автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Особенности подъема вязкой нефти установками скважинных штанговых насосов на месторождениях Республики Сирии

ГОСУДАРСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ НЕФТИ И ГДЗЛ имени И.М.ГУБКИНА

На правах рукописи

«' I б 0 (4

Саллум Эдмон Мтанес

УДК 622-276.53

ОСОБЕННОСТИ ПОДЪЕМА ВЯЗКОЙ НЕФТИ УСТАНОВКАМИ СКВ АЗ ИННЫ! 1ТАНГОВЫХ НАСОСОВ НА МЕСТОРОХДЕНИЯХ РЕСПУБЛИКИ СИРИИ

Специальность 05.15.06 - Разработха и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

Автореферат Диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наух

Москва - 1904

Работа выполнена в Государственной ордена Октябрьской Рсьодсции к ордена Трудового Красного Знамени Академик нефти к газа им. И.И.Губкина

Научный руководитель: Официальные оппоненты:

V

Ведучая организация:

доктор технических наук, профессор И.Т.Мищенко

доктор технических наук, профессор З.С.Алиев;

кандидат технических наук. профессор Г.З.Ибрагимов

институт проблем нефти и газа ин. К.К.Губкина

Защита состоится ишл 1394г. в № часов в

ауд. на заседании Специализированного Совета К.053.27.08

по заците диссертаций на соискание ученой степени кандидата технических наук в Государственной Академии нефти и газа им. Н.М.Губкина по адресу: 117917,Москва ГСП-1, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией мохно ознакомиться в библиотеке ГАНГ имени И.М.Губкина.

/?- агМ.

Автореферат разослан " ' ' " и-К/Л-АсЯ. 1894 г.

Ученый секретарь специализированного совета кандидат технических наук, доцент А.О.Палий

Разведанные запасы тяжелой высоковязкой нефти с каждым годом становятся все больше и больше. Многие страны начинают разработку нефтяных месторождений высоковязкой нефти, которые до последнего времени были законсервированы по разным причинам, главным образом, из-за отсутствия подходящей технологии и высокой себестоимости добычи. В настоящее время картина изменилась, добыча вязхой нефти во всем мире растет, а способ добычи нефти схвагинными штанговыми насосами (СШН) остается одним из самых распространенных, благодаря ряду их достоинств: возможность подъема из схвахин нескольких десятков тонн в сутки; простота обслуживания установки и возможность подъема нефти с различных глубин; простота конструкции скважинной штанговой насосной установки. Наряду с этим, при подъеме из скважин высоковязкой нефти установками сквахинных штанговых насосов появляется целый ряд осложнений в их работе. Расширение области применения СШН и возможность откачки высоковязхой продукции связаны с разработкой новых технологических средств в комбинации с новыми технологическими приемами. Если учесть, что в Республике Сирии 901 общего фонда схвахин оборудовано СЖНУ и что добыча высоковязхой нефти (вязкость нефти в поверхностных условиях измеряется тысячами мПа*с) составляет больше 602 от общей добычи нефти в стране, становится очевидным, что вопрос добычи высоковязкой нефти СЯН7 является весьма актуальным и представляет большую научную и практическую ценность.

Для нефтяников всего мира в общем и для сирийских нефтяников, в частности, совершенствование технологии добычи высоковязкой нефти является одной из наиболее серьезных проблем, хоторая должна быть решена хак можно быстрее.

П&.ть работц. Основной целью работы св^нется ¡¡сслкдованяе особенности подъема вязких нефтей УСЕН на основе промыслосых данных.

Основные задачи исследований

1. Ясследование свойств вязких нейтей месторождений Сирии еозко^.носгь адаптации кетода расчета основных сюйсгв.

2. Возмогность расчс:та распределение температуры г.= ю при налых дебитах скзахин (применительно к зксг.гуатац^л УС"-,1).

3. Проведение прсьщс-осух исследований ра^оть^ УС1Лг! на месторождениях Сири;: н их анализ.

4. Исследование нестационарного процесса работы системы "пласт - сквахина - насоснан установка".

5. Разработка мероприятий по повкпекию эффективности работы системы на нестационарном региме.

Ваучная, новизна.

1. Методика расчета свойств пластовых нефтей быха адаптирована к условиям сирийских месторождений высоковязких нефтей, что позволяет сегодня отказаться от дорогостоящих экспериментальных . исследований.

2. По температурному режиму добивающих сквахин с низким дебитом 15 й* >, 5 Т/сут, получены полуэмпирические зависимости, позволявшие рассчитывать распределение температуры вдоль подъемника, в сквалинах оборудованных СШУ.

3. Определены причины нестационарности работы системы "пласт - сквахина - насосная установка", что связано с аномальными свойствами нефтей и специфической особенностью процесса сепарации свободного газа у приема погрухного оборудования.

4. Разработаны основы расчета процесса нестационарной работы

снстегпо.

5. Разработан технологический метод для совершенствования работа систеки и повыкения эффективности работа СЕН путем умень-нення глубины погружения насоса под динамический уровень.

Полученные результаты по температурному резину позволяют рассчитать распределение температуры в добывающих схвахинных оборудованных СПШ низким дебитом 15 >, й» >_ 5 Т/сут.

Разработанная технологическая рекомендация по повышении эффективности работы 7СИН на сирийских месторождениях позволяет оптимизировать эксплуатация скважин с высоковязкой продукцией, увеличить дебит нефти, межремонтный период и коэффициент эксплуатации. С другой стороны ее осуществление не требует дополнительных затрат.

Дпроваиия работы. Основные положения диссертационной работы обсуждались на:

1. Научных семинарах хафедры РиЭНМ ГАНГ им.И.Н.Губкина, г.Москва, 1993, 1994гг.

Публикации. По теме диссертации опубликована одна работа.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и выводов. Диссертационная работа изложена на ^0Ь страницах маиинописного текста, содержит 58 рисунков, 3!

таблиц, список использованной литературы на О страницах из 25 наименований.

КРАТКОЕ С0ДЕР1АНИЕ РАБОТЫ

В первой главе читатель может ознакомиться с основными фи-эихо - химическими свойствами нефтзй месторождений Сайде и Зу-

е

рабе. Как в пластовых, так н в поверхностных условиях. Нефти ьесторохдений Сайде и Зурабе относятся к тяжелым (их плотность равняется 8Б5 кг/нЗ и S5Q кг/мЗ соответственно), высоковязкнм (их вязкость измеряется тысячами мПа*с), с аномально высоким содерханием асфальтено - смолистых веществ (20-30S) и средним газовый фактором (20-45 мЗ/мЗ). Показан компонентный состав газа, физико - химические свойства пластовых вод, влияние температуры на изменение вязкости.

Представлены такхе результата исследования реологических характеристик нефтей: по ним нефти месторождений Сайде и Зурабе могут быть отнесены к неныотоновским жидкостям.

Втпряя глава посвящена анализу с.'цаствующих технологических приемов и технических устройств для г.одъима высоковязких нефтей на различных месторождениях мира. В результате анализа установлены преимущества известных методов подъема высоковязких нефтей, а такхе показаны их ограничения и недостатки.

Третья глпвя Первая часть этой главы посвящена основным осложнениям и их причинам, и, в частности, на сирийских месторождениях при добыче вязкой нефти СОН. К основным осложнениям относятся :

1 - частые обрывы и отвороты штанг ;

2 - отказ насосов в следствие неработоспособности клапанов;

3 - зависание штанг при ходе вниз;

4 - сложность или невозможность запуска насосных установок

после вынужденных остановок;

5 - периодическое проявление сильного влияния газа на рабо--V ту насоса, хотя нефти обладают и невысоким газовым Фактором. Казалось бы, в этом случае не должно быть сущест-

венного влкпния свободного газа на коэффициент наподне-ния насоса и, следовательно, на работу системы "пласт -сквахина - насосная установка" в целом, что и является объектом изучения.

Основными причинами возникновения этих проблем являются следующие:

- реологические свойства нефтей;

- особенности сепарации свободного газа на приеме;

- отсутствие специальных технических и технологических рекомендаций вследствие неисследованности процессов.

Во второй части этой главы можно ознакомиться с характеристикой фонда добывающих схвахин. По глубинно - насосному фонду на изучаемых месторохдениях дебит по хидкости в среднем превы-нает 15 т/сут. Для подъема нефти применяются схвахинные вста-ные насосы 2.5" и штанги 1" и 7/8" .

В третьей части главы непосредственно приводятся результаты адаптации методики расчета свойств пластовой нефти и газа, разработанной Мищенко И.Т. и Дунюшкиным И.И. к условиям месторождений высоковязкой нефти Сирии.

В основу адаптируемой методики полохено уравнение изменения газонасыщенности в функции давления. Это обусловлено тем, что для расчета многих свойств пластовых нефтей и газов, таких как объемный коэффициент, плотность нефти, вязхость нефти, плотность оставиегося и выделившегося газа и т.д. необходимо знать газо-насшценность.

Изучение экспериментальных данных по разгазированию нефти

е>

как при 20 С, так и при пластовой температуре похазало, что количество растворенного в нефти газа в зависимости от давления мо-

хет быть описано формулой вида:

г G , р P-O.i - = 1 " - ' (1>

L Го jt L Р.-0.1 Jt

где показатель степени может быть представлен в виде:

1

f = ЕХ + - , (2)

Ег*8ав+Кз

где Ki, Кг, Кз, б - эмпирические коэффициенты, значение которых зависит от физико - химических свойств нефти и растворенного газа; На - содержание азота в газе, выделившемся из пластовой нефти в процессе ее однократного разгазирования при 20 С до атмосферного давления, об.2!; G - объем газа, выделившегося из нефти при определенной давлении F; Го - газонасыщенность пластовой нефти; Ри - давление насыщения, при температуре t.

В известной методике для эмпирических коэффициентов были приняты следующие значения: Ki=0.32; Kz=l; Кз=1.567; 6=2.

Использование зависимостей (1) и (2) для расчета гаэосодер- ' хакия пластовой нефти месторождений сайде и Зурабе давало существенное расхохдение с экспериментальными результатами, что свидетельствует о невозможности использования известных эмпирических коэффициентов.

С целью адаптации формулы (2) к сирийским высоковязким неф-тян была проведена обработка экспериментальных результатов, в итоге которой получено:

1

для месторождения Сайде: f = 0.32 + - , (3)

На2 + 2.13

1

для месторождения Зурабе: f = 0.32 + -, (4)

Na2 + 2.985

Формула (1) ддя 7асчета зависимости газосодер-ания от безразмерного давления приведена к виду:

Р - 1

[1 - Г-^--] 1 , (5)

!- I- Ра " 1-1* 4

_ Р _ Р-Р = — ; Р» = — ; Ро = 0.1 мПа, Ро Ро

где Р, Р« - безразмерное давление.

По данной методике были рассчитаны основные свойства нефти для месторождений Саиде и Зурабе.

При сопоставлении рассчетных и фактических значений получена хорояая сходимость результатов. Таким образом, адаптированная методика рекомендуется для прахтичесхого использования на сирийских месторождениях.

В четвертой части этой главы рассматривается расчет распределения температуры по глубине нефтяных скважин с небольшим дебитом Распределение температуры в колонне рассчитывается от забоя скважины до поверхности по следующей зависимости, предложенной профессором И.Т.Мищенко:

[й сов«-.

0.544(х*-+ 1)*- }, (Б)

д- С -I

где Ьп - температура на глубине Ь, отсчитываемой от забоя схвахины, *С;

- температура на забое схвахины (принимается равной пластовой температуре *С;

О - внутренний диаметр подъемника, м;

С - удельная теплоемкость продухций скважины, Дж/хг* С.

С = Ск*(1 - В) + С„*В ; (7)

Си, С» - соответственно, удельная теплоемкость нефти и воды. Эти величины принимается: Сн - 1200, С» = 418В; - массовый добит скважины, т/сут;

Л - угол отклонения от вертикали, градус;

х - эмпирический коэффициент, зависящий от типа подъемника и массового дебита скмхияы (при Во < 15 т/сут). Для обсадной колонны коэффициент х принимается равным х - 311.В5.

Формула (6) проверена для сплошных колонн при деСитах, ограниченных область» 15 < 0» < 800 т/сут.

Для кольцевых каналов, представленных совокупностью "труба - птанга", коэффициент х нухдается а корректировке. По экспериментальным данный была произведена оценка х для кольцевых сеча-ний. При этом получено:

При С» > 15 т/сут 2 = 243.4

При 15 >, 0» >, 5 т/сут £ = 47 + 13.65(6» - 5)

Таким образом, распределение температуры мохно вести по следующим формулам:

При 0. > 15 т/сут:

[0 соэл-,

0.544«(243.4»— + 1)*- } ; (7)

0. С 1

При 15 >, В. >, 5 т/сут: Ъь = и*{1 - Ьм*|о.544*^|47 + 19.65»(0»-5)|*— + 1|>с°3** |} . где - температура на глубине спуска насоса, *С;

Ь» - расстояние, отсчитываеноз от глубины спуска насоса, м.

Четвертая посвяцена особенностям работы системы

"пласт - сквахкнз - насосная установка" на месторождениях высо-коеязккх нефтей Сирии.

В первой части читатель может ознакомитья с основными элементами добывающей системы в соответствии со структурой, разработанной Н.Т.аиденко, где показано, что добывающая система с погружным и наземный оборудованием представляет собой гидроди-накнческуи систему, состоящуы из отдельных элементов:

1 - пласт (призабойная зона);

2 - скважина;

3 - область приема погружного оборудования;

4 - затрубное пространство, заполненное газожидкостной

скесьв (жидкостью);

5 - затрубное пространство, заполненное газом;

8 - погружное оборудование (насос);

7 - подъемник (лифт). . . . '. >

Легхо показать, что рассматриваемая система является единой и взаимосвязанной, условия Функционирования которой автоматически изменяется при изменении режима работы любого из входящих в нее элементов.

Основой стационарной работы системы является постоянство во времени давлений в различных элементах и дебита.

Во второй части этой главы рассматриваются причини некоторых важных практических результатов промысловых исследований, как то: изменение во времени коэффициента наполнения насоса, незакономерность изменения динамического уровня и т.д. Действитель-

ко, на месторождениях Сайде и Зурабе, харагтэризуечкхс:; ¡.ебисо-ким газовым фактором и достаточно высокими давлениям;: на приеме СИН, коэффициент наполнения насоса мал. С другой сторона, наблюдается несоответствие замеряемого динамического уровне сост-ветствусг.еиу давление ка пряеме и дебета.

Указанные факты СЕПдетодьстЕуют о нестациокарност;; условий работы системы. По всей вероятности, нестацкснсрность работы связана с особенностями работа третьего, четвертого, пятого к вестого элементов система. После запуска установки в работу основное колличество жидкости поступает на поверхность из за-трубного пространства. При -„тон динамический уровень увеличивается, давление ка приеме и соответственно забойное давление снижается таг кал давление у приема сте1.овится неньгтг давления насыщения, к приему насоса поступает нефть со свободным газом. В соответствии с теорией сепарации свободного газа, часть газа поступает в насос, другая - сепарируется в затруб:;ое пространство. Расчеты показали, что скорость всплытия сепарирующихся газссых пузырьков достаточно мала, а может быть и близкой к нулю (учитывая реальные размеры газовых пузырьков), следовательно, в процессе работы насоса начинается их накопление, создаются благоприятные условия коалесценцхи газовых пузырьков и формирование в области приема в затрубнок пространстве газовой четки. Происходит нарушение стационарной работы элементов 3, 4, 5 и 6, что приводит к нестационарной работе всей системы. Со временем размеры газовой четки растут,, что приводит к снижению динамического уровня (дахе при практически постоянном давлении приема) и нарушается соответствие динамического уровня и давления на приеме. При такте всасывания в цилиндр насоса поступает газ не только из

С28СТ02СЛ нефти, но и частично кз газовой чзтг.и. В "тоу с- г'т.о ■^•»^фициент наполнения насоса снижается, что автоматически прг;д-спрэдеяяет поступление части нефти из пласта в затрубное прост-ра!£Ство н рост далениг на приеме. Рост дарения на приеме приводит к соответствующему снкгенк» прнтоха из пхаста. При этсн коэффициент сепарации газа несколько возрастает, б затрубном пространства формируется газовая четка достаточного объема и соответствующей формы. Через определенное зремя объем газовой четки становится таковым, что подъемная сила узе достаточна для ео зспхатия дахе при определенном статическом напряжении в нефти. С этого комента коэффициент наполнения насоса м подача установки (дебит сквахины) возрастает. Основные характеристики работы системы на какое-то время стабилизируются, а затем описанный цикл повторяется.

3 третьей части этой главы представлены результаты промысловых исследований работы ГСПН на изучаемых месторохдениях. Исследования проводились измерением дебита, фиксации динамического рровня и динамографированиек установки в разные промехутки времени. Результаты исследований показывают, что дебиты сквахин изменяются неадекватно изменению динамического уровня.

Для выяснения и описания происходящих процессов .чпрупения стационарной работы проводился вычислительный эксперимент по:

- Оценке коэффициента наполнения насоса;

- Оценке коэффициента сепарации свободного газа;

- Оценке давления на приеме насоса различными методами. Показано, что наиболее вероятные значения давлений на приеме, как и забойных давлений при нестационарной работе системы, могут быть получены с использованием кривых распределения давле-

кия (ь сквахкна и в НЕТ) и коэффициента продуктивности сквахин. Результаты расчетов представлены в табл.1.

Основные результата вычислительного эхспзркмеита

Тдбаши 3.

Но Но си коэффнц. коэФФиц. Ндик, Рпр

скв рег т/сут напол.Вн сепар.б м МПа МПа

1 12 5 0 68 0 35 740 6 0 4.1

2 9 8 0 56 0 39 580 7 4 5.5

С-5

Э а 0 0 43 0 44 500 8 4 6.4

4 10 6 0 60 0 33 640 7 1 5.1

1 14 1 0 71 0 32 930 5 5 3.6

?. 12 2 0 57 0 36 800 6 3 4.4

г-ю

3 7 5 0 37 .0 43 750 7 6 5.4

4 11 3 0 56 0 36 850 6 5 4.3

Из проведенных исследований видно, что происходит нарушение закономерности изменения параметров (О*, В», Ндим, Гпр) относительно друг друга на кахдом рехиме, что свидетельствует о нестационарности процесса.

В четвертой части этой главы излохены основы расчета процесса нестационарной работы системы, которые сводятся к определение времени формирования и высоты газовой четки выше приема насоса до момента ее всплытия.

Поставленная задача решена,исходя из очевидного соотношения:

V« + rv:t)

Hn(t) = Hon - Ндин(Ъ) =--. (3)

где Нг-и) - погружение насоса под динамический уровень Ид»«,зависящее от времени Ь; Пси - глубина спуска насоса, м;

Пд..,«^) - динамический уровень в функции времени, м; Чж - объем жидкости в затрубном пространстве, м3;

- объем газа в затрубнон пространстве, и3; г»«т - площадь поперечного сечения затрубного пространства, м^.

Обозначим:

V.

- = Н» , (10)

Vr-Ct)

- = Нг- , (11)

где Ел, Hi- - соответственно высота столба жидкости и газа, к. Нэ (9) с учетом (10) и (11) имеем:

H„(t) = Н« + Hr(t). (12)

Объем свободного, газа у приема насоса Vol к моменту времени ti может быть рассчитан по Формуле:

0,1

Vol = - (1 - B)G„CP>1 * ti , (13)

24

где Q>i - дебит жидкости за время ti, т/сут;

ti - продолжительность режима накопления газа, час;

GoioP>i - газовый лактоз, приведенный к давлению на призке, х3/т.

Зная хоэффицие^г сепарации газа б запиае>-:

Vcliaar) = Vol * б. (14)

С учето« вырагонна (11) получаем: Vol * б

Ег1 =

(15)

(16)

а с учетон (12):

Н,1 = Нп - Нп .

Полу'лнные значение Н»1, НГ1 позволяют построить их залгси-мости от времени нестационарной работы. Так, например, на рис.1 эта зависимость дана для скв. С-5.

580 1 -12С

s 550 >

к 100

к 540

520

80 :

500•■

480 | 60 460

I 40,.

440 420 .400 380 I о

20'

У*'

* t £

/

/

/

70 60 t. час

С '10 • 20 30 40 50 60-Рис.?. Зависимости высоты столба хидкости Н» и столба

газа Нг от времени нестационарной работы (скв. С-5).

Анализ зависимостей позволил получить ко.шчественнузз взаимосвязь между высотой столба жидкости и высотой столба газа (рнс.2. ) .

Рис.2. Зависимость Нг от Вж за время нестационарной работы системы (схв.С-5)

Указанная взаимосвязь мохет быть описана следующим выражением:

Н» = а1 + аа*Нг- + аз*Нг2 + а**Нг-э + аа*Нг4 , (17)

где аа - коэффициент, обозначают»! начальное погружения насоса под динамический уровень жидкости (Нг- = 0), и; аз, аз, а-*, ао - коэффициенты, зависящие от свойств продукции сквахины (обводненности, газового фактора и др.). Числовые значения коэффициентов а1 - аа представлены в табл.2.

Числовые значения коэффициентов уравнения (17)

Тябаина ?.

коэфф. ах аг аа а« as

скв.С-5 409.34 1.0734 -0.03485 0.000774 -3.831*10-в

Имея коэффициент наполнения насоса Вм, мохно получить его зависимость от высоты столба жидкости Н» (рис.3.), которая мохет быть записана в виде:

Ви = Ьх + Ьг*Нж + Ьэ*Н»2 , (18)

где Ьх, Ьг, Ьз - коэффициенты, зависящие от свойств газожидкостной смеси.

Числовые значения их представлены в табл.3.

Числовые значения коэффициентов уравнения (18)

Таблииа 3

1 |коэФФ. Ьх Ьг Ьэ

I ¡СКВ.С-5 ¡1 -6.127*10"° 0.00393 -5.655*10-0

0.3 0.2 0.1 0.0 ,

0 100 200 300 адб 500 600

нк» м

Рис.3. Зависимость коэффициента наполнения насоса В« от Е» при нестационарной работе (скв. С-5).

Анализируя полученную зависимость (ркс.З.), мохно с уверенностью утверждать, что существует несколько возможных вариантов достаточно высокого коэффициента наполнения насоса, при разных глубинах погружения насоса. Так, например, пр.! высоте столба жидкости Еж = 400 н коэффициент наполнения насоса Ви = 0.68, в то время как при Н» = 220 м мохет иметь место незначительного снижения коэффициента наполнения. При этом, время цикла нестационарной работы системы при Н* = 220 м будет значито-гьно мепьае времени цикла при Нж = 400 и. Следовательно, насос и вся система будут работать более эффективно. Отсюда напрапивается вывод о том, что при практически одинаковом дебите сквахины луч-шо иметь дело с несколько более низким погрухением насоса при нестационарной работа системы. Крона того, снихение глубины погрухения насоса приводит к сокращению металлоемкости самой колонны втанг и НЕТ и, в конечном счете, снихает нагрузку на головку балансира станка - качалки, длительность подземного ремонта и себестоимость добычи нефти.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Выполнена адаптация метода расчета основных свойств пластовых нефтей к условиям нефтяных несторохдений Сирии, что позволяет с достаточной точностью и достаточно быстро получить необходимую информацию без применения дорогостоящего специального оборудования.

2. Получены полуэмпиричесхие зависимости по температурному рехиму добывающих схвахин с дебитом 15 >, 0« V 5 т/сут, позволяющие проводить расчет распределения температуры в низкодебитных сквахинах, оборудованных СЕНУ.

■*е

3. Вскрыты причина нестационарной работы снстели "пласт -схвахина - насосная установка", которые определяется • оналышни свойствами кефтей и спецификой процесса сепарации свободного газа на приеме погружного оборудование, г;то позволило наметить принципиальные пути повышения з^таективностн эксплуатации схвахин СП ЗУ ::а месторождениях Сирии.

4. Предложен катод расчета значений давления на приеме насоса при нестационарной работе систега! с использованием коэффициента продуктивности и кривых распределения давления в схвагине, тзх как использование известных методов, напр-че?, измерение динамического уровня, дает заведомо неверное результаты.

5. Разработс;:ч осиосц расчета процесса нестационарной работы системы, позволяющие определить соотношение вмеоты столба жидкости и газа в затрубном пространстве, а так жз зависимости коэффициента наполнения насоса от высоты столба жидкости, что предопределяет изменение стандартных подходов к проектированию эксплуатации скважин усин на месторождениях, аналогичных исследованным.

Б. На основании проведенных исследований разработан технологический метод повыиения эффективности эксплуатации скважин УСИН путем уменьшения глубины погружения насоса .под динамический уровень в пределах рационального диапазона коэффициента наполнения насоса, что приводит к сокращению времени нестационарной работы системы.

СПИСОК РАБОТ, опубликованных по теме диссертации

1. Эдмон Саллум. Распределение температуры по глубине нефтяных скважин с небольяим дебитом. Экспресс - информация, нефтепромысловое дело. Вып. 10, И, 1992г.