автореферат диссертации по машиностроению и машиноведению, 05.02.13, диссертация на тему:Разработка и исследование насосно-компрессорных установок для сжатия газов и газожидкостных смесей

□□3465829

На правах рукописи

МАРТЫНОВ ВЛАДИМИР НИКОЛАЕВИЧ

УДК 621.51

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ УСТАНОВОК ДЛЯ СЖАТИЯ ГАЗОВ И ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ

Специальность 05.02.13 - Машины, агрегаты и процессы (нефтегазовая промышленность)

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

О 2,СП? 23

Москва - 2009

003465829

Работа выполнена на кафедре «Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности» Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина.

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Ивановский Владимир Николаевич

доктор технических наук, профессор Молчанов Александр Георгиевич, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

кандидат технических наук Мотус Светлана Эдуардовна, ООО «СИБУР»,

Ведущая организация:

ОАО «РИТЭК»

Защита состоится « 28 » апреля 2009 г. в 15 часов в аудитории 612 на заседании диссертационного совета Д 212.200.07 Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 119991, г. Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина

Отзывы на автореферат в двух экземплярах с заверенными гербовой печатью подписями просим направлять по адресу: 119991, г. Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65. Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина, Ученый совет.

Автореферат разослан марта 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность.

Разработка трудноизвлекаемых запасов нефти и ввод в эксплуатацию бездействующего фонда скважин являются наиболее актуальными проблемами нефтяной промышленности Российской Федерации, так как в общей структуре сырьевой базы страны удельный вес этой категории запасов составляет около 80%. Широко применяемые традиционные методы разработки таких запасов становятся неэффективными.

В последнее время в России, а также и за рубежом, всё более широкое применение в нефтегазовой отрасли находят технологии с применением газожидкостных смесей высокого давления. Для реализации этих технологий могут применяться дожимающие насосно-компрессорные установки (НКУ), созданные на базе поршневых или плунжерных насосов, в которых сжатие газа производится в специальной компрессионной камере, где роль поршня выполняет жидкость, то есть происходит непосредственный контакт охлаждающей жидкости со сжимаемым газом.

Специфика организации сжатия газа и жидкости в компрессионных камерах не позволяет использовать для расчета основных характеристик НКУ известные зависимости, применяемые для поршневых компрессоров или насосов.

Все это обуславливает актуальность проведения исследований, обеспечивающих создание и эффективное применение насосно-компрессорных установок'для нагнетания инертных газов, неподготовленных промысловых газов и газожидкостных смесей, которые обеспечивают реализацию современных нефтегазовых технологий.

Цель и задачи диссертационной работы.

Целью настоящей работы является разработка дожимных насосно-компрессорных установок, позволяющих эффективно нагнетать газожидкостные смеси высокого давления (до 40 МПа), на основе исследования процессов, протекающих как в компрессионной камере, так и в приводной части НКУ.

Для достижения указанной цели необходимо решить следующие основные задачи:

- обосновать расчетную схему и разработать математическую модель, описывающую рабочий процесс в компрессионной камере НКУ;

- исследовать с помощью математической модели компрессионной камеры НКУ влияние различных параметров на работу клапанов, движение зеркала жидкостного поршня, индикаторную и температурную диаграммы, индикаторную мощность, • производительность, температуру нагнетания;

- исследовать влияние рабочего процесса компрессионной камеры на условия работы приводной части насосно-компрессорной установки при разном числе цилиндров;

-теоретически, экспериментально и в промышленных условиях исследовать основные характеристики дожимных НКУ;

- на основании теоретического анализа и экспериментальных исследований разработать рекомендации по проектированию дожимных НКУ и их применению в нефтегазовой практике.

Научная новизна.

Разработана математическая модель рабочего процесса в компрессионной камере НКУ, основанная на первом начале термодинамики тела переменной массы, уравнениях состояния, тепло и массообмена, с помощью которой проведено исследование влияние на рабочий процесс характеристик клапанов, режима работы установки и параметров компримируемого газа.

Разработана математическая модель многокамерной НКУ, в основу которой положена модель рабочего процесса в отдельной компрессионной камере, с помощью которой проведено исследование влияние режимных параметров и свойств компримируемого газа на момент сопротивления на коренном валу насос-компрессора.

На основании математического моделирования и экспериментальных исследований на полноразмерном насос-компрессоре показано, что интенсивность теплообмена в компрессионной камере не столь высока, чтобы можно было считать процесс сжатия изотермическим. Значение коэффициента политропы сжатия возрастает с ростом отношения давлений, постепенно приближаясь к показателю адиабаты соответствующего газа. При этом показано, что несмотря на достаточно высокую температуру нагнетания газа, температура газожидкостной смеси, образующейся в результате перемешивания фаз в нагнетательном трубопроводе, после выравнивания температуры фаз остаётся на сравнительно невысоком уровне.

Практическая значимость и реализация работы.

Разработанные математические модели рабочих процессов насос-компрессоров с жидкостным поршнем, реализованные в виде программ для ЭВМ, а также результаты проведенных исследований позволяют проектировать насосно-компрессорные установки, обеспечивающие реализацию новых нефтегазовых технологий с применением газожидкостных смесей высокого давления.

Предложенные автором или при его творческом участии новые конструктивные решения по НКУ с жидкостным поршнем послужили основой для создания следующего оборудования:

- мобильной насосно-компрессорной установки УБ14- 125x25, спроектированной с использованием приводной части трехплунжерного насоса 14Т2;

- установки для приготовления и нагнетания в скважину инертных газовых

смесей;

- комплекса оборудования для приготовления и закачки в скважину технологических жидкостей и ГЖС;

- дожимающей насосно-компрессорной установки ДНКУ в контейнерном исполнении с давлением нагнетания до 40 МПа.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы доложены и обсуждены:

- на 1-ой Международной научной конференции «Современные проблемы нефтеотдачи пластов «Нефтегаз-2003» (Москва, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2003 г.); на расширенном заседании научно-технического совета ОАО «РИТЭК» (Краснодар, 2003 г.); на Международном технологическом симпозиуме «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений» (Москва, 2004 г.); на научно-технических конференциях «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005 и 2007гг.)

Результаты диссертационной работы включены в состав материалов, представленных по теме «Создание импортозамещающих мобильных комплексов оборудования для новых технологий ремонта скважин, интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов» (научн. руководитель темы - Мартынов В.Н.) и удостоенной в 2004 г. премии Правительства РФ в области науки и техники.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 24 печатные работы, включая 1 монографию, 4 статьи, 12 патентов на изобретения и 5 свидетельствах на полезную модель.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы (110 наименования) и приложений. Работа изложена на 212 страницах основного машинописного текста, содержит 86 рисунков, 1 таблицу. В приложениях представлены акты промышленных и приемочных испытаний.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность темы диссертации, сформулированы задачи, новизна, практическая значимость и реализация работы.

В первой главе выполнен анализ работ, посвященных исследованию нефтегазовых технологий с использованием газожидкостных смесей и применяемых компрессорных и насосно-компрессорных установок, сформулированы задачи исследования.

Показано, что ряд перспективных технологий предусматривают одновременное или чередующееся использование газов, технологических жидкостей или газожидкостных смесей. Если рассматривать попутный нефтяной газ как наиболее доступный технологический агент, подлежащий нагнетанию в скважины под большим давлением, то из-за наличия в нем жидкой фазы и механических примесей, он не может быть компримирован выпускаемыми газовыми компрессорами без предварительной очистки и осушки. Кроме того, в большинстве случаев необходимо обеспечить высокую степень повышения давления (отношение давлений более 10).

Анализ работ, посвященных исследованию поршневых компрессоров с двухфазным рабочим телом (работы Б.А. Агаева, М.А. Баннова, А.Д. Брука, П.И. Воропая, Л.Г. Гальперина, Г. Гнейпеля, Ю.Н. Гогина, А.Н. Кабакова, Н.Б. Кадирова, Г.А. Михайловского, С.Э. Мотус, Г.А. Мухачева, П.И. Пластинина, А.И. Ходырева, A.A. Шленова, В.Е Щербы, Г.П. Ясникова), показал, что даже в таких специфичных условиях работы требуется многоступенчатое сжатие вследствие высокой конечной температуры процесса.

Наиболее перспективным решением этого вопроса является применение до-жимных насосно-компрессорных установок, выполненных на базе буровых или нефтепромысловых насосов.

На эффективность работы насосно-компрессорной установки с жидкостным поршнем влияют многочисленные фаеторы, такие как относительный мертвый объем, отношение давлений, температурный уровень поверхности рабочей камеры, частота вращения коренного вала, параметры всасывающих и нагнетательных клапанов, расход и температура подаваемой в рабочую камеру жидкости, интенсивность растворения газа в жидкости, интенсивность проникновения свободного газа вглубь жидкостного поршня и др.

Анализ результатов теоретических, экспериментальных и опытно-промышленных исследований насосно-компрессорных установок, часто называемых

бустерными (И.С. Белей, А.Н. Вейраух, Н.С. Вулисанов, А.И. Кирсанов, Р.Г. Карлов, Ю.С. Лопатин, С.П. Олейник, Н.И. Слюсарев, О.Ю. Устюженкова), показал, что методика расчета основных показателей рабочего процесса НКУ, основанная на полит-ропной схематизации процессов сжатия и расширения, не позволяет достоверно определять изменения рабочего процесса компрессора, обусловленные наличием жидкостного поршня. Для этого необходимы более глубокие теоретические и экспериментальные исследования, основанные на применении фундаментальных физических зависимостей для описания процессов, протекающих в рабочей камере компрессора.

