гидравлика. 21добычаудк 622. 276Устройства для защиты уэцнот осложняющих факторов
 Скачать 374.66 Kb.
|
21 ДОБЫЧА УДК 622.276 Устройства для защиты УЭЦН от осложняющих факторов Н.А. Лыкова к.т.н., ведущий математик департамента инновационных разработок 1 antipina@novomet.ru 1 АО «Новомет-Пермь», Пермь, Россия Засорение рабочих узлов установки для добычи нефти является одним из основных факторов, осложняющих добычу нефти. Как правило, отложения представляют собой прочные соединения, состоящие из нерастворимых твёрдых частиц и солей. В данной статье предлагается оборудование, предотвращающее негативное влияние механических примесей и отложения солей. Материалы и методы В процессе разработки устройств использо- вались математические модели физических процессов, сопровождающих отделение частиц от жидкости и вынос химических реагентов. Достоверность полученных результатов подтверждена соответствием результатов моделирования эксперимен- тальным и эксплуатационным данным. Ключевые слова оборудование для добычи нефти, отложение солей, погружной контейнер, сепаратор механических примесей, математическое моделирование, вычислительная гидродинамика Доля добычи нефти установками элек- троцентробежных насосов (УЭЦН) состав- ляет порядка 70% [1]. Интенсификация до- бычи нефти за последние два десятилетия сопровождается гидроразрывами пласта, увеличением глубины подвески установок и увеличением депрессии на пласт [2]. Всё это приводит к таким осложнениям при добыче нефти, как вынос твёрдых частиц, отложение солей, нерастворённый газ, высокая темпе- ратура скважинной жидкости. Отложения представляют собой поли- компонентные соединения, включающие в себя зёрна кварца, плагиоклаза, частицы гироокислов железа. Карбонат кальция и другие виды солей цементируют зёрна твёр- дых пород, образуя прочные соединения [3]. Таким образом, проблема засорения вызва- на двумя причинами — отложением солей и выносом нерастворимых твёрдых частиц из пласта, и для успешного решения к проблеме засорения нужно подходить комплексно. Защита установки от отложения солей Отложение солей на скважинном обо- рудовании происходит вследствие пере- насыщения воды труднорастворимыми солями при изменении температуры, дав- ления, водородного показателя рН, при вы- делении газа, смешивании несовместимых жидкостей. В настоящее время наиболее востребо- ванной технологией защиты от выпадения солей является применение ингибиторов солеотложения. Эффективность технологии зависит не только от правильности подбора ингибитора к определенной группе скважин (месторождению), осложненных солеотложе- нием, но и от способов доставки ингибитора в проблемную зону скважины. Среди по- следних наибольшее распространение при- обрели закачка ингибиторов через систему поддержания пластового давления вместе с нагнетаемой в пласт водой или через затруб- ное пространство с применением наземных дозировочных установок, а также подача ингибитора посредством скважинных кон- тейнеров, подвешиваемых под погружной электродвигатель (ПЭД) УЭЦН. Защита УЭЦН с помощью погружного контейнера имеет ряд преимуществ: про- стота и удобство монтажа, низкие эксплу- атационные расходы. При таком способе доставки ингибитора происходит защита не только насоса, но и всего оборудования, в том числе предохраняется перегрев ПЭД. Скважинные контейнеры востребованы в первую очередь на месторождениях, рас- положенных в труднодоступных районах, поскольку являются автономными, надеж- ными и достаточно эффективными в пла- не программируемого дозирования инги- битора в пластовую жидкость. Фактором, ограничивающим применение погружных контейнеров, является подача 150 м 3 /сут, поскольку при дальнейшем её увеличении габариты и масса контейнера становятся из- быточными для подвески к ПЭД. Задача погружного контейнера — обе- спечить длительное равномерное поступле- ние ингибитора в пластовую жидкость. В за- висимости от свойств химических реагентов используются разные механизмы его дози- рования. Для твёрдого реагента нами был разработан контейнер, который основан на вытекании вязкого ингибитора под действи- ем силы тяжести (рис. 1). Вязкость придавалась реагенту путём его смешения с битумами. Вследствие высокой вязкости битумы обладают пределом теку- чести, т.