Файл: Становление и развитие добычи нефти на месторождениях сп вьетсовпетро насосными установками.docx

³/сут можно спускать УЭЦН в скважины, необводненные и имеющие диаметр эксплуатационной колонны не менее 194 мм.

6. 
   Установлено, что на начальном этапе эксплуатации УЭЦН на месторождении «Дракон» одним из осложняющих факторов явилось наличие песка в продукции скважин, что приводило к заклиниванию УЭЦН, износу внутренних аппаратов и соответственно преждевременному выходу насосов из строя. Для защиты внутрискважинного оборудования от пескопроявления осуществляли спуск противопесочных фильтров собственной конструкции, а также были использованы газопесочные якоря, которые были предназначены для отделения растворенного в нефти газа и механических примесей, содержащихся в составе скважинной жидкости. В том случае, если скважины постоянно выносили песок из пласта, устанавливали щелевой фильтр или фильтр с гравийной набивкой с перекрытием интервалов перфорации.
   

Результаты выполненных промысловых исследований с целью определения зависимости интенсивности выноса песка от дебита скважин месторождений СП «Вьетсовпетро» позволили уточнить оптимальную рабочую область эксплуатации УЭЦН и показали необходимость использования насосных установок меньшей производительностью.

7. 
   Проведенный анализ работы скважин при переходе от газлифтного к способу добычи нефти с помощью УЭЦН позволил сделать вывод об значительных возможностях форсированных отборов с помощью УЭЦН (дебит жидкости увеличился по средним значениям со 125 до 680 м³/сут). Однако преждевременный отказ УЭЦН не позволял однозначно говорить об эффективности форсированных отборов на высокообводненных скважинах фундамента с целью снижения замещения нефти водой путем увеличения градиента давления на добываемые флюиды пласта.
   
8. 
   По результатам работы скважин месторождения «Белый Тигр» при переходе от газлифтного к механизированному способу добычи нефти с помощью УЭЦН для решения вопроса возможности влияния форсированных отборов на процесс замещения продуктивных нефтяных интервалов водой было предложено продолжить внедрение УЭЦН на высокообводненных скважинах фундамента с целью проведения исследований. При этом рекомендовано скважины с электроцентробежным насосом оснащать газлифтными мандрелями для возможной эксплуатации газлифтом на период неработоспособности насоса, а также во время его пуска, расклинки, снижения нагрузки.
   

---

---

СПИСОК АББРЕВИАТУР, СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ

ВСО – внутреннее скажинное оборудование.

ГПНУ - гидропоршневая насосная установка.

ГТС – гидротехнические сооружения.

ГШНУ - гидроприводная штанговая насосная установка.

ДВС – двигатель внутреннего сгорания.

КПД – коэффициент полезного действия.

КРС – капитальный ремонт скважины.

МРП - межремонтный период.

МСП - морская стационарная платформа.

НКТ - насосная-компрессорная труба.

ОДНГ - отдел добычи нефти и газа.

ОКБ - особое конструкторское бюро.

ОКБ БН - особое конструкторское бюро по бесштанговым насосам.

ОПЗ – обработка призабойной зоны.

ПДНГ - предприятие по добыче нефти и газа.

ПЗП – призабойной зоны пласта.

ППД – поддержание пластового давления.

РД – руководящий документ.

СН - струйный насос.

СПО – спуско-подъемные операции.

СШНУ - скважинная штанговая насосная установка.

ЦТП - центральная технологическая платформа.

ШСН - штанговый скважинный насос.

УВНП - установка винтового насоса с поверхностным приводом.

УГН – установка гидропоршневых насосов.

УДР - установка дозирования реагента.

УСН - установка со струйным насосом.

УЭВН - установка с винтовым насосом и электроприводом.

УЭЦН - установка электроцентробежных насосов.

ЭЦН- электроцентробежный насос.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. 
   Анализ состояния эксплуатационного фонда скважин, рекомендации по оптимизации его работы и интенсификации: отчет о НИР /
   

НИПИморнефтегаз.– Вунгтау, 2005.– 254 с.

2. 
   Анализ состояния эксплуатационного фонда скважин, рекомендации по оптимизации его работы и интенсификации: отчет о НИР /
   

НИПИморнефтегаз.– Вунгтау, 2008.– 186 с.

3. 
   Анализ состояния эксплуатационного фонда скважин, рекомендации по оптимизации его работы и интенсификации: отчет о НИР /
   

НИПИморнефтегаз.– Вунгтау, 2009.– 202 с.

4. 
   Анализ состояния эксплуатационного фонда скважин, рекомендации по оптимизации его работы и интенсификации: отчет о НИР /
   

---

НИПИморнефтегаз.– Вунгтау, 2010.– 131 с.

5. 
   Анализ состояния эксплуатационного фонда скважин, рекомендации по оптимизации его работы и интенсификации: отчет о НИР /
   

НИПИморнефтегаз. – Вунгтау, 2014.– 161 с.