Исследование рабочего процесса компрессора с жидкостным поршнем с верхним газовводом было проведено Н.С. Вулисановым и Н.И. Слюсаревым. Однако разработанная математическая модель не позволяет учесть реальность рабочего тела, что может оказаться необходимым при моделировании работы дожимной НКУ высокого давления. Кроме того, ряд допущений (о постоянстве коэффициента теплоотдачи для всех стадий рабочего процесса, о неизменности температуры жидкостного поршня, о неизменности давления и температуры газа в рабочей камере в течение стадии выталкивания жидкости и т.д.) снижают ценность полученных результатов.

Анализ литературных источников показал также, что исследований влияния процессов, протекающих в компрессионной камере, на работу приводной части на-сосно-компрессорной установки до настоящего времени не проводилось. В токе время именно недостаточная надежность приводной части насос-компрессора может быть препятствием к использованию данной техники в ряде практических случаев.

На основе анализа результатов исследований, выполненных различными авторами, определены основные задачи данной работы.

Во второй главе описана разработанная математическая модель рабочего процесса в компрессионной камере НКУ и основанная на ней математическая модель многокамерной НКУ. На основе результатов моделирования проведен анализ влияния на рабочий процесс характеристик клапанов, режима работы установки и параметров компримируемого газа, а также анализ влияния режимных параметров и свойств ком-примируемого газа на момент сопротивления на коренном валу насос-компрессора.

В отдельно взятой компрессионной камере математическая модель протекающих процессов строится в соответствии со схемой, представленной на рис. 1. При этом рабочий процесс, происходящий за один оборот коренного вала насос-компрессора, разбивается на 5 стадий: расширения, всасывания, сжатия, выталкива- • ния газа, выталкивания жидкости.

Основные допущения модели: рабочая камера рассматривается как объект с сосредоточенными параметрами, то есть в пределах выделенных контрольных объемов значения параметров не зависят от координат; рабочий процесс рассматривается как квазистационарный; сжимаемостью жидкости можно пренебречь; газовая фаза в основном подчиняется законам идеального газа (для учета реальности газа в уравнении состояния используется коэффициент сжимаемости г, определяемый через приведенные параметры); давление газа во всасывающем и нагнетательном патрубке постоянно; утечки газа и жидкости из камеры отсутствуют; температура стенок камеры не изменяется в течение процесса; испарения, конденсации жидкости и растворения газа в жидкость не происходит; в течение рабочего процесса имеется четкая горизонтальная граница раздела между фазами; в результате теплообмена жидкостного поршня с газом и стенками камеры изменяется температура только верхнего слоя жидкости, объем которого равен объему порции, подаваемой питательным насосом за

цикл, причем в пределах этого слоя температура одинакова во всех точках.

Состояние газа в компрессионной камере в любой момент времени характеризуется текущими значениями массы, давления, температуры и объема, а верхнего слоя жидкости - значениями объема и температуры.

Из первого начала термодинамики тела переменной массы получено основное уравнение, описывающего изменение температуры газа в результате внешнего воздействия в любой из рассмотренных выше первых четырех стадий рабочего процесса в течение малого промежутка времени Л:

Ц/ •т

где Т, р. У, т - температура, давление, объем и масса газа соответственно; </£?„,, -элементарное количество подведенной теплоты от стенок к газу; - элементарное количество подведенной теплоты от жидкостного поршня к газу; Су - теплоемкость газа, Л - газовая постоянная; (1тк - масса порции газа, поступившая в камеру через всасывающий клапан; йт„ - масса порции газа, вышедшая через нагнетательный клапан.

Тпкс ()-- выход ГЖС

_Ё9=т [7Г р, т, Рве V. т ^ Т

\ Тпит/

вход газа | ' |

dH

I вход жидкости Б,

ВМТ НМТ

Рис. 1. Схема рабочего процесса в компрессионной камере насос-компрессора

Теплообмен газа со стенками и с жидкостным поршнем описывается уравнением Ньютона в виде:

(2)

¿{2Ж=С1Ж'(ТЖ-ТУРЖ'Л ^ (3)

где асп. Ом-коэффициент теплоотдачи к газу от стенок и от жидкостного поршня, ^ст. /V - текущая площадь поверхности стенок и зеркала жидкостного поршня, Тст и Тж - температура поверхности стенок и верхнего слоя жидкости соответственно.

Входящая в (3) температура верхнего слоя жидкости изменяется вследствие теплообмена с газом и со стенками компрессионной камеры и находится из уравнения

ОТ = - - в.

' С,-и, С,-тж. (4)

где коэффициент в представляет собой долю теплоты, отводимой от газа к стенкам компрессионной камеры и впоследствии поглощаемой верхним слоем жидкости (принимается на основе экспериментальных данных; в расчетах принято 0 = 0,8), Сж и тж - удельная теплоемкость и масса верхнего слоя жидкости.

Для определения массы порции газа, проходящей через клапан за малый промежуток времени Л, необходимо знать текущую высоту подъема тарели, определяемую решением дифференциальных уравнений движения тарели, которые для нагнетательного клапана могут быть записаны в виде:

(¡V *-</„2

т..

Ш 4

¿-V. (6)

Л

где тм - приведенная масса подвижных частей клапана; V - скорость движения тарели; </„ - диаметр тарели клапана в нижней части зоны контакта тарель-седло; р„ -давление в нагнетательном трубопроводе; с„р - жесткость пружины; х - высота подъема тарели; хпре) - предварительная деформация пружины; - коэффициент, учитывающий трение тарели об окружающий газ, который меняет знак в зависимости от направления движения.

Зная текущее значение высоты подъема тарели, находят ширину щели и ее площадь/щ, после чего можно определить массу порции газа, входящей или выходящей из рабочей камеры. Например, при выталкивании газа имеем:

где Мин - коэффициент расхода нагнетательного клапана, р - плотность газа.

Вычислив температуру, объем и массу газа, определяют давление газа по уравнению состояния:

(8)

Приведенные выше уравнения описывают четыре стадии рабочего процесса, при которых основной рабочей средой являлся газ. При моделировании стадии выталкивания жидкости определяется скорость жидкости в щели клапана из уравнения Вестфаля:

и

с* =——т~4—(9)

где ёУт - изменение описанного объема; <5„ - ширина щели нагнетательного клапана.

Зная скорость жидкости, можно определить соответствующий ей перепад давления из уравнения Бернулли. Таким образом, текущее давление в цилиндре равно

Р'Р.Н-^-, (Ю)

где (- коэффициент гидравлического сопротивления.

Представленные выше основные зависимости позволяют определить текущие значения искомых переменных, зависящих от угла поворота коренного вала насос-компрессора НКУ, построить индикаторную и температурную диаграммы рабочего процесса в компрессионной камере НКУ. По текущим значениям определяются интегральные параметры, характеризующие работу НКУ: массовую производительность, индикаторную мощность, а также температуру газожидкостной смеси после окончания смесительного теплообмена в нагнетательном трубопроводе.

Моделирование работы НКУ выполнено для следующей области режимов: давление всасывания Р,с = 0,8...8 МПа, отношение давлений £ = 2... 10, температура всасывания 7"«= 273...313 К, частота вращения коренного вала п„= 1,2...2,5 с'1, относительного расхода питательной жидкости qomн= 1... 10 %, относительный объем остаточного газа к,= 1...10 %. Анализ результатов моделирования рабочего процесса в отдельной компрессионной камере НКУ позволяет сделать следующие выводы.

1. Во время стадии всасывания применяемый в серийно выпускающихся установках газовый клапан многократно открывается и закрывается. В случае применения в НКУ нагнетательного клапана от основного насоса также может иметь место неоднократное открытие и закрытие клапана при прохождении через него газа.

2. При определенном режиме колебательного движения тарели возможно совпадение начала выхода жидкости с закрытием нагнетательного клапана. Этот режим представляет повышенную опасность, так как может наблюдаться явление гидроудара.

Наступление гидроударного режима можно избежать путём изменения расхода питательной жидкости, что приведёт к изменению момента начала выхода жидко-

сти через клапан, и тем самым, позволит дистанцироваться от участка диаграммы, на котором тарель нагнетательного клапана подходит близко к седлу.

3. Интенсивность теплообмена в компрессионной камере не столь высока, чтобы можно было считать процесс сжатия изотермическим. Значение коэффициента политропы сжатия возрастает с ростом отношения давлений, постепенно приближаясь к показателю адиабаты соответствующего газа, см. рис. 2.

4. Температура нагнетания газа существенно зависит от отношения давлений, температуры всасывания и показателя адиабаты газа. Повышение давления всасывания в 10 раз приводит к увеличению температуры нагнетания на 25...35 К. С увеличением температуры питательной жидкости температура нагнетания газа практически тождественно возрастает.

5. Температура верхнего слоя жидкостного поршня, выталкиваемого в нагнетательный трубопровод, возрастает за цикл на величину, не превышающую 5 К.

6. Несмотря на достаточно высокую температуру нагнетания газа, температура газожидкостной смеси, образующейся в результате перемешивания фаз в нагнетательном трубопроводе после выравнивания температуры фаз, остаётся на сравнительно невысоком уровне.

С увеличением отношения давлений температура ГЖС возрастает весьма незначительно для НКУ низкого давления (при Р,с = 0,8 МПа) и более выражено для НКУ высокого давления (при Р,с = 8 МПа). Так, при повышении £ с 2 до 10 температура ГЖС повышается в первом случае на 5 К, а во втором - на 45...50 К.

С увеличением относительного расхода питательной жидкости цотн температура ГЖС снижается, но не более чем на 50 К при увеличении q<,mll с 1% до 10%.

