Предотвращение отложения неорганических солей в глубинно-насосном оборудовании путем дозирования реагентов по капиллярным системам

Аптыкаев, Геннадий Алексеевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Предотвращение отложения неорганических солей в глубинно-насосном оборудовании путем дозирования реагентов по капиллярным системам
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Предотвращение отложения неорганических солей в глубинно-насосном оборудовании путем дозирования реагентов по капиллярным системам"

На правах рукописи

АПТЫКАЕВ ГЕННАДИЙ АЛЕКСЕЕВИЧ

ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ОТЛОЖЕНИЯ НЕОРГАНИЧЕСКИХ СОЛЕЙ В ГЛУБИННО-НАСОСНОМ ОБОРУДОВАНИИ ПУТЕМ ДОЗИРОВАНИЯ РЕАГЕНТОВ ПО КАПИЛЛЯРНЫМ СИСТЕМАМ

Специальность 25.00.17 -«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2009

003480908

Работа выполнена в ГОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет».

Научный руководитель доктор технических наук

Шайдаков Владимир Владимирович.

Официальные оппоненты: доктор технических наук,

профессор Антипин Юрий Викторович;

кандидат технических наук Эпштейн Аркадий Рувимович.

Ведущее предприятие ООО «ПечорНИПИнефть».

Защита состоится 12 ноября _ 2009 года в_на заседании совета по защите

докторских и кандидатских диссертаций Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан 9 октября 2009 года. Ученый секретарь совета

Ямалиев В.У.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы

Крупные нефтяные месторождения в основных регионах добычи нефти вступили на завершающую стадию разработки, появление новых, соизмеримых по запасам в перспективе возможно только на континентальном шельфе. В этих условиях в эксплуатации будут находиться месторождения, залежи с трудноизвлекаемыми запасами углеводородного сырья, добыча которого осложнена отложением солей, парафинов, образованием стойких эмульсий, высоким газовым фактором, значительным количеством механических примесей, повышенной коррозионной активностью добываемой продукции.

Отложения неорганических солей, особенно в скважинном глубинно-насосном оборудовании, встречаются практически во всех регионах добычи нефти и существенно снижают межремонтный период работы скважин. В настоящее время нефтяными компаниями активно проводится стратегия интенсификации добычи, которая приводит к снижению забойного давления и интенсивной дегазации, способствует смещению области начала отложения солей ближе к забою скважины. Использование химических методов предотвращения осложнений не всегда достаточно эффективно, поскольку дозирование реагента осуществляется в интервал с уже зародившимися и сформированными кристаллами солей. Закачка раствора ингибитора в пласт ограничена геологическими особенностями пласта, труднорегулируема и приводит к большому удельному расходу химреагентов.

В этих условиях наиболее перспективным следует признать дозированную подачу химических реагентов по капиллярным системам, усовершенствовав и приспособив их к применению в различных интервалах скважины.

Цель диссертационной работы

Повышение эффективности эксплуатации глубинно-насосного оборудования нефтяных скважин в условиях, осложненных отложениями неорганических солей,

путем совершенствования технологии дозирования химических реагентов в скважину по капиллярным системам.

Основные задачи исследований

1- Анализ эксплуатации осложненного фонда скважин, эффективности технологий и технических средств для предотвращения отложения солей.

2 Оценка эффективности применяемых ингибиторов отложения солей и совершенствование их рецептуры.

3 Обобщение опыта эксплуатации капиллярных систем подачи химических реагентов в скважину и исследование их влияния на безотказность работы УЭЦН.

4 Совершенствование технических средств подачи ингибиторов отложения солей по капиллярным системам и их внедрение.

Методы решения поставленных задач

Математическое моделирование изучаемых процессов, современные методы математической статистики, лабораторные исследования в соответствии со стандартными методиками и промысловые испытания в соответствии со стандартами предприятия и руководящими документами.

Научная новизна

1 Впервые установлено свойство соединения комплексонат нитрилотри(метиленфосфонато)-2-фенил-3-этил-8-оксихинолина натриевой соли ингибировать отложение неорганических солей и его пониженная коррозионная активность. Данное соединение в концентрации 10-20 мг/л имеет высокую эффективность в условиях интенсивной дегазации.

2 Впервые на основе анализа резонансных явлений системы «УЭЦН-капиллярный трубопровод с грузом» установлено влияние длины капиллярного трубопровода на амплитудно-частотную характеристику системы. Для предотвращения крутильных колебаний капиллярного трубопровода и, тем самым снижения частоты колебаний системы, были выявлены диаметры проволочной

оплетки и проволок напряженно- армированного трубопровода.

3 Впервые представлена зависимость восстанавливающей равновесие силы в упругой системе с перескоком от жесткости и угла крепления пружины применительно к устройству, предотвращающему зависание капиллярного трубопровода при спуско-лодъемных операциях.

Практическая ценность и реализация результатов работ

1 Разработаны и утверждены технические условия ТУ 3666-014-45213414-2007 «Капиллярная система подачи химических реагентов в скважину (КСП)», получен сертификат соответствия Системы сертификации ГОСТ Р Госстандарта России > РОСС ГШ. АЯ36.В26366.

2 В НГДУ «РИТЭК-Надымнефть» г. Надым внедрен технологический регламент «Реализация способа подачи ингибитора солеотложений в водозаборные скважины № 6 ВЗ Средне-Хулымского и № 1 ВЗ Сандибинского месторождений».

3 В ЗАО « Богородскнефть» г. Саратов внедрен технологический регламент «Реализация способа подачи ингибитора парафиноотложения в нефтяные скважины Богородского месторождения».

4 В НГДУ «Джалильнефть» ОАО «Татнефть» г. Джалиль внедрен технологический регламент «Реализация способа подачи ингибитора солеотложения в скважины».

5 В ЗАО «Гамма-Хим» г. Нижневартовск внедрен технологический регламент «Реализация способа подачи ингибитора солеотложения в скважины».

6 На скважине № 37739 Самотлорского месторождения внедрена система подачи ингибитора солеотложений по ТУ 3666-014-45213414-2007. Экономический эффект составил 6 219 431,48 рублей.

7 Разработана рецептура и освоено производство ингибитора солеотложений Аквакор-001С. Для применения на скважинах № 6 ВЗ Средне-Хулымского и № 1 ВЗ Сандибинского месторождений НГДУ «РИТЭК Надымнефть» поставлено 20 т ингибитора.

Апробация работы

Основные положения диссертации докладывались на Всероссийской электронной конференции «Современные наукоемкие технологии», РАЕ, 2007 г., 2 научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности», ООО «КогалымНИПИнефть», г. Когалым, 2006 г., IV Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт - 2008», УГНТУ, г. Уфа, 2008 г., 4 Международной научно-практической конференции «Механизированная добыча-2007», 5 Международной научно-практической конференции «Механизированная добыча-2008», технических советах, совещаниях нефтяных компаний Роснефть, ТНК-ВР, Производственной компании «Борец», нефтегазодобывающих предприятий.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из четырех глав, основных выводов, библиографического списка из 114 наименований, содержит 125 страниц машинописного текста, в том числе 34 рисунка, 19 таблиц, 7 приложений.

Публикации

Содержание диссертации изложено в 12 научных публикациях, в том числе одной монографии, пяти статьях, материалах двух докладов, четырех патентах. Две статьи опубликованы в изданиях, рекомендованных ВАК.

Автор благодарит Чернову К.В., Полетаеву О.Ю. за помощь в проведении совместных исследований и оформлении работы.

Содержание работы

Во введении приведена общая характеристика диссертации, сформулированы цель и задачи исследований.

Первая глава посвящена анализу осложнений, возникающих в процессе добычи нефти, и методов борьбы с ними. Известно, что наиболее часто встречаются осложнения, которые связаны с отложением асфальтосмолопарафиновых

соединений, неорганических солей, наличием механических примесей, коррозионным поражением оборудования, труб.

Отложения неорганических солей являются специфичным видом осложнения, которое целесообразней предотвращать, чем ликвидировать последствия.

Базовым нефтедобывающим регионом России в настоящее время остается Западная Сибирь, где основная часть месторождений эксплуатируется уже достаточно длительное время, и количество скважин, осложненных отложениями неорганических солей, в последние годы стабильно растет. Так, по данным ОАО «Ноябрьскнефтегаз»,'с 2004 года фонд скважин с солеотложениями увеличился в 3 раза, по данным ОАО «Самотлорнефтегаз», - в 2 раза за тот же период, и в настоящее время продолжает расти. Тенденция к росту числа таких скважин отмечается всеми компаниями, осуществляющими добычу нефти в ЗападноСибирском регионе. В настоящее время количество осложненных отложениями солей скважин составляет в различных компаниях (в % к действующему фонду компании): В ОАО «Лукойл - Западная Сибирь» - 24, ОАО «Роснефть-Юганскнефтегаз» - 36, ОАО «Самотлорнефтегаз» - 14,6, ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» - 37, «Роснефть-Пурнефтегаз» - 28. В состав отложений могут входить более 50 минералов и продуктов коррозии металла. Наиболее распространены такие, как карбонат кальция, магнетит, гипс, сульфид железа, барит. К примесям, входящим в состав отложений, относят кварц, пирит, полевые шпаты, доломит, гидрослюдистые минералы. Продукты коррозии в отложениях представлены сульфидом железа, купритом, атакамитом, магнетитом.

В Западно-Сибирском регионе в отложениях преобладает кальцит. Интенсификация добычи нефти в этом регионе приводит к снижению пластового давления и интенсивному газоотделению уже в призабойной зоне пласта, на участке перфорации. Это способствует тому, что зона начала кристаллизации солей смещается ниже к интервалу перфорации скважины. В дальнейшем кристаллизация и осаждение солей наблюдаются в интервале выше перфорации, в насосе, колонне НКТ, выкидной линии, коммуникациях и оборудовании систем сбора и подготовки нефти (рисунок 1).

Рисунок 1 - Отложение солей в скважине

В процессе подъема по насосно-компрессорным трубам с изменением давления и температуры меняется растворимость неорганических солей, в зоне перфорации начинается образование кристаллов, которые впоследствии образуют агрегаты, а затем - отложения на поверхности оборудования и труб.

Наибольшую опасность представляют отложения солей в глубинно-насосном оборудовании, среди которого преобладают установки электроцентробежных насосов (УЭЦН). Соли отлагаются на наружной поверхности корпуса двигателя, приводя его к перегреву, в газосепараторе, рабочих ступенях насоса. Основная масса производимых и эксплуатируемых насосов не приспособлена к работе в условиях формирования отложений на их рабочих органах.

Для предотвращения солеотложений наиболее применим химический метод, предусматривающий подачу ингибиторов солеотложений. Широко развитый способ подачи ингибитора в затрубное пространство при интенсификации добычи стал неэффективным, так как ингибитор поступает в среду, в которой уже сформированы кристаллы солей. Закачка ингибитора в пласт в неустойчивых горных породах ограничена, практически сложно контролировать оптимальную дозировку, что ведет к значительному расходу дорогостоящего реагента.

Перспективна технология использования погружных скважинных контейнеров, устанавливаемых ниже насоса. Однако они обеспечивают подачу химреагентов только на прием насоса, срок работы композиции ограничен и трудно достичь постоянства дозировки.

Капиллярные системы подачи химических реагентов в скважину получили свое развитие первоначально в качестве канала для дозирования реагента в затрубное пространство скважины. Позднее в АНК «Башнефть» капиллярные трубопроводы предполагалось использовать для компенсации утечек масла в УЭЦН, и был запатентован кабель с капиллярным трубопроводом, который позднее стали использовать для подачи химических реагентов. Нефтекамским заводом нефтепромыслового оборудования освоено производство полимерного капиллярного трубопровода и полимерного трехкапиллярного бронированного трубопровода, которые получили широкое распространение в АНК «Башнефть». Параллельно работы велись в СНПХ г. Казань, а ОАО «Пермкабель» освоило производство полимерного бронированного трубопровода и кабеля с капилляром. Пермские предприятия «Синергия-лидер», «Пермгеокабель» освоили производство капиллярного трубопровода из нержавеющей стали с двухслойной проволочной

оплеткой. Полный комплект оборудования для оснащения скважин поставляется СНПХ г. Казань, ООО «Синергия-лидер». Однако данное оборудование, и, в частности, капиллярные трубопроводы не приспособлены для подачи химических реагентов в зону перфорации и используются в основном для подачи реагентов на прием глубинного насоса. Не исследовано влияние колебаний подвески капиллярного трубопровода ниже насосного агрегата на его надежность. Высокая стоимость комплекта оборудования существенно ограничивает его применение для предотвращения солеотложений.

Во второй главе освещены вопросы применения ингибиторов солеотложений и совершенствование их рецептуры. В качестве ингибиторов отложения неорганических солей применяют достаточно широкий ряд соединений, среди которых можно выделить производные карбоновых и сульфокислот, фосфоропроизводные, полиалкиленамины, моноамины; четвертичные аммониевые основания, полиэтоксилированные амины и др. В настоящее время наиболее распространены ингибиторы на основе фосфоновых кислот (нитрилотриметиленфосфоновая, оксиэтилидендифосфоновая, оксипропилен-диаминтетраметиленфосфоновая и др.) и их комплексов. При достаточно высокой ингибирующей способности данные соединения обладают высокой коррозионной агрессивностью, которая приводит к разрушению насосного оборудования, колонны труб, кабеля (рисунок 2). Проведенные исследования степени коррозионной агрессивности по РД 39-0147103-362-86 ряда наиболее применяемых ингибиторов солеотложений позволяют отнести их к средне- или сильноагрессивным коррозионным компонентам со скоростью коррозии в товарной форме реагента от 0,41 до 1,34 - 3,14 мм/год. Применение данных химических реагентов совместно с ингибиторами коррозии резко снижает эффективность их как ингибиторов солеотложений.

Также отмечено, что в условиях интенсивной дегазации, благоприятно влияющей на образование отложений неорганических солей (в особенности карбонатных), эффективная концентрация большинства известных ингибиторов солеотдожения возрастает за счет значительного увеличения поверхности контакта реагента с кристаллами солей, количество которых растет ввиду появления в объеме

жидкости пузырьков газа. Расход реагентов при подаче их в зону интенсивной дегазации возрастает в среднем в 1,5 раза.

Рисунок 2 - Коррозионное разрушение корпуса насоса и кабеля

Автором предложено впервые использовать в качестве ингибитора солеотложений химическое соединение - комплексонат нитрилотри(метилен-фосфонато)-2-фенил-3-этил-8-оксихинолина натриевой соли (патент РФ № 2292451) следующей формулы:

он

0=Р-0Н

СНз I

0=р-0Н

он

Предлагаемое соединение получают смешанной конденсацией о-аминофенола с масляным альдегидом и бензальдегидом с последующим взаимодействием с нитрилотриметиленфосфоновой кислотой и обработкой раствором едкого натрия.

К раствору 0,4 ммоля РгС13 (0,1 г) и 1,2 ммоля PPh3 (0,3 г) в 1 мл абсолютного бензола в токе аргона при 10° С приливали 1,2 ммоля EtjAl и перемешивали 10 минут. Полученный раствор катализатора вносили в стальной автоклав (V=17 см3), куда предварительно загружали 20 ммолей о-аминофенола, 21 ммоль бензальдегида, 21 ммоль масляного альдегида и 6 мл бензола. Автоклав нагревали 6 часов при 150° С и постоянном перемешивании, затем охлаждали. Реакционную массу трижды экстрагировали эфиром (3x50 мл), объединенные

экстракты сушили над безводным MgSC>4. Выпавшие кристаллы перекристаллизовывали из бензола, отфильтровывали и выдерживали в эксикаторе. Получили 5,9 г (выход 73%) 2-фенил-3-этил-8-оксихинолина. Полученный продукт представляет собой порошок с характерным запахом и температурой плавления 115°С.

Лабораторные исследования защитного действия комплексоната нитрилотри(метиленфосфонато)-2-фенил-3-этил-8-оксихинолин натриевая соль проводили в модельной среде. Для анализа в стеклянные ячейки емкостью по 550 мл с размещенными в них металлическим образцом, термодатчиком и перемешивающим устройством помещали по 500 мл модельной среды. После чего ее нагревали до температуры +70° С, одновременно насыщая в течение часа углекислым газом С02. Далее во все ячейки, кроме контрольной, дозировали необходимое количество ингибитора солеотложения и проводили дегазирование раствора путем его продувки азотом в течение 2,5 часов. Далее пробы охлаждали, фильтровали и в соответствии с РД 39-23-1055-84 определяли в фильтрате содержание ионов кальция. Вывод по результатам анализов (таблица 1): высокая степень защиты в условиях интенсивной дегазации - 95,6% при низкой норме расхода (20 мг/л). При повышении эффективной дозировки до 40 мг/г эффективность соединения достигает 99,9%. Соединению присвоено коммерческое название Аквакор-001С. С целью установления степени коррозионной агрессивности товарной формы реагента Аквакор-001С в лабораторных условиях определяли скорость коррозии металла образцов из стали 20. Оценка коррозионной агрессивности сред проводилась гравиметрическим методом (ГОСТ 9.502-82, ГОСТ 9.506-87), суть которого заключается в определении потери массы металлических образцов за время их пребывания в испытуемой среде. Результаты опытов показали, что скорость коррозии металла в товарной форме ингибитора Аквакор-001С составляет в среднем 0,11 мм/год.

Таким образом, полученное соединение является высокоэффективным ингибитором солеотложений со степенью защиты выше 95% в условиях интенсивной дегазации при дозировке 20 мг/л и с пониженной коррозионной агрессивностью.

Таблица 1 - Эффективность ингибиторов солеотложения

Концентрация, мг/л Содержание Са2+, мг/л 1 Эффективность, %

1 2 | 3

СНПХ 5312

Исходный раствор 965,20 -

— 820,30 -

5 823,20 2,0

10 838,12 12,3

15 856,67 25,1

20 904,92 оо

25 933,76 78,3

30 944,04 85,4

35 956,40 93,9

40 961,10 97,2

Аквакор 001С

Исходный раствор 965,20 -

— 820,30 -

5 866,67 32,0

10 904,92 58,4

15 940,71 83,1

20 958,82 95,6

25 959,40 96,0

30 962,59 98,2

35 964,84 98,3

иомс

Исходный раствор 965,20 -

— 820,30 -

5 842,32 15,2

10 872,90 36,3

15 918,83 68,0

20 932,45 77,4

25 936,65 80,3

30 945,64 86,5

35 958,82 95,6

40 959,40 96,0

В третьей главе проведен анализ существующих методов подачи химических реагентов, осуществлены разработка и совершенствование технологии и технических средств для подачи ингибитора в скважину по капиллярному трубопроводу. Капиллярная система подачи химических реагентов в зону перфорации, разработанная при участии автора, представлена на рисунке 3.

Вариант 1 Вариант 2

ВыдвЭ капиллярного труВопроНада Вубод капиллярного трфопроЬаЗа

через устройства Иода через сальникобый ббод

Система включает наземное и скважинное оборудование. Ниже насоса капиллярный трубопровод подвешен с помощью специального устройства. В случае использования негрузонесущего трубопровода, последний подвешивается на канате. В нижней части подвески размещается груз или груз с динамическим устройством с системой перескока (патент РФ № 66411).

При эксплуатации УЭЦН с капиллярным трубопроводом может возникнуть явление резонанса. Для исследования параметров резонанса при действии продольных колебаний рассмотрим амплитудно-частотную характеристику динамической системы «УЭЦН - капиллярный трубопровод с грузом». Уравнения движения данной динамической системы: ш, ■ Зс, +с, - ж, -с2 (д:2 -л:,) = Р, • $№(<» т2-х2 + с2-(х2 — л-,) = 0 ' ^

где шг масса виброактивной части колонны;

С) - жесткость насосно-компрессорных труб;

с2 - жесткость подвешенного ниже насосного агрегата капиллярного трубопровода;

ш2 - масса капиллярного трубопровода, подвешенного ниже насосного

агрегата;

Р] - амплитуда возмущающей силы;

со - угловая частота возмущающей силы.

Решение этой системы составляется из двух частей: решения соответствующей однородной системы и частного решения неоднородной системы. Основной интерес представляет вторая часть решения, соответствующая незатухающему установившемуся процессу вынужденных колебаний.

Приняв частное решение в виде

= А1 ■ зт(ей); х2 = Аг - , (2)

и подставив его в уравнение (1), получим два уравнения с двумя неизвестными амплитудами продольных колебаний Л, - амплитуда колебаний насоса и Л2 -амплитуда продольных колебаний груза:

-тга2А]+сгА1-с2-(А2-А1) = Р1 - т2 • а2А2 + с2 • (А2 - А1) = О

Решение (2) означает, что колебания происходят с той же частотой, с какой изменяются сами силы.

Решая систему уравнений (3), находим:

а. =

Р{ •{сг-тг ■ф2)

(с, +с2 -тх •ф1)-{с2 -т2 'ш2)~с1

'Резонанс наступает, когда частота собственных колебаний равна частоте возмущающей силы, то есть при а = а)] и при Ф = а2- Основная частота возмущающей силы при работе насоса равна а», =яг-я/30=314 с"1, где и = 3000 об/мин - частота вращения вала насоса. Наименьшая из собственных частот продольных колебаний системы существенно меньше основной частоты колебаний возмущающей силы.

Например, в скважину глубиной 2100 м насосный агрегат диаметром 130 мм и массой 650 кг спущен на глубину 500 м. Капиллярный трубопровод опущен на глубину 1500 м ниже насосного агрегата. Амплитудно-частотная характеристика продольных колебаний насосного агрегата для названных условий представлена на рисунке 4.

Наименьшая из собственных частот продольных колебаний системы меньше основной частоты колебаний возмущающей силы в более чем в 20 раз. Резонанс на частоте возмущающей силы в процессе стационарной работы насосного агрегата не наступит. Опасность могут представлять запуск и остановка насосного агрегата.

10 15 20 25 30

Рисунок 4 - Амплитудно-частотная характеристика продольных колебаний насосного агрегата (АО и груза (А2)

При уменьшении длины подвески капиллярного трубопровода частота смещается вправо.

Таким образом, спуск капиллярного трубопровода существенно не изменит динамическую активность системы и, соответственно, не ухудшит условия работы насосного агрегата.

При значительном расстоянии от зоны перфорации до насоса (более 500 м), важно обеспечить безаварийное прохождение капиллярного трубопровода в процессе спуска и подъема. В этом случае на нижнем конце капиллярного трубопровода размещается устройство, за счет изменения положения центра масс которого меняется его положение в пространстве. Положение центра масс меняется за счет радиально направленного силового воздействия на устройство в скважине при спуско-подьемных операциях.

Устройство представляет собой упругую систему с перескоком (ферму Мезиса) (рисунок 5) и включает закрепленный на предварительно поджатых пружинах 1 жесткостью С и длины 1 боек 2 определенной массы, расположенный в корпусе. Боек имеет возможность перемещаться перпендикулярно оси корпуса от одной его стенки к другой (пружины при этом деформируются).

Расчетное поджатие пружин системы позволяет бойку изменять свое положение при ударных воздействиях, возникающих во время спуско-подъемных операций. Изменение положения центра масс устройства приводит к изменению его положения в скважине.

Зависимость силы от перемещения определяется:

Р{х) = -(2-1-с-х/ф2+х2 -2-1 -х-со$(а) -

2• /2 • с• соб(а) + х2 -2-1-х-со$(а) + (5)

2-С-1- со5(«) - 2 • с ■ х),

Изменяя жесткость пружины и угол а, подбирается требуемое значение восстанавливающей силы (рисунок 6).

1 - пружина; 2 - боек; 3 - корпус; 4 - направляющая; х- направление перемещения бойка Рисунок 5 - Схема устройства с изменяемым центром масс

Рисунок 6 - Зависимость модуля максимального значения восстанавливающей силы F' от угла а при различных жесткостях пружин

Применяя для подачи реагентов капиллярные трубопроводы значительной длины важно обеспечить их динамическую устойчивость, не допускать продольных и крутильных колебаний.

а)

Рисунок 7 -Капиллярные трубопроводы

Также данный трубопровод обладает стойкостью к радиальным деформациям более 50% (рисунок 8), в сравнении с металлическим и полимерным неармированным трубопроводами, восстанавливая форму после снятия радиальной нагрузки.

Металлический трубопровод с проволочной оплеткой

Полимерный грузонесущий армированный трубопровод

Разрушается

Автором предложен капиллярный трубопровод, армированный проволокой (рисунок 7,а), защищенный от скручивания (патент РФ №79993).

Полимерный неармированный трубопровод

Рисунок 8- Радиальная деформация и разрушение капиллярных трубопроводов

Таким образом, отличительные особенности капиллярной системы подачи химических реагентов в зону перфорации по ТУ 3666-014-45213414-2007,

разработанной при участии автора в Инжиниринговой компании «Инкомп-нефть», заключаются в следующем:

1) преимущественное использование новых разработанных армированных полимерных капиллярных грузонесущих трубопроводов (рисунок 7, а), в том числе с электроподогревом (рисунок 7, б), стойких к радиальным деформациям (ТУ 22 4811-011- 45213414-2007, патенты РФ № 62160, № 64273, №79993);

2) проведенная унификация позволяет использовать в одной скважине в комбинации все известные капиллярные трубопроводы;

3) оснащение нижней части насоса устройством для подвески капиллярного трубопровода;

4) размещение в нижней части капиллярного трубопровода груза с динамическим устройством с системой перескока, облегчающим проведение спуско-подъемных операций.

В четвертой главе показаны результаты внедрения капиллярных систем на месторождениях. Капиллярные системы поставляются Инжиниринговой компанией «Инкомп-нефть» в соответствии с ТУ 3666-014-45213414-2007. Разработан типовой технологический регламент.

Система поддержания пластового давления на Сандибинском и Средне-Хулымском месторождениях включает водозаборные и нагнетательные скважины, водоводы высокого и низкого давления, модульные кустовые насосные станции, газовые сепараторы. Фонд водозаборных скважин представлен девятью скважинами с общим дебитом воды более 8000 м3/сут. Глубина скважин составляет до 2200 м, динамический уровень жидкости 70-300 м. Одной из основных проблем, возникших в процессе эксплуатации системы ППД, является выпадение из жидкости и отложение на поверхности металла оборудования и трубопроводов неорганических солей. Отложения солей представлены, в основном, карбонатом кальция (73-75 %), в меньшем количестве содержат карбонаты магния (3-4 %), а также оксиды (6-7 %) и сульфиды железа (2-3 %). Выпадение солей из жидкости происходит по причине снижения давления по стволу скважины от забоя до устья от 24,6 до 0,6 МПа соответственно и начинается уже в области интервала перфорации.

Выявлено, что наиболее эффективным в рассматриваемых условиях (предельное насыщение жидкости диоксидом углерода с последующей дегазацией при температуре 70° С) является ингибитор отложения солей Аквакор-001С, предотвращающий выпадение карбоната кальция более чем на 95,0 % при дозировке, не превышающей 20 мг/л. Для предотвращения образования отложений солей по всей технологической цепи системы ППД подачу ингибитора Аквакор 001С рекомендовано производить в нижнюю часть интервала перфорации водозаборных скважин. Подачу ингибитора в скважину было принято осуществлять с использованием капиллярных трубопроводных систем. Технология была реализована на водозаборной скважине № 6ВЗ Средне-Хулымского месторождения.

Подача реагента в капиллярный трубопровод осуществлялась дозирующей насосной установкой СНПХ-УДЭ 1,6/63, смонтированной на устье скважины. Для рассматриваемой скважины был выбран комбинированный капиллярный трубопровод. По насосу и погружному электродвигателю провели бронированный трубопровод из нержавеющей стали с проволочной двухслойной оплеткой. В процессе спуско-подъемных операций возникает опасность механических повреждений полимерного трубопровода, в связи с чем, колонну НКТ, глубинно-насосный агрегат оснастили центраторами, протекторами. Особенностью конструкции капиллярной трубопроводной системы подачи химических реагентов в описываемой скважине № 6ВЗ является спуск капиллярного трубопровода на глубину 1500 м ниже насоса. Для этого на нижний конец ПЭД крепился центратор, к которому посредством соединительной скобы крепился стальной трос, являющийся несущим для полимерного капиллярного трубопровода. На нижний конец троса при помощи скобы навешивался груз массой 100 кг. Масса подвески была согласована с производителем УЭЦН. Крепление капиллярного трубопровода к тросу осуществлялось полимерными хомутами.

Системой подачи химреагентов оснащалась также скважина № 37739 куста №1751 Самотлорского месторождения, имеющая следующие параметры: диаметр эксплуатационной колонны 168 мм, глубина забоя 2203 м, интервал перфорации 2185-2189,5 м; суточный дебит по жидкости 32 м3, обводненность продукции 18%;

количество отказов за скользящий год 7; средняя наработка на отказ 48 суток, осложнена отложением солей. До внедрения системы химреагент не подавался.

Скважина пущена в работу совместно с системой подачи химических реагентов. Подача реагента - ингибитора солеотложений «Дискам» производства ЗАО «Гамма-Хим» - осуществлялась в зону перфорации. После пуска насоса в течение суток осуществлялась подача реагента с ударной дозировкой 1,6 л/ч, в дальнейшем реагент подавался с дозировкой 1,1 л/сут. Скважина проработала без перебоев 180 суток. Отказ насоса произошел из-за отложения солей вследствие нарушения расчетного режима дозирования реагента по причине неисправности дозирующей установки. Экономический эффект от внедрения системы на скважине составил 6 219 431,48 руб.

Аналогичные работы по оснащению скважин капиллярными системами подачи химических реагентов в скважину произведены в ЗАО «Богородскнефть», НГДУ «Джалильнефть».

Выводы

1 На основе анализа технологий и устройств подачи химических реагентов в скважину выявлено, что наиболее эффективным способом подачи ингибитора отложения неорганических солей в зону перфорации является использование капиллярных систем.

2 Доказаны ингибирующие свойства соединения комплексонат нитрилотри(метиленфосфонато)-2-фенил-3-этил-8-оксихинолина натриевая соль в условиях интенсивной дегазации, и его пониженная коррозионная активность.

3 Аналитически доказано и подтверждено в промысловых условиях, что для предотвращения крутильных колебаний в процессе эксплуатации оптимальным является использование полимерного напряженно-армированного капиллярного трубопровода, а для предотвращения зависания или зацепа капиллярного трубопровода ниже насосного агрегата при спуско-подъемных операциях необходимо оснащать капиллярную систему грузом со встроенной упругой системой с перескоком на основе фермы Мезиса.

4 Аналитически доказано и подтверждено в промысловых условиях, что при совместной работе системы «УЭЦН - капиллярный трубопровод с грузом» резонанс на частоте возмущающей силы в процессе стационарной работы насосного агрегата не наступает.

5 Совершенствованная капиллярная система подачи химических реагентов ниже насосного агрегата, в том числе в интервал перфорации, была смонтирована на скважинах ЗАО «Богородскнефть», НГДУ «Джалильнефть», СНДГУ № 2 ОАО «Самотлорнефтегаз». На скважине № 37739 Самотлорского месторождения экономический эффект от внедрения данной системы составил 6 219 431,48 рублей.

Основные публикации по теме диссертации

1 Аптыкаев, Г.А. Опыт эксплуатации погружных установок в НГДУ «Лянторнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» / Г.А. Аптыкаев // Химическое и нефтегазовое машиностроение. - 1998. - №3. - С.16-17.

2 Аптыкаев, Г.А. Полет не разрешен даже в осложненных условиях эксплуатации / В.Н. Вьюжанин, Ш.М. Хамидов, Г.А. Аптыкаев // Нефть и капитал. -1998. - №3. - С.80-81.

3 Аптыкаев, Г.А. / Отказы глубинных насосных установок // Современные наукоемкие технологии: труды Всероссийской электронной конференции, РАЕ, 1520 февраля 2007 г. http://www.rae.ru/zk/arj/2007/02/Aptykaev.pdf

4 Аптыкаев, Г.А. Устройство для предотвращения отложений асфальто-смоло-парафиновых соединений в колонне НКТ / В.В. Шайдаков, В.В. Уметбаев, A.B. Емельянов, Г.А. Аптыкаев: пат. 60979 РФ, Е21В37/06; заявл. 11.10.2006; опубл. 10.02.2007, Бюл.№>4.

5 Аптыкаев, Г.А. Устройство для дозированной подачи реагентов в скважину / В.В. Шайдаков, А.Н. Зотов, Э.Ш. Имаева, О.Ю. Полетаева, В.В. Уметбаев, Г.А. Аптыкаев: пат. 66411 РФ, Е21В37/06; заявл. 28.03.2007; опубл. 10.09.2007, Бюл. № 25.

6 Аптыкаев, Г.А. Комплексонат нитрилотри(метиленфосфонато)-2-фенил-3-этил-8-оксихинолин натриевая соль в качестве ингибитора солеотложений / P.A. Хуснутдинов, A.B. Емельянов, В.В. Шайдаков, Г.А. Аптыкаев, A.B. Бухарцев, A.A.

Масланов: пат. 2337915 РФ, C07F 9/38, C07F 1/04, C07D 215/30, C02F 5/08; заявл. 14.03.2007; опубл. 10.11.2008, Бюл № 31.

7 Аптыкаев, Г.А. Эксплуатация установок электроцентробежных насосов в условиях интенсивного солеотложения / К.В. Чернова, Г.А. Аптыкаев, В.В. Шайдаков // Современные наукоемкие технологии. - 2007. - №10. - С. 28-34.

8' Аптыкаев, Г.А. Повышение надежности работы установки УЭЦН с капиллярным трубопроводом / В.В. Шайдаков, А.Н. Зотов, И.Ш. Гарифуллин, В.В. Уметбаев, Г.А. Аптыкаев // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 1. - С.100-101.

9 Аптыкаев, Г.А. Колебательные процессы в системе «УЭЦН-капиллярный трубопровод с грузом» / А.Н. Зотов, В.В. Шайдаков, Э.Ш. Имаева, И.Ш. Гарифуллин, В.В. Уметбаев, Г.А. Аптыкаев // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 3. -С.92-93.

10 Аптыкаев, Г.А. Снижение негативного воздействия добываемых сред на долговечность труб нефтепромысловых трубопроводов // Материалы IV Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт-2008» / УГНТУ. - Уфа, 2008. - С. 293.

11 Аптыкааев, Г.А. Капиллярный трубопровод / В.В. Шайдаков, Г.А. Аптыкаев, Е.В. Шайдаков, О.Ю. Полетаева: пат. 79993 РФ, Е21В 37/06; заявл. 03.09.2008; опубл. 20.01.2009, Бюл. № 2.

12 Аптыкаев, Г.А. Капиллярная система подачи химических реагентов в скважину / В.В. Шайдаков, Е.В. Шайдаков, Г.А. Аптыкаев и др. - Уфа: Монография, 2008. - 56 с.

Подписано в печать 08.10.09. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16. Гарнитура «Times». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1. Тираж 90. Заказ 216. Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрес типографии: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Аптыкаев, Геннадий Алексеевич

ВВЕДЕНИЕ 4 ОСЛОЖНЕНИЯ, ВОЗНИКАЮЩИЕ ПРИ 7 МЕХАНИЗИРОВАННОЙ ДОБЫЧЕ НЕФТИ 1 Анализ причин отказов глубинно-насосного оборудования

2 Состав и механизм образования отложений солей

2.1 Отложения солей при добыче нефти

2.2 Причины и условия отложения солей

2.3 Влияние технологии добычи нефти на образование отложении неорганических солей .3 Обзор методов и технических средств для предотвращения 28 солеотложений

РАЗРАБОТКА ИНГИБИТОРА СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ С 43 ПОНИЖЕННОЙ КОРРОЗИОННОЙ АГРЕССИВНОСТЬЮ 1 Получение ингибитора солеотложений

2 Исследование коррозионной агрессивности товарной формы ингибитора солеотложений .2.1 Проведение исследований коррозионной агрессивности товарной формы ингибитора солеотложений .2.2 Оценка погрешности методов измерения скорости коррозии

РАЗРАБОТКА И ОПТИМИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИИ, 60 ВЫБОР ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ПОДАЧИ ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ В СКВАЖИНУ .1 Системный анализ технических средств и технологий для подачи химреагентов в скважину .2 Разработка технических средств для подачи химических реагентов в скважину

2.1 Система подачи химических реагентов в скважину

2.2 Трубопровод для подачи химических реагентов в скважину

ВНЕДРЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ

1 Скважины Сандибинского и Средне-Хулымского месторождения

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Предотвращение отложения неорганических солей в глубинно-насосном оборудовании путем дозирования реагентов по капиллярным системам"

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы Крупные нефтяные месторождения в основных регионах добычи нефти вступили на завершающую стадию разработки, появление новых, соизмеримых по запасам в перспективе возможно только на континентальном шельфе. В этих условиях в эксплуатации будут находиться месторождения, залежи с трудноизвлекаемыми запасами углеводородного сырья, добыча которого осложнена отложением солей, парафинов, образованием стойких эмульсий, высоким газовым фактором, значительным количеством механических примесей, повышенной коррозионной активностью добываемой продукции.

Цель диссертационной работы

Повышение эффективности эксплуатации глубинно-насосного оборудования нефтяных скважин в условиях, осложненных отложениями неорганических солей, путем совершенствования технологии дозирования химических реагентов в скважину по капиллярным системам.

Основные задачи исследований

1 Анализ эксплуатации осложненного фонда скважин, эффективности технологий и технических средств для предотвращения отложения солей.

2 Оценка эффективности применяемых ингибиторов отложения солей и совершенствование их рецептуры.

Методы решения поставленных задач

Научная новизна

Практическая ценность и реализация результатов работ

1. Разработаны и утверждены технические условия ТУ 3666-014-452134142007 «Капиллярная система подачи химических реагентов в скважину (КСП)», получен сертификат соответствия Системы сертификации ГОСТ Р Госстандарта России № РОСС 1Ш. АЯ36.В26366.

2. В НГДУ «РИТЭК-Надымнефть» г. Надым внедрен технологический регламент «Реализация способа подачи ингибитора солеотложений в водозаборные скважины № 6 ВЗ Средне-Хулымского и № 1 ВЗ Сандибинского месторождений».

3. В ЗАО « Богородскнефть» г. Саратов внедрен технологический регламент «Реализация способа подачи ингибитора парафиноотложения в нефтяные скважины Богородского месторождения».

4. В НГДУ «Джалильнефть» ОАО «Татнефть» г. Джалиль внедрен технологический регламент «Реализация способа подачи ингибитора солеотложения в скважины».

5. В ЗАО «Гамма-Хим» г. Нижневартовск внедрен технологический регламент «Реализация способа подачи ингибитора солеотложения в скважины».

6. На скважине № 37739 Самотлорского месторождения внедрена система подачи ингибитора солеотложений по ТУ 3666-014-45213414-2007. Экономический эффект составил 6 219 431,48 рублей.

7. Разработана рецептура и освоено производство ингибитора солеотложений Аквакор-001С. Для применения на скважинах № 6 ВЗ Средне-Хулымского и 1 ВЗ Сандибинского месторождений НГДУ «РИТЭК Надымнефть» поставлено 20 т ингибитора.

Апробация работы

Структура и объем работы

Публикации

1 ОСЛОЖНЕНИЯ, ВОЗНИКАЮЩИЕ ПРИ МЕХАНИЗИРОВАННОЙ

ДОБЫЧЕ НЕФТИ

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Аптыкаев, Геннадий Алексеевич

ВЫВОДЫ

1 На основе анализа технологий и устройств подачи химических реагентов в кважину выявлено, что наиболее эффективным способом подачи ингибитора тложения неорганических солей в зону перфорации является использование апиллярных систем.

2 Доказаны ингибируюгцие свойства соединения комплексонат итрилотри(метиленфосфонато)-2-фенил-3-этил-8-оксихинолина натриевая соль в словиях интенсивной дегазации, и его пониженная коррозионная активность.

3 Аналитически доказано и подтверждено в промысловых условиях, что для редотвращения крутильных колебаний в процессе эксплуатации оптимальным вляется использование полимерного напряженно-армированного капиллярного рубопровода, а для предотвращения зависания или зацепа капиллярного рубопровода ниже насосного агрегата при спуско-подъемных операциях еобходимо оснащать капиллярную систему грузом со встроенной упругой истемой с перескоком на основе фермы Мезиса.

4 Аналитически доказано и подтверждено в промысловых условиях, что при овместной работе системы «УЭЦН - капиллярный трубопровод с грузом» езонанс на частоте возмущающей силы в процессе стационарной работы асосного агрегата не наступает.

5 Совершенствованная капиллярная система подачи химических реагентов иже насосного агрегата, в том числе в интервал перфорации, была смонтирована а скважинах ЗАО «Богородскнефть», НГДУ «Джалильнефть», СНДГУ № 2 ОАО Самотлорнефтегаз». На скважине № 37739 Самотлорского месторождения кономический эффект от внедрения данной системы составил 6 219 431,48 ублей.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Аптыкаев, Геннадий Алексеевич, Уфа

1. А. С. 1578317, 5 Е 21 В 43/00. Устройство для дозированной подачи химического реагента в скважину / О.М. Черыев / Заявл. 23.06.87, заяв. № 4266700/24-03. Опубл. 15.07.90. Бюлл. № 26.

2. А. С. 1810498, 5 Е 21 В 43/00. Способ дозирования реагента в скважину / В.А. Сафин, С.А. Шинкарев, А.Г. Гайнутдинов и др. / Заявл. 11.01.90, заяв. № 4782744/03. Опубл. 23.04.93. Бюлл. № 15.

3. А. С. 1837101, 5 Е 21 В 37/06. Устройство для дозированной подачи химического реагента в скважину / Р.Х. Лотфуллин, В.Г. Мальцев / Заяв. 11.04.91, заяв. № 4944159/03. Опубл. 30.08.93. Бюлл. № 32.

4. А. С. 649832, Е 21 В 43/00. Устройство для дозированной подачи химических реагентов в скважину / Р.Г. Габдуллин, И.Ф. Шарапов / Заявл. 23.06.76, заяв. № 2375721/22-03. Опубл. 28.02.79. Бюлл. № 8.

5. А. С. 889834, Е 21 В 43/00. Способ дозирования реагента в скважину / В.К. Петухов, В.А. Сафин, А.П. Стрельников / Заявл. 02.11.79, заяв. № 2834792/22-03. Опубл. 15.12.81. Бюлл. № 46.

6. А.с 696145 СССР, Е 21 В 43/00. Способ подачи реагента в скважину / С.С. Шнерх, В.К. Мельничук, А.И. Арутюнов / Заявл. 22.06.78, заяв. № 2633333/22-03. Опубл. 05.11.79. Бюл. № 41.

7. A.c. 1055859 СССР, Е 21 В 43/00. Устройство для дозированной подачи реагента в скважину, оборудованную штанговым насосом / П.К. Кривошеев, В.А. Хроликов, В.В. Кореляков и др. / Заявл. 21.11.80, заяв. № 3235187/2203. Опубл. 23.11.83. Бюл. № 43.

8. A.c. 1101545 СССР, Е 21 В 43/00, F 21 В 37/06. Устройство для дозированной подачи реагента в нефтяную скважину / В.А. Сафин, В.К. Петухов, С.А. Шинкарев / Заявл. 08.01.82, заяв. № 3405498/22-03. Опубл. 07.07.84. Бюл. № 25.

9. A.c. 1222824 СССР, Е 21 В 43/00. Устройство для дозирования химических реагентов в скважину / В.П. Атаджанян, А.Н. Анисимов, В.И. Суворов / Заявл.02.01.84, заяв. 3686241/22-03. Опубл. 07.04.86. Бюл. № 13.1.l

10. A.c. 1239275 СССР, Е 21 В 43/00, F 04 В 47/02. Устройство для дозированной подачи химических реагентов в скважину / Х.М. Батыров, Р.К. Вальшин, Б.Е. Доброскок и др. / Заявл. 08.09.84, заяв. 3788216/22-03. Опубл. 23.06.86. Бюл. № 23.

11. A.c. 1254141 СССР, 4 Е 21 В 43/00. Устройство для дозированной подачи химреагента в нефтяную скважину / В.А. Сафин, С.А. Шинкарев / Заявл. 28.07.82, заяв. № 3477323/22-03. Опубл. 30.08.86. Бюл. № 32.

12. А.С. 1539309 СССР, Е 21 В 43/00. Устройство для дозированной подачи реагента в скважину / И.А. Львов, А.Г. Поршенков / Заявл. 24.08.87, заяв. 4298871/23-03. Опубл. 30.01.90. Бюл. № 4.

13. A.c. 1544957 СССР, 5 Е 21 В 43/00. Устройство для дозированной подачи химического реагента в скважину / Ю.В. Антипин, A.M. Валеев, И.И. Белозеров / Заявл. 12.04.88, заяв. № 4409321/23-03. Опубл. 23.02.90. Бюл. № 7.

14. Н.Абдуллин И .Г., Агапчев В.И., Давыдов С.Н. Техника эксперимента в химическом сопротивлении материалов. Учебное пособие. Уфа: Изд-во УНИ, 1985.- 100 с.

15. Агаларов Д. М. Исследование влияния магнитного поля на солеотложения в трубах при эксплуатации нефтяных скважин // Нефтяное хозяйство. 1965 -№ 10.-с. 54-57.

16. Аналитическая служба «Нефтегазовой вертикали». У разбитого корыта. Предварительные итоги работы нефтегазового комплекса России в 2008 г. // Нефтегазовая вертикаль, №5,2009 г. с. 8-24.

17. Антипин Ю. В., Кочинашвили С. Т., Сыртланов А. Ш. Изучение состава неорганических солей, отлагающихся в скважинах НГДУ «Чекмагушнефть». Тр. / Уфимск. нефт. ин-т. Уфа: 1975. - Вып. 30 - с. 170 -174.

18. Антипин Ю. В., Пешкин О. В. Изучение сульфатного равновесия в хлор кальциевых водах при различных давлениях.— Изв. вузов, сер. Нефть и газ, 1983, №7, с. 28—31.

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

20. Ануфриев С. Управа на врагов мехдобычи: практика «Газпромнефть -Ноябрьскнефтегаза» // «Нефтегазовая вертикаль, №12, 2008 г. с. 90-93.

21. Аптыкаев Г.А. Опыт эксплуатации погружных установок в НГДУ «Лянторнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» / Г.А. Аптыкаев // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 1998 - №3.

22. Аптыкаев Г.А., Хуснутдинов P.A., Емельянов A.B., Шайдаков В.В., Бухарцев A.B., Масланов A.A. Химическое соединение для ингибирования солеотложений // Патент РФ 2292451 БИ №3, 2007 г.

23. Аптыкаев Г.А., Шайдаков В.В., Зотов А.Н., Имаева Э.Ш., Полетаева О.Ю., Уметбаев В.В. Устройство для дозированной подачи реагентов в скважну// Патент № 66411 РФ, Е21В37/06, 2007.

24. Аптыкаев, Г.А. / Отказы глубинных насосных установок // Современные наукоемкие технологии / Труды всероссийской электронной конференции, РАЕ, 15-20 февраля 2007 г.

25. Аптыкаев, Г.А. Полет не разрешен даже в осложненных условиях эксплуатации / Вьюжанин В.Н., Хамидов Ш.М., Аптыкаев Г.А. // Нефть и капитал». 1998. - №3.

26. Аптыкаев, Г.А. Эксплуатация установок электроцентробежных насосов в условиях интенсивного солеотложения / Чернова К.В., Аптыкаев Г.А., Шайдаков В.В. // Современные наукоемкие технологии. 2007. - №10, - С. 28-34.

27. Ахметшина И.З., Каган Я.М., Бабалян Г.А. Влияние поверхностногонатяжения и температуры на отложение солей в нефтепромысловом оборудовании // Нефтяное хозяйство. 1979 - № 3. - с. 43-45.

28. Байков И.М. О состоянии и перспективах развития нефтегазовой промышленности России // Нефтяное хозяйство, № 1, 2008 г. с. 10-13.

29. Галеев Р.Г., Дияшев Р.Н., Потапов С.С. Исследование минерального состава и причин отложений солей в нефтепромысловом оборудовании // Нефтяное хозяйство. 1998 - № 5. - с. 41-45.

30. Гарифуллин И.Ш. Эффективность применения специального погружного кабельного устройства для предупреждения отложений на скважинах ОАО «АНК Башнефть» / Нефтяное хозяйство. 2005. - № 12.

31. Гарифуллин Ф.С. Предупреждение образования комплексных сульфидсодержащих осадков в добыче обводненной нефти Уфа: изд-во УГНТУ, 2002 г. - 267 с.

32. Гаттенбергер Ю. П., Дьяконов В. П. Гидрогеологические методы исследований при разведке и разработке нефтяных месторождений.— М.: Недра, 1979. 207 с.

33. ГОСТ 8.207 76. Государственная система обеспечения единства измерений. Прямые измерения с многократными наблюдениями. Методы обработки результатов наблюдений. Основные положения.

34. ГОСТ 8.381-80. Государственная система обеспечения единства измерений. Эталоны. Способы выражения погрешностей.

35. Данилова Н.И., Кашавцев В.Е. Методы борьбы с отложением гипса при добыче нефти. М.: ВНИИОЭНГ. Обзор зарубежной литературы. Сер. Нефтепромысловое дело. - 1975 - 37 с.

36. Емков A.A. Методы борьбы с отложениями неорганических солей в оборудовании подготовки нефти // Обзор, инф. Сер. Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений. 1988. — Вып. 4 -51 с.

37. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений/ М.: Недра, 1998. 365 с.

38. Зверев В.П. Гидрогеохимические исследования системы гипс—подземные воды.—М.: Наука, 1967.- 124 с.

39. Ибрагимов Н.Г., Хафизов, А.Р., Шайдаков, В.В. и др. Осложнения в нефтедобыче /Уфа: Монография, 2003г. 302 с.

40. Ингибиторы отложений неорганических солей./ В. А. Панов, А. А. Емков, Г.Н. Позднышев и др.—М.: ВНИИОЭНГ, 1978, 44 с. Тем. обзоры. Сер. Нефтепромысловое дело.

41. Ишмурзин, A.A.; Храмов, Р.А.Процессы и оборудование системы сбора и подготовки нефти, газа и воды/Уфа: УГНТУ, 2003 г. -143 с.

42. Кащавцев, В.Е. Предотвращение и удаление солеотложений при добыче нефти / М.: Нефть и газ, 2002 г. 140 с.

43. Кащавцев, В.Е.; Мищенко, И.Т.Солеобразование при добыче нефти / М.: Нефть и газ , 2004 г.

44. Кашавцев В.Е., Гаттенбергер Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. М.: Недра, 1985. - 215 с.

45. Кашавцев В.Е., Дытюк Л.Т., Злобин A.C., Клейменов В.Ф. Борьба с отложением гипса в процессе разработки и эксплуатации нефтяных месторождений // УТНТО ВНИИОЭНГ. Сер. нефтепромысловое дело. -1976.-63 с.

46. Комаров B.C. Прогнозирование наработки на отказ глубиннонасосного оборудования // Нефтяное хозяйство, № 9, 2002 г. с. 77-80,

47. Комплекс оборудования СНПХ-УДЭ-ЭЦН. Рекламный проспект ОАО «НИИнефтепромхим», г. Казань. - 2004.

48. Лознюк О. Система новых технологий: форсированный рывок в будущее // Нефтегазовая вертикаль, № 12, 2008 г. с. 84-86

49. Лысенко, В.Д.; Грайфер, В.И. Рациональная разработка нефтяных месторождений/М.: Недра, 2005 г. 607 с.

50. Люшин С. Ф., Галеева Г. В. Способы удаления отложений неорганических солей из скважины. / Информационный листок № 16—71.—Уфа: Башкирский межотраслевой территориальный центр научно-технической информации и пропаганды, 1971, 8 с.

51. Лялина Л.Б., Исаев М.Г. Формирование состава попутно добываемых вод и их влияние на гипсоотложение при эксплуатации нефтяных месторождений // Обзор, инф. Сер. Нефтепромысловое дело. 1983. - 48 с.

52. Мальцев А.П., Сабиров A.A., Соколов H.H. Опыт внедрения оборудования для подачи реагентов в призабойную зону скважины при борьбе с АСПО / Территория нефтегаз. 2006. - № 2. - С. 60-62.

53. Марычев Ф.Н., Ким В.К., Глазков A.A. Предупреждение и борьба с отложениями солей в нефтепромысловом оборудовании на Самотлорском месторождении // Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1982. -39 с.

54. Методы борьбы с отложениями солей / Н.С. Маринин, Г.М. Ярышев, С.А. Михайлов и др. // Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. 1980. - 55 с.

55. Мельниченко В.Е. Оценка влияния забойного давления на ресурс УЭЦН для определения экономически оптимального режима эксплуатации скважины / Механизированная добыча 2009: материалы 6-й международной конференции. Москва, 2009 г.

56. Мельниченко В.Е. Программа мероприятий увеличения надежности работы УЭЦН как инструмент снижения затрат на добычу нефти/ Механизированная добыча 2009: материалы 6-й международной конференции. Москва, 2009 г.

57. Минязев И.К., Валеев A.M., Павлов Е.Г., Сычев Е.Г. Проблемы эксплуатации нефтяных скважин в Западной Сибири // Нефтепромысловое дело, № 11, 2007 г. с. 40-41.

58. Мирзаджанзаде, А.Х.; Керимов, З.Г.; Копейкис, М.Г. Теория колебаний в нефтепромысловом деле/ Ижевск: ИКИ, 2005 г. 364с.

59. Мигценко, И.Т.; Дунюшкин, И.И.; Елисеева, Е.И. Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды / М.: Нефть и газ, 2004г. 448 с.

60. Мохов, В.А.; Сахаров, В.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в вертикальных трубах и промысловых подъемниках/ М.: Нефть и газ, 2004. -398с.

61. МУ 1-321-03. Методические указания по коррекционной обработке питательной воды паровых котлов, подпиточной воды систем теплоснабжения, водогрейных котлов комплексонатами ОЭДФ-Zn, НТФ-Zn. ГУП РНИИ АКХ: Ростов-на-Дону. 2003. - 22 с.

62. МУ 1-322-03. Методические указания по стабилизационной обработке подпиточной воды систем теплоснабжения, водогрейных котлов комплексонатами ОЭДФ-Zn, НТФ-Zn. ГУП РНИИ АКХ: Ростов-на-Дону. -2003.-20 с.

63. Мюллер П., Нойман П., Шторм Р. Таблицы по математической статистике; Пер. с нем. и предисл. В.М. Ивановой. М.: Финансы и статистика, 1982. -278 с.

64. Отложения неорганических солей в скважинах, в призабойной зоне пласта и методы их предотвращения / С.Ф. Люшин, A.A. Глазков, Г.В. Галеева и др. // Обзор, инф. Сер. Нефтепромысловое дело. 1983. - 100 с.

65. Отчет о работе по оказанию услуг по тестированию ингибиторов солеотложения для пластовых вод ОАО «Юганскнефтегаз» в 2005 году. Д 05.169.05 // ЗАО «УфаНИПИнефть», 2005 г.

66. Панов В.А., Емков A.A., Позднышев Г.Н. Оценка склонности пластовых вод к отложению гипса в нефтепромысловом оборудовании // Нефтяное хозяйство. 1980 - № 2. - с. 39-40.

67. Пановко Я.Г., Губанова И.И. Устойчивость и колебания упругих систем: современные концепции, парадоксы и ошибки. Изд. 5-е/6-е, стереотип., М., Комкнига, 2007 г. 352 с.

68. Пантелеев А. С. О возможных путях предотвращения отложения гипса в эксплуатационных скважинах // Нефтяное хозяйство. — 1980 № 2. - с. 3940.

69. Пат № 2012780 РФ, 5 Е 21 В 43/00. Способ дозирования реагента в скважину / K.P. Низамов, В.Г. Карамышев, У.Н. Сабиров и др. / Заявл. 21.03.91, заяв. № 4920607/03. Опубл. 15.04.94.

70. Пат. 2002127487 РФ, Е21В37/06. Устройство для дозированной подачи химического реагента в скважину / A.C. Дубовцев, О.Б. Кривоносов, А.П. Мальцев и др. / Заявл. 14.10.2004, заяв. 2002127487/03. Опубл. 10.04.2004.

71. Пат. 2069736 РФ, 6 Е21В27/02. Способ подачи реагентов в нефтегазовую скважину / Заявл. 30.09.92, заяв. 5067979/03. Опубл. 27.11.96.

72. Пат. 2085707 РФ, 6 Е 21 В 37/06, Е 21 В 43/00. Устройство длядозированной подачи реагента в скважину, оборудованную штанговым насосом / В.Ф. Голубев, H.H. Хазиев, Н.Ш. Имашев и др. / Заявл. 17.04.95, заяв. 95106013/03. Опубл. 27.07.97.

73. Пат. 2121562 РФ, 6 Е21В37/06. Скважинный дозатор / Х.И. Акчурин, Ю.Г. Вагапов, С.Ю. Вагапов и др. / Заявл. 01.12.96, заяв. 96122832/03. Опубл. 10.11.98.

74. Пат. 2132930 РФ, 6 Е 21 В 37/06. Устройство для дозированной подачи реагента в скважину / H.H. Хазиев, В.Ф. Голубев / Заявл. 30.10.97, заяв. 97118125/03. Опубл. 10.07.99.

75. Пат. 2135743 РФ, 6 Е21В37/06. Скважинная дозирующая насосная установка / З.М. Атнабаев, K.P. Уразаков / Заявл. 18.11.97, заяв.97119030/03. Опубл. 27.08.99.

76. Пат. 2143545 РФ, 6 Е 21 В 37/06, G 01 F13/00. Устройство для дозированной подачи реагента в забой скважины / М.А. Джафаров / Заявл. 16.07.97, заяв. 97113209/03. Опубл. 27.12.99.

77. Пат. 2161242 РФ, Е21В37/06, F17D1/16. Устройство для дозированной подачи химического реагента / Р.К. Ишкаев, Р.Г. Габдуллин, Р.К. Зарипов и др. / Заявл. 17.05.99, заяв. 99110003/03. Опубл. 27.12.2000.

78. Пат. 2172389 РФ, Е21В37/06. Способ подготовки и подачи водорастворимого реагента в скважину / В.Ф. Голубев, H.H. Хазиев, М.В. Голубев / Заявл. 16.09.99, заяв. 99119805/03. Опуб. 20.08.2001.

79. Пат. 2231628, 7 Е 21 В 37/06. Устройство для дозированной подачи химического реагента в скважину / A.C. Дубовцев, О.Ю. Кривоносое, А.П. Мальцев и др. / Заявл. 14.10.02, заяв. № 2002127487/03. Опубл. 27.06.04.

80. Пат. 2254448 РФ, Е21В43/00, F17D1/16. Устройство для дозированной подачи химического реагента / Ю.М. Гнедочкин, В.В. Кунеевский, А.И. Дунаев и др. / Заявл. 2.12.2003, заяв. 2003136919/03. Опубл. 20.06.2005.

81. Пат. 2260110 РФ, 7 Е 21 В 37/06. Устройство для дозированной подачи и смешения реагента в скважине / H.H. Хазиев, В.Ф. Голубев, В.В. Шайдаков и др. / Заявл. 12.02.2004, заяв. 2004105142/03. Опубл. 10.09.2005.

82. Пат. 24040 РФ (полезная модель), 7 H 01В 7/18. Электрический кабель / В.Г. Акшенцев, Р.З. Ахметгалеев, И.Ф. Гарифуллин и др. / Заявл. 29.01.2002, заяв. № 2002101118/20. Опубл. 20.07.2002. Бюл. № 20.

83. Пат. 33601, Е21В37/06, Е21В43/00. Скважинный дозатор реагента / В.А. Сафин, О.Н. Ермаков / Заявл. 09.04.2003, заяв. 2003109563/20. Опубл. 27.10.2003.

84. Пат. Входной модуль-фильтр/ Аптыкаев Г.А. и др.

85. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 653 е.: ил.

86. Рекламная информация ООО «Эжектор». 2006. -http ://www.ej ector .ru/3034r. shtml

87. Рекламная информация ООО НПП «Тандем-Д», г. Лениногорск. 2006. -http ://tanclem. boxmai 1. bi z.

88. Рекламный проспект ООО «ОКБ НП», www.okbnp.ru

89. Рекламный проспект Саратовского акционерного производственно-коммерческого открытого общества «Нефтемаш»

90. Саттарова Ф. М., Жданов А. А. О причинах и методах предотвращения солеотложения на нефтепромысловом оборудовании в объединении Татнефть.—М.: ВНИИОЭНГ, РНТС Нефтепромысловое дело, 1981, № 3 с. 19—21.

91. Солеотложения при разработке нефтяных месторождений, прогнозирование и борьба с ними / Ш.К. Гиматудинов, Л.Х. Ибрагимов, Ю.П. Гаттенбергер и др. Грозный.: Изд-во Чечено-Ингушск. гос. ун-та. -1985.-88 с.

92. Справочная книга по добыче нефти./ Под ред. Ш. К. Гиматудинова.— М.: Недра. 1974 - с. 609—616.

93. Сыртланов А. Ш., Кошеваров П. А. Установка для изучения растворимости гипса. В кн.: Физикохимия и разработка нефтяных месторождений.—Уфа: 1978. с. 113—117.

94. Сыртланов А.Ш. Методы борьбы с отложением гипса в нефтяных скважинах и пути их совершенствования. Диссертация на соиск. уч. степени канд. техн. наук. Уфа. 1983.

95. Сыртланов А.Ш., Антипин Ю.В. Применение стимуляторов растворения гипсоуглеводородных отложений на Таймурзинском месторождении // Нефтяное хозяйство. 1980 - № 4. - с. 57-60.

96. Установка дозирования химреагентов УДХ.Э. Рекламная информация ООО «Опытный завод «Электрон», г. Тюмень. - 2006. -http://zelectr.ru

97. Тронов, В.П. Промысловая подготовка нефти / Казань: Фэн , 2000 г. -414 с.

98. Халимов Э.М., Юлбарисов Э. М. Геолого-технические факторы насыщения пластовых вод сульфатами при разработке месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, РНТС Нефтепромысловое дело, 1979, № 6 - с. 27—30.

99. Хлесткина Н.М., Гареев А.Г. STATGRAPHICS 3.0. Работа в среде интегрированной системы математических и графических процедур обработки случайных величин методами прикладной статистики. Учебное пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 1996. - 110 с.

100. Чаусов Ф.Ф. К вопросу о механизме ингибирования кристаллизации органофосфонатами. Препринт. / под ред. С.С. Савинского. Ижевск, Удмуртский НЦ УрО РАН УдГУ, 2004 г. - 76 с.

101. Чистовский А.И. О растворимости сульфатов в пластовых водах палеозойских отложений Куйбышевского Поволжья // Геология нефти и газа 1969 - № 7. - с. 25—27.121

102. Шайдаков B.B, Емельянов A.B., Аптыкаев Г.А., Уметбаев B.B. Устройство для предотвращения отложения асфальто-смоло-парафиновых веществ в колонне НКТ// Патент РФ №60979 БИ №4, 2007 г.

103. Шайдаков В.В., Аптыкаев Г.А., Шайдаков Е.В., Полетаева О.Ю. Капиллярный трубопровод// Патент РФ №79993, БИ№2, 2009.

104. Шакрисламов А.Г., Гильмутдинов Б.Р., Гарифуллин Ф.С. Повышение эксплуатационной надежности эксплуатационной колонны в условиях солеотложения и коррозии // Нефтяное хозяйство, №8, 2007 г. с. 128-131.

105. ООО «ИНЖИНИРИНГОВАЯ КОМПАНИЯ «ИНКОМП НЕФТЬ»окп1. УДК 622.276.531. ВАНОо сервису ОООо»1. В.Г. Паськов 2007 г.2 W1. ЕРЖДАЮ

106. ИНКОМП-НЕФТЬ», :н. наук В.В. Шайдаков 2007г.

107. КАПИЛЛЯРНАЯ СИСТЁШТОДАЧИ ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ В СКВАЖИНУ (КСП)

108. Технические условия ТУ 3666-014-45213414-2007вводятся впервые)срок введения 01.10.2007 г. Разработчики1. СЇ с і ЩВ1Ш~~ "ä.iM, %ратшйм

109. Заместитель директора^канд. техн. наук1. КБ- Черноваie^/щий инженер1. A.A. Шайхинуров1. В.В. Акшенцев1. Д.Г. Аптыкаев1. Г.А. Аптыкаев1. В.В.Уметбаев1. М.М. Капустин

110. Директор производственного департамента СНГДУ-2 ОАО «Самотдаернефтегаз»1. И.Г. Клюшин

111. Нрч&пьник ПТО С Н ГДУ-2 АО «Самотлорнефтегаз»1. Уфа 2007

112. Климатическое исполнение В1 по ГОСТ 15150.

113. Пример условного обозначения установки при ее заказе и в технической документации:

114. КСП 1.2-3 ТУ 3666-594-45213414-2007;где КСП название устройства,12 длина (Ду) капиллярного трубопровода (км),3 тип используемого трубопровода.

115. Перечень документов, на которые даны ссылки в настоящих технических условиях, приведен в приложении А.

116. Требования настоящих технических условий являются обязательными.

117. Изм. Лист № докум. Подпись Дата

118. Разраб. Капиллярная система подачи Техническое условие Лит. Лист Листов1. Провер. 2 10

119. Реценз. Инжиниринговая компания «ИНКОМП-НЕФТЬ»1. Н. Контр. 1. Утверд. 1.Технические требования

120. КСП должна соответствовать требованиям настоящих технических условий и комплекта конструкторской документации, согласованных и утвержденных в установленном порядке.

121. Рис. 1. Схема капиллярной системы подачи

122. ТУ 3666-594-45213414-2007 I 3

123. ТУ 3666-594-45213414-2007 I Лисп1.4

124. КСП соответствует требованиям безопасности ГОСТ 12.2.003; ГОСТ 12.2.007.0; ГОСТ 12.2.088; ГОСТ 12.2.132; ГОСТ Р МЭК 60204-1; ПБ 08-624-03.1. Лисп

125. ТУ 3666-594-45213414-2007 5

126. Изм. Лист № докум. Подпись Дата

127. Пожаробезопасность и взрывобезопасность должны соответствовать требованиям к взрывоопасным зонам класса В-1г, согласно классификации ПУЭ-00 и общим требованиям по ГОСТ 12.1.004; ГОСТ 12.1.010.

128. Работы производить в соответствии с Правилами безопасности при эксплуатации и ремонте скважин, оборудованных УЭЦН в соответствии с РД 39-0147275-064-01 «Технологический регламент на применение оборудования для эксплуатации УЭЦН».

129. Арматура трубопроводная должна соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.063.

130. Конструкция и установка КСП на скважину, в соответствии с требованиями ГОСТ 12.2.132, не должны нарушать условия работы оборудования скважины.

131. КСП в сборе должен быть испытан пробным давлением равным1. Рпр.=1,25Рр.

132. КСП подлежит обязательной сертификации в Системе сертификации ГОСТ Р.1. Лисі

133. ТУ 3666-594-45213414-2007 6

134. Изм. Лист № докум. Подпись Дата

135. З.Требования охраны окружающей среды.

136. КСП не должна оказывать какого-либо вредного влияния на окружающую среду.

137. Конструкция КСП и его составных частей должна исключать проникновение смазочных, технологических, рабочих и других жидкостей в окружающую среду в процессе эксплуатации.

138. Оставшийся реагент следует поместить в специальную тару для дальнейшего использования или утилизации.

139. Утилизацию КСП и его составных частей (в связи с достижением предельного состояния и (или) списанием) следует осуществлять по нормам утилизации нефтепромыслового оборудования, установленным органами охраны окружающей среды.4. Правила приемки

140. Правила приемки должны соответствовать ГОСТ 15.309.

141. Для проверки соответствия капиллярной системы требованиям конструкторской документации и настоящих технических условий предприятие-изготовитель устанавливает:- приемо-сдаточный осмотр;- периодические осмотры;- типовые.

142. Программа проведения приемо-сдаточных и периодических осмотров приведена в таблице 1.

Информация о работе

Аптыкаев, Геннадий Алексеевич
кандидата технических наук
Уфа, 2009
ВАК 25.00.17

Диссертация

Предотвращение отложения неорганических солей в глубинно-насосном оборудовании путем дозирования реагентов по капиллярным системам - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы