автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Разработка научных основ и технологии глубинно-насосной добычи высоковязкой нефти из обводненных скважин

V) ' ■ и -

АЗЕРБАЙДЖАНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ им. М. АЗИЗБЕКОВА

На правах рукописи

ВАЛЕЕВ МАРАТ ДАВЛЕТОВИЧ

РАЗРАБОТКА НАУЧНЫХ ОСНОВ И ТЕХНОЛОГИИ ГЛУБИННОНАСОСНОЙ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЗ ОБВОДНЕННЫХ СКВАЖИН

Специальность 05.15.06 — Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Баку —

109 1

Работа выполнена и докторантуре Азербайджанского индустриального университета им. М. Азизбекова.

Научный консультант:

академик АН Азербайджанской Республики, доктор технических наук, профессор А. X. МИРЗАДЖАНЗАДЕ.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор ВЕЛИЕВ Ф. Г., доктор технических наук, профессор СУЛЕЙМАНОВ А. Б., доктор технических наук, профессор ЧУБАНОВ О. В.

Ведущая организация .— Московский институт нефти и газа им. И. М. Губкина

Защита состоится «.У.» . . 1991 г. в ... час.

на заседании специализированното совета Д.054.02.03 в Азербайджанском индустриальном университете им. М. Азизбекова по адресу: 370601, Баку, пр. Ленина, 20.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке АзИУ им. М. Азизбекова.

Автореферат разослан Г . 1991 г.

Ученый секретарь специализированного совета, Д. т. н.

О. К. МАМЕДБЕКОВ

Ч»ГШ.'*.'Г - 3 -

'¡'"'"л ; *

| ОВЦАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ •

Акт?альность проблемы. Современное состояний и развитие нефтяной промышленности многих стран мира, в т.ч. и СССР характерно прогрессирующим ростом объемов добычи тяжелых м внсоковязких нефтей (ВВН). Повышенный интерес в мире к тяжелым нефтям вызван открытием месторождений с геологическими запасами сырья, исчисляемыми десятками мтрд.тонн. В этой связи нефтедобывающая отрасль нашей страны в блляайпее время и, особенно, в перспективе будет в значительной мере ориентирована на промышленную разработку залежей ВВН. К основ -ним регионам страны, располагающим запасами ВВН, относятся Башк.ССР, Тат.ССР, Уд.ССР, Кош ССР, Казахстан, Туркменская ССР, а также Архангельская, Пермская, Оренбургская, Томская и Самарская обл.

• ВБН классифицированы на три основные группы по вязкости и плотности углеводородов. Перву» группу составляют нефти с вязкостью 30...100 мПа.с, вторую 100,..500 мПа.с и третью - свыше 500 мПа.о. Интервалы плотности по этим группам соответствуют 834...929 кг/м3; 682...955 кг/м3 и свыше 934 кг/м3. Большинство местороддений ВВП со скважинной разработкой относится к первой и частично ко второй группам.

Практика добычи ВВН уже показала, что скважинное оборудование для подъема жидкостей должно базироваться на штанговых насосах, которыми благодаря их простоте, высокой надежности и гибкости в отношении регулирования отборов жидкости оборудовано в настоящее время ' около 70 % всего добывающего фонда скважин.

Добыча ВВН вносит существенное осложнение в работу установок скважинных насосов (УСШН) из-за высоких значений гидравлических сопротивлений в подземном оборудовании. Обводнение продуктивных залежей я поступление воды в добывающие скважины создают дополнительные, более значительные осложнен, л, связанные о образованием в стволе скважин стойких вксоковязких эмульсий обратного типа. Интенсивное пере -

мешивание обводненной продукции в подземном оборудовании и её эмульгировании является причиной роста вязкости жидкости в насосно-комп-рвссорзшх трубах в десятки раз. В таких случаях оборудование, которое еще позволяло откачивать безводную ВВН, полностью теряет свою работоспособность из-за рассогласованности движения балансира станка-качалки и колонка штанг. Наиболее напряженные условия работа насосов создаются при обводненности продукции в интервале 0,45...О,75.

Образование стойких эмульсий ВВН в скважинах вносит значительные осложнения в работу систем сбора я подготовки товарной нефти. Возрастание давления в промысловая коллекторах, времени, исходов тепла, электроэнергии и химических реагентов на разрушение эмульсий является причиной роста себестоимости нефти и больших издержек производства.

К настоящее чремеш по затрагиваемым вопросам накоплен опит, позволивший в определенной мере расширить область применения УСШН для добычи вязкой нефти. Разработаны некоторые виды насосов специального исполнения, освоенные машиностроением, методы дестабилизации эмульсий в скважинах с использованием деэмульгаторов и др. Однако, резервы использования УСШН для добычи обводненных ВВН еще далеко не исчерпаны. На современном этапе необходим качественно новый подход к проектированию насосного оборудования на основе фактических данных о реологических параметрах жидкостей в скважинах. С другой стороны, необходимо создание " разработка технологии, предупреждающей эмульсацив ВВН в подъемнике. Неустойчивые структуры водонеф-тяных смесей с малой вязкостью позволяют переводить фактор обводнения нефти из ооложнящей в категории способствующую добыче ВБН. Несомненно, нейтрализация добывающих скважин, как эмульгирующего звена, благоприятно отразится на работе систем сбора и подготовки то -Варной нефти. В этой овлэи проблема создания технологии насосной добычи ВВН из обводненных скважин приобретает большую актуальность.

Цель работы. Разработка научных основ проектирования глубиннэ-насосной добычи внеокомзкой нефти из обводненных скваУг.я на базе исследований реологических свойств жидкостей и гидродинамических нагрузок на оборудование, а также'расширение области её рационального применения путем создания неустойчивых структур водонефтяных эмульсий малой вязкости в подъемнике.

Основные задачи исследований. В диссертационной работе cor -ласно поставленной цели рассмотрены и решены следующие задачи.

1. Выявление характера и количественная оценка осложнений, связанных с образованием эмульсий ВВЙ обратного типа в стволе добывающих скважин.

2. Исследование реологических параметров нефтяных эмульсий а колонне НКТ на различных стадиях обводнения нефти и их неравновво-ных характеристик.

3. Изучение гидродинамического трения в подземном оборудовании скважин с обводненной ВВН, получение зависимостей для расчета экстремальных нагрузок на оборудование и построение динамической «одели работы УСШ для диагностирования осложнений,

4. Разработка принципиальных основ и методика проецирования наоосного оборудования дая добычи обводненных ВБН, а также установления технологического режима эксплуатации.

5. Исследование закономерностей ©мульсащга нефти в скважинах и определение основных направлений создания технологии добычи, но-ключающей или значительно снижающей эмульсаця».

6. Разработка и совершенствование технологических оредств достижения неустойчивых структур эмульсий прямого и обратного типов с малой вязкостью и стойкостью к разрушении.

7. Обоснование возможности л разработка принципиально новых способов подъема жидкостей с забоя без их смешения в подъемных трубах.

Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач осуществлено на базе теоретических, лабораторных и преимущественно промысловых исследований и опытно-промышленных испытаний глубиннонасосной добычи ВВН с применением современных методов математической статистики и вычислит ьной техники. Объектами исследований явились добывающие оквакины БССР, ТССР, УдССР, Сев.Казахстана и Зап.Сибири.

Научная новизна. Разработана методика косвенного определения реологических параметров обводненных ВВН в стволе глубиннонасосных скватан и построения кривой изменения вязкости жидкости в НКТ. Получена статистическая зависимость для расчета вязкости эмульсий в скважинах месторождений восточных районов страны для диапазона исходной вязкости нефти 30...160 мПа.с. Выявлены особенности неравновесных характеристик эмульгированных нефгей.

Получены полуэмпирические зависимости для расчета экстремальных нагрузок на колонну штанг при откачке высоковязкой жидкости, которые могут быть использованы дал решения обратной задачи, связанной о определением вязкости нефти в стволе скважины.

Разработана динамическая модель работы подъемника, позволяющая диагностировать нагрузки и осложнения в эксплуатации насоса. На основе анализа пульсаций давления жидкости в НКГ с помощью параметра Хаусдорфа и корреляционной размерности показаны детерминированных характер пульсаций и схема расчета предельных значений вязкости, при которых исчезает вибрация колонны штанг и динамические нагрузки целиком определятся силами гидродинамического трения.

Экспериментально доказана инвариантность предельных значений амплитуды напряжений для асимметричного • цикла нагружения штанг, позволяющая в совокупности с допустимой скоростью откачки проектировать сбсддщозаша на принципиально новых положениях, учитывающих вязкость жидкости в НКГ.

Установлены основные закономерности эиуяьсяпш!-в^ги-а авлиянйа

на неё газовой фазы и основных параметров эксплуатации скважин, о помощью которых определены пути создания неустойчивых структур эмульсий с малой вязкостью.

Обосновано и разработано принципиально новое направление в технологии насосной добычи обводненных ВВН, предупреждающее смешение пластовых жидкостей и эмульгирование путем их разобщения и подъема по автономным транспортным каналам, а также последовательной откачки нефти и воды с забойного участка и их подъема в НКТ пробками значительной протяженности. Предложена методика определения предельных дабт.тов скважины по нефти и воде с использованием модели потока дрейфа для реализации технологии.

Практическая ценность. На основе анализа и обобщения промыоло-аых исследований скважин с различными способами механизированной эксплуатации установлены и объяснены основные виды и уровни ослож-{0ний, связанных с обводнением и эмульгированием ВВН, в стационарах и пусковых режимах работы оборудования.

На базе разработанных положений и обобщения промысловых иссле-[ований составлена методика проектирования оборудования и выбора ■ехнологического режима эксплуатации скважин о таблицами и номограм-гой для практического использования на предприятиях отрасли.

Разработаны и на основе опытно-промышленных испытаний рекомен-;ованн к применению способы внутрискважинной деэмульсации нефти и азличные варианты пневмокошенсаторов, снижающих интенсивность мульсации нефти и гидродинамические нагрузки на колонну штанг, а акже усовершенствованная схема затрубной эксплуатации, позволяхь ая снимать циклические нагрузки о пакера.

Промысловыми исследованиями показаны возможность и оптимальные зловия создания в подъемника неустойчив * эмульсий прямого типа 'тем самоподлива водной фазы к приему насоса.

Разработаны ко> „трукгивныв исполнения насосных установок на данцилах -разобщенной и последовательной откачек пластовых жидкое-

тай я на базе их промышленного применения показаны технологически« возможности оборудования, значительно расширяхщего область применения УСШН для добычи обводненной ВВН.

Промышленными испытаниями установлена перспективность использования принципа последовательной откачки нефти и воды в промысловой системе сбора, позволяющего нейтрализовать эмульгирующее воз -действие на поток многоступенчатых насосов дожимных станций «существенно снижать коррозию трубопроводов-благодаря периодическому смачнванию все® внутренней поверхности труб углеводородной фазой.

Результаты исследования сил гидродинамического трения частично вошли в "Справочное руководство по. проектированию разработки и эксплуатация нефтяных месторождений. Добыча нефти", под ойа.ред. Ю.К.Гиматудинова, P.C.Лндриасова, И.Т.Мищенко и др. М.: Недра,-1983, 455 о.

Реализация результатов исследований g промышленности. Результата промысловых исследований гидродинамических нагрузок на оборудование УСШН легли в основу стандарта ПО "Башнефть" СТО-03-08-88 по проектированию подземной части установок для месторождений БВН. . Стандарт внедрен на 390 скважинах ПО "Башнефть" и "Удмуртнзфть" с фактическим вконсмическим эффектом за 1989-1990 гг. в размере 267 тыс.руб.

Применение пневмокошеисаторов тяубяннонасосных установок, прошедших ведомственные приемочные испытания Миннефтепрома СССР, а также технологии виутрискаажинной деэиульсации нефти (РД ЗЭ-Ш8-84) в больших масштабах в ПО "Башнефть" позволил, в 1,4...1,7 раза увеличить МШ скважин и получить акоиомический эффект в размере 952 тно.руб.

На основе опытно-промышленных испытаний ведомственной приемочной комиссией ПО "Башнефть" рекомендована к применению технология предупреждения смешения пластовых жидкостей я скважинах. Утвержден руководящий документ РД 39-0147276-245-88р. Внедрение технологии на

промыслах БССР показало, что экономический эффект в расчете на одну скважину составляет 1,2 тыс.руб. в год.

Внедрение технологии последовательной откачки нефти и воды в

1989 г. на УПС "Кушуль" и "Андреевка" HW "Чекмагушнефть* позволило за счет сокращения капитальных затрат полечить эффект в размере 145 тыс.руб. Технология существенно улучшает экологическую обстановку в зоне расположения промыслов эа счет сокращения порывов трубопроводов.

Общий экономический эффект от внедрения разработок за период с 1977 по 1990 гг. составил 1,47 или.руб..

Апробация рабоун. Основлое содержание работы докладывалось в 1973-1990 годы на Республиканских научно-технических конференциях по проблемам добычи, сбора, транспорта и переработки нефти и газа/ /г.Уфа, 1973 г., 1975 г.. 1977 г., 1981 г., 1934 г., 1986 г.,1988 г.,

1990 г.), на координационном совещании Мяннефтепрома по внутрипро-шсловому обору и транспорту нефти в газа (г. Уфа, 1975 г.), на Всесоюзной научно-технической конференции "Состояние я перспективы развития техники, технология добычи, подготовки нефти а охраны окруxa-пце Я среда на эксплуатируемых месторождениях (г. Баку, 1983 г.), на Всесоюзном семинаре по гидродинамическим и лромыслово-геофизичесюам мэтодам исследований продуктивных пластов о цель» контроля их раз -работки (г. Сургут, 1985 г.), на УШ Всесоюзной школе-семинаре по вопросам гидродинамики, технического диагностирования и надежиоств трубопроводного транспорта (г. Уфа, 1985 г.), на У Всесоюзной теоретической школе-семинаре по термодинамика процессов нефтедобычи (г. Тюмень, 1986 г.), на координационном совещании представителей научных организаций и производственных объединений Мяннефтепрома и Мин-химмаша по проблемам техники и технологии добычи нефти и ремонта скважин (г. Тюмень, 1988 г.), на международном семинаре по проблемам сбора, подготовки и транспорта нефти (г. Уфа, 1988 г.), во Всесовз-кой пноле-сеаянаре "Доб1гча и транспорт высоковязких нефтей (г. Киез,

1989 г.), на областной научно-технической конференции по проблемам разработки нефтяных и газовых месторождений и интенсификации добычи углеводородного сырья (г. Астрахань, 1989 г.), на Всесоюзном совещании "Применение неньютоновских систем в нефтедобыче" (г. Уфа,1989г.), обсуждалось на технических советах производственных объединений "Баш-нефть" и "Когалшнефтегаз", ряда нефтегазодобывающих управлений, на Ученых Советах Башчипинефти, ВШШСПТнефти, Татнипинефти, Уфимского нефтяного института.

Публикации. По результатам диссертации опубликовано 58 работ, в т.ч. 4 монографии, 35 статей и тезисов докладов, получено 18.авторских свидетельств СССР на изобретения. Часть материалов изложена в 12 отчетах НИР с грифом "Для служебного пользования", руководящих документах и стандарте объединения, выполненных под руководством и при непосредственном участии автора, сообщении ТАСС, опубликован -ном в газете "Известия" за 20 ноября 1986 г. Диссертация является обобщением исследований автора в области глубиннонасосной добычи обводненных ВВН за почти 20-летний пэриод работы.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, 7 глав, выводов, заключения и списка литературы. Работа содержит 354 страница машинописного текста, 94 рисунка , 48 таблиц, 265 библиографических ссылок, приложений на 32 страницах.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана, актуальность теш диссертационной работы, направленной на разработку и совершенствование технологии насосной добычи обводненных ВВН. На основании комплекса выполненных исследований я полученных результатов автор защищает следующие положения.

I. Анализ и оценка различных категорий технологических осложнений механизированной добычи обводненной нефти, связанных с образованием высокодисперсных структур водонефтяных эмульсий обратного типа в добквакцих скважинах.

-м- .

2. Методики !■ результат» определения реологических параметров эмульгированных кофтой в стволе глубиннонасосньос скважин и нагрузок на оборудование при подъема жидкостей'повышенной вязкости.

3. Научные основы проектирования и прогнозирования осложнений глубиннонасосной добычи обводненных ВВН на базе комплекса исследований гидродинамического трения в подземной части установок.

4. Способы снижения интенсивности эцульсеобразования в скважинах воздействием на добываемую жидкость и изменением гидродинами -ческих условий ее подъема, позволяющие существенно расширить область рационального применения УСШ для добычи высоновязкой нефти.

5. Новые направления и практически решения энерго и ресурсосберегающей технологии добычи обводненной нефти, основанные на предупреждении смешения и эмульгирования пластовых жидкостей при их подъеме и последующем транспорте.

Проведение исследований при выполнении диссертационной работы осуществлено по схеме, показанной на рис. I.

I. рсновные виды и степень осложнений в эксплуатации с квакш-) £. механизированной добычей ВВН гц>и обводнении и образовании стойки^ водонефтяных эмульсий.

Добыча нефти в условиях разработки нефтяных месторождений о поддержанием пластового давления закачкой воды осложнена образованием в промысловых объектах стойких водонефтяных эмульсий. Наиболее сложная часть технологическим проблем, вызванных этим процессом,касается эмульсий обратного типа (В/Н) с сильно диспергированной ми -нерализованной водой.

Промысловый анализ физических свойств эмульсий, проведенный на большой группе месторождений с различными способами механизированной добычи показал, что на устье скважин уже имеют место высоко-диспергированные системы с достаточно стабилизированной межфазной поверхностью. Степе-'ь разрушения. обратных эмульсий повышенной вязкости во всем дкйгтазоне обводненности составляет 10...15 При

Разработка научных основ и технологии глуоикнонасосной добычи высоковязкой нефти кз обводненных скважин

Исследование осложнений п эксплуатации обводненных сквалин с ВВП

Исследование свойств эмульсий на устье скважин

Изменение рабочих характеристик насосного оборудования

Снижение МРП И надежности оборудования

Осложнения в пусковой период эксплуатации

Исследование гидродинамического процесса в стволе скважины и работы насоса при добыче обводненной ВВЦ_

Изучение реологичес-

ких пар эмульси

Исследование нагрузог от сил вязкого трения

Проектирование насосной добычи

и

Влияние технологического режима на объема добычи и нагрузка

Характер эмудьсации обводнешшх ВВП в скважинах

I

вьраоотка основных направлений нредуп-

Диагностирование работы насосов Воздействие на добываемо жидкость

Область рационального применения технология Изменение режимов подъема смеси в ЦКТ

Специальная технология подщр нефти в

Рис. I. Структурная схема проведения исследований

дальнейшем движения пластовых жидкостей до централизованных пунктов систем сбора роста поверхности раздела фаз практически не происходит. Напротив, в коллекторах наблюдается определенная тенденция расслоения крупнодисперсной фракции капель эмульсий в потоке о образованием подстилающего слоя воды. Повторной эмульсации добываемая продукция подвергается в многоступенчатых насосах дожиотшх станций.

Образующиеся в рабочих органах скважинных насосов эмульсии представляют собой структуры со средневзвешенной дисперсностью 3...15 мкм (погружяне элекгроцентробежше насосы - УЭЩ, гидроцорш-кевые агрегаты - ГОНА, газлифт) и 10...30 мкм (УСШ). Присутствие дискретной фазы и высокая степень дисперсности увеличивают вязкость и изменяют реологическое-поведение нефти, В интервале обводненности 0,55...0,75, соответствующем наибольшей вязкости, течение эмульсий при скорости сдвига ^ < 50 с-1 соответствует паввдопластичной модели Оствальда-де Балле. При больших Й на неограниченном интер -вале е8 изменения кривые течения без -ущерба для точности аппрокси -•¿ируются моделью Шведова-Бингама, существенно упрощающей гидродинамические расчеты. В эмульсиях с водосодержаггаем 0...0,55, исходные нефти которых в скважинных условиях показывают ньютоновское поведение , аномалиями вязкости для практических расчетов можно пренебречь.

Влияние дисперсного состава эмульсий на вязкость весьма заметно при размерах капель менее 30 мкм. С ростом обводаенкостл эта зави -симость усиливается. В эмульсиях с обводнэнно'стью о,6...0,7 уменьшение размеров капель водной фазы о 30 до 10 мкм приводит к увеличе -нию вязкости в 2,5...3 раза.

Сравнительный анализ вязкости жидкостей, отобранных на устье добываюцях скважин ряда круп-згх месторождений ББН показал, что коэффициент роста вязкости нефти при ее обводнении может достигать 20 г более. Это неизбежно отражается на основных показателях работы гасосов.

Анализ отказов (обрывы штанг) УС 1131 по 742 сквалшнам Арланокого месторолщения показал их максимальное значение в интервале обвод -ненности 0,5...О,7. Межремонтный период работы скважин при этом снижался в 1,5...3 раза. Примерно аналогичная ситуация имеет место и в скважинах с УЭЦН. Резкое ухудшение качества подготовки рабочей жидкости для ЛША и повышение давление нагнетания при образовании эмульсий вызывали износ поршневых групп забойных насосов и их отказы (Зап.Сургутское местстовдёние).

Количество отказон скзажинного оборудования существенно возрастает в нестационарных (пусковых) режимах работы установок. Структу-рообразование в эмульгированных нефтях в еще большей мере увеличивает нагрузки, обусловленные вязкостью среды. Рассогласованные движения балансира станка-качалки и колонки штанг нередко в первые же минуты могут привести к аварии не только колонны штанг, но и наземного оборудования. Частота отказов электрической части УЭЦН при запуске в скважинах с вязкой эмульгированной нефтью возрастает более вем в 2 раза (Арланское месторождение).

Обводнение нефти и повышение её вязкости снижают подачу насосов из-за роста'гидравлических сопротивлений в рабочих органах и колонне труб. К наиболее подверженным влиянию вязкости относятся УЭЦН. Пр1 вязкости жидкости в рабочих ступенях порядка 0,25 Па .с и выше эксплуатация насосов крайне осложнена из-за перегрузок двигателя и потери производительности более чем на 50 %.

В газлкфтных скважинах сильная эмульсация нефти рабочим агентом, расхода которого достигают Ю...15'Ю3 нм3/сут, приводит к снижению дебита жидкости при прочих равных условиях на 5...10 % (месторождение Котур-Гепе).

В скважинах с УСШ в интервале обводненности нефти 0,45...0,75 коэффициент додачи снижается на 10...15 % по сравнению с работой на безвэдной нефти. По Арданскому месторождению проведен анализ информативности признаков ¡влияющих на коэффициент подачу. 43 км насосов.

- 15 - ' »

Наибольшая информативностью по Кульбаку (1,89) обладает водный фактор, в меньшей степей«* - глубина подвески-насоса (0,84), длина хода (0,63) я чгаг') качаний (0,15). Информативность скорости откачки не.)г ти составила 0,76, т.е. болыпа её составляющих - длины хода и числа качаний. Это свидетельствует о влиянии на подачу насосов нагрузок вязкого трения, величина которых пропорциональна скорости..

Эмульсация нефти ограничивает область применения механизированных способов эксплуатации скважин. Для установок ЭЩ допустимые значения вязкости жидкости при которых их работа невозможна, лежат в пределах 0,3...0,35 Па.с. Область применения серийных УСШ для добычи ВВЯ значительно шире. Даже без применения специальных технологий, эффективная вязкость дегазированных эмульсий, отобранных на устье скважин составляет 0,7. ..1,0 Па.с и более, в связи с чем УСШ и выбрана в качестве объекта исследований и дальнейшего совершенствования.

2. Исследование вязкости нефтяных эмульсий и экстремальных нагрузок на оборудование УСШ при отборе ВВН из обводненных скважин.

Для проектирования насосной добычи эмульгированных нефтей и разработки специальных технологий необходимо, правда всего, располагать . сведениями о вязкости жидкости в колонне труб и действующих на оборудование нагрузках. Определенные стороны этой теш затрагивались в проведенных исследованиях у нас в стране и за. рубежом. Однако, в целом проблема еще требовала своего решения. Разнообразные формулы, полученные для расчета вязкости водонефтяных эмульсий, учитывавшие те или иные влияющие факторы, практически невозможно использовать для гидродинамических расчетов в силу того, что истинное состояние изменяющейся по глубине НКТ дисперсной системы неизвестно. Формулы для расчета экстремальных нагрузок должны учитывать ка только вязкость, но и наличие муфтовых соединений и эксцентриситет штанг, режим откачки и инерционные составлявшие нагрузок.

В этой главе рассмотрен круг, вопросов, касающихся эмульсий с ньютоновской вязкостью при обводнении 0...0,1'и. Объектами исследований

явились месторождения восточннх районов - Арланское; Таймурзинское, Карача-Елгинское, Чв кмагушевсноэ, Шафраново кое, Мктсинс кое, Кизн-гоггекое, Ямашинское и др. Вязкость нефтей названных место-

рождение, замеренная в стандартных условиях, изменялась в диапазоне- 30«..160 Ша.с. •

^азошй фактор ж пластовая температура по исследованной группе месторождений изменялись'соответственно=в пределах 12....22 нм'/т и 295.. .200 °К. Неболыгае интервалы их изменения позволили исследовать вязкость эмульсий только в зависимости от обводненности в вязкости исходной нефти уЫзд.

Разработав метод косвенного определения вязкости эмульсий в подъемнике, основанный на временном замещении добываемой нефти в НКГ жидкостью известной вязкости к сопоставлении нагрузок от с ил-трения -в обеих средах; Величина нагрузок определяется на динамограы-ие но расстоянию от линяв веса итанг до нижней точки контура в середине хода. В обоих случаях записываются соотношешш, связывающие нагрузки с вязкостью через коэффициент пропорциональности, который для них будет одинакЬвнм. Система уравнений позволяет, таким образом, определить неизвестную вязкость эмульсии, осредненнуп по глу -бине НКГ, двя конкретной стииигшг. Одновременно на устье скважины замеряется вязкость дб&вашоЛ жидкости специально сконструированным вискозиметром кашииярнаго типа, позволяющим исследовать эцульет без разгазировання.

проверенные до такой ютодют исследования на 6 скважинах. Тай-цурзинского и Карача-Еагдтского месторождений позволили установить в с ре днем,, что осредневная вязкость эмульсии в НКГ составляет 0,69 шзкости нидкоств наустье. Это соотношение позволило раанитать влзкееть эмульсий в трубах ва большой группе скважин путем замэра только вязкости жадности на устье. Обработкой материала получено наряжение для расчета вязкости эцудьсии в диапазоне обводненности В = С...0.55:

/э = ("»/Чм 19)-6 ,иПсс (I)

Формула (I) показывает, Что о увеличением вязкости исходной нефти уЦод , степень ро^та вязкости эмульсии снижается.

Разработана методика построения кривой изменения вязкости эмульсий в НКТ путем поинтервального замера гидродинамического давления глубинными манометрами, устанавливаемыми в камерах на штанговой колонне через интервалы глубины порядка 100 и.

Строится гистограмма изменения гидродинамического перепада

*

давления по глубине НКТ на которую накладывается равновеликий ей по площади прямоугольник. Принятая высоту построенного прямоугольника за среднюю вязкость , рассчитанную по (I), определяется

масштаб-графика, с помощью которого по высоте вершин гистрограмма рассчитывается вязкость жидкости в каждом интервале.'

Исследования, проведенные на ряде скважин показали возрастание вязкости в направлении от насоса к устью. Получена эталонная кривая изменения вязкости по глубине НКТ. '

, Теоретически получено выражение для расчета перепада давления в трубах с подвижной штангой приближенным решением уравнения течения жидкости методом интегральных соотношений. На основе - решения с учетом экспериментально исследованных сопротивлений в штанговых муфтах и влияния их эксцентриситета получены выражения для расчета экстремальных нагрузок на колонну штанг з средней части хода с. преобладающим влиянием вязкости на динамические нагрузки (стати -ческий режим откачки): - .

^тах = Рцггв * Ртр* » Н

Ртьп *= Рштб ~ Ртрн ' ^

(2> (3)

где: Гтр.в = ¿{ ЭД ^(гп^п,) - и,(п,)]^О^ . Н (4)

£(т) =3,87 - 29,1 т + 54,6 и,(П,)=-90,8 +Шп,-1220 1^+709 п?

т = ¿шт/Ът ; п, = 3)„/])Т

^шг, Бг, ])ц - соответственно диаметры штанг, труб и плунжера насоса;

\Jtno. - максимальная скорость итанг в середине хода;

А - глубина подвески насоса;

• 6 - коэффициент потери веса штанг в'жидкости; -к

Гтр.н = 2,65-10уиэь К£Ч,,ах елрС'5,'6 т) , И

К^ - коэффициент учета макйимального эксцентриситета штанг в трубах, который для 19,22 и 25 мм штанг и 62,5 и 76 ш НКГ соответствует 0,84; 0,89; 1,00; 0,74; 0,78; 0,92. • • Формулы (4) и (5) позволяют решать и обратные задачи, напри- ■ мер, определенна вязкости нефти в НКТ по замеренной нагрузке. Ввиду того, что экстремальные нагрузки имеют место в середине ходов штанг, т.е. в моменты отсутствия их ускорения, в (4) и (5) отсутствует инерционный член.

Апробация формул (2) и (3) на месторождениях ВВН показгла их применимость до определенных значений параметров Рейнольдса, определяемых для идеальной подачи насоса выражениями (ход вверх и вниз):

Утох.р(Ьн ~

/з ( Ну + ¿сиг)

- УШОХ-РУ, -Ц" ~ """ТУ (6)

о Ушах Я ¿шт (7)

Н ~ //Э (Д)Т * ¿шт)

При Reb > 60 и Яеи > 20, т.е. при существенном снижении вязкости жидкости в НКТ формулы (2) и (3) дают значительную погрешность из-за сложности замеров Гтр.ь и Гтр.и на динамо-граммах. в середине хода штанг, обусловленной пульсациями нагру -зок. Экстремальные нагрузки в этих интервалах я сме-

щаются к начальному периоду движения колонны штакг, в котором участвуют инерционные силы.

Для режимов откачки с совместным влиянием сил вязкости и инерции на основе статобработки практических диномограмм получены выражения для расчета экстремальных кагрузок:

Ртах " Р»с + Rur

Vmin • Ршг[ь ~[l.O +2,9ехр(- 0,052 Re«)]"«} 'Ч (9)

n,S - число качаний и длина хода отока.