8. Индикаторная мощность, затрачиваемая на сжатие газа, незначительно снижается с увеличением расхода питательной жидкости вследствие более интенсивного теплообмена. Однако полная индикаторная мощность, затрачиваемая на сжатие газожидкостной смеси, то есть с учетом мощности, затачиваемой на нагнетание питательной жидкости, с увеличением расхода питательной жидкости растёт.

£

Рис. 2. Зависимость коэффициента политропы сжатия от отношения давлений (частота вращения п0 = 2 с-1; отношение давлений г-5; относительный объем остаточного газа к, =5%; температура всасывания Т,с = 293 К; температура питательной жидкости Т„и„ = 283 К)

На основе анализа результатов моделирования работы многокамерной НКУ сделаны следующие выводы.

1. В течение рабочего процесса трёхкамерной НКУ могут быть промежутки времени, в течение которых ни в одной камере нет всасывания. Это может происходить при работе НКУ на режимах с высоким отношением давлений (порядка е = 8) и при содержании остаточного газа более 5..7 %. В этом случае питательному насосу для обеспечения восполнения объема жидкостного поршня необходимо развивать большее давление, чем давление всасывания НКУ.

2. Если при работе однокамерной НКУ действие обратного момента на коренном валу насоса наблюдается на протяжении половины цикла, то работа пятикамер-ной НКУ происходит, как правило, без обратных моментов, а появление обратного момента трехкамерной НКУ зависит от отношения давлений, остаточного газосодер-

жания, начального давления, показателя адиабаты газа, относительного расхода питательной жидкости и частоты вращения коренного вал.

3. Увеличение отношения давлений ведёт к росту неравномерности амплитудных значений прямого и обратного моментов, при этом также происходит значительный рост продолжительности действия обратного момента трехкамерной НКУ.

4. Увеличение остаточного газосодержания приводит к росту продолжительности действия обратного момента трехкамерной НКУ.

5. Для газа низкого давления появление обратного момента происходит несколько раньше, чем для газа высокого давления.

6. При работе установки на нефтяном газе обратный момент возникает при более низком остаточном газосодержании, чем при сжатии воздуха.

Третья глава посвящена разработке новых конструкций насос-компрессоров с жидкостным поршнем для сжатия газожидкостных смесей.

Анализ выполненных различными авторами исследований, а также анализ проведенного математического моделирования рабочего процесса, показали, что основой устойчивой работы НКУ является предотвращение проникновения свободного газа в жидкостный поршень в процессе всасывания и практически полное вытеснение газа из компрессионной камеры в конце стадии выталкивания жидкости. На решение этой задачи направлен комплекс конструкторских мероприятий, предложенных автором.

На основе выполненной систематизации известных и предложенных автором технических решений разработана классификация конструктивных схем НКУ (см. рис. 3). В основу классификации данной техники положено следующее: схема ком-примирования газа, профилирование компрессионной камеры, схема узла ввода газа, конструктивная схема привода, конструктивная схема блоков сепарации и отвода жидкой фазы.

Предложенные новые технические решения по компоновкам НКУ и устройству отдельных ее узлов, защищенные патентами, могут быть положены в основу разрабатываемых и перспективных конструкций дожимных НКУ нагнетания неподготовленного газа.

В работе рассмотрены предложенные автором лично или при его творческом участии запатентованные конструктивные решения насосно-компрессорных установок, в частности - установки с динамическим жидкостным поршнем, где

Рис. 3. Классификация НКУ с жидкостным поршнем

- НКУ с устройством стабилизации движения жидкости;

- НКУ с плавучим проницаемым твердофазным элементом на границе раздела жидкой и газовой фаз;

- НКУ с неподвижной твердотельной проницаемой вставкой, стационарно размещенной в верхней части компрессионной камеры.

В установках с квазистатическим жидкостным поршнем скорость движения поверхности жидкостного поршня значительно меньше скорости движения плунжера основного насоса. В работе описаны предложенные конструктивные схемы насос-компрессора с квазистатическим жидкостным поршнем с верхним и с нижним расположением привода.

Рассмотрены особенности организации процесса всасывания газа в насос-компрессоре, имеющем компрессионную камеру с боковым газовводом и с размещением всасывающего газового клапана вне камеры, что упрощает технологию изготовления устройства, а также его обслуживание и ремонт. Рассмотрена также предложенная автором конструкция пятиплунжерного насос-компрессора, исключает возникновение отрицательных значений момента на коренном валу в широком диапазоне режимов его работы.

Основополагающими факторами устойчивой работы НКУ являются стабильное, без возмущений, движение жидкостного поршня, и обеспечение ввода газа, не приводящее к дестабилизации жидкостного поршня. Реализация данных условий предполагает низкие скорости и малоинерционное движение жидкостного поршня, а также низкие скорости ввода газа в камеру. Вместе с тем, основным направлением совершенствования НКУ является увеличение частоты вращения коренного вала насос-компрессора, что позволит существенно повысить эффективность их использования. Научная и инженерная задачи создания НКУ заключаются в нахождении технического компромисса между этими противоположными факторами и сводится к оптимизации конструкции и выбору оптимальных режимов работы.

Для упрощения технологии изготовления и для практического инженерного проектирования рекомендуется замена компрессионной камеры со сложным теоретическим профилем, обеспечивающим постоянство скорости движения зеркала жидкостного поршня, на камеру, профилированная часть которой образована центральным цилиндрическим участком и двумя усеченными верхним и нижним конусами (см. рис. 1).

С учетом результатов математического моделирования и проведенных испытаний натурных образцов компрессионных камер и в целом НКУ, предложена методология проецирования компрессионных камер НКУ с жидкостным поршнем.

В четвертой главе изложены задачи стендовых испытаний, дано описание стенда, проведен анализ результатов испытаний. В этой же главе изложены основные технические решения, конструкции и характеристики разработанных с участием автора насосно-компрессорных установок с жидкостным поршнем, дано описание их промышленного использования в нефтегазовых технологиях.

В стендовых испытаниях решались следующие задачи:

- исследование термодинамических процессов в компрессионных камерах;

- исследование зависимости остаточного газосодержания от режимных параметров НКУ;

- проверка некоторых результатов, полученных при математическом моделировании рабочего процесса НКУ;

- оценка работоспособности НКУ при форсированном режиме работы насос-компрессора.

Для решения этих задач разработан стенд, который включает насос-компрессор с жидкостным поршнем на базе трехплунжерного насоса 14Т2 (диаметр плунжера - 140 мм, длина хода - 160 мм). Насос-компрессор имеет три компрессионных камеры с внутренним профилированием и центральным внутренним подводом газа. Высота камеры - 800 мм, диаметр - 200 мм, рабочий объем - 2,46 л. Через упругую муфту и коробку перемены передач приводной вал насос-компрессора соединен с дизельным двигателем.

Для формирования и поддержания объема жидкостного поршня всасывающий по жидкости трубопровод насос-компрессора соединен с трехплунжерным питательным насосом с регулируемым электроприводом. Подача воздуха на прием насос-компрессора осуществляется компрессорной установкой с воздушным винтовым компрессором.

Исследования проводились при одном давлении всасывания (/•« = 2,2 МПа) при варьировании отношения давлений, частоты вращения коренного вала насос-компрессора и расхода питательной жидкости. При этом записывались индикаторные диаграммы и диаграммы движения тарели нагнетательного клапана, а также регистрировался расход воздуха на всасывании НКУ, температура сред в подводящих и отводящих трубопроводах.

Испытания показали, что теоретическая индикаторная диаграмма в целом совпадает с экспериментальной. Анализ полученных диаграмм движения тарели показал, что реакция реального клапана на изменение расхода питательной жидкости, частоты вращения коренного вала и отношения давлений качественно совпадает с тем, что получено при проведении численного эксперимента с помощью модели.

Обработка экспериментальных индикаторных диаграмм позволила вычислить относительный объем остаточного газа в предположении протекания стадии расширения с постоянным показателем политропы, полученным расчетным путем. Отметим, что при разработке математической модели этот параметр задавался, так как для принятия его обоснованных значений отсутствовал экспериментальный материал. При этом установлено, что для используемой конструкции компрессионной камеры насос-компрессора величина объема остаточного газа растет с увеличением частоты вращения коренного вала и весьма мало зависит от отношения давлений и расхода питательной жидкости. На рис. 4 представлен график зависимости относительного остаточного объёма газа от скорости вращения коренного вала п„. Обработка результатов эксперимента позволила подобрать соответствующее уравнение регрессии в виде

1)695 •е0'7812"" (11)

Максимальное отличие в значениях, полученных при обработке индикаторных диаграмм и определенных по формуле (11), составляет 7%. Испытания показали, что производительность по газу практически линейно растет с увеличением скорости вращения коренного вала, хотя и не прямо пропорционально, что следует также из графика зависимости коэффициента производительности от скорости вращения коренного вала, представленного на рис. 5. Это объясняется увеличением относительного объема остаточного газа, что уже было рассмотрено ранее, а также вероятным возрастанием запаздывания закрытия всасывающих клапанов (газового и жидкостного) и соответствующих утечек через них. Разница между экспериментальными данными и результатами моделирования по производительности не превышает 7%.

В целом, проведенные экспериментальные исследования на полноразмерной установке показали, что разработанная конструкция устойчиво функционирует в исследованном диапазоне режимов (отношение давлений е = 3,0...6,6 при давлении всасывания Р,с = 2,2 МПа; относительный расход питательной жидкости

%

Рис. 4. Зависимость относительного остаточного объёма газа от скорости вращения коренного вала

Рис. 5. Зависимость коэффициента производительности от скорости вращения коренного вала ^отн =5%, 7"« =295 К, Тпит=282 К, е = 3,6 )

Чотн = 4,5... 10%, частота вращения коренного вала насос-компрессора п0= 1,21...2,37 с'1 (л„ = 73... 142 мин'1), а разработанная математическая модель позволяет имитировать рабочий процесс реальной насосно-компрессорной установки и определять влияние режимных параметров на основные характеристики НКУ.

