Совершенствование методов предупреждения парафиноотложений при эксплуатации скважин нефтегазоконденсатных месторождений

Юнусов, Ринат Юрисович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Совершенствование методов предупреждения парафиноотложений при эксплуатации скважин нефтегазоконденсатных месторождений
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование методов предупреждения парафиноотложений при эксплуатации скважин нефтегазоконденсатных месторождений"

□□3481743 На правах рукописи

ЮНУСОВ РИНАТ ЮРИСОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ПАРАФИНООТЛОЖЕНИЙ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

СПЕЦИАЛЬНОСТЬ: 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Ухта 2009

003481743

Работа выполнена в филиале Всероссийского научно-исследовательского института природных газов и газовых технологий ООО «Газпром ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз».

Научный руководитель: Доктор технических наук

Долгушин Николай Васильевич

Официальные оппоненты: Доктор технических наук

Рузин Леонид Михайлович

Доктор технических наук Давлетов Касим Мухаметгареевич

Ведущее предприятие - ОАО «СевКавНИПИгаз».

Защита диссертации состоится 11 декабря 2009 года в 12°° часов на заседании диссертационного совета Д 212.291.01 Ухтинского государственного технического университета по адресу: 169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, 13.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Ухтинского государственного технического университета.

Автореферат размещен на интернет-сайте Ухтинского государственного технического университета www.ugtu.net в разделе «Диссертационный совет».

Автореферат разослан «23» октября 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, к.т.н„ доцент

Н.М. Уляшева

Актуальность проблемы

Газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения в настоящее время широко распространены и играют заметную роль в обеспечении углеводородным сырьем газо- и конденсатохимических комплексов. Анализ тенденций развития и современного состояния ресурсной базы свидетельствует, о том что в основных газодобывающих районах наблюдается постоянный рост доли запасов, приходящихся на глубокозалегающие газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения, продукция которых содержит в своем составе высококипящие компоненты, в том числе и парафины. В последующем, по мере истощения месторождений, представленных сеноманскими отложениями, доля добычи из глубокозалегающих залежей со сложными горно-геологическими условиями, с флюидами сложного состава, с присутствием высококипящих компонентов будет только возрастать.

И если в добыче нефти многие вопросы, связанные с парафиноотложениями, благодаря работам отечественных и зарубежных исследователей, уже нашли свое решение, для газовой отрасли, при разработке газоконденсатных и нефтегазокон-денсатных месторождений в силу отличия составов добываемого флюида и соответственно термобарических условий его добычи, подготовки и транспорта эти вопросы требуют изучения. В этой связи тема диссертационной работы является актуальной и направлена на повышение эффективности эксплуатации скважин и других промысловых объектов, осложненных парафиноотложениями в процессе разработки нефтегазоконденсатных месторождений.

Цель работы

Повышение эффективности эксплуатации скважин и другого технологического оборудования при разработке нефтегазоконденсатных месторождений за счет совершенствования методов предупреждения парафиноотложений.

Основные задачи исследований

1. Изучение физико-химических свойств и состава парафиноотложений в скважинах и в других промысловых объектах разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

2. Исследование и анализ физико-химических процессов фазовых переходов парафинов и влияние на них различных факторов.

3. Исследование реологических свойств нефтегазоконденсатных смесей при термобарических условиях, характерных для процессов эксплуатации скважин и транспорта углеводородного сырья.

4. Исследование составов химреагентов для предупреждения парафино-отложений.

5. Разработка новых составов и технологии их применения для предупреждения парафиноотложений при эксплуатации скважин, системы сбора и подготовки продукции.

Основные защищаемые положения

1. Закономерности влияния скорости нефтегазоконденсатного потока на интенсивность парафиноотложений.

2. Результаты исследований растворимости парафиноотложений в различных углеводородных растворителях.

3. Разработаные и опробованые в промысловых условиях новые составы и технологии предупреждения и удаления парафиноотложений.

Научная новизна

1. На специально разработанном стенде в результате экспериментальных исследований определена зависимость интенсивности парафиноотложений от скорости нефтегазоконденсатного потока. Установлено, что дросселирование газоконден-сатного потока приводит к снижению интенсивности парафиноотложений.

2. На основе изучения физико-химических процессов фазовых превращений парафинов разработаны новые составы для предупреждения парафиноотложений, технологические схемы их применения в промысловых условиях на нефтегазокон-денсатных скважинах.

Методы исследования В работе использовались физико-химические, хроматографические и спектральные методы для исследования состава исходных и ингибированных нефтекон-денсатных смесей, реологические установки типа ВСН-3 для изучения вязкокинети-ческих характеристик, разработанный автором стенд для изучения влияния различных факторов (температуры, давления) на процесс парафиноотложения. На установке «холодного цилиндра» изучены особенности отложения парафина, исследованы закономерности кристаллизации и кинетика выпадения твердой фазы в объеме нефтеконденсата и в его пристенном слое. Исследованы свойства отложений в промысловых и лабораторных условиях, их групповой состав и строение.

Практическая ценность и реализация полученных результатов Внедрение в практику разработанных автором методов предупреждения парафиноотложений позволило увеличить межремонтный период при эксплуатации скважин, уменьшить перепады давления в насосно-компрессорных трубах (НКТ) и

шлейфах, что способствует существенному улучшению эксплуатационных характеристик скважин с получением дополнительных объемов добычи газа, конденсата и нефти.

По результатам проведенных работ рекомендовано применение «Реагента КД» и раствора «Нефтенол МЛ» для предупреждения парафиноотложений в условиях Печорокожвинского и Югидского НГКМ.

Разработанные автором и при его участии составы ингибиторов парафиноотложений и технологии их применения позволили более чем в полтора раза увеличить производительность скважин и технологического оборудования сбора и подготовки их продукции. В результате внедрения разработанных химических реагентов для предупреждения парафиноотложений в процессе эксплуатации девяти скважин на Югидском и Печорокожвинском НГКМ за шесть лет получен экономический эффект 24,3 млн р. (в том числе доля эффекта за счет разработок автора составляет 10,21 млн р.).

Апробация работы

научно-практическая конференция «Разработка и эксплуатация газокон-денсатных месторождений на завершающей стадии» (Ухта, Коми филиал ВНИИГА-За, октябрь 1990 г.);

научно-техническая конференция «Разработка и эксплуатация газокон-денсатных месторождений на завершающей стадии» (Ухта, филиал ООО «ВНИИ-ГАЗ» - «Севернипигаз», сентябрь 1993 г.);

■ научно-практическая конференция, посвященная 30-летию предприятия «Севергазпром», «Повышение эффективности разработки и эксплуатации газокон-денсатных месторождений» (Ухта, филиал ООО «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз», октябрь 1998 г.);

• V научно-техническая конференция «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, январь 2003 г.);

• научно-технический совет ОАО «Газпром» «Актуальные вопросы техники и технологии добычи и подготовки газа» (Сочи, апрель 2003 г.);

. VII научно-техническая конференция (Ухта, УГТУ, апрель 2006 г.); . совещание ведущих специалистов предприятий ОАО «Газпром» «Результативность геолого-технических мероприятий на скважинах месторождений ОАО «Газпром» (Кисловодск, февраль 2008 г.);

. научно-техническая конференция преподавателей и сотрудников в рамках IV Северного социально-экологического конгресса «Северное измерение глобальных проблем: первые итоги Международного полярного года» (Ухта, УГТУ, апрель 2008 г.);

. научно-технический совет ОАО «Газпром», секция «Добыча и промысловая подготовка газа и газового конденсата» (Тюмень, ООО «ТюменНИИгипрогаз», июнь 2008 г.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 13 статей и получено 3 авторских свидетельств и патентов на изобретения.

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения. Общий объем 171 страница, в том числе 32 рисунка и 18 таблиц, список литературы представлен 117 наименованиями.

Автор считает своим долгом выразить благодарность за помощь при обсуждении основных разделов диссертации и постоянное внимание своему научному руководителю д.т.н. Долгушину Н.В., сотрудникам «Севернипигаза» к.т.н. Гурленову Е.М., к.т.н. Данилову В.Н., к.т.н. Федосееву А.В., профессору кафедры РЭНГМ и ПГ Ухтинского государственного технического университета к.т.н. Мордвинову А.Н., профессору кафедры РЭНГМ и ПГ Ухтинского государственного технического университета к.т.н Полубоярцеву Е.Л., сотрудникам ООО «Газпром переработка» Ше-лемею C.B., Иванову В.В., Салюкову В.В.

Содержание работы Во введении показана актуальность темы, сформулированы цель и задачи исследований, научная новизна и практическая значимость полученных результатов.

В первой главе приводится общая характеристика современного состояния проблемы предупреждения и устранения парафиноотложений в прмысловых объектах нефтяной и газовой промышленности.

В нефтяной отрасли к настоящему времени накоплен обширный опыт в изучении и решении вопросов, так или иначе связанных с парафинотложениями, благо-

даря работам отечественных ученых: А. X. Мирзаджанзаде, А.Ю. Намиота, Г.А. Ба-баляна, Б.А. Мазепы, С.Ф. Люшина, Г.Ф. Требина, В.П. Тронова, П.П. Галонского, И.Т. Мищенко, В.В. Сизой, Ю.В. Шамрая, Н.М. Шерстнева и многих других.

Газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения существенно отличаются от нефтяных и, в первую очередь, составом пластового флюида и его фазовым состоянием. Это влечет за собой и различия в условиях разработки месторождений и эксплуатации промысловых объектов, особенно в следующих технологических процессах:

- сбор продукции скважин;

- промысловая подготовка углеводородов;

- трубопроводный транспорт.

Поэтому практически все задачи связанные с парафиноотложениями при разработке газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений приходится решать заново. Вместе с тем поиск решения этих задач, выбор направлений тех или иных исследований необходимо осуществлять с учетом богатого опыта нефтяников.

Отложения, образующиеся на стенках труб и оборудования, представляют собой сложную смесь парафинов со значительным содержанием асфальтосмолистых компонентов, высокомолекулярных масел, воды и механических примесей (частицы породы, продукты коррозии и т.д.). Также в составе отложений присутствуют высокомолекулярные нафтеновые, нафтено-ароматические и ароматические углеводороды с длинными алкильными цепями нормального и слаборазветвленного строения. Доля парафинов в отложениях колеблется в пределах от 40 до 90 %. Остальную часть составляют другие ингредиенты, прежде всего, смолы и асфальтены.

Основными факторами, влияющими на процесс образования и роста парафи-ноотложений, являются термобарические условия (температура и давление) углеводородной системы, состав добываемой продукции и гидродинамические характеристики потока. Доминирующую роль в этом перечне играет температура.

Влияние асфальтенов и смол на формирование парафиноотложений зависит от их концентрации. В составе и тех и других имеются компоненты, являющиеся природными поверхностно-активными веществами (ПАВ), которые в малых количествах, образуя подложку на стенках трубопроводов и оборудования, способствуют формированию отложений. При увеличении их концентрации в жидкой части продукции скважины они уже препятствуют образованию отложений.

Различные мехпримеси - продукты коррозии, кристаллы соли и т.д. - по единодушному мнению исследователей, способствуют образованию отложений, являясь центрами кристаллизации, и в силу развитой поверхности интенсифицируют процесс роста отложений и стимулируют укрупнение парафиновых структур.

Влияние скорости потока на интенсивность парафиноотложений изучалось различными исследователями. Многие авторы считают скорость потока вторым по значимости (после температуры) фактором, влияющим на интенсивность образования парафиноотложений, при этом сам механизм влияния различными авторами оценивается по-разному.

Парафины являются составной частью углеводородных смесей и при изменении термобарических условий подвержены фазовым превращениям. Это плавление, кристаллизация, переход из одной кристаллической модификации в другую, растворение одной фазы в другой, насыщение или перенасыщение одной фазы другой.

В промысловых условиях в скважинах, трубопроводах и другом технологическом оборудовании основным фактором, влияющим на температуру углеводородной системы, а также на равновесное состояние ее, является теплообмен с окружающей средой. Когда перепад температуры между углеводородной смесью и окружающей средой положительный, происходит кристаллизация парафинов. Чем ниже температура окружающей среды, тем интенсивнее процесс кристаллизации (при прочих равных условиях). И поскольку теплообмен с окружающей средой происходит через стенки трубопровода или другого технологического оборудования, наибольшее количество формирующихся кристаллов сосредоточивается в пристенном слое.

К настоящему времени в нефтяной промышленности разработаны и приме-няяются различные способы борьбы с парафиноотложениями, начиная от простейших (механическое удаление скребками) и заканчивая применением физических полей различной природы.

При использовании механических методов применяются скребки, разделители, поршни, мембраны и т. п. Эти методы трудоемки, применяются периодически и не могут быть автоматизированы.

При использовании тепловых методов уменьшение отложений связано с увеличением растворяющей способности нефти при повышении температуры с помощью погружных электронагревателей, различных горелок, промывки горячим теплоносителем.

Применение защитных покрытий различной природы не нашло широкого распространения из-за сложности их нанесения на внутреннюю поверхность труб и недостаточной прочности.

Физические методы основаны на воздействии на углеводородную жидкость электромагнитными, магнитными полями и ультразвуковыми волнами. Однако неоднозначные результаты применения этих методов говорят о том, что в большинстве случаев они малоэффективны. Промысловые испытания воздействием на углеводородную жидкость магнитным активатором были проведены с неоднозначным результатом на скв. 108 Печорокожвинского НГКМ.

Химические методы широко применяются в нашей стране и за рубежом. В зависимости от механизма действия химические реагенты в небольших количествах (0,01 - 1 %) оказывают диспергирующее, модифицирующее или депрессирующее воздействие. Модификаторы вступают в химическое взаимодействие с молекулами парафина и препятствуют созданию плотных отложений. Действие депрессаторов основано на торможении процесса структурирования парафина в углеводородной среде, снижении температуры начала кристаллизации парафина и температуры застывания нефтепродуктов.

Вторая глава посвящена исследованию физико-химических характеристик нефтеконденсатных смесей и кинетики кристаллизации парафинов.

Для исследований были отобраны пробы углеводородной жидкости скважин Вуктыльского, Югидского, Печорокожвинского и Западно Соплесского нефтегазокон-денсатных месторождений, в продукции которых отмечается повышенное содержание парафинов и которые по промысловым данным являются наиболее «проблемными».

Результаты лабораторных исследований продукции скважин свидетельствуют, о том что нефтеконденсатные смеси по физико-химическим свойствам неоднородны. Цвет меняется от прозрачного до коричневого, плотность от 700 до 837 кг/м3, молекулярная масса от 98 до 199, температура застывания от минус 5 до минус 60°С и т.д. Получены кривые фракционной разгонки по Энглеру. Результаты определения характеристик для некоторых объектов приведены в табл. 1 и 2.

Изучение распределения н-алканов С17+ в пробах продукции скважин проводилось на основе компонентного состава по методике ВНИИНП и методом капиллярной газожидкостной хроматографии (ГЖХ-анализ). Было установлено, что при определении компонентного состава по методике ВНИИНП при невысоком содержании парафинов в конденсате (менее 10 %) содержание С17+ составляет 33 % от по-

тенциала. Поэтому все последующие исследования проводились на основе ГЖХ-анализа, а ранее полученные данные были уточнены.

Таблица 1

Физико-химические свойства и состав углеводородной жидкости

Наименование параметра Значение параметра по месторождениям и скважинам

Печорокожвинское НГКМ Югилское НГКМ

скв.103 скв. 105 скв. 106 скв.107 скв. 108 скв.52 скв. 129 скв.141 скв. 143

Давление сепарации, МПа 3,47 4,00 3,84 3,93 3,91 4,43 3,29 5,10 7,65

Температура сепарации, °С 0 5 10 7 6 0 2 2 5

Цвет Темно-желт. Темно-желт. Темно-желт. Темно-желт. Темно-желт. Темно-желт. Темно-желт. Темно-желт. Темно-желт.

Плотность при 20 "С, г/см3 0,724 0,756 0,740 0,714 0,700 0,793 0,782 0,784 0,805

Молекулярная масса 115 140 129 110 98 185 164 161 199

Рефракция 1,408 1,426 1,412 1,404 1,399 1,442 1,436 1,451

Вязкость при 20 "С, мм2/с 1,15 1,674 - 0,86 0,9712 18,8 4,24 - 5,603

Температура, "С:

плавления парафина 56,2 58,2 56,2 54,5 51,8 58,6 61,6 60,2

застывания -29 -4 -18 -55 -60 22 10 20

Температура начала кипения, С 31 34 30 35 26 31 32 35 38

Объемная доля отгона, % при температуре, °С: 10 20 30 40 50 60 70 80 90

50 77 58 51 33 72 78 76 93

65 91 77 62 47 102 108 117 143

81 104 95 74 67 157 141 154 194

99 118 115 86 78 220 182 201 252

119 135 138 100 93 281 246 259 297

145 160 169 115 113 330 306 310 338

197 200 206 135 151 - 345 346 -

299 275 253 179 247 - 352 - -

360 343 - 334 316 - - - -

Температура конца кипения, С 360 352 360/93 336 326 360/67 360/86 360 360/65

Объемная доля, %

выхода остатка потерь 91,9 90,5 93,4 94,2 94,3 69,5 88,2 78,5 67,3

7,8 8,5 5,6 5,0 5,0 28,5 10,0 20,3 31,0

0,3 1.0 1,0 0,8 0,7 2,0 1.8 1.2 1,7

Массовое содержание компонентов, % асфальтенов смол парафинов масел бензинов серы

0,02 0,05 0,03 0,06 0,07 0,08 0,03 0,03 0,03

0,37 0,60 0,45 0,28 0,41 1,20 0,40 0,31 0,36

2,8 4,6 2,5 1,10 1,2 10,9 7,8 14,2 16,9

26,2 28,8 25,4 15,56 22,32 48,6 49,7 46,0 52,4

70,61 66,0 71.62 83,0 76,0 39,22 42.12 39,46 30,31

0,069 0,079 0,055 0,047 0,051 0,33 0,109 0,114 0,107

Рефрактометрические исследования фазовых превращений твердых углеводородов основаны на том, что показатель преломления является функцией температуры, причем для каждой фазы существует своя зависимость. Исследования проводились с образцами твердых парафиновых углеводородов С17+, выделенных вымораживанием при темперпатуре минус 21 °С из выветренных конденсатов и нефти.

По данным рефрактометрических исследований взятых образцов построены кривые зависимости показателя преломления от температуры, по которым установлено, что график коэффициента рефракции при переходе в область двухфазного состояния имеет ступенчатый вид. Температура начала перехода в двухфазную область составляет от 48 до 65 °С.

Таблица 2

Физико-химические свойства и состав углеводородной жидкости по скважинам Северо-Вуктыльской залежи

Наименование параметра Значение па раметра

скв. 53 скв. 279

Плотность при 20 "С, кг/мл 835,6 0,837

Молярная масса, г/моль 196 188

Вязкость при t "С, mm'Vc 20 50

6,98 6,87

3,02 3,11

Температура, иС: плавления застывания

58,2 58,4

-5 -5

Массовое содержание компонентов, % асфальтенов смол парафинов масел бензинов

0,07 0,09

1.4 1,7

5,4 4,9

62,8 62

30,33 31,2

Температура начала кипения, "С 80 63

Выкипает, объёмное содержание, % до t, "С: 100 150 200 250 300

6 6,2

20 20,4

31 32,3

38 43,7

50 56,4

Температура окончания кипения, иС 300 350

Объемная доля, %: выхода остатка

54 81,7

46 18,3

Влияние температуры на выпадение твердых парафинов из нефтеконденсат-ных смесей было исследовано на установке (рис. 1), основанной на принципе «холодного цилиндра».

Сущность исследований заключалась в создании определенного перепада температур между поверхностью охлаждаемого цилиндра, помещенного в металлический стакан, и залитым в этот стакан конденсатом с последующим измерением количества твердой фазы, выпавшей на поверхности цилиндра. По результатам измерения кинетики осаждения твердой фазы из конденсата при градиенте Д1 =76-8 °С между конденсатом и поверхностью цилиндра при массовой доле парафина 1,7 % количество осадка не превышает 0,25 %. При градиенте 40-7 °С кривая скорости

осаждения резко возрастает и на цилиндре откладывается до 1 % осадка, а при по-

Рис 1. Установка ПР-НПХ-04 для оценки эффективности ингибиторов парафиноотложений

нижении температуры конденсата до 20 °С массовая доля отложений увеличивается до 1,65 %. При концентрации твердых углеводородов в конденсате 7,7 % массовая доля отложений на цилиндре составила 3,5 %.

Процессы образования парафиноотложений не только зависят от перепада температур взаимодействующих систем, но и тесно связаны с гидравликой потока газожидкостной смеси и содержанием в ней парафина. При исследованиях оценивалось влияние этих факторов на численные значения вязкости и характер ее изменения от температуры и давления. Установлено, что с увеличением содержания парафинов в нефтеконденсатной смеси вязкость системы возрастает, особенно при снижении температуры окружающей среды. При этом изотермы вязкости при температуре порядка 50 °С приобретают форму резкого излома, что объясняется фазовым переходом - массовой кристаллизацией и выпадением твердого осадка из жидкой фазы. Как показали проведенные исследования, парафины выпадают из раствора в виде кристаллов, образуя во всем объеме жидкости коагуляционную структуру, упрочняющуюся по мере снижения температуры и повышения концентрации твердой фазы, что проявляется в резком повышении вязкости и застывании при пониженных температурах, причем с увеличением давления вязкость увеличивается.

В промысловых условиях Печорокожвинского НГКМ при температуре минус 10°С и давлении 1,0 МПа динамическая вязкость нефтеконденсатной смеси равна 0,56 мПа-с, а при той же температуре и давлении 2,5 МПа она увеличивается в 1,2 раза. При снижении температуры от плюс 50 до 0 °С динамическая вязкость продукции скв. 108 увеличивается с 0,3 до 0,9 мПа с, а в скв. 52 при снижении температуры от плюс 40 до плюс 10 °С вязкость нефти увеличивается с 10 до 155 мПа с.

Для изучения влияния скорости потока газожидкостной смеси на процесс па-рафиноотложения на установке комплексной подготовки газа (УКПГ) Печорокожвин-ского НГКМ был смонтирован специальный стенд. Стенд представляет собой трубопровод диаметром 8 мм со встроенной катушкой, в которую вставляется так называемый «образец-свидетель». До и после катушки расположены регулируемые штуцеры, с помощью которых поддерживается выбранный режим течения газожидкостной смеси. При необходимости для поддержания температуры образца-свидетеля предусмотрен подвод теплоносителя в межтрубное пространство катушки. Давления до и после катушки контролируются по образцовым манометрам. Схематично установка представлена на рис. 2.

Исследования проведены на нескольких режимах с использованием в качестве исходного потока продукции скв. 103, 104 и 108. Скорость потока газожидкостной смеси при исследованиях изменялась от 0,12 до 2,18 м/с.

По результатам исследований каждой скважины построены графики зависимости массы отложений от скорости потока.

Рис. 2. Схема стенда для исследования влияния скорости потока на процесс па-рафиноотложений:

1 - вектиль; 2 - термометр; 3 - манометр; 4 - штуцер; 5 - стенд; 6 - мерная емкость;

7 - газовый счетчик; 8 - катушка индикаторная ;9 - патрубок подвода теплоносителя.

Анализ полученных результатов, приведенных на рис. 3, показал, что масса отложений сначала с ростом скорости увеличивается, затем, достигнув максимума, начинает уменьшаться, причем видно, что для продукции различных скважин максимумы кривых соответствуют различным скоростям потока. Кроме того, максимумы отложений сдвинуты в сторону более высоких скоростей, чем скорость перехода режима течения из ламинарного в турбулентный, как в случаях с чисто нефтяными потоками.

Рис. 3. Зависимость массы парафиноотложений от скорости потока газожидкостных смесей в скважинах Печорокожвинского НГКМ

На вышеописанной установке автором были проведены исследования влияния дросселирования нефтегазоконденсатного потока на интенсивность парафиноотложений. В результате исследований было установлено, что при снижении температуры потока до температуры окружающей среды (минус 3,5 °С) масса отложений практически не меняется. Затем при дальнейшем дросселировании, соответственно, и снижении температуры потока масса отложений уменьшается с 3,57 до 1,55 г. Иначе говоря, когда температура потока выше температуры стенки трубопровода, кристаллизация парафинов происходит непосредственно на стенке, при более низкой температуре кристаллизация протекает во всем объеме потока газожидкостной смеси.

Объясняется это тем, что скорость зародышеобразования парафиноотложений зависит от концентрации тугоплавких парафинов в растворе, темпов его охлаждения и уровня его перенасыщенности. Скорость формирования кристаллов зависит от вязкости растворителя и теплового режима потока. Соотношение этих скоростей обусловливает дисперсность и общий объем парафинов, перешедших в кристаллическое состояние. Резкое охлаждение всей массы движущегося раствора, например, путем дросселирования газожидкостных систем, обеспечивает преобладание скорости зародышеобразования парафина над скоростью роста кристаллов.

В третьей главе приведены результаты исследований влияния парафиноотложений на работу системы «скважина-шлейф-УКПГ». Процесс парафинизации является индивидуальным для углеводородной жидкости каждой скважины и зависит от ее состава, физико-химических свойств, от скорости потока, обводненности и т. д.

Причины осложнений при эксплуатации промысловых объектов, вызванных наличием в продукции парафинов, можно разделить на три вида. Это потеря подвижности нефти при охлаждении вследствие кристаллизации парафинов во всем объеме жидкости с образованием твердой структуры, отложение парафинов непосредственно на стенках различного оборудования (скважины, трубопроводы, сепараторы, резервуары и т. д.), образование осадков при хранении и при низких скоростях потока в трубопроводах преимущественно в нефтеконденсатной смеси, конденсате из-за разности плотностей жидкости и парафинов.

Анализ изменения термобарических условий в скважинах, в продукции кото- • рых отмечается повышенное содержание парафинов, показал, что парафиноотло-жения начинаются с глубины 500 м в нефтегазоконденсатных скважинах в зависимости от состава продукции и с глубины 2000 м в нефтяных скважинах. Характерной для нефтяных скважин является потеря текучести нефти, которая происходит вследствие образования парафиновой структуры во всем объеме продукции скважин при их остановках.

В шлейфах термобарические условия изменяются в меньшей степени по сравнению с условиями в стволах скважин в основном за счет теплообмена через стенки трубопроводов с окружающей средой, причем по мере удаления от устья скважин интенсивность парафиноотложений уменьшается при стабилизации термобарических условий потока продукции.

Параметры подготовки газа и конденсата на УКПГ месторождений таковы, что практически все парафины должны поступать в конденсатопроводы в кристаллизовавшейся форме. Некоторым исключением являются установки, где для подачи нефтеконденсатной смеси применяются центробежные насосы. В насосах перекачиваемая жидкость нагревается на 15-20 °С, и часть парафиноотложений, кристаллизовавшаяся в предыдущих звеньях технологической линии, вновь расплавляется, особенно в зимнее время года, когда температура стенок конденсатопровода низкая, что приводит к повторной кристаллизации парафинов в конденсатопроводе и образованию отложений.

В условиях небольших скоростей потока нефтеконденсатной смеси, характерных для системы трубопроводного транспорта ООО «Газпром переработка», особую актуальность приобретают вопросы осадконакоплений. Когда речь идет о о малопа-рафинистой (до 3 %) нефтеконденсатной смеси с относительно низким содержанием асфальтосмолистых веществ, в нефтеконденсатной смеси образуется парафиновая суспензия. Парафиновая суспензия нефти или нефтеконденсатной смеси является кинетически неустойчивой, поэтому в покое, при хранении в резервуарах или в «мертвой» зоне сепараторов, а также в трубопроводах при низких скоростях потока под действием гравитационных сил образуются осадки. Как видно из табл. 3, по

составу осадки отличаются от отложений меньшим содержанием парафинов.

Таблица 3

Компонентные составы парафиноотложений и осадконакоплений

Наименование показателя Значение показателя

Место отбора скв. 105 скв. 106 скв 108 ПК 198 ПК 409 ПК 250 ПК 5

Дата отбора 17.02.00 29.02.00 15.05.00 29.05.0 0 29.05.00 26.04.00 13.11.01

Массовое содержание: асфапьтенов смол парафина масел 1,1 0,14 0,66 0,57 0,21 0,40 0,08

3,55 2,06 2,61 2,67 2,38 2,58 0,65

71,7 77,11 87,04 54,92 65,13 66,81 42,7

22,22 19,94 8,75 29,4 25,62 29,1 12.4

Температура плавления парафина, °С 67,4 83,2 72,4 85 88,3 82,2 -

ПК - пикеты конденсатопровода Печора - Югид

С целью борьбы с парафиноотложениями устья нефтегазоконденсатных и нефтяных скважин, рассматриваемых месторождений, оборудованы стационарными лебедками для очистки НКТ скребками. Для удаления парафиноотложений шлейфы скважин периодически промываются легким конденсатом. Периодичность промывки конкретного шлейфа подбирается опытным путем. Однако в последнее время в связи с вводом новых нефтегазоконденсатных скважин объемов легкого конденсата недостаточно для промывки возросшего количества шлейфов. Сложившаяся ситуация явилась дополнительным основанием для разработки новых и совершенствования применяющихся методов борьбы с парафиноотложениями.

В четвертой главе приведены результаты лабораторных исследований по подбору эффективных химических реагентов для предотвращения парафиноотложений.

В зарубежной и отечественной практике добычи нефти применяются химические реагенты (присадки) для предотвращения как отложений парафинов, так и потери подвижности углеводородной жидкости. В первом случае обычно применяют ПАВ или композиции на их основе, которые, адсорбируясь на кристаллах парафинов и на стенках труб, снижают силы адгезии и препятствуют образованию отложений. Для предотвращения потери текучести применяют композиции на полимерной основе: полиолефины; сополимеры этилена; алифатические эфиры карбоновых кислот; гетероциклические мономеры, которые при совместной с парафином кристаллизации образуют множество мелких кристаллов.

С целью оценки возможности применения присадок на месторождениях, разрабатываемых ООО «Газпром переработка», были проведены лабораторные исследования реагентов серий СНПХ отечественного производства, SERVO производства Голландии, Dodifloy производства Германии. Оценка эффективности присадок проводилась по их влиянию на температуру застывания нефтепродукта (при применении полимерных присадок) и по степени отмыва пленки нефти (присадки с ПАВ).

По полученным результатам лучшими отмывающими свойствами применительно к нефтеконденсатной смеси скв. 129 Югидского НГКМ обладают присадки отечественного производства СНПХ-7909 и СНПХ-7821.

Исследование депрессоров показало, что лучшими свойствами по отношению к нефтеконденсатной смеси скв. 129 Югидского НГКМ обладает компаунд ОосКАоу -3227.

Также были проведены исследования депрессаторных свойств кубового остатка с установки цеоформинга (тяжелой фракции ароматических углеводородов) Сосногорского ГПЗ. Для улучшения ингибиторных свойств кубовый остаток смешивали с сульфонолом и ОП-Ю при соотношении 1:3,5. Выбор смеси ПАВ базировался на определении критических концентраций мицеллообразования (ККМ) исследуемых ПАВ, которые соответствуют максимуму их поверхностной активности и сопровождаются резким улучшением отмывающей способности и других свойств. Эффективность композиции определяли по методике, разработанной в НПО «Союзнефте-промхим». На разработанную композицию автором был получен патент на изобретение, и она была рекомендована для промысловых испытаний на скважинах.

Промысловые испытания композиции для предупреждения и устранения па-рафиноотложений, проведенные в 2000-2004 гг. на Печорокожвинском и Югидском НГКМ, показали хорошие результаты. Вместе с тем при использовании композиции был выявлен и ряд недостатков. При длительном хранении композиция склонна к расслаиванию, а также в зимнее время повышается ее вязкость, что отрицательно сказывается на работе дозировочных насосов.

С целью устранения отмеченных недостатков были проведены лабораторные исследования по разработке универсального ингибитора парафиновых и гидратных образований. В результате исследований большого количества химреагентов был подобран состав, который показал высокий отмывающий эффект пленки нефти. Основным компонентом в составе является метанол, который предотвращает гидрато-образования. Неионогенное ПАВ (ОП-Ю) снижает поверхностное натяжение и улучшает диспергирование кристаллов парафина. Добавка кальцинированной соды усиливает моющую способность состава, нейтрализует кислые компоненты парафино-отложений и обеспечивает оптимальное значение рН. Введение в состав иодида или бромида щелочного металла значительно улучшает его диспергирующую и смачивающую способности за счет снижения межфазного натяжения на границе «нефть-вода» и повышения его растворяющей способности. Состав, названный «Реагента КД», имеет следующее соотношение массовых долей компонентов, %: ОП-Ю - 8+11; кальцинированная сода - 0,8+1,1; иодид (бромид) калия - 0,2+0,3; метанол - 50+60; вода пресная - остальное.

На состав автором подготовлена заявка на изобретение. Проведенные сравнительные исследования выпускаемых промышленностью композиций ПАВ (Нефте-нол МЛ, ФК-2000 и разработанного «Реагента КД») показали, что Нефтенол МЛ и «Реагент КД» обладают примерно одинаковой отмывающей способностью при концентрации массовых долей 0,15-0,25 %, а ФК-2000 требует более высокой концентрации для достижения аналогичного эффекта.

На основании лабораторных исследований Нефтенол МЛ и «Реагент КД» были рекомендованы для проведения промысловых испытаний на скважинах Югидско-го НГКМ.

В пятой главе приводятся результаты промысловых исследований по применению композиции на основе ароматических углеводородов и «Реагента КД» на скважинах Югидского и Печорокожвинского НГКМ. При осуществлении процесса предупреждения и удаления парафиноотложений с помощью ингибирующих составов выбор скважин осуществлялся по результатам исследований и анализа промыслового материала. Были подобраны скважины, в которых происходят периодические остановки при спуске скребков, межочистной период НКТ скребками составляет не более 3 сут, перепад давления в шлейфах повышенный, обводненность добываемой продукции - не более 20 %. Обработке скважин ингибирующими составами предшествуют подготовительные работы, заключающиеся в сборе информации об объекте, состоянии наземного и подземного оборудования, режиме эксплуатации, интенсивности парафиноотложений в НКТ, состоянии шлейфов и т. п. На основании анализа информации составляется план проведения работ.

Технология применения ингибирующих составов определяется условиями разработки месторождения, способами эксплуатации скважин, термодинамическими параметрами их работы и наличием соответствующего оборудования. Разработанная технологическая схема подачи ингибирующих составов из подпорной емкости дозировочным насосом, установпенным на устье скважины, обусловлена требованиями безопасности производства работ по ингибированию добываемой продукции на Югидском НГКМ. На Печорокожвинском НГКМ подача ингибирующего состава осуществлялась путем передавливания его из емкости в шлейф газом из затрубного пространства скважины. Объемная доля ингибирующего состава зависит от интенсивности парафиноотложений и составляет около 0,1 % от объема добываемого нефтеконденсата.

Промысловые испытания ингибирующих составов проводились в 2000-2006 гг. на скв. 103 и 108 Печорокожвинского НГКМ и на скв. 60, 129,140,141,143 Югидского НГКМ. Перед проведением промысловых испытаний были выполнены газокон-денсатные исследования с отбором проб газа и углеводородной жидкости, по которым изучались их исходные физико-химические свойства, фракционный и компо-

нентный составы. Для контроля наличия и содержания ингибирующего состава, изменения молекулярного состава и доли парафиновых соединений в продукции скважин при промысловых испытаниях исследовались пробы жидких флюидов методом ИК-спектроскопии. В результате испытаний композиции на скв. 108 Печорокожвин-ского НГКМ увеличился межочистной период шлейфа с 12 до 23 сут, снизился перепад давления по нему с 2,1 до 0,4 МПа. Температура застывания проб углеводородной жидкости снизилась с минус 14 °С до минус 31 °С, что свидетельствует об эффективности применения композиции и ее хороших депрессорных свойствах.

Технологические параметры работы скв. 129 Югидского НГКМ в 2005 г. перед испытаниями ингибирующих составов были следующие: р6уф=9,45 МПа; рэт=11,2МПа; рвх=9,08 МПа; Ту= 20 °С. Дебит газа сепарации составил 71,44тыс.м3/сут, сырых углеводородов 69,63 м3/сут. Добываемый жидкий флюид темно-желтого цвета, плотностью 0,789г/см3 и молекулярной массой 164. Массовая доля, %: бензиновых фракций - 45,4; масел - 48; парафинов - 6,1; смол - 0,42; ас-фальтенов- 0,04.

В процессе испытаний ингибитора Нефтенол МЛ с расходом 0,24 м3/сут на этой скважине перепад давления по шлейфу длиной 6100 м снизился с 0,44 до 0,39МПа. Применение «Реагента КД» позволило снизить перепад давления по шлейфу с 0,54 до 0,31 МПа. При этом значительно уменьшились задержки скребка при удалении парафиноотложений в НКТ.

В 2005 г. испытания осуществлялись по технологии непрерывной подачи «Реагента КД» дозировочными насосами.

Технологические параметры работы скв. 140 Югидского НГКМ в 2005 г. перед испытаниями «Реагента КД» были следующие: РбУф=11,2 МПа; рэт=12,5 МПа; Ту=13°С. Дебит газа сепарации составлял 63,5 тыс.м3/сут, сырых углеводородов 81,2 м3/сут при рвх=10,66 МПа. Добываемый жидкий флюид характеризуется: плотностью 0,783г/см3; молекулярной массой 157. Массовая доля, %: парафинов 10,2; бензиновых фракций 45,5; асфальтосмолистых веществ 0,61.

Промысловые испытания с целью предупреждения парафиноотложений с помощью «Реагента КД» с расходом 0,2 м3/сут на этой скважине позволили снизить перепад давления в шлейфе длиной 1870 м с 0,44 до 0,32 МПа, а также исключили периодические (несколько раз в месяц) продувки скважины на факел при возрастании перепада давления в шлейфе до 2 МПа.

Технологические параметры режима работы скв. 143 Югидского НГКМ в 2005г. перед испытаниями «Реагента КД» были следующие: РбУф=8,6 МПа; рэт=16,0 МПа; Ту=24 °С; рвх=8,24 МПа. Дебит газа сепарации составлял 51,4 тыс.м3/сут, выветренных жидких углеводородов 183,5 м3/сут. По результатам физико-химических исследований добываемый жидкий флюид характеризуется плотностью 0,817 г/см3; моле-

кулярной массой 206. Массовая доля, %: масел 60,1; парафинов 15,7; асфальтос-молистых компонентов 0,21.

Промысловые испытания «Реагента КД» при его расходе 0,32 м3/сут на этой скважине позволили снизить перепад давления по шлейфу длиной 2560 м с 0,56 до 0,36 МПа, а также предотвратили периодические продувки на факел.

За период испытания был выявлен ряд недостатков примененяемой технологии непрерывной подачи «Реагента КД» дозировочными насосами, установленными на устьях скважин.

С целью централизованной подачи «Реагента КД» была произведена обвязка системы распределения и дозирования ингибитора парафиноотложений с помощью комплексной автоматизированной системы распределения и дозирования ингибитора гидратообразования на базе устройства УВИ-250-ТМ.

Централизованная подача по новой схеме с УКПГ через УВИ-250-ТМ позволило:

- осуществлять подачу «Реагента КД» в затрубное пространство и шлейфы скважин в заданном объёме;

- осуществлять контроль и автоматическое поддержание заданного значения давления подачи «Реагента КД» в нагнетательной линии;

- осуществлять технологическое измерение фактического расхода реагента;

- оперативно производить обслуживание и ремонт оборудования.

В 2006 г. проводились промысловые испытания по внедрению новой технологии подачи «Реагента КД» на скважинах Югидского НГКМ.

Промысловые испытания показали, что применение «Реагента КД» в 20052006 гг. на скв. 60, 129, 140 и 143 Югидского НГКМ позволило: стабилизировать работу скважин; увеличить межочистной период в два раза; снизить перепад давления в шлейфах скв. 129 с 0,7 до 0,4 МПа, скв. 60 - с 0,5 до 0,2 МПа, скв.140 - с 0,4 до 0,2МПа, скв. 143 с 0,6 до 0,3 МПа.

Основные выводы На основании изучения физико-химических процессов фазовых превращений парафинов, методов предупреждения и устранения парафиноотложений, анализа геолого-технических условий эксплуатации скважин, выполненных комплексных исследований по решению поставленных в работе задач соискателем сформулированы следующие выводы:

1. На разработанном автором и смонтированном на УКПГ Печорокожвин-ского НГКМ стенде в результате экспериментальных исследований определена зависимость интенсивности парафиноотложений от скорости нефтегазоконденсатного потока. Зависимость имеет экспоненциальный вид. Максимум парафиноотложений в случае нефтегазоконденсатного потока в отличие от чисто нефтяного соответствует

скоростям, превышающим скорость перехода ламинарного режима течения в турбулентный.

2. Экспериментально установлено, что дросселирование нефтегазокон-денсатных систем приводит к снижению интенсивности парафиноотложений. Объясняется это тем, что при дросселировании снижение температуры потока, соответственно, зародышеобразование и кристаллизация парафинов, происходят во всем объеме газожидкостной смеси, а не в пристенном слое, как в случае снижения температуры за счет теплообмена с окружающей средой через стенки оборудования.

3. Исследована растворимость парафиноотложений в различных углеводородных растворителях. Отмечено, что ни в одном из исследованных растворителей полного растворения парафиноотложений не происходит и для удаления их остатков из трубопровода необходимо достижение определенной скорости газожидкостного потока.

4. Разработаны два ингибирующих состава химреагенов для предупреждения парафиноотложений. По своим характеристикам составы не уступают широко распространенным ингибиторам парафиноотложений серии СНПХ. Они отличаются простотой приготовления и более низкой стоимостью. На один состав автором получен патент Российской Федерации на изобретение. На второй состав (состав комплексного действия «Реагент КД») оформлена заявка на изобретение.

5. Для практического применения ингибирующих составов разработаны и внедрены: «Временная инструкция по технологии удаления и предупреждения парафиноотложений с помощью композиции химреагентов»; «Временный регламент промысловых испытаний технологии удаления органических отложений с помощью раствора «Нефтенол МЛ»; «Технологический регламент применения «Реагента КД» для предупреждения парафиноотложений»

6. В результате внедрения разработанных составов для предупреждения парафиноотложений в процессе эксплуатации семи скважин на Югидском и Печоро-кожвинском НГКМ (скв. 60, 129, 140, 141, 143 Югидского НГКМ и скв. 103 и 108 Пе-чорокожвинского НГКМ) за период 2000-2006 гг. получен экономический эффект 24,3млн р. (в том числе доля эффекта за счет разработок автора составляет 10,21 млн р.).

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

Статьи в изданиях, рекомендованных Высшей аттестационной комиссией Министерства образования и науки Российской Федерации

1. Контроль ингибирования продукции скважин / P.M. Тер-Саркисов, Р.Ю. Юнусов, A.A. Латышев и др. // Газовая промышленность. - 2001. - N 10. - с. 34-36.

2. Александров Ю.В., Юнусов Р.Ю., Полубоярцев Е.Л. Эффективность применения химреагентов для добычи и транспорта парафинистой нефтеконденсатной смеси // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов, 2006. -Уфа: ТРАНСТЭК. - № 66. - с. 66-77.

Статьи в научно-технических сборниках и других изданиях

1. Особенности эксплуатации скважин Западно-Соплесского ГКМ/ Р.Ю. Юнусов, А.П. Михайлов, А.Н. Волков и др. // Разработка и эксплуатация газоконденсат-ных месторождений на завершающей стадии: тез. докл. науч.-техн. конф. (Вуктыль-ское ГПУ, сент. 1993 г.). - Ухта: Севернипигаз, 1993. - с. 48-50.

2. Крачковский В.В., Юнусов Р.Ю. Особенности эксплуатации скважин Печо-рокожвинского газоконденсатного месторождения // Повышение эффективности разработки и эксплуатации газоконденсатных месторождений. Решение проблем в транспорте газа: тез. докл. науч.-пракг. конф., посвящ. 30-летию предпр. «Севергаз-пром» (27-29 окт. 1998 г.). - Ухта: Севернипигаз, 1998. - с. 84-86.

3. Уляшев Е.В., Юнусов Р.Ю., Крачковский В.В. Осложнения при эксплуатации скважин с повышенным содержанием в продукции асфальтосмолопарафиновых веществ и борьба с ними II Севергазпром: союз науки и производства в области геологии, разработки месторождений и транспорта газа в Тимано-Печорской провинции: Юбилейный науч.-техн. сб., посвящ. 30-летию образ, предпр. «Севергазпром». - Ухта: Севернипигаз, 1999.-е. 305-311.

4. Физико-химическая характеристика нефтей и нефтеконденсатов, характеризующихся повышенным содержанием парафинов/ C.B. Савченков, Н.К. Наумова, C.B. Шелемей, Р.Ю.Юнусов II Севергазпром: союз науки и производства в области геологии, разработки месторождений и транспорта газа в Тимано-Печорской провинции: Юбилейный науч.-техн. сб., посвящ. 30-летию образ, предпр. «Севергазпром». -Ухта: Севернипигаз, 1999. - с. 334-344.

5. Композиция для предупреждения и удаления парафиноотложений/ Р.Ю. Юнусов, В.В. Крачковский, А.И. Бурмантов А.И. и др. II Геология, разработка, эксплуатация месторождений Тимано-Печорской провинции. Транспорт газа. Проблемы, решения, перспективы: науч.-техн. сб. В 4 кн. Кн.1. Разработка и эксплуатация месторождений. Комплексные исследования пластов и скважин. - Ухта: филиал ООО «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз», 2000. - с. 312-328.

6. Юнусов Р.Ю., Латышев A.A., Васильев В.В. Контроль за наличием ингиби-рующей присадки в углеводородной жидкости скв. 108 Печорокожвинского месторождения II Геология, разработка, эксплуатация месторождений Тимано-Печорской провинции. Транспорт газа. Проблемы, решения, перспективы: науч.-техн. сб. В 4 кн. Кн.1. Разработка и эксплуатация месторождений. Комплексные исследования

пластов и скважин. Ухта: филиал ООО «ВНИИГАЗ»-«Севернипигаз», 2000. - с. 165174.

7. Применение ПАВ для повышения коэффициента эксплуатации скважин / Р.Ю. Юнусов, А.И. Бурмантов, С.А. Погуляев и др.// тез. докл. V науч.-техн. конф. Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России. Секция 2. Разработка и эксплуатация месторождений природных углеводородов. (М„ 23-24 янв.).-М. -2003. -С. 129.

8. Основные проблемы добычи углеводородного сырья на месторождениях ООО «Севергазпром» / В.Н. Рыжаков, Л.В. Рыбаков, Н.В. Долгушин. Р.Ю. Юнусов // Актуальные вопросы техники и технологии добычи и подготовки газа: Материалы науч.-техн. совета ОАО «Газпром» (Сочи, апр. 2003 г.).- М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2003. - с. 99-106.

9. Разработка и испытание композиций для удаления и предупреждения па-рафиноотложений в шлейфах скважин Югидского НГКМ / В.В. Крачковский, Р.Ю. Юнусов, Р.А. Бурмантов и др. // Научные проблемы и перспективы нефтегазовой отрасли в Северо-Западном регионе России: науч.-техн. сб. В 4 ч. 4.2. Разработка и эксплуатация месторождений. Комплексные исследования пластов и скважин. Кн.2.- Ухта: филиал ООО «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз», 2005. - с. 9-19.

10. Особенности эксплуатации скважин на завершающей стадии разработки месторождений / С.В. Шелемей, Н.В. Долгушин, А.В. Федосеев, Р.Ю. Юнусов // ООО «Севергазпром». Стратегия инноваций и научного поиска: науч.-техн. сб. В 2 ч. Ч. 1. - Ухта, 2007.-с. 170-178.

11. Результаты промысловых испытаний «Реагента КД» для предупреждения АСПО в скважинах Югидского НГКМ / Р.Ю. Юнусов, А.И. Бурмантов, И.А. Чернышев и др. // ООО «Севергазпром». Стратегия инноваций и научного поиска: науч.-техн. сб. В 2 ч. Ч. 1. - Ухта, 2007. - с. 206-213.

Патенты РФ на изобретения

1. Пат. 2173328 Р11, МПК С 09К 3/00. Композиция для удаления асфальтосмо-лопарафиновых отложений / Р.Ю.Юнусов, А.И. Бурмантов, В.В. Крачковский и др. -№ 99126013/04; заявл. 08.12.99; опубл. 10.09.01, Бюл. N 25.

2. Пат. 2221963 1*11, МПК 7 Р 16 I 59/00. Теплоизолированная колонна / Р.Ю. Юнусов, А.В. Федосеев, П.Р. Александров и др. - № 2001124388/06; заявл. 31.08.01; опубл. 20.01.04, Бюл. N 2.

Полезная модель

1. Свид. 35150 1*11, МПК Ю 01 N 17/00. Устройство для установки образцов-свидетелей в трубопроводе под давлением. Полезная модель / Р.Ю. Юнусов, Г.М. Квачантирадзе, С.А. Погуляев и др. - № 2003118826/20; заявл. 27.07.03; опубл. 20.12.03, Бюл. N 36.

Подписано к печати 21.10.2009 г.

Заказ № 6362 Объем 1,0 п.л. Формат бумаги А5 _Тираж 100 экз._

Отпечатано в филиале ООО «Газпром ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз» По адресу 169300, г. Ухта, ул. Севастопольская, 1а Тел. 5-16-85

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Юнусов, Ринат Юрисович

ВВЕДЕНИЕ.

1 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА БОРЬБЫ С ПАРАФИНООТЛОЖЕНИЯМИ.

1.1 Причины и механизм образования отложений.

1.2 Структура и состав парафиноотложений.

1.3 Факторы, влияющие на процесс парафиноотложений.

1.4 Методы борьбы с парафиноотложениями.

1.4.1 Механические методы.

1.4.2 Тепловые методы.

1.4.3 Защитные покрытия.

1.4.4 Физические методы.

1.4.5 Химические методы.

2 ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕЙ И КОНДЕНСАТОВ.

2.1 Краткая характеристика общего потока жидких углеводородов поступающих на СГПЗ.

2.2 Физико-химическая характеристика нефтеконденсатных смесей и парафинов.

2.2.1 Физико-химическая характеристика конденсата.

2.3 Распределение н-алканов в конденсатах.

2.4 Рефрактометрические исследования конденсата и парафинов.

2.5 Исследование кинетики осаждения и растворения парафинов.

2.6 Исследование реологических и коллоидно-химических свойств конденсатов и суспензий парафинов.

2.7 Исследование влияния скорости потока нефтегазоконденсатной смеси на интенсивность парафиноотложений.

3 ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТОВ, СВЯЗАННЫЕ С НАЛИЧИЕМ ПАРАФИНОВ.

3.1 Скважины.

3.2 Выкидные линии скважин (шлейфы), трубопроводы.

3.3 Методы борьбы с парафиноотложениями, применяемые на промыслах.

3.3.1 Промысловые испытания магнитного метода борьбы с парафиноотложениями.

3.3.2 Промысловые испытания электрообогрева на скв. 53 Вуктыльского НГКМ

4 ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЙ ПО РАЗРАБОТКЕ ЭФФЕКТИВНЫХ МЕТОДОВ

БОРЬБЫ С ПАРАФИНООТЛОЖЕНИЯМИ.

4.1 Растворимость парафиноотложений в углеводородных растворителях.

4.2 Подбор эффективных химреагентов для борьбы с парафиноотложениями.

4.3 Разработка Композиции для предупреждения парафиноотложений.

4.4 Разработка универсального ингибитора для предотвращения и удаления парафиноотложений и гидратов.

5 ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ ИНГИБИТОРОВ ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ПАРАФИНООТЛОЖЕНИЙ.

5.1 Промысловые испытания Композиции на скважинах Печорокожвинского НГКМ.

5.2 Промысловые испытания химических реагентов на скважинах Югидского НГКМ

5.2.1 Промысловые испытания раствора ПАВ «Нефтенол МЛ» на скв.129.

5.2.2 Промысловые испытания «Реагент КД».

5.3 Технология непрерывной подачи «Реагент КД» дозировочными насосами.

5.4 Технология непрерывной подачи «Реагент КД» через УВИ-250-ТМ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование методов предупреждения парафиноотложений при эксплуатации скважин нефтегазоконденсатных месторождений"

Актуальность проблемы

Газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения в настоящее время широко распространены и играют заметную роль в обеспечении углеводородным сырьем газо- и конденсатохимических комплексов. Анализ тенденций развития и современного состояния ресурсной базы свидетельствует о том, что в основных газодобывающих районах наблюдается постоянный рост доли запасов, приходящихся на глубокозалегающие газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения, продукция которых содержит в своем составе высококипящие компоненты, в том числе и парафины. В последующем, по мере истощения месторождений, представленных сеноманскими отложениями, доля добычи из глубокозалегающих залежей со сложными горно-геологическими условиями, с флюидами сложного состава, с присутствием высококипящих компонентов будет только возрастать.

И если в добыче нефти многие вопросы, связанные с парафиноотложениями, благодаря работам отечественных и зарубежных исследователей, уже нашли свое решение, для газовой отрасли, при разработке газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений в силу отличия составов добываемого флюида и соответственно термобарических условий его добычи, подготовки и транспорта эти вопросы требуют изучения. В этой связи тема диссертационной работы является актуальной и направлена на повышение эффективности эксплуатации скважин и других промысловых объектов, осложненных парафиноотложениями в процессе разработки нефтегазоконденсатных месторождений.

Цель работы

Основные задачи исследований

4. Исследование составов химреагентов для предупреждения парафиноотложений

5. Разработка новых составов и технологии их применения для предупреждения парафиноотложений при эксплуатации скважин нефтегазоконденсатных месторождений

Методы исследования

В работе использовались физико-химические, хроматографические и спектральные методы для исследования состава исходных и ингибированных нефтеконденсатных смесей, реологические установки типа ВСН-3 для изучения вязкокинетических характеристик, разработанные автором стенды для изучения влияния различных факторов (температуры, давления) на процесс парафиноотложения. На установке «холодного цилиндра» изучены особенности отложения парафина, исследованы закономерности кристаллизации и кинетика выпадения твердой фазы в объеме нефтеконденсата и в его пристенном слое. Исследованы свойства отложений в промысловых и лабораторных условиях, их групповой состав и строение.

Основные защищаемые положения

1. Закономерности влияния скорости нефтегазоконденсатного потока на интенсивность парафиноотложений

2. Результаты исследований растворимости парафиноотложений в различных углеводородных растворителях

3. Разработанные и опробованные в промысловых условиях новые составы и технологии предупреждения и удаления парафиноотложений

Научная новизна

Практическое внедрение работы

Внедрение в практику разработанных автором методов предупреждения парафи-ноотложений позволило увеличить межремонтный период при эксплуатации скважин, уменьшить перепады давления в насосно-компрессорных трубах (НКТ) и шлейфах, что способствует существенному улучшению эксплуатационных характеристик скважин с получением дополнительных объемов добычи газа, конденсата и нефти.

По результатам проведенных работ рекомендовано применение «Реагента КД» и раствора «Нефтенол МЛ» для предупреждения парафиноотложений для условий Печо-рокожвинского и Югидского НГКМ.

Разработанные автором и при его участии составы ингибиторов парафиноотложений и технологии их применения позволили более чем в полтора раза увеличить производительность скважин и технологического оборудования сбора и подготовки их продукции. В результате внедрения разработанных химических реагентов для предупреждения парафиноотложений в процессе эксплуатации девяти скважин на Югидском и Печорокож-винском НГКМ за шесть лет получен экономический эффект 24,3 млн р. (в том числе доля эффекта за счет разработок автора составляет 10,21 млн р.).

Апробация работы

Основные результаты исследований докладывались на следующих всероссийских и отраслевых научно-технических конференциях и советах ОАО «Газпром»: всесоюзная конференция «Роль молодежи в решении конкретных научно-технических проблем нефтегазового комплекса страны» (пос. Красный Курган, июнь 1989 г.); научно-практическая конференция «Разработка и эксплуатация газоконден-сатных месторождений на завершающей стадии» (Ухта, Коми филиал ВНИИГАЗа, октябрь 1990 г.); научно-техническая конференция «Разработка и эксплуатация газоконденсат-ных месторождений на завершающей стадии» (Ухта, филиал ООО «ВНИИГАЗ» - «Север-нипигаз», сентябрь 1993 г.); научно-практическая конференция, посвященная 30-летию предприятия «Се-вергазпром», «Повышение эффективности разработки и эксплуатации газоконденсатных месторождений» (Ухта, филиал ООО «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз», октябрь 1998 г.); V научно-техническая конференция «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, январь 2003 г.); научно-технический совет ОАО «Газпром» «Актуальные вопросы техники и технологии добычи и подготовки газа» (Сочи, апрель 2003 г.); VII научно-техническая конференция (Ухта, УГТУ, апрель 2006 г.); . совещание ведущих специалистов предприятий ОАО «Газпром» «Результативность геолого-технических мероприятий на скважинах месторождений ОАО «Газпром» (Кисловодск, февраль 2008 г.); научно-техническая конференция преподавателей и сотрудников в рамках IV Северного социально-экологического конгресса «Северное измерение глобальных проблем: первые итоги Международного полярного года» (Ухта, УГТУ, апрель 2008 г.); научно-технический совет ОАО «Газпром», секция «Добыча и промысловая подготовка газа и газового конденсата» (Тюмень, ООО «ТюменНИИгипрогаз», июнь 2008 г.).

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Юнусов, Ринат Юрисович

Выводы по разделу:

- установлено, что при содержании парафинов в конденсате 1 % и ниже измеренные по стандартной методике ВНИИНП величины С17+ оказываются сильно заниженными, поэтому потенциальное их содержание в конденсате необходимо определять по разработанной методике на основе капиллярной газожидкостной хроматографии (ГЖХ-анализ);

- нефтегазоконденсатные смеси и парафины месторождений весьма неоднородны по своим физико-химическим характеристикам, что обусловлено как сложностью геологических строений залежей, так условиями и временем отбора проб;

- различный характер распределения тяжелых углеводородов по скважинам довольно хорошо увязывается с коллекторскими свойствами и технологическими характеристиками скважин;

- данные рефрактометрических определений, а также относительное распределение углеводородов в пробах парафина из ряда газоконденсатных скважин и нефтяных скважин указывают на их достаточную близость, что предполагает определенное взаимовлияние нефти и конденсата в залежах;

- процессам выпадения парафинов способствует снижение давления в системе, процессам растворения - наоборот. Найдено, что наилучшую растворяющую способность к парафинам проявляют светлые нефтяные фракции и стабильный конденсат, нагретые до 40-50 °С;

- увеличение концентрации парафина в конденсате проявляется в повышении температуры массовой кристаллизации и нарастании структурно-механических свойств смесей. Последнему способствует также повышение давления и присутствие в системе воды;

- выпадающие из конденсата частицы твердых парафинов образуют рыхлые, объемистые осадки, способные немного уплотняться во времени и легко разрушаться при незначительном сдвиге.

3 Осложнения при эксплуатации промысловых объектов, связанные с наличием парафинов

Наличие парафинов, застывающих при положительных температурах, приводит к различным осложнениям при эксплуатации промысловых объектов.

Нефть и конденсат являются системами с очень сложным составом и диапазон температур кристаллизации содержащихся в них компонентов достаточно велик. Если переход из жидкого в твердое состояние индивидуального вещества характеризуется какой-то определенной температурой, то в случае нефти при кристаллизации парафинов речь идет об интервале температур. При охлаждении нефти до уровня температуры начала кристаллизации сначала выпадают более тяжелые компоненты и затем в течение длительного времени протекают параллельно два процесса:

- образование кристаллов более легких компонентов с температурами начала кристаллизации, соответствующими температуре нефти;

- укрупнение уже выпавших кристаллов, образование совместно с асфальтенами, смолами и др. агломератов, и в зависимости от гидродинамических характеристик потока и внешних факторов образования отложений или осадков.

Поэтому при эксплуатации различных промысловых объектов в зависимости от термодинамических параметров их работы парафинизации подвержены целые участки технологических линий: скважины; шлейфы; сепараторы и так далее.

Причины осложнений при эксплуатации промысловых объектов, вызванные наличием в продукции парафинов условно можно разделить на три вида:

- потеря подвижности нефти при охлаждении, вследствие кристаллизации парафинов во всем объеме жидкости с образованием соответствующей структуры;

- отложение парафинов непосредственно на стенках различного оборудования (скважины, трубопроводы, сепараторы, резервуары и так далее);

- образование осадков при хранении и при низких скоростях потока в трубопроводах, преимущественно в случае нефтеконденсатной смеси, конденсата или светлых нефтепродуктов из-за разности плотностей самой жидкости и парафинов.

Рассмотрим подробнее звенья технологической системы добычи, сбора, подготовки и транспорта углеводородной продукции.

3.1 Скважины

Скважины из-за своей специфики наиболее подвержены парафиноотложениям. Именно в скважинах происходят наиболее значительные изменения термобарических условий. Во-первых, за счет теплообмена с окружающей средой через стенки скважины снижается температура добываемого флюида. Во-вторых, из-за расходования внутренней энергии потока на преодоление гидравлических сопротивлений и преодоление силы тяжести при подъеме продукции от забоя к дневной поверхности по трубам относительно небольшого диаметра НКТ происходит снижение давления.

Влияние изменения давления в промысловых условиях на процесс образования и роста отложений большинством исследователей отвергается или характеризуется как незначительное. В частности на рис. 3.1 представлена зависимость кристаллизации парафинов в нефти, позаимствованная нами из [1]. Снижение давления до давления насыщения (7,65 МПа) приводит к увеличению растворяющей способности нефти, при этом температура кристаллизации снижается примерно на 2 °С. При дальнейшем снижении давления начинается разгазирование нефти. Это приводит к повышению температуры начала кристаллизации парафинов (сначала полой, затем по крутой кривой), что свидетельствует об уменьшении растворяющей способности нефти в зависимости от степени разгазирования. Таким образом, из анализа рисунка можно с некоторой долей условности сделать вывод о том, что изменение давления влияет на процесс образования отложений в той мере, в которой оно влияет на изменение температуры потока и что для определения участков подверженных парафиноотложениям достаточным условием является рассмотрение термодинамических характеристик потока.

Процесс парафинизации является индивидуальным для углеводородной жидкости каждой скважины и зависит от ее состава и физико-химических свойств, от гидродинамических характеристик потока, от обводненности и так далее.

Давление, МПа

Рис. 3.1. Зависимость температуры кристаллизации парафинов в нефти от давления

В табл. 3.1 представлены технологические режимы работы скважин Югидского, Пе-чорокожвинского и Вуктыльского месторождений, в продукции которых отмечается повышенное содержание асфальтенов, смол и парафинов.

Из приведенных в табл. 3.1 данных видно, что основная часть изменений термобарических условий приходится на скважину. Например, в стволе скв. 52 Югидского НГКМ снижение температуры потока происходит от плюс 70°С до 0°С, а в шлейфе температура, на всем его протяжении от устья до временной сепарационной установки, не меняется.

Это свидетельствует о том, что фазовые превращения парафинов и, соответственно, образование отложений происходит преимущественно в НКТ. В шлейфе же при постоянстве температуры будет наблюдаться равновесие фаз.

Подобное распределение температур наблюдается и по остальным скважинам, представленным в табл. П.1 - П.2 (приложение), то есть снижение температуры флюида происходит в основном в стволе скважины. По скв. 108 Печорокожвинского НГКМ, скв. 60, 62 и 64 Югидского НГКМ отмечается небольшое снижение температуры и по шлейфу, что обуславливает вероятность их запарафинивания.

С целью оценки глубины, на которой начинаются парафиноотложения, были проведены расчеты распределения температур по стволам скважин. Сопоставление результатов расчетов с данными лабораторных исследований процессов кристаллизации парафинов в нефтях и нефтеконденсатах позволяет сделать вывод о том, что отложения парафинов в скв. 108, 53 Вуктыльского НГКМ, 60, 64 и 62 Югидского НГКМ начинаются в интервале глубин 500-1000 м. В скв. 52 Югидского НГКМ парафиноотложения начинаются с глубины 2000-2500 м.

Актуальной для скважин является и так называемая потеря текучести нефти, хотя большинство специалистов, занимающихся данной тематикой, говоря о потере текучести, рассматривают ее применительно лишь к транспорту парафинсодержащей жидкости. Потеря текучести является следствием образования парафиновой структуры во всем объеме нефти.

В работающей скважине на стенках НКТ парафиноотложения находятся в равновесии под действием трех сил: адгезии, тяжести и динамического напора восходящего потока.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основании изучения физико-химических процессов фазовых превращений парафинов, методов предупреждения и устранения парафиноотложений, анализа геолого-технических условий эксплуатации скважин, выполненных комплексных исследований по решению поставленных в работе задач соискателем сформулированы следующие выводы:

1. На разработанном автором и смонтированном на УКПГ Печорокожвинского НГКМ стенде в результате экспериментальных исследований определена зависимость интенсивности парафиноотложений от скорости нефтегазоконденсатного потока. Зависимость имеет экспоненциальный вид. Максимум парафиноотложений в случае нефтегазоконденсатного потока в отличие от чисто нефтяного соответствует скоростям, превышающим скорость перехода ламинарного режима течения в турбулентный.

2. Экспериментально установлено, что дросселирование нефтегазоконденсат-ных систем приводит к снижению интенсивности парафиноотложений. Объясняется это тем, что при дросселировании снижение температуры потока, соответственно, зароды-шеобразование и кристаллизация парафинов, происходят во всем объеме газожидкостной смеси, а не в пристенном слое, как в случае снижения температуры за счет теплообмена с окружающей средой через стенки оборудования.

5. Для практического применения ингибирующих составов разработаны и внедрены: «Временная инструкция по технологии удаления и предупреждения парафиноотложений с помощью композиции химреагентов»; «Временный регламент промысловых испытаний технологии удаления органических отложений с помощью раствора «Нефтенол МЛ»; «Технологический регламент применения ««Реагент КД»» для предупреждения парафиноотложений»

6. В результате внедрения разработанных составов для предупреждения парафиноотложений в процессе эксплуатации семи скважин на Югидском и Печорокожвин-ском НГКМ (скв. 60, 129,140, 141, 143 Югидского НГКМ и скв. 103 и 108 Печорокожвинско-го НГКМ) за период 2000-2006 гг. получен экономический эффект 24,3млн р. (в том числе доля эффекта за счет разработок автора составляет 10,21 млн р.).

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Юнусов, Ринат Юрисович, Ухта

1. Борьба с парафиноотложениями в газонефтедобыче: Учеб. пособие / З.А. Хаби-буллин, З.М. Хусаинов, Г.А. Ланчаков. Уфа, 1992. - 105 с.

2. Богданов Н.Ф., Переверзев А.Н. Депарафинизация нефтяных продуктов. М.: Гостоптехиздат, 1961. -245 с.

3. Гужов А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1973. - 279с.

4. Коршунов Е.С., Едигаров С.Г. Промысловый транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1973.-295 с.

5. Лобков A.M. Сбор и обработка нефти и газа на промысле. М.: Недра, 1968.283 с.

6. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды к транспорту. М: Недра, 1972.-324 с.

7. Мазепа Б.А. Парафинизация нефтесборных систем и промыслового оборудования. М.: Недра, 1966. - 182 с.

8. Особенности сбора и транспорта высокопарафинистых нефтей северных газо-конденсатонефтяных месторождений Тюменской области // Подготовка и переработка газа и газового конденсата: Обзорная информ. / М: ВНИИЭгазпром, 1986. Вып. 11-27 с.

9. Перспективная техника и технология добычи и транспорта высокопарафинистых нефтей северных месторождений // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсат-ных месторождений: Обзорная информ. / М: Газовая промышленность, 1990. - 46 с.

10. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений / Ш.К. Гиматуди-нов, И.И. Дунюшкин, В.М. Зайцев и др.; Под ред. Ш.К. Гиматудинова. М.: Недра, 1988. -301 с.

11. Разработка и применение способов борьбы с парафиноотложениями на нефтегазовых месторождениях // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Обзорная информ. / М: ВНИИЭгазпром, 1986. Вып. 12-48с.

12. Трубопроводный транспорт нефти в сложных условиях Т 77 эксплуатации /В.Д. Черняев, А.К. Галлямов, А.Ф. Юкин, П.М. Бондаренко. М.: Недра, 1990. - 289 с.

13. Термографическое исследование фазовых переходов в высокозастывающих нефтях / Б.П. Туманян, Чан Нгок Ха, С.Н. Челинцев и др. //Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: Экспресс-информ. / М.:- 1993.- Вып. 7. С. 2-7.

14. Тертерян P.A. Депрессорные присадки к нефтям, топливам и маслам. М.: Химия, 1990.-236 с.

15. Тронов В.П. Механизм образования смолопарафиновых отложений и борьба с ними.-М.: Недра, 1970.-188 с.

16. Углеводородные композиции ПАВ для обработки призабойных зон нефтяных скважин/ Ю.Л. Вердеревский, Н.Х. Борисова, Г.Б. Фридман, О.Б. Собанова //Нефтепромысловое дело: Экспресс-информ. / М.:- 1992.- Вып. 1. С. 8-14.

17. Химия нефти / И.Ю. Батуева, A.A. Гайле, Ю.В. Поконова и др.;Под ред. 3 И. Сю-няева. Л.: Химия, 1984. - 360 с.

18. Химические методы борьбы с отложениями парафина //Нефтепромысловое дело: Обзор зарубежной литературы /ВНИИОЭНГ, 1977. - 39 с.

19. Химические реагенты в добыче и транспорте нефти: Справочник / Д.Л. Рахман-кулов, С.С. Злотский, В.И. Мархасин и др. М: Химия, 1987. - 144 с.

20. Эрих В.Н. Химия нефти и газа. М.: Недра, 1966. - 281 с.

21. Ключева Э.С., Красиков В.А. Процесс парафинизации и методы борьбы с пара-финоотложениями в нефтегазопромысловом оборудовании: Обз. Инф.-М.: ВНИИЭгаз-пром, 1989,-Вып. 9.-(Подготовка и переработка газа и газового конденсата).

22. Тронов В.П., Гуськов И.А. Механизмы формирования асфальтосмолопарафино-вых отложений на поздней стадии разработки месторождений//Нефтяное хозяйство,-1999.-№4.-С. 25-25.

23. Касперович А.Г., Мелепченко В.М., Мельцер Т.В., Середа М.Н., Поликарпов В.П. Особенности сбора и транспорта высокопарафинистых нефтей северных газоконденса-тонефтяных местрождений Тюменской области. М.: ВНИИЭГазпром, 1986,- 27 с.

24. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложнённых условиях. М.: Недра - Бизнесцентр, 2000. - 653 с.

25. Кравченко И.И., Гайсик А.П. Выделение парафина из девонской нефти// Новости нефтяной техники.- Гос ИНТИ, 1952.-вып. 5.

26. Люшин С.Ф., Репин H.H. О влиянии скорости потока на интенсивность отложения парафина в трубах// Борьба с отложениями парафина: Сб. М.: Недра, 1965. -340 с.

27. Борьба с отложениями парафина при добыче нефти / С.Ф. Люшин, В.А. Рассказов, Д.М. Шейх-Али и др. М.: Гостоптехиздат, 1961. - 150 с.

28. Борьба с парафиноотложениями в нефтедобычи / З.А. Хабибуллин, З.М. Ху-саинов, Г.А. Ланчаков Уфа, 1992.-105с.

29. Рассказов В.А., Гоник A.A., Люшин С.Ф. Предотвращение отложения парафина при добыче нефти с помощью лакокрасочных покрытий. Уфа: Башкнигоиздат, 1962. -84 с.

30. Казакова Л.П. Твердые углеводороды нефти М.: Химия, 1986. 172 с.

31. Цветков Л.А. Условия отложения парафина в промысловых трубопроводах и мероприятия по их предотвращению.- Тр. Гипровостокнефть вып № 4 М., Гостоптехиздат. 1961.

32. Бабалян Г.А. Об исследованиях и практических результатов борьбы с отложениями парафина в нефтепромысловом оборудовании. В кн. «Борьба с отложениями парафина». М. изд-во «Недра». 1965.

33. Тронов В.П. Исследование механизма парафинизации промыслового оборудования с применением микрокиносъемки. Нефтяное хозяйство. 1967. № 3.

34. Кпассен В.И., Мокроусов В.А. Ведение в теорию флотации. Изд. 2-е М., Мета-лургиздат. 1959.

35. Лезов О.Ф. О борьбе с отложениями асфальтосмолистых веществ и парафинами в объединении «Урдмуртнефть». Реф. Сб. Нефтепромысловое дело.-М.: ВНИИОЭНГ, 1980,- №4, с. 18.

36. Костур Б.Н. О борьбе с отложениями парафина в НГДУ «Долинанефтегаз». Реф. Сб. Нефтепромысловое дело.-М.: ВНИИОЭНГ, 1981.- № 12, с. 11-12.

37. Фуни Т.А. Борьба с парафиноотложениями при добычи и транспортировке па-рафинистых нефтей и газов. Реф. Информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных месторождений.-М.: ВНИИЭгазпром, 1983. № 5.

38. Сизая В.В., Ефимова Г.А. Результаты обработки скважин ингибитором отложений парафина ИП I на Горбатовском и Якушинском месторождениях. Реф.Сб. Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ. 1983. № 1. с. 6-7.

39. Галонский П.П. Борьба с парафином при добыче нефти. М.: Гостоптехиздат, 1960.-88 с.

40. Малышев А.Г., Черемисин H.A., Шевченко Г.В. Выбор оптимальных способов борьбы с парафино-гидратообразованиями // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 9. - С. 6269.

41. Гурбанов P.C. Расплавление парафинистых отложений, образующихся на стенках подъемных труб. Изв. Вузов «Нефть и газ», 1982, № 3, с. 27-28.

42. Давликамов В.В. Передвижная кстановка для тепловой обработки скважин. «Проблемы освоения Зап. Сиб. Топливно-энергетич. Комплекса». Тезисы докл. I РЕСП. Науч.-техн. Конф., Уфа, 1982, № 6 с. 36-39.

43. Малышев А.Г., Черемисин Н.А. Применение греющих кабелей для предупреждения парафиногидратообразований нефтяных скважин II Нефтяное хозяйство. 1990. -№ 6. - С. 58-60.

44. Современная технология очистки нефтяных скважин от парафина: Сб./ В.Я. Маронов, М.М. Музагитов, А.Г. Иванов и др. // Нефтяное хозяйство. 1998. - № 4. - С. 55-57.

45. Патент России 2073696 // Б.И. 1997. - № 5.

46. Борьба с органическими отложениями на морских месторождениях Бразилии / Л.К.К. Маркес, А.Л.К. Макадо, Р.Л.П. Гарсиа и др. // Нефтегазовые технологии. 1998. -№ 1. - С. 27-31.

47. Патент России 2028447 // Б.И. 1995.

48. Борьба с отложениями парафина при добыче нефти / С.Ф Люшин, В.А. Рассказов, Д.М. Шейх-Апи и др. М.: Гостоптехиздат, 1961. - 150 с.

49. Опыт борьбы с отложениями парафина. Сб. Сер. Добыча. М.: ВНИИОЭНГ, 1967.-67 с.

50. Мазепа Б.А. Защита нефтепромыслового оборудования от парафиновых отложений. М.: Недра, 1972. - 119 с.

51. Фуни Т.А. Борьба с парафиноотложениями при добыче и транспортировке па-рафинистых нефтей и газов. Реф. Информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром, 1983. № 5.

52. Лесин В.И. Физико-химический механизм образования парафиноотложений// Нефтепромысловое дело. 2001.- № 5.- С. 31.

53. Магнитная защита от парафиноотложений на месторождениях нефти Пермской области / З.Р. Борсуцкий, П.М. Южанинов, Г.Г. Михиевич и др. // Нефтяное хозяйство. -2000.-№ 12.-С. 72-75.

54. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложнённых условиях. М.: Недра - Бизнесцентр, 2000. - 653 с.

55. Помогают магнитные депарафинизаторы / М.Н. Персиянцев, Н. Сазонов, И.Р. Василенко и др. // Нефть России. 1998. - № 7. - С. 60-61.

56. Повышение приёмистости нагнетательных скважин с помощью магнитных устройств в НГДУ «Иркеннефть» / Р.К. Муслимов, Э.И. Сулейманов, И.Р. Василенко и др. // Нефтяное хозяйство. 1998. - № 7. - С. 24-25.

57. Елиманов Б.Д. Использование физических полейдля снижения асфальтосмол-парафиновых отложений// Нефтяное хозяйство №7. 2002. С. 125-127.

58. Вахитов Г.Г., Симкин Э.М. Использование физических полей для интенсификации пластов.-М.: Недра, 1985.

59. Лоскутова Ю.В., Юдина Н.В., Писарева С.И. Воздействие магнитов на высоко-парафинистые и высоковязкие нефти// Интервал, № 3, 2003.-е. 85-87.

60. Лесин В.И., Василенко и.Р., Зотиков В.А., Даулинг K.P., Карпов Б.В. Предупреждение АСПО в скважинах путем применения магнитных депарафинизаторов в осложненных условиях. Нефтепромысловое дело, № 4-5, 1997,- С. 34-36.

61. Гилязов P.A., Кивокурцев А.Ю. и др. Антипарафинное устройство на композиционных магнитах с регулируемым реверсным полем// Нефтепромысловое дело. № 3. 2001.-С. 38-40.

62. Фридман В.М. Звуковые и ультразвуковые колебания и их применение в промышленности.- М.: Гизлегпром, 1957.

63. Сизая В.В. Химические методы борьбы с отложениями парафина. Обз. информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1977. - 40 с.

64. Эффективность применения растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений в добыче нефти / С.Н. Головко, Ю.В.Шамрай, В.И. Гусев и др. // Обз. информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. -67 с.

65. Насыров А.М. и др. Способы борьбы с отложениями парафина. М.: ВНИИОЭНГ, 1991.-44 с.

66. Оленев Л.М. Новые отечественные ингибиторы парафиноотложений // Обз. информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИЭНГ, 1990.

67. Оленев Л.М., Миронов Т.П. Применение растворителей и ингибиторов для предупреждения образований АСПО. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. -33 с.

68. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. М.: Недра, 1991. - 384с.

69. Химические реагенты в добыче и транспорте нефти: Справ, изд. / Д.Л. Рахманкулов, С.С. Злотский, В.И. Мархасин и др. М.: Химия, 1987. - 144

70. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложнённых условиях. М.: Недра - Бизнесцентр, 2000. - 653 с.

71. Хабибуллин З.А., Фасхутдинов P.A., Хусаинов З.М., Ланганов Г.А. Борьба с па-рафиноотложениями в газонефтедобыче: Учеб. пособ. Уфа: Изд-во Уфим. нефт. ин-та, 1992.-105 с.

72. Трахтман Г.И., Казаков С.И. Совершенствование методов борьбы с отложениями парафина в скважинах за рубежом // Экспресс-информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1993. - № 9. - С. 23-24.

73. Солодов A.B., Бикчентаева Н.В., Оленев Л.М. Состояние и перспективы развития химических методов защиты нефтепромыслового оборудования от соле- и парафи-ноотложений. «Нефтяное хозяйство».-М.: Недра, 1983, № 12, с. 24-28.

74. Сизая В.В. О механизме действия реагентов ингибиторов на отложения парафина. Реф. Сб. Нефтепромысловое дело.-М.: ВНИИОЭНГ, 1979, вып. 10. с 21-23.

75. Сарма X. Присадки для трубопроводов с парафинистыми нефтями. «Нефть, газ и нефтехимия за рубежом». М.: Недра 1981, № 1, с . 49-51.

76. A.c. СССР 1620465 // Б.И. 1991. - № 2.

77. A.C. 690055 (СССР). Состав для предотвращения отложений парафина./ Дытюк Л .Т., Олейников А.Н., Самакаев Р.Х., Кулакова Р.Г. Заявл. 26.01.78, №2573232. Опубл. 15.10.79. Б.И. № 37.

78. A.C. 715600 (СССР). Состав для предотвращения отложений парафина./ Олейников А.Н., Дытюк Л.Т., Заявл. 10.07.78, № 2641998. Опубл. 18.02.80. Б.И. №6.

79. A.C. 920061 (СССР). Состав для предотвращения отложений парафина./Дытюк Л.Т., Олейников А.Н., Самакаев Р.Х., Гембицкий П.А. Заявл. 09.06.80, №2936673/23-26. Опубл. 1982, Б.И. № 14.

80. Сизая В.В. О механизме действия реагентов-ингибиторов на отложения парафина. Еф. Сб. Нефтепромысловое дело,- М.: ВНИИОЭНГ, 1979. вып. 10, с.21-23.

81. Бернардинер М.Г., Титова З.П. Особенности отмыва асфальто-смолопарафиновых отложений растворами поверхностно активных веществ. Инф. Сб. Нефтепромысловое дело и транспорт нефти.-М.:ВНИИОЭНГ, 1984. вып. 3, 23с.

82. Оленев Л.М., Гусев В.И., Солодов A.B., Сабирова P.A., Гумирова Г.Н. Исследование оксиэтилированных алкилфинолов в качестве ингибиторов парафиноотложения. Реф. Сб. Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ, 1983. вып. 8, с. 15-16.

83. Абрамзон A.A., Четверкина В.Н. О применении поверхностноактивных веществ для ингибирования парафиноотложений. Реф. Сб. Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ, 1983. вып. 5, с. 10-11.

84. Каменщиков Ф.А., Смирнов Я.Л., Ходырева Г.В. Исследование возможности применения реагента № 1 для удаления и предупреждения отложений парафина в скважинах месторождений Удмуртии. Реф. Сб. Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ, 1980. вып. 5, с. 38-39.

85. Ревизский Ю.В., Уразбаев У.Н., Ражатдинов У.З. Касимов Р.Х. Об эффективности применения химических реагентов для борьбы со смолопаафиновыми отложениями в скважинах. Реф. Сб. Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ, 1980. вып. 1, с. 24-26.

86. A.C. 662698 (СССР). Состав для предотвращения отложений парафина при добыче и транспортировке нефти./ Кулиев А.М. и др. Заявл. 11.02.75, № 2105400/22-03. Опубл. 15.09.79. Б.И. № 18.

87. Алтухов H.H., Новиков В.Г., Ярцева Г.Н. Комарова А.Д. Предотвращение отложений парафина с использованием сополимера этилена и винилацетата. Реф. Сб. Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ, 1979. вып. 5, с. 30-31.

88. Шаров А.Г., Иванов В.И., Тертерян P.A., Душечкин А.П., Бурова Л.И. Применение ингибитора отложения парафина на основе сополимера этиле и винилацетата. Реф. Сб. Нефтепромысловое дело,- М.: ВНИИОЭНГ, 1981. вып. 1, с.21-22.

89. Челинцев С.Н. Реологические параметры высокопарафинистой нефти, обработанной депрессорной присадкой. Реф. Сб. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов,- М.: ВНИИОЭНГ, 1979. вып. 5, с. 3-4.

90. A.C. 785337 (СССР). Состав предотвращения образования отложений парафина в нефтепромысловом оборудовании./ Алтухова H.H. и др. Заявл. 21.07.78, опубл. 17.12.80. Б.И. № 45.

91. Иванов В.И., Торнер Р.В., Фремаль Г.В., Душечкин А.П. Сополимеры этилена как депрессорные присадки к дизельным топливам. «Химия и технология топлив и ма-сел».-М.: Химия, 1983, № 7, с. 33-36.

92. Иванов В.И., Башкатова С.Т., Шапкина И.Н., Левин A.A. Сополимеры алхилме-такрилатов как депрессорные присадки к дизельным топливам. «Химия и технология топлив и масел».-М.: Химия, 1983, № 3, с. 19-20.

93. A.C. 9946693 (СССР). Реагент для предотвращения отложения парафина в нефтепромысловом оборудовании./ Миньков В.А. и др. Заявл. 18.06.81, № 3304397/22-03. Опубл. 07.02.83 Б.И. № 5.

94. Алтухов H.H., Комарова А.Д., Ярцева Г.Н., Ефимова Г.А., Миньков В.А. Изыскание реагентов для борьбы с парафиноотложением на месторождениях Куйбышевской облает. Реф. Сб. Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ, 1983. вып. 9, с. 14.

95. A.C. 1006725 (СССР). Способ борьбы с отложениями парафина в нефтепромысловом оборудовании при добыче, хранении и транспортировке нефти./ Агаев З.М. и др. Заявл. 07.09.81, № 3319054/22-03. Опублик. 23.03.83. Б.И. № 11.

96. Мамедов Т.М. Применение углеводородных растворителей в технологических процессах нефтедобычи. Обз. Информ. Серия Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ, 1980.-е. 14.

97. Абашеев Р.Г. О классификации асфальто-смолопарафиновых отложений на нефтепромысловом оборудовании. «Нефтяное хозяйство».- М.: Недра, 1984, № 6, с. 4849.

98. Солодов A.B., Бикчентаева Н.В., Оленев Л.М. Состояние и перспективы развития химических методов защиты нефтепромыслового оборудования от соле- и парафи-ноотложений. «Нефтяное хозяйство».- М.: Недра, 1983, № 12, с. 24-28.

99. Головко С.Н. Шакрай Ю.В., Гусев В.И. Эффективность применения растворителей асфальтосмолопрафиновых отложений в добычи нефти // Обз. Информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИИЭГазпром. 1984. Вып. 17-49 с.

100. Бернардинер М.Г. О выборе реагентов для интенсификации добычи нефти. Реф. Сб. Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ, 1983. вып. 3, с. 8-9.

101. Костур Б.Н., Марущак М.В., Предко В.И., Флюнт И.Н. О борьбе с отложениями парафина в НГДУ. Долинанефтегаз. Реф. Сб. Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ, 1981. вып. 2.

102. Золотарева Л.Г., Малицкий Е.А., Светлицкий В.М., Фешук О.В. Об эффективности растворителей парафиноотложений. Инф. Сб. Нефтепромысловое дело и транспорт нефти.- М.: ВНИИОЭНГ, 1984. вып. 4 с. 13-15.

103. Головко С.Н., Шамрай Ю.В., Агеев В.Г., Лапшин В.И. Применение углеводородной композиции СИПХ-7р-2 для удаления асфальтосмолопарафиновых отложенй на месторождениях Удмуртии. Реф. Сб. Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ, 1982. вып. 3 12 с.

104. Ревизский Ю.В. и др. Особенности технологии применения реагентов для борьбы с асфальто-смолистыми отложениями. Реф. Сб. Нефтепромысловое дело,- М.: ВНИИОЭНГ, 1980. вып. 10. с 32-35.

105. A.C. 757690 (СССР). Состав для удаления асфальто-смолистых и парафини-стых отложений в системе нефтепромыслового оборудования./ Байков У.М. и др. Заявл. 10.04.78, № 2604396/22-04. Опублик. 23.08.80. Б.И. № 31.

106. A.C. 791942 (СССР). Реагент для удаления асфальто-смолистых и парафини-стых отложений./ Байков У.М. и др. Заявл. 19.12.77, № 2557377/22-03. Опублик. 30.12.80. Б.И. № 48.

107. A.C. 968343 (СССР). Состав для удаления асфальто-смолистых и парафини-стых отложений./ Байков У.М. и др. Заявл. 23.12.80, № 3227787/22-03. Опублик. 23.10.82. Б.И. № 39.

108. A.C. 1011663 (СССР). Состав для удаления асфальто-смолистых и парафини-стых отложений./ Байков У.М. и др. Заявл. 06.01.80, № 3275762/23-06. Опублик. 1983. Б.И. № 14.

109. A.C. 903372 (СССР). Реагент для удаления отложений парафина./ Закиров С.Н. и др. Заявл. 11.03.79, № 274359-23-26. Опублик. 07.02.82 Б.И. № 5.

Информация о работе

Юнусов, Ринат Юрисович
кандидата технических наук
Ухта, 2009
ВАК 25.00.17

Диссертация

Совершенствование методов предупреждения парафиноотложений при эксплуатации скважин нефтегазоконденсатных месторождений - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Совершенствование методов предупреждения парафиноотложений при эксплуатации скважин нефтегазоконденсатных месторождений - тема автореферата по наукам о земле, скачайте бесплатно автореферат диссертации

Похожие работы