Добыча высоковязких и тяжелых нефтей актуальная задача российского ТЭК. Добыча сверхвязкой нефти


Добыча высоковязких и тяжелых нефтей актуальная задача российского ТЭК

Транскрипт

1

2

3 Добыча высоковязких и тяжелых нефтей актуальная задача российского ТЭК По прогнозам экспертов, к 2050 году мировое потребление энергии вырастет на 100% по сравнению с сегодняшним уровнем. Несмотря на бурное развитие альтернативной энергетики, основным источником энергии останется нефть. Для удовлетворения потребностей общества в энергии, мировой нефтедобывающий комплекс обращает все большее внимание на дорогостоящие нетрадиционные и труднодоступные источники углеводородов. Тяжелые нефти и газовые гидраты в условиях истощения традиционных нефтей приобретают все большее значение в мировой экономике. По разным оценкам запасы тяжелых нефтей и природных битумов составляют от 790 млрд. тонн до 1 трлн. тонн, что в 5-6 раз больше остаточных извлекаемых запасов нефтей малой и средней вязкости. Наибольшими запасами тяжелых нефтей и природных битумов обладают Венесуэла, Канада и Россия. После истощения мировых запасов обычной нефти и при условии эффективного применения методов добычи тяжелых нефтей и битумов, эти страны смогут усилить свою роль на глобальном рынке энергоресурсов. В России запасы тяжелой нефти составляют около 55% от общего объема нефтяных запасов. Нефтедобывающая отрасль заинтересована в технологических решениях, которые повысят рентабельность добычи тяжелых нефтей. Одно из таких решений система электрообогрева Stream Tracer для защиты скважин от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), разработанная ГК «ССТ» на основе уникального нагревательного элемента с переменной мощностью. 55 млрд. тонн Геологические запасы высоковязкой нефти в России 2 млрд. тонн Извлекаемые запасы (вязкостью более 30 мпа*с) в России Месторождения: Северо-Западный федеральный округ 436 млн. тонн Приволжский федеральный округ 844 млн. тонн Уральский федеральный округ 652 млн. тонн другие округа 48 млн. тонн Нефтегазоносные провинции с высоковязкой нефтью: Волго-Уральская (Татарстан, Удмуртия, Башкортостан, Самарская область и Пермский край) Восточно-Сибирская (Тунгусский бассейн), Тимано-Печорская (Республика Коми, Ненецкий Автономный округ)

4

5 Защита скважины от образования АСПО критически важная задача ближайших лет Проблема образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в нефтедобывающих скважинах известна давно. Она связана с тем, что при понижении температуры и разгазировании флюида, поднимающегося по насосно-компрессорной трубе (НКТ), нефть теряет способность растворять содержащиеся в ней парафин и смолы. При добыче парафинистой нефти в верхней части скважины на стенках НКТ происходит отложение парафина и смол. Из-за этого поперечное сечение НКТ сужается, возрастает сопротивление движению жидкости, увеличивается нагрузка на насос. Образование АСПО приводит к таким негативным факторам как: сокращение добычи нефти; неэффективное использование нефтяных ресурсов; преждевременный выход из строя дорогостоящего оборудования; сокращение межремонтного периода оборудования; ухудшение технико-экономических показателей месторождений. Основные факторы снижения температуры жидкости: Геотерма земли в зоне скважины; Термическое сопротивление конструкции скважины; Дебит скважины; Динамический уровень нефти в межтрубном пространстве. Основные факторы образования АСПО: Концентрация парафинов; Изменение температуры в стволе скважины; Снижение давления в стволе скважины; Количество растворенного в нефти сопутствующего газа.

6

7 Способы предотвращения образования АСПО Учитывая возрастающее значение добычи тяжелых нефтей, предотвращение образования АСПО в НКТ сегодня является одной из ключевых технологий эффективной добычи нефти. Для решения данной проблемы

docplayer.ru

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти

Изобретение относится к разработке залежи сверхвязкой нефти с применением тепла для разогрева продуктивного пласта. Обеспечивает увеличение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти за счет улучшения проницаемости для сверхвязкой нефти в зоне пласта вблизи горизонтального ствола добывающей скважины, а также снижение энергетических затрат на реализацию способа. Сущность изобретения: способ включает бурение пары горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев пласта закачкой пара в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающее скважины. Согласно изобретению прогревают пласт закачкой пара в обе скважины до стабилизации величины паронефтяного отношения. После этого поочередно используют три режима разработки залежи сверхвязкой нефти. Первый режим включает закачку пара в нагнетательную скважину и выдержку его в пласте в течение 48-72 часов. Второй режим включает закачку в добывающую скважину пропиленгликоля из расчета 5 м3 на 100 м горизонтального участка добывающей скважины с содержанием основного вещества не менее 98% с выдержкой в пласте в течение 12-24 часов и одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине. Третий режим включает добычу высоковязкой нефти из добывающей скважины до возрастания величина паронефтяного отношения в 1,5 раза. 1 пр.

 

Изобретение относится к разработке залежи сверхвязкой нефти с применением тепла для разогрева продуктивного пласта.

Известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU №2431746, МПК Е21В 43/24, опубл. в бюл. №29 от 20.10.2011 г.), включающий строительство двухустьевых верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя, например перегретого пара через нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через добывающую скважину, при этом в качестве теплоносителя используется перегретый пар, смешанный с продуктами сгорания горючего топлива, который закачивают через одно устье нагнетательной колонны, при этом осуществляют отбор сконденсировавшейся на внутренней поверхности нагнетательной колонны влаги через другое устье, а при ухудшении коллекторских свойств и/или снижении суммарного отбора продукции пласта более чем в два раза за период не более трех месяцев одно из устьев добывающей скважины герметизируют, а через другое устье закачивают нефтесилорную эмульсию, после технологической выдержки закачку теплоносителя и отбор продукции осуществляют в обычном режиме.

Недостатком известного способа являются:

- во-первых, высокие затраты на реализацию способа, связанные со строительством и обустройство двухустьевых скважин;

- во-вторых, закачку пара смешанного с продуктами сгорания горючего топлива производят в пласт постоянно через горизонтальный ствол нагнетательной скважины, что требует значительных затрат энергии для производства пара;

- в-третьих, происходит снижение давления в паровой камере нагнетательной скважины по мере использования перегретого пара смешанного с продуктами сгорания горючего топлива и переход его из паровой фазы в жидкую, что снижает эффективность реализации способа;

- в-четвертых, накапливающийся конденсат пара смешанного с продуктами сгорания горючего топлива ухудшает теплопередачу от закачиваемого пара к пласту.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи сверхвязкой нефти в послойно-неоднородном коллекторе с частичной вертикальной сообщаемостью (патент RU №2473796, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.01.2013), включающий бурение пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев послойно-неоднородного коллектора закачкой теплоносителя (пара) в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны послойно-неоднородного коллектора с хорошей вертикальной сообщаемостью, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающей скважины, при этом горизонтальные участки горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин пробурены в интервале послойно-неоднородного коллектора с хорошей вертикальной сообщаемостью, и как минимум две вертикальные скважины пробурены в послойно-неоднородном коллекторе в зонах начала и конца горизонтальных участков и вскрыты в интервалах послойно- неоднородного коллектора с ухудшенным вертикальным сообщением, причем сначала закачкой пара в обе вертикальные скважины производят разогрев послойно- неоднородного коллектора в зонах с ухудшенным вертикальным сообщением до образования гидродинамической связи между вертикальными скважинами, после чего в одну из вертикальных скважин закачивают пар, а из другой вертикальной скважины отбирают продукцию, причем при прорыве пара в ствол вертикальной добывающей скважины снижают отбор продукции на 50% до прекращения поступления газа в ствол вертикальной добывающей скважины, после чего отбор продукции из вертикальной скважины возобновляют в прежнем объеме, при снижении приемистости вертикальной нагнетательной скважины на 70% переходят на закачку горячей воды.

Недостатком известного способа являются:

- во-первых, постоянная закачка пара в пласт через нагнетательную скважину приводит к увеличению объема образующегося конденсата, основная часть которого извлекается через добывающую скважину, вызывая рост обводненности добываемой высоковязкой нефти, что приводит к снижению эффективности реализации способа;

- во-вторых, вследствие постоянной закачка пара в пласт через нагнетательную скважину прогрев пласта не оптимален, так как накапливающийся конденсат ухудшает теплопередачу от закачиваемого пара к пласту;

- в-третьих, постоянное закачивание водяного пара в нагнетательную скважину, требует значительных затрат энергии для производства пара.

Технической задачей предложения является увеличение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти за счет улучшения проницаемости для сверхвязкой нефти в зоне пласта вблизи горизонтального ствола добывающей скважины, а также снижение энергетических затрат на реализацию способа.

Техническая задача решается способом разработки залежи сверхвязкой нефти, включающий бурение пары горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев пласта закачкой пара в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающее скважины.

Новым является то, что прогревают пласт закачкой пара в обе скважины до стабилизации величины паронефтяного отношения, после чего поочередно используют три режима разработки залежи сверхвязкой нефти, первый режим включает закачку пара в нагнетательную скважину и выдержку его в пласте в течение 48-72 часов, второй режим включает закачку в добывающую скважину пропиленгликоля из расчета 5 м3 на 100 м горизонтального участка добывающей скважины с содержанием основного вещества не менее 98% с выдержкой в пласте в течение 12-24 часов и одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине, третий режим включает добычу высоковязкой нефти из добывающей скважины до возрастания величина паронефтяного отношения в 1,5 раза.

Способ реализуют следующим образом.

На залежи сверхвязкой нефти пробуривают пару горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости.

Нагнетают пар, например водяной в горизонтальные участки добывающей и нагнетательной скважин и создают паровую камеру в пласте, разогревают межскважинную зону пласта между горизонтальными участками верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, при этом закачиваемый в пласт водяной пар из-за разности плотностей стремится к верхней части нефтенасыщенного интервала залежи, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру.

Разогрев пласта приводит к снижению вязкости нефти, и она приобретает подвижность. На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин происходит теплообмен, в результате пар конденсируясь преобразуется в воду, которая вместе с разогретой нефтью движется к горизонтальному участку добывающей скважины. После создания паровой камеры осуществляют отбор сверхвязкой нефти через добывающую скважину, а водяной пар закачивают только в нагнетательную скважину. Разработку залежи сверхвязкой нефти в таком режиме ведут до стабилизации величины паронефтяного отношения. Паронефтяное отношение определяют как объем пара закачанного для добычи одной тонны высоковязкой нефти. Для разработки залежей сверхвязкой нефти осуществляемых с закачиванием пара паронефтяное отношение стабилизируется при достижении величины 2,2-3,8 м3/т.

После стабилизации величины паронефтяного отношения переходят к первому режиму разработки залежи сверхвязкой нефти, включающему только периодическую (до момента перехода ко второму режиму эксплуатации) закачку водяного пара в нагнетательную скважину. После создания паровой камеры и стабилизации величины паронефтяного отношения периодической закачки пара достаточно для предотвращения остывания пласта. Постоянное закачивание водяного пара в нагнетательную скважину привело бы к неоправданным энергетическим затратам и увеличению объема образующегося конденсата, влекущему за собой рост обводненности отбираемой сверхвязкой нефти. Объем закачки пара определяет геологическая служба нефтегазодобывающего предприятия в зависимости от физико-емкостных свойств пласта (пористости, проницаемости т.д.) и обычно составляет 500-800 тонн.

После закачки 500-800 тонн водяного пара в нагнетательную скважину подачу водяного пара прекращают для перераспределения тепла в пласте в течение 48-72 суток.

Далее переходят ко второму режиму разработки залежи сверхвязкой нефти. Закачанный при использовании первого режима эксплуатации пар в течение 48-72 часов отдает тепло пласту и, конденсируясь, преобразуется в воду (конденсат), которая вместе с разогретой сверхвязкой нефтью движется к горизонтальному участку добывающей скважины. Основная часть конденсата добывается вместе с сверхвязкой нефтью, но часть его остается в пласте и, накапливаясь с течением времени, приводит к повышенной водонасыщенности пласта, снижается фазовую проницаемость нефти. Также накапливающийся конденсат ухудшает теплопередачу от закачиваемого пара к пласту.

Второй режим разработки залежи сверхвязкой нефти включает закачку пропиленгликоля в добывающую скважину с одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине. При реализации способа используют пропиленгликоль, производимый по ТУ 2422-069-05766801-97, представляющий собой прозрачную нелетучую жидкость со слабым запахом и сладковатым вкусом.

Циркуляцию водяного пара в нагнетательной скважине осуществляют для предотвращения остывания пласта в течение всего времени использования второго режима разработки залежи сверхвязкой нефти.

Закачанный пропиленгликоль оставляют в скважине в течение 12-24 часов. В течение этого времени пропиленгликоль «вбирает в себя» содержащиеся в пласте конденсат и связанную воду. Пропиленгликоль гигроскопичная жидкость, обладающая высокой влагоемкостью и смешивающаяся с водой в любых соотношениях. Гигроскопичность пропиленгликоля объясняется наличием в их составе гидроксильных и эфирных групп, образующих водородные связи с водой. Влагоемкость закачанной оторочки из пропиленгликоля растет при увеличении объема и концентрации пропиленгликоля, поэтому их используют в концентрированном виде с содержанием основного вещества не менее 98%. Объем используемого пропиленгликоля составляет из расчета 5 м3 на 100 м горизонтального участка добывающей скважины, что установлено проведением опытных работ. Температура кипения пропиленгликоля 189°C, что позволяет использовать его при разработке залежей сверхвязкой нефти с использование водяного пара. Температура пласта при разработке залежей сверхвязкой нефти после разогрева паром в большинстве случаев не превышает температуру кипения этиленгликоля.

Далее переходят к третьему режиму разработки залежи сверхвязкой нефти, включающему отбор сверхвязкой нефти из добывающей скважины. При переходе к третьему режиму разработки залежи сверхвязкой нефти через добывающую скважину первоначально извлекается закачанный ранее пропиленгликоль, несущий в себе конденсат и связанную воду, которые ранее содержались в пласте. При этом происходит осушение (дегидратация) пласта, обеспечивающее увеличение фазовой проницаемости для нефти. Осушение пласта обеспечивает рост фазовой проницаемость для нефти и, как следствие, увеличение эффективности обора высоковязкой нефти.

Отбор сверхвязкой нефти из добывающей скважины ведут пока из-за остывания пласта величина паронефтяного отношения не возрастет в 1,5 раза. После этого переходят к первому режиму разработки залежи сверхвязкой нефти, включающему закачку пара в нагнетательную скважину. При третьем режиме разработки залежи сверхвязкой нефти было проведено осушение пласта, поэтому накопившийся конденсат не ухудшает теплопередачу от закачиваемого пара к пласту, за счет этого происходит оптимизация прогрева пласта и, как следствие, увеличение эффективности отбора сверхвязкой нефти.

Далее три режима разработки сверхвязкой нефти поочередно используют до выработки извлекаемых запасов сверхвязкой нефти.

Пример практического применения способа.

Разрабатывают залежь сверхвязкой нефти, находящуюся на глубине 95 м, которая представлена пластами толщиной 25-34 м с температурой 9,8°C, с пластовым давлением 0,7 МПа, нефтенасыщенностью 0,73 д.ед., пористостью 32%, проницаемостью 0,21 мкм2, с битумом плотность 973 кг/м3 и вязкость около 22000 мПа·с, длина горизонтального участка добывающей скважины составляет 400 м.

На залежи сверхвязкой нефти пробурили пару горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости на расстоянии 7 метров. Далее, нагнетая водяной пар с температурой 210°C (на устье) в горизонтальные участки добывающей и нагнетательной скважин, создали паровую камеру в пласте и разогрели межскважинную зону пласта. Начали разработку залежи сверхвязкой нефти отбором разогретой нефти из пласта через горизонтальный ствол добывающей скважины и закачкой водяной пара в пласт с температурой 210°C (на устье) через горизонтальный ствол нагнетательной скважины в объеме 100 т/сутки. Разработку залежи в таком режиме вели до стабилизации паронефтяного отношения на величине 2,8 м3/т. Далее перешли к первому режиму разработки залежи сверхвязкой нефти, включающему закачку водяного пара в пласт через горизонтальный ствол нагнетательной скважины. После закачки 700 т водяного пара в пласт в подачу водяного пара в нагнетательную скважину прекратили. В течение 60 часов тепло от закачанного пара перераспределялось в пласте.

Далее перешли ко второму режиму разработки залежи сверхвязкой нефти, при котором в пласт через горизонтальный ствол добывающей скважины закачали: 400 м × 5 м3 = 20 м3 пропиленгликоля с одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине. Закачанный пропиленгликоль оставили в скважине на 18 часов, при этом продолжали циркуляцию водяного пара в горизонтальном стволе нагнетательной скважины по колонне насосно-компрессорных труб через затрубное пространство нагнетательной скважине.

Далее перешли к третьему режиму разработки залежи сверхвязкой нефти, включающему отбор сверхвязкой нефти из добывающей скважины. Отбор сверхвязкой нефти из добывающей скважины вели, пока паронефтянефтяное отношение не возросло в 1,5 раза. После этого перешли к первому режиму разработки залежи сверхвязкой нефти. Далее три режима разработки залежи сверхвязкой нефти использовали поочередно.

Использование предлагаемого способа позволяет снизить величину накопленного паронефтяного отношения в 1,3 раза за счет за счет оптимизации прогрева пласта и улучшения проницаемости для сверхвязкой нефти в зоне пласта вблизи добывающей скважины.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти, включающий бурение пары горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев пласта закачкой пара в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающее скважины, отличающийся тем, что прогревают пласт закачкой пара в обе скважины до стабилизации величины паронефтяного отношения, после чего поочередно используют три режима разработки залежи сверхвязкой нефти, первый режим включает закачку пара в нагнетательную скважину и выдержку его в пласте в течение 48-72 часов, второй режим включает закачку в добывающую скважину пропиленгликоля из расчета 5 м3 на 100 м горизонтального участка добывающей скважины с содержанием основного вещества не менее 98% с выдержкой в пласте в течение 12-24 часов и одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине, третий режим включает добычу высоковязкой нефти из добывающей скважины до возрастания величина паронефтяного отношения в 1,5 раза.

www.findpatent.ru

Диссертация на тему «Совершенствование технологии добычи высоковязкой нефти штанговыми насосами с утяжелителем колонны :На примере Арланского нефтяного месторождения» автореферат по специальности ВАК 05.15.06 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

1. Абдурашитов С.А.,Аванесян В.Г. Экспериментальное исследование физических свойств эмульсионных нефтей/Нефть и газ.Изв.вузов,1964.№1.С.77.

2. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами.-М.:Недра,1979.1. С.213.

3. Адонин А.Н. Оптимальный коэффициент подачи глубинных насосов / Нефтяное хозяйство. 1973. № 5. С. 30-33.

4. Айгистова С.Х., Муслимов Р.Х., Касимов P.C. и др. О классификации и рациональном использовании высоковязкой нефти Татарии / Нефтепромысловое дело: Науч.-техн.информ.сб. М.: ВНИИОЭНГ. 1980. № 2. С.13-14.

5. Алексеев Г.А., Мухаметгалеев P.P. Изучение структуры образования эмульсий в глубиннонасосных скважинах / Вопросы добычи нефти на промыслах Башкирии. Уфа: Башкнигоиздат, 1968. С. 75-81.

6. Алиев Ш.Н., Гусейнов О.Х., Рустамов Э.М. и др. Штанговые насосы двустороннего действия НСВ!Д"/ Нефтяное хозяйство. 1982. №11. С.30-32.

7. Алиманов Д.А. Некоторые вопросы добычи высоковязкой нефти на месторождении Кенкияк / Нефтепромысловое дело: Научн.-техн.информ.сб.-М. :ВНИИОЭНГ. 1981. № 6. С. 19-20.

8. Аметов И.М., Байдиков Ю.Н., Рузин JI.M. и др. Добыча тяжелых и высоковязких нефтей / М.: Недра. 1985. С.240.

9. Аметов И.М., Шерстнев Н.М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин. / М.: Недра, 1989. С.213.

10. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предупреждение осложнений при добыче обводненной нефти./Уфа: Башкнигоиздат, 1967. С. 107.

11. И. Ахмадишин Р.З., Фасхутдинов P.A., Валеев М.Д. и др. Скважинная штанговая насосная установка / A.C. 1555530 СССР, МКИ F04B 47/02. (не подлежит опубликованию).

12. Ахмадишин Р.З. Подбор глубиннонасосного оборудования при добыче высоковязкой нефти /Тез.докл. Респ.научн.-техн.конф. молодых ученых и специалистов предприятий нефт. и газ. пром-ти. Шевченко. 1987.С. 90.

13. Ахмадишин Р.З. Расчет штанговой колонны в скважине с многолетнемерзлыми породами в разрезе / Совершенствование процессов бурения скважин и нефтедобычи / Сб. научн. трудов. Башнипинефть.1988. Вып.78. С. 101-110.

14. Ахмадишин Р.З. Особенности добычи высоковязкой нефти из малодебитных скважин / Пути интенсификации добычи нефти Сб.научн.тр./ Башнипинефть. 1989. Вып.80. С. 95-104.

15. Ахмадишин Р.З. Влияние конструкции скважинного штангового насоса на гидродинамические процессы, протекающие в насосно-компрессорных трубах / Сб.научн.тр.Башнипинефть. 1991. Вып. 84.С. 25-33.

16. Ахмадишин Р.З. Результаты испытаний скважинных насосов с гидроусилителем в АО "Татнефть" и АНК "Башнефть / Сборник трудов аспирантов. Башнипинефть. Уфа. 1996.

17. Ашимов М.А, Мамедова В.А., Бух Ю.Д. и др. Исследование структурной вязкости нефтяных эмульсий НПУ "Бузовнынефть" / Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1967. №12. С.36-37.

18. Балакиров Ю.А. Гегельская Н.В„ Слепян Е.А. и др. Добыча высоковязких нефтей скважинными штанговыми насосами. / Нефтяное хозяйство. 1981. №7. С.64-66.

19. Батыров Х.М. Применение штанговых глубинных насосов для добычи высоковязкой нефти / Нефтепромысловое дело: Научн.-техн. информ. сб.- М.: ВНИИОЭНГ, 1981, Вып. 9. С. 24-28.

20. Богомольный Г. И. Определение области возможного применения штанговых глубинных насосов для добычи высоковязкой нефти: Тр. ин-та/ МИНХиГП им. И.М.Губкина. 1982. Вып. 165. С. 107-121.

21. Булина И.Г., Коротаев О.Л., Касимова А.Г. Об особенностях методики исследований реологических свойств парафинистых нефтей // Нефтяное хозяйство. 1976. № 3. С. 44-45.

22. Бурцев И.Б., Ибрагимов Ф.И. К определению коэффициента подачи штангового глубинного насоса / Физико-химия и разработка нефтяных месторождений: Тр. ин-та/ УНИ. 1978. С. 45-49.

23. Валеев М.Д. Разработка научных основ и технологий глубиннонасосной добычи высоковязкой нефти из обводненных скважин. Дисс. на соиск. уч. ст. докт.техн.наук. Баку. 1991. С.385.

24. Валеев М.Д. О структурно-механических и неравновесных характеристиках эмульгированных нефтей / Научные исследования в старом нефтедобывающем регионе. Сб.научн.тр./ Башнипинефть.1995.Вып.89. С.59-68.

25. Валеев М.Д., Хасанов М.М. Глубиннонасосная добыча вязкой нефти. Уфа. Башкнигоиздат. 1991.

26. 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.

27. Валеев М.Д. Добыча высоковязкой нефти на месторождениях Башкирии / Тематич. научн.-техн. обзор: сер. Нефтепромысловое дело. М.:ВНИИОЭНГ. 1985. Вып. 2 (91). С.40.

28. Валеев М.Д. Допустимая скорость откачки высоковязкой нефти скважинным штанговым насосом / Нефтепромысловое дело: Научн.-техн.информ.сб. М.: ВНИИОЭНГ. 1983. №12. С. 17-19.

29. Валеев М.Д. Исследование гидродинамических нагрузок на глубиннонасосное оборудование в процессе откачки вязких нефтяных эмульсий: Автореф. дис.канд.техн.наук. Уфа, 1977. С.24.

30. Валеев М.Д. Прогнозирование вязкости эмульсий в обводненных скважинах / Пути интенсификации добычи нефти : Сб.научн.тр./ Башнипинефть. 1989.Bbin.80. С. 120-123.

31. Валеев М.Д. Прогнозирование физико-механических свойств нефтяных эмульсий / Сбор, подготовка тяжелых высоковязких нефтей: Сб.научн.тр./ВНИИСПТнефть. 1984. С.84-88.

32. Валеев М.Д. Расчет предельных напряжений в насосных штангах //Машины и нефтяное оборудование: Отечест.опыт: Экспресс информ./ ВНИИОЭНГ. 1985. ^ 11,С.4-8.

33. Вахитов Г.Г., Морозов В.Д., Сафиуллин Р.Х. Проблемы скважинной • разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов за рубежом / Тематич.научн.-техн.обзор: Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. 1986. Вып. 19 (126). С.49.

34. Веревкин К.И., Дияшев Р.Н. Классификация углеводородов при выборе методов их добычи / Нефтяное хозяйство. 1982. № 3. С.31-34.

35. Вирновский A.C. Теория и практика глубиннонасосной добычи нефти/Тр. ин-та/ВНИИ. 1971. Вып. 57. С.184.

36. Габриелов JI.B. Анализ работы установок для подъема высоковязких нефтей при термических методах воздействия на пласт / Тематич.научн.-технич.обзор: Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ.1988. С.33.

37. Газимов М.Г., Имамаликов Ю.А., Махьянова К.И. и др. Кривые и эмпирические формулы для определения вязкости нефтей и эмульсий /Нефтепромысловое дело:Науч.-тех.инф.сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1971.№9.С. 24-26.

38. Галикеев Н.Г., Валеев М.Д., Ахмадишин Р.З. и др. Способ определения вязкости нефти в глубиннонасосных скважинах / A.C. 1686141 СССР МКИ Е21В 47/00. (не подлежит опубликованию).

39. Годовой отчет ЛПНиСВ ЦНИПР НГДУ "Арланнефть". 1972.

40. Годовой отчет НГДУ "Арланнефть". 1999.

41. Годовой отчет ЛТТДНиЗК ЦНИПР НГДУ "Арланнефть". 1997.

42. Грайфер В.И., Лазарев Г.А., Леонтьев М.И. Влияние различных факторов на вязкость водонефтяных эмульсий / Нефтепромысловое дело: Научн.-техн.информ.сб. М.: ВНИИОЭНГ. 1973. №2, С. 21-23.

43. Гукасов H.A., Пирвердян A.M. Об определении гидромеханического давления на забое скважины при спуско-подъемных операциях /Нефтяное хозяйство. 1959. № 8. С. 38-40.

44. Гусев В.И., Шерстнев Н.М. Полубоярцев Б.Л. Методы совершенствования технологии эксплуатации скважин при добыче вязких нефтей / Нефтяное хозяйство. 1981. № 4. С.40-43.

45. Давлетов М.Ш., Алексеев Ю.В. Прогноз межремонтного периода работы скважин, оборудованных УЭЦН и УСШН / Молодые ученые Башнипи-нефти отраслевой науке.- Уфа, 1998.-С.62-66.-(Аспирантский сборник научных трудов Башнипинефть).

46. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномально-вязкие нефти. М.:Недра. 1984. С.240.

47. Дадаш-заде A.M., Джабарзаде Д.А. Атакишев А.Н. Определение нагрузок на колонну полых штанг при работе её в неньютоновской жидкости / Вопросы техники и технологии добычи нефти: Тр.ин-та / Азнипинефть.1976. Вып.41. С.68-70.

48. Дворецкий H.JI. Перспективы использования тяжелых нефтей и битумов / Нефтяное хозяйство. 1983. №5. С. 61-62.

49. Джафаров Ш.Е., Ахадов М.С., Исмайлов A.M. Насос глубинный для откачки из скважин высоковязких жидкостей / Машины и нефтяное оборудование: Научн.-техн.информ.сб. М.:ВНИИОЭНГ .1974. № 6. С. 3-6.

50. Джавадян A.A., Гавура З.Е., Сафронов З.И. Проблемы разработки месторождений с высоковязкими нефтями и пути их решения / Нефтяное хозяйство. 1998. № 6.

51. Диденко B.C. Исследование вязкости газонасыщенных нефтяных эмульсий / Нефтепромысловое дело: Научн.-техн.информ.сб. М.: ВНИИОЭНГ. 1983. Вып. № 12. С. 12-14.

52. Диденко B.C., Матвеева Л.И., Сеницкий В.А. Определение вязкости эмульсионных смесей обводненных нефтей / Нефтепромысловое дело: Научно-техн. информ.сб. М.: ВНИИОЭНГ. 1981. № 6. С. 55-58.

53. Доброскок Б.Е., Смирнов Я.Л., Батыров Х.М. и др. Эксплуатация наклонно-направленных скважин с вязкими неф-тями. Нефтепромысловое хозяйство месторождений Татарии / Тр.ин-та Татнипинефть, 1975.Вып.32. С.41-47.

54. Дунюшкин И.И., Баленин A.A., Татунова Н.И. и др. Влияние температуры и обводненности на вязкость эмульсии / Нефтепромысловое дело и транспорт нефти: Научн.-техн.информ.сб. М.: ВНИИОЭНГ. 1985.№ 7.С.22-25.

55. Зубаиров С.Г., Султанов Б.З., Ишмурзин A.A. Глубинный насос с гидравлическим утяжелителем низа колонны штанг / Нефтепромысловое дело: Научн.-техн.информ.сб. М.:ВНИИОЭНГ. 1974. № 11. С. 20-22.

56. Карпов Б.В., Воробьев В.П., Казаков В.Т., Ткачук В.И. "Использование физических полей для предупреждения отложения парафина при добыче нефти". / "Нефтяное хозяйство". 1997. № 7.

57. Коган Я.М., Латыпов В.Х. Исследование вязкости эмульсии пласта Д1 Шкаповского месторождения / Нефтяное хозяйство. 1964. № 3.С.32-34.

58. Кадымова К. С., Мамедов Н.Я. Исследование сил гидродинамического трения в подземной части глубиннонасосНых установок в глубоких и сверхглубоких скважинах / Изв.АН.Аз.ССР. Сер. наук о земле. 1967. №5. С. 122-131.

59. Кадымова К.С., Мамедов Н.Я. Исследование сил трения в подземной части глубиннонасосной установки в глубоких и сверхглубоких скважинах // Докл. АН Аз. ССР. 1966. Т. ХХП. № 3. С. 54-59.

60. Кадымова К.С. Трение в подземной части штанговой насосной установки. Баку: Азербайдж.гос.изд-во.1983. С. 138.

61. Казак A.C. Новые направления в технике и технологии добычи тяжелых углеводородов за рубежом / Тематич.научн. -техн. обзор: Сер. Нефтепромысловое дело М.: ВНИИОЭНГ. 1989. С.47.

62. Казак А. С Технология и техника эксплуатации скважин с тяжелой высоковязкой нефтью / Тематич.научн.-техн.обзор: Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. 1979. С.44.

63. Калимуллин И.Г., Жуйко П.В., Владимиров A.A., Сансиев В.Г., Клементьев А.Н. Особенности добычи сбора и подготовки тяжелой нефти на Усинском нефтяном месторождении / Нефтепромысловое дело: Научно-техническая информация сб. М.:ВНИИОЭНГ. 1984. № 13.

64. Калимуллин И.Г. Эксплуатация скважин на Усинском месторождении / Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной промышленности: инф.сб. "Нефтяная и газовая промышленность7ВНИИОЭНГ.1990. № 2.С.24-27.

65. Каплан А.Р. Нагрузка от вязкого трения в штанговой насосной установке / Эксплуатация нефтепромысловых систем: Тр. ин-та / ВНИИ. 1978. Вып.65. С.78-82.

66. Карпов Б.В., Воробьев В.П., Казаков В.Т., Ткачук В.И. Использование физических полей для предупреждения отложения парафина при добыче нефти / Нефтяное хозяйство. М. 1997. № 7.

67. Ляпков П. Д. Расчет вязкости водонефтяных эмульсий по экспериментальным данным / Техника и технология добычи высоковязкой нефти. Сб.научн.тр./МИНГ им. И.М.Губкина. 1982. Вып. 165. С. 36-45.

68. Мазитов И.Ф., Попов A.M., Шулындин М.И. Потери напора в клапанах глубинных насосов при откачке нефти повышенной вязкости / Нефтяное хозяйство. 1971. № 7. С.47-49.

69. Малышев А.Г., Черемесин H.A., Шевченко Г.В. Выбор оптимальных способов борьбы с парафиногидратообразованиями / Нефтяное хозяйство. М. 1997.

70. Мирзаджанзаде А.Х., Галлямов М.Н., Шагиев Р.Г. Технологические особенности добычи неньютоновской нефти в Башкирии. / Уфа. Башкнигоиздат. 1978. С.175.

71. Мищенко И.Т., Исмаилов A.M., Мамедов Т.М. Модель нестационарного взаимодействия вязкой жидкости с штангами и трубами в скважинной штанговой насосной установке / Нефт. хоз-во. 1990.№ 7.С. 71-72.

72. Мищенко И.Т., Кнышенко Г.Н., Гафуров О.Г. Определение вязкости водонефтяных эмульсий по промысловым данным / Нефтепромысловое дело: Научн.техн.информ.сб. М.: ВНИИОЭНГ. 1969. № 12. С. 3-6.

73. Мищенко И.Т. Некоторые вопросы совершенствования механизированных способов добычи нефти / Тематич.научн.-техн.обзор: Сер. Нефтепромысловое дело, М.: ВНИИОЭНГ. 1978. С.44.

74. Мирзаджанзаде А.Х., Максудов Ф.Г., Нигматуллин Р.И. и др. Теория и практика применения неравновесных систем в нефтедобыче / Баку: Элм. 1985. С.218.

75. Муравьев И.Н., Мищенко И.Т. Насосная эксплуатация скважин за рубежом / Недра. Москва. 1967.

76. Нагаев Ф.М. Некоторые вопросы аварийности колонны штанг при добыче высоковязкой нефти / Нефтепромысловое дело: отечест.опыт: Экспресс-информ./ВНИИОЭНГ. 1976.Вып. 24. С. 8-11.

77. Пантелеев Г.В., Закиров С.Н., Ахмадишин Р.З. и др Скважинный штанговый насос A.C. 1387568 СССР. МКИ F04B 47/02. /.(не подлежит опубликованию).

78. Пантелеев Г.В., Ахмадишин Р.З., Закиров С.Н. и др. Скважинный штанговый насос A.C. 1500032 СССР МКИ Р04И 47/02. / (не подлежит опубликованию).

79. Пирвердян A.M. Гидродинамика глубиннонасосной эксплуатации./ Москва: Недра. 1965. С. 191.

80. Плешаков B.IL, Вострецов A.M., Тухватуллин З.Г. Влияние вязкости добываемой жидкости на обрывность штанг в условиях Арланского месторождения / Нефтепромысловое дело: Научн.-техн.информ.сб. М.: ВНИИОЭНГ. 1972. № 11. С. 25-27.

81. Подкорытов С.М., Сельский A.A., Чириков Л.И. Анализ результатов опытной эксплуатации скважин штанговыми глубиннонасосными установками на Русском месторождении / Тр. ин-та/ СибНИИНП. 1981.Вып.22.С. 21-25.

82. Рахматуллин В.Н., Валеев М.Д. Добыча тяжелой нефти Шаф-рановского месторождения // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти: Научн.-техн.информ.сб. М.: ВНИИОЭНГ. 1985, № 3. С. 15-16.

83. Рябов Ю.Г., Терехин Г. Д. Оптимизация работы насосных подъемников при добыче высоковязкой нефти Бугреватовского месторождения / Проблемы изучения залежей высоковязких нефтей: Сб. научн.тр. / Укрниинефть. 1989. С. 121-126.

84. Рябов Ю.Г. Технология эксплуатации УСШН при добыче высоковязкой нефти на Бугреватовском месторождении / Проблемы повышения нефтеотдачи месторождений Украины и Белоруссиии: Тр. ин-та/Укрниинефть. 1986. С.99-93 .

85. Сахаров В.А., Мохов М.А. Определение вязкости водонефтяных эмульсий / Нефтепромысловое дело: Научн.-техн.информ.сб. М.:ВНИИОЭНГ. 1982. № 8. С.16-19.

86. Тронов В.П., Амерханов И.М., Тронов A.B. и др. Влияние растворенного в нефти газа на реологические свойства эмульсий /

87. Нефтепромысловое дело и транспорт нефти: Научн.-техн.сб. М.: ВНИИОЭНГ. 1985. № 10. С.22-25.

88. Уразаков K.P., Багаутдинов Н.Я., Атнабаев З.М., Алексеев Ю.В., Рагулин В.А. Особенности насосной добычи нефти на месторождениях Западной Сибири./ Изд-во ОАО "ВНИИОЭНГ". Москва. 1997.

89. Уразаков K.P., Сейтпагаметов Ж.С., Давлетов М.Ш. Скважинный насос для подъема высоковязких нефтей / Совершенствование технологий добычи, бурения и подготовки нефти. Сб. научнных трудов (вып. 103). С.57-56.

90. Халимов Э.М., Климушин И.М., Фердман Л.И. Геология месторождений высоковязких нефтей / Справочное пособие. М.: Недра. 1987. С. 174.

91. Хромовичев М.Н. Реология тяжелых нефтей и их эмуль-сий / Нефтепромысловое дело: Отечеств. опыт: Экспресс-информ / ВНИИОЭНГ. 1984. С. 14-18.

92. Чигирев Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. Москва. Недра. 1983.

93. Чубанов О.В. Эксплуатация скважин в осложненных условиях./ Москва: Недра. 1982. С. 157.

94. Шакиров Р.Ш., Доброскок Б.Е. Нагрузка на колонну штанг и труб от вязкого трения / Нефтепромысловое хозяйство месторождения Татарии: Тр.ин-та / Татнипинефть. 1978. Вып. 39. С. 118-122.101

95. Шахназаров А.А. Оптимизация добычи высоковязкой нефти глубинными насосами / Проблемы изучения залежей высоковязких нефтей: Сб научн.тр. / Укрниинефть.1989. С. 127-137.

96. Briggs P.J., Baron R.P., Fulleylove R.J., Wright M.S. Developmevt of heavy-oil reserves / J.Petrol.Technjl.-1988.-Vol.40.numb.2. P.206 -214.

97. Byramjee R.J. Heavy crudes and bitumen categorized to help assess resources, technigues / Oil and Gas J.-1983.-Vol.81, numb. 27. P.78-82.

98. Composit catalog of oil fields eguipment and servisec, Published by world Oil.-1986-1987.

99. Hardy A.A. Why sucker rods fail / Oil and Gas J.-1961.-Vol.61.-num.31. P.73-76.

100. Keelan R.F. Yjw to analyse rod pumps perfomance / World Oil.-1984.-Vol. 199.-numb.4. P.95-98.

101. Marsden S.S.,Raghavan R.A. A sistem for producing and transporting crude oil as an oil Water emulsion / J. Inst.Petrol.-1973.-numb.570.-P.273-278.-Ь О)8 31к1». О»о о1. О К соскв. / Дата спус-ка уст-киш1. Сл)м +

www.dissercat.com