В этой же главе описаны предложенные автором или при его творческом участии новые конструктивные решения по НКУ с жидкостным поршнем, которые послужили основой для создания компанией «РАНКО» следующего оборудования:

- мобильной насосно-компрессорной установки УБ 14-125x25, спроектированной с использованием приводной части трехплунжерного насоса 14Т2;

- установки для приготовления и нагнетания в скважину инертных газовых смесей на основе азота;

- комплекса оборудования для приготовления и закачки в скважину технологических жидкостей и ГЖС;

- дожимающей насосно-компрессорной установки ДНКУ в контейнерном исполнении с давлением нагнетания до 40 МПа.

Промышленные испытания ДНКУ, проведенные при реализации технологии водогазового воздействия на пласт, показали, что она позволяет нагнетать неподготовленный нефтяной газ и ГЖС конечным давлением 37 МПа. При этом превышение давления в одной ступени составляло 27,5 МПа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Для реализации ряда нефтегазовых технологий целесообразно применение дожимных насосно-компрессорных установок с жидкостным поршнем, выполненных на базе буровых или нефтепромысловых насосов. Широкое применение их в практике сдерживается недостаточной изученностью процессов, происходящих в компрессионной камере и в приводной части насос-компрессора.

Разработанная математическая модель рабочего процесса в компрессионной камере НКУ, основанная на первом начале термодинамики тела переменной массы, уравнениях состояния, тепло и массообмена, позволяет исследовать влияние на рабочий процесс геометрии камеры, характеристик клапанов, режима работы установки и параметров компримируемого газа.

Разработанная математическая модель многокамерной НКУ, в основу которой положена модель рабочего процесса в отдельной компрессионной камере, позволяет

исследовать влияние режимных параметров и свойств компримируемого газа на момент сопротивления на коренном валу насос-компрессора.

Анализ результатов моделирования рабочего процесса в отдельной компрессионной камере насос-компрессора и многокамерной НКУ позволил сделать следующие выводы.

1. Интенсивность теплообмена в компрессионной камере не столь высока, чтобы можно было считать процесс сжатия изотермическим. Значение коэффициента политропы сжатия возрастает с ростом отношения давлений, постепенно приближаясь к показателю адиабаты соответствующего газа.

2. Температура верхнего слоя жидкостного поршня, выталкиваемого в нагнетательный трубопровод, возрастает за цикл на величину, не превышающую 5 К.

3. Несмотря на достаточно высокую температуру нагнетания газа, температура газожидкостной смеси, образующейся в результате перемешивания фаз в нагнетательном трубопроводе после выравнивания температуры фаз, остаётся на сравнительно невысоком уровне. С увеличением отношения давлений температура ГЖС возрастает весьма незначительно для НКУ низкого давления (при р,с = 0,8 МПа) и более выражено для НКУ высокого давления (при рк = 8 МПа). С увеличением относительного расхода питательной жидкости температура ГЖС снижается, но не более чем на 50 К при увеличении цотн с 1% до 10%.

4. Индикаторная мощность, затрачиваемая на сжатие газа, незначительно снижается с увеличением расхода питательной жидкости вследствие более интенсивного теплообмена. Однако полная индикаторная мощность, затрачиваемая на сжатие газожидкостной смеси, то есть с учетом мощности, затачиваемой на нагнетание питательной жидкости, с увеличением расхода питательной жидкости растёт.

5. В течение рабочего процесса трёхкамерной НКУ могут быть промежутки времени, в течение которых ни в одной камере нет всасывания. Это можбт происходить при работе НКУ на режимах с высоким отношением давлений (порядка е = 8) и при содержании остаточного газа более 5,.7 %. В этом случае питательному насосу необходимо развивать большее давление, чем давление всасывания НКУ.

6. Если при работе однокамерной НКУ действие обратного момента наблюдается на протяжении половины цикла, то работа пятикамерной НКУ происходит, как правило, без обратных моментов, а появление обратного момента трехкамерной НКУ зависит от отношения давлений, остаточного газосодержания, начального давления, . показателя адиабаты газа, относительного расхода питательной жидкости и частоты вращения коренного вала.

Проведенные экспериментальные исследования на полноразмерном насос-компрессоре и показали, что разработанная конструкция работоспособна, устойчиво функционирует в исследованном диапазоне режимов, а разработанная математическая модель позволяет имитировать рабочий процесс реальной насосно-компрессорной установки и определять влияние режимных параметров на основные характеристики НКУ.

Промышленные испытания ДНКУ, проведенные при реализации технологии водогазового воздействия на пласт, показали, что она позволяет нагнетать неподготовленный нефтяной газ и ГЖС конечным давлением 37 МПа. При этом превышение давления в одной ступени составляло 27,5 МПа.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Мартынов В.Н. Новая техника для генерации и нагнетания технологических жидкостей и газов в нефтегазодобыче. - М.: Альтекс, 2004. - 424 с.

2. Бустерная опрессовка магистральных и промысловых газопроводов природным газом / И.В. Белей, В.Г. Карлов, Ю.С. Лопатин, В.Н. Мартынов, С.П. Олейник // Транспорт и подземное хранение газа. - 1997. - №5. - С. 10-18.

3. Мартынов В.Н. Компрессоры с гидрозатвором для нагнетания газов и газожидкостных смесей // Химическое и нефтегазовое машиностроение. - 2004. - №11. -С.12-14.

4. Мартынов В.Н., Кершенбаум В.Я. Современное мобильное оборудование для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов // Химическое и нефтегазовое машиностроение. - 2004. - №5. - С.13-14.

5. Ходырев А.И., Мартынов В.Н. Математическое моделирование работы насос-но-компрессорной установки для нагнетания газожидкостных смесей // Химическое и нефтегазовое машиностроение. - 2008 -№4. - С. 19-22.

6. Мартынов В.Н., Ретивых Д.Ю. Технико-экономическое моделирование компрессорных установок с гидрозатвором для нагнетания газов и газожидкостных смесей // Тез. докл. 5-й науч.-техн. конф. «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, 26-27 января 2005г. - М.: РГУ нефти и газа, 2005. - С.367-368.

7. Мартынов В.Н. Исследование поршневых компрессорных установок с гидрозатвором для нагнетания газожидкостных смесей // Тез. докл. 6-й науч.-техн. конф.

«Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, 29-30 января 2007г. - М.: РГУ нефти и газа, 2007. - С.341 -342.

8. Пат РФ № 2089750, МПК 6 F04B 35/02, 41/06. Устройство для приготовления и нагнетания газовых и газожидкостных взрыво-пожаробезопасных смесей на основе азота / И.В. Белей, Р.Г. Карлов, Ю.С Лопатин, С.П. Олейник. В.Н. Мартынов. -Опубл. 10.09.97, Бюл. № 25.

9. Пат. РФ №2149280, МПК 7 F04B 23/00, Способ получения газожидкостной смеси и устройство для его осуществления / В.Н. Мартынов, В.И. Вяхирев, Ю.С. Лопатин и др. - Опубл. 20.05.2000, Бюл. №14.

10. Пат. РФ №2238426, МПК 7 F04B 35/02. Способ дожимания и перекачки неосу-шенного газа / В.Н. Мартынов. - Опубл. 20.10.2004, Бюл. №29.

11. Пат. РФ №2259498, МПК F04B 35/02. Устройство для нагнетания неосушенно-го газа / В.Н. Мартынов, Д.Ю. Ретивых. - Опубл. 27.08.2005, Бюл. №24.

12. Пат. РФ №2158379, МПК 7 F04D 19/06. Устройство для нагнетания газожидкостной смеси / В.Н. Мартынов, В.Г. Друцкий. - Опубл. 27.10.2000, Бюл. №30.

13. Пат. РФ №2145677, кл. F04B 23/06. Устройство для нагнетания газожидкостной смеси. / В.Н. Мартынов, P.A. Максутов, Л.П. Пешков. - Опубл. 20.02.2000, Бюл. 35.

14. Пат. РФ №2282749, МПК F04B19/06. Устройство для нагнетания газов и газожидкостных смесей / В.Н. Мартынов, Д.Ю. Ретивых. - Опубл. 10.04.2006, Бюл.№24.

15. Пат. РФ №2149280, МПК 7 F04B 23/00, Способ получения газожидкостной смеси и устройство для его осуществления / В.Н. Мартынов, В.И. Вяхирев, Ю.С. Лопатин и др. - Опубл. 20.05.2000 Бюл. №14.

16. Пат. РФ №2151911, МПК 7 F04B 23/06. Установка для нагнетания газожидкостной смеси / В.Н. Мартынов, Л.П. Пешков, Ю.С. Лопатин. - Опубл. 27.06.2000, Бюл. №18.

17. Пат. РФ №2151912, МПК 7 F04B 23/06. Установка для нагнетания газожидкостной смеси / В.Н. Мартынов, Л.П. Пешков, Ю.С. Лопатин. - Опубл. 27.06.2000, Бюл. №18.

18. Пат. РФ №2266429, МПК 21В21/14. Компрессор с гидрозатвором для квазиизотермического сжатия и перекачки газа и газожидкостных смесей / В.Н. Мартынов, Д.Ю. Ретивых. - Опубл. 27.08.2005, Бюл. №24.