е. они начинают деформироваться и течь только после того, как к ним приложено некоторое напряжение. Поэтому для модели- рования вытекания смеси была использова- на модель Бингама [4]. Согласно этой моде- ли, вязкость определяется по формуле: (1) (2) где η* — динамическая вязкость, [кг/м•сек], τ с — пре- дел текучести [кг/м•сек 2 ], γ· — скорость деформации [1/сек]. В одномерном случае γ· = ∂v/∂x. Коэффициенты K 1 и K 2 определялись на основании физического эксперимента вытекания смеси. Моделирование вытека- ния осуществлялось в гидродинамическом пакете ANSYS CFX, расчёт проводился для Рис. 1 — Контейнер с твёрдым реагентом Рис. 2 — Вектора скорости смеси внутри контейнера 22 контейнера с одним отверстием в нижней ча- сти. В качестве граничных условий на входе задавалось давление P 1 , на выходе задава- лось давление P 2 . На рис. 2 показано расчёт- ное значение векторов скорости в нижней части контейнера. С помощью модели были получены геометрические параметры кон- тейнера, гарантирующие постепенное выте- кание смеси из устройства в течение 1 года. Данная конструкция контейнера успеш- но прошла опытно-промышленные испыта- ния в нефтяной компании «Аки-Отыр» [4]. В контейнере для твёрдого реагента на начальном этапе работы наблюдается мак- симальная скорость выноса ингибитора (рис. 3), когда высота смеси в контейнере максимальна. Для уменьшения расхода ингибитора на начальном этапе эксплуатации была предло- жена конструкция контейнера для капсули- рованного ингибитора, заключенного в по- лимерную оболочку, растворимую в воде [5]. Оболочка капсул ограничивает пиковый вынос ингибитора в начальный момент экс- плуатации и делает вынос ингибитора более равномерным. Конструкция контейнера данного типа представляет собой цилиндрический корпус с отверстиями в верхней части. Добываемая жидкость через отверстия попадает в кон- тейнер и растворяет находящийся внутри ингибитор. Затем раствор выносится через эти отверстия в затрубное пространство и предотвращает солеотложение (рис. 4). Растворение внутри контейнера с учетом движения жидкости описывается уравнени- ем диффузии: (3) (4) где C i — массовая концентрация, U j — скорость, D j — коэффициент диффузии, вычислялся по физи- ческим экспериментам. При расчете была использована много- фазная модель. Для жидкости, омывающей контейнер, решалось уравнение (3), для ингибитора — уравнение (4). На входе рас- чётной области задавался массовый поток Q = 100 м 3 /сут, на выходе — нулевое дав- ление, на стенках — прилипание. В качестве начального условия задавалось начальное распределение ингибитора в контейнере. В процессе расчёта вычислялось распре- деление ингибитора внутри контейнера, а также концентрация вынесенного ингиби- тора в пластовой жидкости. Сравнение экс- плуатационных данных и расчёта приведено на рис. 5. Конструкция контейнера для капсу- лированного реагента доказала свою эффективность, успешно пройдя опытно-промышленные испытания в ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»[5]. Как отмечалось в начале статьи, зача- стую проблеме отложения солей сопутствует вынос механических примесей из пластов. В таб. 1 приведён анализ выноса механических примесей из пластов месторождений ТНК-ВР Западной Сибири [6]: средний диаметр вы- носимых частиц и концентрация взвешен- ных частиц (КВЧ). Данное свойство многих скважин — постоянный вынос механических примесей в небольших количествах, было предложено использовать для дозирования реагента в скважину с помощью контейнера скважинного со шнеком. Контейнер данного типа заполняется жидким ингибитором и содержит в верхней части устройство для отделения механиче- ских примесей, которые после отделения оседают на дно контейнера, тем самым вы- тесняя ингибитор. В качестве устройства для отделения твёрдых частиц используется се- парационный шнек (рис. 6). Были разработаны две конструкции шнека: для частиц диаметром 0–150 мкм и 150–300 мкм с таким коэффициентом сепа- рации, чтобы заполнение контейнера про- исходило в течение года работы. Работоспо- собность предложенной схемы дозирования была подтверждена стендовыми испыта- ниями. Сейчас конструкция контейнера со Рис. 6 — Контейнер скважинный со шнеком Рис. 5 — Сравнение расчёта (1) и эксплуатационных данных (2) выноса ингибитора Рис. 3 — Зависимость концентрации ингибитора в пластовой жидкости от времени работы контейнера: 1 — расчёт; 2 — минимально эффективная концентрация Рис. 4 — Контейнер с капсулированным реагентом 23 шнеком проходит опытно-промышленные испытания. Всего с 2006 г. было поставлено более 1500 погружных контейнеров. На данный мо- мент самый большой опыт внедрения получен по результатам работы контейнера с твёрдым реагентом, которые представлены в таб. 2. Защита установки от выноса механических примесей Наиболее распространённым и экономи- чески эффективным методом защиты насоса от выноса механических примесей является их отделение от добываемой жидкости перед насосом защитными устройствами. Для отделения твёрдых частиц внутри скважины применяют механические филь- тры и устройства, основанные на принципах гравитационной и центробежной очистки. Фильтры получили широкое применение, но их срок службы ограничен из-за засорения, более надёжны сепараторы твёрдых частиц. Однако, проигрывая в надёжности, филь- тры выигрывают в тонкости очистки. Так, в промысловых условиях широко использу- ются фильтры с тонкостью очистки 100 мкм. Тогда как с помощью гравитационных сепа- раторов зачастую удаётся достигнуть толь- ко тонкости очистки 250 мкм, а с помощью сепараторов гидроциклонного типа при расходах жидкости до 200 м 3 /сут — порядка 150 мкм [7]. Поэтому была поставлена задача по разработке сепаратора с улучшенными характеристиками. В сепараторах гравитационного типа организовано течение поступающей жидко- сти сверху вниз, разворот потока на 180 0 с одновременным уменьшением его скорости, вследствие чего тяжелые частицы оседают в зоне разворота под действием силы тяжести. Для повышения коэффициента сепарации при больших подачах в кольцевом зазоре размещают неподвижные спиральные ло- пасти (рис. 7). Поток жидкости, двигаясь по спирали, вовлекается во вращательное движение, и на частицы примесей в потоке действует центробежная сила, вызывающая дополнительную сепарацию частиц. Такие сепараторы называют гидроциклонными. Чтобы выяснить рабочий диапазон се- паратора гидроциклонного типа и выбрать оптимальные геометрические параметры, была создана математическая модель раз- деления твёрдых частиц, имеющих произ- вольное распределение по размерам. Для описания переноса механических примесей потоком жидкости был использован подход Лагранжа. Объёмная доля частиц была по- рядка 0.3%, поэтому считалось, что части- цы не взаимодействуют друг с другом и не влияют на течение жидкости. Проведены оценки [8], показавшие, что подъёмной си- лой из-за неоднородности скорости жидко- сти, силой Магнуса из-за вращения частицы в жидкости и силой гидростатического дав- ления окружающей частицу жидкости можно пренебречь. Учитывалась сила сопротивле- ния, сила Архимеда, сила тяжести и «при- соединённая масса жидкости» (жидкость, увлекаемая движущейся частицей): (5) где m — масса частицы, C x — коэффициент сопротив- ления, S — площадь сечения частицы, P f — плотность жидкости, обтекающей тело, v → = U → f – U → p — разность скоростей частицы и жидкости, r — радиус частицы, P p — плотность частицы. Задача о разделении твёрдых частиц от потока жидкости в гидроциклонном сепараторе решалась методами вычисли- тельной гидродинамики с использовани- ем специализированных комплексов про- грамм [9]. Распределение твёрдых частиц по диаметру задавали в соответствии с таб. 3. Для гидроциклонного сепаратора с по- мощью численного моделирования были определены оптимальные геометрические размеры для достижения максимального ко- эффициента сепарации. Варьировались сле- дующие параметры: длина винтового шнека L , высота лопасти Δd, количество лопастей n. Расчеты проводили при подачах 50 м 3 /сут и 300 м 3 /сут и следующих значениях варьиру- емых параметров: n = 1, 2, 3, L = 500, 750, 1000 мм, Δd = 12, 16, 20 мм. Общая длина расчетной области была равна (L + 1000) мм. Угол навивки лопасти был равен 45°. Типич- ный вид траекторий твёрдых частиц в нижней части сепаратора приведен на рис. 8. Видно, что частицы, сместившиеся к внешней стенке сепаратора, при повороте потока оседали в сборник частиц, а осталь- ные частицы продолжили движение с по- током на приём насоса. Согласно резуль- татам расчётов, максимум коэффициента сепарации достигался при n=2, L=1000 мм, Δd=12 мм. Достоверность полученных результатов подтверждалась соответствием результа- тов моделирования экспериментальным данным. Гидроциклонный сепаратор с по- лученными параметрами был изготовлен и испытан на стенде. Для проведения фи- зических экспериментов был специально спроектирован испытательный стенд и раз- работана методика испытаний. Целью ис- пытаний являлось измерение коэффициен- та сепарации, т.е. массовой доли осевших в сепараторе частиц. Схема стенда показа- на на рис. 9. Таб. 3 — Распределение частиц песка по размеру Рис. 7 — Гидроциклонный сепаратор Рис. 8 — Траектории частиц в нижней части гидроциклонного сепаратора Размер частиц, мм Массовая доля частиц, % 0,1 1,5 0,2 3,9 0,3 2,0 0,4 2,5 0,5 7,8 0,6 15,6 0,7 20,3 0,8 17,4 0,9 11,1 1,0 6,3 1,1 4,7 1,2 2,6 Таб. 1 — Анализ выноса механических примесей из пластов Западной Сибири Пласт КВЧ *, мг/л Размер частиц, мкм БВ 60 25 Юрские 50 20 ВК 30 50 АВ 80 50 Компания Начало внедрения Запущено в экспл. установок Сред. наработка до внедр. Сред. наработка УЭЦН с контейнером «НАК «Аки-Отыр» 2007 г. более 300 шт. 224 сут. 541 сут. «Салым Петролеум Девелопмент Н. В.» 2008 г. 67 шт. 285 сут. 627 сут. «Томскнефть» ВНК 2009 г. более 800 шт. 118 сут. 313 сут. «Саратовнефтегаз» 2010 г. 19 шт. 196 сут. 399 сут. Таб. 2 — Внедрение контейнеров с твёрдым реагентом 24 Рабочей жидкостью была вода, в каче- стве твёрдых частиц механических примесей использовали кварцевый песок. Сравнение расчёта и экспериментальных данных для по- дачи Q=100 м 3 сут и разных фракций твёрдых частиц дало совпадение данных в пределах (5–7) % [8]. С помощью предложенной методики расчёта было разработано две конструкции сепараторов разного диаметра, зависимости коэффициента сепарации от среднего разме- ра частиц приведены на рис. 10. Из приведённых данных видно, что коэф- фициент сепарации гидроциклонных сепара- торов всё же снижается с уменьшением диа- метра частиц, и для частиц размером 100 мкм составляет порядка 70%. Поэтому перспектив- ным решением являются каскадные устрой- ства, сочетающие в себе преимущества самых успешных механических фильтров — щеле- вых, и гидроциклонных сепараторов. Принцип их действия заключается в сое- динении механического фильтра и сепарато- ра параллельно, либо последовательно. На рис. 11 показаны принципиальные схемы их компоновки. Фильтр скважинный гравитационно-щелевой В фильтре скважинном гравитацион- но-щелевом (ФСГЩ) для увеличения ресурса работы щелевого фильтра предложено сое- динить его с гидроциклонным сепаратором параллельно, при этом узел уплотнения уста- навливается выше щелевого фильтра [10]. В таком устройстве после запуска УЭЦН добы- ваемая жидкость движется через щелевой фильтр, поскольку его гидравлическое со- противление на порядок ниже, чем у гравита- ционного. Например, при подаче 100 м 3 /сут гидравлические потери в гидроциклонном сепараторе 5 габарита составляют 0.5 м, в то время как гидравлические потери щеле- вого фильтра длиной 5 м и шириной щели 100 мкм составляют 0.03 м. По мере засоре- ния щелевого фильтра и увеличения его со- противления поток начинает двигаться через гидроциклонный сепаратор. Таким образом, сепаратор работает как предохранительный клапан на байпасной линии щелевого филь- тра, и при этом продолжается очистка пласто- вой жидкости. Поэтому ресурс работы пред- ложенного устройства существенно выше, чем щелевого фильтра. Рис. 9 — Схема стенда для испытаний гравитационных сепараторов и фильтров Рис. 10 — Сравнение коэффициента сепарации для 3 и 5 габаритов Рис. 11 — Способы соединения сепаратора с щелевым фильтром Нижняя часть фильтра может быть вы- полнена в двух исполнениях — с контейне- ром для сбора и последующего подъёма отсепарированных частиц на поверхность и с хвостовиком для сброса частиц в нижнюю часть скважины. Во втором случае при пере- полнении контейнера частицы будут падать обратно в скважину через проходящий по центру контейнера сквозной хвостовик. Дли- ны и диаметры хвостовиков рассчитаны та- ким образом, чтобы при любом расходе жид- кости не было подсоса жидкости через него. Данная конструкция ФСГЩ успешно про- шла опытно-промышленные испытания в ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». Ла- бораторные исследования проб добываемой жидкости, взятых с устья скважин, показали отсутствие частиц размером более 100 мкм. По скважине №5194 наработка составила 514 суток против предыдущей наработки 17 суток по причине засорения щелевого фильтра. Фильтр скважинный каскадный В фильтре скважинном каскадном (ФСК) для улучшения качества очистки до- бываемой жидкости предложено соединить щелевой фильтр и гидроциклонный сепа- ратор не параллельно, а последовательно посредством установления узла уплотнения между ними [11]. В таком фильтре после запу- ска УЭЦН поток жидкости сначала проходит через сепаратор, являющийся первой сту- пенью очистки. Затем поток проходит через щелевой фильтр — вторая ступень очистки жидкости. Благодаря уменьшению грязевой нагрузки на щелевой фильтр продолжитель- ность его работы увеличивается. Поэтому можно использовать щелевой фильтр с улуч- шенной тонкостью очистки. ФСК комплектуется предохранительным клапаном для исключения перегрева элект- родвигателя. В случае засорения щелевого фильтра поток добываемой жидкости будет проходить только первую ступень очистки че- рез сепаратор. В настоящее время проходят опытно-промышленные испытания данного устройства в ОАО «Самотлорнефтегаз». Итоги Приведены методики расчёта, расчётные и экспериментальные значения характеристик погружных контейнеров и сепараторов меха- нических примесей. Анализ полученных ре- шений позволил предложить новые конструк- ции устройств, предотвращающих засорение нефтяных насосов. 25 Abstract ESP plugging and scaling are major factors which complicated oil recovery. Typically, scale deposits consist of insoluble solid particles and salts. This article offers a solution to prevent the negative impact of solids and scale. Materials and methods Mathematical models of particles separation from the liquid and disposing of the chemicals were used to develop new devices. The reliability of the obtained results is confirmed by the correspondence of the simulation results to experimental and operational data. Results The article contains calculation methods, the calculated and experimental values of the submersible containers and separators characteristics. New devices to preventing ESP plugging and scaling were offered after obtaining analysis data of research obtained solutions. Conclusions The proposed devices are solid and liquid inhibitor containers, downhole containers with a screw and cascade devices with hydro cyclones. The geometrical parameters of these devices were obtained using the mathematical models of physical processes in these devices. These models were confirmed by means of comparison between calculated and test data, received from bench tests and during operation. Keywords equipment for oil production, scale deposits, submersible container, solid particles separator, mathematical modeling, computational fluid dynamics References 1. Kudryavtsev I.A. Sovershenstvovanie tekhnologii dobychi nefti v usloviyakh intensivnogo vynosa mekhanicheskikh primesey (na primere Camotlorskogo mestorozhdeniya) [Improved oil recovery in wells with high solids production (by example of Samotlor oil field)] // Abstract of a dissertation for the degree of candidate of technical Sciences, Tyuman, 2004. 2. Ageev Sh.R., Grigoryan E.E., Makienko G.P. Rossiyskie ustanovki lopastnykh nasosov dlya dobychi nefti i ikh primenenie [Russian vane- type pumps: design and application]. Perm: Press-Master, 2007, 645 p. 3. Yakimov S.B. O vybore tekhnologiy zashchity podzemnogo oborudovaniya ot peska s uchetom dinamiki ego vynosa pri zapuske skvazhin na Samotlorskom neftyanom mestorozhdenii [Selecting a sand control solution for various sand production rates for new wells in Samotlor oil field]. Oborudovanie i tekhnologii dlya neftegazovogo kompleksa, 2013, issue 6, pp. 81–89. 4. Antipina N.A., Peshcherenko S.N., Rabinovich A.I. and other. O povyshenii nadezhnosti pogruzhnykh konteynerov dlya tverdogo ingibitora [About increasing of reliability of immersible containers for the hard inhibitor]. Burenie i neft', 2008, issue 11, pp. 36–38. 5 Antipina N.A., Kiselev A.E., Peshcherenko S.N. and other. Sistema zashchity UETsN ot soleotlozheniy s ispol'zovaniem kapsulirovannogo zhidkogo ingibitora [Protecting system of electrical centrifugal pumps from salt sedimentation using capsulated liquid inhibitor]. Burenie i neft', 2009, issue 4, pp. 30–32. 6. Yakimov S.B. Indeks agressivnosti vynosimykh chastits na mestorozhdeniyakh TNK-VR v Zapadnoy Sibiri [The aggressiveness index of particles on the fields of TNK-BP in Western Siberia]. Neftepromyslovoe delo, 2008, issue 9, pp. 33–39. 7. Afanas'ev, A.V., Shmonin P.A., Yakimov S.B. Primenenie desenderov dlya zashchity ETsN na plastakh Pokurskoy svity [The application of de-sanders for ESP protection in the Pokurskoj svity oil field ]. Novator, 1999, issue 27, pp. 27–31. 8. Antipina N.A., Peshcherenko S.N. Matematicheskoe modelirovanie dvizheniya tverdykh chastits v pogruzhnykh separatorakh [Mathematical modeling of solid particles motion in submersible separators]. St. Petersburg State Polytechnical University Journal, 2012, issue 2(146), pp. 62–68. 9. Antipina N.A. Modelirovanie rabochikh protsessov v ustroystvakh zashchity neftyanykh nasosov ot zasoreniya s tsel'yu povysheniya ikh effektivnosti [Modeling workflows in oil pumps protection devices from clogging to increase their effectiveness]. Dissertation for the degree of candidate of technical Sciences, Perm, 2012. 10. Patent for invention № 2422622 of the Russian Federation. Fil'tr dlya ochistki skvazhinnoy zhidkosti [Filter for cleaning the borehole fluid]. Published 27.06.2011, Bul. 18. 11. Usful model patent № 116 571 of the Russian Federation. Fil'truyushchee skvazhinnoe ustroystvo [Filtering the downhole device]. Published 27.05.2012, Bul. 15. Devices for protection ESP from severe downhole conditions Author: Natalya A. Lykova — Ph.D., leading mathematician of R&D department 1 ; antipina@novomet.ru 1 JSC "Novomet-Perm", Perm, Russian Federation UDC 622.276.72 ENGLISH OIL PRODUCTION Выводы Для решения проблемы засорения при добы- че нефти предложены конструкции устройств: контейнеров-дозаторов твердого и жидко- го ингибитора, контейнера скважинного со шнеком, каскадные устройства с сепарато- рами гидроциклонного типа. Геометрические параметры устройств получены с помощью разработанных математических моделей ра- бочих процессов перечисленных устройств. Адекватность разработанных моделей под- тверждена путём сравнения расчёта и экспе- риментальных данных, полученных на стендах и в эксплуатационных условиях. Список используемой литературы 1. Кудрявцев И.А. Совершенствование технологии добычи нефти в условиях интенсивного выноса механических примесей (на примере Cамотлорского месторождения) // Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук, Тюмень, 2004. 2. Агеев Ш.Р., Григорян Е.Е., Макиенко Г.П. Российские установки лопастных насосов для добычи нефти и их применение. Пермь: Пресс-Мастер, 2007. 645 с. 3. Якимов С.Б. О выборе технологий защи- ты подземного оборудования от песка с учётом динамики его выноса при запуске скважин на Самотлорском нефтяном ме- сторождении // Оборудование и техноло- гии для нефтегазового комплекса. 2013. №6. С. 81–89. 4. Антипина Н.А., Пещеренко С.Н., Рабинович А.И. и др. О повышении надежности погружных контейнеров для твердого ингибитора // Бурение и нефть. 2008. №11. С. 36–38. 5. Антипина Н.А., Киселев А.Е., Пещеренко С.Н. и др. Система защиты УЭЦН от солеотложений с использованием капсулированного жидкого ингибитора // Бурение и нефть. 2009. №4. С. 30–32. 6. Якимов С.Б. Индекс агрессивности выносимых частиц на месторожде- ниях ТНК-ВР в Западной Сибири // Нефтепромысловое дело. 2008. №9. С. 33–39. 7. Афанасьев А.В., Шмонин П.А., Якимов С.Б. Применение десендеров для защиты ЭЦН на пластах Покурской свиты // Новатор. 1999. №27. С. 27–31. 8. Антипина Н.А., Пещеренко С.Н. Мате- матическое моделирование движения твердых частиц в погружных сепарато- рах // Научно-технические ведомости СПбГПУ. Физико-математические науки. 2012. №2(146). С. 62–68. 9. Антипина Н.А. Моделирование рабочих процессов в устройствах защиты нефтя- ных насосов от засорения с целью повы- шения их эффективности. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Пермь, 2012. 10. Патент RU 2 422 622. Фильтр для очистки скважинной жидкости, опубликовано 27.06.2011 Бюл. №18. 11. Патент на полезную модель RU 116 571. Фильтрующее скважинное устройство, опубликовано 27.05.2012 Бюл. №15. |