Формулы (8) и (9) справедливы для интервалов ReB ■ 60...170 и ReH « 20...60. Таким образом, влияние вязкости на формирование нагрузок начинается при Reb < 170 и ReH < 60.

Погрешность в расчетах нагрузок по формулам (2), (3), (8) и (9) в среднем соответствует 6,0 %. Промысловые исследования показали, что для практических расчетов нагрузок на колонну штанг вполне достаточно пользоваться осредненной величиной вязкости нефти В НКТ. .

3. Добыча вмульгированных нефтей с неньютоновскими свойствами и диагностирование осложнений в работе насосов.

При обводненности нефти свыше 0,55 аномалии вязкости приобретет явно выраженнк": характер и увеличение нагрузок на колонну

ытанг от сил трения происходит в наибольшей степени'. Течение таких эмульсий реализуется с дополнительной потерей энергии на деформацию плотно упакованных капель дискретной фазы при их контактном взаимодействии. В связи с этим в жидкости появляется предельное динамическое напряжение сдвига, увеличивающее эффективную вязкость.

Дня расчета гидродинамических сопротивлений в таких эмульги-.рованных системах необходимо осуществить переход от интегральных характеристик потока к локальным. К первым из них отн9сятоя скорость движения штанг и кольцевой просвет в трубах, а также гидродинамические силы, действующие на колонну. Ко вторым относятся градиент скорости на штангах и напряжения трения, позволяющие рассчитать эффективную вязкость.

Наличие штанговых муфт в колонне, эксцентриситета их расположения, растяжений колонны и т.д. позволяют говорить лишь об эквивалентном значении градиента скорости , подлежащем экспериментальному определению.

Разработанный метод определения эффективной вязкости заключается в закачке в колонну НКТ жидкости (дегазированной эмульсии) с тзвестными реологическими параметрами - структурной вязкостью ^ и предельным напряжением сдвига 1Г0 , замеренными с помощью реовискозиметра при средней температуре жидкости в скважине. Далее на нескольких режимах работы насоса производится замер по динамо-граммам "гидродинамических сопротивлений Гтр.н в их пересчет на эффективную вязкость по формула (5). Строится график зависимости эффективной вязкости от теоретического градиента скорости на штангах, рассчитанного гля концентрического расположения колонны по формуле: .

£ , 0,1046 П$[ВДЛЦ]«Р , с-' . цо)

где: т) =(т4-1 )/[< - ггь (I + т) ¿п т]

Сопоставление полученной, таким образом, экспериментальной кривой с аналогичной кривой; построенной по результатам вискозиметрии, позволяет оценить пересчетный коэффициент, на который необходимо умножить £ для определения эквивалентного градиента

фициент можно принять число 1,58.

Зависимость эффективной вязкости от градиента скорос-

ти перестраивается в координатах: напряжение - градиент

скорости, с помощью которых графически определяются ^ и & . Расчетное значение эффективной вязкости определяется выражением:

Расчет минимальных нагрузок на оборудование при откачке не-ньютонобских жидкостей производится, в таком случае, по формулам (3) и (9) с использованием (II),

Для практического пользования данной методикой при одной и той же обводненности по группе скважин месторождения с различными режимами отбора нефти производятся замеры нагрузок Гтр.и и построение кривой /Икр от ' Ц3 с последующим графическим определением Г0 и .

Для хода штанг вверх принципиальная схема реализаций метода сохраняется. Однако, расчет & в значительной мере осложняется из-за распределения трения по поверхностям штанг и НКТ. Опыт показал, что для расчета максимальных нагрузок по (2) и (8) достаточно пользоваться формулой (II) в определении вязкости эмульсии.

Границы перехода в расчетах экстремальных нагрузок на оборудование, согласно промысловых замеров, соответствуют значениям * *

Ке н = 20 и = 60, в которых вязкость рассчитывается

по формуле (II).

. Эксперименты показали, что в среднем за пересчетный коэф-

(II)

Лабораторными исследованиями неравновесных характеристик плотных нефтяных эмульсий ВЕН ряда месторождений СССР показаны проявления упругих свойств и структурной релаксации напряжений. Для восточных районов время релаксации в упругой зоне деформации исчисляется долями секунды, в связи с чем влиянием их на работу оборудования скважин можно пренебречь. Тиксотропные же свойства эмульсий имеют важное прлкладкое значение для пусковых режимов скяажин после их продолжительных остановок. Пусковые нагрузки от сил вязкого трения после тиксогропного восстановления структуры могут возрасти в 1,5...2 раза и привести к полной потере работоспособности УСШН.

Характер структурнгй релаксации напряжений в нефгях и их эмульсиях идентичен. Время релаксации напряжений в эмульсиях на несколько порядков меньше периода их тиксотропного восстановления. К примеру, в эмульсиях Арланского месторождения «ни составляют соответственно около 2 мин и 1...3 суток.

Разработаны схемы безударного запуска УСШН, основанные на временном обеспечении возможности относительного движения полированного штока и головки балансира при ходе вверх.

Полученные зависимости для расчета гидродинамических сопро -тивлений в скважинах позволили построить динамическую модель работы насоса для диагностирования экстремальных нагрузок и осложнений в эксплуатации. При построении модели учитывались все виды сопротивлений в подземной части установки, упругость штанг и сжимае -мость жидкости. Сош ставление теоретических динамограмм работы насосов с фактическими при различных значениях вязкости нсТти показало их качественную и количественную сходимость. Модель может быть • использована в автоматизированных системах управления и контроля за работой УСШН, а также построении экспертной системы.

Разработана метедика определения предельных значений вязкости

нефти, црп которых полностью затухаит собственные крлебаэтя и.акт и динамически нагрузки определяются только силами вязкого трения. Методика основана на построении зависимости параметра Хаусдорфа для пульсаций давления жидкости в НКТ от вязкости. Искомое значение вязкости будет соответствовать параметру Хаусдорфа, близкому к I. Обработка экспериментальных данных по замеру пульсаций давления в НКТ с помощью дистанционных датчиков показала, что значение предельной вязкости при средних режимах откачки лежит в интервале 0,5...0,6 Па.с.

Обработка тех же экспериментов о помощью корреляционной размерности показала детерминированный характер пульсаций давления, жидкости в НКТ и влияние на них четырех физических параметров -- скорости, упругости среды, массовых сад и сопротивлений движению.

' 4. Принципиальные основы проектирования глубзянонасосной добычи обводненных ВВН с учетом вязкости жидкостей в стволе сквчяин.

Промысловым анализом аварийности насосного оборудования скважин с высоковязкой нефтью установлена повышенная аварийность штанг, несмотря на то, что приведенные напряжения в верхних сечениях ступеней колонн не превышали допустимых значений. Характерной особенностью работы насоса в вязкой среде является приоритетный рост амплитуды напряжений в штангах в сравнении с ростом приведенного значения, рассчитанного по гиперболе Одинга И.А. Более того, гипербола предполагает, в частности, изменение а?"титулы напряжений при постоянном значении приведенного напряжения с переходом на новый коэффициент асимметрии цикла нагружаяия. ■ •

Интенсивный рост отказов штанг в связи с увеличением амплитуды начинается при достижении соотношений F тр и / >0,3 или VguH.H / РшгВ > 0,5 ( Рдин.н - динамическая составляющая нагрузки в начале хода вниз). Эти соотношения в совокупности с формулами (3) и (9) устанавливают границы допустимой скорости откачки нефти или значений вязкости и обводненности при условии

- 24 -

конструирования колонны штанг по приведенным напряжениям.

Для выявления прйчииы несоответствия наклона участка гиперболы Одинга Й.А. фактическим данным на диаграмме усталости по скважинам НГДУ "Юкарланнефть" проведена выборка и расчет напряжений асимметричного щшла на глубине обрыва и их группировка по средним напряжениям <эср . По наработке штанговых колонн и действующим за этот период нагрузкой строились диаграммы усталости и на базе испытаний 5•10® циклов определялись предельные значения амплитуды напряжений Gd.npeg в каждой груше скважин для штанг, изготовленных из стали 20Н2М.

Для 6 групп скважин со средниминапряжениями за цикл 29,6; 48,9; 54,4; 62,3; 76,5 в 85,2 МПа значения пр«з составили 19,5; 18,5; 17,5; 20,5; 19,5 и 21,0 МПа. Практически одинаковые

öd .пред доказывают их инвариантность по отношению к <эср , о которой райее говорилось в работах Раскина P.M. и Еаграмоьа P.A. по отноиенип. к штангам из стали 40У.

В таком случав проектирование оборудования по допустимым значениям амплитудных напряжений существенно расширяет область применения УСШН, благодаря" тому, что соотношение Frp.« / Ршт& может достигать без ущерба для надежности штанг величин, близких I. Дня обеспечения некоторого запаса от "зависания" штанг, очевидно, эта величина должна составлять 0,75. ..0,90.

На основе полученных зависимостей для расчета вязкости эмульсий-и напряжений в штангах разработана методика проектирования насосного оборудования и выбора технологического режима. В нее введены дополнительные расчеты, связанные с определенней допустимой скорости откачки, устанавливавшей границы возможного применения УСШ при заданных компоновке оборудования, вязкости исходной нефти и её обводненностя. Допустимые значения амплитуды напряжений в штангах определяются как половина допустимых значений приведенных, ука-гапных в ГОСТ 13977-80.

В' целях упрощения конструирования колонна штанг но базе из- . лестной разработана модифицированная номограмма, в которую вве -дены дополнительные шкалы и лучевые системы для определения напряжений от вязких сопротивлений.

Для выбора насосов рекомендована таблица оптимальных значений коэффициента подачи, составленная на основе опыта эксплуатации месторождений ВВН в диапазоне = 30...180 мПа.с. В нее вошли

данные для 28 , 32 , 38 , 43 и 55 мм насосов с интервалами изменения вязкости 30 мПа.с. Каждое значение коэффициента подачи получено как среднее для всего диапазона обводненности. Для каждого интервала вязкости приведены значения оптимального погружения гасоса под уровень жидкости.

5. Характер эмульсации ВВН и основные направления создания неустойчивых структур эмульсий в скважинах.

Исследование забойного участка ствола скважины показывает существование ниже приема насоса столба воды, вследствие чего в клапанные узлы УСШН поступает эмульсия прямого типа Я/В. Ка устье скважин в пределах обводненности продукции до 0,74...0,73 жидкости представляет собой эмульсию обратного типа В/Н. Следовательно, в насосном подъемнике происходит обращение фаз с последующим эмульгированием пластовой воды в нефти. Высокие значения гидродинамического трения в скважинах свидетельствуют о том, что переход смеси из одной структуры в другую происходит в нижних участках подъемника. Исходя из таких соображений возникает1 задачи исследований, в которых необходимо определить:

- место инверсии фаз в подъемника и зависимость её от обводненности и параметров работы насоса;

- влияние обводненности на гидравлические сопротивления в клапанных узлах;

- интенсивность эмульсации нефти в колонне НКГ и влияние на ЛВЭШ5С режима в вязкости исходной нефти;

- влияние газовой фазы на формирование эмульсий В/Н;

- влияние технического состояния насосного оборудования на свойства образующихся эмульсий.

В дополнений к промысловым проводились исследования движения ' водонефтяных смесей с помощью стенда, представляющего собой замкнутый трубопровод общей длиной 8 м с помещенной внутри штангой,несущей модель муфтового соединения. Циркуляция жидкости по трубопроводу осуществлялась перистальтическим насосом, встроенным в одно из колен трубопровода. В втоЬ же трубопровод вместо штанги для исследования работы насоса могли помещаться клапанные узлы 43-мм насоса с воемокностью замера перепада давления в них и визуального наблвдения за состоянием системы. Для оценки роли газа в трубопровод подавался сжатый воздух, улавливаемый в верхней части к замеря-

«

емый счетчиком. Исследовались угленосные нефти Арланского V. Таймур-винского месторождений.

Экспериментами установлено, что в пределах обводненности до 0,56 прохождение смеси через клапанные узлы сопровождается инверсией фаз с образованием неустойчивой структуры эмульсии В/11 с дисперсностью порядка 60...80 мот после отстоя значительной части воды. Перепад давления в клапанах по мере роста обводненности снижается вначале медленно, а при Ь > 0,5 резко, вплоть до значений, соответствующих работе насоса на воде при В = 0,75 и выше.

При обводненности Ь> 0,56 инверсия фаз происходит уже в НКГ. Установлено, что критическая величина обводненности ВКр является величиной непостоянной и зависящей от режима откачки для данной нефти, С ростом режимного параметра и«р /(Вт- - ¿шт) ( иср-сред- , няя скорость подъета смеся) увеличивается и значение В*р . Наибольшее значение Ъкр . достигнутое в экспериментах нг лабораторном стенде, составило 0,79. Характер исследуемой зависимости в диапрчоне Ькр = 0,65...0,79 близок к квадратичному: ЬКр /V [и<р /(Вт '¿шг)] • Правая часть зависимости, будучи умножен-

ной на коэффициент турбулентной вязкости представляет собой диссипацию энергии в турбулентном потоке (внешней фазой является в данном случае вода).

Бремя существования прямых эмульсий Н/В в подъемника после выхода из насоса до момента инверсии соответствует в зависимости от режима 5...15 мин. При обводнении свыше 0,78 в экспериментах инверсии не наступало при любом режиме откачки.

По достижению инверсии смеси начальная стадия подъема проходит в условиях нестабильности, характерной тем, что вязкость об -ратной эмульсии меньше вязкости самой нефти. С точки зрения эксплуатации насоса такое состояние дисперсной система является наиболее выгодным. Однако, время её существования незначительно и составляет от 3 до 5 млн. После этого вязкость эмульсии начинает быстро воз -растать и уже превышать вязкость нефти. В верхних сечениях НКТ вязкость эмульсии превышает вязкость безводной нефти на порядок и более.

Изучение влияния газовой фазы на эмульсеобразование в лабораторных и промысловых условиях показало её существенную роль на ран-пей стадии движения смеси в трубах. В силу своей относительной скорости она осуществляет массоперенос в жидкостях и ускоряет их перемешивание и эмульсации. Газ оказывает и дисперггрующее воздействие на крулнодисперсную францию воды за счет динамического воздействия на капли. По мере подъема и роста межфазной поверхности влияние га-оа постепенно вырогкдается. Для исследованных месторождений ВВН с газовым фактором 12...24 м3/т наименьший размер капель воды в эмульсии, при котором газ перестает оказывать шулъгирущее воздействие, соответствует примерно 35 мкм.

Интенсивность эмульсации BBII в трубах оценивалась по дислерс-* ному анализу жидкостей на устье скважин различных месторождений. Согласно современным представлениям диспергирование гсапель под действием вязких сдвиговых напряжений подчиняется соотношению

. .. . - 28 -с1к ^ ( б - поверхностное натяжение на грани-

це "нефть-вода"). Для месторождений ВВН исследованных районов диапазон изменения <э незначителен и составляет 20.. .28мН/м. Ноэтому искомую связь целесообразно искать в функции только /' и X . При этом % определяется по (10) для зазора мевду трубой и штанговой муфтой, в связи с-те», о габарит последней является

наиболее сильным фактором эмульсации; Получено выражение для рйс-

»

чета среднего диаметра капель' образующихся эмульсий для месторождений с /Л,п = 30...Г20 мПа.с:

' -0,415"

с1 к = (490 - 0,94/¡го)б , "«м (Г2)

Выражение .(12) показывает слабое влияние вязкости нефти на дисперсный состав эмульсий. В основном его изменения связаны с. раз- ' нообразием режимов откачки и компоновки оборудования. Интервал изменения ¿к по месторождениям составляет 10...30 мкм.

Установлена высокая агрегативная устойчивость эмульсий, обусловленная многочасовым временем пребывания жидкости в подъемнике и повышенным содержанием в нефтях природных стабилизаторов эмульсий. Степень разрушения эмульсий за 30 мин не превышает 15...20 %■

В ряде,случаев на месторождениях ВВН имеют место случаи обра-' зования особо вязких и тонкодисперсных эмульсий, заметно отличающихся по свойствам от среднестатистических. Как правило, их образованию сопутствует снижение подачи установок. Анализ технического состояния УСШН показал, что причина этого .заключается в возникновении утечек жидкости в клапанных узлах и НКТ, сопровождающемся сильным эмульгированием смеси в узкой щель* под действием большого перепада давления. Дисперсность капель эмульсий при этом достигает 5 мкм и менее, а вязкость возрастает почти в 2 раза.

Таким образом, мероприятия по нейтрализации осложняющего влияния водного фактора должны проводиться в направлении снижения градиента скорости в тр;Зах, сохранения прямых структур эмульсий

29 -

» к

[/В в НКТ и дестабилизации агрегативно устойчивых систем. Одним ¡з наиболее эффективных методов при этом было.бы предупреждение мешенив нефти и воды в подъемнике.

Анализ известных технологических методов дестабилизации и [редупреждения образования эмульсий позволил определить основные (вправления их совершенствования, а также разработать принципиаль-ю новые. На рис. 2 схематично дана иллюстрация, включающая два •лавных направления: воздействие на добываемую жидкость с целью дестабилизации й технико-технологические'методы уменьшения эмуль-:ации и предупреждения смешения нефти и воды в скважине. Первое юдразделено на обработку жидкости растворами деэмульгаторов, зашиваемых в затрубное пространство и призабойную зону пласта, а так-ю сохранения прямых структур эмульсий в трубах самоподливом части сбиваемой воды или закачкой посторонней воды при её дефиците.Второе подразделено на технику снижения градиента скорости в подъем -гаке установкой пнёвмокомпенсаторов и переводом скважины на эксплуатацию по затрубному или мектрубному пространствам, а также предупреждения смешения нефти с водой путем их разобщенной, откачки по' автономным транспортным каналам или последовательным отбором,с за-Зойного участка ствола скважины.

6. Разработка технических средств уменьшения эмульсеобразова-дия в УСШН и технология воздействия на жидкость с целью дестабилизации.

Одним из способов уменьшения эмульсации нефти в УСШН, согласно (12), является снижение скорости К в зазоре между муфташ штанг и НКТ. Увеличение просвета в труба* или снижение параметров работы установки, несмотря на определенную пользу, сопряжены с излишней металлоемкостью оборудования или ущербом для добычи.

Достичь поставленную цель можно с болшей эффективностью, ее* •

ли снижение ¿С обеспечить за счет выравнивания средней скорости течения в трубах за цикл с сохранением подачи или устранения муф-

- оО -

Рио. 2. Основные направления создания неустойчивых структур вцульсий в скважинах при добыче обводненных £ВН

товых соединений на пути подъема смеси. Первый способ предполагает установку на колонне труб пневмокомпенсаторов, аналогичных по прин-

I

ципу действия воздушному колпаку поршневого насоса, а второй - перевод скважины на эксплуатацию по затрубному или межтрубному пространствам.

Паэработянный пнешохомленсатор представляет собой глухую коаксиальную камеру, установленную с наружной стороны 51КТ и гидравлически сообщенную с последней в нижней части. При движении штанг в результате повышения давления в трубах часть жидкости входит в камеру, дополнительно сжимая газ, а при сниженш» скорости движения колонны во второй половине хода жидкость выходит из ней. В итоге за весь ход плунжера средняя скорость течения жидкости в 1ШТ, а, следовательно, и $ , будут иметь усредненные значення, гораздо мень -шие, чем максимальные в середине хода. При полном выравнивании градиент X теоретически снижается по сравнению с максимальным значением в 1,57 раза.

К несомненным преимуществам пневмокомпенсаторов относится снижение амплитуды нагрузки на колонну штанг также благодаря уменьшению X е трубах. Наконец, расстановка нескольких камер по глубине 11КТ позволяет облегчить запуск УШ! в работу после продолжительной остановки. В начальный момент хода плунжера страгивается жидкость на первом участке ]ГКТ до первой камеры. После подъема давления в этой камехе до определенной величины происходит страгивание второго -частка и т.д. Постепенное вовлечение столба структурированной жидкости в движение снижает пусковые нагрузки на штанги и обеспечивает их безаварийную работу,

Пневмокомпеисаторы, выполненные из труб Ду = 100 мм и длиной 8 м ; аг.иолагаются по глубине с интервалом около 100 м.

Промииленные испытания утгоЯств на скважинах ПО "Башнефть" показали снижение амплитуды нагрузок в среднем по группе скважин с и,14 до 18,34 кН и увеличение количества свободной води в пробах

жидкости с 4,7 до 15,1 %. Межремонтный период (ЮТ) скважин возрос примерно в 1,5 раза.

Применение пневмокомпенсаторов эффективно до значений вязкос-.ти нефти в НКТ порядка п,4 Па.с. При больших значениях возрастаю -щие гидравлические сопротивления в г ^верстиях камер начинают препятствовать выравниванию скорости.

Значительное расширение области применения УШ1 для добычи ВВН и снижение ее эмульсации дос№гается при переводе скважины за эксплуатацию г ' затрубному пространству. С: зма включает спуск в скважину пакера для создания напорной линии в эатрубном пространстве и заполнение колонны НКТ легкой маловязкой нефтью. Испытана усовершенствованная схема такой эксплуатации с устаг"вленной на патрубке • менду пакером и приемом насоса скользящего разъема, позволяющего снимать знакопеременные нагрузки с пакера. Опыт эксплуатации скважин показал, что циклические нагрузки на пакер, передаваемые колонной НКТ, приводили к его разгерметизации и срыву работы установки.

Работа насосных штанг в маловязкой среде снимает проблему "зависания" штанг и позволяет отбирать жидкость большой вязкости. Схема успешно испытана на Шафрановском месторождении с вязкостью нефти 120 мПа.с.

Внедрение способа в НГДУ "Чекмагутаефть", "Южарланнефть" и "Аксаковнефть" показало снижение вязкости эмульсий на устье в среднем на 30 % и нагрузок на 21 Степень разрушения эмульсий возрастала на 25...35 %. Несмотря на это применение способа сдерживается проблемой спуска и подъема пакера, а т%кже качеством и надежностно их изготовления.

Технологические методы дестабилизации эмульсий воздействием на них поверхностно-активным веществом (ПАВ) или избыточным количеством воды не треб"Г!т спуска е скважины сложного оборудования. Разработанная технология внутрискважииной деэмульсациа основана на периодической закачке в затрубное пространство облегченного раство-

ра нефтерасгворимого реагента плотностью, не превышающей плотности нефти в скважине, чем предупреждается ускоренный вынос ПАВ. Раствор готовится смешением в пропорции 1:1 реагента с легким растворителем, например, низшими спиртами (изопропиловый и др.). Объем закачиваемого раствора составляет О,05...0,1 м3.

Массовое внедрение технологии на скважинах ПО "Башнефть" позволило в среднем в 2...3 раза увеличить период между обработками при одновременном снижении расхода деэмульгатора. В целях одновременного сокращения коррозии трубопроводов от агрессивных пластовых вод при их расслоении в потоке в качестве реагентов могут быть использованы комллексообразующие ПАВ, обладающие одновременно икги -бирувдими свойствами. Установлены оптимальные расходы ПАВ, составляющие 15...20 г/тн и зависимость продолжительности их действия от объема нефти в затрубном пространстве.

Применение ПАВ для дестабилизации эмульсий позволило в среднем до 70 % увеличить степень их.разрушения за период между обработками, снизить в 1,3...1,6 раза амплитуду нагрузок и повысить МГО в 1,4... ...1,8 раза.

Закачка ПАВ в при забойную зону пласта позволила увеличить действие реагента до 6...7 мае. Ценным преимуществом этой технологии оказался существенный (в 1,5...2 раза) рост дебита, благодаря удалению смолопарафиновых отложений из ПЗП пласта.

Показано, что с ростом вязкости исходной нефти эффективность деэмульсации с точки зрения уменьшения нагрузок имеет тенденцию к снижению. Экстраполяция опытных данных показывает, что предельное значение вязкости исходной нефти, при которой вязкость эмульсии при обработке ПАВ практически не изменяется, составляет около 350 мБа.с, .

Дестабилизация эмульсий с большей вязкостью исходной нефти может быть достигнута созданием прямых структур эмульсий в НКТ воз-щатом части добываемо,"? воды на прием насоса. Крайняя нсусто?чи-

вость прямых структур обеспечивает отбор части добытой води из емкости, установленной на устье скважины. Колонна штанг при »том не испытывает гидродинамического трения, поскольку вязкость прямой эмульсии близка к вязкости воды. Всё вто позволяет добывать нефть большой вязкости даже если скважина не обводнена путем закачки посторонней воды.

Автором проведены опытно-промышленные работы по определению возможности реализации технологии на скважинах с УСШП и оптимальных условий эксплуатации скважин. В качестве аппаратов для отстоя использовались горизонтальная емкость и расширительные камеры в верхней части колонны НКТ с калиброванным отверстием для сброса оборотной воды. Испытания, проведенные в НГДУ "Шарланнефть" и "Чекмагушефть", показали принципиальную возможность применения'технологии, эффективность которой достигается при обводненности скважины 6» > Ь>Кр - 0,1 . При меньшей обводненности метод самоподлива приводит к существенной потере производительности УС СИ. Реализация технологии требует начальной обработки скважины деэмульгатором для "запуска" системы в работу. В установившемся режиме работы вариант размещения емкости на дневной поверхности не требует закачки ПАВ. Вариант расширительных камер на колонне НКТ из-за малого объема для отстоя воды во избежание срыва работы требует дозировки небольшого количества ВДВ из расчета 5 г/тн.

7. Исследование и разработка принципиально новых видов техники подъема пластовых жидкоеу^й £ забоя скважины без их смешения в подъемных трубах.

В отечественной практике эксплуатации обводненных скважин в конце 50-х - начале 60-х годов накоплен небольшой опыт раздельной добычи нефти и воды из фоктакирувдих скважин. Жидкости отбирались с уровней, расположенных вше (нефть) и ниже (вода) интервала перфорации и направлялись параллельными потоками к устью, откуда могли отводиться по разным коллекторам. Внедрение однотрубной системы

сбора, а также прекращение фонтанирования скважин большинства крупных месторождений страны явились факторами, воспрепятствовавшими распространению способа..

Для создания технологии добычи с сохранением преимущества способа на современном этапе требуется, во-первнх, разработка техники механизированной откачки нефти и воды по автономным транспортным каналам, открывающая перспективу размещения колонны т-танг в водной среде в целях снижения гидродинамического трения. Смешение воды о нефтью вблизи устья скважины уже не должно приводить к осложнениям в работе насосной установки.

Во-вторых, необходимо определить условия срыва раздельного отбора жидкостей при неблагоприятном расположении водных и нефтяных пропластков залежи. В определенных диапазонах дебитов нефти и воды при верхнем расположении водонасыщенного интервала может произойти "захлебывание" потоков, т.е. унос нефти нисходящим потоком воды в скважине или, напротив, унос воды восходящим потоком нефти. Несмотря на определенную изученность этих вопросов в лабораторных условиях, требуется определить предельные дебита нефти и воды непосредственно в скважинах.

Исследования закономерностей движения жидкости на забойном участке проведены с помощью модели потока дрейфа, примененной к обработке замеров плотности жидкости в скважине гаммаллотностномером, спускаемым на забой через затрубное пространство. Осредненная плотность смеси на участке между кровлей пласта и уровнем, соответствующем давлению насыщения, плотности воды и нефти, дебит и обводненность скважины давали полную информацию для расчетов состояния потока жидкостей. На их основе рассчитывались приведенные скорости нефти ]лГ, и воды Ыц ■ истинное водосодержакие V , плотность потока дрейфа 1лУ,с и ряд других параметров.

Обработка материала по 39 скважинам Арланского месторождения позволила получить экспериментальную зависимость плотности потока

дрейфа от истинного содержания воды на забойном участке ствола скважины:

1аГ,с - 7,35 /0 (1-Ч>)Ч> (13)

•Построение серии прямых, в коог . ватах ~и/< - ^ с использованием (13) при различных У позволило очертить область "захлебывания" потока и определить предельные дебиты нефти и воды в противотоке жидкостей, возникающем в интервале перфорации; Для нефти этот дебит составил 31,2 м8/сут. а Едя воды - 99 м3/сут.

Полученные данные существенно превышают реальные дебиты,нефти и воды в скважинах с внссковязкой нефтью.

• Исследования показали также скачки плотности жидкости у приема насосов в обводненных скважинах, связанные с прохождением прибора через границу раздела "нефть-вода". Наличие .границы раздела во всех диапазонах дебатов и обводненности свидетельствует об отсутствии вы-■ носа воды и возможности реализации способа раздельного отбора жидкостей. ••."..'/.-•■

Для поставленной цели разработана глубякнонасосная установка с разобщенным подъемом нефти и воды до устья^сквалины (рис. 3). Откачка нефти производится по полым штангам, а воды - по межтрубному пространству. Таким образом, внешняя сторона штанг с муфтовыми соединениями перемещается в водной среде и. не создает гидродинамическую кагруз1су. При годе плунжера вверх через канал 2 происходит всасывание нефти, а иа надшунжерной зоны через открывшийся кольцевой клапан 4 в межтрубное пространство нагнетается вода. При ходе вниз нефть вытесняется в полые штанги 5, а вода через хвостовик 7, клапан 8 и.боковой канал 9 заполняет надллунжернук зону при закрытом клапане 4. .

. Примерное соответствие ыеаду обводненностью Скважины и соотно-г шением производительности установки по нефти и воде достигается под-

1-» хвостовик; 2 - плунжер насоса; 3 - верхние клапан; 4 - нижний клапан.

-забором диаметров плунжера I и пары трения клапана 4: В реальных условиях в полых штангах или межтрубном пространстве будет частично присутствовать вторая фаза, в результате чего межфазный уронен, в скважине расположится либо у приемного канала 2, либо у бал::*. хвостовика 7.

Опытно-промышленные испытания установок с 1986 г. на скважинах НГДУ "Чекмагушнефть" показали практически, полное предупреждение, гмульсации жидкостей и возможность откачки обводненной продукции с вязкостью неходкой нефти до 0,38 Еа.с при диаметре штанг 40,3 мм. При использовании полых штанг диаметром 50,3 мм возможна откачка нефти с вязкостью до 1,5 Па.с. При отборе пробы жидкости на устье около 65 % воды расслаивалось практически сразу. Коэффициент подачи установок составлял 0,6. ..0,65.

На базе выполненных исследований по раздельному отбору жидкостей разработано новое направление в механизированной эксплуатации, основанное на последовательной откачке нефти и воды с забойного участка скважины. Технология позволяет осуществить движение неф/ги и воды в подъемных'трубах пробками, протяженность которых составляет сотни метров.

Способ эксплуатации реализуется применением хвостовика с двумя приемными клапанами, расположенными вод насосом и на забое скважины (рис. 4). Б период откачки нефти через боковой канал под насосом (поз, "а,"), поступающая в скважину'вода будет поднимать межфазный уровень до приемного отверстия в хвостовике. В это время произойдет альтернативное переключение клапанов и начнется откачка воды с забоя (поз. '"б*) . Нефть в силу меньшей плотности будет накапливаться в межтрубном пространстве и оттеснять межфазный уровень вниз.По достижению уровнем нижнего приемного канала произойдет обратное переключение, после'чего вновь начнется откачка нефти и т.д.

Разработаны конструктивнее исполнения переключателей потока,

основанные на использовании поплавков промежуточной плотности, перекрывающих проходные каналы при достижении межфазным у^внем крайних положений. Перекрытие любого из каналов вызывает рост дифференциального давления в переключателе и его срабатывание.

Опытно-промышленные испытания с 1989 г. г 1ГГДУ "Арланнефть", "Краснохолмские^ть", "Ижевскнефть" и др. показали снижение максимальных нагрузок в среднем на 8 а увеличение минимальных - на . 12 %. К примеру, на скв. Г,8,максимальные наггузки снизились с 4Г> до ЗГ1 кИ, а минимальные возросли с 20 до 22,4 кН. Степень разрушения эмульсий за 5 мин составила .70.. .ЭС> %. Установлено, что не -болыаая часть продукции эмульгируется в зоне контакта водной и нефтяной пробок при нижнем расположении последней. Среднее значение вязкости смеси в !!КТ состапляет примерно 0,82 вязкости исходной нефти. Это означает, что при длине пробки, составляющей, например, половину глубины подвески насоса, можно откачивать нефть с вязкость» до 2,0 Па.с и более.

Принцип последовательной откачки, жидкостей нашел промышленное применено и в системе сбора нефти, газа я воды. Чередование пос -тупления не^гги и воды на прием центробежных .насо~ов из отстойных аппаратов практически полностью исключает эмульегцию жидкостей в рабочих ступенях и Формирует в коллекторах пробки .длиной от 2 до 4 тыс.м. Благодаря этому снижается давление перечачки жидкостей и сокращаются расходы на подготовку товарной нефти. Периодическое сма-члианио углеводородной жидкостью всей внутренней поверхности труб существенно уменьшает коррозию металла, Р.недренис технологии в Г989 г. в ПГДУ :7екмагушнефть" на Л 1С "Кушуль" и "Андреовка" позволило сократить количество порывов коллекторов более чем в 3 раза и улучшить экологическую обстаяолку в районе расположения промыслов.

Анализом и расчетами технологических вариантов создания неустойчивых структур эмулюий в скваюшах установлено, что наибольшими возможностями расширения области применения УСТ! для добычи ВТ;!

обладают способы разобщенной и последовательной откачек нефти и воды из скважин.

осювныв вывода

. I. Анализ и обобщение промни- юго материала по условиям добычи и реологическим свойствам ооводненных ВЕЯ на ряде месторождений страны показали высокую степень элульсации жидкостей и роста их вязкости в добывающих . важинах. Установлено,-что образование стойких эмульсий являете-, причиной значительного снижения Г.1РП скважин и подачи насосов ш-за высоких значений гидродинамических сопротивлений в рабочих органах и нагрузок на оборудование; .

. 2. Разработана методика косвенного определения реологических параметров эмульсий в стволе глубиннояасосннх скважин путем временной закачки в ККТ жидкости с известными реологическими свойствами. Получена статистическая зависимость для расчета вязкости эмульгированной ВБН применительно к восточным нефтедобывающим районам СССР. Исследованиями неравновесных характеристик показано образование механической структуры жидкости в НКТ в период остановки скважины и характер ее разрушения после пуска насоса в работу.

3. На базе теоретических и экспериментальных исследований получены формулы для расчета экстремальных нагрузок на колонку штанг с учетом гидродинамического трения в подземном оборудовании в разных режимах эксплуатации е определены границы их применения.

4. Разработана динамическая модель работы штангового насоса, позволяющая определять давление в трубах и нагрузки на колонну штанг за полный цикл работы насоса и диагностировать осложнения в эксплуатации сигами. Анализ работы УСПШ с помощью параметра Хаус-дорфа я корреляционной размерности выявил детерминированный характер пульсаций давлекля и предельное значение вязкости, при которой вибрация штакг в жидкост» практически полностью затухает.

- il-

5. IIa оопог:о п.лупнкнх: зависимостей для расчетов вязкости, допустимой с>".t-о^'тл подъема ладкости и предельных напряжений в рингах разработаны принципиальные положения проектирования оборудования скважин. Построена номогр*амт для конструирования много -ступенчатой колонны штанг с учетом гидродинамического трения..

6. Показаны условия перехода прямых структур ямульсий в обратные, а также качественные и количественные характеристики эмульсе-образования в скважинах и влияние на процесс вязкости исходной нефти, газовой фазы, градиента скорости в трубах и исправности оборудования, на базе которых определены и систематизированы основные пути предупреждения эмульгирования, обеспечивающие откачку нефтей повышенной вязкости.

7. Разработаны и усовершенствованы способы уменьшений эмульса-ции нефти установкой на колонне труб пневмокомпенсаторов и переводом скважин на затрубную эксплуатацию, позволяющие снижать градиенты скорости в НКТ и нейтрализовать влияние штанговых муфт. Показана возможность применения на месторождениях ВВН способа искусственного увеличения обводненности нефти в НКТ с целью создания маловязких структур прямых эмульсий и определены оптимальные условпл его реализации.

8. Разработана новая технология дестабилизации нефтяных эмульсий закачкой облегченных растворов ПАВ в затрубноо пространство. Массовое внедрение технологии позволило в 2...3 раза увеличить период между обработками при одновременном сокращении расходов деэ -мульгаторов. Вариант закачнч ПАВ в приэабойяую зону пласта показал' ' возможность увеличения периода выноса реагента до 6...7 мяс.при значительном росте продуктивности скважины благодаря удалению смолопа-рафиновых отложений.

9. Исследованиями плотности жидкости на забойных участках скважин Арланского месторождения с помощью гаг.г.:._ иотяостномера и анали-

вом дрейфа нефтяной,фазы установлена возможность раздельного отбора пластовых жидкостей из обводненных скважин и определены предельные дебиты нефти и воды при неблагоприятном расположении во/Л г нвфтенасыщенных пропласткоз залежи. Разработан штанговонасо"><,'!> способ разобщенной откачки нефти и воды, позволяющий добывать нефть о вязкостью до 1,5 Па.с без её смешения с пластовой водой.

10. Создано принципиально новое направление добычи обводненной ВШ, основанное на последовательном отборе нефти и воды с забойного участка' скважин. Подъем жидкостей в трубах пробками длиной в сотни метров обеспечивает добычу насосами серийного исполнения нефти с вязкостью до 2,0 Па.с без существенного смешения с пластовой водой.

11. Способ последе нательной откачки нашел также промышленное применение на дожимных станциях промысловой системы сбора, благодаря полному предупреждению эмульсеобразования в центробежных насосах и уменьшению скорости коррозии коллекторов аа счет периодического смачивания всей поверхности труб углеводородной фазой. .

12. Определены допустимые границы применения разработанных технологий создания неустойчивых структур эмульсий в скважинах. Показаны наиболее эффективные и перспективные направления решения проблемы добычи обводненных ВВН из скважин.

Основное содержание диссертации отражено в следующих научных трудах:

МОНОГРАФИИ, ОБЗОРЫ

1. Предупреждение образования эмульсий при добыче и сборе неф-ти/й.Н.Репин, О.М.Юсупов, М.Д.Валеев и 'др.//Тематич.научн.-техн. обзор: сер. Нефтепромысловое дело. М.: ШИТОЭНГ. 1979. 59 с.

2. Валеев И.Д. Добыча высоковязкой нефти на месторождениях Башкирии//Тематич.научн.-техн.обзор: сер. Нефтепромысловое дело. М.: ШИИОЭНГ. Вып. 2(91), 1985. 40 с.

3. Антипин К).В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предупреждение осложнений при добыче обводненной нефти. Уфа: Еашкниткдат, 1987. 167 с.

4. Валеев И.Л., Хасанов М.М." Глубиннонасосная добыча вязкой нефти. У{а: Еашкнигоиэдат, 1991^

СТАТН1, ТРЛЮи ДОКЛАДОВ

1. Валеев М.Д. Причины обрыва штанг в скважинах с вязкой про-дукцией//Машины и нефтяное оборудование: Научи.-техн.информ. сб. М.: гаШОЭНГ, 1982. С. 19-21.

2. Валеев М.Д. Допустимая скорость откачки внсоковязкой нефти скважинным штанговым насосом//Нефтепромысловое дело: Научи.-техн. информ.сб. М. : НПТИОЭ1ГГ,' 1983. Л 12. С. 17-19.

3. Валеев М.Д. Способ замера вязкости нефти в стволе глубин-нонасосных скважин.//Нефтепромысловое дело и транспорт нефти:Научн.--техн.информ.сб. М. :.ВШШЖГ, 1984. И I. С. 22-24'.

4. Валеев М.Д. Прогнозирование физико-механических свойств нефтяных эмульсий.//^бор, подготовка тяжелых высоковязких нефтей: Сб.науч.тр./ШИИСПТнефгь, Г984. С. 84-88. '

5. Валеев М.Д. Повышение надежности глубиннокасосного оборудования при добыче вязкой нефти.//Актуальные проблемы нефти и газа: Сб.науч.тр./УНИ, 1984. С. 43.

6. Валеев М.Д. Расчет предельных напряжений в насосных штангах. //Машины и нефтяное оборудование: Отечеств.опыт: Экспресс информ/ШИИ0Э1!Г, 1985. * II. С. 4-8.

7. Валеев М.Д. Васчет усилий в штангах при добыче высоковязкой нефти.//Нефтепромысловое дело и транспорт нефти: Няучя.-тсхн. ин!орм.сб. М.: ЗКтХ!!Г, 1985. .'5 I. С. 27-29.

8. Валеев М.Д. Влияние э"<.!;чктриситота расположения штанг тз трубах на гидродинамическую нагрузку.// Но^тг. промысловое дело и транспорт : "лун.-техн.ин?орм. сб. М. : "'ШОЭ"", ТОРГ.* ?.

С. 46-49.

9. Валеев М.Д. Опит применения пневмокомпенсаторов для насосной добычи.//Эксплуатация и ремонт скважин, подготовка нефти и воды: Сб.научн.тр./ Башнипинефть. 1985. Вып. 72. С. 10-15.

10. Валеев М.Д. Графо-аналитический способ выбора оборудования для откачки тяжелой нефти.//Нефтепромысловое дело и транспорт нефти Научн.-техн.информ,сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. С. 14-17.

11. Валеев М.Д, Технология предупреждения эмульгирования неф-тей в скважине//Вузовская наука- научн.техн.прогрессу: Тез.докл. Респ.научн.техн.конф. Уфа, 1986.

12. Валеев М.Д. Об основных закономерностях эмульгирования нефти в скважинах.//Депонированная рукопись. М.: ВНИИОЭНГ. В 1388, пг 87.

13. Валеев М.Д. Скваганние насоси для добычи обводненной нефти. //Совершенствование процессов бурения скважин и нефтедобычи:Сб. научн.тр./Башнипинефть. 1988. Вып. 78. С. 96-100.

14. Валеев М.Д. Метод предупреждения эмульгирования нефти в скважинах.//Проблемы нефти и газа: Тез.докл.Респ.научн.-техн.конф. Уфа. 1988! С. 29-30.

15. Валеев М.Д. О нагрузках на колонну полых штанг в установке с раздельным подъемом нефти и воды.//Физико-химия и разработка нефтегазовых месторождений: Тр.ин-та/УНй. Уфа. 1989. С. 132-136.

16. Валеев М.Д. Прогнозирование вязкости эмульсий в обводненных скважинах.//Пути интенсифшкаши добычи нефти: Сб.научн.тр./Башнипинефть. 198^. Вып. 80. С. 120-123.'

17. Валеев М.Д. Технология добычи тяжелых обводнявшихся неф-тей.//Проблемы разработки нефтяных и газовых месторождений и интенсификации добычи углеводородного сырья: Тез.докл.обл.научн.-техн. конф. Астрахань. 1989. С. 14.

18. Валеев М.Д. Методика дасчета нагрузок на оборудование скважин при откачке структурообразующих жидкостей.//Добыча не?тя

ta поздней стадии разработки месторождений. Сб.научн.тр. /Башнипи-гефть, 1990. Вып. 82. С. 90-94.

19. Валеев М.Д. Номограмма для выбора конструкции колонны атанг при добыче высоковязкой нефти.//Научно-технические достиже-1ия и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной про-«лшгенносгигинформ.сб. "Нефтяная и газовая промышленность" :/ВНШОЭНГ. 1990. Л 5. С. 31-33.

20. Валеев М.Д., Ахмадеев Р.Х., 1Ъзетдинов М.Б. Оптимизация режимов откачки обводнявшихся нефтей из скважин.//Технология добычи нефти л бурения скважин: Сб.научн.тр./Башяипияефть. 1979. Вып. 56. С. 70-76.

21. Гарипов Ф.А., Валеев М.Д., Загаров С.С. Некоторые причины образования высоковязких нефтяных эмульсий в глубиннонасос'ных скважинах.//Нефтепромысловое дело: Научн.-техн.информ.сб. М.: ШИИОЭНГ. 1980. Л 6. С. 18-20.

22. !&рипов Ф.А.. Валеев М.Д., Фазлугдинов И.А. Оценка эмульгирующей роли газа в обводненных скважинах.//Нефтепромысловое дело: Научн.-техн.информ.сб. М.: ВНШОЭНГ. 1981. Л 3. С. 12-14.

23. Николаев Г.И», Ураэаков K.P., Валеев М.Д. Совершенствование глубиннонасосной эксплуатации наклонных и обводнивши гея скважин// Нефтяное хозяйство. М.: 1980. Л I. С. 38-40.

24. Гахматуллин В.Н., Валеев М.Д. Добыча тяжелой нефти Иафра-новского месторождения.//Нефтепромысловой дело и транспорт нефти: Научи.-техн.информ. сб. М.: НШИОЗНГ. 1985. Л 3. С. 15-16.

25. Сыртланов А.Ш., Валеев М.Д. Предупреждение эмульгирования нефти в скважинах.//Нефтяное хозяйство. 1986. Л R. С. 43-46.

26. Эмульгирование нефти в гидропоршевых насосных установках./М.Д. Валеев, Р.З.Ахмадишин, Ю.Н.Маслов и др.//Нефтяное хозяйство. 1988. Л 4. С. 56-58.

АВТОРСКИЕ! СВИДЕТЕЛЬСТВА СССР НА ИЗОБРКТПМЯ

1. A.c. €62701 СССР, МКИ E2IB 43/00. Глубиннокасосная установка. /H.H.Репин, Г.И.Николаев, М.Д.Валеев и др. (СССР)

J4 2577062/22-03; Заявл., 31.01.78; опубл. 15.05.79.

2. A.c. 747982 СССР, МКИ E2IB 43/00. Стенд для исследования процесса образования эмульсий.Л1.Д.Валеев, Р.С.Хакимов, К.Р.Ура-заков и др. (СССР); .4 2576197/22-03; Заявл. 25.01.78; Опубл. 15. 06.80.

3. A.c. 848598 СССР, МКИ E2IB 43/00. Способ внутрискважинной деемульсации нефти./О.М.Юсупов, В.Д.Валеев, Ф.А.Гарипов и др.(СССР) № 2801636/22-03; Заявл. 27.07.79; Опубл. 23.07.81.

4. A.c. 989049 СССР, МКИ E2IB 43/00. Глубинно-насосная установка, /М.Д.Ваяеев, В.Г.Карамышев и О.Н..Дмитриев (СССР) J4 3333324/22-03 (Доп. к авт.с ид. Ä 662701); Заявл. 12.08,81; Опубл. 15.01.83.

5. A.c. 1325406 СССР, МКИ РШВ 47/02. Способ подъема высоко-вяакой пластовой жидкости из скважин штанговым насосом./А.Ш.Сыртла-нов, О.М.Юсупов, М.Д.Валеев и др. (СССР) JS 3631983/25-06; Заявл. 12.06.83; Опубл. 23.11.84.

6. A.c. II34788 СССР, МКИ КЙВ 47/02. Скважинная штанговая насоская установка./В.Г.Карамышев,'М.Д.Валеев, Т.Д.Валеев и др. (СССР)Й 3696864/25-08; Заявл. 03.02.84; Опубл. 15.01.85.

7. A.c. 11Э0005 СССР, МКИ E2IB 43/00. Способ внутрискважинной деемульсации нефти./Ф.Л.Алсыкбае;л, В.Г.Карамышев, М.Д.Валеев'и др. (СССР) 3732595/22-03; Заявл. 05.03.84; Опубл. 07.11.85.

8. A.c. I236I6I СССР, МКИ КИВ 47/02. Скважинная штанговая насосная установка./Р.А.Зайнашзв, М.Д.Валеев, Ф.Х.Хатмуллин и др. (СССР) Н 3785718/25; Заявл. 28.08.84; Опубл. 07.06.86.

9. A.c. й 1272788 СССР, МКИ Е23В 43/24. Способ добычи тяжелой высоковязкой пефти./А.А.Иимурэин, М.Д.Валеев и М.Я.Насыров (СССР) й 3347910/22-03; Заявл. 26.10.84 (не побежит опубликованию).

'.10. A.c. 1378457 СССР, МКИ E2IB 44/00. Способ управления штанговой глубиннонасосной' установкоЙ./Н.М.Сибагатуллкн.Ю.И.Зо-зуля, А.Х.Шарипов, М.Д.Валеев (СССР), № 4003364/22г03; Заявл. 03.0I.8S (не подлежит опубликованию),

11. A.c. 1483042 СССР, МКИ 32IB 43/00, F-04H 13/10. /стройся во для периодического раздельного отбора нефти и воды из снвакя-кы.ДКД.Валеев, Р.З.Ахмадишин, Э.М.Галеев я др. (СССР)

№ 4305905/25-29; Заявл. 16.07.87; Опубл. 30.05.89.

12. A.c. 1483554 СССР, МКИ E2IB 43/00, Скважилная штанговая насосная установка./Л.Д.Валеев, Р.С.Салахсв', Р.З.Ахмадишин и др. (СССР) № 4231150/25-29; Заявл. 16.04.87; Опубл. 23.06.89.

13. A.c. 1500337 СССР, МКИ В01Д 17/00. Сепарационная устзяов-ка./В.Г.Карамышев, М.Д.Валеев, Р.З.Ахмадишин и др. (СССР),

№ 4328631/23-26; Заявл. 17.11.87; Опубл. 15.08.09. .

14. A.c. I548517 СССР, МКИ F-04B 47/02. Скважинная штанговая насосная установка./В.Г.Каршлышэв, Р.З.Ахмадашкн, Ы.Д.Валевз я др. (СССР) № 4442I9S/25-29; Заявл. 07.05.88; Опубл. 07.03.90.

15. A.c. 1579987 СССР, МКИ E2IB 43/00. Установка для регулиро вания содержания воды в скважине./М.Д.Валеев, Р.А.Оасху/дцнов (СССР) № 4482112/24-03;' Заявл. 05.08.88; Ояубл. 23.07.90.

16. Способ определения вязкости нефти в глубиннонасосных скве жинах./Н.Г.Галикеев, М.Д.Валеев, Р.З.Ахмадишин и др. Положительно^ решение по заявке № 4723581/24 от 20.07.89.

17. Устройство для последовательного отбора нефти л воды из скважины./М.Д.Валэев, Я.З.Лугамалов, В.И.Чудшн я др. Положительное решение по заявке & 4818717/03 от 12,12.90.

Научный вклад, внесенный лично соискателем в выполненные работы.

Статья я тазлен докладов /1-13/, а таггаэ ¡оозор '£. иаплсаш самостоятельно.

Монография /3/, обзор /I/, статьи /23,24/ написаны о участком

соискателя в постановке в решении задачи, разработке технологий, проведении экспериментов, обработка и научном обобщении результатов В монография /4/, отагьях /20-22, 25, 26/ соискателю принадлежат общее руководство, основные адаи, разработка конкретных технологий и научное обобщение.

Изобретения /1-17/ выполнены под общим руководством соискателя с предложением идей и принципиальных технологических и конструктивных решений.