19. Пат. РФ 32259498, МПК F04B35/02. Устройство для нагнетания газожидкостных смесей / В.Н. Мартынов, Д.Ю. Ретивых. - Опубл. 27.08.2005, Бюл. №24.

20. Свидетельство на полезную модель РФ №13914, МКИ 7 F04B 35/00. Самоходная бустерная насосно-компрессорная установка / В.Н. Мартынов, С.М. Кулько, В.Г. Друцкий. - Опубл. 10.06.2000, Бюл. №16.

21. Свидетельство на полезную модель РФ № 22204, МКС 7 F 04 В 19/06 23/10. Дожимающий насос-компрессор / В.Н. Мартынов. - Опубл. 10.03.2002, Бюл. №7.

22. Свидетельство на полезную модель РФ № 14459, МКИ 7 Р 04 В 23/04, 35/00, Е21 В 43/00. Мобильный комплекс оборудования для приготовления и закачки в скважину газожидкостных технологических смесей / В.Н. Мартынов, Л.С. Бриллиант, В.И. Куракин и др. - Опубл. 27.07.2000, Бюл. №21.

23. Свидетельство на полезную модель №36708. Универсальная установка для во-догазового воздействия на пласт / В.Н. Мартынов, В.И. Грайфер, В.М. Волков и др. -Опубл. 20.03.2004, Бюл. №8.

24. Свидетельство на полезную модель №71708. Стенд для испытания компрессоров с жидкостным поршнем / В.Н. Мартынов, В.И. Кокорев, С.В. Деггяренко и др. -Опубл. 20.03.2008, Бюл. №8.

Подписано в печать /£ 03. 0$ Формат 60x90/16 Бумага офсетная. Печать офсетная . Уел . п. л. Тираж /£>0 экз. Заказ №

Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина 119991, Москва, Ленинский проспект,65 Тел.(495) 930-93-49

СПИСОК ОСНОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ.

ВВЕДЕНИЕ.

1. АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЙ И ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ НАГНЕТАНИЯ ГАЗОВ И ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ ПРИ БУРЕНИИ И ДОБЫЧЕ

НЕФТИ И ГАЗА.'

1.1. Технологии бурения, ремонта скважин и интенсификации нефтегазодобычи с использованием газов и газожидкостных смесей.

1.2 Оборудование для нагнетания газов и газожидкостных смесей.

1.3 Поршневые компрессоры с двухфазной рабочей средой.

1.4 Насосно-компрессорные установки для нагнетания газожидкостных смесей высокого давления.

1.4.1. Принцип работы насосно-компрессорной установки.

1.4.2 Анализ конструкций НКУ.

1.5 Исследования работы насосно-компрессорных установок.

1.5.1 Экспериментальные исследования работы насосно-компрессорных установок.

1.5.2 Моделирование рабочего процесса насосно-компрессорной установки

1.6 Выводы обзора. Задачи исследования.

2. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ РАБОТЫ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНОЙ УСТАНОВКИ.

2.1 Задачи моделирования и основные допущения.

2.2 Концептуальная модель рабочего процесса компрессионной камеры

2.3 Математическая модель процессов в компрессионной камере НКУ.

2.4. Динамика однокамерной НКУ.

2.5. Моделирование работы однокамерной НКУ.

2.5.1 Анализ влияния конструктивных и режимных параметров на рабочий процесс компрессионной камеры НКУ.

2.5.2. Момент на валу однокамерной НКУ.

2.6 Моделирование работы многокамерной НКУ на базе трехплунжерного и пятиплунжерного насосов.

2.6.1 Особенности модели многокамерной НКУ.

2.6.2 Результаты моделирования работы многокамерной

2.7. Выводы по главе 2.

3 РАЗРАБОТКА НОВЫХ КОНСТРУКЦИЙ НАСОСНО

КОМПРЕССОРНЫХ УСТАНОВОК.

3.1 Классификация НКУ.

3.2 Установки с динамическим (подвижным) жидкостным поршнем.

3.3 Установки с квазистатическим жидкостным поршнем.

3.4 НКУ с компрессионной камерой с боковым газовводом.

3.5 Пятикамерная НКУ.

3.6 Методология проектирования компрессионных камер НКУ.

3.7 Выводы по главе 3.

4 СТЕНДОВЫЕ И ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ НКУ И ИХ ПРОМЫШЛЕННОЕ ПРИМЕНЕНИЕ.

4.1 Задачи стендовых испытаний НКУ и описание стенда.

4.2. Анализ результатов стендовых испытаний.

4.3 Разработка насосно-компрессорных установок.

4.3.1 Мобильная насосно-компрессорная установка

УБ14-125x25.

4.3.2 Установка для приготовления и нагнетания в скважину инертных газовых смесей.

4.3.3 Универсальная установка для генерирования и нагнетания инертных газовых и газожидкостных смесей

4.3.4 Мобильный комплекс оборудования для приготовления и нагнетания в скважину ГЖС.

4.3.5 Дожимающая насосно-компрессорная установка в контейнерном исполнении (ДНКУ).

4.3.6 Установка для бурения скважин с очисткой забоя пеной.

4.4. Промышленное использование НКУ в нефтегазовых технологиях.

4.4.1 Опрессовка газовых трубопроводов.

4.4.2 Промывка скважин с аномально низким давлением.

4.4.3 Водогазовое воздействие на пласт.

4.5. Выводы по главе 4.

Разработка' трудноизвлекаемых запасов нефти и ввод в эксплуатацию бездействующего фонда скважин являются наиболее акту ал ьнымич проблемами г нефтяной промышленности Российской Федерации, так как в общей структуре сырьевой базы, страны удельный'вес этой категории запасов составляет около I

80%. Широко применяемые традиционные методы разработки,-таких запасов1, становятся неэффективными. Они требуют многократного увеличения, числа добывающих скважин и роста капитальных затрат на тонну добываемой нефти - в 4.8*раз, при этом примерно 75 % запасовюстаются неизвлеченнымт Стратегическим направлением для изменения^ сложившейся, ситуации-является рост объемовшрименения новых нетрадиционных технологий , повышения, нефтеотдачи пластов с целью увеличения-извлекаемых запасов на1 уже разрабатываемых и вновь вводимых месторождениях [к.7].

В последнее время в России; а также и за рубежом, всё более широкое применение в нефтегазовой отрасли? находят технологии с применением газожидкостных смесей высокого давления-[8. 14]. Для реализации;этих-техноло-гий могут применяться дожимающие, насосно-компрессорные установки (НКУ), созданные на базе поршневых или плунжерных насосов, в которых сжатие газа производится в специальной камере, где роль поршня выполняет жидкость, то есть-происходит непосредственный контакт охлаждающей, жидкости со сжимаемым газом [15.21].

Специфика организации сжатия газа, и жидкости в компрессионных камерах не позволяет использовать для расчета основных характеристик НКУ известные зависимости, применяемые для. поршневых компрессоров или-насосов:

Все это обуславливает актуальность-проведения исследований; обеспечивающих создание и эффективное применение насосно-компрессорных установок для нагнетания инертных газов, неподготовленных промысловых газов и газожидкостных смесей для реализации современных нефтегазовых технологий.

Цели и задачи исследования.

Целью настоящей' работы является- разработка дожимных насосно-компрессорных установок, позволяющих эффективно нагнетать газожидкостные смеси высокого давления (до 40 МПа), на1 основе исследования процессов, протекающих как в компрессионной камере, так и в приводной части НКУ.

Для достижения указанной цели необходимо решить следующие основные задачи: обосновать расчетную схему и разработать математическую модель, описывающую рабочий процесс в компрессионной камере НКУ; исследовать с помощью математической модели компрессионной камеры НКУ влияние различных параметров на работу клапанов, движение зеркала жидкостного поршня, индикаторную и температурную диаграммы, индикаторную мощность, производительность, температуру нагнетания; исследовать влияние рабочего процесса компрессионной камеры на условия работы привода насосно-компрессорной установки при разном числе цилиндров; теоретически; экспериментально и в промышленных условиях исследовать основные характеристики дожимных НКУ; на основании теоретического анализа и экспериментальных исследований разработать рекомендации по проектированию дожимных НКУ и их применению в нефтегазовой практике.

Методы исследования.

В работе использованы методы термодинамического анализа, математического моделирования и экспериментального исследования.

Научная новизна работы. Разработана математическая модель рабочего процесса в компрессионной камере НКУ, основанная на первом начале термодинамики тела переменной массы, уравнениях состояния, тепло и массооб-мена, с помощью которой проведено исследование влияние на рабочий процесс геометрии камеры, характеристик клапанов, режима работы установки и параметров компримируемого газа.

Разработана математическая модель многокамерной НКУ, в основу которой положена4 модель рабочего процесса в отдельной компрессионной, камере, с помощью которой проведено исследование влияние режимных параметров и свойств компримируемого газа на момент сопротивления на коренном валу насос-компрессора:

На основании математического моделирования и экспериментальных исследований» на'| полноразмерном насос-компрессоре показано, что интенсивность теплообмена в компрессионной камере не столь высокая чтобы можно было считать .процесс сжатия изотермическим. Значение коэффициента политропы сжатия, возрастает с ростом отношения давлений, постепенно приближаясь к показателю адиабаты соответствующего газа. При этом показано, что несмотря на достаточно высокую-температуру нагнетания газа, температура газожидкостной смеси, образующейся в результате перемешивания фаз в нагнетательном трубопроводе, после выравнивания температуры фаз остаётся на сравнительно невысоком уровне.

Практическая значимость и реализация работы.

