Ресурсосберегающие технологии и технические средства по добыче, сбору скважинной продукции на месторождениях поздней стадии разработки

• Автор: Шаякберов, Валерий Фаязович
• Шифр специальности: 25.00.17, 05.02.13
• Научная степень: Докторская
• Год защиты: 2013
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 357 с. : ил.

Содержание
ВВЕДЕНИЕ
Глава 1. Краткий обзор существующих внутри-промысловых технологий и пути их адаптации к меняющимся условиям эксплуатации.
1.1. Система добычи и сбора нефти и газа как единая технологическая структура при изменяющейся с течением времени эксплуатации месторождений.
1.2. Технологическое и техническое обеспечение совершенствования дополнительного системного блока «скважина - глубинное оборудование».
1.3. Ранний предварительный сброс воды на месторождениях поздней стадии разработки.
1.4. Разработка дополнительных технических средств для осуществления поскважинного контроля и учёта добычи. Стендовые заводские испытания трубной измерительной установки.
Выводы к главе
Глава 2. Математическое моделирование движения газожидкостной смеси в глубинном скважинном оборудовании и установках раннего сброса воды.
2.1. Тепломассообмен газожидкостного потока в каналах глубинного скважинного оборудования с вращающимися элементами.
2.2. Кустовой скважинный сброс воды.
2.3. Математические модели массообмена в секции наклонной колонны ТВО и её газовой линии.
2.4. Использование моделирования для разработки
управляемых систем отбора скважинной продукции.
2.5. Использование спектрально-корреляционного анализа при оценке технологических параметров нефтепромысловых систем Выводы к главе 2.
Глава 3. Разработка технологий и технических средств для совершенствования дополнительного системного блока «скважина - глубинное оборудование».
3.1. Технология повышения наработки на отказ при эксплуатации УЭЦН на любом участке ствола скважины независимо от кривизны. Стендовые заводские испытания муфты гибкой в составе УЭЦН.
3.2. Газовый сепаратор УЭЦН с повышенным объёмом рабочей камеры. Стендовые испытания газового сепаратора.
3.3. Технология повышения подачи жидкости добывающими насосами.
3.4. Способы диагностирования глубинного скважинного оборудования и стендовых испытаний натуральных образцов штанг и моделей штанг.
Выводы к главе 3.
Глава 4. Формирование комплексного способа при кустовом сбросе и утилизации попутной воды скважинной продукции.
4.1. Разработка технологий кустового скважинного сброса воды с использованием выведенных из эксплуатации скважин.
4.2. Анализ разработанных технологий скважинного сброса воды.
4.3. Физические основы рабочего процесса при скважинном сбросе воды.
4.4. Ожидаемый эффект от внедрения ССВ в ОАО «Удмуртнефть» и ООО «Бугурусланнефть» ОАО «ТНК-ВР».
Выводы к главе 4.
Глава 5. Теоретическое и экспериментальное определение оптимальных технологических параметров секций наклонных колонн трубных отделителей воды, нефти и газа.
5.1. Разработка методологий теоретического и экспериментального определения параметров секции наклонной колонны.
5.2. Разработка технических средств и технологических схем.
5.3. Сравнение аппаратов для установок предварительного сброса воды.
5.4. Сравнение узлов сброса воды для кустов скважин.
Выводы к главе 5.
Глава 6. Промысловое применение разработанных технологий и технических средств для совершенствования добычи и сбора нефти и газа.
6.1. Применение способов определения параметров трубной сепарационной установки и технологических схем для строительства наклонных колонн путевых ТВО.
6.2. Применение способа обработки скважин и их призабойных зон для удаления сульфидов железа.
6.3. Промысловые испытания и результаты подкон-

°...7 0 и 2 °...4 °). Подобное выполнение ухудшает работу (по сравнению с прямой колонной), так как зеркало (поверхность раздела) «нефть-вода» в нефтеотстойной части в 1,35 ... 3,5 раза меньше, чем было бы при угле наклона всей колонны равной углу наклона водоотстойной части. Также применяемый И-образный распределитель физически не может разделить на компоненты (нефть и воду) поступающую эмульсию. Не способствует работе также и отсутствие газовой части. Поэтому применение составной наклонной колонны ТВО [2] по сравнению с прямой наклонной колонной ведёт лишь к ухудшению качества сбрасываемой воды, усложнению эксплуатации и увеличению габаритов.
Имеется наклонная колонна с КУ большого диаметра [22], где КУ выполнен прямолинейно и имеет одинаковый диаметр с колонной. Её особенностью является расположение границы раздела «нефть-вода» ниже донной части КУ, причем колонна имеет угол наклона 4° ... 15 °. Поэтому КУ будет заполнен нефтью или нефтью и газом, так как он представляет собой сообщающийся сосуд с наклонной колонной, а граница раздела «нефть-вода» расположена ниже точки ввода. Нефтью до уровня «нефть-газ» будут также заполнены патрубки отвода нефти. Это приводит к уменьшению толщины нефтеотстойной части наклонной колонны из-за заполнения нефтью части КУ, сложности изготовления, большой металлоёмкости, причем выделяющийся в КУ газ скапливается в нём и затем, поднимаясь по наклонной колонне, образует пузыри и пену.
Помимо ЕГ-образного распределителя [2] в наклонной колонне предлагается использовать Ш-образный распределитель [5], причем колонна состоит из водоотстойной, нефтеотстойной и газовой частей. По мнению В.А. Крюкова в Ш-образном распределителе происходит предварительное деление продукции скважин на воду, нефть и газ и из разных выходов истекают предварительно разделённые вода, нефть и газ. Но при используемой рабочей среде (водонефтегазовая смесь) и размерах наклонной колонны осуществление Ш-образным распределителем потока своих функций физически не представляется возможным.