Совершенствование эксплуатации нефтяных скважин с гидрато-парафиновыми отложениями

Ямлихин, Радик Ринатович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Совершенствование эксплуатации нефтяных скважин с гидрато-парафиновыми отложениями
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование эксплуатации нефтяных скважин с гидрато-парафиновыми отложениями"

УДК 622.692.4

На правах рукописи

С ---

Ямлнхин Радик Ринатович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН С ГИДРАТО-ПАРАФИНОВЫМИ ОТЛОЖЕНИЯМИ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2006

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР»), г. Уфа

Научный руководитель -доктор технических наук

Карамышев Виктор Григорьевич

Официальные оппоненты

• доктор технических наук, старший научный сотрудник Ахсаноо Ренат Рахимович кандидат технических наук Пнядин Михаил Николаевич

Ведущее предприятие - ООО «КогалымНИПИнефть»

Защита диссертации состоится «26» декабря 2006 г. в 1130 на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУЛ «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, проспект Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУЛ «ИПТЭР»

Автореферат разослан « 26 » ноября 2006 г

Ученый секретарь диссертационного совета

кандидат технических наук ъЛ^-^,- Л.П. Худякова

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Актуальность проблемы Промышленное освоение крупнейших нефтяных месторождений Западной Сибири потребовало решения ряда сложных проблем, связанных со специфическими условиями их эксплуатации. Большая глубина залегания продуктивных горизонтов, наличие многолетнемерзлых горных пород, высокий газовый фактор и повышенное содержание асфаль-тосмолопарафнновых веществ в нефти является причиной образования твердых отложений, перекрывающих насосно-компрессорныс трубы (НКТ) в добывающих скважинах. Существенные осложнения при этом вносятся в эксплуатацию скважин, оборудованных штанговыми насосами из-за невозможности удаления отложений из НКТ при одновременном запарафиниванют за-трубного пространства. Твердые отложения, состоящие из парафина, смол, асфальтенов, мехпримесей и воды, в НКТ доходят до глубины 600 и более метров в зависимости от условий эксплуатации скважин. Продолжительность и стоимость ремонта таких скважин чрезвычайно высоки из-за невозможности горячей промывки скважин через затрубное пространство. Исследованию проблем механизированной добычи нефти посвятили свои труды такие известные ученые как Репин H.H., Муравьев И.М., Аргунов П.П., Архангельский В. А., Мищенко ИТ., Девликамов В.В., Вал ее в М.Д., Уразаков K.P., Бага-утдинов Н.Я., Тронов В.П.

Проведенная термометрия скважин Когалымской группы месторождений свидетельствует о том, что регион находится в зоне распространения поверхностных и реликтовых многолетнемерзлых пород, которые залегают на глубинах до 320 м в виде разобщенных участков.

Реликтовые мерзлоты охватывают породы верхней части морского палеогена - это глины с линзами алевритов тавдийской свиты; континентальные образования олигоцена - пески атлымской, глины н бурые угли новомихай-ловской, а также алевриты, пески и глины туртасской свит. Приповерхностные мерзлые грунты залегают на водоразделах под торфяниками. Мощность их достигает 10-15 м.

простаивающих скважин и, как следствие, скважины переводятся в категорию б ездействующнх.

Следовательно, первостепенными в нефтедобыче являются проблемы обеспечения безаварийной эксплуатации скважин в районах Крайнего Севера, что и определяет актуальность диссертационной работы.

Целью диссертационной работы является совершенствование механизированной добычи продукции нефтяных скважин и предотвращение образования гидрато-парафиновых отложений в подземном оборудовании и выкидных линиях путем подбора оптимальных режимов эксплуатации.

К основным задачам исследований согласно поставленной цели следует отнести следующее:

1. Выполнить анализ эксплуатации механизированного фонда скважин в районах Крайнего Севера и существующих в настоящее время способов н путей решения основных видов осложнений и ликвидации их последствий.

2. Выполнить обзор исследований в области гидратообразования в скважинах с механизированной добычей нефти и уточнить расчетные коэффициенты равновесия гидратообразования для месторождений Западной Сибири.

3. Исследовать механизм истечения газожидкостной смеси через узкие зазоры и влияния режима истечения на температуру смеси. Разработать схемы штуцирования в верхних участках скважины, учитывающие влияние колебания давления в сборном коллекторе.

4. Разработать способы и устройства для разрушения и удаления образовавшихся отложений в насосно-компрессорных трубах.

Поставленные в диссертационной работе задачи решены путем теоретических исследований, анализа и обобщения опыта эксплуатации скважин механизированными способами, а также промысловых испытаний разработанных технологий.

Научная новизна диссертационной работы заключается в следующем:

1. Проведенным анализом установлены основные виды осложнений в эксплуатации механизированного фонда скважин Крайнего Севера, обусловленные, в основном, наличием гидрате-парафиновых образований.

2. Уточнены термобарнческие условия образования гидрато-парафиновых пробок в насосно-компрессорных трубах.

3. Исследованы механизм истечения газожидкостнон смеси через узкие зазоры н влияние режима истечения на температуру смеси.

4. Разработаны способы и устройство для разрушения гндрато-парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах и выкидных линиях, защищенные патентами Российской Федерации.

Основные защищаемые положения следующие:

1. Технология разрушения гидрато-парафиновых пробок как в наземном, так и подземном оборудовании.

2. Способы удаления асфальтосмолопарафиновых отложений из насос-но-компрессорных труб скважин.

3. Схемы штудирования в верхних участках скважины, учитывающие влияние колебания давления в сборном коллекторе.

4. Регулирование температуры смеси и давления при штудирован ин путем подбора режима истечения с целью предотвращения гидратообразования.

5. Математическая модель расчета температуры за суживающим устройством при докритическом режиме истечения жидкости.

Практическая ценность работы заключается в следующем:

]. Разработаны способы и устройство для разрушения образовавшихся гидрато-парафиновых пробок в насосно-компрессорных трубах нефтяных скважин.

2. Разработан способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, позволяющий увеличить «живое» сечение труб и, следовательно, производительность нефтяных скважин.

3. Разработана математическая модель расчета критического давления и температуры газожидкостной смеси после штуцирования.

4. Разработан метод каскадного штудирования ГЖС, предотвращающий выпадение гидратов.

5. Разработана схема штуцирования в верхних участках скважины, учитывающая влияние колебания давления в сборном коллекторе.

Предложенные технологические мероприятия позволяют повысить эффективность работы фонда скважин Когапымского месторождения, эксплуатация которых осуществляется механизированными способами.

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на технических совещаниях и научно-технических конференциях в ГУЛ «Институт проблем транспорта энергоресурсов», филиале ООО «Кога-лымНИПИнефть», а также представлялись на Х1П Международной специализированной выставке «Газ. Нефть, Технологии - 2005», Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа.

Основные результаты диссертационной работы изложены в статьях и патентах Российской Федерации.

Автором настоящей диссертационной работы проведены опытно-промышленные испытания.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций и списка литературы, состоящего из 108 наименования. Работа изложена на 122 страницах и иллюстрирована 15 рисунками, содержит 24 таблицы.

Публикации

Основное содержание работы опубликовано в 13 научных трудах.

В первой главе рассмотрены условия эксплуатации Западно-Сибирских месторождений, которые в значительной степени отличаются от промышлен-но освоенных месторождений Российской Федерации. Добываемая продукция скважин имеет свои специфические особенности, осложняющие добычу, транспорт и подготовку нефти.

Одной из самых сложных проблем, требующих решения для Западной Снбирн, является образование мерзлых пробок и гидратов газов в затрубном пространстве скважины и колонне насосно-компрессорных труб (НКТ).

Анализ состояния эксплуатационного фонда скважин Повховского, Южно-Ягунского, Вать-Еганского месторождений позволил выявить несколько факторов, осложняющих эксплуатацию скважин и резко снижающих коэффициент их использования.

К числу таких факторов следует отнести:

- отложение парафина в подъемных трубах и наземных коммуникациях;

- большая глубина и кривизна стволов скважин;

- низкая температура окружающей среды;

- наличие интервала глубины скважины с вечной мерзлотой;

• вынос механических примесей из пласта;

- высокий газовый фактор;

-малая минерализация пластовой воды;

-заклинивание насосов, обрыв штанг.

К таким факторам следует отнести также прихват НКТ в скважине, что естественно затрудняет осуществление циркуляции жидкости и проведение подземного ремонта.

