Научно-методические основы моделирования процессов управления эксплуатационными характеристиками осложнённых нефтедобывающих скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, доктор наук Волков Максим Григорьевич

• Волков Максим Григорьевич
• доктор наук
• 2021

Оглавление диссертации доктор наук Волков Максим Григорьевич

СПИСОК УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИИ

ВВЕДЕНИЕ

1 СОВРЕМЕННЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ И ОСНОВНЫЕ ПОДХОДЫ К ИЗУЧЕНИЮ ПРОЦЕССОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕДОБЫВАЩИХ

СКВАЖИН В ОСЛОЖНЁННЫХ УСЛОВИЯХ

1. 1 Краткая характеристика условий разработки месторождений нефти и газа Западно-Сибирского региона

1.2 Особенности эксплуатации скважин при подъёме нефтеводогазовых смесей с высоким свободным газосодержанием

1.3 Состояние проблемы повышения эффективности эксплуатации скважин с отложениями солей в условиях высокого свободного газосодержания жидкости

1.4 Особенности эксплуатации скважин в условиях образования асфальтосмолопарафиновых отложений при добыче газосодержащей продукции

1.5 Современное состояние прикладной гидромеханики газожидкостных течений в нефтедобывающих скважинах

1.6 Прогнозирование осложнений в скважинах, оборудованных установками электроцентробежных насосов, эксплуатируемых в условиях повышенного свободного газоседержания в добываемой продукции

1.7 Постановка цели и задач диссертационных исследований

Выводы по главе

2 МЕТОДЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ ОСЛОЖНЕНИЙ НА

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЛИФТА НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

2.1 Прогнозирование термобарических условий лифта газоводонефтяной смеси в вертикальной скважине при наличии фазовых переходов и

теплообмена с окружающей средой

2.1.1 Механистическое моделирование режимов течения жидкость-газ и нефть-вода

2.1.2 Математическое моделирование термобарических условий пузырькового течения газоводонефтяной смеси вдоль нефтяной скважины

2.1.3 Анализ влияния водонефтяного проскальзывания фаз на точность гидравлических расчётов пузырьковых режимов течений смеси в вертикальных насосно компрессорных трубах

2.1.4 Моделирование продольного градиента температуры при пузырьковом течении газоводонефтяной смеси в вертикальных насосно компрессорных трубах при наличии внешнего теплообмена

2.1.5 Математическое моделирование термобарических условий пробкового течения газоводонефтяной смеси вдоль нефтяной скважины

2.1.6 Моделирование продольного градиента температуры при пробковом режиме течения газоводонефтяной смеси в вертикальных насосно компрессорных трубах при наличии внешнего теплообмена

2.2 Прогнозирование условий и скорости отложения асфальтосмолопарафиновых веществ на стенках насосно компрессорных

труб скважин

2.2.1 Методики прогнозирования выпадения асфальтосмолопарафиновых отложений

2.3 Методики прогнозирования солеотложения в насосно компрессорных трубах скважин

2.3.1 Методики прогнозирования отложения солей сульфатов в нефтедобывающих скважинах

2.3.2 Прогнозирование отложения карбонатных солей на стенках НКТ скважин

2.4 Феноменологический подход к исследованию влияния свободного газа на параметры нестационарного пузырькового режима течения смеси вода-газ в стволе вертикальной нефтедобывающей скважины

2.4.1 Двухжидкостная гидродинамическая модель течения газонасыщенной жидкости в вертикальном стволе скважины

2.4.2 Определение гидродинамического сопротивления пузырька газа

2.4.3 Анализ результатов динамического моделирования пузырькового

режима течения газожидкостной смеси

2.5 Численное исследование влияния свободного газа на параметры стационарной пробковой структуры течения газожидкостной смеси в насосно компрессорных трубах скважин

2.5.1 Модель неустановившегося пробкового режима течения газожидкостной смеси в насосно компрессорных трубах скважин

2.5.2 Анализ результатов расчётов пробкового нестационарного течения в

вертикальном трубопроводе

Выводы по главе

3 ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ ГАЗОСЕПАРАТОРОВ В УСЛОВИЯХ СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ

3.1 Обзор конструктивных схем газосепараторов для электроцентробежных насосов

3.2 Инженерные методы расчёта гидродинамических характеристик центробежных газосепараторов

3.2.1 Методы расчёта естественной сепарации газа в затрубном пространстве на входе в центробежный сепаратор

3.2.2 Математическое моделирование расходно-напорных характеристик шнекового нагнетателя газосепаратора

3.2.3 Влияние солеотложения на расходно-напорные характеристики шнекового нагнетателя газосепаратора

3.2.4 Моделирование сепарационной характеристики лопаточной центрифуги газосепаратора

3.2.5 Моделирование процесса образования пузырьков газа в кавернообразующем колесе газосепаратора

3.2.6 Методика пересчёта коэффициента сепарации за счёт искусственного укрупнения пузырьков газа в кавернообразующем колесе

газосепаратора

Выводы по главе

4 МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕПЛОВОГО РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОГРУЖНОГО ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЯ В УСЛОВИЯХ ИНТЕНСИВНОГО СОЛЕОТЛОЖЕНИЯ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ

4.1 Гидродинамическая двухфазная модель течения флюида вдоль стенки погружного двигателя электроцентробежного насоса

4.2 Модель теплообмена погружного электодвигателя с охлаждающим флюидом

4.2.1 Прирост температуры охдаждающей погружной электродвигатель добываемой жидкости

4.2.2 Температурный режим при стационарной работе погружного электродвигателя

4.2.3 Температурный режим при нестационарной работе погружного электродвигателя

4.3 Моделирование отложения сульфата кальция на поверхности погружного

электродвигателя

Выводы по главе

5 ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОСЛОЖНЁННЫХ СКВАЖИН ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫМИ НАСОСАМИ

5.1 Влияние солеотложения на условия эксплуатации УЭЦН

5.1.1 Гидродинамический метод прогнозирования деградации напорных характеристик электроцентробежных насосов, эксплуатируемых в условиях солеотложения скважинной продукции

5.2 Влияние содержания свободного содержания газа на условия

эксплуатации электроцентробежных насосов

5.2.1 Гидродинамический метод прогнозирования деградации напорных характеристик электроцентробежных насосов в условиях газовыделения из скважинной продукции

5.3 Гидродинамический метод прогнозирования срыва подачи электроцентобежных насосов в условиях газовыделения из скважинной

продукции

Выводы по главе

6 АНАЛИЗ УСТОЙЧИВОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАЛОДЕБИТНЫХ ОСЛОЖНЁННЫХ СКВАЖИН

6.1 Использование методов теории автоматического управления для представления механизированных и фонтанирующих скважин как объекта управления

6.2 Анализ устойчивости течения газожидкостной смеси в стволе фонтанирующей скважины

6.3 Оптимизация периодического режима эксплуатации малодебитных скважин

6.4 Метод оптимизации процесса освоения малодебитных механизированных

нефтяных скважин

Выводы по главе

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ

ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1 Справка о внедрении учебного пособия «Программные алгоритмы расчёта двух- и трёхфазных течений в стволе нефтедобывающей

скважины» в ФГБОУ ВО «УГНТУ»

Приложение 2 Справка о внедрении результатов диссертационных

исследований в ООО «РН-Пурнефтегаз»

Приложение 3 Справка о внедрении результатов диссертационных

исследований в ООО «РН-Юганскнефтегаз»

Приложение 4 Справка о внедрении результатов диссертационных исследований в ООО «РН-Ванкор»

СПИСОК УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

а - истинное объёмное содержание газовой фазы; Са - коэффициент гидродинамического сопротивления;

Срь,Срё, - удельные теплоёмкости жидкости и газа, соответственно; В - внутренний диаметр трубопровода; Вс - внутренний диаметр эксплуатационной колонны; ВВ - диаметр погружного электродвигателя;

/т - коэффициент гидравлического сопротивления газожидкостной смеси; НЬ - истинное объёмное содержание жидкой фазы; Н0 - истинное объёмное содержание нефти в водонефтяной смеси; Ь - жидкость; т - газожидкостная смесь; п - обводнённость добываемой продукции; н.у. - нормальные условия;

р0, рш - плотность нефти и воды, соответственно; р Ь, р- плотность жидкой и газообразной фаз, соответственно; Q - нефть;

[л№, ¡и0 - вязкость воды и нефти, соответственно; цЬ, - вязкость жидкой и газообразной фаз, соответственно; аЬ - коэффициент поверхностного натяжения фазы жидкость-газ; ст - поверхностное натяжение фазы нефть-вода; в - угол наклона трубы от горизонтали; g - газ;

гь, db - радиус и диаметр сферического пузырька газа, соответственно; Т/ - средняя в расчётном сечении температура флюида;

- действительные значения скорости нефти и воды в смеси, соответственно;

У§V - действительные скорости газа и жидкости, соответственно; уь - кинематическая вязкость жидкости;

У8§,У8Ь - приведённые скорости газа и жидкости, соответственно; УзЖ ,Уз0 - приведённые скорости воды и нефти, соответственно; ¥т - скорость движения газожидкостной смеси; Уз - скорость проскальзывания фазы жидкость-газ;

Л0, - коэффициенты теплопроводности нефти и воды, соответственно; Лё Л - объёмное содержание газа и жидкости без учёта проскальзывания фаз, соответственно;

с - угловая скорость вращения приводного вала электродвигателя; Ж - вода.

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Научно-методические основы моделирования процессов управления эксплуатационными характеристиками осложнённых нефтедобывающих скважин»

Актуальность темы исследования

Сложившаяся в настоящее время тенденция истощения активных запасов большинства месторождений Западно-Сибирского региона нефти и газа, в частности, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз», «РН-Пурнефтегаз», «РН-Ванкор», позволила сформировать понятие «периода поздней стадии разработки объекта», характеризуеющегося снижением коэффициентов средней продуктивности добывающих скважин, как вводимых в эксплуатацию впервые, так и отработавших значительный период времени, что обусловлено общим ухудшением структуры запасов нефти и газа. Поскольку основные высокопродуктивные залежи нефти находятся в завершающей стадии разработки, для поддержания высоких уровней добычи недропользователи активно осваивают низкопроницаемые трудноизвлекаемые запасы углеводородов (ТрИЗ), сосредоточенные в коллекторах, характеризующиеся низкими фильтрационно-ёмкостными свойствами (ФЕС).

Поздняя стадия добычи нефти на истощённых нефтяных месторождениях, как правило, сопровождается рядом осложнений нефтедобычи, в частности, формированием различного типа отложений в призабойной зоне пласта (ПЗП), что приводит к существенному снижению проницаемости коллектора и неравномерности притока флюида к забою скважин. Соле- и асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО) на внутренних стенках насосно-компрессорных труб (НКТ) снижают их фактический пропускной диаметр, ухудшая эффективность лифта скважин. В процессе эксплуатации скважин твёрдые минеральные отложения перекрывают межлопаточные каналы рабочих колёс и диффузоров установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), рабочие элементы установок штанговых глубинных насосов (УШГН), что приводит к деградации их эксплуатационных характеристик, а в ряде случаев и к выводу их из строя.

