 2361641 Российская Федерация, МПК В01D19/00. Трубная сепарационная установка / А.Р. Латыпов, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2008109135/15; заявл. 20.08.2008; опубл. 20.07.2009; Бюл. 20. – 5 с.

54 Патент 2370644 Российская Федерация, МПК Е21В43/34. Устройство для деления газожидкостного потока на равные части / В.Ф. Голубев, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2008109137/03; заявл. 20.02.2008; опубл. 20.10.2009; Бюл. 29. – 55 Патент 2421605 Российская Федерация, МПК Е21В43/12. Способ эксплуатации скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса с частотно-регулируемым приводом / А.Р. Латыпов, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2010106000/03; заявл. 19.02.2010; опубл. 20.06.2011; Бюл. 17. – 7 с.

56 Патент 65781 Российская Федерация, МПК В01D19/00. Ёмкостная сепарационная установка / Э.Ю.Тропин, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2007115844/22;

заявл. 17.04.2007; опубл. 27.08.2007; Бюл. 24. – 3 с.

57 Патент 72721 Российская Федерация, МПК Е21В43/34. Сепарационная установка для подготовки воды / А.Р. Латыпов, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2007138354/22; заявл. 05.10.2007; опубл. 27.04.2008; Бюл. 12. – 3 с.

58 Патент 73798 Российская Федерация, МПК В01D17/00. Патрубок отвода нефти из трубной сепарационной установки / Э.Ю. Тропин, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2007115661/22; заявл. 17.04.2007; опубл. 10.06.2008; Бюл. 16. – 2 с.

59 Патент 74120 Российская Федерация, МПК С02F1/40. Трубный отстойник-сепаратор / А.Р. Латыпов, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2008109484/22; заявл.

29.02.2008; опубл.: 20.06.2008; Бюл. 17. – 3 с.

60 Патент 75648 Российская Федерация, МПК С02F1/40. Установка для гидрофобной очистки нефтесодержащих вод / А.Р. Латыпов, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2008109483/22; заявл. 29.02.2008; опубл. 20.08.2008; Бюл. 23. – 2 с.

61 Патент 91883 Российская Федерация, МПК В01D17/038. Скважинная установка сброса воды / А.Р. Латыпов, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2009140229/22;

заявл. 30.10.2009; опубл. 10.03.2010; Бюл. 7. – 2 с.

62 Патент 93691 Российская Федерация, МПК В01D21/00. Трубная обвязка для удаления мехпримесей из воды / А.Р. Латыпов, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2010105727/22; заявл. 17.02.2010; опубл. 10.05.2010; Бюл. 13. – 2 с.

63 Патент 93801 Российская Федерация, МПК С10G9/38. Установка подготовки попутного нефтяного газа / А.Г. Газаров, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2009147058/22; заявл. 17.12.2009; опубл.10.05.2010; Бюл. 13. – 2 с.

64 Патент 96171 Российская Федерация, МПК Е21В43/00. Скважина для сброса воды / А.Р. Латыпов, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2010116410/03; заявл.

26.04.2010; опубл. 20.07.2010; Бюл. 20. – 2 с.

65 Патент 96176 Российская Федерация, МПК Е21В43/38. Устройство скважинного сброса воды / А.Р. Латыпов, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2009140275/22; заявл. 30.10.2009; опубл. 20.07.2010; Бюл. 20. – 2 с.

66 Патент 102056 Российская Федерация, МПК Е21В43/20. Система поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений / А.Р.

Латыпов, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2010130329/03; заявл. 20.07.2010; опубл.

10.02.2011; Бюл. 4. – 2 с.

67 Патент 106845 Российская Федерация, МПК В01D17/02, E21B43/38.

Скважина для сброса воды / В.Ф. Шаякберов, И.А. Латыпов. – № 2011110622/05;

заявл. 21.03.2011; опубл. 27.07.2011; Бюл. 21. – 6 с.

68 Патент 120158 Российская Федерация, МПК F04D13/10. Погружная насосная установка / И.Е. Ишемгужин, В.Ф. Шаякберов и др. – № 2012114393/06;

заявл. 14.04.2012; опубл. 10.09.2012; Бюл. 25. – 2 с.

69 Искаков К.М., Шаякберов В.Ф. и др. Уравнения тепломассопереноса двухфазных сред во вращающихся каналах. // Краевые задачи. – Пермь, 1989. – С.149–156.

70 Шаталов Ю.С., Шаякберов В.Ф. и др. Об определении допустимой концентрации жидкости при газожидкостном охлаждении лопаток турбин. // Охлаждаемые газовые турбины двигателей летательных аппаратов. – Казань, 1990. – С.20–24.

71 Шаякберов В.Ф. О вибродиагностике оборудования в скважине. // Современные методы и средства неразрушающего контроля и технической диагностики: Тр. 16 междунар. науч.-практ. конф. – Ялта: Изд-во Укр. инф. центр «Наука.

Техника. Технология», 2008. – С. 110.

72 Шаякберов В.Ф., Янтурин Р.А. Расширение возможностей серийных УЭЦН. // Современные методы и средства неразрушающего контроля и технической диагностики: Тр. 16 междунар. науч.-практ. конф. – Ялта: Изд-во Укр. инф.

центр «Наука. Техника. Технология», 2008. – С. 110–111.

73 Газаров А.Г., Шаякберов В.Ф. и др. К вопросу измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. // Территория нефтегаз. – М., 2009.

– № 10. – С. 28–31.

74 Шаякберов В.Ф. О возможности повышения производительности наклонных колонн трубных водоотделителей. // Сборник материалов V международной научно-практической конференции «Правовая охрана результатов интеллектуальной деятельности в промышленности и наноиндустрии (20–22 мая 2009).

– Уфа: Баштехинформ, 2009. – С. 112–116.

75 Шаякберов В.Ф., Исмагилов Р.Р. и др. Новые технологии модернизации обустройства старых нефтяных месторождений. // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть»». – М., 2010. – № 1. – С. 8–11.

76 Шаякберов В.Ф., Гепштейн Ф.С. и др. К вопросу эффекта от применения муфт гибких на УЭЦН. // Наука в нефтяной и газовой промышленности. – Тюмень, 2010. – № 1. – С. 13–14.

77 Газаров А.Г., Шаякберов В.Ф. и др. Измерение дебита жидкости, учета и утилизации газа куста скважин. // Газнефтепром. – Набережные Челны, 2010. – № 2. – С. 17–20.

78 Шаякберов В.Ф. Установки раннего предварительного сброса и утилизации пластовых вод с использованием выведенных из эксплуатации скважин. // Нефтесервис. – М., 2011. – № 4. – С. 42–44.

РЕСУРСОСБЕРЕГАЮЩИЕ ТЕХНОЛОГИИ И ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА

ПО ДОБЫЧЕ, СБОРУ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ

Специальность: 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений 05.02.13 – Машины, агрегаты и процессы (нефтегазовая

АВТОРЕФЕРАТ

Бумага офсетная. Печать плоская. Гарнитура Times.

ГОУ ВПО Уфимский государственный нефтяной технический университет