Низкая температура (-45 'С и ниже) в совокупности с малой минерализацией пластовой вода (р - 1,007 г/см1) является причиной замерзания выкидных линий скважин, гидросистем установок «Спутник» и сборных коллекторов в период временного прекращения добычи или снижения расхода жидкости. По причине замерзания выкидных линий простаивает около 25 % фонда скважин.

При низких температурах становится сложным обеспечение нормальной работы ППД. Вынос механических примесей из-за слабой сцементнрованно-сти породы пласта приводит к накоплению и забиванию рабочих органов насосов (УСШН, УЭЦН), осложнениям при освоении скважин.

Перечисленные факторы существенно снижают межремонтный период скважин. Так в 2005 г. МРП по скважинам с УЭЦН и УСШН он составил соответственно 324 и 360 суток.

Для установления качественных и количественных закономерностей изменения физико-химических свойств пластовых жидкостей при снижении температуры в остановленной скважине, а также выработки практических рекомендаций по технологии эксплуатации скважин проведена серия лабораторных опытов по изучению реологии нефтей и эмульсий Повховского месторождения.

Основная часть экспериментального материала обрабатывалась в координатах т - у (напряжение - градиент сдвига) с целью построения реологической модели и оценки ее параметров.

На рисунке 1 представлена серия кривых течения безводной нефти (1), искусственных (2, 3) и естественной эмульсии (4) при температуре 20 'С. Безводная нефть представляет собой ньютоновскую жидкость вязкостью 6,28-10°

Па с. По мере увеличения водосодержания вязкость нефти возрастает. При достижении обводненности около 40 % наблюдается отклонение характера течения от ньютоновского. В области градиентов сдвига 200...750 с"1 кривые течения аппроксимируются линейными участками, свидетельствующими о принадлежности исследуемых жидкостей к вязкопластичному типу с предельными динамическими напряжениями сдвига Тда.

Реологическая модель жидкости описывается, таким образом, следующим уравнением

х = тдин +т1пл -7.

где Лпл - пластическая вязкость. УГ'хо

Э7Я

250

123

ю го зо ю к>

Т, пв

Рисунок 1 - Зависимость напряжения от градиента сдвига нефти при обводненности 1 - 0; 2 - 0,3; 3 - 0,55; 4 -0,65.

С ростом обводненности нефти Тдщ, и Тст при постоянной температуре

увеличиваются по степенному закону с примерно одинаковым показателем

степени. Для I = 20 'С эти зависимости имеют вид:

Тп„„ =В-ехр(4,49В), Па,

т„-0,ЗЗВехр(4,52В), Па.

Исследования температурных зависимостей безводной и обводненных

нефгей позволили получить экспериментальные значения крутизны виско-

граммы «и» при определении вязкости от 20 до 0 *С по формуле

1 I Г / 3 / 4 у

2 / / /

д / /

X/1 у г

Чпл =л'пл«р[-и(1-1')], Па где г|'пл - бингамовская вязкость при 1 = 20 *С.

В этой же главе рассматривается вопрос образования в скважинах гнд-раго-парафиновых пробок и методы борьбы с ними.

Месторождения Севера Тюменской области расположены в районах многолетнемерзлых пород, характеризующихся отрицательными температурами верхних пластов. Это способствует резкому охлаждению продукции скважин, что обуславливает образование парафино-гцдрэтных и гидратных пробок. Исследования показали, что при наличии в добываемом газе влаги, а она там содержится, (например, при Т = 20 *С и давлении 20 МПа в 1000 м1 газа содержится до I кг воды) объективно существуют условия для образования гидратов в системе. Ниже показаны термобарические условия их образования.

Температура, *С 5,7 9,5 15,6 19,0 20,8 22,0 24,0 25,0

Давление МПа 1,26 1,94 4,16 7,01 9,75 1235 20,8 27,5

В реальных условиях гидраты могут образовываться в скважинах с дебитом менее 50 т/сут преимущественно 10-250 м.

В этих же интервалах идет интенсивное парафиноотложение на поверхности НКТ, штудирование проходного сечения трубы за счет АСПО способствует интенсивному газоотделению и, как следствие, активному образованию парафино<гцдратных пробок.

Разработка мероприятий по предупреждению парафино-гидратных пробок в добывающих скважинах обусловлены режимом эксплуатации скважин, давлением и температурой в подъемной колонне, наличием воды и максимально возможным индексом снижения температуры газа.

Гидратообразование может быть предотвращено путем воздействия на систему (газ-вода). Дегидратизация газа может осуществляться раствором хлористого кальция, диэтиленгликолем. Водный раствор ди этиле к гликоля (ДЭГ) имеет низкую температуру замерзания. Кроме того, ДЭГ снижает точку

росы газа до желаемого значения, при котором образование гидратов не происходит.

Характерной особенностью парафинистых нефтей (в зависимости от количества парафина в нефти) является то, что они всегда склонны к осадкообразованию при соответствующих термодинамических условиях. Это особенно ярко проявляется на скважинах месторождений Западной Сибири, где содержание парафина в некоторых нефтях не достигает и одного процента. Отложение парафина является необратимым процессом образования на поверхности труб, нефтеколлекгоров, естественных отложений, основу которых составляют высокомолекулярные парафиновые углеводороды.

Для практических работников наиболее значимыми являются два параметра: глубина начала отложения парафина в осложненных скважинах и интенсивность его накопления. Эти же два параметра являются приоритетными при выборе средств и способов удаления или предотвращения осадков.

Способы борьбы с отложениями парафина основаны на изучении физико-химических свойств взаимодействующих фаз (нефть-парафин-поверхность оборудования), а именно:

- растворимости парафина в нефти;

- структуры и прочности парафиновых отложений;

- энергии взаимодействия кристаллов парафина, взвешенных в объеме нефти, друг с другом и поверхностью оборудования;

- энергии межмолекулярных связей между кристаллами парафина и поверхностью, на которой они возникают.

Традиционно распространенным способом удаления отложений является тепловой метод, а для предотвращения их образования может быть рекомендованы химические методы - применение ингибиторов.

Основываясь на теоретических, экспериментальных и практических данных установлено, что для скважин с дебитом более 50 т/сут наиболее простым и эффективным способом предотвращения отложений следует признать применение защитных покрытий труб. Комбинирование защитных покрытий труб с применением химических реагентов может способствовать удовлетворительному предупреждению отложений парафина в скважинах с дебитом и менее 50 т/сут.

При осуществлении методов предотвращения смолопарафиновых отложений с помощью ингибиторов следует иметь ввиду, что ингибиторы весьма чувствительны к составу нефти н попутно добываемой воде. Поэтому подбор их применительно к условиям конкретных месторождений должен проводиться квалифицированно и не только с учетом технологической, но и экономической эффективности.

Многолетняя практика использования химических реагентов для предотвращения парафиноотложений показала, что экономически выгодно их применять на скважинах с дебитом до 25 т/сут при расходе реагента до 150 г/т. Химические методы депарафннизации в ряде случаев оказываются единственными безальтернативными способами предупреждения отложений парафина в скважинах. Эти объекты в основном находятся в Западной Сибири, на месторождениях, расположенных в приполярной области.

Из многообразия технологических приемов обработки скважин химреагентами здесь следует рассмотреть лишь два: способ обработки скважин недельной дозой реагента через затрубное пространство и способ обработки скважин ударной дозой реагента-детергента (до 200 кг) через затрубное пространство, но с обязательным перепуском продукции «на себя» по замкнутому циклу. Эти технологии настолько просты насколько и эффективны. На примере обработок скважин в Башкортостане однозначно установлено, что технологический эффект от применения этих технологий может возрастать в 3,5-5 раз по сравнению с тепловыми методами. Следует лишь правильно выбрать исходные параметры для применения этих технологий и подобрать эффективный химический реагент или композиционный состав.

Во второй главе приведен обзор выполненных исследований по термобарическим условиям образования гидрато-парафино вых отложений в стволе скважины, их состав и процесс образования эмульсии в насосно-компрессорных трубах.

На основании условий эксплуатации скважин Повховского, Правдин-ского и Тарасовского месторождений из Когалымской группы показано, что в твердых отложениях скважин районов Крайнего Севера присутствуют как парафин (до 10 % по объему и более), так и пластовая вода в достаточно боль-

шон объеме (до 80 %). Следовательно, возможно образование в НКТ как парафиновой пробки, так и гидратов газа,

В среднем по Когалымской группе месторождений температура пласта на глубине 3050 м составляет около 82 'С. Геотермический коэффициент на 1 м горных пород по разрезу составляет 0,031 "С, На глубине около 230 м температура по разрезу переходит в область отрицательных значений.

По мере подъема жидкости по стволу скважины происходит естественное снижение температуры за счет теплопередачи в околостволъное пространство. С ростом дебита скважины интенсивность охлаждения жидкости в стволе уменьшается.

Графики изменения температуры жидкости в НКТ и эксплуатационной колонне имеют практически линейный характер, В НКТ градиент температуры по глубине меньше, чем в эксплуатационной колонне. По мере снижения дебита оба градиента возрастают.

На основе кривых изменения температуры жидкости в НКТ и температуры начала кристаллизации, составляющей для Когалымской группы месторождений в среднем около 36 °С, предложено рассчитать глубину, на которой начинает откладываться парафин из нефти при заданном дебите скважины. К примеру, при дебите скважины 50 м'/сут глубина начала кристаллизации парафина составляет около 280 м.

Остановка скважины приводит к охлаждению жидкости в ее стволе.

Наличие реликтовой мерзлоты на глубине порядка 230 м может в ряде случаев привести к образованию в НКТ гидратов попутных газов. К такому случаю могут привести остановки скважины и связанные с ними охлаждение жидкости, наличие влаги в пластовой жидкости, а также наличие свободной газовой фазы на участках скважин, расположенных выше зоны, соответствующей давлению насыщения нефти газом.

Чем выше молекулярная масса газа или смеси газов - тем ниже требуется давление для образования гидрата при постоянной температуре. Наличие кислых газов в смеси увеличивает опасность гидратообразования.

Гидратообразованне происходит на границе газ-вода при полном насыщении природного газа влагой.

В объеме воды при наличии центров кристаллизации активно образуют-

ся гидраты. Растворенный газ частично переходит в гидрат.

Для активного гидратообразования необходимо, чтобы пары воды конденсировались на стенке трубы или парафиновых отложениях в виде капли или пленки.

Механизм образования гидратов включает стадии образования зародыша кристаллизации и сорбционный рост кристаллогидрата вокруг зародышей. Образование зародыша происходит на поверхности контакта «газ-вода». Рост гидрата может далее происходить и в объеме газа и в объеме вода.

Применительно к скважинам можно, таким образом, сказать, что соответствующие термодинамические условия пребывания газожидкостных смесей в НКТ, насыщенность газа парами воды и воды газом могут создавать условия выпадения гидратов. Статистика отложения гидратов показала, что наиболее частые случаи наблюдаются в верхней части НКТ и в зоне над динамическим уровнем в затрубном пространстве.

Для оценки возможности образования газовых гидратов в НКТ в работающей или простаивающей скважине необходимо рассчитать кривую равновесия газовых гидратов в координатах Р-Т (давление - температура).

Равновесные давление и температуру гидратообразования определяют с использованием следующих уравнений при температуре выше О "С

1ЁРГ-0,0541-0,+В);

при температуре ниже 0 °С

18РГ = 0,0541-0, -»-В.), где Р, - равновесное давление гидратообразования в атм.;

1Г - температура °С;

В и В| - постоянные величины.

Автором был выполнен комплекс исследований и расчетов констант равновесия гидратообразования для ряда месторождений Когалымского района. Для Кустового, Урьевского, Южно-Покачевского, Дружного, Вать-Еганского, Поточного месторождений ООО «Лукойл - Западная Сибирь» получены значения коэффициента в уравнении (2.5): -3,22; -3,69; -3,58; -3,61; -3,49; -3,52, Компонентный состав попутного газа месторождений определялся хромотографией. Он практически совпадает с составом газа Повховского ме-

стородення.

На рисунке 2 приведена осредневная зависимость давления гидратооб-разования от температуры для месторождений Западной Сибири, которой можно пользоваться для расчета условий образования газогидратов в добывающих скважинах.

Температура, "С

Рисунок 2 - Осредненная зависимость давления гидратообразования от температуры

Для оценки гидратообразования в работающих скважинах на ряде скважин Повховского месторождения были замерены температура и давление.

Ниже на рисунке 3 показана динамика изменения температуры жидкости в НКТ на глубине 300 м от устья. Видно, что в начальный период в течение первых суток идет резкое охлаждение жидкости. Стабилизация температуры наступает по истечении 3-х суток. Впоследствии идет процесс крайне

медленного снижения температуры. Очевидно, снижение температуры может происходить вплоть до начальной температуры в зоне вечной мерзлоты.

40 30 20 10

О 1 2 3 4 5

Т, сут

Рисунок 3 - Динамика снижения температуры жидкости в НКТ по глубине 300 м после остановки скважин: I - 4142; 2 -245; 3 - 4048.

Далее в главе приводятся исследование процесса образования эмульсии в иасосно-компрессорных трубах и результаты проведения экспериментов на опытной установке на реальных жидкостях.

Применительно к нефтяным смесям исследование механизма эмульгирования осложняется ввиду того, что существенными факторами, влияющими на процесс, являются физико-химические и химические свойства жидкостей. Такие свойства, как наличие на межфазной поверхности природных эмульгаторов, состав солей пластовых вод и ряд других могут в основном определить конечную структуру эмульсии. В этой связи наиболее простым и, в то же время, эффективным средством является критериальный подход к исследованию конкретного процесса.

В процессе исследований было выяснено, что на размер водных капель незначительно влияют длина хода штанговой колонны и объемная концентрация компонентов. Однако сильно влияющим фактором является размер штанговой муфты, значительно сдвигающий дисперсность в сторону больших зна-

N 1 > _ 2 -

чений.

Существенно влияющим на структуру эмульсии фактором является средняя скорость движения потока водоненфтяной смеси в трубах. Б реальных условиях эта величина изменяется в широких пределах.

Бели учесть, что в условиях конкретного месторождения, изменениями поверхностного натяжения на границе раздела фаз можно пренебречь, основными параметрами установки, определяющими дисперсность эмульгированной воды в насосных трубах, является скорость откачки и размер штанговой муфты.

На рисунке 4 приведены кривые эмульгирования пластовой воды в скважине при различных скоростях откачки.

5 f

100

—г /—

О 100 200 300 400 300 60» 700 800 000

Глубина насосных труб, м

Рисунок 4 - Кривые эмульгирования пластовой воды в скважине при различных скоростях откачки

Третья глава посвящена рассмотрению проблем потери тепловой энергии и возникновению осложнений, связанных с охлаждением продукции скважин при истечении газожидкостных смесей через суживающие устройства и щели, а также разработке рекомендаций по их предотвращению.

В области течения газонефтяных смесей наиболее глубокими являются исследования, выполненные Гужовым А.И. и Медведевым В.Ф. с целью раз-

работки методики расчета основных параметров (скорость, давление). Одним из важнейших наблюдений за истечением газожидкостных смесей через суживающие устройства, обойденных вниманием исследователей, является изменение температуры ГЖС в зависимости от перепадов давления, задаваемых на их входе Р) и выходе Р^. Из анализа экспериментальных данных следует, что в некотором диапазоне изменения давлений при снижении от Р| до Рз может существовать такое давление Рг = Р*р, при котором наступает критическое истечение. Оно заключается в следующем: если разность давлений Р1 до сужения и после него Рг становится больше критического значения Р2)ф, массовый расход ГЖС перестает возрастать. Он принимает максимальное значение, называемое «критическим расходом», наступает явление называемое «запиранием». Известно, что течение газов через штуцеры сопровождается значительным охлаждением и образованием гидратов, при истечении же жидкостей наоборот температура повышается. Изменение температуры, а также наблюдаемая геометрия потока при истечении ГЖС, не попадают в схему поведения ни газа, ни жидкости, ни однокомпонентной двухфазной среды. Установлено, что при критическом истечении температура ГЖС не меняется, в то время как при сверхкритическом режиме (Рз > Р*р) наблюдается незначительное, а при докритическом режиме (Р1 < Р^,), в степени возрастающей с величиной отклонения - значительное понижение температуры. Другим важнейшим для анализа происходящего процесса является тот факт, что критическое течение наступает при скорости движения ГЖС, равной скорости прохождения звука в этой ГЖС среде. При этом скорость прохождения звука в газожидкостной дисперсной среде значительно ниже, чем в составляющих ее фазах. При критическом и докритическом истечении происходит передиспергирован не фаз при дозированном соотношении количества газа и жидкости.

В результате изучения имеющегося экспериментального материала в области истечения газожидкостных смесей через штуцеры, диафрагмы, зазоры, теоретического материала, включающего исследования термодинамики процесса, движения газонефтякых, пароводяных смесей и однофазных жидкостей и газов в штуцерах, соплах, насосах, на основе анализа геометрии потоков, взаимодействия сил, и природы происходящих фазовых превращений

предложена следующая интерпретация процессов, происходящих при истечении ГЖС через суживающие устройства.

