Научные основы и технологии воздействия физических полей на гидратопарафиновые отложения в нефтяных скважинах

Багаутдинов, Наиль Явдатович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Научные основы и технологии воздействия физических полей на гидратопарафиновые отложения в нефтяных скважинах
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Научные основы и технологии воздействия физических полей на гидратопарафиновые отложения в нефтяных скважинах"

УДК 622.276 1/4

На правах рукописи

Шеи

БАГАУТДИНОВ НАИЛЬ ЯВДАТОВИЧ

НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ И ТЕХНОЛОГИИ ВОЗДЕЙСТВИЯ ФИЗИЧЕСКИХ ПОЛЕЙ НА ГИДРАТОПАРАФИНОВЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ

Специальность 25 00 17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Уфа 2007

003061347

Работа выполнена в научно-исследовательской лаборатории прикладной физики кафедры общей физики Башкирского государственного педагогического университета им. М. Акмуллы.

Научный консультант

Официальные оппоненты:

- доктор физико-математических наук Фатыхов Миннехан Абузаровнч

- доктор технических наук, профессор Антипин Юрий Викторович

- доктор технических наук Карамышев Виктор Григорьевич

- доктор технических наук Габдрахманов Нурфаяз Хабнбрахманович

Ведущая организация - ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

Защита состоится 3 августа 2007 г. в 15.00 часов на заседании диссертационного совета Д 222 002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, пр Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУЛ «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»).

Автореферат разослан 28 июня 2007 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

кандидат технических наук сУ^-—-— Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Проблема эффективности использования фонда скважин в нефтегазовых регионах Западной Сибири и Крайнего Севера в значительной мере обуславливается влиянием природно-климатических, геолого-физических и геолого-промысловых факторов

Природно-климатический фактор в отношении технологии эксплуатации скважин связан, в первую очередь, наличием и величиной перепада температур в скважинах В Западной Сибири и на Севере по сравнению с другими регионами разница между пластовыми температурами и температурой в стволе скважин наибольшая. С достаточно резким изменением температуры вдоль ствола скважины в интервале до 800 метров и наличием реликтовой зоны вечной мерзлоты связано возникновение и развитие в этом нефтегазовом регионе осложнений, проявляющихся в образовании твердых осадков парафина и гидрата, интенсивно отлагающихся в данном интервале

Необходимо подчеркнуть, что процесс отложения парафино-гидратных веществ на стенках труб скважины физически связан с фазовыми переходами, происходящими при определенных термодинамических условиях, т е. с определенными термобарическими условиями в скважинах При этом термодинамические условия образования (фазового перехода) парафина и газового гидрата существенно отличаются С другой стороны, на условия такого рода фазовых переходов, как образование и отложение парафино-гидратных веществ, оказывают воздействие наличие внешних физических полей полей давления, температурных полей, акустического, вибрационного и электромагнитного полей

Таким образом, в нефтегазовых регионах Западной Сибири и Крайнего Севера предпосылки осложнений, связанных с образованием парафино-гидратных пробок в скважинах, не являются временными и субъективными Они связаны с постоянно действующими факторами в этих регионах, такими, как большая глубина залегания продуктивных пластов, наличие зоны вечной мерзлоты, образование резкого перепада температуры по стволу скважины, высокий газовый фактор, повышенное содержание парафиновых углеводородов в нефти и присутствие воды в продукции скважины

Наибольшие осложнения при этом вносятся в эксплуатацию скважин, оборудованных штанговыми насосами (УСШН), из-за невозможности спуска в НКТ труб малого диаметра с нагнетаемым теплоносителем Глубина твердых отложений в НКТ доходит до 600 и более метров в зависимости от условий эксплуатации скважин Эти отложения, состоящие из парафина, смол, асфальтенов, механических примесей и воды препятствуют дальнейшей эксплуатации скважины и извлечению колонны штанг в период текущего или капитального ремонта Продолжительность и стоимость ремонта таких скважин чрезвычайно высоки из-за невозможности горячей промывки скважин через затрубное пространство

Данные термометрии скважин, например, Когалымского района позволяют отметить, что регион находится в зоне залегания поверхностных и реликтовых многолетнемерзлых пород, которые располагаются на глубинах от 180-260 до 270-325 м в виде разобщенных участков

Реликтовые мерзлоты охватывают породы верхней части морского палеогена (по стратиграфической схеме 1977 г) глины с линзами алевритов тавдинской свиты, континентальные образования олигоцена - пески атлым-ской, глины и бурые угли новомихайловской, а также алевриты, пески и глины туртасской свиты

Приповерхностные мерзлые грунты залегают на водоразделах под торфяниками Мощность их контролируется уровнем грунтовых вод и 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 При этом часто скважины переводятся в категорию бездействующих В этой связи к первостепенным в решении проблемы нефтеизвлечения в зонах с вечной мерзлотой относятся вопросы, связанные с прогнозированием образования твердых осадков в НКТ, их предупреждением и удалением

Следовательно, разработка технологических и технических решений предупреждения образования парафино-гидратных пробок и борьбы с ними для нефтегазовых регионов Западной Сибири и Крайнего Севера, основан-

ных на современных достижениях науки и техники и отвечающих экологическим требованиям, является весьма актуальной

Цель работы — создание научных основ и совершенствование технологий предупреждения осложнений в эксплуатации и ремонте глубиннонасос-ных скважин с многолетнемерзлыми горными породами, вызванных образованием газогидрато-парафиновых отложений, и борьбы с ними

Основные задачи исследований:

- выявление характера осложнений, связанных с образованием гидра-то-парафиновых отложений, на основе обобщения промыслового опыта эксплуатации механизированного фонда скважин в районах Крайнего Севера с многолетнемерзлыми горными породами;

- установление термобарических условий и динамики образования гидрато-парафиновых пробок в подземной части УСШН на базе исследований физико-химических и реологических свойств нефтей и их эмульсий,

- исследование и обоснование принципиальных физических основ и создание технологий применения энергии высокочастотных и сверхвысокочастотных электромагнитных полей (ВЧ и СВЧ ЭМП) для разрушения газо-гидратных и парафиновых отложений в скважинах;

- исследование и создание научных основ, техники и технологии механических способов разрушения гидрато-парафиновых отложений в насосном подъемнике и насосно-компрессорных трубах

Методы исследовании. Поставленные задачи решались путем анализа и обобщения публикаций отечественных и зарубежных ученых, численного моделирования температурных полей с применением конечно-разностных методов и расчетов на ЭВМ, проведения соответствующих экспериментов на специально разработанных установках, моделях и макетах, разработки и испытания технических средств и устройств по соответствующим методикам; анализа и обобщения результатов промысловых исследований и опытно-промышленных испытаний механических и высокочастотных электромагнитных технологий предупреждения осложнений в эксплуатации и ремонте глубиннонасосных скважин с многолетнемерзлыми горными породами, вызванных образованием газогидрато-парафиновых отложений, и борьбы с ними

Научная новизна.

Наиболее важные оригинальные исследования и результаты-

1 Получены полуэмпирические зависимости вязкости нефтей Кога-лымской группы месторождений от их температуры при различной обводненности и зависимости для расчета температуры жидкости на различных участках ствола скважины как функции ее дебита

2 Выявлено существование двух характерных участков с постепенным и резким снижением дебита скважины, позволяющее установить наличие экстремальных нагрузок в период отложения парафина в НКТ штанговых установок

3 Показано самосогласованное влияние интенсивностей фазовых переходов (плавление парафина или разложение гидрата) в средах на электро-, термо- и гидродинамические процессы, происходящие в них при воздействии ВЧ ЭМП

4 Установлено существование области дисперсии диэлектрических параметров гидрата пропана в диапазоне частот 1-20 МГц, обусловленная ориентационной поляризацией молекул минерализованной воды, находящихся в связанном состоянии в газогидрате.

5. Выявлены эффекты смещения кривой фазового равновесия газогидрата в область более высоких давлений при неизменной температуре и уменьшения степени заполнения полостей гидрата молекулами газа в электромагнитном поле

6 В лабораторных условиях обнаружены формо-хорические эффекты в динамике образования газогидратов при воздействии внешних электрических полей, заключающиеся в задержке по времени образования зародышей кристаллов, изменении конфигурации гидратной массы и ее места пространственного расположения

7 В результате теоретического и экспериментального исследований разложения газогидрата в трубе и плавления парафиновой пробки в коаксиальной системе ВЧ электромагнитным воздействием установлены

— явление интенсификации скорости и многократное сокращение времени протекания фазовых переходов в средах, обусловленные объемным характером воздействия электромагнитных полей на них,

- эффект возвратно-циклического протекания фазовых переходов в вертикальной трубе,

- соответствие распределения температуры в коаксиальной системе, заполненной неоднородной средой, характеру стоячей волны,

- достижение более высокой скорости и управляемости нагрева и объемное плавление парафина при малом градиенте распределения температуры по всей длине системы одновременно,

- после достижения температуры фазового перехода температура в межтрубном пространстве вблизи эксплутационной (обсадной) колонны растет быстрее, чем вблизи внешней стенки НКТ,

- чем больше время воздействия ВЧ ЭМП, тем больше изменение температуры в НКТ и больше потери тепла в окружающую скважину породы, причем эти потери значительны и вполне достаточны для плавления мерзлых пород и разрушения устойчивости скважины,

- во избежание сильного перегрева скважины следует выбрать частоту излучения электромагнитных волн так, чтобы высота пробки не превышала длину зоны поглощения электромагнитных волн.

8 Установлен эффект последействия магнитного поля на парафиноот-ложения

Научная и практическая ценность работы.

Результаты, полученные в диссертации, расширяют теоретические представления о тепло- и массопереносе в многофазных средах, взаимодействующих с высокочастотными и механическими полями. Дан ответ на комплекс вопросов, являющихся наиболее принципиальными при создании технологий разрушения различных твердых отложений в скважинах, оборудованных штанговыми насосами

Конкретно научная и практическая значимость работы заключается в следующем

1 Получены эмпирические зависимости относительного изменения минимальных нагрузок на колонну штанг от относительной толщины отложения парафина в НКТ, позволяющие по нагрузкам на оборудование определить степень отложения и предпринять соответствующие меры, предупреждающие возникновение сложных ситуаций при ремонте скважин

2 Разработан способ механического разрушения гидрато-парафиновой

пробки, основанный на применении фрезы, насаженной на штанги над их высаженными частями, и позволивший уменьшить продолжительность ремонта скважин на 20-35 %

3. Разработан способ удаления АСПО из НКТ созданием циркуляции по замкнутому контуру скважины жидкости (нефти), насыщенной определенным количеством ингибитора парафиноотложения.

4 Разработана методика расчета технологических показателей воздействия ВЧ ЭМП на гидратопарафиновые отложения

5 Методика и усовершенствованная аппаратура, служащая для экспериментального исследования электрических свойств сред с фазовыми переходами в зависимости от частоты электромагнитных колебаний, температуры и давления, могут быть использованы для установления области эффективного воздействия ВЧ ЭМП.

6 Предложены технологические схемы ликвидации отложений в скважине и вертикальной трубе воздействием ВЧ ЭМП

7 Предложена методика расчета колонны штанг на прочность с учетом крутящего момента, создаваемого при повороте колонны в период разбури-вания пробки

8. Созданы инструкции и временные технологические регламенты по применению энергии ВЧ ЭМП для борьбы с парафиногидратными отложениями в добывающей скважине, оборудованной штанговым насосом

9 Разработана и использована технология ликвидации гидратных пробок при эксплуатации скважин индукционным методом, позволившая восстановить их работу без подъема колонны НКТ, в условиях Крайнего Севера

10 Соответствующие методики экспериментальных и теоретических исследований ВЧ электромагнитных и механических воздействий на среды, заполняющие скважины и трубы, были использованы в научно-исследовательских, проектных организациях и институтах, занятых разработкой новых методов реанимации скважин (Башгеопроект, ООО "КогалымНИПИнефть", ООО "Ямалнефтегаз" и др)

Достоверность полученных результатов в тех или иных случаях подтверждается физической и математической непротиворечивостью используемых моделей многофазных сред, физико-технической совместимостью разработанных технических средств и технологий со скважинными, со-

поставлением ряда аналитических результатов диссертации с численными расчетами, сравнением результатов теоретических исследований с тестовыми задачами, с использованием апробированных исходных сред, моделей и предположений, путем сравнения результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований других авторов

Основные научные положения, выносимые на защиту.

1 Термобарическое обоснование условий образования гидратопарафи-новых пробок в подземной части УСШН и методика оценки толщины ас-фальто-смоло-парафиновых отложений в НКТ скважины по нагрузкам на насосное оборудование

2 Обоснование особенностей тепло- и массопереноса в многофазных средах на основе исследований диэлектрических свойств и кинетики образования газогидрата, влияния электрических полей на фазовое равновесие и физико-химические свойства газогидратов с целью предупреждения образования и разложения газогидратов

3 Закономерности и особенности процессов разложения газогидратов в скважине высокочастотным электромагнитным излучением и способы увеличения их эффективности

4 Диэлькометричсеский способ определения температуры начала кристаллизации парафина

5 Разработка высокочастотного электромагнитного и индукционного метода очистки скважин от парафиноотложений

6 Методики и способы механического разрушения твердых отложений в насосном подъемнике и насосно-компрессорной трубе

Апробация работы. Основные результаты работы были доложены на 25 научных конференциях, семинарах и совещаниях, среди которых III Международная конференция "Новые идеи в науках о Земле" (Москва, 1997), II конгресс нефтегазопромышленников России (Уфа, 2000), Второй Международный симпозиум "Наука и технология углеводородных дисперсных систем" (Уфа, 2000), VIII Всерос съезд по теоретической и прикладной механике, (Пермь, 2001), Всерос школа-семинар по проблемам трубопроводного транспорта (Уфа, 2002), Всерос научн конф "Современные наукоемкие технологии" (Дагомыс, 2002), четвертая международная научно-практическая конференция "Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высо-

ковязких нефтей " (Анапа, 2003), XI Российская конф по теплофизическим свойствам веществ (Санкт-Петербург, 2005), Уфимский городской семинар под руководством академика Р И Нигматулина (Уфа, 1999, 2003), научные семинары под руководством профессора Саяхова Ф Л (Уфа, 1998-2003 гг ), научно-технические и научно-методические советы ООО "Ямбурггаздобы-ча", " Ямалнефтегаз", Башгеопроект ТатНИПИнефть, ООО "КогалымНИ-ПИнефть" и др (1997-2006 гг)

Публикации.

По теме диссертационной работы опубликовано 35 работ

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения и списка литературы Общий объем работы составляет 258 страниц, в том числе 81 рисунок, 35 таблиц и библиография

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулирована цель исследования, охарактеризованы основные результаты работы и приведены основные защищаемые положения

Первая глава посвящена анализу промыслового опыта эксплуатации механизированного фонда скважин в районах Крайнего Севера с многолет-немерзлыми горными породами Геотермические и технологические условия эксплуатации Западно-Сибирских месторождений в значительной степени отличаются от освоенных нефтяных регионов

К числу факторов, осложняющих скважинную добычу нефти, относятся- большая глубина скважин и повышенная кривизна стволов,

- высокая температура на забое скважины,

- вынос механических примесей из пласта,

- наличие интервала глубины скважины с вечной мерзлотой,

- низкая температура окружающей среды,

- отложение гидрата, парафина и солей в подземных трубач и наземных коммуникациях,

- высокий газовый фактор

Большая глубина скважины (около 3000 м) является причиной снижения отборов жидкости из пласта, малой эффективности технологии освоения

скважин после бурения и ремонта Кривизна стволов скважин, в ряде случаев доходящая по зенитному углу до 68° и по интенсивности искривления до 4,5° на Юм (Мамонтовское месторождение), вызывает заклинивание насосов, обрывы штанг и полетов УЭЦН Ранний набор кривизны и высокая интенсивность искривления являются причиной сложных аварий насосного оборудования, связанных с образованием сквозного износа труб или истиранием штанговых муфт до полной потери несущей способности На скважинах 279/13, 543/41, 566/41, 530/40 Ватьеганского месторождения с глубиной расположения таких участков 89 101, 122 128, 210 .220, 250 260 м, и интенсивностью набора кривизны 3,4, 3,8; 2,9 и 3,5° на 10 м соответственно произошли полеты НКТ вследствие истирания труб и обрывы штанговых колонн

В связи с прогрессирующим обводнением добываемой продукции в погружном оборудовании скважин происходит отложение неорганических солей Образование осадков на рабочих поверхностях колес и направляющих аппаратов УЭЦН нередко приводит к их заклиниванию, слому вала и, как следствие, выходу из строя установки в целом Для скважин, оборудованных УСШН, наиболее характерным является отложение солей на сетке приема насоса, что снижает подачу насосной установки Состав отложений по регионам весьма разнообразен и представлен карбонатами кальция, магния, сульфатами бария, кальция, хлористым натрием иногда в комплексе с сульфидом железа (таблица 1)

Таблица ! - Состав отложений

Наименование региона Массовое содержание отложений, %

CaS04 СаСОз BaS04 FeS MgC03 SiO,

Зап Сибирь до 27 35-75 - 0,5-0,6 0,9-1,0 до 3,5

В связи с изменением состава попутно-добываемых вод, наличием СВБ, сероводорода и железистых соединений состав отложений существенно изменяется

Наибольшие осложнения в эксплуатации скважин связаны с образованием в них органических осадков сложного состава Под парафиновыми отложениями в практике нефтедобыче часто понимаются осадки, содержащие, кроме парафина, смолы, асфальтены, воду, песок, глину, сульфид железа К наиболее сложным относятся гидрато-парафиновые пробки, образующиеся при охлаждении околоствольной части скважины в зоне реликтовой мерзлоты

В 1000 м3 попутного нефтяного газа при температуре 20°С и давлении 20 МПа содержится около 1 кг воды

Анализ результатов изучения состава отложений, сопоставление состава попутных газов и газа, выделившегося при разложении пробки, позволяет прийти к выводу, что образующиеся пробки имеют гидратно-нефтяную природу Образец, как правило, представляет собой темно-бурую массу, которая в атмосферных условиях разлагается на жидкость, газ, механические примеси, причем температура продуктов разложения приближается к +1, +2°С, что характерно для интенсивного газовыделения

Таблица 2 - Состав образцов гидратных пробок Правдипского месторождения

№№ скважин Плотность гидратных пробок, кг/м3 Содержание, % масс

вода нефть газ мех примеси

587 1030 90,0 2,9 1,1 6,0

781 840 86,9 8,1 2,3 2,7

1157 930 97,2 1,8 1,0 -

610 890 72,7 18,7 8,5 0,5

Компонентный состав гидратных образований (таблица 2) и выделившегося газа, указывают, что они имеют комплексный характер, а состав газа соответствует попутному газу, причем массовые содержания компонентов достаточно хорошо коррелируются

Массовое содержание компонентов газов при разложении пробок (скважина 587 Правдинского месторождения)

СН4 - 26 7% пС4Н,0 - 5 5% 1С5Н,2 - 3 9%

С2Н6 - 10 8% ¡С4Н10-3 9% С02 - 1 6%

СЗН8 - 42 5% пС5Н12 - 2 5% N2-2 5%

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

Поскольку гидраты представляют собой малоустойчивые молекулярные соединения, то при повышении температуры они быстротечно разлагаются

Охлаждение нефти в остановленных скважинах приводит к прихвату НКТ Образование пробок в затрубном пространстве требует проведения дорогостоящих капитальных ремонтов скважин, оборудованных УСШН При проведении ПРС становится невозможной циркуляция жидкости, и скважина требует привлечения бригад капитального ремонта на длительное время В ТПП «Когалымнефтегаз» были проведены ремонты по фонду УСШН (436 скв) из-за

- отсутствия циркуляции (скв 2080, 1470, 4454, 226, 4453, 1751, 4108, 1126, 526,416, 233,245, 1080, 125,4317,2114,2151),

- обрыва НКТ (скв 4582,2009)

Количество скважин, в которых произошло промерзание жидкости, составило 5 % от фонда механизированных скважин

Опыт предотвращения парафиногидратных пробок в скважинах По-вховского месторождения показал, что это мероприятие осуществляется реагентами-ингибиторами парафина с добавлением метанола до 30% Для скважин Повховской группы месторождений были испытаны несколько образцов химреагентов, которые предназначались не только для предотвращения ACTIO, но и образований Испытания проводились на нефти, содержащей парафина - 1,93 % масс, смол - 6,18 % масс, асфальтенов - 3,13 % масс, и АСПО, содержащих парафина - 44,9 % масс, асфальтенов - 38,5 % масс, смол -9,9 % масс

Из представленных результатов исследований (табл 3) видно, что смешение реагентов с метанолом не ухудшает их технологические показатели, следовательно, могут быть использованы как композиционные составы для одновременного предотвращения парафиногидратных пробок Однако видно, что применение только химических реагентов не позволяет решить проблему борьбы с образованием сложных отложений в оборудовании скважин

Технологические приемы обработки скважин различными типами химреагентов, предотвращающих парафиногидратные образования, следует разрабатывать для каждого региона отдельно, ибо это обусловлено спецификой системы разработки месторождений, способом эксплуатации скважин, возможностью доставки реагентов непосредственно в НКТ или через затрубное пространство, наличием возможности перепуска части продукции из выкидной линии в затрубное пространство скважин и др особенностей

Таблица 3 - Результаты испытаний реагентов по методике Башнипинефть

Петролайт (США)

Наименование реагента Без метанола С метанолом

дисперсия отмыв пленки нефти,% дисперсия отмыв пленки нефти, %

Инпар-1 отл 100 отл 60

АНП-2 отл 100 отл 55

ИКБ-4Т отл 100 отл 60

СНПХ-7215 удовл 20 отл 100

ХТ-48 отл 50 отл 100

Прогалит НМ 20/40 отл 100 отл 100

Прогалит ГМ 20/40 отл 100 отл. 100

Во второй главе приводятся термобарические условия образования гидрато-парафиновых пробок в подземном оборудовании скважин, оборудованных штанговыми насосами, а также результаты исследований динамики их формирования Получены зависимости пластической вязкости обводненной нефти Повховского месторождения от температуры, позволяющая рассчитывать давление страгивания жидкости в НКТ по мере ее охлаждения в простаивающей скважине На этом же месторождении производилось определение компонентного состава гидрато-парафиновых пробок

Отбор проб твердых осадков и их анализ производились непосредственно при подъеме насосно-компрессорных труб в период ремонта скважин Пробы отбирались с различных глубин после отворота трубы с расстояния порядка 100 150 мм от ее торца

В ряде случаев пробы представляли собой темно-бурую массу с кристаллами, подобными льду, которая быстро разрушалась уже в период отбора Поэтому качественный анализ пробы на предмет прямого присутствия в ней гидрата не представлялся возможным

В таблице 4 представлен компонентный состав отобранных проб из скважин Повховского месторождения

Таблица 4 - Состав твердых осадков

№№ Общая Содержание, % Глубина

сква- масса, воды неф- мех асф смол пара- отбора,

жин г ти прим фина м

4033/57 290,6 72,5 26,7 0,7 25,4 8,5 8,3 150

4033/57 199,5 64,1 35,0 0,5 10,7 8,4 2,4 250

3007/33 68,0 84,0 13,6 0,9 10,8 3,9 9,3 150

2007/33 73,4 76,0 23,9 0,1 0,5 6,3 10,9 250

В таблице 4 также показан состав твердых отложений в скважинах Правдинского месторождения

Значительное количество влаги в отобранных осадках свидетельствовало о наличии в НКТ в период остановки скважины или в предшествующий перед остановкой период гидратов газа наряду с парафином Исходные содержания в нефти асфальтенов, смол и парафина по данному месторождению составляют соответственно 2,6, 5,1 и 3,5% Из таблицы 4 видно существенное увеличение содержания этих компонентов нефти. Следовательно, отложение парафина происходит при одновременном увеличении асфальто-смолистых веществ Во всех пробах присутствует небольшое количество воды в виде мелких диспергированных в объеме капель Эти капли изолированы друг от друга и защищены твердой фазой

Таким образом, в твердых отложениях скважины районов Крайнего Севера присутствуют как парафин (до 10 % по объему и более), так и пластовая вода в достаточно большом (до 80 %) объеме Следовательно, возможно образование в НКТ скважин как парафиновой пробки, так и гидратов газа

Температура пласга на глубине 3050 м в среднем по Повховскому месторождению Когалымской группы составляет около 82 °С Геотермический градиент на 1 м горных пород по разрезу составляет 0,031°С На рисунке 1 приведена линия 1 изменения температуры по разрезу, которая на глубине порядка 230 м переходит в область отрицательной температуры

По мере подъема жидкости по стволу скважины происходит естественное снижение температуры за счет теплопередачи в околоствольное пространство С ростом дебита скважины интенсивность охлаждения жидкости в с гволе скважины уменьшается

С целью изучения закономерностей изменения температуры жидкости на ряде фонтанирующих скважин производились соответствующие замеры глубинными термографами непосредственно от устья до забоя Прибор проходил через лубрикатор, фонтанный лифт, башмак, эксплуатационную колонну В ряде случаев прибор спускался в НКТ с УЭЦН до выкида насоса (скв4711) На рисунке 1 линии 2, 3, 4 показывают изменение температуры жидкости в скважинах М» 1102, 1079 и 4711 с дебитами 110, 74 и 40 м3/сут Видна тенденция снижения интенсивности охлаждения жидкости в лифтовых трубах по сравнению с эксплуатационной колонной, что связано с есте-

ственным ухудшением теплопередачи околоствольным породам через газовую среду в затрубном пространстве скважины, а также с увеличением средней скорости потока жидкости

Уменьшение дебита приводит к более интенсивному охлаждению жидкости в лифтовых трубах

Вместе с тем прямой метод замера температуры в стволе скважины невозможен в скважинах, оборудованных штанговым насосом

1 - геотермическое распределение температуры, 2 - скп 1102, 3 - скв 1079, 4 - скв 4711,5-скв 3156

Рисунок 1 - Распределение температуры жидкости в стволе скважин

Для таких скважин замерялась только температура на устье Динамика же изменения температуры по стволу скважины для малых дебитов строилась путем эксплуатации кривых, полученных на фонтанных скважинах и скважинах, оборудованных УЭЦН Так, на рисунке 1 линия 5 получена этим методом Линия 5 при этом эквидистантна линиям 2, 3 и 4

Для расчета температуры жидкости в стволе в исследованных условиях Повховского месторождения необходимо располагать дебитом и глубиной подвески насоса

Полученные линии изменения температуры по стволу скважины позволяют при заданной температуре кристаллизации оценить глубину отложения парафина Охлаждение жидкости в зоне реликтовой мерзлоты приводит к образованию в скважинах газогидратных пробок Наибольшая скорость охлаждения имеет место при простое скважины после отказа оборудования Образованию гидратов способствуют наличие газовой фазы и воды, а также соответствующие температура и давление

Определение условий образования гидратов газа производилось по расчетной кривой равновесия Для оценки давления и температуры гидратообра-зования были использованы метод Карсона и Катца (метод КК) и метод Пономарева (метод П) Показано, что оба метода применительно к Когалымской группе месторождений дают практически одинаковые результаты

Исследования возможного гидратообразования были начаты с замеров температуры жидкости по глубине НКТ в остановленной скважине

Термографирование и замер давления в остановленных скважинах производились геофизическими партиями с помощью спаренных с манометрами глубинных термометров СТЛ-28 с дистанционной записью, спускаемых в скважину на кабель тросе

В затрубное пространство спуск термографа невозможен Поэтому спуск прибора производили в насосно-компрессорные трубы сразу через определенные интервалы времени с целью установления закономерности обратного охлаждения

На рисунке 2 показаны кривые изменения температуры в только что остановленной и простаивающей скважине В работающей скважине распределение температуры близко к линейному (1) На глубинах свыше 1000 м температура жидкости около 48 °С Однако, через некоторое время линейность распределения температуры нарушается В интервалах глубины 50-600 м кривая изменения температуры становится выпуклой относительно вертикали в сторону уменьшения температуры Снижается температура по всей глубине НКТ, однако наиболее интенсивно - в интервале 60-600 м Через 10-15 суток температура жидкости в этом интервале снижается до 3 6 °С

В скважине после 14 суток прибор мог опуститься только на глубину 612 м, ниже образовалась пробка Аналогичное распределение температуры, очевидно, имеет место и в затрубном пространстве

Г -— "С

20 40 60 ВО 100

500

1000

1 - сразу после остановки, 2 - через 12 часов простоя, 3 - через 1 сут простоя, 4 - через 2 сут простоя

Рисунок 2 - Изменение температуры жидкости в НКТ по глубине скв 4048

Из рисунка 2 следует, что в начальный период происходит интенсивное охлаждение жидкости Далее интенсивность охлаждения жидкости уменьшается Ориентировочный срок стабилизации температуры составляет 2-3 месяца Этот срок получен при экстраполяции кривых до температуры 0 -3 °С

Наиболее интенсивное охлаждение происходит в зоне расположения реликтовой мерзлоты (200 .300 м) При исследованных простоях в 14 и 18 суток температура жидкости в этом интервале снизилась соответственно до 4 °С (скв 245) и 2 °С (скв 4142) Температура жидкости по стволу, таким образом, вначале снижается от 12 °С и 16 °С соответственно до 4 °С и 2 °С, а затем начинает возрастать Давление жидкости в этой зоне составляло около 2,5 МПа

Согласно проведенных исследований на ряде скважин установлено, что в рабочем режиме их работы образования газовых гидратов не происходит согласно полученной кривой гидратообразования и замеренных температур и давлений в НКТ скважин с УЭЦН Снижение температуры жидкости в остановленных скважинах до 5 10 °С является причиной образования газовых гидратов

О наличии газовых гидратов в НКТ можно судить лишь косвенно из-за механического разрушения в период подъема штанг и быстрого разложения на поверхности

о/// л л а 11 о * □ \ \ *

№ V V

1 /

V \\ \ X

Показано, что процесс формирования пробки в скважинах начинается с отложения на стенках НКТ парафина, обусловленного достаточно высоким его содержанием в нефти (до 3 %) и охлаждением жидкости при подъеме по стволу.

Кристаллизация парафина на стенках НКТ приводит к постепенному и, впоследствии, резкому снижению дебита скважины вплоть до полного прекращения подачи из-за зависания штанг и перекрытия проходного сечения труб

На рисунке 3 приведена динамика снижения подачи УСШН в скв 161 и 4346 НГДУ «Повхнефть». Одновременно с изменением дебита происходят определенные изменения нагрузок на колонну штанг

Отборами и анализом толщины отложений было установлено, что по мере достижения пробкой диаметра, близкого к диаметру штанговой муфты, в зоне, не охваченной движением муфты продолжалось отложение АСПО В зоне же движения муфты дальнейшее отложение приостанавливалось из-за резкого возрастания скорости течения жидкости в образовавшемся узком канале и смыва кристаллов АСПО потоком. Таким образом, муфтовое соединение штанг в процессе отложения парафинов образует ступенчатый кольцевой канал в пробке Это уже создает условия извлечения штанг при подземном ремонте ввиду того, что галтели штанг одновременно по всей глубине отложения упираются в твердый осадок

40 м3/сут

О 5 10 15 20 25

Т -— сут

1 - скв 161, 2-скв 4346

Рисунок 3 - Динамика снижения дебита скважины с отложениями парафина в НКТ

Основное содержание третьей главы посвящено исследованию теп-лофизических основ высокочастотного электромагнитного воздействия на многофазные среды, в частности, на гидратопарафиновые отложения

Вещество гидратопарафиновых отложений в электрофизическом отношении является поляризующимся, слабоэлектропроводным, немагнитным диэлектриком с потерями. Такая среда при воздействии монохроматического высокочастотного электромагнитного поля вида

Ё = Ё0е]ае, Н = Н§е]0* (1)

характеризуется комплексной диэлектрической проницаемостью

с (шТ, Р) = е0 [е'{со1, Р) - ]Е"{(оТ, Р)], (2)

которая является функцией частоты со, температуры Т и давления Р В области высоких частот

_ о + соепе" е" , „

ше0е»<т, р=Цо. =-(3)

соедб б

В выражениях (4) - (6) <±>=2к/ - циклическая частота, / - частота, е и с" — действительная и мнимая части относительной комплексной диэлектрической проницаемости, tgS — тангенс угла диэлектрических потерь, е0 и ро — диэлектрическая и магнитная проницаемости вакуума, а - удельная электропроводность, Е0(г,<р, г) и Я0(г,ф,г) - векторы комплексных амплитуд на-пряженностей электрического и магнитного составляющих высокочастотного электромагнитного поля, зависящие от пространственных цилиндрических координат г,ф,г

Возможности технологического применения ВЧ электромагнитного воздействия прежде всего основаны на энергетическом и силовом взаимодействии ВЧ ЭМП вида (1) с рабочей диэлектрической средой, характеризуемой электрофизическими свойствами вида (2), (3), которые количественно и качественно характеризуются возникновением в ней распределенных пон-деромоторной силы •Г'^, моментов силы К(е) и источников тепла плотности которых определяются выражениями

р-и) + у

Е0Е'0 дг' 4 др

(6)

Здесь звездочка * означает комплексно-сопряженное значение соответствующей величины, р - плотность среды Комплексная амплитуда напряженности электрического поля £0 (/-, ср, г) в зависимости от пространственных координат определяется из решения волнового уравнения Гельмгольца

ДЁ0+Г2Ё0=0, Н0=—^-го1Ё0, (7)

соцо

где комплексная постоянная распространения Г определяется выражением

(8)

2 1 Г =-Ш Ное

, де/дТсГ де/дРдР

сое й ше й

Как видно из выражения (8), постоянная распространения является комплексной величиной, что связано с затуханием электромагнитных волн (ЭМВ) по мере распространения из-за поглощения в рабочей среде Кроме того, постоянная распространения определяется уравнением электродинамического состояния рабочей среды, т.е зависимостью е = е(со, Т, Р) или зависимостями е' V (со,Т,Р), е"=е '(со,Т,Р), 1д5= (ш,Т,Р) Это означает, что характер распределения ВЧ ЭМВ определяется термодинамическим состоянием среды А она с течением времени изменяется из-за взаимодействия ВЧ ЭМВ со средой и преобразования части ее энергии в тепло Качественные изменения в характере распространения ВЧ ЭМВ в среде будут наблюдаться, если в ней происходят фазовые переходы В случае взаимодействия ВЧ ЭМП с веществом парафиногидратных пробок такой процесс возможен

Кроме того, воздействие внешнего ЭМП на рабочую среду может обусловить объемный нагрев с очень большой скоростью роста температуры, что может привести к возникновению термоупругих напряжений, сепарацию различных компонентов и составляющих дисперсных систем

Подробный анализ взаимодействия ВЧ ЭМП с газовыми гидратами показывает, что особенности такого взаимодействия определяются, главным образом, явлениями ориентационной поляризации полярных молекул воды, обусловливающих дисперсию диэлектрической проницаемости Для установления области дисперсии, для выявления характера, интенсивности и количественной оценки основных технологических показателей процесса взаимодействия ВЧ ЭМП, для разработки технологии разложения газовых гидратов таким воздействием необходимо экспериментально исследовать диэлектрические свойства их в зависимости от частоты электромагнитных колебаний

Кроме того, е" и tgд для сред с ориентационной поляризацией при определенной частоте принимают максимальные значения, т е зависимости этих параметров от частоты имеют резонансный характер Это определяет существенную особенность зависимости плотностей источников тепла и сил от частоты воздействующего ВЧ ЭМП, а, следовательно, и особенности тепло- и массопереноса в многофазных средах в ВЧ ЭМП. В связи с этим в третьей главе работы проведено подробное экспериментальное исследование диэлектрических параметров газовых гидратов

Создан измерительный комплекс, включающий оригинальную измерительную ячейку, электрические и гидравлические устройства, позволяющие получить и экспериментально измерить диэлектрическую проницаемость и тангенс угла диэлектрических потерь газового гидрата в широком диапазоне частот, температуры и давления, методика проведения диэлектрических измерений, основываясь на методе куметра Разработаны методики получения гидрата из газа и измерения параметров, необходимых для определения диэлектрических параметров газогидрата Приведены результаты экспериментальных исследований зависимости диэлектрических параметров гидрата пропана, являющегося одним из главных компонентов природного газа, от частоты в диапазоне 1 кГц - 300 МГц, в интервале температур (265 - 281) К и при давлении 0,6 МПа Установлено значительно быстрое уменьшение относительной диэлектрической проницаемости гидрата пропана в диапазоне 1-20 МГц по сравнению с диэлектрической проницаемостью льда, обнаружены два максимума в этом диапазоне частот При этом значения тангенса угла диэлектрических потерь газогидрата изменяются в пределах 0,15-0,19 С возрастанием минерализации воды значения

диэлектрических параметров смещаются в область низких частот Эти исследования показывают, что особенности тепло - и массопереноса в газовых гидратах обусловлены ориентационной поляризацией полярных молекул поды, находящихся в связанном состоянии в газогидрате

Теоретически установлено, что электромагнитное поле оказывает влияние на процессы гидратообразования, приводит к уменьшению степеней заполнения полостей гидрата молекулами газа - гидратообразователя

С' Р

Е- (б5-1)(Б«+2)

ехр--—-^-- + С'Р

8 тгЯГ Зр

где С, - константа Ленгмюра, Р - давление газа над гидратом

Из-за уменьшения степени заполнения полостей из гидрата выделяется газ Оценены доля и масса выделившегося газа в зависимости от напряженности электрического поля Кривая фазового равновесия газогидрата смещается в область более высоких давлений при неизменной температуре в соответствии с формулой

0, ехр

-Е1 8тг ЯТ

Р. =-

С,(1-1©,)

На специально разработанной установке экспериментально установлено, что влияние электрического поля на процессы гидратообразования приводит к задержке по времени образования зародышей кристаллов, изменению конфигурации гидратной массы и ее места пространственного расположения Объем газа, связанного в клатрат при наличии поля, оказался в 4-5 раз меньше объема газа в гидрате, выращенного без поля

Влияние поля приводит также к повышению давления диссоциации на несколько атмосфер при неизменной температуре Это следует из рнсунка 4

1\мп 1

2,4

1 8

1,2

0 12 3 4 5 т,"с а

р,мг1л

-4.0

3,7

3,4

0 12 3 4 5 т, с б

а - зависимость давления разложения гидрата углекислого газа от температуры, б - зависимость давления перехода ССЬ из жидкого состояния в юзообразное.

1 - без поля, 2-е полем

Рисунок 4 - Влияние члентрнческого поля на кривые фазового равновесия

Таким образом, экспериментальные исследования диэлектрических свойств гидратов газа и влияния внешнего электромагнитного поля на процессы гидратообразования обосновывают возможность применения электромагнитных полей в разработке газогидратных залежей и в решении задач, связанных с разрушением газогидратных пробок в скважинах, узлах газопроводов

Четвертая глава посвящена разработке технологий воздействия на газогидратные отложения в скважинах Для научного обоснования и разработки электромагнитной технологии ликвидации различных пробок (газогидратных, парафиновых и др ) в нефте- и газопромысловом оборудовании необходимо решить ряд принципиально новых физико-математических и экспериментальных задач, связанных с излучением и

распространением электромагнитных волн в трубах и коаксиальных системах Из инженерно-физических задач - ввод электромагнитной энергии от генератора к излучателю, разработка эффективного излучателя В области технологических задач необходимо решать проблему совмещения технологии добычи и транспортировки нефти и газа по трубам и скважинам с канализацией энергии от генератора к излучателю и излучения электромагнитных волн в трубах и коаксиальных системах. С целью нахождения исходных параметров, необходимых для решения этих задач, были проведены экспериментальные исследования динамики разложения газогидрата в трубах и теоретические исследования разложения газогидратной пробки в коаксиальных системах

Многообразие скважин и труб, оборудованных для добычи и транспортировки нефти и газа, требует разработки ряда принципиально различных способов и устройств, предназначенных для возбуждения ВЧ ЭМП в скважинах и трубах, в которых образовались различные пробки

В зависимости от конструкций и параметров скважин и трубопроводов необходимо выбрать конкретную технологическую схему электромагнитного воздействия и необходимый комплекс электромагнитного оборудования На рисунке 5 показаны основные возможные варианты использования оборудования электромагнитного воздействия в различных технологических системах Физическую основу их составляет преобразование части электромагнитной энергии либо в межтрубном пространстве, либо внутри труб в тепло вследствие конечной электропроводности материалов труб и диэлектрических потерь среды, заполняющей межгрубное пространство и трубу

Одним из наиболее легко практически реализуемых методов является вариант 5в, в котором предусматривается канализация энергии электромагнитного поля внутри НКТ 2 (или фонтанной трубы) Электромагнитное поле возбуждается с помощью излучателя в виде петли или штыря, помещаемого внутри трубы 3 На излучатель электромагнитное напряжение подается от СВЧ генератора 1, установленного на поверхности с помощью коаксиальной системы

г> Д)

1 - ВЧ генератор, 2 - обсадная колонна, 3 - насосно-компрессорная труба, 4 - филер (радиочастотный кабель), 5 - штанга, 6 - излучатель, 7 - преобразователь частоты, 8 - грузонесущий геофизический кабель, 9 - блок питания

Рисунок 5 - Схемы технологического применения электромагнитного воздействия для разложения газо1 ндрага в скважинах

Насосно-компрессорная (фонтанная) труба, газо- и нефтепровод в электродинамическом отношении представляют собой круглый волновод с неоднородным диэлектрическим заполнением Разрушение газогидрата возможно только при возбуждении в нем электромагнитного поля соответствующей конфигурации Основной тип волны в круглом волноводе представляет собой волна типа Ни Этот тип волны распространяется в нем с наименьшими потерями, что является одним из требований применения СВЧ энергии с целью разрушения газогидрата большей толщины в трубопроводе Экспериментальными данными, посвященными исследованию расплавления (разложения) льда (гидрата пропана) установлено, что в случае полного заполнения трубы процесс разогрева отложений идет более интенсивно в середине трубы Поэтому потери тепла в пространство, окружающее трубу, значительно меньше, чем при поверхностном нагреве трубы Была установлена существенная интенсификация скорости протекания фазовых переходов (разложение газогидрата и расплавление льда) в СВЧ ЭМП (частота генерируемых колебаний 2375 МГц), обусловленная, главным образом, специфическим объемным характером нагрева во всей области действия поля По срав-

нению с методом понижения давления в СВЧ ЭМП достигается полное разложение газогидрата (рисунок 6)

0,дм» •10 8 6 А £

v 2.0 40 60 60 ¿,мии

I - методом понижения давления, II - при СВЧ воздействии

Рисунок 6 - Объем газа, выходящего из модели трубопровода

Вместе с тем, глубина электромагнитного воздействия на пробку - порядка длины волны в волноводе Энергозатраты для разложения 1 м3 гидрата пропана в трубе СВЧ методом составляют 2000 кВт час

Рассчитаны значения критических частот при различных диаметрах труб, применяемых в нефте- и газодобыче, с учетом электромагнитных свойств сред, заполняющих эти трубы В фонтанной газовой скважине, в которой образуется пробка, рекомендуемые частоты равны 915 и 2375 МГц, а в нефтяной скважине - 2375 МГц Показана возможность ликвидации пробки длиной порядка 20-30 м на частоте 2375 МГц Объектами такого применения служат шлейфы и узлы трубопровода на входе в здание переключающей арматуры установок комплексной подготовки газа

Особенности технологических схем, представленных на рисунке 5 а и б, исследовались теоретически Математически моделирован термодинамический процесс разрушения газогидратной пробки при создании ВЧ ЭМП от наземного генератора в межтрубном пространстве скважины (в классиче-

ской стефановской постановке) Предполагается, что внутренняя труба скважины (фонтанная или насосно-компрессорная труба) и межтрубное пространство заполнены пробкой одинаковой высоты Приведены основные допущения Температурное поле описывается уравнениями молекулярной теплопроводности с объемными тепловыми источниками при граничных условиях четвертого рода на границе раздела сред Математическая модель в этом случае значительно усложнена по сравнению с традиционной задачей Стефана вследствие образования двух фаз (газовой и водяной) из твердого газогидрата и наличия объемных источников тепла в этих фазах В отличие от известных работ предполагается, что коэффициент поглощения электромагнитных волн в межтрубном пространстве зависит от изменения границы фазового перехода со временем Давление гидратообразования изменяется с глубиной скважины

Получены выражения распределенных источников тепла в скважине и выражения, позволяющие сделать выбор оптимальных частот поля, радиусов и материалов труб скважины и материала диэлектрика, заполняющего межтрубное пространство скважины Определены оценочные выражения, позволяющие в первом приближении определить времена начала и полного расплавления твердых отложений в скважине Решена термодинамическая задача о протекании процесса расплавления отложений в насосно-компрессорной грубе в случаях заполнения межтрубного пространства воздухом, керосином и пенопластом При этом учтено увеличение эффективной теплопроводности среды в межтрубном пространстве за счет свободной конвекции. Получены характерные кривые распределения температуры в скважине, динамики движения границы раздела фаз при ВЧ нагреве Проведены расчетные исследования применительно к газогидратным пробкам большой длины Выявлено, что из рассмотренных грех случаев наиболее эффективен ВЧ нагрев при заполнении межтр>бного пространства пенопластом и наименее эффективен -при заполнении воздухом из-за многократного увеличения его эффективной теплопроводности за счет свободной конвекции. С увеличением мощности излучения электромагнитных волн время полного расплавления твердых отложений уменьшается нелинейно, т е воздействие ВЧ генератором большой мощности эффективнее При мощности излучения меньше этого значения полное расплавление пробки из твердых отложений невозможно Возможно

увеличение эффективности использования энергии электромагнитных волн изменением давления на устье скважины для перемещения гидратной пробки вверх, где нагрев идет интенсивнее, или вниз, где температура скважины выше Такая возможность существует потому, что разложение газогидрата начинается со стенки насосно-компрессорной трубы и во многих случаях, практически, одновременно по всей длине газогидратной пробки

В пятой главе описана разработка технологий воздействия на парафиновые отложения в скважинах В результате возникновения внутренних источников тепла при распространении ВЧ ЭМВ в среде температура будет повышаться, и с течением времени при соответствующих условиях она может достичь значения температуры фазового перехода Тф, при которой начинается расплавление парафина или разложение гидрата на газ и воду Обычно фазовые переходы характеризуются резкими изменениями диэлектрических свойств среды в области температуры фазового перехода, где возможны большие скачки дг/дТ Резкое изменение е в зависимости от температуры приводит к скачкообразному изменению волнового сопротивления среды 2 = на поверхности фазового перехода Таким образом, в области расплавления парафина или разложения газогидрата устанавливается режим стоячей ВЧ ЭМВ, а за границей фазового перехода -режим бегущей волны Причем, со временем граница фазового перехода будет перемещаться Установление и исследование этих закономерностей и является целью настоящей главы диссертации

Анализ показывает, что диэлькометрический метод является наиболее информативным методом определения температуры фазового перехода В связи с этим были разработаны установка и методика и проведены экспериментальные исследования воздействия электрического поля на процесс кристаллизации парафина, направленные на определение температуры начала кристаллизации парафина в нефтях

Физическая основа диэлькометричеаского метода заключается в том, что при наложении внешнего постоянного электрического поля при переходе некоторой температуры наблюдается скачкообразное увеличение емкости измерительной ячейки На основе этого скачка определяется температура начала кристаллизации парафина В растворе с керосином температура начала кристаллизации от концентрации парафина изменяется линейно В электрн-

ческом поле процесс кристаллизации парафина протекает быстрее, чем без поля На этот процесс влияют асфальтены При этом увеличивается температура начала кристаллизации парафина, что связано с изменением структуры раствора, а именно, имеющиеся кристаллы парафина укрупняются

Выявлены и исследованы экспериментально на специально разработанной модели скважины особенности плавления парафиновой пробки в коаксиальной системе ВЧ электромагнитным воздействием Суть эксперимента состояла в исследовании распределения температуры в трубах (вертикальной и горизонтальной) коаксиальной системы и определение расплавившегося парафина при различных комбинациях заполнения им межтрубного пространства, внутренней трубы и соединения внешней и внутренней труб В результате работы были установлены такие закономерности.

- распределение температуры в коаксиальной системе соответствует характеру стоячей электромагнитной волны, плавление парафина начинается в ближайшей пучности от места ввода ВЧ энергии и наиболее интенсивной пучности стоячей волны, с течением времени начинает плавиться парафин в следующей пучности, одновременно расширяется объем расплавленной области в вышележащих пучностях (явление возвратно-циклического плавления парафина),

- достигается более высокая скорость и управляемость нагрева и объемное плавление парафина при малом градиенте распределения температуры по всей длине системы одновременно, энергозатраты на плавление I м3 парафина в коаксиальной системе составляют порядка 600 кВт час,

- после достижения температуры фазового перехода, температура в межтрубном пространстве вблизи эксплутационной (обсадной) колонны растет быстрее, чем вблизи внешней стенки НКТ,

- чем больше время воздействия ВЧ ЭМП, тем больше изменение температуры в НКТ и больше потери тепла в окружающую скважину породы, причем эти потерн значительны и вполне достаточны для плавления мерзлых пород и разрушения устойчивости скважины, с целью их уменьшения необходимо межтрубное пространство теплоизолировать пенопластом,

- при отношении безразмерной мощности ЭМП, вводимой в межтрубное пространство скважины, к безразмерной высоте парафиновой пробки и безразмерному изменению температуры в ней до температуры плавления,

равном 30, за безразмерное время порядка 8 10° лчавится около 10 % парафина вдоль всей поверхности внутренней трубы,

- с целью увеличения эффективности данного метода необходимо в дальнейшем процесс ВЧ ЭМП прекратить и продолжить обработку пробки традиционным методом (например, закачкой теплоносителей),

- при постоянном разогреве пробки в скважине образуется область вещества с высокой температурой, которая может привести к таким негативным явлениям, как испарение, газообразование, крекинг, разрушение скважины,

Экспериментально исследованы особенности плавления парафиновой пробки в модели НКТ скважины индукционным методом, основанном на эффекте нагрева металла из-за поглощения в нем энергии электромагнитного поля и передаче тепла парафину за счет теплопроводности Показана достаточно высокая скорость плавления парафина в НКТ по сравнению с другими электрическими методами

В шестой главе представлены разработки механических технологий и технических средств удаления гидрато-парафиновых пробок из НКТ

Сущность технологии удаления отложений заключается в разбурива-нии гидратопарафиновой пробки режущими элементами (центратором-фрезой), расположенными непосредственно над галтелями насосных штанг Элементы представляют собой (рисунок 7) две полумуфты, верхние кромки которых имеют острую зубчатую форму Диаметр полумуфты не превышает диаметр соединительной муфты штанг Центратор-фреза имеет продольные пазы для вывода разбуриваемой ледово-парафиновой массы из зоны резания

При производстве подземного ремонта скважин после длительных остановок скважин и прихвате мерзлой пробкой штанговой колонны труб, для скважин, оснащенных центраторами-фрезами, необходимо произвести вращение штанг с одновременным натяжением, чтобы разбуривать мерзлую пробку Вращение штанг при этом осуществляется в ту же сторону, в какую производится свинчивание штанг

\АЛ

1 - фреза, 2 - пазы, 3 - штанга, 4 - НКТ Рисунок 7 - Схема установки фрезы на штанге

При сильном прихвате мерзлой пробкой колонны штанг применяется метод циклического натяжения штанг с кручением При этом начальное усилие натяжения штанг составляет не более 2 кН, а угол поворота - не более 5 рад После натяжения с одновременным вращением производят полное снятие скручивающих и растягивающих нагрузок, чтобы штанговая колонна вернулась в исходное положение, а повторный цикл нагружения происходил без накопления напряжений и упругих деформаций в теле штанг Повторный цикл нагружения производится с некоторым увеличением нагрузки и угла поворота штанг с таким расчетом, чтобы темп роста усилий на крюке подземного агрегата не превышал 0,1-0,2 кН на 1 цикл, а угол скручивания -4-5 рад на 10 м длины колонны штанг Указанный режим нагружения соответствует оптимальному с точки зрения эффективного разрушения мерзлой пробки и предупреждения чрезмерного нагружения штанговой колонны и ее обрыва Начальные циклы нагружения и вращения штанг позволяют разрушить пробки в верхних участках НКТ Повышение нагрузок и углов скручивания штанговой колонны позволяет увеличить глубину воздействия штанговой колонны на мерзлую пробку вплоть до нижней границы интервала вечной мерзлоты Разбуривание пробки продолжается до тех пор, пока режущий ин-

струмент не выйдет в зону с увеличенным проходным сечением в твердых отложениях, т е в зону движения верхней рабочей муфты штанг При этом образуется сплошной канал диаметром, примерно равным диаметру соединительной муфты штанг

Испытания технологии проводились на скважинах № 161 и № 4346 По-вховского месторождения Западной Сибири

Глубины расположения режущих элементов в указанных скважинах составили 480, 520 и 400 мм На период проведения испытаний была прекращена закачка в скважины ингибиторов парафиноотложения

В работе приводится методика расчета колонны насосных штанг на прочность с учетом крутящего момента, возникающего при разбуриванни гид-рато-парафиновой пробки В расчетах учитывались нормальные и касательные напряжения в теле штанг В таблице 5 приведены результаты расчетов крутящих моментов и величин допустимых растягивающих усилий в точке подвеса штанговой колонны для значений предела текучести 390 и 320 МПа

Таблица 5 - Величины крутящегося момента в зависимости от глубины подвески насосов

для шынговых колони различных диаметров

Глубина подвески, м Крутящийся момент Мкр, Им

с!|=22мм ст-г=390 МПа с1,=25мм стг=320 МПа

1000 398,0 425,0

1100 392,5 422,9

1200 386,0 420,3

1300 378,7 417,5

1400 370,7 414,3

РП1СТ=79,2 112,3 кН Ргасг= 83,8 118,7 кН

Во избежание сложных капитальных ремонтов скважин, связанных с ликвидацией прихвата колонны штанг, целесообразно производить профилактическую обработку скважин до появления ступенчатой формы отложений В этот период еще имеются условия прокачки промывочной жидкости с реагентом по замкнутому контуру затрубное пространство - штанговый насос - НКТ - затрубное пространство

Разработан способ предупреждения парафиноотложений, основанный на циклической закачке реагента-ингибитора в затрубное пространство и его циркуляции по замкнутому циклу Объем реагента при этом составляет 0,5 2,0 масс % от объема нефти, заключенной в НКТ и в затрубном про-

странстве Таким образом, сильно насыщенная ингибитором парафиноотло-жения нефть заполняет НКТ и затрубное пространство от приема насоса до динамического уровня

Реализация способа заключается в закачке в затрубное пространство скважины расчетного объема ингибитора парафнноотложения Далее закрывается задвижка затрубного просгранства и открывается устьевой клапан, соединяющий трубное пространство скважины с затрубным, и скважина начинает работать «на себя» Исходя из того, что ингибитор парафнноотложения в своем составе имеет растворитель, проходя многократно через запарафинен-ный интервал, реагент постепенно разрыхляет и диспергирует кристаллы парафина, образуя рыхлую массу, которая впоследствии легко откачивается в напорную линию Время работы скважины «на себя» зависит от производительности глубинного насоса Для скважин, эксплуатируемых насосами диаметром 32 мм, оптимальное время работы «на себя» - 72-96 часов Для скважин с насосами диаметром 43 мм - 48-50 часов Время непрерывной работы «на себя» скважин, эксплуатируемых УЭЦН, зависит от скорости охлаждения погружного электродвигателя (ПЭД) жидкостью, поступающей из пласта, и находится в пределах 6-8 часов По истечении этого времени УЭЦН отключают для охлаждения на 3-4 часа Затем цикл повторяют Время работы скважины «на себя» во втором цикле сокращается на 1-2 часа, так как резко сокращается приток жидкости из пласта в скважину Время охлаждения ПЭД после второго цикла также составляет 3-4 часа Обычно для полной очистки НКТ от АСПО в скважинах, эксплуатируемых УЭЦН, необходимо провести не менее 3 циклов

В качестве ингибитора могут быть использованы Инпар-1, ППС, СНПХ-7523 Лабораторными и промысловыми исследованиями установлено, что оптимальной является однопроцентная концентрация ингибитора Инпара Инпар-1 в нефти

Испытаниями технологии установлено, что средний объем добываемой продукции по группе скважин увеличился в 1,62 раза Ввиду свободного протока жидкости во всех скважинах снизился динамический уровень Средний межочистнын период увеличился в 2,85 раза

В теч случаях, когда по той или иной причине скважина, в которой уже отложился парафин, вынужденно простаивает, в состав реагента необходимо

добавить около 30 % метанола На скважинах Повховского месторождения провели испытания нескольких образцов химреагентов, предназначенных для ингибирования не только АСПО, но и гидратов Испытания проводились на нефти, содержащей парафина - 1,93, смол - 6,18, асфальтенов - 3,13 (% масс ) и АСПО соответственно 44,9, 38,5 и 9,9 (% масс )

Из анализа результатов исследований установлено, что смешение реагентов с метанолом не ухудшает их эффективность, следовательно, смеси могут быть использованы как композиционные составы для одновременного предотвращения парафиногидратных пробок Практика использования таких композиционных составов в скважинах подтвердила прогнозируемую их эффективность как в безгидратных, так и в гидратообразующих скважинах

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

На основе выполненных автором исследований в работе сформулированы и обоснованы научные положения, совокупность которых можно квалифицировать как новое крупное достижение в развитии перспективного направления в разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, связанного с анализом термо- и механических процессов в многофазных средах при воздействии на них механических и электромагнитных полей применительно к решению важнейшей народно-хозяйственной задачи - созданию методов предупреждения осложнений в эксплуатации и ремонте глубиннона-сосных скважин с многолетнемерзлыми горными породами, вызванных образованием газогидратных и парафиновых отложений, и борьбы с ними в условиях Крайнего Севера

К наиболее важным исследованиям и результатам можно отнести 1 Анализ и обобщение условий эксплуатации механизированного фонда скважин в районах Крайнего Севера с многолетнемерзлыми горными породами показали, что к основным факторам, осложняющим эксплуатацию в наибольшей степени, могут быть отнесены наличие в разрезе горных пород реликтового многолетнемерзлого интервала и связанного с ним формирования гидрато-парафиновых пробок, большая глубина скважин со сверхнормативной кривизной стволов, прогрессирующее обводнение добываемой продукции, высокий газовый фактор

2 На основе изучения реологического поведения нефтей в зависимости от их температуры и обводненности, дисперсного состава образующихся в скважинном оборудовании водонефтяных эмульсий, а также компонентного состава твердых осадков, извлеченных из НКТ скважин, установлено, что отложение парафина в простаивающих скважинах происходит при одновременном увеличении асфальто-смолистых веществ, в НКТ возможно образование как парафиновой пробки, так и гидратов газа В среднем, по исследованным группам месторождений, в состав осадка входят пластовая вода (около 75 %) и углеводороды, включающие до 10 % парафина и 15 25 % смол и асфальтенов Процесс формирования пробки в скважинах начинается с отложения на стенках НКТ парафина, обусловленного достаточно высоким его содержанием в нефти и охлаждением жидкости при подъеме по стволу

3 По данным эмпирической зависимости для расчета температуры жидкости на разных глубинах и температуры начала кристаллизации разработана методика определения глубины, на которой начинает откладываться парафин из нефти при заданном дебите работающей скважины

4 Выявлены динамика отложения АСПО в работающей скважине, характеры снижения дебита и изменения экстремальных нагрузок на насосное оборудование в период осадкообразования Установлены экспериментальные кривые изменения минимальных нагрузок на колонну штанг в зависимости от толщины отложения АСПО, позволяющие по практическим динамограм-мам нагрузок оценить степень накопления осадка и предпринять меры по предупреждению осложнений

5 Разработана технология удаления отложений, заключающаяся в раз-буривании гидрато-парафиновой пробки режущими элементами (центратором-фрезой), расположенными непосредственно над галтелями насосных штанг, и позволившая уменьшить продолжительность ремонта скважин на 20 - 35 %

6 Разработан способ предупреждения парафиноотложений, основанный на циклической закачке реагента-ингибитора в затрубное пространство и его циркуляции по замкнутому контуру

7 Создана методика расчета колонны насосных штанг на прочность с учетом крутящего момента, возникающего при разбуривании гидрато-парафиновой пробки

8 Показано самосогласованное влияние интенсивностей фазовых переходов (плавление парафина или разложение гидрата) в средах на электро-, термо- и гидродинамические процессы, происходящие в них при воздействии ВЧЭМП

9 Экспериментально установлена область эффективного воздействия ВЧ ЭМП на газогидратную пробку, соответствующая диапазону частот 1 - 20 МГц.

10 Установлены и исследованы эффекты, подтверждающие возможность применения энергии высокочастотных электромагнитных полей для предупреждения образования газогидратов и борьбы с ними

- смещение кривой фазового равновесия газогидрата в область более высоких давлений при неизменной температуре,

- уменьшение степени заполнения полостей гидрата молекулами газа в электромагнитном поле,

- задержка времени образования зародышей кристаллов,

- изменение конфигурации гидратной массы и ее места пространственного расположения

11 Выявлены и исследованы экспериментально особенности разложения газогидрата в трубе и плавления парафиновой пробки в коаксиальной системе ВЧ и СВЧ электромагнитным воздействием В результате их установлены

- явление интенсификации скорости и многократное сокращение времени протекания фазовых переходов в средах, обусловленные объемным характером воздействия на них электромагнитного поля,

- эффект возвратно-циклического плавления парафина в коаксиальной системе в ЭМП,

- соответствие распределения температуры в коаксиальной системе, заполненной неоднородной средой, характеру стоячей волны

жины для перемещения гидратной пробки вверх, где нагрев идет интенсивнее, или вниз, где температура скважины выше. Во избежание сильного перегрева скважины следует выбрать частоту излучения электромагнитных волн так, чтобы высота пробки не превышала длину зоны поглощения электромагнитных волн Чем больше время воздействия ВЧ ЭМП, тем больше изменение температуры в НКТ и больше потери тепла в окружающую скважину породы, причем эти потери значительны и вполне достаточны для плавления мерзлых пород и разрушения устойчивости скважины Одним из путей решения этой проблемы является теплоизоляция межтрубного пространства пенопластом На основе этих исследований предложены и обоснованы технологические схемы ликвидации отложений в скважине и трубопроводе воздействием ВЧ и СВЧ ЭМП

12 Экспериментально исследовано и установлено, что эффективным является комбинированное электромагнитное воздействие на газогидрат. В процессе обработки газогидрата повышается давление, источник энергии отключается, и затем производится понижение давления При этом значительная часть газогидратной пробки попадает в область температуры выше фазового перехода и происходит ее разложение на газ и воду

13 Разработан диэлькометрический метод определения температуры начала кристаллизации парафина в нефтях, заключающийся в скачкообразном увеличении емкости измерительной ячейки при наложении внешнего постоянного электрического поля В растворе с керосином температура начала кристаллизации от концентрации парафина изменяется линейно В электрическом поле процесс кристаллизации парафина протекает быстрее, чем без поля Содержание асфальтенов в нефтях увеличивает температуру начала кристаллизации парафина

14 Экспериментально исследованы особенности плавления парафиновой пробки в модели НКТ скважины индукционным методом, основанном на эффекте нагрева металла из-за поглощения в нем энергии электромагнитного поля и передаче тепла парафину за счет теплопроводности Применение данного метода позволило восстановить работу скважин без подъема колонны насосно-компрессорных труб

15 Соответствующие методики экспериментальных и теоретических исследований ВЧ электромагнитных и механических воздействий на среды,

заполняющие скважины и трубы, были использованы в ряде научно-исследовательских, проектных организациях и институтах, занятых разработкой новых методов реанимации скважин (Башгеопроект, ООО "Кога-лымНИПИнефть", "Ямалнефтегаз" и др )

Публикации в изданиях, рекомендованных ВАК

1 Фатыхов М А , Багаутдинов Н Я Экспериментальные исследования разложения газогидрата в трубе при сверхвысокочастотном электромагнитном воздействии //Теплофизика высоких температур, 2005 Т43. №4 -С 612-617

2 Фатыхов М А, Багаутдинов Н Я Фазовое равновесие и физико-химические свойства газовых гидратов в электрическом поле //Нефтегазовое дело,2006.-Т.4, №2 -С 194-199.

3 Фатыхов М А, Багаутдинов Н Я Экспериментальное исследование воздействия электрического поля на газогидрат //Нефтегазовое дело, 2006 — Т4, №2 -С 33-38

4 Фатыхов М А , Багаутдинов Н Я., Валеев А М Определение глубины образования гидратопарафиновых пробок в НКТ добывающих скважин Когалымской группы месторождений //Нефтепромысловое дело, 2007 -№ 1 -С 10-14.

5 Фатыхов М А , Багаутдинов Н Я, Валеев А М Способ механического разрушения отложений парафина в НКТ добывающих скважин //Нефтепромысловое дело, 2007. - №3 - С 50-52

6 Фатыхов М А, Багаутдинов Н Я, Фатыхов J1М Выбор частоты электромагнитного воздействия на гидратопарафиновые отложения в подземном оборудовании скважин //Нефтепромысловое дело, 2007 - №2 -С 9—14

7 Фатыхов М А , Багаутдинов Н Я Разработка методики определения и экспериментальные исследования диэлектрических параметров газового гидрата в области высоких частот //Нефтегазовое дело, 2006 http //www ogbus ru/authors/Fatykhov/Fatykhov_l pdf - 15 с.

8 Фатыхов M А , Багаутдинов Н Я Расчетные исследования влияния свойств межтрубного пространства на разложения газогидрата в скважине

при воздействии высокочастотной электромагнитной волны // Нефтегазовое дело, 2006 http //vww.ogbus.ru/authors/Fatykhov/ Fatykhov_2 pdf. -12 с.

9 Фатыхов М А, Багаутдинов Н Я Воздействие электромагнитного поля на процесс кристаллизации парафина // Нефтегазовое дело, 2007 httpV/www.ogbus ru/authors/Fatykhov/ Fatykhov_3 pdf - 10 с

10 Фатыхов M А., Багаутдинов H Я Определение частоты электромагнитного воздействия на гидратопарафиновые отложения в подземном оборудовании скважин // Нефтегазовое дело, 2007 http //www ogbus ru/authors /Fatykhov/ Fatykhov_4 pdf - 10 с

11. Фатыхов M А , Багаутдинов Н.Я Расчетные исследования разложения газогидрата в скважине при воздействии высокочастотной электромагнитной волны //Нефтегазовое дело, 2007.

http7/www ogbus ru/authors/Fatykhov/Fatykhov_5 pdf - 15 с

12. Багаутдинов НЯ., Ямлихин Р.Р Исследование динамики изменения температуры в стволе скважины, пробуренной в зоне вечной мерзлоты //http7/www ogbus ru/authors/Bagautdinov/Bagautdmov_l pdf-12c.

Монографии:

1 Саяхов Ф Л, Багаутдинов Н.Я. Электротепловые методы воздействия на гидратопарафиновые отложения- М ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003.- 119 с

2 Уразаков К Р., Багаутдинов Н.Я., Атнабаев З.М , Алексеев Ю В , Ра-гулин В А Особенности насосной добычи нефти на месторождениях Западной Сибири. М. ВНИИОЭНГ, 1997. - 56 с

Другие публикации

1. Багаутдинов Н Я Некоторые проблемы, технические и технологические решения подъема газированных нефтей //Новые идеи в науках о Земле тез докл III междунар. конф. - М , 1997 - С. 124

2 Багаутдинов Н Я, Сабиров Р М Физико-механические свойства парафиновых пробок в насосно-компрессорных трубах //Проблемы освоения нефтяных месторождений Башкортостана - Уфа Башнипинефтъ, 1999 -С 131

3 Багаутдинов Н Я Предварительные результаты метода разрушения твердых отложений в подъемном лифте глубиннонасосных скважин //Проблемы освоения нефтяных месторождений Башкортостана. - Уфа1 Баш-нипинефть, 1999 -С 129

4 Валеев М.Д, Уразаков К Р , Багаутдинов Н Я, Сабиров Р М Исследование физических свойств парафиновых пробок в скважинах и поиск путей освобождения насосного оборудования от прихвата //Сб научи тр Башнипи-нефть, вып 94, Уфа, 1998. - С 90-99

5. Патент РФ № 2132450 Способ удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений / Гарифуллин Ф.С , Имамова Л Ф , Валеев М Д , Уразаков К Р, Багаутдинов Н Я. БИ , 1999, № 18 Заявл 09 04 97. Опубл 27 06 99

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

7 Фатыхов М А , Багаутдинов Н Я Физические основы и некоторые пути практического применения электромагнитных полей в нефтедобыче и переработке //Нефтепереработка и нефтехимия - с отечественными технологиями в XXI век Материалы секции В II конгресса нефтегазопромышленни-ков России 26 апреля 2000 г - Уфа ИПНХП АН РБ, 2000 - С 136

8 Фатыхов М А , Багаутдинов Н Я Эффективность разрушения газо-гидратных пробок в скважинах электромагнитным излучением //Наука и технология углеводородных дисперсных систем. Научные труды Второго Международного симпозиума, Уфа, 20 октября 2000 года - Уфа- Гос издат науч-но-техн лит-ры "Реактив", 2000 -С 297

9 Фатыхов М А , Багаутдинов Н Я Тепломассоперенос в коаксиальной системе с парафиновым заполнением в высокочастотном электро-магнитном поле //Современные наукоемкие технологии Тезисы докл Всерос Научн конф - Дагомыс РАЕН, 2002 - С 200

10 Багаутдинов Н Я, Фатыхов М.А. Физико-технические проблемы освоения ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей высоокчасти-отными электтромагнитыми методами //Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей тез Докл 4 междунар Научно-практической конф , г Анапа, 29 сентября - 3 октября 2003 - Краснодар, 2003 - С 78

11 Фатыхов М А Багаутдинов Н Я Физические основы и некоторые технологические решения по добыче и транспортировке газа в условиях Крайнего Севера //Ученые записки. Сб научн статей физ -мат фак-та Вып 7 - Уфа- Изд-во БГПУ, 2005 - С 34-39

12. Фатыхов М.А. Багаутдинов НЯ Экспериментальные исследования разложения гидрата неполярного газа в трубе при сверхвысокочастотном электромагнитном воздействии //Инженерно-физический журнал, 2005, т 78, №3 - С.108-114

13 Fatykhov М А , Bagautdinov N Ja Experimental Investigation of the Decomposition of a Nonpolar-Gas Hydrate in a Pipe Under the Action of a Microwave Electromagnetic Field // J. of Engineering Physics and Thermophysics, Heat and Mass Transfer in Chemical Transformations, 2005, v 78, № 3 - P 324-331

14. Фатыхов MA, Багаутдинов НЯ Установка для экспериментальных исследований динамики разложения газогидрата в трубе при сверхвысокочастотном электромагнитном воздействии //Электронная обработка материалов, 2005, №2 -С 273-276

15 Fatykhov М А, Bagautdinov N Ja Installation for experimental studies of dynamics of disintegrating of a gaseous hydrate in a tube at a microwave electromagnetic affecting //Surface Engineering and Applied Electrochemistry, 2005, №2. P.73-76

16 Фатыхов MA, Багаутдинов НЯ Методика выбора частоты электромагнитного поля и диаметров труб для наиболее эффективного разрушения газогидратных пробок в скважинах //Ученые записки Сб научн тр -Уфа Изд-во БГПУ, 2004 - С 77-84

17 Фатыхов М А, Багаутдинов Н Я Диэлектрические свойства газового гидрата пропана в области высоких частот //Теплофизические свойства веществ и материалов Матер докл и сообщений - С -П, 2005 - С 245

18 Саяхов Ф JI, Багаутдинов Н Я , Салихов Ю Б Физико-технические основы электромагнитной технологии извлечения нетрадиционных углеводородов //Вестник БГУ, 2001, №1 -С 19-26

19 Саяхов ФЛ., Багаутдинов НЛ, Салихов ЮБ Физико-химическая механика электромагнитного воздействия на нетрадиционные углеводороды //VIII Всерос Съезд по теоретической и прикладной механике Аннотация докл Екатеринбург УрО РАН,2001 -С 66

20. Багаутдинов Н.Я., Фатыхов М А. Условия образования гидратопа-рафиновых пробок в добывающих скважинах Когалымской группы месторождений //Ученые записки. Сб. научн. статей физ-мат. фак-та, 2006. -Вып 9. - С. 23-28.

21. Патент РФ № 2208134. Устройство для импульсного воздействия на парафино-смолистые отложения /Р.М.Сабиров, НЯ Багаутдинов, К Р.Ураза-ков и др. БИ, 2003, № 19. Заявл. 05.06.2001. Опубл. 10.07.2003.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 21 06.2007 г. Бумага писчая Заказ № 353. Тираж 120 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР», 450055, г. Уфа, проспект Октября, 144/3

Содержание диссертации, доктора технических наук, Багаутдинов, Наиль Явдатович

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1 АНАЛИЗ ПРОМЫСЛОВОГО ОПЫТА ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕХАНИЗИРОВАННОГО ФОНДА СКВАЖИН В РАЙОНАХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА С МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫМИ ГОРНЫМИ ПОРОДАМИ.

1.1 Особенности условий эксплуатации насосных 12 установок.

1.2 Обзор основных методов повышения надежности работы механизированного фонда скважин.

1.3 О методах оптимизации режимов работы механизированного фонда скважин.

1.4 Осложнения, связанные с образованием в стволе скважины гидратопарафиновых пробок.

Выводы по главе 1.

Глава 2 ХАРАКТЕРИСТИКА ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ

И ТЕРМОБАРИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ОБРАЗОВАНИЯ ГИДРАТОПАРАФИНОВЫХ ПРОБОК В ПОДЗЕМНОЙ ЧАСТИ УСШН В СКВАЖИНАХ КОГАЛЫМСКОЙ ГРУППЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

2.1 Физико-химические и реологические свойства нефтей и их эмульсий.

2.2 Компонентный состав гидратопарафиновых пробок, извлеченных из насосно-компрессорных труб.

2.3 Температурный градиент в стволе скважины и условия образования парафиновых пробок и гидратов газа.

2.4 Динамика формирования парафиновой пробки в скважинах

2.5 Оценка толщины отложений АСПО в НКТскважины по нагрузкам на насосное оборудование.

Выводы по главе 2.

Глава 3 ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОГО

ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ГИДРАТОПАРАФИНОВЫЕ

ОТЛОЖЕНИЯ.

3.1 Тепло- и массоперенос многофазных сред в высокочастотном электромагнитном поле.

3.2 Разработка методики определения диэлектрических параметров газового гидрата в области высоких частот

3.2.1 Установка для определения диэлектрических параметров газогидрата и льда.

3.2.2 Результаты экспериментальных исследований диэлектрических параметров газогидрата и льда.

3.3 Фазовое равновесие и физико-химические свойства газовых гидратов в электрическом поле.

3.4 Экспериментальное исследование воздействия электрического поля на газогидрат.

Выводы по главе 3.

Глава 4 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ ВОЗДЕЙСТВИЯ

НА ГАЗОГИДРАТНЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ В СКВАЖИНАХ.

4.1 Способы возбуждения электромагнитных волн в скважинах с отложениями.

4.2 Экспериментальные исследования динамики разложения газогидрата в трубе при электромагнитном воздействии.

4.3 Расчетные исследования разложения газогидрата в скважине при воздействии высокочастотной электромагнитной волны.

4.3.1 Выбор частоты электромагнитного поля и диаметров труб для наиболее эффективного разрушения газогидратных отложений.

4.3.2 Решение термодинамической задачи о фазовом переходе в адиабатическом приближении.

4.3.3 Численное решение термодинамической задачи о разложении газогидрата в высокочастотном электромагнитном поле.

Выводы по главе 4.

Глава 5 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ ВОЗДЕЙСТВИЯ

НА ПАРАФИНОВЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ В СКВАЖИНАХ.

5.1 Воздействие электромагнитного поля на процесс кристаллизации парафина.

5.1.1 Методы определения температуры начала кристаллизации парафина в нефтях.

5.1.2 Описание экспериментальной установки и методика исследования.

5.1.3 Результаты экспериментальных исследований.

5.2 Экспериментальные исследования использования энергии высокочастотных электромагнитных волн для очистки скважин от парафиноотложений.

5.2.1 Разработка экспериментальной установки.

5.2.2 Измерение мощности СВЧэлектромагнитного излучателя.

5.2.3 Согласование СВЧ генератора со скважиной.

5.2.4 Методика проведения экспериментов.

5.2.5 Результаты исследований и их анализ.

5.3 Индукционный метод плавления отложений в скважинах.

5.3.1 Теоретические основы метода.

5.3.2 Принципиальная схема индуктивного нагрева НКТ.

5.3.3 Экспериментальное исследование и результаты промысловых работ нагрева трубы индукционным методом.

Выводы по главе 5.

Глава 6 МЕХАНИЧЕСКИЕ СПОСОБЫ РАЗРУШЕНИЯ

ГИДРАТОПАРАФИНОВЫХ ПРОБОК.

6.1 Способ механического разрушения твердых отложений в насосном подъемнике.

6.2 Методика расчета колонны насосных штанг на прочность с учетом крутящего момента, возникающего при разбуривании гидратопарафиновой пробки.

6.3 Механический способ удаления парафиновых отложений из насосно-компрессорных труб.

Выводы по главе 6.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Научные основы и технологии воздействия физических полей на гидратопарафиновые отложения в нефтяных скважинах"

Актуальность проблемы. Недостатки в эффективности использования фонда скважин в нефтегазовых регионах Западной Сибири и Крайнего Севера в значительной мере обуславливаются влиянием природно-климатических, геолого-физических и геолого-промысловых факторов.

Природно-климатический фактор в отношении технологии эксплуатации скважин связан, в первую очередь, с наличием и величиной перепада между температурой воздуха и пластовой температурой. В Западной Сибири и на Севере по сравнению с другими регионами разница между пластовыми температурами и среднегодовой температурой на поверхности наибольшая. С достаточно резким изменением температуры вдоль ствола скважины в интервале до 800 метров и наличием реликтовой зоны вечной мерзлоты связано возникновение и развитие в этом нефтегазовом регионе осложнений, проявляющихся в закупорке стволов скважины пробками парафина и гидратов, интенсивно отлагающихся в данном интервале.

Необходимо подчеркнуть, что процесс отложения парафиногидратных веществ на стенках труб скважины физически связан с фазовыми переходами, происходящими при определенных термодинамических условиях, т.е. с определенными термобарическими условиями, складывающимися в скважинах. При этом термодинамические условия образования (фазового перехода) парафина и газового гидрата существенно отличаются. С другой стороны, на условия такого рода фазовых переходов, как образование и отложение парафино-гидратных веществ, оказывают воздействие наличие внешних физических полей - полей давления, температурных полей, акустического, вибрационного и электромагнитного полей.

Таким образом, в нефтегазовых регионах Западной Сибири и Крайнего Севера предпосылки осложнений, связанных с образованием парафиногидратных пробок в скважинах, не являются временными и субъективными. Они связаны с постоянно действующими факторами в этих регионах, такими, как большая глубина залегания продуктивных пластов, наличие зоны вечной мерзлоты, образование резкого перепада температуры вдоль скважины, высокий газовый фактор, повышенное содержание парафиновых углеводородов в нефти и присутствие воды в продукции скважины.

Наибольшие осложнения при этом вносятся в эксплуатацию скважин, оборудованных штанговыми насосами из-за невозможности спуска в насосно-компрессорные трубы (НКТ) труб малого диаметра с нагнетаемым теплоносителем. Глубина твердых отложений в НКТ доходит до 600 и более метров в зависимости от условий эксплуатации скважин. Эти отложения, состоящие из парафина, смол, асфальтенов, механических примесей и воды, препятствуют дальнейшей эксплуатации скважины и извлечению колонны штанг в период текущего или капитального ремонта. Продолжительность и стоимость ремонта таних скважин чрезвычайно высоки из-за невозможности горячей промывки скважин через затрубное пространство [100].

Данные термометрии скважин, например Когалымского района, позволяют отметить, что регион находится в зоне залегания поверхностных и реликтовых многолетнемерзлых пород, которые залегают на глубинах от 180.260 до 270.325 м в виде разобщенных участков [64].

Реликтовые мерзлоты охватывают породы верхней части морского палеогена (по стратиграфической схеме 1977 г.): глины с линзами алевритов тавдин-ской свиты; континентальные образования олигоцена - пески атлымской, глины и бурые угли новомихайловской, а также алевриты, пески и глины тур-тасской свит.

Приповерхностные мерзлые грунты залегают на водоразделах под торфяниками. Мощность их контролируется уровнем грунтовых вод и достигает 10.15м.

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. При этом часто скважины переводятся в категорию бездействующих. В этой связи к первостепенным в решении проблемы нефтеизв-лечения в зонах вечной мерзлоты относятся вопросы, связанные с прогнозированием образования твердых осадков в НКТ, их предупреждением и удалением.

Следовательно, разработка технологических и технических решений по предупреждению образования парафиногидратных пробок и борьбе с ними для нефтегазовых регионов Западной Сибири и Крайнего Севера, основанных на современных достижениях науки и техники и отвечающих экологическим требованиям, является актуальной.

Цель работы - создание научных основ и совершенствование технологий предупреждения осложнений при эксплуатации и ремонте глубинно-насосных скважин с многолетнемерзлыми горными породами, вызванных образованием газогидратопарафиновых отложений, и борьбы с ними.

Основные задачи исследований:

- выявление характера осложнений, связанных с образованием гидрато-парафиновых отложений, на основе обобщения промыслового опыта эксплуатации механизированного фонда скважин в районах Крайнего Севера с многолетнемерзлыми горными породами;

- установление термобарических условий и динамики образования гидра-то-парафиновых пробок в подземной части скважинной установки со штанговым насосом (УСШН) на базе исследований физико-химических и реологических свойств нефтей и их эмульсий;

- исследование и обоснование принципиальных физических основ и создание технологий применения энергии высокочастотных (ВЧ) и сверхвысокочастотных электромагнитных полей (СВЧ ЭМП) для разрушения газогидратных и парафиновых отложений в скважинах;

- исследование и создание научных основ, техники и технологии механических способов разрушения гидратопарафиновых отложений в насосном подъемнике и насосно-компрессорных трубах.

Методы исследований. Поставленные задачи решались путем анализа и обобщения публикаций отечественных и зарубежных ученых; численного моделирования температурных полей с применением конечно-разностных методов и расчетов на ЭВМ; проведения соответствующих экспериментов на специально разработанных установках, моделях и макетах; разработки и испытания технических средств и устройств по соответствующим методикам; анализа и обобщения результатов промысловых исследований и опытно-промышленных испытаний механических и высокочастотных электромагнитных технологий предупреждения осложнений при эксплуатации и ремонте глубинно-насосных скважин с многолетнемерзлыми горными породами, вызванных образованием газо-гидрато-парафиновых отложений, и борьбы с ними.

Научная новизна

Наиболее важные оригинальные исследования и результаты следующие.

1. Получены полуэмпирические зависимости вязкости нефтей Когалым-ской группы месторождений от их температуры при различной обводненности и зависимости для расчета температуры жидкости на различных участках ствола скважины как функции ее дебита.

2. Выявлено существование двух характерных участков с постепенным и резким снижением дебита скважины, позволяющее установить наличие экстремальных нагрузок в период отложения парафина в НКТ штанговых установок.

3. Показано самосогласованное влияние интенсивностей фазовых переходов (плавление парафина или разложение гидрата) в средах на электро-, термо- и гидродинамические процессы, происходящие в них при воздействии ВЧ ЭМП.

4. Установлено существование области дисперсии диэлектрических параметров гидрата пропана в диапазоне частот 1.20 МГц, обусловленная ориентационной поляризацией молекул минерализованной воды, находящихся в связанном состоянии в газогидрате.

6. В лабораторных условиях обнаружены формо-хорические эффекты в динамике образования газогидратов при воздействии внешних электрических полей, заключающиеся в задержке по времени образования зародышей кристаллов, изменении конфигурации гидратной массы и ее места пространственного расположения.

7. В результате теоретических и экспериментальных исследований разложения газогидрата в трубе и плавления парафиновой пробки в коаксиальной системе ВЧ электромагнитным воздействием установлены:

- явление интенсификации скорости и многократное сокращение времени протекания фазовых переходов в средах, обусловленные объемным характером воздействия электромагнитных полей на них;

- эффект возвратно-циклического протекания фазовых переходов в вертикальной трубе;

- соответствие распределения температуры в коаксиальной системе, заполненной неоднородной средой, характеру стоячей волны;

- достижение более высокой скорости и управляемости нагрева и объемное плавление парафина при малом градиенте распределения температуры по всей длине системы одновременно;

8. Установлен эффект последействия магнитного поля на парафиноотло-жения.

Научная и практическая ценность работы

Конкретно научная и практическая значимость работы заключается в следующем.

1. Получены эмпирические зависимости относительного изменения минимальных нагрузок на колонну штанг от относительной толщины отложения парафина в НКТ, позволяющие по нагрузкам на оборудование определять степень отложения и предпринять соответствующие меры, предупреждающие возникновение сложных ситуаций при ремонте скважин.

2. Разработан способ механического разрушения гидратопарафиновой пробки, основанный на применении фрезы, насаженной на штанги над их высаженными частями, и позволивший уменьшить продолжительность ремонта скважин на20.35 %.

3. Разработан способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) из НКТ созданием циркуляции по замкнутому контуру скважины жидкости (нефти), насыщенной определенным количеством ингибитора пара-финоотложения.

4. Разработана методика расчета технологических показателей воздействия ВЧ ЭМП на гидратопарафиновые отложения.

5. Методика и усовершенствованная аппаратура, служащая для экспериментального исследования электрических свойств сред с фазовыми переходами в зависимости от частоты электромагнитных колебаний, температуры и давления, могут быть использованы для установления области эффективного воздействия ВЧ ЭМП.

6. Предложены технологические схемы ликвидации отложений в скважине и вертикальной трубе воздействием ВЧ ЭМП.

7. Предложена методика расчета колонны штанг на прочность с учетом крутящего момента, создаваемого при повороте колонны в период разбуривания пробки.

9. Разработана и использована технология ликвидации гидратных пробок при эксплуатации скважин индукционным методом, позволившая восстановить их работу без подъема колонны НКТ, в условиях Крайнего Севера.

10. Соответствующие методики экспериментальных и теоретических исследований ВЧ электромагнитных и механических воздействий на среды, заполняющие скважины и трубы, были использованы в научно-исследовательских, проектных организациях и институтах, занятых разработкой новых методов реанимации скважин (Башгеопроект, ООО «КогалымНИПИнефть», ООО «Ямалнефтегаз» и др.).

Достоверность полученных результатов в тех или иных случаях подтверждается физической и математической непротиворечивостью используемых моделей многофазных сред; физико-технической совместимостью разработанных технических средств и технологий со скважинными; сопоставлением ряда аналитических результатов диссертации с численными расчетами; сравнением результатов теоретических исследований с тестовыми задачами, с использованием апробированных исходных сред, моделей и предположений; путем сравнения результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований других авторов.

Основные научные положения, выносимые на защиту

1. термобарическое обоснование условий образования гидратопарафино-вых пробок в подземной части УСШН и методика оценки толщины асфальтосмолопарафиновых отложений в НКТ скважины по нагрузкам на насосное оборудование;

2. обоснование особенностей тепло- и массопереноса в многофазных средах на основе исследований диэлектрических свойств и кинетики образования газогидрата, влияния электрических полей на фазовое равновесие и физико-химические свойства газогидратов с целью предупреждения образования и разложения газогидратов;

3. закономерности и особенности процессов разложения газогидратов в скважине высокочастотным электромагнитным излучением и способы увеличения их эффективности;

4. диэлькометричсеский способ определения температуры начала кристаллизации парафина;

5. разработка высокочастотного электромагнитного и индукционного метода очистки скважин от парафиноотложений;

6. методики и способы механического разрушения твердых отложений в насосном подъемнике и насосно-компрессорной трубе.

Апробация работы. Основные результаты работы были доложены на 25 научных конференциях, семинарах и совещаниях, среди которых: III Международная конференция «Новые идеи в науках о Земле» (Москва, 1997); II Конгресс нефтегазопромышленников России (Уфа, 2000); Второй Международный симпозиум «Наука и технология углеводородных дисперсных систем» (Уфа, 2000); VIII Всероссийский съезд по теоретической и прикладной механике (Пермь, 2001); Всероссийская школа-семинар по проблемам трубопроводного транспорта (Уфа, 2002); Всероссийская научная конференция «Современные наукоемкие технологии» (Дагомыс, 2002); Четвертая международная научно-практическая конференция «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (Анапа, 2003); XI Российская конференция по теплофизическим свойствам веществ (Санкт-Петербург, 2005); Уфимский городской семинар под руководством академика Р.И. Нигматулина (Уфа, 1999, 2003), научные семинары под руководством профессора Саяхова Ф.Л. (Уфа, 1998-2003 гг.); научно-технические и научно-методические советы ООО «Ямбурггаздобыча», ООО «Ямалнефтегаз», Башгеопроект, ТатНИПИнефть, ООО «КогалымНИПИнефть» и др. (1997-2006 гг.).

Публикации.

По теме диссертационной работы опубликованы 35 работ.

Автор представленной работы считает своим долгом выразить благодарность научному консультанту доктору физико-математических наук, профессору Фатыхову М.А., сотрудникам кафедры общей физики БГПУ и других организаций, оказавшим неоценимую помощь в постановке и обсуждении научных проблем, в организации и проведении, теоретических, экспериментальных и промысловых исследований.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Багаутдинов, Наиль Явдатович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

На основе выполненных автором исследований в работе сформулированы и обоснованы научные положения, совокупность которых можно квалифицировать как новое крупное достижение в развитии перспективного направления в разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, связанного с анализом термо- и механических процессов в многофазных средах при воздействии на них механических и электромагнитных полей применительно к решению важнейшей народно-хозяйственной задачи - созданию методов предупреждения осложнений при эксплуатации и ремонте глубинно-насосных скважин с многолетнемерзлыми горными породами, вызванных образованием газогидратных и парафиновых отложений, и борьбы с ними в условиях Крайнего Севера.

К наиболее важным исследованиям и результатам можно отнести следующие.

1. Анализ и обобщение условий эксплуатации механизированного фонда скважин в районах Крайнего Севера с многолетнемерзлыми горными породами показали, что к основным факторам, осложняющим эксплуатацию в наибольшей степени, могут быть отнесены: наличие в разрезе горных пород реликтового многолетнемерзлого интервала и связанного с ним формирования гидратопарафиновых пробок, большая глубина скважин со сверхнормативной кривизной стволов, прогрессирующее обводнение добываемой продукции, высокий газовый фактор.

2. На основе изучения реологического поведения нефтей в зависимости от их температуры и обводненности, дисперсного состава образующихся в скважинном оборудовании водонефтяных эмульсий, а также компонентного состава твердых осадков, извлеченных из НКТ скважин, установлено, что отложение парафина в простаивающих скважинах происходит при одновременном увеличении асфальтосмолистых веществ; в НКТ возможно образование как парафиновой пробки, так и гидратов газа. В среднем, по исследованным группам месторождений, в состав осадка входят пластовая вода (около 75 %) и углеводороды, включающие до 10 % парафина и 15.25 % смол и асфальтенов. Процесс формирования пробки в скважинах начинается с отложения на стенках НКТ парафина, обусловленного достаточно высоким его содержанием в нефти и охлаждением жидкости при подъеме по стволу.

3. По данным эмпирической зависимости для расчета температуры жидкости на разных глубинах и при температуре начала кристаллизации разработана методика определения глубины, на которой начинает откладываться парафин из нефти при заданном дебите работающей скважины.

4. Выявлены динамика отложения АСПО в работающей скважине, характеры снижения дебита и изменения экстремальных нагрузок на насосное оборудование в период осадкообразования. Установлены экспериментальные кривые изменения минимальных нагрузок на колонну штанг в зависимости от толщины отложения АСПО, позволяющие по практическим динамограм-мам нагрузок оценить степень накопления осадка и предпринять меры по предупреждению осложнений.

5. Разработана технология удаления отложений, заключающаяся в раз-буривании гидратопарафиновой пробки режущими элементами (центратором-фрезой), расположенными непосредственно над галтелями насосных штанг, и позволившая уменьшить продолжительность ремонта скважин на 20.35 %.

6. Разработан способ предупреждения парафиноотложений, основанный на циклической закачке реагента-ингибитора в затрубное пространство и его циркуляции по замкнутому контуру. Хозрасчетный экономический эффект от внедрения данного способа в НГДУ «Краснохолмскнефть» составил 1858041 тыс. руб. по ценам 1996 г.

7. Создана методика расчета колонны насосных штанг на прочность с учетом крутящего момента, возникающего при разбуривании гидратопарафиновой пробки.

8. Показано самосогласованное влияние интенсивностей фазовых переходов (плавление парафина или разложение гидрата) в средах на электро-, термо- и гидродинамические процессы, происходящие в них при воздействии ВЧ ЭМП.

9. Экспериментально установлена область эффективного воздействия ВЧ ЭМП на газогидратную пробку, соответствующая диапазону частот 1.20 МГц.

10. Установлены и исследованы эффекты, подтверждающие возможность применения энергии высокочастотных электромагнитных полей для предупреждения образования газогидратов и борьбы с ними:

- смещение кривой фазового равновесия газогидрата в область более высоких давлений при неизменной температуре;

- уменьшение степени заполнения полостей гидрата молекулами газа в электромагнитном поле;

- задержка времени образования зародышей кристаллов;

- изменение конфигурации гидратной массы и ее места пространственного расположения.

11. Выявлены и исследованы экспериментально особенности разложения газогидрата в трубе и плавления парафиновой пробки в коаксиальной системе ВЧ и СВЧ электромагнитным воздействием. В результате установлены:

- явление интенсификации скорости и многократное сокращение времени протекания фазовых переходов в средах, обусловленных объемным характером воздействия на них электромагнитного поля;

- эффект возвратно-циклического плавления парафина в коаксиальной системе в ЭМП;

- соответствие распределения температуры в коаксиальной системе, заполненной неоднородной средой, характеру стоячей волны.

Эти результаты достигаются при более низких энергозатратах за счет направленности, объемности и управляемости воздействия, малого градиента температуры по длине межтрубного пространства. После достижения температуры фазового перехода температура в межтрубном пространстве вблизи эксплуатационной (обсадной) колонны растет быстрее, чем вблизи внешней стенки НКТ. В связи с этим возможно увеличение эффективности использования энергии электромагнитных волн изменением давления на устье скважины для перемещения гидратной пробки вверх, где нагрев идет интенсивнее, или вниз, где температура скважины выше. Во избежание сильного перегрева скважины следует выбрать частоту излучения электромагнитных волн так, чтобы высота пробки не превышала длину зоны поглощения электромагнитных волн. Чем больше время воздействия ВЧ ЭМП, тем больше изменение температуры в НКТ и больше потери тепла в окружающую скважину породы, причем эти потери значительны и вполне достаточны для плавления мерзлых пород и разрушения устойчивости скважины. Одним из путей решения этой проблемы является теплоизоляция межтрубного пространства пенопластом. На основе этих исследований предложены и обоснованы технологические схемы ликвидации отложений в скважине и трубопроводе воздействием ВЧ и СВЧ ЭМП.

12. Экспериментально исследовано и установлено, что эффективным является комбинированное электромагнитное воздействие на газогидрат. В процессе обработки газогидрата повышается давление, источник энергии отключается, и затем производится понижение давления. При этом значительная часть газогидратной пробки попадает в область температуры выше фазового перехода и происходит ее разложение на газ и воду.

13. Разработан диэлькометрический метод определения температуры начала кристаллизации парафина в нефтях, заключающийся в скачкообразном увеличении емкости измерительной ячейки при наложении внешнего постоянного электрического поля. В растворе с керосином температура начала кристаллизации от концентрации парафина изменяется линейно. В электрическом поле процесс кристаллизации парафина протекает быстрее, чем без поля. Содержание асфальтенов в нефтях увеличивает температуру начала кристаллизации парафина.

14. Экспериментально исследованы особенности плавления парафиновой пробки в модели НКТ скважины индукционным методом, основанном на эффекте нагрева металла из-за поглощения в нем энергии электромагнитного поля и передаче тепла парафину за счет теплопроводности. Применение данного метода позволило восстановить работу скважин без подъема колонны насосно-компрессорных труб.

15. Соответствующие методики экспериментальных и теоретических исследований ВЧ электромагнитных и механических воздействий на среды, заполняющие скважины и трубы, были использованы в ряде научно-исследовательских, проектных организаций и институтов, занятых разработкой новых методов реанимации скважин (Башгеопроект, ООО «Когалым-НИПИнефть», ООО «Ямалнефтегаз» и др.)

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Багаутдинов, Наиль Явдатович, Уфа

1. Абашев Р.Г. О классификации асфальтосмолопарафиновых отложений на нефтепромысловом оборудовании // Нефтяное хозяйство. - 1984. -№6.-С. 48-50.

2. Абдурашитов С.А., Аванесян В.Г. Экспериментальное исследование физических свойств эмульсионных нефтей // Изв. вузов «Нефть и газ». -1964.-№ 1.-С. 77-82.

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 нефти на промыслах Башкирии. Уфа: Башкнигоиздат, 1968. - С. 75-81.

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

7. Аметов 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: Башкнигоиздат, 1987. - 167 с.

9. А.с. 1190005 СССР, МКИ Е 21 В 43/00. Способ внутрискважинной деэмульсации нефти / Ф.Л. Алсынбаева, В.Г. Карамышев, М.Д. Валеев и др. (СССР). 3732595/22-03; Заявлено 05.03.84; Опубл. 07.11.85.

10. А.с. 730784 СССР, МПК С 09 К 3/00. Реагент для удаления смоли-сто-асфальтеновых и парафинистых отложений / У.Б. Имашев, Р.Х. Хази-пов, М.Г. Герасимова и др. (СССР) // РЖ «Химия». 1980. -20 П134П.

11. А.с. 848598 СССР, МКИ Е 21 В 43/00. Способ внутрискважинной деэмульсации нефти / О.М. Юсупов, М.Д. Валеев, Ф.А. Гарипов и др. (СССР). 2801636/22-03; Заявлено 27.07.79; Опубл. 23.07.81.

12. А.с. 114687 СССР, МКИ С 09 К 3/00. Состав для отмывки асфальтенов, смол и парафинов с металлических поверхностей /Я.В. Платонова,

13. Т.П. Бажанова (СССР) // РЖ «Химия». 1985. - 9П331П.

14. А.с. 1321737 СССР, МКИ С 09 К 3/00. 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. 1724665 СССР, МКИ С 09 К 3/00. Состав для удаления асфаль-тосмолопарафиновых отложений / Н.И. Хисамутдинов (СССР).

16. А.с. 1738814 СССР, МКИ С 09 К 3/00. Состав для удаления асфаль-тосмолопарафиновых отложений / Н.И. Хисамутдинов, А.Г. Телин и др. (СССР) // Бюл. «Открытия. Изобретения.» 1992. - № 21. - С. 104.

17. А.с. 757690 СССР, Е 21 В 43/00. Состав для удаления асфаль-тосмолистых и парафиновых отложений в системе нефтепромыслового оборудования / У.М. Байков, М.С. Гарифуллин и др. (СССР) // Бюл. «Открытия. Изобретения». 1980. -№ 31. - С. 126.

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

19. Багаутдинов Н.Я. Некоторые проблемы, технические и технологические решения подъема газированных нефтей // Новые идеи в науках о Земле. Тез. докл. III междунар. конф. М., 1997. - С. 124.

20. Багаутдинов Н.Я. Предварительные результаты метода разрушения твердых отложений в подъемном лифте глубиннонасосных скважин // Проблемы освоения нефтяных месторождений Башкортостана. Уфа: БашНИ-ПИнефть, 1999.-С. 125.

21. Багаутдинов Н.Я., Сабиров P.M. Физико-механические свойства парафиновых пробок в НКТ // Проблемы освоения нефтяных месторождений Башкортостана. Уфа: БашНИПИнефть, 1999.- 131 с.

22. Багаутдинов Н.Я., Фатыхов М.А. Условия образования гидратопарафи-новых пробок в добывающих скважинах Когалымской группы месторождений // Ученые записки: Сб. научн. статей физ.-мат. фак-та. 2006. - Вып. 9. - С. 23-28.

23. Балабанов В.Т. О борьбе с отложениями парафина в лифтов-товых трубах скважин Усинского месторождения // Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1979. - № 8. - С. 34-36.

24. Балакирев В.А., Сотников Г.А., Ткач Ю.В., Яценко Т.В. Разрушение асфальтопарафиновых отложений в нефтяных трубопроводах движущимся источником высокочастотного электромагнитного излучения //ЖТФ.-2001.-Т. 71.-Вып. 9.-С. 1-8.

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

26. Беляев Н.М. Сопротивление материалов. -М.: Машиностроение, 1971.

27. Брандт А.А. Исследования диэлектриков на сверхвысоких частотах. -М.: Физматгиз, 1963. 403 с.

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

29. Булина И.Г., Коротаев O.JL, 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.???? / УНИ. 1978. - С. 45-49.

31. Бык С.Ш., Макогон Ю.Ф., Фомина В.И. Газовые гидраты. М.: Химия, 1980.-296 с.

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

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

34. Валеев М.Д. Прогнозирование физико-механических свойств нефтяных эмульсий // Сбор, подготовка тяжелых высоковязких нефтей: Сб. научн.тр. / ВНИИСПТнефть. 1984. - С. 84-88.

35. Валеев М.Д. Расчет предельных напряжений в насосныхштангах // Экспресс-информ. ВНИИОЭНГ «Машины и нефтяное оборудование: Отечественный опыт». 1985. -№11.- С. 4-8.

36. Валеев М.Д. Способ замера вязкости нефти в стволе глубин-нонасосных скважин // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти: Научн.-техн. информ. сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. - № 1. - С. 22-24.

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

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

39. Валеев М.Д. Об основных закономерностях эмульгирования нефти в скважинах /Деп. в ВНИИОЭНГ № 1388, нг87.

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. -1998. - Вып. 94. - С. 90-99.

41. Валеев М.Д., Хасанов М.М. Глубиннонасосная добыча вязко нефти. Уфа: Башкнигоиздат, 1991. - 235 с.

42. Валишин Ю.Г. Прогнозирование производительности штанговой глубиннонасосной установки // РНТС «Нефтепромысловое дело». -1976.-№48.-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 парафинообразованием // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1988. - № 10. - С. 29-31.

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

46. Влияние различных факторов на выпадение парафина из нефти / В.П. Тронов // Тр. ин-та / Татарск. нефт. научн.-исслед. ин-т. 1965. -Вып. 7.-С. 311-320.

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

48. Варгафтик Н.В. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. М.: Наука, 1972. - 720 с.

49. Вольман В.Н., Пименов Ю.В. Техническая электродинамика. М.: Связь, 1971.-487 с.

50. Гройсман А.Г. Теплофизические свойства газовых гидратов. Новосибирск: Наука, 1985. - 94 с.

51. Губин В.Б., Бондаренко П.М. Некоторые электрофизические свойства Мангышлакской нефти // НТС «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». 1967.-№ 8. - С. 10-13.

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

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

54. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномально-вязкие нефти. М: Недра, 1984. - 240 с.

55. Дегтярев Б.В., Бухгалтер Э.Б. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных районах. М.: Недра, 1976. - 200 с.

56. Диденко А.Н., Зверев Б.В. СВЧ-энергетика. М.: Наука, 2000. - 263 с.

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

58. 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.

59. Е4-11. Измеритель добротности. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. 1989. - 25 с.

60. Зайцев Ю.В., Балакирев Ю.А. Добыча нефти и газа. М.: Недра, 1981.-264 с.

61. Истомин В.А. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах сбора и промысловой обработки газа и нефти. М.: ВНИИЭгаз-пром, 1990.-214 с.

62. Казак А.С. Особенности эксплуатации скважин с высокопара-финистой нефтью в США // Нефтяное хозяйство. М.: Недра, 1981 №6.-С. 78-80.

63. Каменщиков Ф.А., Смирнов Я.Л., Сучков Б.М. и др. Борьба с отложениями парафина на месторождениях Удмуртии // РНТС. Сер. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1979. - № 9. - С. 27-29.

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

65. Краткий справочник химика / Сост. В.И. Передельман. М.: Гос-химиздат, 1963. - 620 с.

66. Круман Б.Б. Глубинно-насосные штанги. М.: Недра, 1977.256 с.

67. Кузнецов А.Ф., Ромашев М.Н. и др. Анализ результатов экспериментальных работ по депарафинизации скважин горячей нефтью и растворителем // Нефтепромысловое дело. 1979. - № 2. - С. 12.

68. Кузнецов О.Л., Ефимова С.А. Применение ультразвука в нефтяной промышленности. М.: Недра, 1983. - 192 с.

69. Куркова З.Б. и др. Способ определения температуры застывания нефти и нефтепродуктов // А.с. 742779 (СССР). Опубл. Б.И., 1980. - № 23.

70. Куркова З.Е., Мансуров Р.И., Позднышев Г.Н. Диэлектрический метод определения температуры застывания нефти и нефтепродуктов // РНТС «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». 1981. - № 3. - С. 9-10.

71. Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М. Электродинамика сплошных сред. М.: Физматгиз, 1952. - 532 с.

72. Лыков А.В. Тепломассообмен: Справочник. М.: Энергия, 1971.560 с.

73. Люшин С.Ф., Рассказов В.А., Шейх-Али Д.М. и др. Борьба с отложениями парафина при добыче нефти. М.: Недра, 1961.- 345 с.

74. Люшин С.Ф., Иксанова P.P. О влиянии состава твердых углеводородов на формирование парафиновых отложений // Борьба с отложениями парафина. М.: Недра, 1965. - С. 122-134.

75. Люшин С.Ф., Кундрюцкая Г.Н. О применении химических методов борьбы с отложениями парафина // Нефтепромысловое дело. Уфа: БашНИПИнефть, 1973.-С. 88-94.

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

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

78. Макогон Ю.Ф., Саяхов Ф.Л., Хабибуллин И.Л. Физические принципы и модели разложения гидратов природного газа. М.: ВНИИЭгазпром, 1988.-32 с.

79. Макогон Ю.Ф., Саяхов Ф.Л., Хабибуллин И.Л. Способ добычи нетрадиционных видов углеводородного сырья // ДАН СССР. 1989. - Т. 306. -№4.-С. 941-943.

80. Макогон Ю.Ф. Гидраты природных газов. М.: Недра, 1974. - 208 с.

81. Малышев А.Г., Хорошилов В.А. Особенности пробкообразования в фонтанных скважинах Северо-Варьеганского месторождения // Сер. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1986. - Вып. 1. - 8 с.

82. Межмолекулярное взаимодействие: Физический энциклопедический словарь. М.: Советская энциклопедия, 1963. - Т. 3. - С. 169-172.

83. Мейрманов A.M. Задача Стефана. Новосибирск: Наука, 1986. - 239 с.

84. Милинский В.М. и др. Зависимость расхода электроэнергии от коэффициента подачи глубинного насоса // РНТС «Нефтепромысловое дело». 1972. -№ 4.- С. 16-8.

85. Муравьёв В.М. Спутник нефтяника. М.: Недра, 1977. - 304 с.

86. Назмутдинов Ф.Ф., Саяхов Ф.Л. Расчет фазовых равновесий и физико-химических свойств газовых гидратов в электрическом поле // Электронная обработка материалов. Кишинев, 1996. - № 1. - С. 126-129.

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

88. Некрасов Л.Б. Основы электротермомеханического разрушения мёрзлых пород. Новосибирск: Наука, 1979. - 230 с.

89. Опыт применения стеклопластиковых насосных штанг за рубежом // Обзор ВНИИОЭНГ. Нефтепромысловое дело. 1989. - 87 с.

90. Оськин И.А. О роли асфальтенов в процессе кристаллизации парафина //Нефтяное хозяйство. 1967. - № 10. - С. 46-47.

91. Охлопков Н.М. О некоторых методах численной реализации многомерных нестационарных краевых задач математической физики. Якутск: ЯГУ, 1976.-255 с.

92. Пат. 2132450 (Россия). Способ удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений / Ф.С. Гарифуллин, Л.Ф. Имамова, М.Д. Валеев, К.Р. Уразаков, Н.Я. Багаутдинов. -1999. Б.И. 18.

93. Пирвердян A.M. Гидродинамика глубиннонасосной эксплуатации. -М: Недра, 1965.- 191 с.

94. Подкорытов СМ., Сельский А.А., Чириков Л.И. Анализ результатов опытной эксплуатации скважин штанговыми глубиннонасосными установками на Русском месторождении //Тр. ин-та / СибНИИНП. 1981.1. Вып. 22.-С. 21-25.

95. Пономарев Г.В. Условия образования гидратов природных и попутных газов // Тр. ин-та / Куйбышев НИИНП. 1960. - Вып. 2. - С. 97-106.

96. Пчельников Ю.Н., Свиридов В.Т. Электроника сверхвысоких частот. М.: Радио и связь, 1981. - 89 с.

97. Рамо С., Уиннери. Поля и волны в современной радиотехнике. -M.-JL: Гостехиздат, 1950. 348 с.

98. РД 39-1-269-79. Методика подбора типоразмера и режима работы штанговой глубиннонасосной установки / ВНИИнефть. М.: 1980. - 66 с.

99. РД 39-0147276-245-88р. Инструкция по технологии механизированной добычи обводненной нефти в зонах вечной мерзлоты на Когалымской группе месторождений. Уфа: БашНИПИнефть, 1987. - 22 с.

100. РД 39-1-1118-84. Инструкция по обработке обводненных скважин деэмульгатором на предприятиях производственного объединения «Баш-нефть». Уфа: ВНИИСПТнефть, 1984. - 14 с.

101. Ревизский Ю.В., Хайруллин Р.Ф., Карев С.М., Саяхов Ф.Л., Максутов .А. Технология совместной закачки в пласт ингибиторов парафина и соле-отложения // РНТС «Нефтепромысловое дело». 1980. - № 10. - С. 20-23.

102. Рекламный проспект инженерной фирмы «Нафтасервис ЛТД». -Уфа. 2 с.

103. Рубинштейн Л.И. Проблема Стефана. Рига: Звайгзне, 1967. - 456 с.

104. Салатинян И.З., Фокеев В.М. О скорости роста отложений парафина в трубах // Нефть и газ. -1961. -№ 9. С. 23-27.

105. Саркисьянц Г.А. Предупреждение образования гидратов природных углеводородных газов. М.: Гос. научн.-техн. изд-во нефтяной и горнотопливной лит-ры, 1958. - 178 с.

106. Сахибгареев Р.Ш., Алексеев Ю.В., Рахимов Р.Ф., Уразаков К.Р. Влияние изгиба штанг в наклонных и искривленных скважинах на их работоспособность: Сборник аспирантских работ. Уфа: БашНИПИнефть, 1996. - С. 1-8.

107. Саяхов Ф.Л., Бабалян Г.А., Чистяков С.И. О высокочастотном нагреве призабойной зоны скважин // Нефтяное хозяйство. 1970. - № 10. - С. 49-52.

108. Саяхов Ф.Л., Багаутдинов Н.Я. Электротепловые методы воздействия на гидратопарафиновые отложения. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003.-119 с.

109. Саяхов Ф.Л., Багаутдинов Н.Я., Салихов Ю.Б. Физико-технические основы электромагнитной технологии извлечения нетрадиционных углеводородов // Вестник БГУ. 2000. - № 1. - С. 19-26.

110. Саяхов Ф.Л., Багаутдинов Н.Я., Салихов Ю.Б. Физико-химическая механика электромагнитного воздействия на нетрадиционные углеводороды // VIII Всерос. съезд по теоретической и прикладной механике. Аннотация докл. Екатеринбург: УрО РАН, 2001. С. 66.

111. Саяхов Ф.Л., Низаева И.Г. Влияние электромагнитного поля на процессы гидратообразования // Прикладная физика и геофизика. Сб. ст. -Уфа, 1995.- С.117-123.

112. Саяхов Ф.Л., Фахретдинов И.А. Пондеромоторные силы в диспергирующих жидких диэлектриках. Область нормальной дисперсии // Изв. вузов: Физика. 1981. - № 3. - С. 60-64.

113. Саяхов Ф.Л., Фатыхов М.А., Макогон Ю.Ф. Результаты исследования диэлектрических свойств газового гидрата пропана // Подготовка, переработка и использование газа. М.: ВНИИЭГазпром, 1990. - Вып. 2. - С. 4-6.

114. СВЧ-Энергетика / под ред. Э. Окресса. М.: Мир, 1971. Т. I: Генерирование, передача, выпрямление. - 463 с.

115. Сердюк В.И. Исследование температурного режима штангового насоса в условиях скважин //Тр. ин-та / ВолгоградНИПИнефть. -1974. -Вып. 22.-С. 67-71.

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

117. Сканави Г.И. Физика диэлектриков (область слабых полей). -М.-Л.: ГИТТЛ, 1949.-500 с.

118. Справочник по нефтепромысловому оборудованию / под ред. Е.И. Бухаленко. М: Недра, 1983. - 245 с.

119. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Р.С. Андриасов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров и др.; под ред. Ш.К. Гиматудинова. М:1. Недра, 1983.-455 с.

120. Справочник по пластическим массам / под ред. В.М. Катаева, В.А. Попова и др. М.: Химия, 1975. - Т.Н. - 568 с.

121. Стрэттон Дж. А. Теория электромагнетизма. M.-JL: ГИТТЛ, 1948.-539 с.

122. Тареев Б.М. Физика диэлектриков. М.: Энергоиздат, 1982. - 320 с.

123. Тихонов А.Н., Самарский А.А. Уравнения математической физики. М.: Наука, 1972. - 735 с.

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

125. Трубы нефтяного сортамента: Справочник / под ред. А.Е. Са-рояна. М.: Недра, 1987. - 488 с.

126. 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.

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

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

129. Уразаков К.Р. Проблемы эксплуатации механизированного фонда скважин Западной Сибири и пути их решения // Нефтяное хозяйство. -1996.-№4.-С. 45-48.

130. Уразаков К.Р. Осложнения при эксплуатации наклонно направленных и искривленных скважин // Тр. ин-та / БашНИПИнефть. -1994. -Вып. 88.-С. 81-86.

131. Уразаков К.Р. Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин. М.: Недра, 1993. - 193 с.

132. Фатыхов М.А. Особенности нагрева и плавления парафина в коаксиальной трубе высокочастотным электромагнитным излучением // Теплофизика высоких температур. -2002. Т. 40. - № 5. - С. 802-809.

133. Фатыхов М.А., Багаутдинов Н.Я. Методика выбора частоты электромагнитного поля и диаметров труб для наиболее эффективного разрушения газогидратных пробок в скважинах // Ученые записки: Сб. научн. тр. -Уфа: Изд-во БГПУ, 2004. С.77-84.

134. Фатыхов М.А., Багаутдинов Н.Я. Экспериментальные исследования разложения газогидрата в трубе при сверхвысокочастотном электромагнитном воздействии // Теплофизика высоких температур. 2005. - Т. 43. -№4.-С. 612-617.

135. Фатыхов М.А., Багаутдинов Н.Я. Физические основы и некоторые технологические решения по добыче и транспортировке газа в условиях Крайнего Севера // Ученые записки: Сб. научн.статей физ.-мат. фак-та. -Уфа: Изд-во БГПУ, 2005. Вып. 7. - С. 34-39.

136. Фатыхов М.А., Багаутдинов Н.Я. Экспериментальные исследования разложения гидрата неполярного газа в трубе при сверхвысокочастотном электромагнитном воздействии // Инженерно-физический журнал. 2005. -Т. 78. - № 3. - С. 108-114.

137. Фатыхов М.А., Багаутдинов Н.Я. Установка для экспериментальных исследований динамики разложения газогидрата в трубе при сверхвысокочастотном электромагнитном воздействии // Электронная обработка материалов. 2005. - № 3. - С. 273-276.

138. Фатыхов М.А., Багаутдинов Н.Я. Фазовое равновесие и физико-химические свойства газовых гидратов в электрическом поле // Нефтегазовое дело. 2006. - Т. 4. - № 2. - С. 33-38.

139. Фатыхов М.А., Багаутдинов Н.Я. Тепломассоперенос в коаксиальной системе с парафиновым заполнением в высокочастотном электромагнитном поле // Современные наукоемкие технологии. Тез. докл. Всерос. научн. конф. Дагомыс: АЕН, 2002. - С. 200.

140. Фатыхов М.А., Багаутдинов Н.Я. Физические основы и некоторые технологические решения по добыче и транспортировке газа в условиях Крайнего Севера // Ученые записки. Сб. научн. статей физ.-мат. фак-та. -Уфа: Изд-во БГПУ, 2005. Вып. 7. - С. 34-39.

141. Фатыхов М.А., Багаутдинов Н.Я., Фатыхов JI.M. Выбор частоты электромагнитного воздействия на гидратопарафиновые отложения в подземном оборудовании скважин // Нефтепромысловое дело. 2007. - № 2. - С. 9-14.

142. Фатыхов М.А., Багаутдинов Н.Я. Расчетные исследования разложения газогидрата в скважине при воздействии высокочастотной электромагнитной волны // Нефтегазовое дело, 2006. http://www.ogbus.ru/authors /Fatykhov/Fatykhov3.pdf. - 12 с.

143. Фатыхов М.А., Багаутдинов Н.Я. Экспериментальное исследование воздействия электрического поля на газогидрат // Нефтегазовое дело. -2006.-№ 1.-С. 22-29.

144. Фатыхов М.А., Багаутдинов Н.Я., Валеев A.M. Определение глубины образования гидратопарафиновых пробок в НКТ добывающих скважин Когалымской группы месторождений // Нефтепромысловое дело. 2007. -№ 1.-С. 10-14.

145. Фатыхов М.А., Багаутдинов Н.Я., Валеев A.M. Способ механического разрушения отложений парафина в НКТ добывающих скважин // Нефтепромысловое дело. 2007. - № 3. - С. 50-52.

146. Фатыхов М.А., Багаутдинов Н.Я., Фатыхов JI.M. Выбор частоты электромагнитного воздействия на гидратопарафиновые отложения в подземном оборудовании скважин // Нефтепромысловое дело. 2007. - № 2. - С. 9-14.

147. Фатыхов М.А., Багаутдинов Н.Я. Диэлектрические свойства газового гидрата пропана в области высоких частот // Теплофизические свойства веществ и материалов. Матер, докл. и сообщений. С.Пб., 2005. - С. 245.

148. Фатыхов М.А., Багаутдинов Н.Я. Воздействие электромагнитного поля на процесс кристаллизации парафина // Нефтегазовое дело, 2006. -http://www.ogbus.ru/authors/Fatykhov/Fatykhovl .pdf. 11 с.

149. Федоров Б.Е. Влияние постоянного электрического поля на процесс кристаллизации парафина.-Известия ВУЗов: Нефть игаз. №2, с.75-77.

150. Федоров Е.Е., Федорова М.Г. Кристаллизация парафина в неоднородном электрическом поле // Изв. вузов «Нефть и газ». 1975. -№ 39. —112 с.

151. Фокеев В.М. О влиянии смол на температуру начала кристаллизации парафина // НТС по добыче нефти / ВНИИ. М.: Гостоптехиздат, 1959. -№ 2. - С. 27-32.

152. Хабибуллин З.А., Хусаинов З.М., Ланчаков Г.А. Борьба с пара-финоотложениями в нефтедобыче. Уфа: УГНТУ, 1992. - 105 с.

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

154. 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, 1987. - Вып. 7. - 60 с.

155. Ширман Я.Д. Радиоволноводы и объемные резонаторы. М.: Связьиздат., 1959. - 379 с.

156. Шумилов В.А., Сельцова Н.А. и др. Пути улучшения использования фонда скважин на месторождениях Западной Сибири // Сер. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1989. - 42 с.

157. Экспресс-информ / ВНИИОЭНГ. Сер. «Нефтепромысловое дело»: Зарубежный опыт. 1994. - Вып. 5-6.

158. Юрчук A.M. Расчеты в добыче нефти. М.: Недра, 1974. - 289 с.

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

160. Яремейчук Р.С., Качид Ю.Д. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин. Львов, 1982.

161. Fatykhov М.А., Bagautdinov NJa. Installation for experimental studies of dynamics of disintegrating of a gaseous hydrate in a tube at a microwave electromagnetic affecting // Surface Engineering and Applied Electrochemistry. -2005.-No. 2.-P. 73-76.

162. Blanc C., Tournieer-Lasserve J. Controlling hydrates in high-pressure flow lines // World Oil. 1990. - XI. - v. 211. - No. 5. - P. 63, 65,66, 68.

163. Gough A.E. Dielectric properties of some clatherate hydrates of structure II // Journ. Phys. Chem. 1973. - V. 77. - No. 25. - P. 2969-2976.

164. Davidson D.W., Wilson G.I. The low frequency dielectric properties of ethylene oxide hydrate // Can. Journ. Chem. 1963. - V. 41. -No. 6. - P. 1424-1434.

165. Davidson D.W. Clatherate hydrates // NY Plenum Press. 1973. -P. 458-473.

166. Davidson D.W. Characterisation of natural gas hydrates by nuclear magnetic resonance and dielectric relaxation // Can. Journ. Chem. 1977. - V. 81. -P. 248-253.

167. Jesson F.W., Howell Т.Н. Effect of flow ration paraffin accumulation in plastic steel and coated pipe // Petrol Trans. AJME. April, 1956. - V. 213. - No. 4.

Информация о работе

Багаутдинов, Наиль Явдатович
доктора технических наук
Уфа, 2007
ВАК 25.00.17

Диссертация

Научные основы и технологии воздействия физических полей на гидратопарафиновые отложения в нефтяных скважинах - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы