Разработка технологии и оборудования для удаления жидкости из скважин
На правах рукописи
Шулятиков Игорь Владимирович
РАЗРАБОТКА технологиИ и оборудованиЯ
для удаления жидкости из скважин
| Специальность 25.00.17 | «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» |
| Специальность 05.02.13 | «Машины, агрегаты и процессы нефтяной и газовой промышленности» |
Автореферат
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Москва – 2007
Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – ВНИИГАЗ».
| Научный руководитель | - | кандидат технических наук А.М. Сиротин |
| Официальные оппоненты | - | доктор технических наук Д.В. Люгай |
| - | доктор технических наук, профессор В.А. Сахаров | |
| Ведущее предприятие | - | ООО «Уренгойгазпром» |
Защита диссертации состоится 1 ноября 2007 г. в 13.30 на заседании диссертационного совета Д 511.001.01 при ООО «ВНИИГАЗ» по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка, ООО «ВНИИГАЗ».
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «ВНИИГАЗ».
Автореферат разослан 28 сентября 2007 г.
 Ученый секретарь диссертационного совета, д. г.-м. н. | Н.Н. Соловьев |
Общая характеристика работы
Актуальность работы
В процессе эксплуатации и освоения после капитального ремонта газовых и газоконденсатных скважин возникают осложнения, вызванные скоплениями воды в лифтовой колонне и призабойной зоне. В результате снижаются рабочие дебиты газа, что часто приводит к остановке скважин.
Наиболее распространенные технологии удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин – это технологическая продувка скважин на факельную линию и замена лифтовых колонн на трубы меньшего диаметра. Во время продувки (эксплуатация и освоение), которая продолжается от 30 минут до нескольких часов, газ и конденсат сжигаются, т.е. происходит безвозвратная потеря природных ресурсов и загрязнение окружающей среды. Замена НКТ на трубы меньшего диаметра сопровождается увеличением потерь давления и снижением рабочего дебита скважин, а также существенными материальными затратами.
Поэтому разработка технологий для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин, оборудованных лифтовыми колоннами из труб различных диаметров, без проведения продувок в атмосферу и замены лифтовых колонн на трубы меньшего диаметра, а также сокращение периода освоения скважин после капитального ремонта, является актуальной задачей исследований.
Цель работы
Разработка технологии и оборудования для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин, оборудованных лифтовыми колоннами различных диаметров (от 60 до 219 мм), для повышения их производительности на заключительной стадии разработки месторождений.
Основные задачи исследований
Анализ технологий эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин на заключительном этапе разработки месторождений.
Весь комплекс решаемых задач относится к газовым и газоконденсатным скважинам, оборудованных лифтовыми колоннами из труб от Ду=60 мм до Ду=219 мм, для обеспечения условий эффективного выноса жидкости:
- разработка технологии и оборудования удаления жидкости для различных условий эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин;
- исследования технологии подъема жидкости с помощью негерметичного поршня и энергии газа («комбигазлифт») на экспериментальных стендах;
- изучение условий эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с применением комбигазлифта;
- испытание технологии комбигазлифта и средств контроля за его работой.
Методы решения поставленных задач базируются на основании предшествующих теоретических разработок в области газлифта и плунжерного лифта и технологий, использующих лебедки.
Задачи решены с помощью:
- экспериментальных исследований комбигазлифта на стендах;
- промысловых испытаний технологии и оборудования комбигазлифта в скважинах.
Научная новизна
Впервые созданы технология и оборудование для удаления жидкости из скважин газовых и газоконденсатных месторождений с использованием негерметичного цилиндрического тела - разделителя, перемещаемого в лифтовой колонне с помощью лебедки, и восходящего потока газа, препятствующего стеканию жидкости под разделитель.
Впервые создан экспериментальный стенд с замкнутой циркуляцией воздуха, защищенный патентом на полезную модель Российской федерации.
На экспериментальных стендах впервые была подтверждена возможность создания динамического уплотнения для жидкости в кольцевом зазоре (названное «газопакерующим эффектом»), площадь которого составляет до 50% от проходного сечения трубы. Определен диапазон скоростей подъема разделителя, исключающих стекание жидкости в зазоре, и обеспечивающий подъем газированного столба жидкости до устья скважины без утечки.
Промысловыми испытаниями в скважинах подтверждена эффективность комбигазлифта для удаления жидкости из скважин во время эксплуатации и освоения после капитального ремонта в большом диапазоне рабочих дебитов газа и давлений.
На основе выполненных исследований подготовлен технологический регламент на применение комбигазлифта в скважинах газовых и газоконденсатных месторождений, позволяющий значительно повысить эффективность эксплуатации скважин и значительно уменьшить или исключить полностью потери газа и конденсата во время технологических продувок.
Защищаемые положения
- новая технология для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин, с помощью негерметичного цилиндрического тела – разделителя и восходящего потока газа;
- научное обоснование создания комплекса специального оборудования для использования комбигазлифта;
- методика промысловых испытаний технологии и оборудования комбигазлифта;
- технологический регламент на применение комбигазлифта в скважинах с лифтовыми колоннами из труб от 60 до 168 мм.
Практическая ценность и реализация результатов работы
Испытаниями на скважине подтверждена высокая эффективность удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин с использованием комбигазлифта. Новая технология может быть использована для сокращения сроков освоения газовых и газоконденсатных скважин после бурения и капитального ремонта и для удаления жидкости в процессе эксплуатации скважин.
Разработан комплекс оборудования для использования комбигазлифта. По методике автора в газовых и газоконденсатных скважинах испытаны различные конструкции клапанных разделителей комбигазлифта. Испытаниями подтвержден широкий диапазон рабочих дебитов и давлений, при которых комбигазлифт может использоваться в скважинах для удаления жидкости.
Технология эксплуатации скважин с помощью комбигазлифта и оборудование для ее реализации защищены патентами РФ, США, Канады и Китая.
На основе экспериментальных данных, полученных во время промысловых испытаний, автором разработан и опробован технологический регламент на применение комбигазлифта в газовых и газоконденсатных скважинах.
Апробация работы
Основные результаты диссертационной работы докладывались на отраслевых и межотраслевых научно-практических и научных конференциях, совещаниях и семинарах:
- НТС ОАО «Газпром» «Проблемы добычи и обустройства газовых и газоконденсатных месторождений на поздней стадии разработки». г.Оренбург, апрель 1997 г.,
- ХХI Международный Газовый Конгресс. г. Ница, июнь 2000 г.,
- Международная конференция по исследованиям в газовой промышленности. Ванкувер, Канада, ноябрь 2004 г.,
- 6-я научно-техническая конференция и выставка, посвященная 75-летию РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», г.Москва, январь 2005г.,
- 7–я Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». г. Москва, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, январь 2007 г.,
- НТС ОАО ГАЗПРОМ «Анализ капитального ремонта скважин и ГТМ в 2007 в скважинах ОАО ГАЗПРОМ». г.Кисловодск, март 2007 г.
Публикации
По теме диссертации опубликованы 12 работ, включая тезисы докладов, патенты РФ, США, Канады и Китая, статьи, в том числе 3 статьи в изданиях, включенных в «Перечень …» ВАК Минобрнауки РФ.
Объём и структура работы
Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения. Диссертационная работа изложена на 112 страницах машинописного текста и содержит 22 рисунка и 21 таблица. Список использованной литературы состоит из 67 наименований.
Благодарности
Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю Сиротину А.М., сотрудникам ООО «Кубаньгазпром»: Клименко Н.А., Глухову А.А., Быстрову В.И., Шарафан Н.И., ООО «Уренгойгазпром»: Маринину В.И., Пристанскому А.Г., Уренгойского Газопромыслового Управления: Шарапову В.Б., Моркину Ю.Т., ООО «Томскгазпром»: Вараксину В.В., Пресичу А.В., Колесникову В.П., Вершинину С.Н., Барышеву А.В.; ООО «ГазпромПХГ»: Маловичко Л.П. за ценные советы и помощь в работе.
Содержание работы
Во введении изложена актуальность темы диссертации, определены цели исследования, основные задачи и методы их решения, сформулированы научная значимость и практическая ценность полученных результатов.
В первой главе проанализированы геолого-технические мероприятия по оптимизации эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин.
Одной из важнейших задач при разработке газовых и газоконденсатных месторождений на всех стадиях разработки является максимально возможное извлечение газа и конденсата из пласта. Это достигается за счет эффективного использования естественной природной энергии газа, находящегося в пласте под избыточным давлением, на всем пути его движения от пласта до входа в компрессорную станцию. От начала периода компрессорной эксплуатации месторождения гидравлические потери давления в скважине и газосборной системе компенсируются на компрессорных станциях затратами электроэнергии или топливного газа для привода компрессоров. Уменьшение потерь давления в скважине имеет первоочередное значение. Скопление жидкости всегда создает дополнительные потери давления в стволе скважины и зачастую приводит к остановке скважины.
Удаление жидкости из скважин в практике эксплуатации газовых месторождений не является самоцелью. Основная задача при выборе технологии эксплуатации скважин – обеспечение плановых отборов газа из месторождения при минимальных потерях пластовой энергии.
На газовых и газоконденсатных месторождениях России для поддержания устойчивой работы скважин, в стволе которых скапливается жидкость, в настоящее время используются следующие геолого-технические мероприятия:
- на устье скважин поддерживают давление, при котором жидкость непрерывно выносится по лифтовой колонне потоком газа;
- производят технологические продувки скважин с использованием вспенивающих ПАВ или без них;
- проводят замену труб лифтовых колонн на трубы меньшего диаметра.
Каждое из указанных мероприятий имеет свою область применения, ограниченную геолого-технологическими параметрами скважин и временными сроками.
Технологические продувки скважин сопровождаются большими безвозвратными потерями газа и конденсата. Периодичность проведения продувок по отдельным скважинам может составлять от 30 до 365 раз в год, а продолжительность каждой опреации - от 30 минут до несколких часов.
Вспенивающие ПАВ в сочетании с продувками (или без них) позволяют в 2-3 раза уменьшить потери газа в атмосферу. Однако ПАВ можно использовать для удаления малых количеств жидкости до начала периода интенсивного поступления пластовых вод в скважину. Проведенные ранее исследования (Игнатенко Ю.К., Бузинов С.Н., Ахметов Б.Г., Казаков Б.О. и др.) показали, что содержание активного вспенивающего вещества должно составлять 1,5-3,0 % от веса скопившейся жидкости, которую требуется удалить. Наряду со сложностью с определением количества ПАВ, вводимых в скважину перед продувкой, существует ограничение по скорости потока, при которой может существовать пена. При скоростях потока газа больше 1-2 м/с пена разрушается.
Замена труб лифтовой колонны на трубы меньшего диаметра проводится для создания условий выноса воды из лифтовых колонн - увеличения скорости потока газа. После спуска в скважину труб меньшего диаметра скважины работают с меньшим дебитом, жидкость в НКТ не скапливается в течении непродолжительного периода, а затем условия для удаления воды снова ухудшаются. После глушения скважины её производительность уменьшается (Васильев Ю.Н., Бузинов С.Н., Облеков Г.И., Ли Г.С. и др.) В газоконденсатных скважинах замена НКТ на меньший диаметр более эффективна, чем в скважинах, эксплуатирующих сеноманские залежи, из-за того, что скважины эксплуатируются с большими депрессиями на пласт и при больших давлениях.
Одним из путей увеличения скорости газа по лифтовой колонне для обеспечения условий выноса жидкости является газлифт. Подъём жидкости из скважин при газлифте осуществляется посредством использования энергии закачиваемого газа или газа, поступающего из пласта (Сахаров В.А., Белов И.Г., Бузинов С.Н., Медко В.В., Харитонов А.Н. и др.). Подъем жидкости газом сопровождается проскальзыванием газа относительно жидкости. Это уменьшает эффективность процесса подъема. При непрерывном газлифте подача газа в затрубное пространство и подъём жидкости по трубам к устью скважины происходят постоянно, при периодическом газ подается в затрубное пространство постоянно или периодически, а жидкость к устью скважины поднимается периодически.
Для уменьшения проскальзывания газа относительно жидкости в скважинах применяют плунжерный лифт (Минигазимов М.Г., Егоров П.И., Айрапетян М.А., Ланчаков Г.А., Ставицкий В.А., Шулятиков В.И., Медко В.В., Панасов Б.В. и др.). Плунжерный лифт возможно использовать в скважинах, в которых внутрение диаметры труб и стволового прохода фонтанной арматуры одного размера, отсутствуют расширения и сужения.
Одним из возможных путей расширения области применения поршневых технологий подъема жидкости - принудительный подъём поршня-плунжера с использованием лебёдок. В последние годы для подъема жидкости начинают применять свабирование. Изучением процессов свабирования и разработкой специального оборудования в разные годы занимались Храмов Р.А., Корнев В.П., Максутов Р.А., Валовский В.М., Валовский К.В. и др.. В монографиях Храмова Р.А., Валовского В.М., Валовского К.В. приводится обширный перечень технической литературы и патентов по вопросам свабирования.
Процесс свабирования заключается в периодическом опускании в скважину сваба – герметичного поршня - на канате лебедки под уровень жидкости, а затем подъёме его с жидкостью к устью скважины с большой скоростью. В газовых скважинах России свабирование практически не используется из-за опасности выброса сваба подпирающим газом и из-за частых застриваний сваба. В США свабирование используется очень широко. Как правило его используют осенью, когда увеличивается спрос на газ и требуется удалить жидкость после летнего простоя скважины.
Недостатком свабирования является его высокая энергоёмкость, необходимость использования мощной лебёдки с тросом большого диаметра, истирание уплотнения сваба, и как следствие обратное стекание жидкости к забою скважины. Кроме того, свабирование сопровождается потерями газа и жидких углеводородов.
Во второй главе рассмотрен комплекс вопросов, связанных с разработкой нового процесса подъема жидкости газом по технологии, получившей название «комбигазлифт», специальное оборудование, разработанное для осуществления технологии и регламент на применение комбигазлифта.
В задачи исследования входила разработка технологии удаления жидкости из скважин и оборудования для ее реализации.
Комбигазлифт - процесс подъёма жидкости из скважин, в котором подъём жидкости, производится газом, а по лифтовой колонне перемещают на проволоке с помощью лебедки негерметичный поршень-разделитель. Газ, проходящий через зазор между разделителем и лифтовой колонной, препятствует стоку жидкости к забою скважины относительно разделителя.
Периодически разделитель спускают по колонне лифтовых труб под уровень жидкости, а затем поднимают со столбом жидкости над ним. Опускается разделитель за счет усилия собственной массы, а поднимается с использованием лебедки. Жидкость через боковые отводы фонтанной арматуры отводится в систему сбора (или на факельную линию). Цикл подъема жидкости с помощью комбигазлифта показан на рисунке 1.
Рисунок 1 – Схема работы комбигазлифта
Утечка жидкости через зазор во время подъема разделителя уменьшается за счет «газопакерующего эффекта». При определенных режимах подъема разделителя жидкость полностью выдувается из зазора. Площадь кольцевого зазора может составлять до 50 % от площади проходного сечения лифтовой трубы. Для выполнения этого условия в скважине необходимо поднимать разделитель со скоростью, меньшей средней скорости газа по трубе. В качестве разделителя могут использоваться глубинные приборы, шаблоны для калибровки лифтовых колонн и специально разработанное оборудование.
В состав комплекса оборудования комбигазлифта, помимо разделителя, входит лебедка с тяговым органом (проволокой) и лубрикатор. Результаты и опыт проведения стендовых и промысловых исследований потребовали особого внимания к каждому из перечисленных элементов оборудования.
Лебедка является одним из основных устройств комплекса оборудования для комбигазлифта. Обрыв проволоки во время проведения спуско-подьемных операций является достаточно распространенной ситуацией в практике эксплуатации нефтяных и газовых скважин. От проволоки в первую очередь зависит надежность работы всего комплекса оборудования. В работе рассмотрены вопросы, связанные с влиянием изгибающих и растягивающих усилий на продолжительность работы проволоки в составе промыслового оборудования в зависимости от диаметров барабана лебедок и оттяжных роликов, влияние количества роликов и материала проволоки на продолжительность работы. Проиллюстрирована степень влияния перечисленных выше факторов на циклическую долговечность проволоки в процессе эксплуатации Увеличение диаметра ролика существенно увеличивает срок службы проволоки. Количество циклов изгибающих усилий проволоки диаметром 2,2 мм, до зарождения трещины, в случае увеличения диаметра ролика от 180 до 300 мм обеспечивает возрастание в 5 раз при знакопеременном и в 20 раз при одностороннем изгибе проволоки. В свою очередь, увеличение диаметра проволоки от 1,8 до 3 мм при фиксированном значении диаметра ролика Dp=240 мм вызывает снижение, долговечности в 4 раза при пульсирующем и в 12 раз при симметричном режиме работы проволоки. Уменьшение количества оттяжных роликов и увеличение диаметра барабана лебедки существенно продлевает продолжительность периода работы проволоки до разрыва. Установлено, что при использовании полированной проволоки диаметром 1,8 мм и оттяжных роликов диаметром 300 мм до зарождения трещины, проволока выдержит минимум 4000 циклов изгиба.
Для установок комбигазлифта нами был разработан комплекс для подъема разделителя без промежуточных направляющих роликов, а также специальный мобильный лубрикатор с наклоняемым корпусом и многокорпускным узлом уплотнения проволоки, выдерживающий большое количество спускоподъемных операций.
Основным условием, необходимым при подъеме жидкости по технологии комбигазлифта, является создание герметичного динамического уплотнения кольцевого зазора между корпусом разделителя и трубой с использованием потока газа.
Для расчета скорости подъема разделителя (v2), при которой образуется газопакерующий эффект, предложено использовать соотношение скоростей газа по лифтовой колонне (v) и приведенную к площади сечения труб лифтовой колонны скорость газа (
), протекающего относительно клапанного разделителя (1).
 | (1) |
где: v2 - скорость подъема клапанного разделителя; v; v2* - скорости соответственно: газа (средняя) в трубе; приведенная к сечению трубы скорость газа проходящего относительно клапанного разделителя; Sтр - площадь проходного сечения трубы; 
; 
– объемные расходы газа: по трубе; обтекающего разделитель по зазорам, относительно разделителя во время подъема, в количестве достаточном для создания газопакерующего эффекта (динамическая характеристика разделителя соответствующая минимальному расходу газа необходимому для удержания без утечки жидкости находящейся выше разделителя определяется опытным путем).
Расход газа, при котором образуется газопакерующий эффект, используется соотношение (2)
 | (2) |
В реальной скважине на забой поступает газ и жидкость, поэтому скорость подъема разделителя со столбом жидкости определяется с учетом объема жидкой фазы (3).
 | (3) |
где: 
- приток жидкости в лифтовую колонну.
В газовых скважинах, в которых объемы поступающей в лифтовую клонну жидкости и газа несоизмеримо малы, скорость подъема разделителя должна быть меньше скорости потока газа, поступающего по трубе, и меньше скорости, при которой возможны отказы в работе комплекса, обеспечивающего подъем разделителя (
) (4)
 | (4) |
Где 
- скорость движения разделителя, при которой не происходит отказов оборудования участвующего в процессе спуска/подъема разделителя.
Расход газа проходящего через зазор зависит от средней скорости потока газа, при которой жидкость выдувается из зазора и площади проходного сечения зазора (5)
 | (5) |
- скорость потока газа в зазоре (минимальная), при которой жидкость находящаяся выше разделителя во время подъема, выдувается из зазора; 
- площадь проходного сечения кольцевого зазора между разделителем и трубой.
Процессы подъема газом жидкости по вертикальным трубам и по кольцевому каналу, образованному между двумя концентрически расположенными трубой и коротким цилиндрическим телом, сходны между собой. Мы предположили, что величина скорости потока газа, необходимая для выдувания жидкости из кольцевого зазора, соизмерима с величиной скорости газа, при которой жидкость поднимается по вертикальной трубе газом.
В обобщающем анализе, выполненном группой авторов Гриценко А.И., Клапчук О.В., Харченко Ю.А. приводятся сравнения методик различных исследователей Мамаева В.А., Одишария Г.Э., Точигина А.А, Бузинова С.Н., Уолиса Г. и др., содержится обширный список известных работ по течению газожидкостных потоков в вертикальных трубах В нашем исследовании мы использовали результаты исследований, выполненных Бузиновым С.Н., которым был проведен комплекс работ по изучению подъема воды воздухом.
Процессы движения и обтекания тел потоком жидкости или газа в трубах: цилиндров, макетов летающих скребков, шаров, плунжеров в противотоке жидкости, изучались Минигазимовым М.Г., Гукасовым Н.А., Идельчик И.Е. и др.
Для расчета коэффициента гидравлического сопротивления разделителя можно применить формулу Вейсбаха, описывающую движение потоков через короткие сужения, размещенные в трубе.
Спуск разделителя происходит за счет собственной массы. Усилия, создаваемого массой разделителя, должно быть достаточно, чтобы преодолеть тормозящие усилия: лебедки, уплотнения проволоки и гидравлическое сопротивление восходящего потока газа. Разность давлений на концах разделителя во время его подъема (спуска), определяется неравенством в период равномерного движения. Предполагается, что масса всегда превышает гидравлическое сопротивление разделителя
Для расчетов массы разделителя можно использовать соотношение
 | (6) |
где: G – масса разделителя; g – ускорение свободного падения; - плотность потока среды (газа) ниже разделителем в рабочих условиях; fJ – эффективная площадь сечения, перекрываемая разделителем, к которой относится J; j – состояние перепускного клапана или его отсутствие (j=1 – с открытым перепускным клапаном, j=2 – с перекрытым перепускным клапаном; 
- коэффициент гидравлического сопротивления разделителя; WJ – скорость (фиктивная, средняя) потока среды омывающей разделитель приведенная к площади проходного сечения каналов, зазоров между трубой и разделителем и через просвет перепускного клапана в наиболее узких сечениях.
Вес разделителя подбирают, чтобы усилия было достаточно для преодоления сопротивления трения проволоки в узле уплотнения лубрикатора и гидравлического сопротивления потока среды. Вес подвижного элемента перепускного клапана выбирают из условия, чтобы в зоне реверсной насадки скорость газа поддерживалась на уровне, не меньше необходимой для выдувания жидкости из зазора. На практике масса разделителя может составлять от 5 до 30 кг. Масса корпуса перепускного подвижного клапана может быть от 0,1 до 1,5 кг.
Коэффициенты гидравлического сопротивления для разделителя рассчитывают по методике, предложенной Идельчик И.Е. или определяют на экспериментальном стенде.
Предельные количества газа, протекающего относительно разделителя, при котором не произойдет подъем (подброс) разделителя потоком газа, определяется уравнениями, соответственно с открытым (
) или перекрытым (
) перепускным клапаном (7) и (8):
 | (7) |
 | (8) |
где: 
; 
- площади проходных сечений зазоров в наиболее узких сечениях, по которым проходит газ относительно разделителя с полностью открытым или перекрытым перепускным клапаном; 
; 
- площади сечения, перекрытые разделителем с полностью открытым или перекрытым перепускным клапаном.
Размеры и масса рассчитываются на основании гидравлических характеристик разделителя. Исходной информацией являются результаты газодинамических исследований скважин, характеристики потока среды, размеры канала, по которому перемещается клапанный разделитель, размеры клапанного разделителя и его масса, скорости движения клапанного разделителя. Выбирают разделитель с наружным диаметром (Др) при условии, что наружный диаметр реверсной насадки корпуса должен быть меньше внутреннего размера в самом суженом участке проходного канала на 2 - 3мм (Др Длк/ном –2-3мм). Условие - минимальная скорость подъема разделителя с наружным диаметром корпуса в расширенном участке колонны должна быть не меньше 0,1м/с. Проверяют условие выполнения неравенств. Если дебит газа скважины, превышает предельно допустимые по расходу показатели разделителя, в связку к разделителю включают балластный дополнительный груз.
На основе выполненных расчетов были разработаны и исследованы разделители для скважин с лифтовыми колоннами из труб Ду=73; 89; 102; 114 и 168. Разделитель газа от жидкости - основной элемент комплекса оборудования комбигазлифта. Решающее значение, определяющее эффективное использование процесса подъема жидкости из скважин по технологии комбигазлифта, определяет эксплуатационная надежность разделителя. Важнейшими параметрами разделителя являются газогидродинамические характеристики: разделитель в процессе подъема к устью должен исключить перетекание жидкости вниз, при спуске не зависать в восходящем потоке газожидкостной смеси, при подъеме и спуске самопроизвольно не подниматься (подбрасываться) этим потоком.
В диссертационной работе рассмотрены возможные конструктивные решения разделителей для использования в скважинах (рисунок 4) и определены требования к конструкции.
Клапанный разделитель (рисунок 2) состоит из следующих основных узлов: узел подвески (вертлюг); утяжелитель; центраторы; клапанный узел. Узел подвески (вертлюг) и утяжелитель во всех вариантах разделителей были идентичны по конструкции.
Рисунок 2 – Разделители комбигазлифта; а, б, в – однокорпусные, г, д – с перепускным клапаном
В работе описаны требования, предъявляемые ко всем элементам разделителя. Длительное время не удавалось создать работоспособные, надежные и долговечные центраторы и клапанный узел. Оба узла претерпели множество изменений после испытаний в скважинах. В центраторах для поддержания постоянного кольцевого зазора между разделителем и стенкой НКТ, мы изменяли конструкцию центрирующего устройства, количество роликов, расположение их относительно клапанного узла, количество рядов роликов. После длительных испытаний и исследований вместо роликов небольшого диаметра, расположенных по три штуки в горизонтальной плоскости (и по 4-8 рядов в вертикальной плоскости), работающие с помощью реечного механизма, была разработана конструкция одноконтактных центраторов, состоящих из шести роликов большого диаметра располагаемых со смещением по длине корпуса разделителя. В результате многочисленных испытаний в качестве центратора были выбраны одноконтактные ролики (рисунок 4б). Они имеют диаметр меньше внутреннего диаметра трубы на 2-8мм. Поэтому скорость вращения такого ролика меньше скорости роликов размещенных на выдвижных рычагах. Разделители с такими центраторами в настоящее время используются на Мыльджинском ГКМ.
Основным элементом разделителя является перепускной клапанный узел совмещённый со сменной реверсной насадкой. Он предназначен для перепуска избыточных количеств газа, жидкости или газожидкостной смеси, которые тормозят движение разделителя вниз или ускоряют подъём к устью скважины. Клапанный узел состоит из: корпуса клапанной секции, седла, подвижного запорного поплавка, стержня, центрирующего поплавок, проточных отверстий в корпусе для протекающей среды газа, жидкости, ограничителей перемещения поплавка в клапанной секции.
Клапан размещается в специальной клетке (рисунок 3), а реверсная насадка на корпусе в зоне гнезда клапана.
Рисунок 3 - Клапанные разделители для комбигазлифта
Реверсная насадка предназначена для формирования газового потока в зазоре между трубой и корпусом разделителя, препятствующего стеканию жидкости во время подъёма разделителя к устью скважины. Она выполняется в виде съёмных цилиндрических колец, отличающихся друг от друга наружными диаметрами. Это необходимо для изменения гидравлических характеристик разделителя в конкретных технологических ситуациях.
Разработаны технические решения с нижним (а), средним (б, в, г) и верхним размещением перепускного клапана, а для скважин с комбинированной лифтовой колонной с дополнительной съмной реверсной насадкой (д). На период спуска по колонне меньшего диаметра съёмная реверсная насадка удерживается на внутренем уступе муфтового соединения, а при подъеме по колонне большего диаметра поднимается с разделителем. Для подъема жидкости по технологии комбигазлифта по эксплуатационной колонне из зоны перфорации до башмака лифтовой колонны разработана конструкция разделителя с расширяющейся реверсной насадкой.
Во время подъема разделителя проходное сечение седла клапана перекрыто подвижным элементом разделителя. Динамическое удельное давление потока на нижнюю поверхность подвижного элемента, при котором он открывается, должно быть несколько больше давления газа под разделителем, чтобы по зазору между реверсной насадкой и трубой всегда обеспечивался вынос жидкости. Когда перепускной клапан полностью открыт динамическое удельное давление, определяемое весом разделителя и площадью перекрываемого сечения должно превышать давление при котором возможен подброс разделителя.
Рисунок 4 - Разделители клапанные с многокорпусным перепускным клапаном (а) и с однокантактными роликами (б)
Нами было найдено новое техническое решение, позволившее уменьшить вес разделителя в 3 и 4 раза в сравнение с весом однокорпусного разделителя. Для увеличения пропускной способности клапана были разработаны многокорпусные ступенчатые конструкции подвижного клапана (рисунок 4а). Каждая подвижная секция клапана имеет одинаковое поперечное сечение (f) соответственно с двухсекционным f2 = 0,3 Sтр или трехсекционным f3 = 0,25 Sтр подвижными элементами. Количество подвижных секций клапана определяется исходя из диаметра канала, по которому будет двигаться разделитель.
На основе расчетов и результатов, проведенных стендовых и промысловых исследований был разработан технологический регламент на применение комбигазлифта в скважинах. Технологический регламент предназначен для руководства работами, проводимыми на скважинах газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений и подземных хранилищ газа с применением технологии комбигазлифта. В нем представлена общая информация о процессе подъёма жидкости из скважин с использованием комбигазлифта и специальном оборудовании для его реализации, описаны процедуры подготовки скважины для эксплуатации с использованием комбигазлифта, приводятся рекомендации по использованию специального и общепромыслового оборудования.
В регламенте описан процесс подъёма жидкости из скважин с использованием клапанного разделителя комбигазлифта, приведены особенности спуска и подъёма разделителя, предложены средства для автоматического контроля технологических параметров режима подъёма жидкости, приведены характерные признаки нештатных ситуаций, условия возникновения последних и методы их предупреждения. Указаны характерные неполадки и методы их ликвидации, приведены правила безопасности проведения работ, связанных с применением комбигазлифта, предложена форма оформления результатов измерений технологических параметров, проведенных в процессе эксплуатации скважин с использованием комбигазлифта, удобная для их анализа и компактного хранения.
Третья глава посвящена стендовым и промысловым исследованиям комбигазлифта.
Процессы подъема жидкости газом по технологии комбигазлифта и специальное оборудование для использования на месторождениях ранее не применялись, поэтому перед нами стояла задача до проведения промысловых испытаний проверить процесс и оборудование в лабораторных условиях. Для испытания в лабораторных условиях были разработаны и изготовлены разделители, предназначенные для скважин, оборудованных лифтовыми колоннами из труб Ду=73мм (Двн =62 мм), и экспериментальные установки с прозрачной трубой внутренним диаметром 59 мм (рисунок 5).
Основной задачей испытаний было визуальное изучение процесса подъёма жидкости по технологии комбигазлифта:
- Характера отрыва потока от обтекаемых элементов конструкции разделителя и интенсивности возникающих при этом вихрей;
- Обтекания разделителя газом и водой;
- Условий срабатывания (открытия/закрытия) подвижного элемента перепускного клапана.
Установка включала: экспериментальную трубу (3) длиной 2500мм с внутренним диметром 59мм, расположенную вертикально и закрепленную на металлическом каркасе, в которую снизу (2) подавался воздух от компрессора. На верхнем конце экспериментальной трубы было размещено сепарационное устройство (8), лебедка (6) с барабаном, на котором была закреплена металлическая лента (5), на противоположном конце которой был прикреплен разделитель (4). Для испытания процесса подъема воды при разных скоростях подъема разделителя использовали барабаны различных диаметров. На выходе из сепарационного устройства (9) был установлен поплавковый ротаметр для измерения расхода воздуха проходящего по экспериментальной трубе. Вода во время работы установки циркулировала по замкнутой схеме. Верх - поднималась разделителем по стеклянной трубе, а вниз - стекала по байпасному трубопроводу. Вода из сепарационного устройства поступала за счет гидростатического давления в узел ввода газа и жидкости (2) в экспериментальную трубу. Расход воды за цикл подъема разделителя не измеряли.
Рисунок 5 - Принципиальная схема (а) и общие виды
экспериментальных установок (б, в)
Испытываемый разделитель (рисунок 5б) (в период 1996 года этот разделитель примненили на скважине 6600 ОАО «Черногорнефть» Самотлорского нефтяного месторождения) содержал центрирующие ролики, между которыми был установлен корпус перепускного клапана. К средней части корпуса крепились сменные реверсные насадки с наружным диаметром 55; 56; 57; 58мм. Нижний конец подвижного элемента перепускного клапана был выполнен в виде конуса с острым углом 300, а верхний с тупым углом 1500. Масса конуса составляла 0,35 кг. В средней части наружный диаметр подвижного элемента был больше внутреннего диаметра центрального проходного канала. Подвижный элемент перепускного клапана свободно перемещался вдоль проволоки, натянутой по оси корпуса перепускного клапана. В нижнем крайнем положении подвижный элемент опирался на борт реверсной насадки, герметично перекрывая центральный перепускной канал.
Рисунок 6 – Разделитель в экспериментальной трубе первого стенда
Во время исследований устанавливали расход воздуха, при котором наблюдался барботаж воды в экспериментальной колонне. Уровень газированной воды поднимался на высоту 80-100см от нижнего торца трубы. Высоту уровня воды устанавливали путем регулирования расхода воздуха и изменения объема воды циркулирующей в установке, сливая часть воды или долевая ее в нижнюю часть накопительной емкости. С использованием лебедки опускали разделитель ниже верхнего уровня жидкости. Выключали лебедку. Включали лебедку и производили подъем разделителя со скоростью от 1 до 3 см/с. Процессы подъема и спуска разделителя фиксировали с помощью фотокамеры и на видео магнитофон.
В результате испытаний разделителя на экспериментальной установке установлено:
- Разделитель газа от жидкости может использоваться для подъема воды с использование газа по технологии комбигазлифта;
- Перепускной клапан разделителя во время спуска открывается и обеспечивает перетоки газа и жидкости;
- При скачкообразном увеличении расхода газа во время подъема разделителя подвижный элемент перепускного клапана открывается, газ проходит по центральному каналу. Скорость подъема разделителя при этом не меняется;
- Выявлены участки поверхности разделителя, на которых образуются вихри и происходит отрыв струй воды от поверхности разделителя.
Для проведения исследований процесса подъема воды по технологии комбигазлифта при избыточном давлении, превышающем атмосферное, была разработана и изготовлена вторая экспериментальная установка (рисунок 4б). Во второй установке воздух и вода циркулировали по замкнутой схеме. Это позволяло поддерживать в установке избыточное давление, превышающее атмосферное на уровне 0,01МПа и расход воздуха, при котором воду можно было поднимать в режиме кольцевого течения. Для циркуляции воздуха был применен центробежный нагнетатель мощностью 1200 Вт и производительностью 3.5 м3/мин, используемый в общепромышленных пылесосах. В системе циркуляции воздуха предусмотрена возможность установки дополнительных нагнетателей (двух, трех, четырех) и заменяемых экспериментальных колонн различных диаметров 50; 60; 80; 114; 150 мм.
При работе циркуляционную систему установки заполняли воздухом до требуемого давления от сетевого трубопровода или от малогабаритного передвижного компрессора. Включали циркуляционный нагнетатель, который уменьшал давление в верхней части экспериментальной трубы. Исследования проводились по методике, описанной выше. В циркуляционном контуре установки возможно поддерживать расход воздуха при котором наблюдается колцевой режим выноса жидкости газом.
Для исследования условий подъема жидкости по технологии комбигазлифта разделителем с раскрываемой реверсной насадкой по трубе с внутренним диаметром 192 мм совместно со специалистами Кимрского отделения ОАО «Газгеофизика» были разработаны и изготовлены разделитель с расширяющейся реверсной насадкой (названный нами – «Медуза») и третья экспериментальная установка (рисунок 5в).
Основной задачей испытаний на третьей экспериментальной установке было визуальное изучение процесса подъёма больших масс жидкости с минимальными затратами энергии по технологии комбигазлифта:
- Возможностей использования комбигазлифта для подъема газированной воды, содержащей механические включения песка и глины по трубам Ду=219 мм, которыми оборудованы скважины Медвежьего, Уренгойского и Ямбургского месторождений в интервалах перфорации продуктивных пластов ниже башмака лифтовых колонн;
- Обтекания разделителя с раскрываемой реверсной насадкой газом и водой;
- Условий подъема больших масс жидкости газом при малом избыточном давлении;
- Подготовка технико-экономического обоснования проведения комплекса НИОКР с целью разработки технологии и мобильного комплекса для освоения скважин после ремонтов и очистки забоев скважин от скоплений песка.
Установка включала: экспериментальную трубу длиной 3000 мм с внутренним диаметром 192 мм расположенную вертикально и закрепленную на металлическом каркасе. Испытываемый разделитель содержал реверсную насадку из подвижных пластин, которые были прижаты к корпусу разделителя на период спуска под уровень жидкости, а затем раскрывались как зонтик. Масса реверсной насадки составляла 8,35 кг. На противоположном конце троса подвешивали балластный груз такой же массы, что и реверсная насадка. Это позволяло исключить необходимость создания дополнительного усилия для подъема реверсной насадки.
В результате испытаний разделителя на третьей экспериментальной установке установлено:
- Разделитель газа от жидкости может использоваться для подъема воды с использование энергии газа по технологии комбигазлифта в трубах большого диаметра (219 мм);
- Дополнительного усилия для подъема жидкости не требуется, жидкость поднимается только за счет энергии газа, поступающего под разделитель;
- Целесообразно продолжить исследование процессов подъема жидкости по колоннам больших диаметров с целью отработки: технологии удаления песчаных пробок с забоев скважин без закачки в скважину жидкости; удаления жидкости с забоев скважин в период освоения и после самоглушения.
Скважина 6600, нкт-73. Первые промысловые испытания комбигазлифта проводились на нефтяной скважине 6600 АООТ “Черногорнефть”. Выбор скважины для первых испытаний был связан с тем, что для выполнения работ на скважине имелось все необходимое оборудование: лебедка, лубрикатор, которые предназначались для очистки от парафина в автоматическом режиме. Для перевода скважины на эксплуатацию комбигазлифтом к верхнему наконечнику клапанного разделителя присоединялась проволока (1,8 мм), а скребок был присоединен к нижнему наконечнику разделителя. Спуск и подъем разделителя производили на глубину 1100 м от устья, со скоростью 0,1 м/с. После нескольких циклов скважина перешла в режим постоянного фонтанирования с помощью комбигазлифта. Дебит нефти увеличился с 8 до 22 т/сутки.
Скважина 22, нкт-73. Первые промысловые испытания комбигазлифта в газоконденсатных скважинах проводились на Южно-Крыловском газоконденсатном месторождении ООО «Кубаньгазпром», скважине № 22. Результаты измерений параметров режима работы скважины представлены на графике (рисунок 7).
Во время подъема разделителя температура продукции скважины на устье во время 1-го цикла увеличивалась максимум на 5оС, а после 2-го цикла максимум на 2,5оС, давление на буфере увеличивалось на 0,8 и 0,3 МПа, давление в затрубном пространстве после первого цикла снизилось на 0,34 МПа. Одновременно с изменением температуры и давлений на устье скважины прослушивался характерный шум, создаваемый жидкостью, протекающей по наземному трубопроводу. Примерное количество жидкости, поднимаемой за 1-ый цикл составило около 400 литров (по результатам замера на сепараторе).
Рисунок 7 – Результаты испытаний комбигазлифта в скважине № 22
Южно-Крыловского ГКМ
Уренгойское НГКМ, Скважины 2302, 2340 и 1355 газоконденсатные, нкт-114. 1999 и 2000г. Скважины 20393, 20376 нкт-73. нефтяные, нкт-73. 1999г. Большой объем исследований комбигазлифта были проведены в скважинах Уренгойского НГКМ. В процессе испытаний использовали общепромысловое оборудование. Спуск и подъем клапанных разделителей проводили с использованием промысловой лебедки автомашины на проволоке диаметром 2,2 мм, через лубрикатор (изготовленный перед испытаниями в Уренгойском РМУ по нашим чертежам) с корпусом высотой 1700 мм из трубы Ду=114 мм. Для контроля режимных параметров работы скважин в процессе испытаний использовали контрольно – диагностические комплексы КДК-2 с датчиками давления и температуры, установленными на устье скважины. Испытания проводились в скважинах № 2302 и 1355 во время работы скважин в шлейф и на факел.
Во время испытаний признаков подброса разделителя и торможения движению вниз из-за увеличенного расхода газа в момент подключения скважины к коллектору не наблюдалось. Процесс перелива жидкости во время подъёма разделителя сопровождался увеличением давления и температуры на устье скважины и характерным увеличением интенсивности и тембра звука протекающей жидкости. Типичные результаты исследований комбигазлифта представлены на графике (рисунок 8)
Рисунок 8 – Результаты испытания комбигазлифта в скважине № 1355 Уренгойского НГКМ во время работы скважины в шлейф
В результате промысловых испытаний в скважинах нефтяных и газоконденсатных месторождений подтвердились результаты стендовых исследований и высокая эффективность технологии удаления жидкости из скважин с помощью комбигазлифта. В процессе проведения промысловых исследований разработаны новые конструкции клапанных разделителей и отдельные узлы оборудования, а также технологический регламент на применение комбигазлифта, описанный в главе 2. За время испытаний не наблюдались ситуации указывающие на увеличение усилия лебедки обусловленного количеством поднимаемой разделителем жидкости.
В четвертой главе приводятся результаты использования комбигазлифта в скважинах Мыльджинского ГКМ.
В результате изучения условий эксплуатации скважин Мыльджинского ГКМ были разработаны рекомендации по эксплуатации скважин, которые вошли в проект доразработки месторождения на период 2007-2010 годы. С начала 2005 года скорости движения потока газа в половине фонда Мыльджинского ГКМ не обеспечивают вынос жидкости с забоев скважин, что приводит к нарушению температурного режима и самопроизвольной их остановке. В стволах скважин и в призабойной зоне за счет снижения температуры газа конденсируется вода и скапливается углеводородный конденсат. Для увеличения скорости потока и создания условий выноса жидкости из ствола скважин производят технологические продувки и замену НКТ на меньший диаметр (101,6 мм на 73 мм). Для перевода на эксплуатацию с использованием комбигазлифта нами были рекомендованы 26 скважин: №№ 105, 106, 108, 112, 115, 116, 118, 119, 120г, 121, 211, 211, 103, 104, 105, 106г, 107, 122, 127, 135, 203, 201, 202, 204, 205, 206.
В результате применения комбигазлифта в условиях Мыльджинского месторождения возможно: - значительно продлить период работы скважин без смены лифтовых колонн; предупредить и/или удалить скопления воды и конденсата с забоев скважин без продувок скважин на факел; сократить сроки освоения скважин после ремонтов.
Для первых испытаний сотрудниками ООО «Томскгазпром» были выбраны скважины № 105, 106, 119, 135, 204 и 206. Испытания проводились сотрудниками ООО «Томскгазпром» в соответствии с регламентом и по программе и методике разработанной совместно с автором. В ходе работ были использованы клапанные разделители Ду=89 мм и Ду=73 мм.
Скважина № 119, нкт-73 введена в эксплуатацию после капитального ремонта (замена НКТ с 101,6 мм на 73 мм) 16.07.2006 г. До 27.08.2006г. для освоения скважину каждый день продували по одному часу. Для сокращения сроков ввода скважины в эксплуатацию было принято решение применить комбигазлифт. В скважину спустили разделитель и подключили для работы к продувочному трубопроводу. Разделитель поднимали со скоростью около 1м/с. После подъема до глубины 1000 м наблюдался значительный рост буферного давления и температуры на устье скважины и снижение давления в затрубье. Через 3 минуты после начала подъема на факеле был отмечен вынос конденсата в течении 10 минут. А затем 20 минут вынос воды. В результате проведенной работы на скважине № 119 был получен разовый положительный результат во время отработки скважины на факел. Дальнейших спусков-подъемов разделителя не проводилось.
Скважина № 105, нкт 73мм. Скважина введена в эксплуатацию после капитального ремонта (замена НКТ) 08.08.2006 г. До 27.08.2006г. скважину один раз в сутки продували для очистки скважины от постоянно накапливающейся жидкости. Комбигазлифт использовали для освоения скважины после ремонта. В скважине № 105 с помощью комбигазлифта был получен ожидаемый эффект – после 3-х дней работы комбигазлифта (1 цикл в сутки) скважина вышла на режим и больше не продувалась. При этом анализируя результаты технологических продувок можно отметить, что во время работы комбигазлифта удалялись столбы жидкости более 200 метров. Об этом свидетельствует разница между буферным и затрубным давлениями.
Скважина № 206. Скважина введена в эксплуатацию после капитального ремонта (замена НКТ). С 28.07 по 17.09.2006 г. скважину продували на факел каждые 2 дня в течение получаса. Комбигазлифт использовали для освоения скважины после ремонта. После нескольких дней работы комбигазлифта (1 цикл в сутки) было решено использовать комбигазлифт в скважине № 206 каждые трое суток во время работы скважины в шлейф. Продувки скважины были прекращены, однако скважина нуждалась в периодическом удалении жидкости в систему сбора газа и конденсата с использованием комбигазлифта.
Скважина № 135. Комбигазлифт применялся для удаления жидкости во время эксплуатации для исключения продувок. До использования комбигазлифта скважину периодически (раз в 2-4 дня) продували для удаления постоянно накапливающейся жидкости. Первые дни комбигазлифт использовали каждый день, спуская разделитель в скважину, работающую на УКПГ. Характерные результаты использования комбигазлифта в скважине № 135 приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Устьевые параметры скважины № 135 до и после 1-го цикла работы
| до подъема | после подъема | ||||
| Рбуф, МПа | Рзатр, МПа | Ту 0С | Рбуф, МПа | Рзатр, МПа | Ту 0С |
| 8,17 | 10,07 | 19,6 | 8,19 | 8,72 | 21,6 |
Эффективность применения комбигазлифта в скважине 206 очень высока. За один цикл работы разделителя удаляется большой столб жидкости (более 500 метров). Об этом свидетельствуют изменения давления в затрубном пространстве. Давление уменьшалось с 10,07 МПа до 8,72 МПа. С каждым днем давление в затрубье уменьшалось, периодичность спусков/подъемов разделителя увеличивалась. При этом после 16 циклов (1 месяц) разница между буферным и затрубным давлениями (постепенно уменьшаясь) составила 0,2 МПа.
На всех скважинах Мыльджинского месторождения в результате использования комбигазлифта был получен положительный эффект за счет сокращения сроков освоения скважины или уменьшения потерь газа и конденсата на технологические продувки скважин. В ближайшее время планируется использование комбигазлифта на скважинах, в которых жидкость ограничивает производительность и в процесе освоения скважин после ремонтов.
Основные выводы диссертационной работы могут быть сведены к следующим положениям:
- На газовых и газоконденсатных месторождениях, на поздней стадии разработки, при эксплуатации скважин в условиях, осложненных из-за скопления конденсационной и пластовой воды, углеводородного конденсата используется ограниченное количество технологических процессов, в результате применения которых уменьшается производительность скважин или происходят безвозвратные потери газа и конденсата.
- Впервые разработаны и испытаны технология и комплекс оборудования для подъема и удаления жидкости негерметичным поршнем, перемещаемым по лифтовой колонне с помощью проволоки и лебедки. Технология получила название – «Комбигазлифт».
- Созданы 3 экспериментальных стенда для испытаний и демонстрации работы технологии и оборудования для комбигазлифта и других газлифтных технологий, рабочей средой в котором является воздух. Стендовые испытания наглядно демонстрируют эффективность удаления жидкости с помощью комбигазлифта.
- Проведены промысловые испытания комбигазлифта в скважинах нефтяных и газоконденсатных месторождений, оборудованных лифтовой колонной из труб Ду=73, 89, 114 мм. За один цикл работы разделителя комбигазлифта из скважины удалялись столбы жидкости более 200 метров без продувки на факел. Результаты испытаний показали высокую эффективность использования комбигазлифта для подъема жидкости.
- Использование комбигазлифта после капитального ремонта позволило освоить скважины всего за несколько дней, проводя по одной спускоподъемной операции в день. До применения комбигазлифта приходилось каждый день по 1 часу в течение 2-3 недель продувать скважину на факел. Комбигазлифт позволяет исключить или значительно сократить потери газа.
- Разработан технологический регламент на применение комбигазлифта для удаления жидкости из скважин, оборудованных лифтовыми колоннами Ду=73, 89, 114 и 168 мм. На основе программы и методики промысловых испытаний и регламента сотрудники ООО «Томскгазпром» эффективно применяют комбигазлифт.
Список основных работ, опубликованных по теме диссертации
- Шулятиков И.В., Сидорова С.А., Шулятиков В.И. Продление фонтанирования скважин за счёт использования комбигазлифта // Нефтяное хозяйство – 1996. -№10. - С.43-45.
- Сиротин А.М, Смирнов В.С., Шулятиков И.В., Сидорова С.А., Шулятиков, В.И. Приоритетные технологии и техника эксплуатации скважин // Газовая промышленность - 1998. - №8. - С. 46-48.
- Шулятиков И.В., Шулятиков В.И., Сидорова С.А., Сидоров С.Н. Комбигазлифт для эксплуатации и освоения скважин // Газовая промышленность – 2000. - №4.
- Шулятиков И.В. Технология эксплуатации скважин газовых и газоконденсатных месторождений в современных условиях // Сборник научных трудов «ВНИИГАЗ на рубеже веков – наука о газе и газовые технологии». – М.: 2003. – С.187-199.
- Шулятиков И.В., Сидорова С.А., Медко В.В., Пристанский А.Г. Технологические процессы и оборудование для эксплуатации газовых скважин в условиях, осложненных наличием жидкости и разрушением призабойной зоны // Обз. информ.: Приложение к журналу «Наука и техника в газовой промышленности». Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: 2005. - 103 с.
- Шулятиков И.В., Шулятиков В.И., Сидорова С.А., Сидоров С.Н. Комбигазлифт - будущее газлифта // Юбилейный сборник научных трудов ВНИИГАЗа «Наука о природном газе. Настоящее и будущее». – М.: 1998. - С.281-292.
- Сиротин А.М., Смирнов В.С., Шулятиков И.В., Сидорова С.А., Шулятиков В.И. Перспективные технологии и техника эксплуатации скважин // Юбилейный сборник научных трудов ВНИИГАЗа «Наука о природном газе. Настоящее и будущее». - М.: 1998. - С. 235-250.
- Шулятиков И.В., Пресич А.В., Пьявко Л.Г., Кузнецов С.А. Результаты применения комбигазлифта на Мыльджинском газо-конденсатном месторождении // 7–я Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, тезисы докладов. – М.: 2007. – С.136.
- Маринин В.И., Маловичко Л.П., Шулятиков И.В., Шулятиков В.И., Сидорова С.А. Использование комбигазлифта в процессах освоения скважин после капитальных ремонтов и самоглушения // Материалы НТС ОАО «Газпром» «Новая техника и технология при проведении ремонтных работ на скважинах. М.: - 2000. – С.21-28.
- Шулятиков И.В., Микин М.Л., Захарчук А.И., Цветков А.Е., Маловичко Л.П., Шулятиков В.И., Сидорова С.А.. Перспективы использования геофизических технологий для удаления песка из скважин сеноманских залежей //Материалы НТС ОАО «Газпром» «Новая техника и технология при проведении ремонтных работ на скважинах. М.: - 2000. –С.28-32.
- Патент России № 2067163 (Патенты США № 5,921,320, Канады № 2.192.390, Китая № 94195145.6) Способ и устройство для подъема жидкости из скважин. Шулятиков И.В., Шулятиков В.И., Шулятиков А.В., Булгакова С.В. 17.07.1992, опубл. 27.09.1996. – 20 с.: ил.
- Патент России (пм) № 48580. Стенд для исследования условий подъёма жидкости с использованием газа из скважин газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений. Шулятиков И.В., Шулятиков В.И. 13.05.2005.
Подписано к печати «27» сентября 2007г.
Заказ № 751103018
Тираж 100 экз.
1 уч. – изд.л, ф-т 60х84/16
Отпечатано в ООО «ВНИИГАЗ»
По адресу: 142717, Московская облласть,
Ленинский р-н, п. Развилка, ООО «ВНИИГАЗ»