При направленном движении многокомпонентных жидкости и газа через суживающие устройства, происходящем со скоростью звука, формируется новая устойчивая макроструктура (система) - ГЖС. Физическое состояние составляющих ее фаз (размеры капель, пузырьков) в первую очередь происходит за счет внешних сил путем перевода их в другие формы при дроблении, потери на трение при сохранении внутренней энергии компонент (энтальпии), либо их адекватного перераспределения. И только при полном выходе определяющих параметров из диапазонов допустимого их изменения, формирование структуры происходит за счет внутренних сил, т, е. с выходом из изотермического режима.

Процесс структурирования ГЖС имеет пространственно временной характер, происходящий в поле действия сил, задаваемых стенками устройства. Для завершения процесса необходимо, чтобы длина штуцера была не менее б диаметров.

Картина, наиболее полно описывающая процессы, происходящие в штуцерах, включает следующие элементы развития потока. На расстоянии 2...3 И штуцера наблюдается сужение потока. При этом возникают застойные области с пониженным давлением, возрастают скорости движения и происходит подсос недостающего компонента. При отсутствии свободной или доступной газовой фазы давление падает ниже критического, происходит выделение пузырьков газа, т.е. корректировка режима течения происходит за счет внутренней энергии вещества фаз.

За застойной зоной происходит расширение потока, которое, вследствие одновременного пребывания вещества фаз в их собственных состояниях с различными скоростями звука для каждой из фаз, и в виде новой макроструктуры сдозированной из массы вещества каждой фазы со своей скоростью звука, сопровождается перераспределением вещества как в плоскости сечения по радиусу, так и последовательно по плоскостям. Вследствие наличия радиальных составляющих скоростей, по величине сопоставимых с осевыми, происходит дробление одной из фаз. Весь процесс продолжается на длине не менее б О пространства, ограниченного стенками штуцера. Как показывают наблю-

дения, при высоких скоростях течения процесс дробления может начаться вблизи от начальной кромки штуцера, однако, никогда в его конце. В одно-компонентной среде этот процесс проявляется как комбинация волн сжатия и разрежения, а окончание процесса имеет наблюдаемую границу.

При истечении ГЖС через диафрагмы условие развития потока по длине штуцера нарушается. При этом, за диафрагмой формируется лоток, начальная стадия которого совпадает с имеющей место в штуцере. Наблюдается сужение потока и последующее его расширение. Застойные зоны, превращающиеся в возвратно-вихревые течения, располагаются в широкой части трубопровода. Из-за отсутствия жестких границ - элемента, формирующего распределение вещества эквивалентного для волны сжатия и разряжения, при переходе через который происходит диспергирование потока, нет. В процесс вовлекается не вещество, находящееся на входе диафрагмы, а то, что расположено за ней. Поток лишен возможности саморегулирования. Дробление фаз если и происходит, то это процесс передисперирования. В результате расширения трубы происходит снижение давление, сопровождающееся адекватным поведением как свободного, так и растворенного газа, вызывающим резкое охлаждение потока всей жидкости.

Наблюдаемое течение исключает использование диафрагм для создания критических режимов истечения.

Нередко при газлифтной добыче с высоком буферном давлением в выкидных линиях, а особенно в высоконапорных системах сбора необходимо исключить обратное влияние на работу пласта, максимально сохранить его энергию, а также предотвратить выпадение гидратов, потери тепла. В этом случае рекомендуется снизить буферное давление до рабочего в два - три приема, т.е. применить каскадное штудирование с выбором режима для каждого штуцера.

Работа первого штуцера осуществляется в режиме «запирания». Это явление характерно для критического режима.

Докритический режим рекомендуется устанавливать на втором штуцере, если первый работает при критическом. При умеренном докритическом режиме не возникает опасности повлиять на режим работы скважины.

Работа третьего штуцера может быть рассчитана таким образом, чтобы

иметь возможность воздействовать на работу коллектора.

Работа систем сбора и выкидных линий на критическом режиме не всегда возможна и допустима. Имеются неустранимые многократные сужения потока продукции скважин в скважинах в местах муфовых соединений, приводящие к значительному увеличению скорости, сопровождающиеся выделением газа и соответствующим снижением температуры. Методика расчета ДТ ожидаемого снижения температуры, сопровождающего течение многокомпонентных газожидкостных смесей при высоких перепадах давления построена на оценке степени отклонения рабочего режима от режима критического истечения. Для расчета критического давления при истечении ГЖС при заданных буферном давлении р), температуре Т, дебите нефти <Зт, газовом факторе Го, плотности нефти рж и газа рп, площади проходного сечения отверстия штуцера Р, коэффициенте сжимаемости г используется формула

Ркр = ~ Гр)(Рно + Ргого)'Ро ;р2

Расчет изменения температуры выполняется для каждой из фаз отдельно с использованием соответствующих коэффициентов Джоуля - Томсона с одновременным выравниванием температур на основе обмена тепловой энергией.

Средняя температура газожидкостной смеси рассчитывается по формуле Т „ ^нргРнргСуднТн +<Зг2РгсудгТг дт = т_т <Зг2РгС удг Онр2Рнр2Судн

Для расчета текущих значений рабочих параметров предлагается использовать известные методики.

Четвертая глава диссертационной работы посвящена разработке способов и устройств для предотвращения г идрато-парафиновых образований в насосно-компрессорных трубах и выкидных линиях. В первых двух главах диссертационной работы показано, что состав отложений в скважинах, располагающихся в зонах пролегания вечной мерзлоты имеет гидрато-парафи новую и асфальтосмолопарафиновую природу, что определяет и методы борьбы с ними. Очевидно, что в борьбе с гидрато-парафи но вы ми отложениями наиболее эффективными являются такие методы, которые одновременно загграги-

вают все составляющих их элементы. Поиск новых методов воздействия продолжается по всем возможным направлениям.

Для удаления отложений парафина нами был применен реагент «Сепа-рол». Известно, что «Сепарол» является эффективным деэмульгатором при обессоливании и обезвоживании, например, девонской нефти. Как показали лабораторные испытания, для обезвоживания 1 т девонской нефти требуется 25-35 г реагента «Сепарол». В промышленных же условиях расход реагента для этих целей составил 50-60 г/т.

В затрубное пространство скважины № 57 Казанского нефтегазодобывающего управления «Сергиевскнефть» был введен «Сепарол», и обнаружено эффективное его влияние на парафиновые отложения.

Проведенные исследования показали, что дозировка в объеме 25 г/т является оптимальной. Дозировка реагента в меньшем объеме не обеспечивает положительного эффекта. Передозировка реагента не только повышает расход дорогостоящего реагента, но и практически не оказывает никакого влияния на увеличение эффекта. Было установлено, во-первых, что в зоне разгззирования жидкости выше насоса парафин отсутствовал и, во-вторых, было полностью ликвидировано зависание штанг. Таким образом, был подтвержден эффект от использования деэмульгатора «Сепарол», который снижал вязкость эмульсии и одновременно предотвращал отложения парафина в насосно-компрессорных трубах, т.е. деэмульгатор «Сепарол» был использован по новому назначению.

Для предотвращения образования гидрато-парафинов в добывающих скважинах было применено электрическое поле.

Известно, что частицы парафинов заряжены и поэтому могут связываться со смоляными компонентами нефти путем электростатического, полярного и дисперсного взаимодействия и поэтому легко адсорбируются на поверхности насосно-компрессорных труб. Автором предложено устройство, которое создает электростатическое поле противоположной полярности, которое позволяет снизить адгезию продуктов отложения на поверхности глубинно-насосного оборудования. Кроме очищающего воздействия, на поверхности труб образуется защитная пленка пассивирующего агента, которым служат ионы ОН.

При подборе соответствующего режима отмечено термическое воздействие характерное для работы плазменного генератора в электропроводящей жидкости, снижающее накопление гидратных отложений в интервале вечно-мерзлых пород.

На рисунке 5 схематически изображено предлагаемое устройство.

Рисунок 5 - Устройство для добычи нефти Одним из методов предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых (АСПО) отложений в скважинах является их промывка. Промывка

осуществляется различными растворителями, каждый из которых имеет свои преимущества и недостатки. Автором рассмотрена возможность использования для этой цели легких углеводородов и их композиций, полученных с помощью гидроциклонной установки ГУД- ] М конструкции Института проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР). Показана их эффективность.

Кроме того, в главе рассмотрен вопрос предотвращения образования гндрато-парафиновых выпадений в выкидных линиях скважин.

Как показывает опыт эксплуатации фонтанных скважин использование устьевого штуцера или других суживающих устройств, служащих снижению устьевого давления и измерению дебита скважин приводит к таким явлениям как их перемерзание вследствие образования гидратной пробки, выпадение гидратов и парафинов в выкидных линиях, препятствующим сохранению рабочего режима. Особенно ярко это проявляется при добыче нефтей с высоким газовым фактором.

Гарантированно исключить образование гидратов при каскадном дросселировании газожидкостных смесей и учесть колебания в работе скважин позволяет разработанное нами и защищенное патентом Российской Федерации устройство, показанное на рисунке 6.

Рисунок 6

- Устройство для предотвращения образования пигоатов пои каскадном штуциоовании

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Анализ эксплуатации механизированного фонда скважин с многолет-немерзлыми горными породами позволил выявить основные виды осложнений и определить основные мероприятия по их устранению. На основе обзора исследований показаны условия образования гндрато-парафиновых пробок, связанные с резким охлаждением продукции в скважинах, расположенных в районах пролегания многолетнемерзлых горных пород.

2. Установлено, что отложение парафина происходит одновременно с отложением асфальто-смолистых веществ. По мере подъема жидкости в трубах происходит интенсивный процесс дробления капель воды в нефти, но при отсутствии газовой фазы стабилизация дисперсности наступает в нижней 1/21/3 части колонны труб.

3. Установлено, что формирование газожидкостной смеси при критическом режиме представляет собой изотермический процесс, происходящий за счет перераспределения внутренних и внешних сил. Разработана математическая модель расчета температуры за суживающим устройством при до критическом режиме истечения жидкости.

4. Выявлено влияние легких углеводородов и их композиций на растворимость парафиноввых отложений, позволяющих предотвратить их образование в НКТ. Доказано, что применение электрического поля способствует предотвращению гидрато-парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах. Разработано устройство для исключения гидрато-парафиновых отложений в выкидных линиях скважинах.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Ямлихин P.P., Карамышев В.Г. Исследование реологических параметров эмульсий в скважинах Западной Сибири // Тр. ин-та / Институт проблем транспорта энергоресурсов.- 2006,- вып.64,- С. 135-136.

2. Ямлихин P.P., Карамышев В.Г. Основные виды осложнений в эксплуатации скважин в условиях вечной мерзлоты И Тр. ин-та / Институт проблем транспорта энергоресурсов,-2006,- вып.64,- С, 137-139.

3. Ходжаев В.В., Сальникова С.Н., Карамышев ВТ., Ямлихин P.P., Хисаева А.И. Механизм истечения газожидкостной смеси через суживающие устройства. Влияние режима истечения на температуру смеси // Труды ОАО «Геофизика» / Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти,-2005,-вып. 2.-С. 242-246.

4. Ходжаев В В., Сальникова С.Н., Карамышев В.Г., Ямлихин P.P., Хисаева А,И. Исследование зависимости изменения температуры газожидкостной смеси от режимов истечения через штуцеры // Труды ОАО «Геофизика» / Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти.- 2005,- вып. 2,-С. 247-253.

5. Ходжаев В.В., Сальникова С.Н., Карамышев В.Г„ Ямлихин P.P. Математическая модель расчета температуры газожидкостной смеси и критического давления после штуцирования // Тр. ин-та / Институт проблем транспорта энергоресурсов.- 2006,- вып.бб.- С.39-49.

6. Карамышев В.Г., Нго Щи Хоа, Ямлихин P.P. Применение реагента «Сепа-рол» по новому назначению / Мониторинг и безопасность трубопроводных систем,- 2004,- №3.- С. 8-9.

7. Карамышев В.Г., Юсупов О.М., Нго Ши Хоа, Ямлихин P.P. Снижение энергозатрат при скважинкой добыче нефти / Мониторинг и безопасность трубопроводных систем.- 2004,-№3,-С. 11-12.

8. Гумеров А.Г., Карамышев В.Г., Ильясова Е.З., Нго Ши Хоа, Ямлихин P.P. Разрушение водонефтяной эмульсии в системе подготовки нефти / Мониторинг и безопасность трубопроводных систем,- 2004,- №3,- С. 3-4.

9. Гумеров А.Г., Карамышев В.Г., Ямлихин P.P., Бекбуалиева A.A., Хазипов Р.Х. Предотвращение образования стойких нефтяных эмульсий в насосах // Тр. ин-та / Институт проблем транспорта энергоресурсов.- 2006.- вып. 66.-С,133-140,

10. Патент на полезную модель №51663. Глубинно-насосная установка / А.Г. Гумеров, В .Г. Карамышев, P.C. Зайнуллин, P.P. Ямлихин,- 2005108290; За-явл. 23.03.2005; Опубл. 27.02.2006; Бюл №6,- С.З.

11. Патент на полезную модель №54621. Устройство для предотвращения образования гидратов в выкидных линиях нефтяных скважин / А.Г. Гумеров,

B.B. Ходжаев, В.Г. Карамышев, P.P. Ямлихин,- 2005120570; Заявл. 01.07.2005; Опубл. 10.07.2006; Бюл Xsl 9,- С.2.

12, Патент на полезную модель №56945. Устройство для предупреждения твердых отложений в скважине / А.И. Подъяпольский, А.Р. Эпштейн, Д.С. Худяков, Р.Р. Ямлихин.- 2006105393; Заявл. 21.02.2006; Опубл. 27.09.2006.-Бюл. 27.-С.З.

13.Багаутдииов НЛ., Ямлихин P.P. Исследование динамики изменения температуры в стволе скважины, пробуренной в зоне вечной мерзлоты / Нефтегазовое дело,- 2006, http://www.ogbiis.ru/aiithors/BagaHtdinof/Bagautdinof J.pdf.,

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 23.11.2006 г. Бумага писчая. Заказ №. 767, Тираж 100 экз. Ротапринт ИПТЭР. 450055, г. Уфа, проспект Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Ямлихин, Радик Ринатович

Введение.

1 Промысловый опыт эксплуатации механизированного фонда 8 скважин с многолетнемерзлыми горными породами.

1.1 Основные осложнения в эксплуатации скважин.

1.2 Образование в скважинах гидрато-парафиновых пробок и 23 методы борьбы с ними.

Выводы.

2 Термобарические условия образования гидрато-парафиновых 33 пробок в стволе скважин.

2.1 Обзор выполненных исследований

2.1.1 Состав гидрато-парафиновых пробок, извлеченных из насосно-компрессорных труб.

2.1.2 Динамика изменения температуры жидкости гидрато-парафиновых пробок.

2.2 Исследование процесса образования эмульсии в насосно-компрессорных трубах.

2.3 Опытная установка и методика проведения экспериментов на реальных жидкостях.

2.4 Выбор основных параметров, определяющих процесс и их реализация.

Выводы.

3 Осложнения в работе скважин и их выкидных линий из-за образования газогидратов вследствие охлаждения продукции при прохождении ее через суживающие устройства и щели.

3.1 Теоретические основы и механизм истечения газожидкостной смеси через узкие зазоры и влияние режима истечения на температуру смеси.

3.2 Анализ зависимости изменения температуры газожидкостной смеси от режимов истечения через штуцеры.

3.3 Схемы штуцирования в верхних участках скважины, учитывающие влияние колебания давления в сборном коллекторе.

3.4 Течение газожидкостной смеси через щели и диафрагмы.

3.5 Математическая модель расчета критического давления и температуры газожидкостной смеси после штуцирования.

Выводы.

4 Разработка способов и устройств предотвращения гидрато-парафиновых образований в насосно-компрессорных трубах и выкидных линиях скважин.

4.1 Физико-химические основы процесса гидрато-парафиновых образований и методы борьбы с ними.

4.2 Применение реагента «Сепарол» для предотвращения гидрато-парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах.

4.3 Применение электрического поля для предотвращения образования гидрато-парафинов в добывающих скважинах.

4.4 Влияние легких углеводородов и их композиций на растворимость парафиновых отложений.

4.5 Предотвращение образования гидрато-парафиновых выпадений в выкидных линиях скважин.

Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование эксплуатации нефтяных скважин с гидрато-парафиновыми отложениями"

Промышленное освоение крупнейших нефтяных месторождений Западной Сибири потребовало решения ряда сложных проблем, связанных со специфическими условиями их эксплуатации. Большая глубина залегания продуктивных горизонтов, наличие многолетнемерзлых горных пород, высокий газовый фактор и повышенное содержание асфальтосмолопарафиновых веществ в нефти является причиной образования твердых отложений, перекрывающих насосно-компрессорные трубы (НКТ) в добывающих скважинах. Существенные осложнения при этом вносятся в эксплуатацию скважин, оборудованных штанговыми насосами из-за невозможности удаления АСПО из НКТ при одновременном запарафинивании затрубного пространства. Твердые отложения в НКТ доходят до глубины 600 и более метров в зависимости от условий эксплуатации скважин. Вышеназванные отложения в основном состоят из парафина, смол, асфальтенов, мехпримесей и воды, которые препятствуют дальнейшей эксплуатации скважины и извлечению колонны штанг в период текущего или капитального ремонта. Следует отметить, что продолжительность и стоимость ремонта таких скважин чрезвычайно высоки из-за невозможности горячей промывки скважин через затрубное пространство.

Реликтовые мерзлоты охватывают породы верхней части морского палеогена- это глины с линзами алевритов тавдийской свиты; континентальные образования олигоцена - пески атлымской, глины и бурые угли новомихай-ловской, а также алевриты, пески и глины туртасской свит. Приповерхностные мерзлые грунты залегают на водоразделах под торфяниками. Мощность их достигает 10-15 м.

Продолжительный простой скважины вследствие охлаждения околоствольной части и промерзания труб в зоне реликтовой мерзлоты в значительной мере усугубляет осложнения и делает невозможным проведение ремонта простаивающих скважин и, как следствие, скважины переводятся в категорию бездействующих.

Целыо диссертационной работы является совершенствование механизированной добычи продукции нефтяных скважин и предотвращение образования гидрато-парафиновых отложений в оборудовании путем подбора оптимальных режимов эксплуатации.

К основным задачам исследований согласно поставленной цели следует отнести следующее:

1. Выполнить анализ эксплуатации механизированного фонда скважин в районах Крайнего Севера и существующих в настоящее время способов и путей решения основных видов осложнений и ликвидации их последствий.

3. Исследовать механизм истечения газожидкостной смеси через узкие зазоры и влияние режима истечения на температуру смеси и схемы штуцирования в верхних участках скважины, учитывающие влияние колебания давления в сборном коллекторе.

Поставленные в диссертационной работе задачи решены путем теоретических исследований, анализа и обобщения опыта эксплуатации скважин механизированными способами, а также и промысловых испытаний разработанных технологий.

Научная новизна диссертационной работы заключается в следующем

1. Проведенным анализом установлены основные виды осложнений в эксплуатации механизированного фонда скважин Крайнего Севера, обусловленные, в основном, наличием многолетнемерзлых горных пород.

2. Уточнены термобарические условия образования гидрато-парафиновых пробок в насосно-компрессорных трубах.

3. Исследованы механизм истечения газожидкостной смеси через узкие зазоры и влияние режима истечения на температуру смеси.

4. Разработаны способы и устройство для разрушения гидрато-парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах и выкидных линиях, защищенные патентами Российской Федерации.

Основные защищаемые положения следующие

1. Технология разрушения гидрато-парафиновых пробок как в наземном, так и подземном оборудовании.

2. Способы удаления асфальтосмолопарафиновых отложений из насосно-компрессорных труб скважин.

3. Схемы штуцирования в верхних участках скважины, учитывающие влияние колебания давления в сборном коллекторе.

4. Регулирование температуры смеси и давления при штуцировании путем подбора режима истечения с целью предотвращения гидратообразования.

Практическая ценность работы заключается в следующем:

1. Разработаны способы и устройства для разрушения образовавшихся гидрато-парафиновых пробок в насосно-компрессорных трубах нефтяных скважин.

4. Разработан метод каскадного штуцирования ГЖС, предотвращающий выпадение гидратов.

Предложенные технологические мероприятия позволяют повысить эффективность работы фонда скважин Когалымского месторождения, эксплуатация которых осуществляется механизированными способами.

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на технических совещаниях и научно-технических конференциях в ГУЛ «Институт проблем транспорта энергоресурсов». Филиале ООО «Кога-лымНИПИнефть», а также представлялись на XIII Международной специализированной выставке «Газ. Нефть, Технологии - 2005».

Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа.

Основные результаты диссертационной работы изложены в статьях и патентах Российской Федерации.

Автором настоящей диссертационной работы проведены опытно-промышленные испытания.

Публикации

Основное содержание работы опубликовано в 12 научных трудах.

Структура и объем работы

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Ямлихин, Радик Ринатович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Анализ эксплуатации механизированного фонда скважин с многолет-немерзлыми горными породами позволил выявить основные виды осложнений и определить основные мероприятия по их устранению. На основе обзора исследований показаны условия образования гидрато-парафиновых пробок, связанные с резким охлаждением продукции в скважинах, расположенных в районах пролегания многолетнемерзлых горных пород.

3. Установлено, что формирование газожидкостной смеси при критическом режиме представляет собой изотермический процесс, происходящий за счет перераспределения внутренних и внешних сил. Разработана математическая модель расчета температуры за суживающим устройством при докритическом режиме истечения жидкости.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Ямлихин, Радик Ринатович, Уфа

1. Абашев Р.Г. О классификации асфальтосмолопарафиновых отложений на нефтепромысловом оборудовании // Нефт. хоз-во.- 1984,- №6,- С.48-50.

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

3. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами,- М.: Недра, 1979, 213 с.

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

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

6. Алексеев Ю.В., Иконников И.И., Уразаков Т.К. Исследование факторов, осложняющих эксплуатацию погружных центробежных насосов. Сб. аспирантских работ, Уфа, изд. БашНИПИнефть, 1996 г., С. 3-12.

7. Ахметов И.М., Шерстнев Н.М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин,- М.: Недра, 1989,213 с.

8. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предупреждение осложнений при добыче обводненной нефти,- Уфа: Башкнигиздат,- 1987, 167 с.

9. А.с. 848598 СССР МКИ Е21В 43/00 Способ внутрискважинной деэмульса-ции нефти / О.М. Юсупов , М.Д. Валеев, Ф.А. Гариппов и др. (СССР); №2801636/22-03; Заявл 27.07.79; Опубл. 23.07.81.

10. А.с. 1190005 СССР МКИ Е21В 43/00. Способ внутрискважинной деэмуль-сации нефти / Ф.Л. Алсынбаева, В.Г. Карамышев, М.Д. Валеев и др. (СССР); 3732595/22-03; Заявл. 05.03.84; Опубл. 07.11.85.

11. А.с. 730784 СССР, С 09 К 3/00. Реагент для удаления смолисто-асфальтеновых отложений /У.Б. Имашев, Р.Х. Хазипов, М.Г. Герасимова и др. //РЖ Химия,- 1980,-20 П134П.

12. А.с. 114687 СССР, МКИ С 09К 3/00, Е21В 37/06. Состав для отмывки ас-фальтенов, смол и парафинов с металлических поверхностей. / Я.В. Платова, Т.П. Бажанова // РЖ Химия.- 1985,-0П331П.

13. А.С. 757690 СССР, Е21В 43/00, С11Д 7/50. Состав для удаления асфальтос-молнстых и парафиновых отложений в системе нефтепромыслового оборудования / У.М. Банков, М.С. Гарифуллин и др. // Бюл. Открытия. Изобретения,- 1980,-№31,-С. 126.

14. А.С. 1321737 СССР, МКИ С09К 3/00, Е21В 43/0. Состав для удаления ас-фальтосмолопарафиновых отложений / Ш.С. Гарифуллин, Я.Г. Мухтаров, Э.З. Халитова, Р.С. Антипаев // РЖ Химия,- 1988,- 2П287П.

15. А.С. 1738814 СССР, МКИ С09К 3/00, 5С09К 3/00. Состав для удаления ас-фальтосмолопарафиновых отложений / Н.И. Хисамутдинов, А.Г. Телин и др. // Бюл. Открытия. Изобретения,- 1992,- №21.- С. 104.

16. A.C. 1724665 СССР, МКИ С09К 3/00, 5С09К 3/00. Состав для удаления ас-фальтосмолопарафиновых отложений / Н.И. Хисамутдинов, З.А. Хабибул-лин, А.Г. Телин и др. // Бюл. Открытия. Изобретения,- 1992.- №13.- С. 92.

17. А.С. 1059140 СССР, МПК 21В 43/00. Способ добычи обводненной нефти / М.Д Валеев, В.Г. Карамышев (СССР).- 1983.

18. А.С. 2029070 Россия, МПК Е21В 43/00. Способ добычи обводненной нефти / К.Р. Низамов, Ю.Е. Анучин, В.Г. Карамышев и др. (Россия)- 1995.

19. А.С. 1521978 СССР, МКИ F17D 1/08. Герметизированная система трубопроводного транспорта / P.P. Ахсанов, Ю.М. Абызгильдин, Г.П. Харланов и др. (СССР). № 4372891/23-29 // Бюл. Открытия. Изобретения,- 1989,- № 42.-С.З.

20. Афанасьев В.А., Овсий Л.И., Сергеев А.Г. Обоснование направлений развития технических средств подъема жидкости из скважин // Нефтяное хояйст-во. 1991. №1,-С. 14-22.

21. Бабалян А.Г., Ахмадеев М.К. Исследование процесса коалесценции капель в эмульсиях методом скоростной киносъемки // ДАН СССР,- 1968,- т. 179, № 1.-С. 113-125.

22. Багаутдинов Н.Я., Сабиров P.M. Физико-механические свойства парафиновых пробок в насосно-компрессорных трубах / Проблемы освоения нефтяных месторождений Башкортостан, Уфа, БашНИПИнефть, 1999, С. 131.

23. Багаутдинов Н.Я. Предварительные результаты метода разрушения твердых отложений в подъемном лифте глубиннонасосных скважин / Проблемы освоения нефтяных месторождений Башкортостана, Уфа, БашНИПИнефть, 1999, С. 125.

24. Багаутдинов Н.Я. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Разработка способов прогнозирования и разрушения гидрато-парафиновых отложений в скважинах с многолетней мерзлотой,- 2000, Уфа.- С.22.

25. БалабановВ.Т. О борьбе с отложениями парафина в лифтовых трубах скважин Усинского месторождения / Нефтепромысловое дело,- М.: ВНИИОЭНГ,- №8,- С. 34.

26. Бахир С.Ю., Третьяков С.Г. Определение количества содержания воды в нефти // Нефтепромысловое дело: Научн.-техн. информ. сб.,- М.: ВНИИОЭНГ. 1982. №2. С.29-30.

27. Беляев Н.М. Сопротивление материалов,- М.; Машиностроение, 1971 г.

28. Бриксман А.А. и др. Добыча и транспорт газа. Гостоптехиздат, 1955, С. 482-486.

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

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

31. Валеев М.Д., Хасанов М.М. Глубиннонасосная добыча вязкой нефти,- Уфа: Башкнигиздат,- 1991.

32. Валеев М.Д. Гидродинамическая нагрузка на глубиннонасосное оборудование при откачке вязкой жидкости // Нефтяное хозяйство,- 1978,- №9,-С.50-52.

33. Валеев М.Д, Допустимая скорость откачки высоковязкой нефти скважин-ным насосом // Нефтепромысловое дело: Научн.-техн. информ. сб.- М.: ВНИИОЭНГ. 1983. №12,-С, 17-19.

34. Валеев М.Д. Методика расчета нагрузок на оборудование скважин при откачке структурообразующих жидкостей // Добыча нефти на поздней стадии разработки месторождений. Сб. научн. тр. / БашНИПИнефть. 1990. Вып. 82. С. 90-94.

35. Валеев М.Д. Об основных закономерностях эмульгирования нефти в скважинах // Депонированная рукопись. М.: ВНИИОЭНГ, 1987,- № 1388 иг 87.

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

37. Валеев М.Д. Прогнозирование физико-механических свойств нефтяных эмульсий // Сбор, подготовка тяжелых высоковязких нефтей: Сб. науч. тр. / ВНИИСПТнефть,- 1985,- №11, С.84-88.

38. Валеев М.Д. Расчет предельных напряжений в насосных штангах // Машины и нефтяное оборудование: Отечест. Опыт: Экспресс информ. / ВНИИОЭНГ. 1985. №12.-С. 4-8.

39. Валеев М.Д. Способ замера вязкости нефти в стволе глубиннонасосных скважин // НТС Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ.- 1984, №1.-С.22-24.

40. Валеев М.Д., Уразаков К.Р., Багаутдинов Н.Я., Сабиров P.M. Исследование физических свойств парафиновых пробок в скважинах и поиск путей освобождения насосного оборудования от прихвата // Сб. научн. тр. БашНИПИнефть, Уфа, Вып. 94, 1998, С. 90-99.

41. Валеев М.Д Способ замера вязкости нефти в стволе глубиннонасосных скважин // НТС Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ,- 1984, №1.-С.22-24.

42. Валишин Ю.Г. Прогнозирование производительности штанговой глубинно-насосной установки РНТС Нефтепромысловое дело, №48, 1976, С. 63-68.

43. Васильев Ю.В., Кирсанов Е.А., Кожоридзе Г.Д. и др. Определение среднестатистических характеристик концентрированной дисперсии парафинов в нефти / Колл. Журнал,- 1992.- Т.54,- С. 13-16.

44. Велиев Ф.Г., Курбанов Р.А., Алиев Э.Н. Применение метода импульсно-отрицательного давления в борьбе с парафинооразованием // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1988. № 10. С. 29-31.

45. Влияние отрицательных температур на свойства обратных эмульсий // Глу-щенко В.Н., Кендис М.Ш., Кендис Т.З., Вакуленко Т.З. и др. // Нефтяное хозяйство. 1984. №9. С. 39-42.

46. Влияние различных факторов на выпадение парафина из нефти / В.П. Тронов // Тр. / Татарск. Нефт. научн.-исслед. инст,- 1965,- Вып.7.- С.311-320.

47. Влияние термодинамических условий потока на физико-химический состав парафиновых отложений / Н.Н. Тюшева. //Тр./ Гипротюменнефтегаз,- Вып. 23,- 1971,- С. 109.

48. Гужов А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. М.: Недра .- 1973.280 с.

49. Гумеров А.Г., Карамышев В.Г., Ильясова Е.З., Нго Ши Хоа, Ямлихин P.P. Разрушение водонефтяной эмульсии в системе подготовки нефти / Мониторинг и безопасность трубопроводных систем,- 2004,- №3.- С. 3-4.

50. Гумеров А.Г., Карамышев В.Г., Ямлихин P.P., Бекбуалиева А.А., Хазипов Р.Х. Предотвращение образования стойких нефтяных эмульсий в насосах // Тр. ин-та / Институт проблем транспорта энергоресурсов.- 2006,- вып. 66.-С.133-140.

51. Дадаш-заде A.M., Дадаш-заде М.А., Атакшеев А.Н. Метод определения максимальной и минимальной нагрузки на колонну глубиннонасосных штанг при работе ее в неньютоновской жидкости // Азербайджанское нефтяное хозяйство,- 1975,- №8,- С. 43-45.

52. Девликамов В.В., Кабиров М.М., Фазлутдинов А.Р. Борьба с гидратами при эксплуатации газлифтных скважин Уфа: Изд. Уфимского нефт. ин-та. 1984.-83 с.

53. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальновязкие нефти. М.: Недра. 1984. 240 с.

54. Доломатов М.Ю., Телин А.Г., Ежов М.Ю., Хисамутдинов Н.И. и др. Физико-химические основы направленного подбора растворителей асфальтосмо-листых веществ.- М.: ЦНИИТЭНефтехим, 1991.- 47 с.

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

56. Зайцев Ю.В., Балакирев Ю.А. Добыча нефти и газа. М.: Недра. 1981.- 264 с.57.3онтанг Г. Об устойчивости жидких пленок между каплями эмульсий в связи с образованием черных пленок. Успехи коллоидной химии./ Пер. с нем,-М.: Наука, 1976,-С. 263-267.

57. Казак А.С. Особенности эксплуатации скважин с высокопарафинистой нефтью в США// Нефт. хоз-во.- М.: Недра,-1981.- №6,- С.78-80.

58. Каменщиков Ф.А., Смирнов Я.Л., Сучков Б.М. и др. Борьба с отложениями парафина на месторождениях Удмуртии //РНТС. Сер. Нефтепромысловое дело,- М.: ВНИИОЭНГ,- С. 27-29.

59. Карамышев В.Г., Нго Ши Хоа, Ямлихин P.P. Применение реагента «Сепарол» по новому назначению / Мониторинг и безопасность трубопроводных систем,-2004,-№3.-С. 8-9.

60. Карамышев В.Г., Юсупов О.М., Нго Ши Хоа, Ямлихин P.P. Снижение энергозатрат при скважинной добыче нефти I Мониторинг и безопасность трубопроводных систем.- 2004,- №3,- С. 11-12.