6. 
   А. с. 1617198 СССР. Скважинная штанговая насосная установка / К.Р. Уразаков, А.Т. Цветков, Н.Х. Мусин, В.И. Назаров, В.А. Петров, Е.К. Барышникова, А.А. Ашин // Б.И.– 1990.– №48.
   
7. 
   А.с. 1262026 СССР. Способ эксплуатации скважинного насоса с частотно–регулируемым приводом / В.Г. Ханжин // Б.И.– 1986.– №37.
   
8. 
   Бадретдинов, Ю.А. Системы байпасирования в горизонтальных скважинах. Мониторинг продуктивности совместно эксплуатируемых пластов при реализации технологии байпасирования / Ю.А. Бадретдинов, А.Ю. Пархимович // Инженерная практика.– 2012.– №11.– С.80-83.
   
9. 
   Балденко, Д.Ф. Параметрический ряд многозаходных скважинных винтовых насосов / Д.Ф. Балденко, Ф.Д. Балденко, А.В. Власов, В.А. Хабецкая, М.В. Шардиков // Нефтепромысловое дело.– 2001.– № 8.– С.21-25.
   
10. 
    Балденко, Д.Ф. Винтовые забойные двигатели / Д.Ф. Балденко, Ф.Д. Балденко, А.Н. Гноевых.– М.: Недра, 1999.– 127 с.
    
11. 
    Богданов, А.А. К Вопросу о подборе погружного электронасосного агрегата по диаметру обьсадной колонны / А.А. Богданов // Нефтепромысловое дело.– 1992.– №4.– С.9-14.
    
12. 
    Богданов, A.А. Инструкция по монтажу и эксплуатации установок погружных центробежных электронасосов / A.А. Богданов, А.Д. Казаков, В.В. Вершковой, B.А. Кошелев.– М.: ОКБ БН, 1967.– 47 с.
    
13. 
    Богданов, А.А. Погружные центробежные насосы на базе бездисковых рабочих колес / А.А. Богданов // Нефтепромысловое дело.– 1992.– №11.– С.1-6.
    
14. 
    Богданов, А.А. Современные конструкции, производство и эксплуатация погружных центробежных электронасосов фирмы «РЕДА ПАМП» / А.А. Богданов // Нефтепромысловое дело. – 1993. – № 3. – С. 1-17.
    
15. 
    Богданов, А.А. К вопросу о подборе погружного электронасосного агрегата по диаметру обсадной колонны / А.А. Богданов // Нефтепромысловое дело. – М.: 1992.– №4.– С.27-29.
    
16. 
    Богданов, А.А. Погружные электронасосы фирмы «Рэда памп». Совершенствование электрооборудования для добычи нефти / А.А. Богданов // Тематические научно-технические обзоры.– М: 1974.– 45с.
    
17. 
    Богданов, А.А. Современные конструкции погружных центробежных электронасосов фирмы «ЦЕНТРИЛИФТ» / А.А. Богданов //
    

Нефтепромысловое дело.– 1993. – №4. – С.1-10.

18. 
    Богданов, А.А. Погружные центробежные насосы зарубежных фирм / А.А. Богданов и др. // Машины и нефтяное оборудование.– М.: 1985.– №10.– С.21-23.
    
19. 
    Богданов, А.А. Погружные центробежные электронасосы фирмы «Ойл дайнамикс» / А.А. Богданов // Нефтепромысловое дело.– М.: 1993.– №2.– С.34-37.
    
20. 
    Богданов, А.А. Погружные центробежные электронасосы / А. А. Богданов.– М.: Гостоптехиздат, 1957.– 54с.
    
21. 
    Богданов, А.А. ЭЦН и эффективность их применения для добычи нефти / А.А. Богданов // Нефтепромысловое дело.– 1992.– №12.– С. 1-10.
    
22. 
    Богданов А.А. – создатель ОКБ БН [Электронный ресурс].– Режим доступа: http://www.novomet.ru/rus/company/research–and–development/ konnasdesign–buro/history/bogdanov/
    
23. 
    Бойко, В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений / В.С. Бойко.– М.: Недра, 1990.– 427 с.
    
24. 
    Бондаренко, В.А. Опыт апробации гидропоршневых насосных установок в скважинах месторождения Белый Тигр / В.А. Бондаренко, А.Н. Иванов, Е.В. Кудин, М.М. Велиев // Нефтяное хозяйство.– 2019.– №3.– С.92-95.
    
25. 
    Бурцев, И.Б. Гидромеханика процесса добычи нефти погружными центробежными и штанговыми насосами / И.Б. Бурцев, Р.Х. Муслимов, Р.Ш. Муфазалов.– М.: Изд-во МГУ, 1995.– 240 с.
    
26. 
    Валов, В.М. Прочностной анализ параметров для работы с верхнеприводными винтовыми насосами / В.М. Валов, Г.М. Джамгаров, П.Н. Фонин // Нефтепромысловое дело.– 1996.– №11.– С.13-20.
    
27. 
    Вахитов, М.Ф. О выборе интервала установки УЭЦН в наклонно– направленных и искривленных скважинах / М.Ф. Вахитов // Нефтепромысловое дело.– 1983.– №3.– С.9-10.
    
28. 
    Велиев, М.М. К истории борьбы с пескопроявлениями при эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов / М.М. Велиев, Е.В. Кудин, В.А. Бондаренко, А.Н. Иванов // Наукоемкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса: матер. IX Междунар. науч.
    

---

конф.– Уфа: РИЦ БашГУ, 2019.– С.122-123.

29. 
    Вершковой, В.В. Руководство по эксплуатации УЭЦНМ РЭ / В.В. Вершковой, Н.Ф. Ивановский, А.А. Зимин, Б.Г. Карташев.– М.: ОКБ БН, 1987.– 37 с.
    
30. 
    Виницкий, М.М. Научно-техническая политика развития нефтедобычи и механизм ее реализации / М.М. Виницкий, Б.Н. Валов, В.И. Грайфер, А.А. Джавадян.– М.: 1992.– 36 с.
    
31. 
    Габдрахманов, Н.Х. Лабораторная установка для определения утечек через зазор между плунжером и цилиндром штангового глубинного насоса / Н.Х. Габдрахманов, Т.С. Галиуллин, М.Ф. Галиуллин // Нефтепромысловое дело.– 2002.– №8.– С.20–22.
    
32. 
    Гарбовский, В.В. Становление и развитие газлифтного способа добычи нефти (на примере месторождений СП «Вьетсовпетро») / В.В. Гарбовский: Дисс. … канд. техн. наук.– Уфа: УГНТУ, 2019.– 165 с.
    
33. 
    Гидродинамические и промыслово-геофизические исследования скважин и пластов месторождения «Белый Тигр»: отчет о НИР.– М.: НИПИморнефтегаз, 1992.– 248 с.
    
34. 
    Гилев, В.Г. Влияние конструктивных особенностей ступеней погружных насосов на работу пятиступенчатых сборок на газожидкостных смесях типа вода–воздух / В.Г. Гилев, М.О. Перельман // Вестник ПГТУ. Проблемы современных материалов и технологий.– 2004.– Вып.10.– С.78-88.
    
35. 
    Гилев, В.Г. Влияние конструктивных изменений на особенности работы ступеней погружных насосов в пятиступенчатых сборках на смесях вода–воздух / В.Г. Гилев, А.И. Рабинович, М.О. Перельман // Тр. Междунар. науч.-техн. конф. «Гидравлические машины, гидроприводы и гидропневмоавтоматика».– Санкт-Петербург, 7–9 июня 2005 г.– С.90-95.
    
36. 
    ГОСТ 13877-80 Штанги насосные и муфты к ним.– М.: Госстандарт СССР, 1980.– 48 с.
    
37. 
    Гриценко, А.И. Руководство по исследованию скважин / А.И. Гриценко,
    

З.С. Алиев и др. // М.: Наука, 1995.– 523 с.

38. 
    Губкин, А.Н. Промысловые испытания газосепаратора МН–ГСЛ5 к погружным центробежным насосам / А.Н. Губкин, А.Н. Дроздов, В.И.
    

Игревский // Нефтяное хозяйство.– 1994.– №5.– С.60-62.

39. 
    Гусин, Н.В. Центробежно-вихревые насосы и некоторые особенности их работы на газожидкостных смесях / Н.В. Гусин, Д.Ю. Мельников, П.А. Некрасов // Тр. Междунар. науч.-техн. конф. «Современное состояние и перспективы развития гидромашиностроения в XXI веке».– СанктПетербург, 4–6 июня 2003 г.– С.78-82.
    
40. 
    Дарищев, В.И. К вопросу о теоретических и экспериментальных исследованиях гидроприводного насоса / В.И. Дарищев, В.Г. Дарьяваш, А.В. Захаров, Л.В. Захарова // Нефтепромысловое дело.– 1992.– №3.–
    

С.7-9.

41. 
    Дарищев, В.И. Анализ работы фонда скважин, оборудованных СШНУ на промыслах МНГ / В.И. Даришев, Н.И. Неймышев, Р.И. Кузякин, С.В. Фролов // Нефтепромысловое дело.– 2002.– №11.– С. 21-23.
    
42. 
    Дарищев, В.И. Автотехнолог — программа подбора винтовых насосных установок для добычи нефти / В.И. Дарищев, С.В. Фролов, Р.И. Кузякин // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промыиыенности.– М.: 2002.– №1-2.– С.24-26.
    
43. 
    Джамгаров, Г.М. Соединительная муфта для насосных штанг / Г.М. Джамгаров.– Свидетельство на полезную модель по заявке №
    

---