Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование методов удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в процессе добычи нефти

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование методов удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в процессе добычи нефти"

На правах рукописи

Г АЛИМОВ АРТУР МАРАТОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В ПРОЦЕССЕ

ДОБЫЧИ НЕФТИ

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

5 ДЕК 2013

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2013

005542865

Работа выполнена на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Гафаров Шамиль Анатольевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук

Хафизов Айрат Римович

ФГБОУ ВПО «УГНТУ», кафедра «Разработка

Защита диссертации состоится «19» декабря 2013 года в 14-30 на заседании диссертационного совета Д 212.289.04 при ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г.Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет». Автореферат диссертации разослан «19» ноября 2013 года.

Ведущая организация:

и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений»

кандидат технических наук, ведущий научный сотрудник

Дубинский Геннадий Семенович ГАНУ «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов РБ» научно-производственная фирма «Иджат» (НПФ «Иджат») (г. Казань)

/7

Ученый секретарь

диссертационного совета

Ямалиев Виль Узбекович

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Актуальной проблемой для нефтедобывающих компаний является борьба с осложнениями, возникающими из-за асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Отложение асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) происходит в основном из-за снижения температуры добываемой жидкости при подъеме ее на поверхность, уменьшения давления среды до давления насыщения нефти газом и ниже при транспортировке флюида от забоя скважины до установок подготовки нефти.

Отложение АСПВ на глубинно-насосном оборудовании и в трубопроводах системы нефтесбора ведет к уменьшению дебита скважин, снижению наработки на отказ (ННО) оборудования скважин, росту давления в системе нефтесбора и, в конечном итоге, приводит к увеличению количества ремонтов скважин и себестоимости добываемой нефти.

Существуют разнообразные методы, направленные на удаление АСПО: тепловые (обработка горячей нефтью, паром, реагентами при взаимодействии с которыми протекают экзотермические реакции, электронагрев), механические (скребки), физико-химические (растворители). Наибольшее распространение в нефтедобывающих управлениях получили физико-химические методы удаления АСПО. Как показал анализ физико-химических методов воздействия, наибольшее распространение в нефтегазодобывающих управлениях получила технология подачи растворителя в межтрубное пространство добывающих скважин. Так, на примере нефтегазодобывающего управления (НГДУ) «Чекмагушнефть» ежемесячно данным способом обрабатывалось 38 % осложненного фонда скважин. Недостатком данной технологии является разбавление подаваемого растворителя с продукцией скважины до подхода его к очагу отложений АСПВ. В итоге снижается растворяющая способность химического реагента, увеличивается расход растворителя и время обработки скважины. Недостаточно изучены геолого-физические и технологические

факторы, оказывающие влияние на успешность рассматриваемой технологии скважинной обработки растворителем. Решение этих задач позволит повысить эффективность обработок АСПО растворителем.

Не менее важными вопросами при удалении АСПО из лифтовых труб и внутрипромысловых трубопроводов является установление места и объема отложений перед подачей химических реагентов. Существующие методы определения местоположения и количественной оценки АСПО продолжительны во времени, особенно применительно к скважинам, и не нашли широкого использования в нефтедобыче, что приводит к нерациональному расходу растворителя.

В диссертационной работе приводятся результаты исследований эффективности применяемых методов количественной оценки и способов доставки химических реагентов до АСПО и предложены новые, усовершенствованные методики количественной оценки отложений и способы эффективного удаления отложений промыслового парафина на глубинно — насосном оборудовании (ГНО), в лифтовых трубах нефтяных скважин, в системе сбора и подготовки нефти. Представлены результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, обосновывающих эффективность новых и усовершенствованных методов и технологий борьбы с АСПО.

Цель работы

Повышение эффективности удаления АСПО в скважинном оборудовании и нефтесборных трубопроводах на основе совершенствования методов количественной оценки отложений и доставки углеводородных растворителей к АСПО.

Основные задачи исследований

1. Изучение влияния концентрации углеводородного растворителя в нефти на эффективность химического реагента.

2. Оценка степени влияния технологических факторов на успешность скважинных обработок подачей растворителя АСПО в межколонное пространство скважины.

3. Совершенствование способов количественной оценки АСПО в лифтовых трубах добывающих скважин и в нефтесборных трубопроводах.

4. Разработка способов доставки химических реагентов для удаления АСПО в зону приема скважинного насоса и в колонну лифтовых труб.

5. Улучшение способов удаления отложений АСПО в нефтесборных трубопроводах.

Методы решения задач

Поставленные в работе задачи решались путем проведения лабораторных и промысловых экспериментов и анализа полученных результатов. Исследования экспериментальной и нефтепромысловой информации проводились с использованием вероятностно-статистических методов.

Научная новизна

1.Для растворителей СНПХ-7870, при обработке АСПО скважин Саитовского нефтяного месторождения, с содержанием: парафинов 29,68 % масс, смол 11,6 % масс, асфальтенов 7,34 % масс, растворяющая способность углеводородного растворителя снизилась с 82,3 % до 8,5 % при изменении его концентрации в нефти со 100 % до 20 %.

2. Впервые получено аналитическое решение задачи оценки объема отложений в трубопроводе определением взаимосвязи между скоростью потока V, расходом () и изменением проходного сечения трубопровода - Б.

3. Установлено, что при динамическом воздействии растворителями СНПХ - 7870 и Сонпар - 5402 на асфальтосмолопарафиновые отложения Саитовского нефтяного месторождения, время растворения отложений сократилось не менее чем в 2 раза.

Практическая ценность и реализация работы

1. Способ очистки глубинного насоса и колонны лифтовых труб (патент РФ № 2445448), позволяющий сократить расход химического реагента в среднем в 2 раза, внедрен на 5-ти скважинах Кушнаренковского, Саитовского, Нурского и Чекмагушевского нефтяных месторождений НГДУ «Чекмагушнефть».

2. Способ оценки объема отложений в трубопроводе (патент РФ № 2445545), позволяющий сократить время количественной оценки в 4 раза, внедрен на нефтяных месторождениях НГДУ «Чекмагушнефть».

3. Способ удаления отложений с нефтесборного трубопровода (патент РФ № 2460594), позволяющий сократить время обработки химическим реагентом отложений в 2 раза, внедрен на нефтяных месторождениях НГДУ «Чекмагушнефть».

На защиту выносятся: результаты теоретических, экспериментальных и аналитических исследований, технические и технологические решения, направленные на совершенствование методов количественной оценки и способов удаления АСПО в лифтовых трубах скважины и нефтесборных трубопроводах.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на научно - технической конференции «Повышение качества строительства скважин», (г.Уфа, 2010 г.), научно-практической конференции «Промышленная безопасность на объектах нефтегаздобычи. Техническое диагностирование и экспертиза» (г.Уфа, 2011 г.), международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г.Уфа, 2011 г.), научно-практической конференции «Нефтегазовые технологии и новые материалы» (г.Уфа, 2012 г.), кафедре «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» ФГБОУ ВПО УГНТУ, технических советах, совещаниях в ООО «Башнефть - Добыча» и его структурных подразделениях.

Публикации

Основные результаты диссертации опубликованы в 15 научных трудах, из них 2 статьи в рецензируемом научном журнале, рекомендованном ВАК Министерства образования и науки РФ, получено 8 патентов на изобретения.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов, списка использованных источников из 107 наименований и 7 приложений. Текст работы изложен на 156 страницах, включая 27 рисунков, 28 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность и важность темы диссертации, сформулированы цель и задачи исследований, показана научная новизна, практическое значение и апробация работы.

В первой главе приводится обобщение исследований причин образования АСПО, способов предупреждения и удаления отложений АСПО. Описаны факторы, влияющие на интенсивность образования асфальтосмолистопарафиновых отложений.

Исследованиям причин и развитию методов решения проблем, связанных с асфальтосмолопарафиновыми отложениями, посвящены работы: Р.А.Абдуллина, В.Е.Андреева, Ю.В.Антипина, Г.А.Бабалян,

К.С.Баймухаметова, Ш.А.Гафарова, П.П.Галонского, А.Г.Гумерова, Ф.С.Гарифуллина, В.В.Девликамова, М.Ю.Доломатова, Н.Г.Ибрагимова, С.Ф.Люшина, Б.А.Мазепа, Р.А.Максутова, Т.М.Мамедова, В.А.Рассказова, М.К.Рогачева, В.А.Сахарова, Ф.Л.Саяхова, В.В.Сизая, Б.М.Сучкова, А.Г.Телина, В.П.Тронова, М.А.Токарева, В.В.Уметбаева, Н.И.Хисамутдинова, А.Р.Хафизова, Ф.Ф.Хасанова, Д.М.Шейх-Али и др.

Для исследования компонентного состава отложений был произведен отбор проб по осложненному фонду скважин. В диссертации собрана информация по 364 пробам с глубинного насосного оборудования и лифтовых

труб добывающих скважин за последние три года - 2010, 2011 и 2012 годы. За анализируемый период времени, вследствие интенсификации добычи нефти, доля асфальтосмолопарафиновых соединений в отбираемых пробах незначительно выросла с 67,8 % до 70,2 %.

Нефти анализируемых Илишевского, Саитовского, Чекмагушевского и Исанбаевской площади Манчаровского месторождений являются малопарафинистыми (содержание парафина от 0,08 до 1,40 % масс, в среднем -0,75 % масс), смолистыми (содержание селикагелевых смол от 5,56 до 15,03 % масс, в среднем 11,91 %), содержание асфальтенов от 2,00 до 9,62 % масс, в среднем - 5,28 %.

Исследования показали, что компонентный состав АСПО различных месторождений изменяется в широком диапазоне. Содержание парафинов в АСПО изменяется от 2,30 до 49,14 % масс, в среднем составляя 27,05 % масс; содержание смол - от 5,69 до 18,30 % масс, в среднем 10,04 % масс; содержание асфальтенов - от 2,42 до 7,95 % масс, в среднем - 4,69 % масс. Содержание водорастворимых солей в АСПО изменяется от 6,87 до 13,81 % масс, в среднем составляя 10,22 % масс; содержание карбонатов, сульфидов, окислов — от 2 до 3,7 % масс, в среднем 3,17 % масс; содержание сульфатов, гипса -от 0 до 0,62 % масс, в среднем - 0,4 % масс, нерастворимого осадка — от 15,01 до 22,29 % масс, в среднем - 18,04 % масс. Выявлена неоднородность состава отложений отобранных из скважин одного месторождения. Указанные различия не позволяют выработать универсальные рекомендации по марке и объему подачи растворителя АСПО даже для одного месторождения.

Лабораторные исследования растворимости АСПО показали, что скважинные отложения, представленные соединениями из асфальтенов, смол и парафинов, растворяются в большинстве органических растворителей в течение 4-х часов не менее чем на 85 %. По лучшим реагентам фирмы ООО «ФЛЭК» этот показатель равен 92 - 97 %,

На эффективность удаления АСПО большое влияние оказывает концентрация доставляемого к месту отложения растворителя.

При традиционной подаче химического реагента к АСПО заливкой в межтрубное пространство скважины, растворитель в зону приема скважинного насоса поступит, потеряв часть своей растворяющей способности из-за разбавления нефтью находящейся в межколонном пространстве скважины.

Установлено, что при средней глубине погружения насосного оборудования скважин НГДУ «Чекмагушнефть», осложненных АСПО, на 167,5 м и средней обводненности нефти анализируемых месторождений в 56,2 %, максимальная концентрация доставляемого на прием насоса растворителя составит от 41,3 % до 73,8 % от исходного, в зависимости от объема углеводородного растворителя подаваемого в межколонное пространство скважины.

На рисунке 1 показана эффективность растворения АСПО скважины № 3547 Саитовского нефтяного месторождения с содержанием: парафинов 29,68 % масс, смол 11,6 % масс, асфальтенов 7,34 % масс в зависимости от степени разбавленности растворителя СНПХ - 7870 нефтью с содержанием: парафина 1,4 % масс, смол 12,35 % масс, асфальтенов 8,69 % масс.

0,0% -I-1—

100:0 70:30 50:50 30:70 20:80

Соотношение растворителя и нефти

Рисунок 1 - Влияние концентрации углеводородного растворителя в нефти на степень растворения АСПО

Полученная зависимость растворяющей способности углеводородного растворителя от его концентрации в нефти позволяет предположить, что для рассматриваемых месторождений при удалении АСПО в лифтовых трубах подачей химического реагента в межколонное пространство скважины степень растворения АСПО будет в среднем составлять от 22 % до 56 %. Следовательно, для повышения эффективности способов удаления АСПО в лифтовых трубах скважины необходимо доставлять химический реагент к отложениям с сохранением его растворяющих свойств. Для этого необходимо максимально снизить степень разбавления углеводородного растворителя нефтью в межколонном пространстве.

Во второй главе выбраны параметры эксплуатации скважин, по изменению которых определяется успешность обработок, произведена оценка степени влияния технологических факторов на эффективность обработок скважин подачей растворителя в межколонное пространство скважины. Анализу подверглись нефтедобывающие скважины, осложненные АСПО, которые периодически обрабатывались органическими растворителями. В течение 7 месяцев проанализировано 2088 скважинных обработок (рисунок 2).

Для оценки успешности скважинных обработок растворителем в качестве рабочей гипотезы были выделены пять параметров эксплуатации скважины, по совокупности которых принималось решение об эффективности использования реагента:

1 максимальная нагрузка на колонну штанг в зоне полированного штока (Рмакс)- Предполагалось, что успешное применение растворителя приводит к растворению и удалению значительной части АСПО, в результате снижается поверхностное и вязкостное трение между колонной штанг и поверхностью отложений в лифтовых трубах скважины и максимальная нагрузка уменьшится. Анализ данных показал, что после обработок скважинных АСПО растворителем, средняя максимальная нагрузка на полированный шток

в успешной группе снижается в среднем на 4,4 %, а в неуспешной повышается на 14,7 %.

ОООООООО и Г) И <н п

11 и и

Всего скважин в анализе -1- Положительный результат,!'»

ГМ N Н

й ^

Ї 5

Отрицательный эффект, %

-без изменений,?»

Рисунок 2 - Диаграмма успешности скважинных обработок за 2010 - 2012 г.г.

2 минимальная нагрузка на колонну штанг в зоне полированного штока (Рмии). Выдвигалось предположение, что применение растворителя приводит

к растворению и удалению значительной части АСПО, в результате чего провис колонны штанг исчезает, и параметр Рм„„ растет по величине. Выявлено, что при подаче растворителя в межколонное пространство скважины, средняя минимальная нагрузка на полированный шток в группе с положительным эффектом в среднем повышается на 45,0 %, а в группе с отрицательным эффектом снижается на 17,9 %.

3 степень заполнения глубинного плунжерного насоса скважинной продукцией (кмп). Предполагалось, что параметр в первую очередь реагирует на успешную очистку зоны приема скважинного насоса от АСПО, в результате параметр коэффициент заполнения увеличится. Установлено, что степень наполнения насоса в среднем по успешной группе повысилась на 8,4 %, а в неуспешной группе понизилась на 10,4 %.

4 дебит скважины по жидкости ((^д)- Выдвигалось предположение, что параметр может возрастать после успешного применения растворителя АСПО, благодаря двум факторам: повышается производительность глубинного насоса, и понижается гидродинамическое сопротивление лифтируемой газожидкостной смеси за счет очистки колонны НКТ. Результат получен следующий: средний дебит по жидкости по положительной группе вырос с 17,1 до 17,4 м3/сут (1,7 %), а по отрицательной группе понизился с 18,2 до 17,1 м3/сут (6 %).

5 динамический уровень жидкости в межтрубном пространстве (Ндип). Предполагалось, что при успешном растворении АСПО динамический уровень снизится из-за повышения эффективности работы скважинного насоса. Средний Ндин в успешной группе остался на уровне 1092-1097м, по неуспешной группе поднялся с 1275 м до 1258 м (1,3%).

Результаты исследования успешности скважинных обработок показали, что, несмотря на растворимость АСПО в применяемых растворителях 85 - 97 %, успешность обработки АСПО, подачей углеводородного растворителя в межколонное пространство скважин НГДУ «Чекмагушнефть» составляет 47,7 - 75,6 %, в среднем 59,9 %. Снижение эффективности растворителя можно объяснить тем, что химический реагент вступает в физико-

химический процесс удаления АСПО в совершенно иных условиях, чем при его испытании в лабораторных условиях.

Анализ опыта предыдущих обработок и проведенные исследования позволили предположить, что на эффективность обработки скважины растворителем влияют технологические факторы эксплуатации скважины. Для определения степени влияния на успешность удаления АСПО рассмотрены следующие факторы:

1 дебит скважины по жидкости (0ЖИЛ). При больших значениях данного фактора растет скорость потока жидкости и степень гидродинамического воздействия на отложения АСПВ, создаваемого потоком жидкости. Предполагалось, что чем меньше дебит скважины, тем выше отрицательное влияние данного фактора на успешность удаления АСПО.

2 объем нефти в межколонном пространстве скважины (V,,). Выдвигалось предположение, что данный фактор влияет следующим образом: чем больше его величина, тем ниже концентрация и растворяющая способность углеводородного растворителя при поступлении на прием насоса.

3 объем подачи растворителя (Ур). Предполагалось, что фактор прямо влияет на величину эффекта применения реагента - снижение объема химического реагента понизит успешность удаления АСПО.

4 глубина подвески насоса (Ннас). При меньшей протяженности колонны лифтовых труб на наружной и внутренней поверхности лифтовых труб отложится меньше тяжелых компонентов нефти. Выдвигалось предположение, что увеличение глубины спуска насоса окажет отрицательное воздействие на растворяющую способность углеводородного растворителя.

После проведения ранжирования вышеперечисленных факторов на эффективность применения углеводородных растворителей АСПО была определена степень отрицательного влияния эксплуатационных показателей скважины (рисунок 3). Установлено, что для месторождений НГДУ «Чекмагушнефть» результаты скважинных обработок подачей растворителя в межколонное пространство ухудшаются при росте объема

нефти в межколонном пространстве скважины, снижении дебита скважины по жидкости, уменьшении объема подачи растворителя и увеличении глубины спуска насоса.

■ Снижение дебита скважины по жидкости

■ Рост объем нефти в межколонном пространстве

■ Снижение объема подаваемого растворителя

■ Рост глубины спуска насоса

Рисунок 3 - Диаграмма значимости факторов по отрицательному влиянию на эффективность обработок АСПО растворителем

Данные, полученные в результате статистического анализа, позволяют определить направление совершенствования способов удаления АСПО с помощью растворителя. При повышении эффективности удаления отложений АСПО растворителем приоритет должен быть отдан разработке методов предварительной оценки объема АСПО и способов адресной доставки химического реагента к отложениям с сохранением его растворяющих свойств.

Для повышения эффективности обработки скважин растворителем необходимо добиваться следующего: режим воздействия растворителем на отложения должен быть более эффективным, динамическим. На прием насоса растворитель должен поступать в чистом - товарном виде, количество растворителя должно быть достаточным для полного удаления накопившихся отложений. Для расчета требуемого количества химического реагента необходима предварительная оценка количества АСПО в колонне лифтовых труб или в нефтесборных трубопроводах.

В третьей главе рассмотрены вопросы повышения эффективности способов количественной оценки и удаления АСПО в лифтовых трубах скважины. Основными направлениями совершенствования методов удаления АСПО выбрана разработка метода предварительной количественной оценки АСПО и способа доставки расчетного количества растворителя до отложений в неразбавленном виде. С целью совершенствования способа количественной оценки АСПО в лифтовых трубах скважины предложено доставлять реперную технологическую жидкость в колонну лифтовых труб скважины. Расчетом разницы между объемом полого пространства лифтовых труб скважины и объемом поданной реперной жидкости определяется объем АСПО, отложившихся в лифтовых трубах.