61. Конторович А.Э. Геология нефти и газа Западной Сибири,- М.: Недра, 1975.- 680 с.

62. Коротаев Ю.П., Гвоздев Б.П., Гриценко А.И. Подготовка газа к транспорту. М.: Недра, 1973,-240 с.

63. Круман Б.Б. Глубиннонасосные штанги,- М.: Недра, 1977 г.

64. Кузнецов А.Ф., Ромашев М.Н. и др. Анализ результатов экспериментальных работ по депарафинизации скважин горячей нефтью и растворителем // Нефтепромысловое дело.- 1970,-№2,-С. 12.

65. Курдов А.П. Ингибитор для предотвращения смолопарафиновых отложений в скважинах // Нефтяное хозяйство.- 1987,- №9,- С.21-23.

66. Люшин С.Ф., Иксанова P.P. О влиянии состава твердых углеводородов на формирование парафиновых отложений,- В кн.: Борьба с отложениями парафина." Недра, 1965,- С.122-134.

67. Люшин С.Ф., Кундрюцкая Г.Н. О применении химических методов борьбы с отложениями парафина.- В кн. : Нефтепромысловое дело.- Уфа.: БашНИ-ПИнефть,- 1973,-С. 88-94.

68. Люшин С.Ф., Рагулин В.А. Технико-экономическое обоснование применения способов борьбы с отложениями парафина // Тр. БашНИПИнефть,-1982.- выгт.64,-С. 130-133.

69. Мазепа Б.А. Защита нефтепромыслового оборудования от парафиновых отложений,- М.: Недра, 1972,- 120 с.

70. Макогон Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование. М., Недра, 1985. С. 31-38.

71. Миленский В.М. и др. Зависимость расхода электроэнергии от коэффициента подачи глубинного насоса. РНТС Нефтепромысловое дело, №4, 1972, С. 16-18.

72. Медведев В.Ф. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1987г.

73. Насыров A.M., Абдреева Р.Ш., Люшин С.Ф. Способы борьбы с отложениями парафина. Практическое пособие для операторов по добыче нефти и газа, мастеров и технологов,- М.: ВНИИОЭНГ, 1991.- 44 с.

74. Патент на полезную модель №51663. Глубинно-насосная установка / А.Г. Гумеров, В.Г. Карамышев, Р.С. Зайнуллин, P.P. Ямлихин,- 2005108290; Заявл. 23.03.2005; Опубл. 27.02. 2006; Бюл №6,- С.З.

75. Патент на полезную модель №54621. Устройство для предотвращения образования гидратов в выкидных линиях нефтяных скважин / А.Г. Гумеров, В.В. Ходжаев, В.Г. Карамышев, P.P. Ямлихин.- 2005120570; Заявл. 01.07.2005; Опубл. 10.07. 2006; Бюл №19,- С.2.

76. Патент 2132450 РФ, МПК Е21В 37/00 Способ удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений / Ф.С. Гарифуллин, Л.Ф. Имамова, М.Д. Валеев и др. 97105490; Заявл. 09.04.97; Опубл. 27.06.99; Бюл 18,- С.407.

77. Пирвердян А. М. Гидродинамика глубиннонасосной эксплуатации. М.: Недра,- 1965,- 191 с.

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

79. Пономарев Г.В. Условия образования гидратов природных и попутных газов. Труды КуйбышевНИИНП, вып. 2, 1960, С. 97-106.

80. Русанов А.И. Толщина переходных слоев между каплями эмульсий в связи с образованием черных пленок. Успехи коллоидной химии./Пер. с нем.- М.: Наука, 1976.-С. 263-267.

81. Саяхов Ф.Л., Багаутдинов Н.Я. Электротепловые методы воздействия на гидратопарафиновые отложения / М.: Недра, 2003,- 119 с.

82. Саркисьянц Г.А. Предупреждение образования гидратов природных углеводородных газов / Гос. научн.-техн. изд. нефт. и горнотопливной лит-ры. Москва, 1958.

83. Сизая В.В. Химические методы борьбы с отложениями парафина,- М.: ВНИИОЭНГ, 1977,-с. 40.

84. Смирнов А.С. сбор и подготовка нефтяного газа на промыслах,- М.: Недра, 1971.-c.256.

85. Справочник по нефтепромысловому оборудованию под ред. Е.И. Бухален-ко,- М.: Недра, 1983 г.

86. Требин Г.Ф., Капырин Ю.В., Петухов В.Н. Экспериментальное изучение изменения температуры при дросселировании нефти // Тр. ин-та / Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт.- 1974.- Вып. 49.-С.74-79.

87. Тронов В.П. Механизм образования смолопаорафиновых отложений и борьба с ними. М.: Недра, 1970,- 192 с.

88. Уразаков К.Р., Алексеев Ю.В., Калимуллин Р.С., Ларюшкин Н.В., Родионова Т.А. Оптимизация режима эксплуатации механизированного фонда скважин / Нефтепромысловое дело,- 1997,- №6.

89. Уразаков К.Р., Багаутдинов Н.Я., Атнабаев З.М., Алексеев Ю.В., Рагуллин В.А, Особенности насосной добычи нефти на месторождениях Западной Сибири. М.: ВНИИОЭНГ, 1997, 56 с.

90. Уразаков К.Р., Багаутдинов Н.Я., Сабиров P.M. Метод разрушения твердых отложений в насосно-компрессорных трубах глубиннонасосных скважин // Сб. научн. тр. БашНИПИнефть, Уфа, вып. 94,1998, С. 120-126.

91. Уразаков К.Р. Проблемы эксплуатации механизированного фонда скважин Западной Сибири и пути их решения. Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство», №4, 1996 г.

92. Уразаков К.Р. Осложнения при эксплуатации наклонно направленных скважин. Тр. БашНИПИнефть, вып. 88, 1994, С. 81-86.

93. Уразаков К.Р. Эксплуатация наклонно направленных и искривленных скважин. М.: «Недра», 1993, 193 с.

94. Хабибуллин З.А., Хусаинов З.М., Ланчаков Г.А. Борьба с парафиноотложе-ниями в нефтедобыче.- Уфа: УГНТУ, 1992 105 с.

95. Ходжаев В.В., Сальникова С.Н., Карамышев В.Г., Ямлихин P.P., Математическая модель расчета температуры газожидкостной смеси и критического давления после штуцирования // Тр. ин-та / Институт проблем транспорта энергоресурсов.- 2006.- вып.66,- С.42-44.

96. Хорошилов В.А., Малышев А.Г. Предотвращение и ликвидация гидратных отложений при добыче нефти // Нефтепромысловое дело,- М.: ВНИИОЭНГ,- 1986,- 56 с.

97. Шамрай Ю.В., Гусев В.И., Покровский В.А. и др. Предотвращение отложения парафина и асфальтосмолистых веществ в добыче нефти на месторождениях с различными геолого-физическими условиями // Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ,- Вып. 7.- С. 60.

98. Щукин Е.Д., Перлов А.В., Алехина Е.А. Коллоидная химия,- М.: Изд-во МГУ,- 1982,-С. 285-289.

99. Экспресс-информация./ ВНИИОЭНГ. Серия «Нефтепромысловое дело»: Зарубежный опыт- 1994,- Вы п.5-6.

100. Ямлихин P.P. Карамышев В.Г. Исследование реологических параметров эмульсий в скважинах Западной Сибири // Тр. ин-та / Институт проблем транспорта энергоресурсов.- 2006,- вып.64,- С. 135-136.

101. Ямлихин P.P. Карамышев В.Г. Основные виды осложнений в эксплуатации скважин в условиях вечной мерзлоты // Тр. ин-та / Институт проблем транспорта энергоресурсов.- 2006.- вып.64,- С. 137-139.

102. Янтурин А.Ш. Передовые методы эксплуатации и механики бурильной колонны,- Уфа.- 1988 167 с.

103. Jorda R.M. Paraffin deposition and prevention in oil wells. /J Petrol. Teclinol,-1996.-18 №12ю- зю 1605-1612 // РЖ Химия,- 1967,- 23П96.

104. Pat. 3276519 US, cl. 166-41. Paraffin control method./ Knox John A., Arnold Billy В., Waters Almon В. II РЖ Химия,- 1968.- 1П98П.

105. Reistly C.E. Paraffin Production Problems. Production practice AIME, 1942.

Информация о работе

Ямлихин, Радик Ринатович
кандидата технических наук
Уфа, 2006
ВАК 25.00.17

Диссертация

Совершенствование эксплуатации нефтяных скважин с гидрато-парафиновыми отложениями - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы