Увеличение КИН: водогазовое воздействие на пласт

Хорошим решением для увеличения нефтеотдачи методом водогазового воздействия (ВГВ) на пласт может стать ВГВ с использованием насосно-эжекторных систем, позволяющих готовить на поверхности водогазовую смесь и закачивать её в пласт в широком диапазоне расходов и давлений оборудованием, которое может успешно эксплуатироваться в промысловых условиях российских месторождений [1 – 3]. На рисунке 1 показана принципиальная схема насосно-эжекторной системы.

Рисунок 1 – Принципиальная схема насосно-эжекторной системы.

При работе системы силовой насос нагнетает воду в сопло эжектора, который откачивает попутный нефтяной газ. Далее водогазовая смесь нагнетается дожимным насосом в пласт.

При реализации насосно-эжекторной технологии может использоваться существующая инфраструктура системы поддержания пластового давления. Не требуется строительство отдельных высоконапорных газопроводов и газонагнетательных скважин сложной конструкции с необходимым для высоких давлений устьевым и подземным оборудованием. Кроме того, технология может быть при необходимости внедрена на всем месторождении в целом, а не только на отдельных скважинах и опытно-промышленных участках. Насосно-эжекторные системы по сравнению с известными решениями более просты, надежны, менее металлоемки и гораздо дешевле.

В 2015 году было проведено первое внедрение насосно-эжекторной системы для водогазового воздействия, разработанной ранее авторами данной работы [4] и изготовленной АО «Новомет-Пермь», на установке предварительного сброса воды (УПСВ) Самодуровского месторождения ПАО «Оренбургнефть». На рисунке 2 показана схема системы.

Рисунок 2 – Схема насосно-эжекторной системы на Самодуровском местрождении

В системе предусмотрено резервирование насосного и эжекторного оборудования, чтобы обеспечить работоспособность системы в случае отказа одного из её элементов путем переключения на резервный насос или эжектор.

Вода нагнетается в сопло эжектора насосом кустовой насосной станции (КНС) ЦНС-240-1422, который также закачивает воду в нагнетательные скважины месторождения, не относящиеся к участку водогазового воздействия. Эжектор откачивает газ первой ступени сепарации и подает водогазовую смесь на вход дожимного горизонтального многоступнчатого центробежного насоса ЭЦН8-1600-1450. Рабочие параметры системы: расход воды – 1535 м³/сут, расход газа – до 20000 м³/сут, давление газа на приеме 0,2-0,4 МПа, давление нагнетания смеси – до 13 МПа. Установка водогазового воздействия переведена в круглосуточную эксплуатацию в июле 2015 года для нагнетания смеси в 11 скважин внешнего распределительного пункта ВРП-2 Самодуровского месторождения и работает уже второй год. Насосно-эжекторная система адаптируется к изменяющимся условиям эксплуатации, полностью забирает попутный газ первой ступени сепарации Самодуровского, Ефремо-Зыковского и Спасского месторождений. Кроме того, по газопроводу на вход насосно-эжекторной системы компрессором низкого давления подается также ПНГ с соседнего Пономаревского месторождения. Насосно-эжекторная система устойчиво работает на УПСВ Самодуровского месторождения в различных режимах, срывов подачи эжекторов и насосов не было.

Таким образом, результаты выполненных ранее теоретических и экспериментальных исследований [1 – 3], на основе которых была разработана технология ВГВ с применением насосно-эжекторных систем, подтвердились при внедрении на промысле.

Вместе с тем опыт эксплуатации системы на Самодуровском месторождении позволил наметить также мероприятия по совершенствованию самой технологии водогазового воздействия на пласт с применением насосно-эжекторных систем.

Первое из этих предложений направлено на использование для ВГВ попутного нефтяного газа не только первой ступени сепарации, а ещё и газа второй и концевой ступеней сепарации, который сейчас сгорает на факеле.

Второе из этих мероприятий позволит сосредоточить закачку водогазовой смеси с повышенным газосодержанием в одну или несколько нагнетательных скважин, которые наиболее подходят для повышения нефтеотдачи путем водогазового воздействия.

Третье предложение связано с тем, что эффективность водогазового воздействия на пласт во многом зависит от степени устойчивости водогазовых смесей. Создание стабильных систем, в которых подавлена коалесценция газовых пузырьков, даст возможность избежать расслоения водогазовой смеси в водоводах и нагнетательных скважинах, что значительно снизит требуемые давления закачивания водогазовой смеси. Устойчивые пузырьки в водогазовой смеси при вытеснении нефти из пласта будут проникать в самые мелкие поры, растворяться в остаточной нефти, увеличивать её подвижность и повышать прирост коэффициента извлечения нефти. При подавленной коалесценции газовых пузырьков снизится влияние свободного газа на работу многоступенчатых центробежных насосов. Это позволит широко использовать их при реализации водогазового воздействия с применением насосно-эжекторных систем.

В связи с этим были проведены специальные стендовые исследования условий подавления коалесценции газовых пузырьков в жидкости применительно к технологии водогазового воздействия на пласт с использованием насосно-эжекторных систем.

Оказалось, что коалесценцию газовых пузырьков, введенных в жидкость, удается в ряде случаев подавить при добавлении различных солей. Эксперименты проводили на стенде – макете насосно-эжекторной системы, схема которого представлена на рисунке 3.

Рисунок 3 – Схема стенда:

1 – бак объёмом 300 литров,
2 – силовой насос,
3 – эжектор,
4 – дожимной насос,
5 – расходомер жидкости,
6 – расходомер газа,
7 и 8 – мановакуумметры,
9-14 – манометры,
15-17 – термометры,
18 – всасывающая линия силового насоса,
19 – нагнетательная линия силового насоса,
20 – всасывающая линия дожимного насоса,
21 – нагнетательная линия дожимного насоса,
21 – перепускная линия,
22-25 – краны шаровые ¾”,
26-38 – регулируемые задвижки и вентили ¾”,
39 – обратный клапан ¾”,
40-42 – краны шаровые ½”,
43-48 – регулируемые задвижки и вентили ½”,
49 – обратный клапан ½”,
50 – фильтр ¾”,
51 – предохранительный клапан ¾”,
52 – воронка для налива растворов соли в систему,
53 – стеклянная трубка для визуального наблюдения водогазовой смеси с запорными вентилями,
54 – водомерное стекло бака с запорными вентилями,
55 – гибкая подводка ½” для слива и налива воды в бак,
56 и 57 – гибкие подводки ½” для подсоединения водомерного стекла,
58 – гибкая подводка ½” для отбора проб жидкости.

В качестве силового и дожимного многоступенчатых центробежных насосов были выбраны сделанные в России насосы «Грундфос» CR1-25 (номинальная подача Qном = 1 м3/час, максимальный КПД 45%, 25 ступеней, мощность 1,5 кВт) и CR1S-30 (Qном = 0,8 м3/час, максимальный КПД 35 %, 30 ступеней, мощность 1,1 кВт) с однофазными электродвигателями. Общий вид установки насоса такого типа представлен на рисунке 4, а сборочный чертеж насоса – на рисунке 5 [5].

На рисунке 6 приведена фотография ступени насоса «Грундфос» типа CR1 и CR1S. Ясно видно, что конструктивно такая ступень аналогична ступеням погружных центробежных насосов ЭЦН низкой быстроходности. Габариты этих ступеней находятся в диапазоне поперечных габаритов ЭЦН.

Рисунок 4 – Общий вид установки насоса «Грундфос» типа CR1 и CR1S.

Рисунок 5 – Разрез насоса «Грундфос» типа CR1 и CR1S.

1 – головная часть насоса,
2 – крышка,
3 – вал,
4 – рабочее колесо,
5 – направляющий аппарат,
6 – цилиндрический кожух,
7 – уплотнительное кольцо,
8 – основание,
9 – щелевое уплотнение,
10 – торцовое уплотнение,
11 – плита-основание.

Рисунок 6 – Фотография ступени насоса «Грундфос» типа CR1 и CR1S.

Характеристики ступеней насосов «Грундфос» типа CR1 и CR1S также аналогичны напорно-расходным и энергетическим (КПД) характеристикам ступеней ЭЦН малой подачи.

Поскольку в экспериментах не ставилась задача получения рекордных значений КПД, а главной целью работ было исследование зависимости степени влияния свободного газа на характеристики дожимного многоступенчатого центробежного насоса насосно-эжекторной системы, выбор насосов «Грундфос» типа CR1 и CR1S для стенда является вполне оправданным.

Методика экспериментов была следующей.

На первом этапе испытаний исследовали напорную характеристика силового насоса CR1-25 на воде. При этом открываются (см. рисунок 3) краны 23, 24 и 25, а также регулируемые вентили и задвижки 27, 31, 33, 33, 36, 37, 38. Регулируемая задвижка 26 на выходе насоса CR1-25 закрыта. Запускается насос CR1-25, задвижка 26 приоткрывается, замеряются значения подачи жидкости по расходомеру 5, а также давление на входе в силовой насос по мановакуумметру 8 и давление на выходе силового наоса по манометру 10. Измерения повторяются при различных степенях открытия задвижки 26. По результатам исследований строится напорная характеристика насоса.

На втором этапе испытаний вначале собирается эжектор 3 с определенной конфигурацией проточной части. Затем открываются задвижки 26 и 28, а задвижка 27 закрывается. Задвижки 45 и 46 при этом также закрыты. Запускается насос CR1-25, нагнетающий жидкость в сопло эжектора 3. Открываются задвижки 45 и 46, эжектор 3 начинает откачивать газ (воздух из атмосферы). Замеряются расход жидкости по счетчику 5, расход газа по счетчику 6, а также рабочее давление перед соплом по манометру 11, давление на приеме по мановакуумметру 7, давление смешанного потока на выходе из эжектора 3 по манометру 12, температура рабочей жидкости по термометру 15, температура откачиваемого газа по термометру 16 и температура смешанного потока по термометру 17.

Далее частично прикрывается задвижка 28 на выходе из эжектора 3, и давление на выходе эжектора 3 увеличивается. Измерения повторяются при различных степенях закрытия задвижки 28. По их результатам строят напорно-энергетические характеристик эжектора – зависимости относительного безразмерного перепада давлений и КПД от коэффициента инжекции.

Затем исследуют характеристики дожимного насоса 4 CR1S-30 при откачке водогазовой смеси, создаваемой эжектором 3. Вначале запускают силовой насос 2 с эжектором 3, задвижки 45 и 46 при этом закрыты. Открывают перепускную линию 22 посредством открытия вентилей 27 и 30, а затем запускают дожимной насос 4. Постепенно закрывают вентили 27 и 30, регулируя при этом давление на входе в дожимной насос 4 с помощью задвижки 32. После полного закрытия вентилей 27 и 30 устанавливают с помощью регулируемой задвижки 32 требуемое давление у входа в дожимной насос 4. Снимают параметры работа насоса 4 на жидкости - давление у входа по манометру 13, давление на выходе по манометру 14, подачу жидкости по счетчику 5, температуру рабочей жидкости по термометру 15 и температуру смешанного потока по термометру 17. После этого открывают задвижку 45, приоткрывают вентиль 46 и начинают подавать газ в приемную камеру эжектора 3. Давление у входа в дожимной насос 4 при этом возрастает. Приоткрывают задвижку 32 на выходе насоса 4 и добиваются установления прежнего значения давления у входа в дожимной насос 4. Записывают параметры работы насоса 4 на водогазовой смеси: давление у входа по манометру 13, давление на выходе по манометру 14, подачу жидкости по счетчику 5, расход газа по счетчику 6, температуру рабочей жидкости по термометру 15, температуру откачиваемого газа по термометру 16 и температуру смешанного потока по термометру 17. После этого увеличивают расход газа, устанавливают следующий режим работы и замеряют параметры насоса 4. Расход газа в дальнейшем повышают до достижения предельного значения газосодержания. Эксперименты проводят при различных давлениях у входа в насос 4.

На третьем этапе в систему добавляют различные количества водных растворов соли через воронку 52. Проводят испытания по методике, описанной выше, и определяют характеристики работы дожимного насоса 4 на водогазовых смесях при различных концентрациях соли.

Результаты измерений параметров, а также возникшие и возможные неполадки фиксируются в протоколах испытаний.

На первом этапе исследовали характеристику (зависимость напора Н от подачи Q) силового многоступенчатого насоса CR1-25 на воде. Поскольку насос был укомплектован однофазным электродвигателем, частота вращения вала была меньше паспортной (2900 об/мин) и составляла 2767 об/мин.

На рисунке 7 приведена полученная на стенде напорная характеристика CR1-25, а также пересчитанная с 2900 об/мин на частоту 2767 об/мин паспортная характеристика насоса. Наблюдается очень хорошее соответствие паспортной и стендовой характеристик насоса, разница между ними находится в пределах погрешностей измерений.

На втором этапе исследовали характеристик эжекторов при откачке газа струёй жидкости и дожимного насоса CR1S-30 на водогазовых смесях с использованием пресной воды. В экспериментах применяли эжекторы с диафрагменными соплами, имеющими прямоугольные кромки. Ранее такие сопла были испытаны и рекомендованы для откачки газа в работах [6 – 8]. Камеры смешения эжекторов были цилиндрическими, угол раскрытия диффузора составлял 6º.

Рисунок 7 - Сопоставление паспортной и стендовой характеристик насоса CR1-25.

По методике, изложенной выше, исследовали влияние свободного газа в смеси, приготовленной эжектором, на характеристики дожимного насоса CR1S-30. Эксперименты проводили при абсолютных давлениях у входа в насос Рвх, составляющих 0,3, 0,4 и 0,5 МПа.

При этом было подтверждено установленное ранее [8] явление снижения степени влияния газа на характеристику многоступенчатого центробежного насоса. На рисунке 8 приведены полученные на одном из режимов зависимости давления Рн, развиваемого насосом, от газосодержания у входа в насос βвх при различных Рвх. Газосодержание у входа в насос βвх определяли как

где
- объемный расход свободного газа при термодинамических условиях у входа в насос;

- объемная подача жидкости в тех же условиях.

Величину газосодержания у входа в насос выражали в процентах.

Рисунок 8. Зависимости Рн от βвх при подаче жидкости Qж=1,39-1,44 м3/час.

Как следует из полученных зависимостей, при увеличении Рвх и неизменном газосодержании параметры работы насоса на водогазовой смеси улучшаются.

На рисунках 9 – 11 представлены характеристики дожимного многоступенчатого центробежного насоса CR1S-30 на водогазовых смесях – зависимости давления Рн, развиваемого насосом, от подачи жидкости Qж при различных газосодержаниях и значениях абсолютного давления у входа в насос Рвх, составляющих 0,3, 0,4 и 0,5 МПа.

Рисунок 9 – Характеристики насоса CR1S-30 на водогазовой смеси с неподавленной коалесценцией газовых пузырьков при Рвх=0,3 МПа.

Рисунок 10 – Характеристики насоса CR1S-30 на водогазовой смеси с неподавленной коалесценцией газовых пузырьков при Рвх=0,4 МПа.

Рисунок 11 – Характеристики насоса CR1S-30 на водогазовой смеси с неподавленной коалесценцией газовых пузырьков при Рвх=0,5 МПа.

Проведенные исследования показали, что при неподавленной коалесценции газовых пузырьков наблюдается достаточно сильное влияние свободного газа на характеристики многоступенчатого центробежного насоса CR1S-30 при откачке водогазовых смесей. Кроме того, в левой части характеристики при подаче газа происходят сильные пульсации, насос работает нестабильно.

Фотография водогазовой смеси, выходящей из насоса CR1S-30, при неподавленной коалесценции газовых пузырьков, показана на рисунке 12. Видно, что образуются крупные пузыри газа с размерами более 10 мм.

Рисунок 12 – Структура водогазовой смеси, выходящей из насоса CR1S-30, при неподавленной коалесценции газовых пузырьков (наружный диаметр стеклянной трубки составляет 20 мм).

Также был проведен анализ и сопоставление результатов исследований на стенде-макете насосно-эжекторной системы с данными ранее выполненных исследований характеристик многоступенчатых центробежных насосов ЭЦН, применяемых на нефтяных промыслах.

На рисунках 13 – 15 показаны характеристики насосов на водогазовых смесях, полученные в работах [8 - 10].

Рисунок 13 – Характеристики 30-ступенчатого насоса ЭЦН5-80 на водогазовой смеси, созданной эжектором, при Рвх=0,6 МПа, частоте вращения вала 2940 об/мин, цифрами обозначено βвх [9].

Рисунок 14 – Характеристики 22-ступенчатого насоса GC6100 на водогазовой смеси (подача газа через клапан), при Рвх=0,69 МПа, частоте вращения вала 3208 об/мин, цифрами обозначено βвх [10].

Рисунок 15 – Характеристики 76-ступенчатого насоса ЭЦН5-80 на водогазовой смеси (подача газа через 48 отверстий диаметром 1,5 мм) при Рвх=0,6 МПа, частоте вращения вала 2940-2970 об/мин, полученные в работе [9].

Анализ и сопоставление данных показали, что влияние свободного газа на характеристику многоступенчатого центробежного насоса CR1S-30 качественно примерно такое же, как на характеристики многоступенчатых центробежных насосов ЭЦН, применяемых для добычи нефти и закачки воды для поддержания пластового давления.

После проведения экспериментов на водогазовых смесях с использованием пресной воды и неподавленной коалесценции газовых пузырьков была проведена подготовка к опытам с применением в качестве жидкости растворов электролита – поваренной соли (хлористого натрия) NaCl. Выбор данной пары катионов и анионов (Na⁺ и Cl^-) для проведения исследований был обусловлен тем, что указанные ионы имеются в попутно добываемых водах различных нефтяных месторождений. Кроме того, поваренная соль является доступной и дешевой. В опытах была использована соль-илецкая поваренная соль.

Из системы стенда была предварительно слита вся вода. Затем в бак стенда залили 181 л пресной воды из водопровода. Объём залитой воды замеряли счетчиком, установленным на стенде. Для данного объёма воды были рассчитаны концентрации n (г/л, % масс., моль/л) водных растворов соли при добавках различных количеств сухой соли (таблица 1)

Таблица.1. Значения концентрации соли в водных растворах NaCl в гидравлической системе стенда

Зависимость плотности раствора от массовой концентрации поваренной соли в воде приведена на рисунке 16. Плотность жидкости замеряли с помощью ареометра АОН-2 1000/1080.

Рисунок 16 – Зависимость плотности раствора от массовой концентрации поваренной соли в воде.

Первые эксперименты провели при добавке 3 кг соли в воду объёмом 181 л, залитую в гидравлическую систему стенда. Затем проводили опыты при добавке 6 кг, 9 кг, 12 кг и 14 кг соли в 181 л воды.

Для подачи водогазовой смеси в дожимной насос в этих экспериментах использовали эжектор с диаметром сопла dс=3,3 мм и диаметром камеры смешения dкс=4,4 мм.

Эксперименты по исследованию влияния свободного газа на работу дожимного многоступенчатого центробежного насоса CR1S-30 проводили при абсолютном давлении у входа в насос, составляющем 0,3 МПа. Подача жидкости находилась в диапазоне 0,85 – 0,87 м3/час.

Результаты исследований (зависимости давления Рн, развиваемого насосом CR1S-30 на водогазовых смесях при различных концентрациях NaCl от входного газосодержания βвх) показаны на рисунке 17.

При увеличении массовой концентрации соли до 1,66% насос работает на водогазовой смеси лучше до газосодержания у входа примерно 10%. При дальнейшем росте подачи газа давление, развиваемое насосом на водогазовой смеси с концентрацией соли 1,66%, становится меньше, чем в случае пресной воды.

При увеличении массовой концентрации соли до 3,31% происходило существенное улучшение работы насоса на водогазовой смеси до газосодержания у входа примерно 14%, затем развиваемое давление стало меньше, чем при откачке водогазовой смеси с пресной водой.

Улучшение характеристики насоса на водогазовой смеси до некоторых газосодержаний у входа в насос при росте концентрации поваренной соли наблюдалось до концентрации 6,62%. Зона работы насоса на водогазовой смеси существенно расширилась за счет подавления коалесценции газовых пузырьков.

Рисунок 17 – Зависимости давления Рн, развиваемого насосом CR1S-30 на водогазовых смесях при подаче жидкости Qж=0,85-0,87 м3/час, Рвх=0,3 МПа и различных концентрациях NaCl, от входного газосодержания βвх.

Фотография водогазовой смеси, выходящей из насоса CR1S-30, при концентрации хлористого натрия 6,62%, показана на рисунке 18. Видно, что крупные пузыри газа не образуются, структура смеси пенная, мелкодисперсная за счет проявления отталкивающих сил между пузырьками, которые заряжаются отрицательно в водных растворах электролитов.

При дальнейшем увеличении концентрации соли до 7,72% улучшения в области входных газосодержаний до 16% практически не было. В зоне более высоких газосодержаний зависимость развиваемого давления от газосодержания стала практически вертикальной, насос в этой области работал неустойчиво, со срывами. Режимы резко, внезапно и самопроизвольно менялись, были пульсации, скрип и визг при работе насоса, в лаборатории распространился характерный запах горящей изоляции, раскрылось торцовое уплотнение вала, и произошла утечка водогазовой смеси. Насосы стенда были незамедлительно остановлены.

Рисунок 18 – Структура водогазовой смеси, выходящей из насоса CR1S-30, при концентрации хлористого натрия 6,62%.

Чтобы не допустить преждевременного отказа дожимного насоса, было принято решение вернуться к прежней концентрации соли 6,62% в воде, при которой наблюдалось наибольшее улучшение работы насоса на водогазовой смеси без неприятных явлений, описанных выше.

Расчетное количество воды, которое надо было для этого добавить в бак стенда, составляло 30 л. Этот объём пресной технической воды залили в гидравлическую систему стенда из водопровода. В дальнейшем эксплуатация насоса на водогазовой смеси происходила без явлений срыва работы.

Итак, проведенные экспериментальные исследования позволили установить существенное снижение влияния газа на характеристику многоступенчатого центробежного насоса при добавлении соли в области рациональных концентраций подавления коалесценции пузырьков.

Следует отметить, что ранее на установке водогазового воздействия на Самодуровском месторождении для предотвращения срыва подачи дожимного насоса ЭЦН8-1600-1450 планировалась подача пенообразующего ПАВ – Нефтенола ВКСН с объемной концентрацией 0,02% в воде. Были закуплены и установлены емкость и дозировочный насос для подачи ПАВ. Однако после запуска насосно-эжекторная система устойчиво заработала на водогазовой смеси без ПАВ. Оказалось, что состав попутно добываемой воды Самодуровского месторождения с высокой минерализацией (плотность воды 1110 кг/м³) способствует подавлению коалесценции пузырьков.

На рисунке 19 показана фотография отбора пробы водогазовой смеси с выхода насоса ЭЦН8-1600-1450 насосно-эжекторной системы. Видно, что структура отбираемой смеси пенная без добавки пенообразующих ПАВ.

Рисунок 19 – Отбор пробы водогазовой смеси с выхода насоса ЭЦН8-1600-1450 насосно-эжекторной системы на Самодуровском месторождении.

Сама природа помогла внедрению водогазового воздействия. Насосно-эжекторная система эксплуатируется без добавки пенообразующих ПАВ, и компания «Оренбургнефть» уже сэкономила на этом значительные средства.

Тема подавления коалесценции газовых пузырьков в жидкости, несомненно, требует дальнейшего всестороннего исследования. Пока в этом направлении сделаны только первые шаги применительно к технологии водогазового воздействия на пласт [11, 12], и ряд вопросов остается неизученным. В частности, необходимо провести исследования подавления коалесценции газовых пузырьков в растворах электролитов, а также в пластовых водах различных нефтяных месторождений, и определить области рациональных концентраций солей и газосодержаний, при которых обеспечивается высокая устойчивость водогазовых смесей.

Выводы:

1. Установлено существенное снижение влияния газа на характеристику многоступенчатого центробежного насоса при добавлении соли в области рациональных концентраций подавления коалесценции пузырьков. При этом увеличение концентрации выше некоторого граничного значения приводит к осложнениям в работе насоса, и превышение содержания соли выше этой величины нежелательно.

2. Эксперименты выявили, что существуют области рациональных концентраций и состава солей, в которых обеспечивается подавление коалесценции газовых пузырьков за счет проявления отталкивающих сил между пузырьками, которые заряжаются отрицательно в водных растворах электролитов.

3. Промысловые исследования насосно-эжекторной системы для водогазового воздействия на Самодуровском месторождении ПАО «Оренбургнефть» показали, что система устойчиво работает в различных режимах, срывов подачи эжекторов и насосов не было. Сама природа помогла внедрению водогазового воздействия, поскольку состав попутно добываемой воды Самодуровского месторождения способствует подавлению коалесценции пузырьков.

4. Необходимы дальнейшие исследования условий подавления коалесценции газовых пузырьков в пластовых водах различных нефтяных месторождений.

Авторы благодарят Фонд «Сколково» за поддержку исследований, выполненных в данной работе.

Литература:

1. Дроздов А.Н. Проблемы внедрения водогазового воздействия на пласт и их решения. – Нефтяное хозяйство, 2014, № 8, с. 100-104.

2. Дроздов Н.А. Насосно-эжекторные системы для водогазового воздействия на пласт. – Lambert Academic Publishing, 2014. – 172 с.

3. Дроздов А.Н. Утилизация ПНГ на Самодуровском месторождении: долгая и извилистая дорога к внедрению. – Нефтегазовая вертикаль, 2015, № 6, с. 52-55.

4. Дроздов А.Н., Дроздов Н.А. Простые решения сложных проблем при водогазовом воздействии на пласт. – Бурение и нефть, 2017, № 3, с. 43-46.

5. Интернет-сайт http://ru.grundfos.com

6. Каннингэм Р.Г. Сжатие газа с помощью жидкоструйного насоса. - Тр. амер. общ. инж.-механиков, серия Д. Теоретические основы инженерных расчетов, 1974, № 3, с. 112 - 128.

7. Каннингэм Р.Г, Допкин Р. Дж. Длина участка разрушения струи и смешивающей горловины жидкоструйного насоса для перекачки газа. - Тр. амер. общ. инж.-механиков, серия Д. Теоретические основы инженерных расчетов, 1974, № 3, с. 128 - 141.

8. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях. – М.: МАКС пресс. – 2008. – 312 с.

9. Исследование характеристик электроцентробежного насоса с эжектором на входе при откачке газожидкостных смесей / Вербицкий В.С., Горидько К.А., Федоров А.Э., Дроздов А.Н. – Нефтяное хозяйство, 2016, № 9, с. 106-109.

10. Pessoa R., Prado M. Experimental Investigation of Two-Phase Flow Performance of Electrical Submersible Pump Stages. - SPE 71552, 2001 SPE Annular Technical Conference Exhibition held in New Orleans, Louisiana, 30 September –3 October 2001.

11. Бункин Н.Ф., Ломкова А.К., Дроздов А.Н. Перспективы использования нанопузырьков при утилизации попутного нефтяного газа для повышения нефтеотдачи путем закачки водогазовых смесей в пласт. - В сборнике трудов: «Наноявления при разработке месторождений углеводородного сырья: от наноминералогии и нанохимии к нанотехнологиям» / под ред. Хавкина А.Я., Изотова В.Г. // Материалы IV Международной конференции в г. Москва 11-12 ноября 2014 г., НСПГРМНГ РАН, НОР, ПЦ ФС РФ «НТИС», РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, Фонд Байбакова. М., Нефть и газ, 2014, с. 279-281.

12. Нанопузырьковая газовая фаза в водных растворах электролитов и возможности её применения для повышения нефтеотдачи путем водогазового воздействия / Бункин Н.Ф., Дроздов Н.А., Козлов В.А., Дроздов А.Н. - Материалы Международной научно-практической конференции, посвященной 60-летию высшего нефтегазового образования в Республике Татарстан «Достижения, проблемы и перспективы развития нефтегазовой отрасли». – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт. – 2016. Т. 1. – с. 334-338.