Разработанные математические модели рабочих процессов насос-компрессоров с жидкостным поршнем, реализованные в виде программ для ЭВМ, а также результаты проведенных исследований позволяют проектировать насосно-компрессорные установки, обеспечивающие реализацию новых нефтегазовых технологий с применением газожидкостных смесей высокого* давления.

Предложенные автором или при его творческом участии новые конструктивные решения по НКУ с жидкостным поршнем послужили основой для создания следующего оборудования:

- мобильной насосно-компрессорной установки УБ14-125х25 на базе насос-компрессора 14Т2Б;

- установки для приготовления и нагнетания в скважину инертных газовых смесей на основе азота;

- универсальной установки для генерирования и нагнетания инертных газовых и газожидкостных смесей;

- комплекса оборудования для приготовления и закачки в скважину технологических жидкостей и ГЖС;

- дожимающей насосно-компрессорной установки ДНКУ в контейнерном исполнении с давлением нагнетания до 40 МПа для водо-газового воздействия на пласт с целью повышения нефтеотдачи;

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы доложены и обсуждены:

- на 1-ой Международной научной конференции «Современные проблемы нефтеотдачи* пластов «Нефтегаз-2003» (Москва, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2003 г.); на расширенном заседании^ научно-технического совета компании «РИТЭК» (Краснодар, 2003 г.); на Международном технологическом симпозиуме «Новые технологии- разработки нефтегазовых месторождений» (Москва, 2004 г.); на научно - технических конференциях «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005 и 2007гг.)

Результаты диссертационной работы включены в состав материалов, представленных по теме «Создание импортозамещающих мобильных комплексов оборудования для новых технологий ремонта скважин, интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов» (научный руководитель темы - Мартынов В:Н.) и удостоенной в 2004 г. премии Правительства РФ в области науки и техники.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 26 печатных работ, включая 1 монографию, 6 статей в журналах, 12 патентов на изобретения и 5 свидетельств на полезную модель.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы (112 наименований) и приложений. Работа изложена на 212 страницах основного машинописного текста, содержит 86 рисунков, 1 таблицу. В приложения представлены акты промышленных и приемочных испытаний.

4.5. Выводы но главе 4

1. Проведенные; экспериментальные исследования-на полноразмерной на-сосно-компрессорной установке показали;, что разработанная, конструкция устойчиво функционирует в исследованном^ диапазоне режимов (отношение давлений £ = 3,0.6,6 при давлении всасывания Рвс = 2*2 МПа;:относительный расход питательной жид кости^^^^ 4,5. 10%, частота вращения: коренного^ вала насос-компрессора «о ,= 1,2. .2,37 с:1 {п0 ~1Ъ . 142'мин"1), а разработанная математическая модель позволяет имитировать рабочийшроцесс реальной насос-но-компрессорной установки и определять влияние: режимных параметров на основные характеристики НКУ.

2. Установлено, что для разработанной!конструкции компрессионной камеры, используемой в насос-компрессоре; величина1 объема остаточного газа растет с увеличением частоты вращения коренного вала и-весьма мало зависит от отношения давлении и расхода питательношжидкости.

3. Предложенные автором или при его творческом участии-новые конструктивные решения по НКУ с жидкостным? поршнем послужили основой для» создания компанией «РАНКО» следующего оборудования:

- мобильной насосно-компрессорной установк№УБ14-125х25^ на базе насос-компрессора 14Т2Б;

- установки для- приготовления: и нагнетания в скважину- инертных газовых смесей;

- универсальнотустановкшдля генерированиями нагнетания инертных гат зовых и газожидкостных смесей;

- комплекса оборудования для приготовления и закачки: в скважину технологических жидкостей и ГЖС;

- дожимающей насосно-компрессорной установки ДНКУ в контейнерном исполнении с давлением нагнетания до 40МПа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Для реализации ряда нефтегазовых технологий целесообразно применение дожимных насосно-компрессорных установок с жидкостным поршнем, выполненных на базе буровых или нефтепромысловых насосов. Широкое применение их в практике сдерживается недостаточной изученностью процессов, происходящих компрессионной камере и в приводной части насос-компрессора.

Разработанная математическая модель рабочего процесса в компрессионной камере НКУ, основанная на первом начале термодинамики тела переменной массы, уравнениях состояния, тепло и массообмена, позволяет проводить исследования влияние на рабочий процесс геометрии камеры, характеристик клапанов, режима работы установки и параметров компримируемого газа.

Разработанная математическая модель многокамерной НКУ, в основу которой положена модель рабочего процесса в отдельной компрессионной камере, позволяет проводить исследования влияние режимных параметров и свойств компримируемого газа на момент сопротивления на коренном валу насос-компрессора.

Анализ результатов моделирования рабочего процесса в отдельной компрессионной камере насос-компрессора и многокамерной НКУ позволил сделать следующие выводы.

1. Интенсивность теплообмена в компрессионной камере не столь высока, чтобы можно было считать процесс сжатия изотермическим. Значение коэффициента политропы сжатия возрастает с ростом отношения давлений, постепенно приближаясь к показателю адиабаты соответствующего газа.

2. Температура верхнего слоя жидкостного поршня, выталкиваемого в нагнетательный трубопровод, возрастает за цикл на величину, не превышающую 5 К.

3. Несмотря на достаточно высокую температуру нагнетания газа, температура газожидкостной смеси, образующейся в результате перемешивания фаз в нагнетательном трубопроводе, после выравнивания* температуры фаз остаётся на сравнительно невысоком уровне. G увеличением'отношения давлений температура ГЖС возрастает весьма незначительно для НКУ низкого давления (при рес = 0,8 МПа) и более выражено для НКУ высокого давления(при рвс = 8' МПа). С увеличением относительного расхода питательной жидкости температура ГЖС снижается, но не более чем на 50 К при увеличении qomH с 1% до 10%.

4. Индикаторная мощность, затрачиваемая на сжатие газа, незначительно снижается с увеличением расхода питательной жидкости вследствие более интенсивного теплообмена, ©днако полная индикаторная мощность, затрачиваемая на1 сжатие газожидкостной смеси, то есть. с учетом мощности, затачиваемой на нагнетание питательной жидкости, с увеличением расхода питательной жидкости растёт.

5. В течение рабочего процесса трёхкамерной НКУ могут быть промежутки времени, в течение которых ни в одной камере нет всасывания. Это может происходить при работе НКУ на режимах с высоким отношением давлений (порядка £ = 8) и при содержании»остаточного газа более 5.7 %. В этом случае1 питательному насосу необходимо развивать большее давление, чем давление всасывания НКУ/

6. Если при работе однокамерной НКУ действие обратного момента наблюдается на протяжении половины цикла, то работа пятикамерной НКУ происходит, как правило, без обратных моментов, а появление обратного момента трехкамерной НКУ зависит от отношения давлений, остаточного газосодержания, начального давления, показателя адиабаты газа, относительного расхода питательной жидкости и частоты вращения коренного вал.

Проведенные экспериментальные исследования на полноразмерной на-сосно-компрессорной установке показали, что разработанная конструкция устойчиво функционирует в исследованном диапазоне режимов, а разработанная математическая модель позволяет имитировать рабочий процесс реальной насосно-компрессорной установки и определять влияние режимных параметров на основные характеристики НКУ.

Промышленные испытания ДНКУ, проведенные при реализации технологии водогазового воздействия на пласт, показали, что она позволяет нагнетать неподготовленный нефтяной газ и ГЖС конечным давлением 37 МПа. при этом превышение давления в одной ступени составляло 27,5 МПа.

1. Желтов Ю.В., Кудинов В.И., Малофеев Г.Е. Разработка сложиопо-строенных месторождений вязкой нефти в карбонатных коллекторах. - М.: Нефть и газ, 1997. - 256с.

2. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Новые технологии повышения добычи нефти. Самара: Самарское книжное издательство, 1998. - 368с.

3. Мартынов В.Н., Кершенбаум В.Я. Современное мобильное оборудование для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2004. - №5. - С. 13-14.

4. Сургучев M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985. - 308с.

5. Чубанов О.В., Харланов С.А., Нургалиев Р.Г. Разработками внедрение водогазовых методов повышения нефтеотдачи в ОАО «РИТЭК». Территория Нефтегаз, 2008, №9, с. 42-48.

6. Егоров Ю.А. Разработка технологии водогазового воздействия с использованием насосно-эжекторных систем для повышения нефтеотдачи пластов. Дисс. к.т.н. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006.

7. Амиян A.B. Применение двухфазных пен в нефтедобыче. М.: Высшая школа, 1983.

8. Бурение скважин с промывкой пеной в интервалах катастрофических поглощений с АНПД / K.M. Тагиров, В.И. Нифантов, С.А. Акопов и др. // В кн.: Технология строительства газовых и газоконденсатных скважин // Труды, М.: ВНИИгаз, 1991. С. 121-128.

9. Грайфер, В.И.,. Лысенко В.Д: Газовое заводнение — радикальное средство значительного увеличения нефтеотдачи пластов.// Нефтепромысловое' дело.-2003.-№7.

10. Тагиров K.M., Лобкин А.Н. Использование выхлопных газов в нефтегазодобыче М.: Недра, - 2000.

11. Ямбаев М.Ф: Термогазовый метод увеличения нефтеотдачи // Vild Gas Euroasia, 2005, -№11,12.

12. Технология и техника водогазового воздействия на нефтяные пласты. / А.Н. Дроздов, Ю.А*. Егоров, В.П Телков и др // Территория Нефтегаз, 2006, №2, с. 54-59.

13. Сафиуллина Е.У. Разработка способов приготовления« и нагнетания водогазовых смесей для воздействия на нефтяной пласт. Дисс. к.т.н. -М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.

14. Белей И.В., Карлов В.Г., Лопатин Ю.С. Насосно-бустерный способ нагнетания газожидкостных смесей и новые технологические решения в нефтепромысловом деле // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море.-1994.-№7.-С.7.

15. Олейник С.П. Исследование способа нагнетания газожидкостных смесей поршневым насосом и разработка рекомендаций по реализации его в бурении. Автореф. Дисс. канд. техн.наук., М. - ВНИИБТ. - 1980. - 31с.

16. Кудряшов Б. Б., Кирсанов А. И. Бурение разведочных скважин с применением воздуха. М.: Недра, 1990. - 263 с.

17. Первое испытание бустерной технологии вызова притока флюида природным газом из шлейфа / И.В. Белей, Ю.С. Олейпик, Р.Г. Карлов, О.Л. Ло-панин // Строительство нефтяных и-газовых скважин на суше и море. 1994. -№7. - С.7.

18. Дроздов А.Н., Егоров Ю.А. Подбор оборудования для осуществления водогазового воздействия на нефтяные пласты. — Нефтепромысловое дело, 2005, №5, с. 16-22.

19. Лопатин Ю.С., Оксман A.J1. Преимущества газобустерной насосно-компрессорной установки УНГ 8/15 в нефтегазовом производстве. Нефтяное хозяйство, 2003, №9, с. 82-85.

20. Лопатин Ю.С., Минулин М.М., Савельев С.В. Способ нагнетания газожидкостной смеси и устройство для его осуществления. — Территория Нефтегаз, 2005, №9, с. 44-46.

21. UK's lst underbalanced multi-lateral, ct-drilling well boosts production 400 % // Drilling Contracto (США), July, 1996, pp.12-13.

22. Горизонтальное бурение и зарезка боковых горизонтальных стволов в нерентабельных скважинах ОАО «Удмуртнефть» / В.И. Кудинов, В.А. Савельев, Е.И. Богомольный, Б.М. Сучков // Нефтяное хозяйство. 1997. - №5 -С.17-20.

23. Степанянц А.К. Вскрытие продуктивных^пластов М.: Недра, 1968.416с.

24. Butler S.D., Rashid A.U., Teichrob R.R. "Flow Drilling Engineering Ltd " Monitoring downhole pressures and flow rates critical for underbalanced drilling // Oil and Gas Journal, v.94, 1996, №38, pp 31-39.

25. Лопатин Ю.С. Проблема внутрискважинной взрывобезопасности при освоении скважин и новая установка для ее решения // Нефтегазовая вертикаль 2000. - №6 (43). - С. 128-129.

26. Белей И.В., Карлов» Р.Г., Лопатин Ю.С., Калимулин Р.С., Рябин Н.Д., Кабанов КС. Бустерный насос-компрессор для ликвидации факела нефтяного газа. Нефтяное хозяйство, 1994, №9, с. 60-62.i

27. Тагиров К.М., Гноевых А.Н., Лобнин А.Н. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями. -М.: Недра, -1966. 308с.

28. А.с. 1620608 (ССС), МКИ Е21В 33/ 13. Способ временной изоляции продуктивного пласта при проведении ремонтных работ в скважине / КМ Тагиров, С.В. Долгов, В.И. Нифантов и др. опубл. в Б.И., 15.01.91. №2.

29. Карнаухов М.Л., Рязанцев Н.Ф. Справочник по испытанию скважин. М.: Недра, 1984. - 268с.

30. Тихомиров В.К. Пены. Теория и практика их получения и разрушения. М.: Химия, 1983. - 263с.

31. Гиматудинов М.К. Справочная книга по добыче нефти. М.: Недра, 1974.-253с.

32. Сургучев М.Л. Выбор моделирования и оценка комплексной эффективности методов увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов: Дис. д-ра техн. наук. М.: 1999.

33. Дроздов А.Н. Разработка, исследование и результаты промышленного испытания погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти: : Дис. д-ра техн.наук. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1998. -423с.

34. Теплофизические процессы в многофазном винтовом насосе при перекачивании газосодержащей рабочей среды / С.Г. Валюхов, C.B. Григорьев, C.B. Житенев, А.И. Скуфинский // Конверсия в машиностроении. — 2005. — №6. — С.99-102.

35. Елисеев В.Н. Разработка и исследование жидкоструйной компрессорной установки с регулируемым приводом. Автореф. дисс.канд. техн. наук. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1996. - 24с.

36. Пластинин П.И. Поршневые компрессоры. Том 1. Теория и расчет. М.: КолосС, 2006. - 456 с.

37. Воропай Л.И., Шленов A.A. Повышение надежности и экономичности поршневых компрессоров. М.: Недра, 1980. - 359с.

38. Кабаков А.Н. Разработка научных основ совершенствования выработки сжатого воздуха повышенного давления для рудников и шахт: Дис. д-ра техн. наук. Л.: ВНТИЦентр. - 1988. - 484с.

39. Брук А. Д., Хороленко В.А. Повышение надёжности и экономичности поршневого компрессора впрыском конденсата // Промышленная' энергетика. 1963. - №9. - С.30-31.

40. Гогин Ю.Н. Впрыск воды во всасывающий трубопровод компрессора // Изв. Вузов. Энергетика. 1963. -№11. - С.3-9.

41. Кадиров Н.Б., Агаев Б.А. Повышение эксплуатационной эффективности поршневых компрессоров при увлажнении'компримируемого воздуха // Машины и нефтяное оборудование. 1977. - №7. - С.25-27

42. Мухачев Г.А. Адиабатный процесс парогазовой смеси при наличии фазовых превращений. Тр. ЦНИТА, вып. 56 — Л.: 1973, С.30-35.

43. Пластинин П.И, Щерба В.Е. Рабочие процессы компрессоров со впрыском жидкости-// ВИНИТИ, Итоги науки и техники, серия «Насосострое-ние и компрессоростроение, холодильное машиностроение», том 5, М.: 1996г.

44. Показатель политропы сжатия влажного газа / Л. Г. Гальперин, Ю.В: Кузнецов, С.Л. Маграчёв, Г.П. Ясников // Инженерно-технический журнал. 1967. - т.9. - вып.21. - С. 1923-1931.

45. Ходырев А.И. Повышение эффективности работы поршневых компрессоров? путем испарительного охлаждения сжимаемого газа. Автореф. дисс. канд.техн.наук. -М.: МИНХ и ГП им. И.М.Губкина, 1984. -214с.

46. Шлёнов А. А., Воропай П.И., Сызранцев A.A. Влияние влажного сжатия' на нагарообразование и износ поршневых воздушных компрессоров // Промышленная энергетика. 1971. - №8. - С.16-19.

47. Щерба В.Е, Баннов М.А. Исследование процесса сжатия поршневого компрессора с двухфазным рабочим телом. // Известия вузов. Машиностроение. 1986. - № 11. - С.41-47.

48. Мотус С.Э. Совершенствование технологии и оборудования для очистки поршневых компрессоров от нагаромасляных отложений. Дисс. к.т.н.- М.: ГАНГ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1992., 178с.

49. Термодинамические параметры при сжатии влажного газа / C.JL Маргачёв, Г.1Г Ясников, Ю.В. Кузнецов, Л:Г. Гальперин // Тр. УПИ, №200. -Свердловск, 1970. С.5-16.

50. Gneipel G. Innerkühlung von Hubkolben Verdichtern eine Möglichkeit zur Wirkungsgradsteigerung. - Maschinenbautechnick. - 1978. - v.27. - №6. - S.12-18.

51. Ходырев А.И., Гацолаев O.C., Муленко B.B. Математическая модель рабочего процесса поршневого компрессора при испарительном охлаждении // Транспорт и хранение газа. 1983. - № 8. - С.26-28.56: Мамонтов М.А. Основы термодинамики тела переменной массы.

52. Тула: Приокское книжное издательство, 1970. 87с.

53. Чернобыльский А.Г. Оценка износа деталей нефтепромысловых машин,методом нейтронного активационного анализа: Дис. канд.техн. наук.- Mi: МИНХ и ГП И.М.Губкина, 1967. 217с.

54. Кабаков А.Н., Щерба В.Е. Об условии возникновения гидравлического удара в цилиндре поршневого компрессора // Известия Вузов Горный журнал. 1980.-№ 4-С. 107-109.

55. Анализ работы клапанных систем компрессорно-дожимного устройства Н.С. Вулисанов, А.И. Кирсанов, Н.И., Слюсарев, Г.М. Иоффе В кн.: Совершенствование технических средств и технологии промывки и крепления скважин. - Л.: ВИТР, 1985, с. 58-62.

56. Исследование влияния технологических параметров на производительность дожимного устройства с жидкостным поршнем/ В. Г. Вартыкян, Н.С.

57. Вулисанов, Н.И. Слюсарев, И.М. Оркин. В кн.: Вопросы промывки и крепления скважин. - М.': ВПО «Союзгеотехника», 1984. - С. 42-47.

58. К расчёту рабочего процесса компрессора с жидкостным поршнем для газожидкостных систем / В.Г. Вартыкян, Н. С. Вулисанов, А. И. Кирсанов и др. Записки ЛГИ, 1985.-т. 105. - С. 34-37.

59. Вулисанов Н.С. Разработка конструкции и методики расчета компрессора с жидкостным поршнем для газожидкостных систем: Автореф. дисс. канд. техн. наук. Л.:ЛПИ им. Калинина, 1984. - 14 с.

60. Вулисанов Н.С. Расчёт рабочих характеристик компрессорно-дожимных устройств. В кн.: Пути повышения эффективности»алмазного бурения. -Л.: ВИТР, 1986. - С.87-90.