Таким образом, эксплуатация скважин в осложнённых условиях зачастую приводит к снижению добычи нефти или выходу из строя нефтедобывающего погружного оборудования. Рост динамических нагрузок

на УЭЦН под влиянием осложнений увеличивает потребление электроэнергии двигателем установки, что выражается в дополнительных затратах, как материальных, так и трудовых ресурсов. Методы повышения эффективности добычи нефти в осложнённых условиях, связанные с предотвращением отложений неорганических солей,

асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) и коррозии погружного оборудования путём химической обработки оборудования, как правило, дороги и не решают всех проблем.

В этих условиях очевидна необходимость повышения эффективности существующих и разработка новых инновационных подходов к эксплуатации нефтедобывающих скважин, которые способствовали бы интенсификации добычи нефти из осложнённого фонда скважин. Одним из таких подходов является автоматизация управления работой УЭЦН для устранения негативного влияния осложнений путём непрерывной оптимизации процесса добычи нефти. Ввиду сложности гидродинамических процессов, протекающих в нефтедобывающей скважине, и несовершенного мониторинга эффективной эксплуатации элементов погружного оборудования, полностью обеспечить автоматическое управление нефтедобычей в обозримый период времени не представляется возможным, но при этом возможно использование концепции цифровой скважины с функциональными возможностями выработки рекомендаций, которые ранее полностью возлагались на оператора, и носили чисто субъективный характер:

- по определению научно-обоснованных сроков проведения организационных и технологических мероприятий с целью повышения эффективности эксплуатации погружного оборудования нефтяных скважин;

- управленческого характера - по степени форсирования работы УЭЦН, как реакции на накопительный эффект от отрицательного влияния осложнений;

- по оптимизации добычи нефти, путём контроля состояния погружного оборудования в режиме реального времени, включая выдачу информации о деградации его рабочих характеристик;

- по минимизации рисков управления добычей нефти, путём проверки возможных сценариев на цифровых аналогах системы ПЗП-скважина.

Исследования с целью развития и совершенствования методов оптимизации процесса управления рабочими параметрами осложнённых скважин на основе модельного прогнозирования режимов эксплуатации в рамках концепции цифровой скважины на сегодняшний день весьма актуальны, поскольку до 80% нефти в России добывается при наличии осложняющих факторов (ОФ).

Соответствие паспорту заявленной специальности

Тема и содержание диссертационной работы соответствуют паспорту специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений - «научные аспекты и средства обеспечения системного комплексного (мультидисциплинарного) проектирования и мониторинга процессов разработки месторождений углеводородов, эксплуатации подземных хранилищ газа, создаваемых в истощённых месторождениях и водонасыщенных пластах с целью рационального недропользования» (п. 3); «научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов» (п. 5).

Степень разработанности темы

Вопросы исследования гидродинамики многофазных течений в трубопроводах и проточных каналах погружного оборудования нефтедобывающих скважин освещены в трудах отечественных и зарубежных авторов, в частности: А.Н. Дроздова, С.С. Кутателадзе, П.Д. Ляпкова, И.Т. Мищенко, Р.И. Нигматуллина, В.И. Петрова, В.Г. Михайлова, В.А. Мамаева, В.Ф. Чебаевского, Л. Прандтля, К. Пфлейдерера, У.Л. Уилкинсона, Г. Уоллиса, Hu Bin, J.P. Brill, J.H.D. Beggs, J. Duran, A.F. Harun, М. Ishii, R. Marquez, Е.М. Prado, D. Sun, H.-Q. Zhang, C. Sarica и других исследователей.

Следует отметить, что с учётом специфичности данного вопроса, различные частные аспекты проблемы требуют дальнейшего изучения.

Цель и задачи диссертационной работы

Повышение эффективности технологии добычи нефти путём подбора типоразмера погружного скважинного оборудования и оптимизации процесса управления режимами работы осложнённых скважин за счёт разработки программных алгоритмов для прогнозирования влияния осложнений на эксплуатационные характеристики оборудования.

Для достижения указанной цели решались задачи:

1 Анализ влияния относительного забойного давления (отношения давления на забое скважины к давлению насыщения нефти газом) нефтедобывающих скважин месторождений Западно-Сибирского региона на интенсивность проявления осложняющих факторов и безотказность работы погружного оборудования.

2 Разработка методики планирования межочистного периода эксплуатации скважин (МОП) для предупреждения и периодического устранения осложняющих факторов в НКТ нефтедобывающих скважин на основе компьютерного моделирования структурных и тепловых потоков газожидкостной смеси.

3 Оптимизация подбора скважинных газосепараторов в условиях недостаточной информации об их рабочих характеристиках при наличии высокого газосодержания и интенсивного солеотложения путём компьютерного моделирования их расходно-напорных и сепарационных характеристик в широком диапазоне подачи скважинной продукции.

4 Разработка методики и алгоритма расчёта скорости охлаждающей газожидкостной смеси, необходимой для безаварийной работы УЭЦН, с учётом влияния структур потока и солеотложения на температурные режимы работы электродвигателя.

5 Разработка методики прогнозирования рисков «полёта» насоса, сопровождающих процесс регулирования работы ЭЦН в диапазоне малых значений подач, при которых из-за наличия свободного газа в межлопаточных каналах возникает неустойчивость течения газожидкостной

смеси и возможен срыв подачи насоса. Оптимизация процесса подбора количества ступеней ЭЦН для нефтедобывающих скважин путём компьютерного моделирования деградации расходно-напорных характеристик вследствие высокого газосодержания и солеотложения. Разработка и обоснование механистических подходов к математическому описанию процесса изменения структуры газожидкостного течения в межлопаточных каналах рабочего колеса УЭЦН во всём диапазоне изменения подач.

6 Разработка интегрированной модели «пласт-скважина» для повышения эффективности процесса управления добычей нефти на механизированных и фонтанирующих скважинах и прогноза возможных рисков срыва подачи насоса на режимах форсирования добычи нефти и освоения скважин в условиях высокого газосодержания скважинной продукции.

Научная новизна

1 Разработана двухфазная (трёхкомпонентная) математическая модель восходящего течения добываемого пластового флюида в НКТ, учитывающая не только фазовое проскальзывание жидкость-газ, но и проскальзывание компонентов вода-нефть, что позволило уточнить не только распределение объёмного содержания воды в жидкой фазе, но и продольную теплоотдачу по стволу скважины.

2 Разработана двухжидкостная модель неустановившегося пузырькового течения в стволе скважины, отличающаяся от известных наличием механистического замыкающего соотношения для расчёта гидродинамического сопротивления пузырьков газа и учётом фазового перехода жидкость-газ. Проведена модификация стационарной модели H.-Q. Zhang для численного исследования влияния инерционных свойств добываемой смеси на скорость распространения возмущений давления и расхода при пробковой газожидкостной структуре течения добываемой смеси в НКТ.

3 Разработан комплекс методик расчёта рабочих характеристик центробежных роторных газосепараторов (ЦРГ), включающий в себя:

- методику расчёта естественной сепарации газа в условиях нестационарного течения газожидкостной смеси на приёме УЭЦН с учётом динамики состояния ПЗП и нестационарных течений газожидкостной смеси в её затрубном пространстве;

- методику прогнозирования деградации расходно-напорных характеристик шнекового нагнетателя газосепаратора для перекачивания газожидкостной смеси (ГЖС), с учётом поверхностного солеотложения;

- методику расчёта коэффициента сепарации газосепаратора, отличающуюся от известных механистическим подходом к расчёту траекторий движения пузырьков газа вдоль лопаточной центрифуги;

- методику расчёта изменения перепада давления вдоль лопаточного профиля кавернообразующего колеса лопаточной центрифуги с заданной геометрией в зависимости от объёмного расхода жидкости и угла набегающего потока.

4 Разработана механистическая модель прогнозирования границ структур газожидкостного течения: «пузырьковой», «переходной» и с «устойчивой газовой каверной» в межлопаточных каналах импеллера ЭЦН.

5 Разработана нестационарная математическая модель системы «погружной электродвигатель-электроцентробежный насос» (ПЭД-ЭЦН), позволяющая моделировать появление неустойчивости течения газожидкостной смеси в межлопаточных каналах многоступенчатого насоса, прогнозировать условия, при которых может произойти срыв подачи.

6 Разработана методика прогнозирования теплового режима работы погружного электродвигателя УЭЦН в осложнённых условиях эксплуатации с оценкой влияния солеотложения и наличия свободного газа в продукции скважин на теплоотвод от электродвигателя в широком диапазоне изменения его нагрузок.

7 Разработаны интегрированные модели «пласт-скважина» для фонтанирующих и механизированных скважин, предназначенные для исследования рисков, сопровождающих процессы управления добычей нефти в осложнённых условиях эксплуатации, отличающиеся от известных моделированием неустойчивости течения газожидкостной смеси в НКТ.

Теоретическая и практическая значимость работы

Теоретическая значимость работы определяется следующим:

1 Решена актуальная задача повышения эффективности технологии добычи нефти путём подбора типоразмера погружного скважинного оборудования и оптимизации процесса управления режимами работы осложнённых скважин за счёт разработки программных алгоритмов для прогнозирования влияния осложнений на эксплуатационные характеристики оборудования.

2 Разработана методология прогнозирования рабочих характеристик скважинных центробежных газосепараторов. Установлены гидродинамические зависимости, позволяющие на стадии подбора центробежного газосепаратора под эксплуатационные условия скважины прогнозировать степень деградации расходно-напорных характеристик нагнетателей газосепараторов шнекового типа вследствие наличия газа и солеотложений; прогнозировать значения коэффициента сепарации газа газосепаратором и остаточного объёмного содержания газа, поступающего на вход в УЭЦН; прогнозировать степень повышения эффективности сепарации газа в моделях газосепараторов, оснащённых кавернообразующим колесом. Предложены критерии оценки работоспособности центробежных газосепаратов в осложнённых условиях эксплуатации. Методология применима в широком диапазоне эксплуатационных характеристик погружного оборудования нефтедобывающих скважин и может быть использована при разработке концепции цифровой скважины.

Практическая значимость работы заключается в следующем:

1 На основе предложенной методологии прогнозирования рабочих характеристик центробежных роторных газосепараторов разработаны и апробированы программные алгоритмы в программном комплексе «КоБпей-WellView». Разработанное программное обеспечение зарегистрировано в РОСПАТЕНТе, свидетельство РФ № 2011610974 от 21.01.2011 г. Программный комплекс «Rosneft-WellView» внедрён в промышленную эксплуатацию на добывающих предприятиях ПАО «НК «Роснефть», в частности, в ООО «РН-Юганскнефтегаз», «РН-Пурнефтегаз», «РН-

Сахалинморнефтегаз», «РН-Ставропольнефтегаз», что позволило повысить эффективность мониторинга и оптимизации режимов эксплуатации механизированного фонда скважин.

2 Разработанная математическая модель трёхфазных стационарных газоводонефтяных восходящих течений в нефтедобывающих скважинах реализована в программные алгоритмы, апробированные в рамках проекта РН-КИН (Комплекс инженера-нефтяника). Программный комплекс РН-КИН внедрён в промышленную эксплуатацию на добывающих предприятиях ПАО «НК «Роснефть», в частности, в ООО «РН-Юганскнефтегаз», «РН-Пурнефтегаз», «РН-Сахалинморнефтегаз», «РН-Ставропольнефтегаз», «РН-Самотлорнефтегаз», ООО «РН-БашНИПИнефть», что позволило повысить эффективность обустройства и проектирования при создании концептуальных региональных моделей месторождений.

3 Математическая модель трёхфазных стационарных газоводонефтяных восходящих течений в нефтедобывающих скважинах изучается в рамках курса «Теоретические и экспериментальные методы научных исследований» магистерской программы подготовки «Цифровые технологии в разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений» по направлению 21.04.01 «Нефтегазовое дело» и опубликована в изданном в соответствии с программой курса учебном пособии.

4 Разработанная двухфазная (трёхкомпонентная) математическая модель вертикального течения газожидкостных смесей в НКТ для погружных центробежных насосов реализована в программе информационной системы управления механизированным фондом скважин (ИС Мехфонд) -свидетельство РФ № 2019617213 о гос. регистрации программы для ЭВМ. ИС Мехфонд позволила проводить автоматический поиск резервов увеличения производительности насосных установок, повысить технологическую эффективность эксплуатации установок ЭЦН, что актуально для эксплуатации осложнённого фонда добывающих скважин, оснащённых УЭЦН.

Применение ИС Мехфонд в 2018 г. позволило увеличить продолжительность МОП скважин нефтедобывающих предприятий ООО «РН-Пурнефтегаз» на 0,3 % или 2,3 сут., увеличить продолжительность работы скважинного оборудования на отказ в ООО «РН-Юганскнефтегаз» в среднем на 0,3 % или 1,2 сут., МОП работы скважин на 0,5 % или 3,6 сут. ИС Мехфонд с 2017 г. внедрена на месторождениях, эксплуатируемых ООО «РН-Ванкор», и используется для оценки энергопотенциала механизированного фонда скважин и реализации программ энергосбережения. При этом удельный расход электроэнергии на механизированную добычу жидкости сократился с 12,05 кВт/т в 2016 г. до 11,95 кВт/т в 2018 г.

Методология и методы исследований

Для решения поставленных задач использован методологический подход, основанный на численных методах математического моделирования траекторий движения пузырьков газа и уравнений Навье-Стокса в двухмерной постановке с адаптацией моделей в разработанные программные модули. Для формального описания процесса сепарации газа в погружном центробежном газосепараторе и течения газожидкостной смеси в вертикальных трубопроводах с учётом проскальзывания и массообмена между фазами использованы разделы механики сплошных сред и теория гидрогазодинамики.

Положения, выносимые на защиту

Разработанные и усовершенствованные методы управления параметрами осложнений погружного оборудования нефтедобывающих скважин с использованием их прогнозных эксплуатационных характеристик для последующих рекомендаций при проведении следующих геолого-технических мероприятий (ГТМ):

1 По снижению отрицательного влияния на подъём скважинной продукции отложений минеральных солей и АСПВ на внутренних стенках НКТ.

2 По оптимизации процесса подбора скважинных газосепараторов (в условиях недостаточной информации об их рабочих характеристиках) и по

снижению отрицательного влияния осложнений на расходно-напорные характеристики ЦРГ.

3 По снижению отрицательного влияния осложнений на процесс безаварийной работы ПЭД.

4 По оптимизации процесса подбора модели УЭЦН (в условиях недостаточной информации о деградации эксплуатационных характеристик насоса) и по снижению отрицательного влияния осложнений на процесс добычи нефти в скважинах, оснащённых УЭЦН;

5 По предотвращению рисков «полётов» УЭЦН при возникновении неустойчивости газожидкостного течения в импеллере насоса.

Разработаны и усовершенствованы математические модели и методы расчёта для оценки влияния ОФ на эксплуатационные характеристики элементов погружного оборудования:

1 Трёхфазная модель течения газоводонефтяной смеси в вертикальном стволе скважины, отличающаяся от известных учётом проскальзывания фаз вода-нефть.

2 Модифицированная для трёхфазного течения вода-нефть-газ модель теплопереноса в вертикальной скважине.

3 Модифицированная для двухфазного течения гидродинамическая модель шнекового нагнетателя газосепаратора.

4 Механистическая модель процесса сепарации газа в лопаточной центрифуге, отличающаяся от известных способом определения коэффициента сепарации ЦРГ по расчётным траекториям движения пузырьков газа в поле центробежных сил.

5 Модифицированная для нестационарных режимов работы УЭЦН модель естественной сепарации газа в затрубном пространстве скважины.

6 Модифицированная для нестационарных режимов работы УЭЦН математическая модель газожидкостного течения в импеллере и диффузоре насоса.

7 Стационарная математическая модель течения газожидкостной смеси в каналах ЭЦН в условиях солеотложения, в отличие от известных позволяющая рассчитывать деградацию расходно-напорных характеристик

насоса не только от величины объёмного содержания газа, но и от толщины солеотложения на лопатках рабочего колеса и диффузора.

8 Впервые разработанная механистическая модель для расчёта границ режимов газожидкостного течения в межлопаточных каналах рабочего колеса ЭЦН.

Разработаны и усовершенствованы методы прогнозирования:

1 Рисков, сопровождающих процесс управления добычей нефти в осложнённых условиях эксплуатации скважин, путём проверки возможных сценариев их эксплуатации на цифровых аналогах системы ПЗП-скважина.

2 Рисков выхода из строя УЭЦН («полётов») в результате появления неустойчивости течения газожидкостной смеси в межлопаточных каналах многоступенчатого насоса.

3 Теплового режима работы погружного электродвигателя УЭЦН в осложнённых условиях эксплуатации с оценкой влияния солеотложения и наличия свободного газа в продукции скважин на теплоотвод от электродвигателя в широком диапазоне изменения его нагрузок.

Степень достоверности и апробация результатов

Достоверность результатов работы обеспечивалась применением феноменологического подхода к моделированию стационарных и нестационарных течений газожидкостной смеси в проточных элементах погружного оборудования нефтедобывающих скважин и методов статистического анализа экспериментальных замеров параметров ЭЦН и газосепараторов на испытательных стендах, методов современной теории автоматического управления для решения задач синтеза и анализа алгоритмов управления процессами, протекающими в нефтедобывающих скважинах.

Результаты и основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: XVII научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (г. Сочи, 2017 г.); XI научно-практической конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в процессах разработки

месторождений» (г. Уфа, 2018 г.); на научно-технических советах ПАО «НК «Роснефть» (2009 - 2020 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 27 научных трудах, в том числе 13 статьях в ведущих рецензируемых научных журналах, включённых в перечень рекомендованных ВАК Минобразования и науки РФ, трёх монографиях, одном учебном и одном методическом пособиях. Получено свидетельство РФ о государственной регистрации программы для ЭВМ. Результаты диссертационных исследований докладывались на российских научно-практических конференциях.

Структура и объём диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 210 наименований, и четырёх приложений. Работа изложена на 401 листе машинописного текста, содержит 179 рисунков и 15 таблиц.

1 СОВРЕМЕННЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ И ОСНОВНЫЕ ПОДХОДЫ К ИЗУЧЕНИЮ ПРОЦЕССОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕДОБЫВАЩИХ СКВАЖИН В ОСЛОЖНЁННЫХ УСЛОВИЯХ

1.1 Краткая характеристика условий разработки месторождений нефти и газа Западно-Сибирского региона

Общепризнанной тенденцией в нефтедобывающей отрасли является снижение коэффициентов продуктивности добывающих скважин, как вводимых в эксплуатацию впервые, так и отработавших значительный период времени. Прежде всего это обусловлено общим ухудшением структуры запасов, поскольку основные высокопродуктивные залежи нефти находятся в завершающей стадии разработки, и для поддержания уровней добычи нефти недропользователи активно осваивают низкопроницаемые трудноизвлекаемые запасы углеводородов, которые сосредоточены в коллекторах, характеризующихся низкими фильтрационно-ёмкостными свойствами (Рисунок 1.1).

0,001 *1СН мкм2

0,5-2 ЧО-Змкм2

Рисунок 1.1 - Схематичное представление геологического разреза месторождений нефти Западно-Сибирского региона

Различия в геолого-физических условиях эксплуатируемых нефтяных месторождений, сложности геометрии и пространственного расположения

стволов добывающих скважин, технологических параметров их эксплуатации при различных соотношениях забойного давления и давления насыщения нефти газом (Рзаб/Рнас), являются причинами снижения коэффициентов продуктивности скважин, что, в свою очередь, сопровождается различными осложнениями в процессе добыче нефти. Наибольшее распространение имеют такие виды осложнений, как: высокое свободное газосодержание скважинной продукции, образование отложений твёрдых углеводородов, неорганических солей, кристаллогидратов сложного состава и др. В составе этих отложений содержится большое количество твёрдых взвешенных частиц, капель воды и пузырьков свободного газа, что затрудняет их удаление с поверхности скважинного оборудования.

Высокая интенсивность образования указанных отложений связана, прежде всего, с созданием на забое скважин низких давлений и больших по величине депрессий. Поэтому фактические величины забойных давлений (Рзаб) в большинстве скважин намного ниже давления насыщения нефти газом (Рнас), поскольку низкопроницаемые и маломощные коллекторы, в частности, меловых и юрских отложений (отложения ачимовской толщи,

3 2

нижней и средней Юры) с эффективной проницаемостью 0,2 - 5 -10" мкм , толщиной 10 - 15 м и менее, обуславливают низкие дебиты скважин по жидкости - начальные (10 - 50 т/сут) и среднегодовые (5 - 20 т/сут и менее) (Рисунок 1.2). Это следует отнести к неблагоприятным условиям, при том что наиболее распространённым способом эксплуатации скважин в настоящее время является их эксплуатация УЭЦН - 70%, УШГН - 27%.

Вынужденное снижение давления на забое скважин ниже давления насыщения нефти газом способствует поступлению в ствол наклонно-направленных и горизонтальных скважин вместе с жидкостью большого количества свободного газа, что является причиной интенсификации других видов осложнений, таких как образование вязких и устойчивых водонефтегазовых эмульсий, коррозионных процессов, ухудшению технологических параметров работы скважинных насосов, возникновению вибраций и сложных аварий подъёмного оборудования.

Список литературы диссертационного исследования доктор наук Волков Максим Григорьевич, 2021 год

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ

ЛИТЕРАТУРЫ

1 Лысенко, В. Д. Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика / В. Д. Лысенко. - М.: Недра, 1996. - 367 с.

2 Дияшев, Р. Н. Фильтрация жидкости в деформируемых нефтяных пластах / Р. Н. Дияшев, А. В. Костерин, Э. В. Скворцов. - Казань: Изд-во Казан. мат. общества, 1999. - 238 с.

3 Сургучёв, М. Л. Методы извлечения остаточной нефти / М. Л. Суручёв. - М.: Недра, 1991. - 347 с.

4 Волков, М. Г. Современное состояние прикладной гидродинамики газождкостных течений с высоким газовым фактором в механизированных нефтедобывающих скважинах / М. Г. Волков // Матер. XI научно-практ. конф. «Математическое моделирование и компьютерные технологии в процессах разработки месторождений». - г. Уфа: ЗАО Изд-во «Нефтяное хозяйство». - 2018. - С. 9.

5 Волков, М. Г. Особенности эксплуатации нефтяных скважин в условиях повышенного свободного газосодержания в добываемой продукции / М. Г. Волков, Е. Ф. Смолянец // Нефтяное хозяйство. - 2018. - № 11. - С. 120 - 124.

6 Чичеров, Л. Г. Нефтепромысловые машины и механизмы / Л. Г. Чичеров. - М.: Недра, 1983. - 312 с.

7 Мищенко, И. Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов / И. Т. Мищенко. - М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2007. - 826 с.

8 Адонин, А. Н. Процессы глубиннонасосной нефтедобычи / А. Н. Адонин. - М.: Недра, 1963. - 263 с.

9 Дроздов, А. Н. Влияние свободного газа на характеристики погружных насосов / А. Н. Дроздов // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 1. - С. 66 -70.

10 Дроздов, А. Н. Исследование работы погружного центробежного насоса при откачке газожидкостной смеси / А. Н. Дроздов. - М.: ГАНГ им. И. М. Губкина, 1994. - 29 с.

11 Антипин, Ю. В. Предотвращение осложнений при добыче обводнённой нефти / Ю. В. Антипин, М. Д. Валеев, А. Ш. Сыртланов. - Уфа: Башк. кн. изд-во, 1987. - 168 с.

12 Кащавцев, В. Е. Солеобразование при добыче нефти / В. Е. Кашав-цев, И. Т. Мищенко. - М.: Орбита-М, 2004. - 432 с.

13 ^знецов, Н. П. Обнаружение солеотложений при эксплуатации нефтяных скважин / Н. П. Кузнецов // Нефтяное хозяйство. - 1988. - № 1. -С. 58 - 60.

14 Волков, М. Г. Повышение эффективности эксплуатации нефтедобывающих скважин с отложениями солей в условиях высокого газосодержания добываемой продукции / М. Г. Волков // Матер. XI научно-практ. конф. «Математическое моделирование и компьютерные технологии в процессах разработки месторождений». - г. Уфа: ЗАО Изд-во «Нефтяное хозяйство». -2018. - С. 8.

15 Ибрагимов, Н. Г. Теория и практика методов борьбы с органическими отложениями на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / Н. Г. Ибрагимов, В. П. Тронов, И. А. Гуськова. - М.: Нефтяное хозяйство, 2010. - 240 с.

16 Тронов, В. П. Механизм формирования асфальтосмолопарафиновых отложений на поздней стадии разработки нефтяного месторождения / В. П. Тронов, И. А. Гуськова // Нефтяное хозяйство. - 1999. - № 4. - С. 24 - 25.

17 Люшин, С. Ф. Лабораторное изучение интенсивности отложения парафина в зависимости от скорости потока / С. Ф. Люшин, В. А. Пряжевский. - Труды ин-та УфНИИ, 1966. - С. 42 - 53.

18 Brill, J. P. Multiphase Flow in Wells / J. P. Brill, Н. Mukherjee, L. Hen-ry // SPE Monograph series, Doherty Series, Richardson, Texas, - 1999. - V. 17.

19 Zhang, H.-Q. Unified Model for Gas-Liquid Pipe Flow via Slug Dy-navics. Part 1: Model Development / H. - Q. Zhang, Q. Wang, С. Sarica , J. P. Bril // J. Energy Res. Technol. - 2003. - № 125. - Р. 266.

20 Фомин, В. В. Совершенствование методов анализа и управления процессом освоения скважины с погружным насосом после глушения / В. В. Фомин // Автореф. дисс. канд. техн. наук. - Тюмень.: ТГНУ, 2006, - 16 с.

21 Мальцев, Н. В. Разработка физико-математической модели процесса освоения скважин с помощью УЭЦН // Автореф. дисс. канд. техн. наук. - М.: РГУ им. И. М. Губкина, 2013, - 21 с.

22 Михайлов, В. Г. Гидродинамическая модель течения газожидкостной смеси в проточных каналах центробежных насосов / В. Г. Михайлов, П. В. Петров // Вестник УГАТУ. - 2008. - T.10, № 1 (26). - С. 44 - 53.

23 Boure, J. A. General Equations and Two-Phase Flow Modeling / J. A. Boure, J. M. Delhaye // Handbook of Multiphase Flow, Ch. 1.2, Editor Hestroni, G. (1982).

24 Drew, D. A. Mathematical Modeling of Two-Phase Flow / D. A. Drew // Annual Review of Fluid Mechanics. - 1983. - Vol. 15. - pp. 261 - 291.

25 Gossman, A. D. Multidimensional Modeling of Turbulent Two-Phase Flows in Stirred Vessels / A. D. Gossman, С. Lekakou, S. Politis, R. I. Issa, М. К. Looney // AIChE J. - 1992. - Vol. 38. - No. 12. - pp. 1946-1956.

26 Gokdemir, O. M. Transient Drift Flux Model for Wellbores / О. М. Gokdemir // PhD dissertation, The University of Tulsa, Tulsa, Oklahoma, 1992.

27 Канцырев, Б. Л. Двухжидкостная гидродинамическая модель пузырькового потока / Б. Л. Канцырев, А. А. Ашбаев // Прикладная механика и техническая физика. - 2001. - Т. 42, № 6. - С. 64 - 72.

28 Нигматулин, Р. И. Динамика многофазных сред. Ч.1. / Р. И. Нигма-тулин, М.: Наука, гл. ред. физ.-мат. лит., 1987. - 464 с.

29 Ishii, M. Thermo-Fluid Dynamic Theory of Two-Phase Flow / М. Ishii, Eyrolles, 1975.

30 Delhaye, J. M. Thermohydraulics of Two-Phase System for Industrial Design and Nuclear Engineering / J. M. Delhaye, М. Giot, M. L. Riethmuller // Hemisphere Publishing Corporation (1981).

31 Chahed, J. Effet de parois sur la distribution de taux de vide dans les ecoulements a bulles / J. Chahed, L. C. R. Masbernat // Acad. Sci. - 1998. - No. 326(2b). - рр. 719 - 726.

32 Drew, D. A. Phase distribution mechanisms in turbulent low-quality two-phase flow in a circular pipe / D. A, Drew, R. T. Lahey // J. Fluid Mech. - 1982. -No. 117. - рр. 91 - 106.

33 Lopez de Bertodano, М. Phase distribution in bubbly two-phase flow in vertical ducts / М. Lopez de Bertodano, R. T. Lahey, О. С. Jones // Int. J. Multiph. Flow. - 1994. - No. 20. - рр. 805 - 818.

34 Politano, M. S. A model for turbulent polydisperse-two phase flow in vertical channels / M. S. Politano, Р. М. Carrica, J. Converti // Int. J. Multiph. Flow. - 2003. - No. 29. - pp. 1153 - 1182.

35 Волков, М. Г. Обоснование выбора области применения новых механизированных способов эксплуатации скважин / М. Г. Волков, Р. С. Халфин, А. С. Топольников, А. Р. Брот, Э. О. Тимашев // Нефтяное хозяйство. - 2019. - № 3. - С. 96 - 100.

36 Тимашев, Э. О. Статистический анализ наработок на отказ и коэффициентов подачи скважинного насосного оборудования в диапазонах параметров эксплуатации скважины / Э. О. Тимашев, Р. С. Халфин, М. Г. Волков // Нефтяное хозяйство. - 2020. - № 2. - С. 46 - 49.

37 Тимашев, Э. О. Методика расчёта установок с погружным линейным двигателем для добычи нефти / Э. О. Тимашев, К. Р. Уразаков, М. Г. Волков, А. Р. Гарифуллин, Р. С. Халфин, А. Р. Брот // Нефтяное хозяйство. - 2020. -№3. - С. 72 - 76.

38 Ansari, A. M. A comprehensive mechanistic model for upward two-phase flow in wellbores / A. M. Ansari, A. D. Sylvester, C. Sarica, O. Shoham, J. P. A. Brill // SPEPF J. - 1994. - рр. 143 - 152.

39 Кутателадзе, С. С. Гидродинамика газожидкостных систем / С. С. Кутиладзе, М. А. Стырикович, М.: Энергия, 1976. - 296 с.

40 Fancher, G. H. Jr. Prediction of pressure gradients for multiphase flow in tubing / G. H. Jr. Fancher, К. Е. Brown // Soc. Pet. Eng. J. - 1963. - рр. 59 - 69.

41 Orkiszewski, J. Prediction two-phase pressure drops in vertical pipes / J. Orkiszewski // JPT. - 1967. - June. - P. 829.

42 Beggs, H. D. A study of two-phase flow in inclined pipes / H. D. Beggs, J. P. Brill // JPT. - 1973. - May. - рр. 607 - 617.

43 Hasan, A. R. A study of multiphase flow behavior in vertical wells / A. R. Hasan, C. S. Kabir // SPEPE J. - 1988. - May. - рр. 263 - 272.

44 Taitel, Y. A model for predicting flow regime transitions in horizontal and near-horizontal gas-liquid flow / Y. Taitel, A. E. Dukler // AICHE Journal. -1976. - V. 22(1). - P. 47.

45 Hibiki, T. One-dimensional drift-flux model and constitutive equations for relative motion between phases in various two-phase flow regimes / Т. Hibiki, М. Ishii // Int. J. of Heat and Mass Transfer. - 2003. - V. 46(25). - рр. 4935 -4948.

46 Barnea, D. Flow pattern transition for vertical downward twophase flow / D. Barnea, О. Shoham, Y, Taitel // Chem. Eng. Sci. - 1982. - V. 37. - рр. 741 -744.

47 Zhang, H. - Q. Unified Model for Gas-Liquid Pipe Flow via Slug Dynavics, Part 2: Model Validation / H. - Q. Zhang, Q. Wang, C. Sarica, J. P. Brill // J. Energy Res. Technol. - 2003. - No. 25. - Р. 274.

48 Волков, М. Г. Методика расчёта течения нефтеводогазовых смесей в стволе вертикальной скважины / М. Г. Волков // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2017. - № 3 (109). - С. 9 - 42.

49 Flores, J. G. Oil-Water Flow in Vertical and Deviated Wells / J. G. Flores // PhD dissertation, The University of Tu^, Oklahoma. - 1997.

50 Hasan, A. R. A Simplified Model for Oil Water Flow in Vertical and Deviated Wellbores / A. R. Hasan, C. S. Kabir // SPE Prod.& Fac. - 1999. -February. - рр. 56 - 62.

51 Shi, H. Drift-Flux Modeling of Multiphase in Wellbores / H Shi, J.A. Holmes, L. J. Durlofsky, K. Aziz, L. R. Diaz, B. Alkaya, G. Oddie // SPE Prod.&

Fac. - 2003, October. - рр. 1 - 12.

52 Chen, X. T. A general model for transition to dispersed bubble flow / X. T. Chen, X. D. Cai, J. P. Brill // Chemical Engineering Science. - 1997.

53 Harmathy, T. Z. Velocity of Large Drops and Bubbles in Media of Infinite or Restricted Extent / T. Z. Harmathy // AIChE J. - 1960. - №. 6. - P. 281.

54 Caetano, E. F. Upward Vertical Two-Phase Flow Through an Annulus / E. F. Caetarn // PhD dissertation, The University of Tulsa, Oklahoma. - 1985.

55 Fernandes, R. C. Hydrodynamic Model for Gas-Liquid Slug Flow in Vertical Tubes / R. C. Fernandes, Т. Semait, А. Е. Ducler // AIChE J. - 1986. - No. 29. - Р. 981.

56 Sylvester, N. D. A Mechanistic Model for Two-Phase in Pipes / N. D. Sylvester // ASME J. Energy Resources Tech. - 1987. - № 109. - Р. 206.

57 Zuber, N. Steady State and Transient Void Fraction of Bubbling Systems and Their Operating Limits. Part 1: Steady State Operation / N. Zuber, J. Hench // General Electric Report 62GL100. - 1962.

58 Требин, Г. Ф. Методическое руководство по выявлению залежей, нефти которых насыщены или близки к насыщению парафином / Г. Ф. Требин, Ю. В. Капырин, А. В. Савинихина А.В. и др. // РД 39-9-478-80. М.: ВНИИнефть, 1980.

59 Каменщиков, Ф. А. Тепловая депарафинизация скважин / Ф. А. Каменщиков, М.: Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2005.

60 Хошанов, Т. Прогнозирование глубины отложения парафина в скважине / Т. Хошанов, Н. Ширджанов // Нефтепромысловое дело. - 1981. -№ 4. - С. 21 - 23.

61 Сучков, Б. М. О рациональной глубине спуска в скважину лифтовых труб с защитными покрытиями / Б. М. Сучков, Р. Н. Хабибуллин // Нефтепромысловое дело. - 1974. - № 7. - С. 19 - 22.

62 Сучков, Б. М. Влияние обводнённости продукции скважины на температуру потока жидкости и парафинизацию лифтовых труб / Б. М. Сучков, Р. Н. Хабибуллин // Нефтепромысловое дело. - 1973. - № 10. - С. 28 - 30.

63 Гимаутдинов, Ш. К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Ш. К. Гиматудинов, Р. С. Андриасов, И. Т. Мищенко, А. И. Петров и др., М.: Недра, 1983.

64 Влюшин, В. Е. Математическая модель для расчёта процесса отложения парафина в подъёмных трубах нефтяных скважин / В. Е. Влюшин, Г.

B. Пантелеев, А. П. Телков, К. И. Исангулов, Ю. В. Белобородов // Нефтяное хозяйство. - 197G. - № 2. - С. 56 - 59.

65 Насыров, А. М. Совершенствование технологии и техники добычи высоковязких парафинистых нефтей / А. М. Насыров, Автореф. дисс. к.т.н. по спец. 05.15.06, Уфа, УГНТУ, 1998.

66 Валеев, М. Д. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводнённых скважин / М. Д. Валеев, К. Р. Уразаков, Е. И. Богомольный, Ж.

C. Саейтпагамбетов, А. Г. Газаров, М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2GG3.

67 Jordan, М. М. Scale control in deepwater fields: use interdisciplinary approach to control scale / M. M. Jordan, E. J. Mackey // World Oil. - №. 9. -2GG5.

68 Mackay, E. J. SPE 8G385 PWRI: Scale Formation Risk Assessment and Management, SPE 5th International Symposium on Oilfield Scale / E. J. Mackay, I. R. Collins, M. M. Jordan, N. Feasey // Aberdeen, 2GG3.

69 Voloshin, A. I. SPE 8G4G7 Scaling Problems in Western Siberia SPE 5th International Symposium on Oilfield Scale / A. I. Voloshin, V. V. Ragulin, N. E. Tyabayeva, I. I. Diakonov, E. J. Mackay // Aberdeen, 2GG3.

70 Ragulin, V. SPE 87461 Scale Management of Production Wells via Inhibitor Application in Supporting Injection Wells / V. Ragulin, A. Mikhailov, O. Latipov, A. Voloshin, N. Tyabayeva, E. Mackay // SPE, 6th International Symposium on Olfield Scale held in Aberdeen, 2GG4.

71 Bybee, К. Scale Cause in the Smorbukk Field / К. Bybee // JPT. - 2GG6. - March. - No. 71.

72 Vassenden, F. SPE 94578, Why Didn't All the Wells at Smorbukk Scale in SPE 7th International Symposium on Oilfield Scale / F. Vassenden, O. Gustavsen, F. M. Nielsen, M. Rian, A. J. Haldoupis // Aberdeen, 2GG5.

73 Oddo, J. E. Methods predicts well bore scale, corrosion / J. E. Oddo, М. В. Tomson // Oil and Gas. - 1998. - June.

74 Тагирова, К. Ф. Автоматизация управления технологическим процессом добычи нефти из малодебитных скважин на основе динамических моделей / К. Ф. Тагирова // Автореф. док. техн. наук. - Уфа.: УГАТУ, 2008. -33 с.

75 Русецкая, Г. В. Динамика гидромеханических процессов в центробежных насосах / Г. В. Русецкая, Л. В. Смирнов // Труды Нижегор. гос. техн. универ. им. Р. Е. Алексеева. Нижний Новгород: НГТУ, 2010. - № 1(80). - С. 154 - 163.

76 Дильмухаметов, В. М. Алгоритмы оптимального автоматического управления дебитом нефтедобывающей скважины на базе УЭЦН / В. М. Дильмухаметов // Вестник УГАТУ. - 2013. - Т. 3. - С. 69 - 75.

77 Сазонов, Г. Г. Идентификация и диагностика систем / Г. Г. Сазонов // Уч. пособие. Моск. гос. открытый университет. М.: Изд-во МГОУ, 2005. -35 с.

78 Оран, Э. Численное моделирование реагирующих потоков: Пер. с англ. / Э. Оран, Дж. Борис // М.: Мир, 1990. - 660 с., ил.

79 Kaya, A. S. Comprehensive Mechanistic Modeling of Two-Phase Flow in Deviated Wells, a thesis submitted in partial fulfillment of the requirements for the degree of Master of Science / A.S. Kaya // The University of Tulsa, Tulsa, Oklahoma,1998. - P. 93.

80 Михайлов, В. Г. Гидродинамическое моделирование дисперсно-пузырьковых течений с высоким газосодержанием / В. Г. Михайлов, П. В. Петров, М. Г. Волков // Вестник УГАТУ. - 2016. - Т. 20. - № 2(72). - С. 81 -89.

81 Михайлов, В. Г. Гидродинамика волновых процессов в пузырьковой газожидкостной среде / В. Г. Михайлов, П. В. Петров, М. Г. Волков // Вестник УГАТУ. - 2016. - Т. 20. - № 3(72). - С. 65 - 71.

82 Михайлов. В. Г. Феноменологический подход в исследовании нестационарных режимов течения газожидкостной смеси в стволе скважины / В. Г. Михайлов, П. В. Петров , М. Г. Волков // Вестник УГАТУ. - 2016. - Т. 20. - № 2(72). - С. 96 - 105.

83 Jamialahmadi, M. Terminal bubble rise velocity in liquids / M. Jamia lahmadi, C. Branch, H. Muller Steinhagen // Chemical Engineering Research and Design 72. -1994. - pр. 119 - 122.

84 Прандтль, Л. Гидроаэромеханика / Л. Прандтль: - М.-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика». - 2002, 572 с.

85 Marquez, R. Modeling Downhole Natural Séparation / R. Marquez // Dissertation. The University of Tulsa. - 2004. - 187 р.

86 Уоллис, Г. Одномерные двухфазные течения / Г. Уоллис // М.: изд.Мир. - 1972, 440 с.

87 Михайлов, В. Г. Методика расчёта пробкового режима течения газожидкостной смеси в стволе скважины / В. Г. Михайлов, П. В. Петров, М. Г. Волков // Вестник УГАТУ. - 2016. - Т. 20. - № 3(73). - С. 74 - 82.

88 Волков, М. Г. Гидродинамика малодебитных скважин / М. Г. Волков, В. Г. Михайлов // Монография, Уфа: изд-во «Нефтегазовое дело», 2017. -267 с.

89 Игревский, Л. В. Перспективы применения газосепараторов при добыче нефти / Л. В. Игревский // Тез. докл. третьей науч.-техн. конф. «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», М.: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина. - 1999. - С. 74 - 75.

90 Сальманов, Р. Г. Разработка газосепараторов высокой пропускной способности для УЭЦН и определение области их эффективного применения / Р. Г. Сальманов // Дис. ... канд. техн. наук. - М., 1990. - 181 с.

91 Пат. 2087700. Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/38. Сква-жинный газосепаратор / Яночкин B. C.; заявл. 12.10.1997, опубл. 10.07.2003, Б. И. № 19.

92 Пат. 2193652. Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/38. Газовый сепаратор и способ эксплуатации / Лопес Д., Петролео Бразилейро С. А.; заявл. 18.12.2000.

93 A. с. 109579. СССР. Погружной центробежный электронасос / Ляп-ков П. Д.; заявл. 01.11.1954, опубл. 15.02.1958.

94 A.c. 1752941. СССР. Скважинный газосепаратор / Подкорытов С. М., Афанасьев В. А, Захаров В. А.: заявл. 22.05.1990, Б. И. 1992, № 29.

95 Ляпков, П. Д. Опыт создания газосепаратора для погружного центробежного насоса / П. Д. Ляпков // Тр. ВНИИ, 1959. - Вып. 22, с. 39-58.

96 Пат. 2078256. Российская Федерация, МПК F 04 D 10. Газовый сепаратор скважинного центробежного насоса / Трулёв A. В., Трулев Ю. В.; заявл. 11.09.1995, опубл. 10.06.2002, Б. И. № 16.

97 Пат. 2123590. Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/38. Газовый сепаратор / Трулёв A. B., Трулёв Ю. В.; заявл. 06.03.1997, опубл. 10.10.2002, Б. И. № 28.

98 Пат. 2149990. Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/38. Газовый сепаратор / Трулёв A. B., Трулёв Ю. В.; заявл. 25.12.1996, опубл. 27.02.2003, Б. И. № 06.

99 Пат. 2162937. Российская Федерация, МПК. Е 21 В 43/38. Газовый сепаратор скважинного центробежного насоса / Козлов М. Т, Окин В. Н., Сафин Р. Б.; заявл. 25.06.1999, опубл. 10.02.2001, Б. И. № 07.

100 Pat. 4231767. United States, int. cl. В 01 D 19/00. Liquid - Gas Separator Apparatus / Acker R. M.; date of filing 23.10.1978; date of a publication 4.11.1980.

101 Pat. 4330306. United States, int. cl. B 01 D 19/00. Gas - Liquid Separator / Salant R. F.; date of filing 17.10.1977; date of a publication 18.05.1982.

102 Kobylinski, L. S. Development and Field Test Results of Efficient Downhole Centrifugal Gas Separator / L. S. Kobylinski, F. T. Traylor // SPE 11743. - 1989. - pр. 715 - 724.

103 Волков, М. Г. Методика расчёта коэффициента естественной сепарации в процессе освоения нефтедобывающей скважины / М. Г. Волков // Нефтегазовое дело. - 2016. - Т. 14. - № 4. - С. 45 - 49.

104 Волков, М. Г. Расчётная методика получения рабочих характеристик роторного центробежного газосепаратора / М. Г. Волков // Нефтепромысловое дело. - 2017. - № 12. - С. 57 - 62.

105 А. с. 1161694. СССР, МПК Е 21 В 43/38. Газовый сепаратор / Ляпков П. Д., Игревский В. И., Сальманов Р. Г. и др.: заявл. 20.12.1982, опубл. 15.06.1985, Б. И. № 22.

106 Дроздов, А. Н. Выбор рабочих параметров погружного центробежного насоса при откачке газожидкостной смеси из скважины / А. Н. Дроздов, В. И. Игревский, П. Д. Ляпков, В. Н. Филиппов // Обзор. инф., серия «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 1986, вып. № 11, 50 с.

107 Ляпков, П. Д. Стендовые испытания газосепаратора к УЭЦН / П. Д. Ляпков, В. И. Игревский, Р. Г. Сальманов, И. Х. Уряшзон, А. Н. Дроздов // Обзор. экспресс-информация. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - № 4. - С. 6 - 12.

108 Дроздов, А. Н. Испытания газосепаратора к погружным центробежным насосам на вязкой газожидкостной смеси / А. Н. Дроздов, М. Б. Беляев, В. Н. Сокорев // Тез. докл. Всесоюзн. конф. «Пути развития научно-технического прогресса в нефтяной и газовой промышленности», М., 1986, с. 128.

109 Дроздов, А. Н. Экспериментальные исследования газосепаратора высокой пропускной способности к установкам погружных центробежных насосов / А. Н. Дроздов, Р. Г. Сальманов // Матер. 15 науч.-техн. конф. мол. спец. ВНИИ нефт. машиностр., М.: 1987, с. 32 - 35. - Деп. в ЦИНТИхимнефтемаше 09.12.1987, № 1768- хн87.

110 Дроздов, А. Н. Исследование работы модернизированного газосепаратора 1МНГ5 к погружным центробежным насосам / А. Н. Дроздов // Тез. докл. областн. конф. « Машины и установки для добычи и транспорта нефти, газа и газового конденсата»: г. Сумы, 1988. - С. 14 - 15.

111 Ляпков, П. Д. Исследование работы газосепаратора 1МНГ5 к УЭЦН на вязких газожидкостных смесях / П. Д. Ляпков, В. И. Игревский, А. Н. Дроздов и др. // Нефтяное хозяйство. - 1989. - № 4. - С. 41 - 44.

112 Балыкин, В. И. Промысловые испытания УЭЦН с газосепаратором / В. И. Балыкин, А. Н. Дроздов, В. И. Игревский и др. // Нефтяное хозяйство. - 1985. - № 1. - С. 62 - 65.

113 Игревский, В. П. Опыт внедрения газосепараторов к УЭЦН в ПО «Варьеганнефтегаз» / В. П. Игревский, А. Н. Дроздов, П. Д. Ляпков и др. // Нефтяное хозяйство. - 1987. - № 12. - С. 49 - 51.

114 Дроздов, А. Н. Результаты испытаний газосепараторов к УЭЦН на месторождениях Западной Сибири и Сахалина / А.Н. Дроздов, В. И. Игревский, Р. Г. Сальманов и др. // Тр. МИНГ, вып. № 199. - 1987. - С. 110 -115.

115 Муравьёв, И. М. Эксплуатация погружных центробежных электронасосов в вязких жидкостях и газожидкостных смесях / И. М. Муравьёв, И. Т. Мищенко. - М.: Недра, 1969, 248 с.

116 Дроздов, А. Н. Разработка, исследование и результаты промышленного использования погружных насосноэжекторных систем для добычи нефти / А. Н. Дроздов. - Дис. ... докт. техн. наук. - М., 1997.

117 Игревский, В. И. Газосепаратор нового поколения к погружным центробежным насосам / В. И. Игревский, А. Н. Дроздов, И. Т. Мищенко // Тез. докл. науч.-техн. конф., посвящённой 70-летию первого выпуска российских инженеров-нефтяников «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», М., 1994, с. 98.

118 Дроздов, А. Н. Стендовые испытания сепараторов 1МНГ5 и МН-ГСЛ5 к погружным центробежным насосам / А. Н. Дроздов, В. И. Игревский // Нефтяное хозяйство. - 1994. - № 8. - С. 44 - 48.

119 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.

120 Волков, М. Г. Разработка методов расчёта центробежных газосепараторов при эксплуатации ЭЦН в условиях высокого газового фактора / М. Г. Волков: Дис. ... канд. техн. наук. - Уфа, 2012. - 174 с.

121 Alhanati, F. J. Bottomhole Gas Separation Efficiency in Electrical Submers ible Pump Installation / F. J. Alhanati // Ph. D. Dissertation, The University of Tulsa, Окк^та, 1993.

122 Harun, A. F. The Effect of Inducer Performance on the ESP Rotary Gas Separator / A. F. Harun // Ph. D. Dissertation, The University of Tulsa, Oklahoma, 1999.

123 Чебаевский, В. Ф. Кавитационные характеристики высокооборотных насосов / В. Ф. Чебаевскийй, В. И. Петров // М.: Машиностроение, 1973. - 152 с.

124 Лойцянский, Л. Г. Механика жидкости и газа / Л. Г. Лойцянский // Учеб. пособ. для ВУЗов, изд. 6-е перераб. и доп., М.: Наука, 1987. - 840 с.

125 Игревский, Л. В. Повышение эффективности эксплуатации погружных насосноэжекторных систем для добычи нефти / Л. В. Игревский. - Дис. канд. техн. наук. - М., 2002. - 216 с.

126 Васильев, Ю. Н. Экспериментальное изучение структуры нефтегазового потока в фонтанной скважине / Ю. Н. Васильев, Р. А. Максутов, А. И. Башкиров // Нефтяное хозяйство. - 1961. - № 4. - С. 41 - 44.

127 Сокорев, В. Н. Исследование процесса сепарации газа в условиях искусственной кавитации с целью создания газосепараторов к погружным центробежным насосам с учётом структуры нефтегазовых смесей / В. Н. Сокорев. - Автореф. дис. канд. техн. наук. - М., 1992. - 23 с.

128 Пат. 2027912. Российская Федерация, МПК Б 04 Б 13/10, Е 21 В 43/38. Способ откачивания жидкости скважинным насосом и газосепаратор скважинного центробежного насоса / Ляпков П. Д., Дроздов А. Н., Игревский В. И., Монаенков А. С., Ямлиханов Р. Г., Мищенко И. Т., Сокорев В. Н., Филиппов В. Н., Богомольный Г. И.; заявл. 28.02.1991, опубл. 27.01. 1995, Б. И. № 3.

129 Деньгаев, А. В. Повышение эффективности эксплуатации скважин погружными центробежными насосами при откачке газожидкостных смесей / А. В. Деньгаев. - Дис. канд. техн. наук. - М., 2005. - 212 с.

130 Игревский, Л. В. Сравнительные испытания новой конструкции газосепаратора к погружному центробежному насосу / Л. В. Игревский, Е. М. Макаров // Тез. докл. 50 межвуз. студен. науч. конф. - М.; РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина. - 1996.

131 Шерстюк, А. Н. Насосы, вентиляторы и компрессоры /А. Н. Шерстюк // Учеб. пособие для ВТУЗов. - М.: - «Высшая школа», 1972. - 344 с.

132 Михайлов, А. К. Лопастные насосы. Теория, расчёт и конструирование / А. К. Михайлов, В. В. Малюшенко // М.: - Машиностроение, 1977. - 288 с.

133 Pat. 3887342. United States, int. cl. В 01 D 19/00. Liquid - Gas Separator Unit / Bunnelle Ph. R.; date of filing 10.11. 1972; date of a publication 3.07.1975.

134 Дроздов, А. М. Влияние давления на образование каверны в потоке газожидкостной смеси за моделью лопасти центробежного насоса / А. М. Дроздов // Бурение и нефть. - 2010. - № 2. - С. 20 - 23.

135 Ставский, М. Е. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2011610974 Rosneft-Well Wiev (RN- Well Wiev) / М. Е. Ставский, М. М. Хасанов, А. С. Малышев, К. Л. Готвиг, А. А. Пашали, С. Е. Здольник, Д. В. Маркелов, Р. М. Галеев, М. Г. Волков, А. А. Черемисов, Р. С. Халфин, В. Н. Вшивцев // Заявка № 2010615875, зарегистр. в реестре программ для ЭВМ 26.01.2011.

136 Канзафаров, Ф. Я. Особенности формирования твёрдых отложений в скважинном оборудовании на Верх-Тарском месторождении / Ф. Я. Канзафаров, Р. Г. Джабарова, А. Н. Ермолаева, В. А. Градов // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 2. - С. 72 - 74.

137 Рагулин, В. В. Влияние солеотложения на работу насосного оборудования в ОАО «Юганскнефтегаз» / В. В. Рагулин, Е. Ф. Смолянец, А. Г. Михайлов // Нефтепромысловое дело. - 2001. - № 7. - С. 23 - 26.

138 Семеновых, А. Н. Опыт и перспективы ингибирования солеот-ложения на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» / А. Н. Семеновых, Д.

B. Маркелов, В. В. Рагулин, А. И. Волошин, А. Г. Михайлов // Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 8. - С. 94 - 97.

139 Волков, М. Г. Моделирование процесса переноса тепла от погружного электродвигателя к обтекающему потоку скважинной продукции в условиях интенсивного отложения солей / М. Г. Волков // Нефтяное хозяйство. - 2018. - № 07. - С. 104 - 109.

140 Перекупка, А. Г. Эффективность и перспективы применения многокомпонентных смесей ингибиторов солеотложения / А. Г. Перекупка, Ю.

C. Елизарова // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 6. - С. 82 - 84.

141 Гареев, А. А. О температурном режиме и явлении теплового удара в электроцентробежном насосе / А. А. Гареев // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 3.

142 Chin,Y. K. Transient Thermal Analysis using both Lumped-Circuit Approach and Finite Element Method of a Permanent Magnet Traction Motor / Y.

K. Chin, D. A. Staton // IEEE Africon. - Gaborone, Botswana, 2004. - рр. 1027 -1035.

143 Tang, W. H. A Simplified Transformer Thermal Model Based on Thermal-Electric Analogy / W. H. Tang, Z. J. Richardson // IEEE Transactions on Power Delivery. - 2004. - Vol. 19, No.3. - рр. 1112 - 1119.

144 Уразаков, К. Р. Справочник по добыче нефти / К. Р. Уразаков, Э. О. Тимашев, В. А. Молчанова, М. Г. Волков // Справочник по добыче нефти, Пермь: ООО «Астер Плюс», 2020. - 600 с.

145 Тимашев, Э. О. Алгоритмы расчёта и подбора к условиям эксплуатации установок с погружным линейным двигателем для добычи нефти / Э. О. Тимашев, М. Г. Волков, А. Р. Гарифуллин, Р. С. Халфин, А. Р. Брот // Методические пособие, Уфа: ООО «РН-БашНИПИнефть», 2020. -203 с.

146 ГОСТ 30195-94. Электродвигатели асинхронные погружные. Общие технические условия.

147 Мищенко, И. Т. Некоторые вопросы совершенствования механизированных способов добычи нефти / И. Т. Мищенко // Нефтепромысловое дело: Обзор. информ. ВНИИОЭНГ. М.: 1978. - 72 с.

148 Шишков, С. А. Тепловой режим работы УЭЦН / С. А. Шишков, В. М. Люстрицкий // Нефтепромысловое дело: Реф. науч.-техн. сб. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1998. - № 11- 12. - С. 18 - 20.

149 Миронов, Ю. С. О тепловом режиме работы погружного центробежного насоса / Ю. С. Миронов, О. Г. Гафуров, А. Н. Асылгареев, Н. Н. Репин // Вопросы интенсификации добычи нефти: Сб. науч. тр. БашНИПИнефть. - 1990. - Вып. 28. - С. 203 - 208.

150 Технологическая инструкция ООО «РН-Пурнефтегаз». Запуск, вывод на режим и эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН, № ИТ-005-УДНГ и ГК, Версия 1,12, г. Губкинский, 2001.

151 Хохлов, В. К. Вопросы совершенствования контроля и защиты погружных электронасосов / В. К. Хохлов, Н. М. Горутько // Нефтепромысловое дело: Обзор. информ. ВНИИОЭНГ. - М.: 1980. - 56 с.

152 Кутдусов, А. Т. Совершенствование эксплуатации наклонных скважин с высокой пластовой температурой, оборудованных электроцентробежными насосами / А. Т. Кутдусов: Дисс. на соис. учён. степ. канд. техн. наук. - Уфа, БашНИПИнефть, 2002. - 134 с.

153 Theodore, L. Fundamentals of Heat and Mass Transfer, seventhed / L. Theodore, Bergman et al. // Macmillan Publishers Limited, 2011.

154 Hao, Zhang. An analysis of the characteristics of the thermal boundary layer in power law fluid / Zhang Hao, Zhang Xinxin, Zheng Liancun // J. Therm. Sci. - 2008. - No. 17. - рр. 233 - 237.

155 Panneer Selvam, R. Modeling thermalboundary-layer effect on liquid-vapor interface dynamics in spray cooling / R. Panneer Selvam, Mita Sarkar, Suranjan Sarkar et al. // J. Thermophys. Heat Transf. - 2009. - No. 23. - рр. 356

- 370.

156 Rezkallah, K. S. An examination of correlations of mean heat transfer coefficients in two-phase and two-component flow in vertical tubes / K. S. Rezkallah, G. E. Sims // AIChE Symp. - 1987. - Ser. 83. - рр. 109 - 114.

157 Chu, Y. C. Convective heat transfer coefficient studies in upward and downward, vertical, two-phase, non-boiling flows / Y. C. Chu, B. G. Jones // AIChE Symp. Ser. - 1980. - No. 76. - рр. 79 - 90.

158 Vijay, M. M. A correlation of mean heat transfercoefficients for two-phase two-component flow in a vertical tube / M. M. Vijay, M. A. Aggour, G. E. Sims // Proceedings of 7th International Heat Transfer Conference. - 1982. - Vol. 5. - pp. 367 - 372.

159 Knott, R. F. An experimental study of heat transfer to nitrogen-oil mixtures / R. F. Knott, R. N. Anderson, A. Acrivos // Ind. Eng. Chem. - 1958. - No. 51. - рр. 1369 - 1372.

160 Martin, B. W. Forced convection heat transfer to water with air injection in a rectangular duct / B. W. Martin, G. E. Sims // Int. J. Heat Mass Transf. - 1971.

- No. 14. - рр. 1115 - 1134.

161 Shah, M. M. Generalized prediction of heat transfer during two-componentgas-liquid flow in tubes and other channels / M. M. Shah // AICHE Symp. Ser. - 1981. - No.77. - рр. 140 - 151.

162 Технологический регламент по запуску, выводу на режим и эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН (16-ЮНГ-СТП-Р 03-22).

163 Технологический регламент по подбору УЭЦН к скважине (16-ЮНГ-СТП-Р 03-21).

164 Мельниченко, В. Е. Оценка влияния основных технологических характеристик добывающих скважин на ресурс погружных электроцентробежных насосов / В. Е. Мельниченко: Дисс. на соис. учён. ст. канд. техн. наук. - М., 2017. - 169 с.

165 Ключёв, В. И. Теория электропривода / В. И. Ключёв. - М.: Энер-гоатомиздат, 1985. - 560 с.

166 Михайлов, О. П. Автоматизированный электропривод станков и промышленных роботов / О. П. Михайлов. - М.: Машиностроение, 1990. -23 с.

167 Mullin, J. W. Crystallization 4th edn London / J. W. Mullin // Butterworth-Ytinemann, 2001.

168 Levins, D. M. Particle-liquid hydrodynamics and mass transfer in a stirred vessel. 2. Mass transfer. Trans / D. M. Levins, J. R. Glastonbury // Inst. Chem. Eng. - 1972. - No. 50. - Р. 15.

169 Bott, T. Reg fouling / T. R. Bott // Relates Link: Resource Articles, References DOI: 10.1615/A to Z. fouling, The fouling of heat exchangers.

170 Konak, A. R. A New Model for Surface Reaction-Controlled Growth of Crystals from Solution /A. R. Konak // Chem.Eng. Sci. - 1974. - Vol. 29. - pp. 1537 - 1543.

171 Fahiminia, F. Experiments and Modeling of Calcium Sulphate Precipitation Under Sensible Heating Conditions / F. Fahiminia, A. P. Watkinson, N. Epstein // Initial Fouling and Bulk Precipitation Rate Studies. Produced by The Berkeley Electronic Press, 2016.- pр. 175 - 184.

172 Sun, D. Modeling Gas-Liquid Head Performance of Electrical Submersible Pumps / D. Sun // Ph. D. Dissertation, The University of Tulsa, Oklahoma, 2003.

173 Поляков, В. В. Насосы и вентиляторы / В. В. Поляков, Л. С. Скворцов // Учеб. пособ. для ВУЗов. - М.: Стройиздат, 1990. - 336 с.

174 Каплан, Л. С. Эксплуатация осложнённых скважин центробежными электронасосами / под ред. Л.С. Каплан, 1994.

175 Minemura, K. Prediction of Air-Water Two-Phase Flow Performance of a Centrifugal Pump Based on One-Dimensional Two-Fluid Model / К. Minemura, Т. Uchiyama, S. Shoda, Е. Kazuyuki // Journal of Fluids Engineering. - 1998. -Vol. 120.

176 Sulc, Е. Advisory Board Meeting / Е. Sulc, Е. Ditl // The University of Tulsa Artificial Lift Projects (TUALP), Houston. Texas. - 2007. - April.

177 Beltur, R. Experimental Investigation of Performance of Electrical Submersible Pumps in Two-Phase Flow Condition / R. Beltur // MS Thesis, The University of Tulsa. - 2003.

178 Duran, J. Stages Air-Water Two-Phase Performance / J. Duran, Е. М. Prado // ESP. Modeling and Experimental Data. - 2003. - p. 87627.

179 Sachdeva, R. Performance of Electric ub-mersible Pumps in Gassy Wells / R. Sachdeva, D. R. Doty, Z. Schmidt // SPE Production & Facilities. - 1994. -February.

180 Пфлейдерер, К. Лопастные машины для жидкостей и газов / К. Пфлейдерер, М.: Гос. науч.-техн. изд-во машиностроительной лит-ры, 1960. -683 с.

181 Информац. отчёт. Исследования характеристик погружных электроцентробежных насосов, диспергаторов и газосепараторов (газосепараторов-диспергаторов) на модельных смесях (газожидкостная и абразивная) при различных значениях давления на приёме и частоты вращения вала электродвигателя. - М.: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2008. - 105 с.

182 Ахтямов, А. Р. Программа информационной системы управления механизированным фондом скважин / А. Р. Ахтямов, А. Б. Носков, М. Г. Волков, Д. А. Косилов, В. В. Былков, И. Г. Клюшин, Д. В. Миронов, И. В. Наумов, А. А. Шпортко, М. Н. Каверин, К. А. Бондаренко, П. И. Чермянин, А. С. Топольников, А. А. Юдин, Р. С. Халфин, А. Ф. Азбуханов, А. А. Соловьёв, Р. Р. Фаткуллин, В. М. Гаврилюк, А. В. Янченко, Р. Р. Садриев, И. И. Кузьмин, Е. В. Лазарева, Е. В. Игнатьева, А. С. Насонов, С. Х. Барамиков, Е. Н. Прокшин, А. Ф. Бадыкшин // Свидетельство РФ №

2019617213 о гос. регистрации программы для ЭВМ. Заявка № 2019613352, дата поступления 29.03.2019, дата гос. регистрации в Реестре программ для ЭВМ 04.06.2019.

183 Bin, Hu. Characterizing gas-lift instabilities / Hu Bin // NTNU, Tro-ndheim, Norway. - 2004. - Р. 168.

184 Torre, A. J. Casing heading in Flowing Oil Wells / A. J. Torre, В. Sapic, Z. Schmidt, R. N. Blais, D. R. Doty, J. P. Brill // SPE 13801, presented at Production Operations Symposium, Oklahoma. - 1985. - № 10 - 12.

185 Волков, М. Г. Динамика малодебитных механизированных скважин / М. Г. Волков, Уфа, изд-во «Нефтегазовое дело». - 2017. - 238 с.

186 Волков, М. Г. Метод оптимизации освоения малодебитных механизированных нефтяных скважин / М. Г. Волков // Матер. XVII научно-практ. конф. «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами». - г. Сочи: ЗАО Изд-во «Нефтяное хозяйство». - 2017. - С. 12.

187 Волков, М. Г. Оптимизация периодического режима эксплуатации малодебитных скважин / М. Г. Волков // Матер. XVII научно-практ. конф. «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами». -г. Сочи: ЗАО Изд-во «Нефтяное хозяйство». - 2017. - С. 13.

188 Волков, М. Г. Программные алгоритмы расчёта двух и трёхфазных течений в стволе нефтедобывающих скважин / М. Г. Волков, В. Г. Михайлов // Учебное пособие. - Уфа: УГНТУ, 2019, 160 с.

189 Eikrem, G. O. Stabilization of Gas Lifted Wells / G. O. Eikrem, В. Foss, L. Imsland, В. Hu, М. Gola // IFAC WC, Barcelona, Spain. - 2002. - July.

190 Jansen, B. Automatic Control of Unloading Lifted Wells / В. Jansen, М. Dalsmo, L. Nokleberg, К. Harvre, V. Kristiansen, Р. Lemetayer // SPE 56832, presented at the Annual Technical Conference and Exhibition held in Houston, Texas. - 1999. - October.

191 Gilbert, W. E. Flowing and Gas-lift Well Perfromance / W. E. Gilbert // presented at the spring meeting of the Pacific Coast District, Division of Production, American Petroleum Institute. - 1954. - May.

192 Blick, E. E. Theoretical Stability Analysis of Flowing Oil Wells and Gas-lift Wells / Е. Е. Blick, P. N. Enga, Р. С. Lind // SPE Production Engineering. - 1988. - November. - pp. 504 - 514.

193 Bertuzzi, A. F. Description and Anal-ysis of An Efficient Continuous-Flow Gas-Lift Installation / A. F. Bertuzzi, J. K. Welchon, F. H. Poettmann // Рresented at the Pacific Petroleum Chapter Fall Meeting in Los Angeles, Calif. -1953. - Octouber.

194 Волков, М. Г. Использование методов теории автоматического управления для представления механизированной скважины как объекта управления / М. Г. Волков // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2017. - № 1(107). - С. 11 - 22.

195 Волков, М. Г. Динамические модели фонтанирующих и механизированных нефтедобывающих скважин для анализа на их устойчивость и управляемость / М. Г. Волков // Нефтепромысловое дело. -2017. - № 4. - С. 17 - 20.

196 Хисамутдинов, Н. И. Проблемы сохранения продуктивности скважин и нефтенасыщенных коллекторов в заключительной стадии разработки / Н. И. Хисамутдинов. - СПб.: Недра, 2007. - 232 с.

197 Конопля, Д. В. Возможность планирования работ по выводу скважины на режим / Д. В. Конопля // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 7. -С. 114 - 116.

198 Брил, Дж. П. Многофазный поток в скважинах/ Дж. П. Брил, Х. Мукерджи. - М.- Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. -384 с.

199 Драчёв, Г. И. Теория электропривода: учебное пособие к курсовому проектированию для студентов заочного обучения спец. 180400. 2-е издание, дополн. / Г. И. Драчёв. - Челябинск: Изд. ЮУрГУ, 2002. - 137 с.

200 Pilehvari, A. A. Experimental Study of Subcritical Two-Phase Flow Through Chokes / А. А. Pilehvari // U. of Tulsa Fluid Flow Projects Report. -1980. - September.

201 Pilehvari, A. A. Experimental Study of Critical Two-Phase Flow hrough Wellhead Chokes / А. А. Pilehvari // U. of Tulsa Fluid Flow Projects Report. -

1981. - June.

202 Torre, F. J. Casing Heading in Flowing Oil Wells / F. J. Torre, Z. Schmidt, R. N. Blais, D. R. Doty, J. P. Brill // SPE Prod. Engineering. - 1987. -Novembe. - рр. 297 - 304.

203 Хасанов, М. М. Применение унифицированной методики многофазных гидравлических расчётов для мониторинга и оптимизации режимов работы скважин в ОАО «НК «Роснефть» / М. М. Хасанов, В. А. Краснов, А. А. Пашали, Р. А. Хабибуллин // Нефтяное хозяйство - 2006. - № 09. - С. 29 -35.

204 Краснов, В. А. Анализ и адаптация к задачам ОАО «НК «Роснефть» универсальной механистической модели для расчёта градиента давления в многофазном потоке в стволе скважины / В. А. Краснов, А. А. Пашали, Р. А. Хабибуллин, В. Ю. Гук // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». - 2006. - № 3. - С. 21-25.

205 Волков, М. Г. Оптимизация периодического режима эксплуатации малодебитных скважин / М. Г. Волков // Нефтегазовое дело. - 2017. - Т. 15. -№ 1. - С. 70 - 74.

206 Вирновский, А. Р. Периодическая эксплуатация скважин / А. Р. Вирновский // Сб. тр. Теория и практика глубиннонасосной добычи нефти. -М.: Недра, 1971. - С. 15 - 26.

207 Волков, М. Г. Анализ системной устойчивости фонтанирующих нефтедобывающих скважин / М. Г. Волков // Нефтегазовое дело. - 2017. - № 3. - С. 22 - 27.

208 Волков, М. Г. Прогнозирование технологического процесса освоения малодебитных скважин на основе динамических моделей / М. Г. Волков // Нефтепромысловое дело. - 2018. - № 1. - С. 35 - 42.

209 Нугаев, И. Ф. Динамическая модель нефтедобывающей скважины на базе УЭЦН как объекта управления / И. Ф. Нугаев, Р. В. Искужин // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2012. - № 5. - С.31 -46.

210 Штеренлихт, Д. В. Гидравлика: Учеб. пособ. для ВУЗов, в 2-х кн.: кн. 1. / Д. В. Штеренлихт. М.: Энергоатомиздат, 1991, 351 с.

ПРИЛОЖЕНИЯ

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

(Ю

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» (ФГБОУ ВО "УГНТУ")

ул. Космонавтов, I. г. Уфа. Республика Башкортостан, 450062 Тел : {347)242-03-70. факс; {.'547) 243-14-19. ЬКоУЛуху ИНН 0277006179, ОГРН 1020203079016» ОКНО 02069450, КПП 027701001

16.0/. 2ОЧ9- 1/33

На№ от

л

г и

В Диссертационный совет Д 212,289.04 ул. Космонавтов 1, г. Уфа, РБ, Россия, 450062

Справка о внедрении результатов диссертационных исследований Волкова М.Г.

Исследования Волкова М.Г. в области трёхфазных стационарных газоводонефтяных восходящих течений в нефтедобывающих скважинах, изложенные в диссертационной работе «Научно-методические основы моделирования процессов управления эксплуатационными характеристиками осложнённых нефтедобывающих скважин», положены в основу материалов учебного пособия «Программные алгоритмы расчёта двух- и трёхфазных течений в стволе нефтедобывающей скважины» (Уфа: Изд-во УГНТУ, 2019, - 161 е.).

Материалы учебного пособия используются в ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» в рамках обучения дисциплине «Теоретические и экспериментальные методы научных исследований» магистерской программы «Цифровые технологии в разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений» по направлению 21.04.01 «Нефтегазовое дело».

А

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ «РН-ПУРНЕФТЕГАЗ»

[ооо «рн-ПурнефтЕгю»)

ГЫгоы^адри; ир-н 1II. п. Э . таип. Гвчмсия ]6л 639339 Сцщиняяв вди. ир-ч 1C.ii Эг. Гщия1С1Щ ННйП. ТмччяпШ. Н5еи Ьпфцг Ш 44, [ИИ В14-40-44, ф** niswlt.ni

оито 73132751-, ОГРН иняшотт, жютп аа^шнклэтгмаш

1\к

В Диссертационный совет Д 212.289.04 ул, Космонавтов, 1, г.Уфа, ГБ, Россия, 450062

Справка

о внедрении результатов диссертационных исследований Волкова М.Г.

Результаты исследований М.Г. Волкова, изложенные в диссертационной работе «Научно-методические основы моделирования процессов управления эксплуатационными характеристиками осложнённых нефтедобывающих скважин» актуальны для условий эксплуатации осложненного фонда добывающих скважин. Разработанная М.Г. Волковым двухфазная (трехкомнонснтная) математическая модель вертикального течения газожидкостных смесей в НКТ для погружных центробежных насосов реализована в программе информационной системы управления механизированным фондом скважин (ИС Мехфонд). Предложенная модель позволила проводить автоматический поиск резервов увеличения производительности насосных установок с одновременным повышением технологической эффективности эксплуатации установок ЭДН.

1 фактическое применение ИС Мехфонд с учетом реализованных модулей позволило увеличить продолжительность межремонтною периода работы скважин в 201В году на 0,3 % или 2,3 суток.

.......

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ «РН-ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ

(ООО «РН-Юганскнефтегаз»)

ул. Ленина, д. 2Е. г. Неф™™«. ХМАО-Югра, Роиийсия Федерация, 628309 ТЕПЁфок: Г34БЭ) 31 51 34, фале: [3463122 03 51, е-таЭ: [e-mail] ОКПО 76041742. ОГРН1058602019538. ИН№КПП 8604035473 / В604ЕУ1001

от 06.03.2020г. № 02-02-835

В Диссертационный совет Д 212.289.04 ул. Космонавтов, 1, г.Уфа, РБ, Россия, 450062

на №

от

Справка о внедрении результатов диссертационных исследований М.Г. Волкова

Представленная в диссертационной работе М.Г. Волкова «Научно-методические основы моделирования процессов управления эксплуатационными характеристиками осложнённых нефтедобывающих скважин» «Программа информационной системы управления механизированным фондом скважин» (ИС Мехфонд) позволяет улучшить технологические параметры работы добывающих скважин, оснащённых установками электроцентробежных насосов, что актуально для условий эксплуатации осложнённого фонда добывающих скважин. Реализация предложенных в ЙС Мехфонд модулей позволила достигнуть в 2018 году на месторождениях, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз», увеличения продолжительности работы скважинного оборудования на отказ в среднем на 0,3 % или 1,2 суток, межремонтного периода работы скважин на 0,5 % или 3,6 суток.

Первый заместитель Генерального ди£

по производству - Главный инженер

М.Н. Антипин

i|l4|i

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ «РН-ВАНКОР

(ООО «РН-Ванкор»)

н

ул. Доброе " ' ьчкнМ брлвды д. 15. г. Красноярск. ESQ077 Тел -13911 РМ-56-99; фиг (3915 274-56-15: aurait «afcor®wn.n»iBft.nj ОКПО [ПИМЫИ. OFFH11ВМВ80Ё7И1, ИИ) ! КПП МВЭМКЭв/ SS7SSQ001

пт

В Диссертационный совет Д 212.289.04 ул. Космонавтов, 1, г. Уфа, Pli, Россия, 450062

Справка о внедрении результатов диссертационных исследований Волкиьа М.Г.

В диссертационной работе М.Г. Волкова «Научно-методические основы моделирования процессов управления эксплуатационными характеристиками осложнённых нефтедобывающих скважин» предложена «Программа информационной системы управления механизированным фондом скважин» (ИС Мехфонд), реализация которой актуальна в процессе эксплуатации осложнённого фонда нефтедобывающих скважин, оснащённых установками погружных электроцентробежных насосов.

ИС Мехфонд, внедренная на месторождениях ООО «РН-Ванкор» в 2017 г., используется для оценки энергопотенциала механизированного фонда скважин и реализации программ энергосбережения. Удельный расход электроэнергии на механизированную добычу жидкости сократился с 12,05 кВт/т в 2016 году, до 11,95 кВт/т в ?018 году

Р.М. Слободян