УДК 622.276

На правах рукописи

Хо Нам Чунг

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЙ СП «ВЬЕТСОВПЕТРО»

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2008 2

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»)

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор Карамышев Виктор Григорьевич

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор Котенев Юрий Алексеевич - кандидат технических наук Эпштейн Аркадий Рувимович - ООО «КогалымНИПИнефть»

Ведущее предприятие 2008 г. в 1400 часов

Защита диссертации состоится 13 марта на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов»

по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов».

Автореферат разослан 13 февраля 2008 г.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В настоящее время СП « Вьетсовпетро»

эксплуатирует три месторождения: «Белый Тигр», «Дракон», «Белый Медведь». Наиболее крупным из них является месторождение «Белый Тигр».

К настоящему времени построено и эксплуатируется более 10 морских стационарных платформ (МСП), каждая из которых рассчитана на скважин, и 8 блок-кондукторов (БК), каждый на 9 скважин. Кроме того, построены центральная технологическая платформа (ЦТП), центральная компрессорная платформа (ЦКП), малая компрессорная станция (МКС), платформа поддержания пластового давления (ППД) и 4 установки беспричального налива нефти (УБН).

Все эти объекты связаны между собой системой трубопроводов протяженностью сотни километров, в том числе более 150 км трубопроводов системы нефтегазосбора.

Системы сбора, спроектированные для нефтяного месторождения, нуждаются во внесении изменений при достижении высокой обводненности добываемой продукции скважин, т.е. появляется необходимость в совершенствовании не только систем сбора и подготовки нефти, газа и воды, но и глубинно-насосного оборудования. Реконструкция должна обеспечить надежную работу промысловых трубопроводов, а также установок подготовки нефти, в том числе установок предварительного сброса воды. Применительно к месторождению «Белый Тигр» необходимо организовать предварительный сброс воды на стационарных платформах и блоккондукторах. При этом качество сбрасываемой воды должно удовлетворять требованиям системы поддержания пластового давления.

Системы сбора продукции нефтяных скважин, построенные для месторождений с осложненными реологическими свойствами добываемой продукции, например на морских месторождениях шельфа Вьетнама, нуждаются во внесении существенных изменений при достижении высокой обводненности добываемой нефти. Срок эксплуатации систем нефтегазосбора месторождений СП «Вьетсовпетро» составляет более 20 лет. Однако рост обводненности продукции нефтяных скважин, повышение вязкости добываемых эмульсий высокопарафинистой нефти требуют совершенствования глубинно-насосного оборудования.

Реконструкция должна обеспечить надежную работу эксплуатационного фонда скважин, в частности насосного оборудования.

Поэтому исследования, направленные на разработку научных принципов реконструкции скважин, добывающих обводненную продукцию с осложненными реологическими свойствами, являются актуальными для нефтяной промышленности Вьетнама.

Цель работы - повышение эффективности эксплуатации фонда скважин на основе анализа существующего обустройства морских месторождений Вьетнама.

Основные задачи исследований 1. Изучение состояния фонтанного фонда скважин нефтяных месторождений Вьетнама и выявление проблем, которые необходимо решить для эффективной эксплуатации добывающих скважин с высокой обводненностью.

2. Исследование работы газлифтных скважин и разработка мероприятий по повышению эффективности газлифта и реологических свойств продукции нефтяных скважин.

3. Оценка влияния химреагентов для повышения эффективности газлифта и реологических свойств продукции нефтяных скважин.

4. Разработка методов и средств, направленных на эффективную работу эксплуатационного фонда скважин.

Научная новизна 1. Исследовано влияние расхода газа, периода импульса подачи газа и коэффициента продуктивности пласта на эффективность работы импульсного газлифта.

2. Опытно-промышленными испытаниями на газлифтных скважинах месторождения «Белый Тигр» рекомендованы комплексные химреагенты и определены дозировки деэмульгатора – 200 г/т, ингибитора асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) – 500 г/т в расчете на добываемую нефть.

3. На уровне изобретения разработано устройство для выноса водных скоплений с забоя скважин при эксплуатации газлифтных скважин.

Положения, выносимые на защиту 1. Мероприятия по повышению эффективности эксплуатации газлифтных скважин.

2. Методы воздействия на свойства продукции нефтяных скважин химреагентами, повышающими эффективность газлифта.

3. Способ выноса водных скоплений с забоя газлифтных скважин.

Практическая ценность и внедрение результатов исследований Полученные результаты исследования комплексных химреагентов, которые успешно применяются на месторождениях Вьетнама, предназначены для повышения эффективности работы газлифтных скважин, позволяют увеличить дебит.

Апробация работы Результаты исследований докладывались и обсуждались на научнопрактической конференции науки в развитии топливноРоль энергетического комплекса» в рамках VII Российского энергетического форума (24 октября 2007 г., г. Уфа); заседаниях Ученого Совета, методсоветах и семинарах в Институте проблем транспорта энергоресурсов.

Публикации Основные результаты диссертационной работы опубликованы в научных работах, получен 1 патент на полезную модель.

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 124 наименования. Работа изложена на страницах машинописного текста, содержит 35 рисунков и 35 таблиц.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

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

В первой главе приводится краткая геолого-физическая характеристика продуктивных комплексов нефтяных месторождений «Дракон» и «Белый Тигр».

В главе дается подробная характеристика месторождения «Дракон», на котором ведется бурение глубоких скважин с помощью буровых установок «Эхаби», а также с морских стационарных платформ.

На месторождении пробурено 38 скважин, из которых 17 - поисковоразведочные и 21 - эксплуатационная. Основные комплексы соединены между собой системой нефтегазопроводов и с системой сбора и транспорта месторождений «Белый Тигр», а также с установкой беспричального налива нефти.

Район относится к сейсмически активной зоне, сила подземных толчков может достигать 6 баллов по шкале Рихтера, что предполагает строительство промысловых сооружений в антисейсмическом исполнении.

По величине запасов и промышленной значительности среди продуктивных комплексов первое место занимает залежь кристаллического фундамента, на втором месте – залежи нефти нижнемиоценового комплекса.

На рисунке 1 педставлена схема расположения месторождений «Белый Тигр», «Дракон» и «Дай Хунг» шельфа южного Вьетнама. В геологическом строении месторождения можно отметить следующее, что стратиграфия месторождения изучена на основе фактических материалов глубокого бурения. Описание стратиграфии приводится в последовательности снизу вверх на рисунке 2.

Рисунок 1 – Расположение месторождений «Белый Тигр», «Дракон»

и «Дай Хунг» шельфа южного Вьетнама Рисунок 2 - Сводный геолого-стратиграфический разрез месторождения «Дракон»

Докайзойский фундамент представлен кристаллическими магматическими и метаморфическими породами, измененными тектоническими и гидротермальными процессами.

Осадочный чехол представлен породами палеогеновой, неогеновой и четвертичной систем.

В этой же главе приводится схема месторождения, которая характеруется сложным тектоническим строением, вызванным дизъюнктивными нарушениями, которые делят исследуемый район на множество блоков, создающих сложную картину тектоники площади.

В формировании структур выделяются три структурные этажа – это фундамент, промежуточный (олигоценовый) комплекс и платформенный (миоценово-четвертичный) этаж.

Так, например, в результате бурения и испытания скважин на месторождении «Дракон» в осадочных отложениях миоцена–олигоцена и в кранитоидах докайнозойского фундамента открыты 37 залежей нефти и 2 залежи газоконденсата.

В итоге по результатам испытания и материалам ГИС выделены нефтяные и газоконденсатные залежи с характеристикой размещенных на них скважин.

Вторая глава посвящена исследованию работы газлифтных скважин и мероприятиям по повышению эффективности их эксплуатации.

На месторождении «Белый Тигр» применяется компрессорный газлифт. По состоянию на 01.01.2007 г. добывающий фонд составляет скважину, из которых 97 скважин эксплуатируются газлифтом, т.е. 57 % от добывающего фонда.

За 2006 г. газлифтом добыто 868,9 тыс. тонн нефти, что составляет 10 % от всей добычи на месторождении «Белый Тигр». Накопленная добыча нефти компрессорным газлифтом за время с начала его применения на месторождении составила 6,246 млн тонн. Прирост добычи нефти за счет применения газлифтного способа за весь период эксплуатации равен 3,911 млн тонн.

В СП «Вьетсовпетро» проводится планомерное оснащение газлифтным внутрискважинным оборудованием скважин месторождения «Белый Тигр». Одним из основных показателей эффективной эксплуатации скважин является глубина ввода компримированного газа, значение которой определяется эхолотированием. С помощью эхолота отбивается уровень жидкости в затрубном пространстве скважины, и за точку ввода компримированного газа принимается клапан, ближайший к уровню и находящийся выше его.

Рассмотрим анализ работы газлифтных скважин на примере скважины 917, расположенной на МСП-9. В расчете в качестве входных переменных используются следующие показатели: свойства нефти, воды и газа, температура, инклинометрия ствола скважины, компоновка эксплуатационной колонны и колонны насосно-компрессорных труб, типоразмер мандрелей и газлифтных клапанов.

На рисунке 3 представлен график режима работы скважины 917, из которого видно, что первый и второй пусковой клапаны находятся в неустойчивом положении, давление же в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) на уровне третьего клапана составляет 98 атм. Перепада давления на этом клапане не достаточно для снижения уровня жидкости ниже четвертого клапана.

Рекомендуется заменить третий пусковой клапан, что позволит уменьшить величину затрубного давления.

Глубина, На рисунке 4 представлено совместное решение задачи «пласт – подъемник» скважины 917.

Рисунок 4 - Совместное решение задачи «пласт-подъемник»

Из графика рисунка 4 видно, что коэффициенты продуктивности линейные. Это значит, что повышение расхода компримированного газа ведет к пропорциональному изменению дебита.

На рисунке 5 представлена регулировочная кривая скважины при расходе компримированного газа в диапазоне 0…300 тыс. м3/сут. Оптимальное значение расхода компримированного газа составляет около 150…200 тыс. м3/сут.

1000 Дебит жидкости, м3/сут На основе анализа режима работы скважины 917 были рекомендованы следующие мероприятия:

- замена третьего пускового клапана;

- увеличение расхода компримированного газа с 32 до 40 тыс. м3/сут.

В результате - повышение дебита нефти скважины 917 на 6,2 тонн/сут при сокращении удельного расхода компримированного газа.

В этой же главе приводятся методы повышения эффективности газлифта, которые можно условно разделить на два направления:

- увеличение глубины погружения подъемника;

- снижение относительной скорости газа.

Первое направление связано с увеличением глубины ввода компримированного газа под динамический уровень, что при сохранении уровня отбора жидкости позволяет снизить общий и удельный расход газа.

Второе направление связано со снижением относительной скорости газа. Относительная скорость газа зависит, в основном, от структуры газожидкостного потока, которая, в свою очередь, определяется степенью дисперсности одной из фаз.

На скважинах СП «Вьетсовпетро» нашла применение технология импульсного газлифта. Особенность технологии импульсного газлифта заключается в создании в колонне НКТ регулярного газожидкостного потока пробковой структуры. Импульсный газлифт используется для эксплуатации малодебитных скважин.

Для этого случая уравнение гидростатики запишется в следующем виде:

где n – число жидкостных пробок по длине колонны НКТ, lЖ - длина жидкостной пробки, lГ – длина газовой пробки, tЖ, tГ – время образования жидкостной и газовой пробок;

QЖ, QГ – расходы пластовой жидкости и пластового газа при среднем давлении и средней температуре в газлифтном подъемнике;

QГР – расход компримированного (рабочего) газа во время его подачи в колонну НКТ при среднем давлении и средней температуре;

0 – доля сечения трубы, занятая газовой пробкой, которая зависит от вязкости жидкости и изменяется в пределах 0,90…0,95 (верхний предел относится к движению безводной нефти);

fТ – площадь сечения НКТ.

Из совместного решения формул (1) - (4) получаем соотношение которое позволяет рассчитать требуемые параметры импульсного газлифта для заданной характеристики скважины по расходу жидкости и давлениям в точке ввода газа в колонну НКТ и на буфере.

В этой же главе рассматриваются устройства для повышения эффективности работы нефтяных скважин.

1. Диспергатор для выноса водных скоплений из скважин Устройство может быть использовано на добывающих скважинах. Известно, что в начальный период разработки месторождений высокие дебиты скважин обеспечивают вынос жидкой фазы в капельнодиспергированном виде. При дальнейшей эксплуатации месторождения изза падения пластовых давлений накопление жидкой фазы на забое скважин становится причиной осложнений в их работе из-за явления самозадавливания, которое приводит к резкому снижению дебита скважин.

С целью устранения этого явления необходимо использовать различные механизмы и устройства, которые обеспечат вынос водных скоплений из скважин.

На рисунке 6 приведен общий вид диспергатора в разрезе.

Согласно закону Бернулли, скорость в цилиндрической вставке 3 выше, а давление в ней Р2 ниже, чем давление Р1 перед диспергатором в его конусной части 5. В результате DP = P1 - P2 жидкость 6 из кольцевого слоя по каналам 4 вовлекается в цилиндрическую вставку 3 и впрыскивается в поток, и далее при выходе из конусной части 2 корпуса 1 диспергатора движется в виде смеси в основном потоке.

2. Трубопровод для морских месторождений При разработке морских нефтяных месторождений с использованием стационарных плаформ профиль подводных трубопроводов является U-образным и состоит из двух вертикальных (нисходящего и восходящего) участков и соединяющего их горизонтального участка, который проложен по дну моря.

Вследствие путевого падения давления количество свободного газа в трубопроводе повышается, и поток становится сильнодиспергированным, что снижает эффективность сепарации.

Для повышения эффективности сепарации необходимо на входе в сепаратор создать условия для расположения многофазного потока. Таким образом, возникла проблема повышения эффективности сепарации нефти от газа на морских месторождениях.

На рисунке 7 приведен трубопровод для морских месторождений.

Рисунок 7 - Трубопровод для морских месторождений Газожидкостная смесь с морской стационарной платформы через нисходящий, горизонтальный и восходящий участки трубопровода направляется в сепаратор. При этом смесь проходит через винтовые части восходящего участка трубопровода 1.

В винтовом канале происходит закручивание потока, при этом:

- пузырьки газа всплывают по вертикали в объеме газожидкостной смести между витками шнека 2;

- под действием центробежных и кориолисовых сил газовая фаза собирается у оси шнека 2, а жидкая фаза – у стенок трубопровода 1;

- газовая фаза поступает в стояк 4 и далее по газовой обвязке 5 – в газовую зону сепаратора;

- жидкая фаза с остаточным газосодержанием по выходному патрубку 3 также поступает в сепаратор.

Таким образом осуществляется раздельный ввод газовой и жидкости фаз в сепарационную ёмкость, что устраняет пульсацию потока, вспенивание нефти и повышает эффективность сепарации.

В третьей главе рассматривается состояние фонтанного фонда скважин месторождения «Белый Тигр».

Приводится анализ режима эксплуатации скважин, которые характеризуются нижней границей фонтанирования и нуждаются в допольнительном источнике энергии, и даны рекомендации о переводе этих скважин на компрессорный газлифт. Перевод скважин на компрессорный газлифт связан с тем, что необходимо повысить степень выработки запасов нефти, после прекращения фонтанирования скважин.

В СП «Вьетсовпетро» ведутся исследования с целью определения темпов обводнения скважин центрального блока фундамента, простаивающих по этой причине. Для скважин, прекративших фонтанирование, определялась дополнительная добыча нефти и воды только при газлифтной эксплуатации до предельной обводненности 90 %. Для фонтанирующих скважин дополнительные добычи нефти и воды определялись на период фонтанной эксплуатации до обводненности 70 % и на период газлифтной эксплуатации с обводненностью 70…90 %.

коэффициент извлечения нефти, д.е.

На рисунке 8 представлены характеристики вытеснения в координатах «коэффициенты извлечения нефти и жидкости» в водный период эксплуатации. Кривые характеристики вытеснения описываются показательной функцией вида y=axm.

Далее в главе приводятся составы и свойства нефти, газа и воды, рассмотрены их отбор и методика исследования.

Во всех отобранных продуктивных объектах пробуренных скважин производился отбор сепарированных проб нефти на устье скважин или сепаратора со стабилизацией в условиях окружающей среды.

Исследования пластовых нефтей и газов проведены на установках АСМ-300М, а составы газа и сепарированной нефти определены на хроматографе ХРОМ-5. Пластовые нефти месторождения «Дракон» характеризуются очень широким диапазоном изменения свойств. В целом пластовые нефти, полученные из отложений нижнего миоцена, нижнего олигоцена и фундамента, относятся к категории средних нефтей.

Средние значения параметров пластового газа при начальных условиях следующие:

- поправка на отклонение от закона Бойля-Мариотта – 1,007;

- поправка на температуру для приведения объема газа к температуре 20 °С – 0,765;

- давление начала конденсации в пласте - 31,67 МПа;

- плотность стабильного конденсата - 0,759 г/см Попутный газ месторождения «Дракон» относится к следующим:

- низкоазотный ( N2 < 5 % моль), исключение составляет газ, выделенный из нефти верхнего олигоцена, где концентрация азота 6,9 % моль;

-бессернистый (Н28 < 0,01 % моль);

-низкоуглекислый (СОг < 2,00 % моль);

-низкогелионосный (Не < 0,1 % моль).

Кроме того, в составе содержится от 13,3 до 49,2 % гомологов метана. Здесь же необходимо отменить коэффициенты эксплуатации и использования фонда скважин месторождения «Белый Тигр». Для обеспечения текущих и перспективных уровней добычи нефти первостепенное значение имеет поддержание фонда скважин в рабочем состоянии и систематическое повышение эффективности его использования. Коэффициенты эксплуатации и использования являются критериями, позволяющими оценить состояние добывающего фонда.

Так, в работе приводятся значения коэффициентов использования фонда по объектам разработки в целом по месторождению «Белый Тигр».

За 12 месяцев 2006 года коэффициент эксплуатации добывающего фонда составил 0,97, а коэффициент использования добывающего фонда скважин – 0,88. Это связано с остановкой некоторых скважин фундамента из-за обводнения и технологических остановок ЦКП.

Необходимо отметить, что коэффициенты хронологически изменялись в 2006-2007 гг. в пределах 0,78…0,95 и 0,90…0,99 соответственно.

Коэффициент эксплуатации фонтанного фонда скважин в 2007 году имел значение 0,98. Уменьшение коэффициента эксплуатации объясняется теми обстоятельствами, что некоторые скважины фундамента прекратили фонтанировать или находятся в консервации, а также не дали ожидаемого эффекта при проведении капитального ремонта скважин (КРС). На значение коэффициента эксплуатации добывающего фонда скважин, в основном, влияют проводимые на промысле организационно-технические мероприятия, требующие остановки скважин, гидродинамические и геофизические исследования скважин, а также их капитальный ремонт.

Четвертая глава посвящена совершенствованию состояния фонда добывающих скважин юго-восточного участка месторождения «Дракон».

Юго-восточный участок месторождения «Дракон» эксплуатируется более 10 лет. По состоянию на 01.01.2007 г. на участке 7 фонтанирующих скважин. В процессе эксплуатации дебит скважин снижался, и некоторые скважины прекратили фонтанировать из-за уменьшения пластового давления и увеличения обводненности.

Рассмотрим скважину 314/RP-3, которая введена в эксплуатацию в июне 2006 года с начальным дебитом 297 т/сут при обводненности 0,8 %.

В течение шести месяцев скважина работает стабильно и в настоящее время дает 290 т/сут безводной продукции при устьевом давлении 5 атм. По данным гидродинамических испытаний, проведенных в сентябре 2006 г., забойное давление составило 151,48 атм на глубине 2310 м. Результаты расчетов срока фонтанирования представлены на рисунке 9. При неизменном пластовом давлении скважина будет фонтанировать при обводненности продукции до 25 %.

Рисунок 9 - Характеристика работы пласта (скважина 314/RP-3) Также характеристики работы пласта приведены по другим скважинам.

В этой же главе приведены коэффициенты эксплуатации и использования фонда скважин месторождения «Дракон».

В 2006 году коэффициент эксплуатации скважин центрального свода RP-1 составил 0,91, а скважин юго-восточного участка - 0,88. В целом по месторождению «Дракон» – 0,89.

Коэффициент использования имеет низкое значение, что объясняется большим числом бездействующих скважин, прекративших фонтанировать и требующих перевода на механизированную работу.

Здесь же приведены исследования по подбору химреагентов для повышения эффективности газлифта. Приведены результаты исследований комплексных химреагентов, предназначенных для повышения эффективности работы газлифтных скважин.

В соответствии с результатами исследований рекомендуются к опытнопромышленным испытаниям следующие комплексные химреагенты:

1. деэмульгатор DMC D-6 (200 г/т) + ингибитор АСПО VX-7484 (500 г/т);

2. деэмульгатор DMC D-6 (200 г/т) + ингибитор АСПО REPA 61V (500 г/т);

3. деэмульгатор DMC D-6 (200 г/т) + ингибитор АСПО PAO 3056 (500 г/т).

В основе метода улучшения работы подъемника газлифтных скважин лежит способность поверхностно-активных веществ (ПАВ) стабилизировать грубодисперсные газовые эмульсии (ГДГЭ). При газлифтной добыче появление стабильных, не стремящихся к слиянию газовых пузырьков в потоке жидкости, движущейся по НКТ, ведет к уменьшению плотности продукции, за счет чего снижается забойное давление и увеличивается дебит скважины.

Сущность метода заключается в физико-химическом воздействии на газожидкостный поток смесью деэмульгатора и ингибитора асфальтосмоло-парафиновых отложений. Деэмульгатор препятствует слиянию пузырьков газа, что снижает эффект проскальзывания пузырьков газа относительно жидкости и повышает эффективность лифтирования. Ингибитор АСПО уменьшает интенсивность образования отложений в НКТ.

Эффективность исследуемых реагентов оценивалась относительно комплексного химреагента, состоящего из деэмульгатора DMC D-6 и депрессатора-ингибитора АСПО VX 7484.

Комплексный химреагент должен обладать, с одной стороны, хорошими пенообразующими свойствами, а с другой стороны, образующаяся пенная структура должна быстро разрушаться в состоянии покоя, чтобы не осложнять процессы сепарации нефти и газа на промысле. Исследования проводились на смеси нефти из скважин, эксплуатирующихся газлифтным способом.

свойства нефти использовалась проба, включающая нефти МСП-5 и МСПИсследования проводились при температурах 30, 28, 26, 24, 22 оС и при максимальной скорости сдвига 50 с-1. Результаты представлены на рисунках 10 и 11.

Вязкость пластическая, мПа*с По степени улучшения реологических характеристик (снижению динамического напряжения сдвига и пластической вязкости) наиболее эффективен комплекс DMO-86318 + VX-7484.

По результатам испытаний отобраны комплексные химреагенты, показавшие наибольший эффект в отношении пенообразования и улучшения реологических свойств. Кроме этого, испытания показали способность комплексных химрегентов МА195+АР104 и DMO 86318+VX-7484 ингибировать образование отложений АСПО.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе анализа установлено, что при принятой системе разработки центрального блока фундамента месторождения «Белый Тигр» с поддержанием пластового давления закачиваемой воды фонтанные скважины прекратят фонтанирование по мере роста обводненности продукции, для этого необходимо предусмотреть перевод скважин на компрессорный газлифтный способ эксплуатации.