61. Опыт бурения скважины с использованием насосно-компрессорной установки для нагнетания'аэрированного раствора / С.П. Олейник, Ю.С. Лопатин, И.В. Белей и др. // Нефтяная и газовая промышленность, 1979, №3, с. 4649.

62. Слюсарев Н.И. Исследование технических средств бурения скважин с промывкой пеной: Дис. канд. техн. наук. Л.:ЛГИ^ 1987. - 167 с.

63. Слюсарев Н.И. Научно-методические основы регулирования технологических свойств и и гидродинамических параметровпены при бурении скважин: Дис.д-ратенх. наук СПб.: СПГГИ им. Плеханова, 1996.

64. Слюсарев Н.И., Козловский А.Е., Лоскутов Ю.Н. Технология и техника бурения геологоразведочных скважин с промывочной пеной. СПб.: Недра, 1996.-179 с.

65. А.с. 568740 (СССР) МКИ Е 21 В. 33/13. Насосная установка / М.Л. Шумада, И.В.Белей, В.М. Гирин и др. Опубл. в Б.И., 15.08.77, № 30.

66. A.c. 714044 СССР МКИ . Способ нагнетания газожидкостной'смеси, поршневым насосом: и устройство для« его осуществления: / И.В.Белей, Ю.В. Лопатищ С.П: Олейник; Опубл: в:Б;И:, 05.02.80. №5.

67. Пат РФ № 2089750, МПК 6 F04B 35/02. 41/06. Устройство для приготовления и нагнетания газовых и газожидкостных взрыво-пожаробезопасных смесей на основе азота / И.В. Белей, Ю.С Лопатин, В.Н. Мартынов и др. заявлено 13.06.95, Опубл. 10.09.97, Бюл. № 25.

68. Пат. РФ №2149280, МПК 7 F04B 23/00, Способ получения газожидкостнои смеси и устройство для его осуществления / В.Н; Мартынов, В.И. Вяхирев. Ю.С. Лопатин и др. Опубл. 20.05.2000 Бюл. №14:

69. Пат. РФ №2259499, МПК 104В . 19/06. Гидрокомпрессионный: бус-терный насос / ©¿И Белей,» С.Ю: Лопатин^ 0;И. Олейник: Опубл. 20:12.2005;, Бюл. №35.

70. Патент РФ №2266429. МПК E2IB 43/20. Гидрокомпрессионный бустерный: насос / Белей О.И:, Лопатин С.Ю., Олейник О.С. Опубл. 20.12.2005, Б.И. №35.

71. A.c. 1160100 СССР МКИ. Устройство дляшагнетания газожидкостной смеси / В.Г. Вартыкян, А.Е. Козловский, Н:И.Слюсарев, Н.С. Вулисанов. Опубл. в Б.И., 07.06.85, № 21. ;

72. A.c. 1307085 СССР.Установка для нагнетания газожидкостной смеси / H¡C. Вулисанов, Н.И.Слюсарев, О.Ю. Устюженкова. Опубл. в Б.И., 1987, № 16.

73. A.c. 1339297 СССР. Установка для нагнетания газожидкостнойсме-си / Н.С. Вулисанов, Н.И:Слюсарев, В.Д. Сенюков. Опубл. в Б.И., 23.09.87, № 35.

74. Бустерная опрессовка магистральных и промысловых газопроводов природным газом / И.В. Белей, В.Г. Карлов, Ю.С. Лопатин, ВН. Мартынов, С.П:.Олейник //Транспорт и подземное хранение газа. 1997. -№5. - С. 10-18:

75. Френкель М.И. Поршневые компрессоры.- Л.: Машиностроение, 1969;-743с. ; .

76. Поршневые компрессоры / Б.С. Фотин, И.Б. Пирумов, И.К. Прилуц-кий, П.И. Пластинин. JL: Машиностроение, 1987. — 372 с.

77. Стебновский C.B. Устойчивость свободных границ жидкого поршня, движущегося с ускорением в осесимметричном канале. В кн.: Динамика сплошной среды. - Новосибирск.- 1973. вып. 15.-е. 145-156.

78. Ходырев А.И., Мартынов В.Н. Математическое моделирование работы насосно-компрессорной1 установки, для- нагнетания» газожидкостных смесей // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2008 - №4. - С.19-22

79. Исследование рабочих процессов дожимных устройств для бурения с применением пенных систем /Отчёт о НИР. Рук. Б.С. Фотин. Л.: ЛПИ им. М.И. Калинина, 1983. 160с.

80. Гуревич Г.Р., Брусиловскин А.Н. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей. М.: Недра, 1984. -264 с.

81. Касьянов В.М. Гидромашины-и компрессоры. М.: Недра. - 1981.- 295с.I

82. Пат. РФ №2151911, МПК 7 F04B 23/06. Установка для нагнетания газожидкостной смеси / В.Н. Мартынов, Л.П. Пешков, Ю.С. Лопатин. Опубл. 27.06.2000, Бюл. №18.

83. Пат. РФ №2151912, МПК 7 F04B 23/06. Установка для нагнетания газожидкостной смеси / В.Н. Мартынов, Л.П. Пешков, Ю.С. Лопатин. Опубл. 27.06.2000, Бюл. №18.

84. Пат. РФ №2268985, МПК Е21В21/14. Установка для бурения скважин с очисткой забоя пеной / В.Н. Мартынов. Опубл. 27.01.2006, Бюл. 3.

85. Пат. РФ №2266429, МПК 21В21/14. Компрессор с гидрозатвором для квазиизотермического сжатия и перекачки газа и газожидкостных смесей / В.Н. Мартынов, Д.Ю. Ретивых. Опубл. 27.08.2005, Бюл. №24.

86. Пат. РФ №2238426, МПК 7 F04B 35/02. Способ дожимания и перекачки неосушенного газа / В.Н. Мартынов. Опубл. 20.10.2004, Бюл. №29.

87. Пат. РФ №2259498, МПК F04B 35/02. Устройство для нагнетания неосушенного газа / В.Н. Мартынов, Д.Ю. Ретивых. Опубл. 27.08.2005, Бюл. №24.

88. Пат. РФ №2151913, МПК 7 F04B 35/02, 39/06. Способ квазиизотермического сжатия и перекачки газа и устройство для его осуществления / В.Н. Мартынов, P.A. Максутов. Опубл. 27.06.2000, Бюл. №18.

89. Пат. РФ №2282749, МПК F04B19/06. Устройство для нагнетания газов и газожидкостных смесей / В.Н. Мартынов, Д.Ю. Ретивых. — Опубл. 10.04.2006, Бюл. №24.

90. Пат. РФ №2158379, МПК 7 Р040 19/06. Устройство для нагнетания газожидкостной смеси / В.Н. Мартынов, В.Г. Друцкий. Опубл. 27.10.2000, Бюл. №30.

91. Свидетельство на полезную модель РФ №13914, МКИ 7 Р04В 35/00. Самоходная бустерная насосно-компрессорная установка / В.Н». Мартынов, С.М. Кулько, В.Г. Друцкий. Опубл. 10.06.2000, Бюл. №16:

92. Свидетельство на полезную модель РФ № 22204, МКС 7 Б 04 В 19/06 23/10. Дожимающий насос-компрессор / В.Н. Мартынов. Опубл. 10.03.2002, Бюл. №7.

93. Мартынов В.Н. Новая техника для генерации и нагнетания технологических жидкостей и газов в нефтегазодобыче. М.: Альтекс, 2004. - 424 с.

94. Мартынов В.Н. Компрессоры с гидрозатвором для нагнетания газов и газожидкостных смесей // Химическое и нефтегазовое машиностроение. -2004. — №11. С.12-14.

95. Мартынов В.Н.,. Кершенбаум В.Я. Современное мобильное оборудование для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2004. - №5. - С. 13-14.

96. Свидетельство на полезную модель №71708. Стенд для. испытания компрессоров с жидкостным поршнем / В.Н. Мартынов, В.И. Кокорев, С.В. Дегтяренко и др. Опубл. 20.03.2008, Бюл. №8.

97. Свидетельство на полезную модель РФ №17066, МПС. 7 Б04В 35/00. Универсальная установка для генерирования и нагнетания инертных газовых и газожидкостных смесей / В.Н. Мартынов. Опубл. 10.03.2001. Бюл. №7/

98. Витрик В.Т. Разработка технологии бурения с использованием аэрированных полимер-глинистых растворов в терригенных отложениях Западной Сибири. Автореф. дисс.канд. техн. наук. -М.: ВНИИБТ, 1991.

99. Пат. РФ №2282749, МПК F04B19/06. Устройство для нагнетания газов и газожидкостных смесей / В.Н. Мартынов, Д.Ю. Ретивых. Опубл. 10.04.2006, Бюл. №24.

100. Дубровский Н. Капитальный ремонт скважин с использованием колтюбинговой установки М-10 совместно с бустерной установкой УБ 14-125-25Г // Нефть и капитал, Технологическое приложение к журналу. 2001. — №1. -С.17.

101. Свидетельство на полезную модель №36708. Универсальная установка для водогазового воздействия на пласт / В.Н. Мартынов, В.И. Грайфер, В.М. Волков и др. Опубл. 20.03.2004, Бюл. №8.

102. Ш.Мартынов В.Н., Герасимов А.И. Внедрение дожимных насосно-компрессорных установок для повышения нефтеотдачи пластов // Нефть, газ и бизнес. 2009 - №5. - С.72-74.

103. Мартынов В.Н. Исследование работы насосно-компрессорной установки с жидкостным поршнем // Нефть, газ и бизнес. — 2009 №6. - С.52-55.