2. Разработаны мероприятия, повышающие эффективность газлифта:

предложены технология импульсного газлифта, при которой снижается удельный расхода газа; применение специальных устройств для создания благоприятных газожидкостный структур.

3. На основе исследования показателей работы добывающего фонда скважин рекомендуется принимать значения коэффициентов эксплуатации и использования фонда скважин соответственно 0,92 и 0,75.

4. Подобраны комплексные химрегенты, показавшие наибольший эффект в отношении пенообразования и улучшения реологических свойств. К промышленному применению на газлифтных скважинах рекомендуются следующие комплексные химреагенты:

- деэмульгатор МА 195 + ингибитор АСПО АР 783;

- деэмульгатор DMО86318 + ингибитор АСПО VX-7484;

- деэмульгатор Dissolvan 5640 + ингибитор АСПО VX-7484.

5. При проведении промышленных испытаний установлено, что должны быть оптимальные дозировки деэмульгатора – 200 г/т, ингибитора АСПО – 500 г/т в расчете на добываемую нефть.

6. Гидродинамические исследования фонда добывающих скважин позволяют установить, при какой обводненности будут фонтанировать скважины при сохранении пластового давления.

7. Разработано техническое средство, направленное на эффективную работу газовых скважин с наличием водных скоплений на забое. Это устройство для выноса водных скоплений защищено патентом Российской Федерации.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Хо Нам Чунг. Насосно-силовое оборудование месторождений «Белый Тигр» и «Дракон» // Методы увеличения нефтеотдачи на месторождении «Белый Тигр»: Сб. научн. трудов. - Уфа, 2006. - С. 33-41.

2. Хо Нам Чунг. Результаты применения методов интенсификации нефтедобычи на месторождении «Белый Тигр» в 2006 году // Методы увеличения нефтеотдачи на месторождении «Белый Тигр»: Сб. научн. трудов.

- Уфа, 2006. - С. 48-59.

3. Хо Нам Чунг, Нго Ши Хоа, Юсупов О.М., Карамышев В.Г. Повышение эффективности сепарации нефти от газа на морских месторождениях Вьетнама // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. – Уфа, 2007. - Вып. 3 (69). - С. 9-12.

4. Хо Нам Чунг. Состояние фонтанного фонда скважин месторождения «Белый Тигр» СП «Вьетсовпетро» // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. – Уфа, 2007. Вып. 3 (69). - С. 13-21.

5. Пат. на полезную модель 66413 (РФ), МПК Е 21 В 43/00. Диспергатор для выноса водных скоплений из газовых скважин / А.Г. Гумеров, О.М. Юсупов, В.Г. Карамышев, Хо Нам Чунг, В.В. Ходжаев, В.В. Болотов (РФ). – 2007114102; Заявлено 13.04.2007; Опубл. 10.09.2007. Бюл. 25. - C. 1.

6. Хо Нам Чунг. Свойства и составы нефти, газа и воды месторождения «Дракон» // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса. Матер. научн.-практ. конф. в рамках VII Российского энергетического форума. - Уфа, 2007. - С. 16-17.

7. Хо Нам Чунг. Коэффициенты эксплуатации и использования фонда скважин месторождений «Белый Тигр» и «Дракон» // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса. Матер. научн.-практ. конф. в рамках VII Российского энергетического форума. - Уфа, 2007. - С. 35-42.

8. Хо Нам Чунг. Анализ состояния фонда добывающих скважин Юго-восточного участка месторождения «Дракон» // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса. Матер. научн.-практ. конф. в рамках VII Российского энергетического форума. - Уфа, 2007. - С. 43-50.

9. Хо Нам Чунг. Исследования по подбору химреагентов для повышения эффективности газлифта // Роль науки в развитии топливноэнергетического комплекса. Матер. научн.-практ. конф. в рамках VII Российского энергетического форума. - Уфа, 2007. - С. 51-59.