Для повышения эффективности удаления АСПО из скважинного оборудования за счет подачи в зону приема скважинного насоса растворителя 100 % концентрации был разработан и испытан в промысловых условиях способ адресной доставки реагента. По данному способу к глубинному насосу герметично монтируется трубный контейнер с открытым низом и объемом 0,4 - 0,7 м3 (рисунок 4). Трубка для подачи растворителя герметично фиксируется между входом в глубинный насос и верхней частью контейнера. Заполнение контейнера растворителем происходит при закрытой задвижке выкида лифтовых труб, а перемещение растворителя из контейнера в колонну лифтовых труб осуществляется глубинным насосом в оптимальной последовательности. Очистка колонны лифтовых труб от отложений разработанным способом является многоэтапным процессом, объясняемым тем, что длина и объем контейнера 3 ограничены конструкцией скважины и уступают аналогичным параметрам колонны лифтовых труб в несколько раз. При средней глубине спуска ГНО в скважинах НГДУ «Чекмагушнефть» осложненных АСПО, в 1252 м объем полого пространства колонны будет составлять от 2,5 м3 (для НКТ 60) до 5,6 м3 (для НКТ 89).

1 - колонна лифтовых труб;

2 - глубинный насос любого типа;

3 - контейнер;

4 - трубка для подачи реагента;

5 - насосное устройство на поверхности земли;

6 - задвижка на выкиде лифтовых труб.

Рисунок 4 - Способ адресной доставки реагента в контейнер на приеме скважинного насоса

Растворители АСПО способны удалять отложения в объеме от 5 % до 20 % от количества подаваемого химического реагента. Следовательно, для полного удаления АСПО, объемом до 0,6 м3, необходимо подать до 7,5 м3 растворителя. Суммарного объема контейнера 3 и колонны лифтовых труб 1 недостаточно для размещения, за один цикл подачи, требуемого количества химического реагента. Из приведенных данных следует, что обработка лифтовых труб растворителем должна быть поэтапной, состоящей из нескольких циклов заполнения колонны НКТ растворителем и ожидания растворения АСПО. Для расчета количества циклов закачки растворителя в лифтовые трубы из накопленного объема в подпакерной зоне или контейнере по известному объему АСПО предложено новое выражение (1):

¿[у, (Кр +1Г1 (1)

п—1 Лр

где: Уотл - прогнозный объем АСПО в лифтовых трубах;

VI - объем растворителя по 1-му циклу, необходимый для заполнения лифтового пространства, свободного от отложений;

Кр - коэффициент растворяющей способности реагента; п - количество циклов закачки и ожидания процесса растворения. Полученное неравенство позволило рассчитать оптимальный объем растворителя АСПО, необходимого для его подачи с помощью гибких армированных трубок в зону приема насоса скважины № 400 Чекмагушевского месторождения и определить количество циклов подачи реагента, следовательно, спрогнозировать время скважинной обработки.

Таблица 1 — Результаты сравнения различных способов доставки реагента в скважину № 400 Чекмагушевского нефтяного месторождения

\ Способ подачи реагента Заливка в Подача через Подача через трубку

межтрубное трубку в зону в контейнер на

пространство приема насоса приеме насоса

\ растворителя растворителя растворителя СНПХ-

Параметр СНПХ-7870, СНПХ-7870, 7870, 129,6 л/90 сут.

500 л /90 сут. 259,2 л/90 сут. (1,44 л/сут.)

\ (5,56 л/сут.) (2,88 л/сут.)

Мах нагрузка на шток, кгс 5786 4976 4608

Min нагрузка на шток, кгс 1470 2137 2477

Степень наполнения, % 0,92 0,78 0,96

Подача, м3/сут 12,1 10,7 12,5

Динамический уровень 1328 1253 1336

Для сравнения эффективности предложенного и применяемых способов удаления АСПО и на скважине № 400 Чекмагушевского месторождения были последовательно проведены их испытания. Параметры эксплуатации скважины: режим работы станка-качалки 2,5/3,9, тип скважинного насоса НВ-38, высота подвески насоса 1171 м не менялись в целях исключения их воздействия на эффективность обработки АСПО углеводородным растворителем. Результаты внедрения указанного метода представлены в таблице 1.

Полученные данные показали, что применение способа позволило при прочих равных условиях, снизить максимальную нагрузку в точке подвеса колонны штанг в среднем на 7 %, степень наполнения насоса увеличилась в среднем на 18 %, подача насоса увеличилась в среднем на 17 %. При этом расход химического реагента сократился в 2 раза.

В четвертой главе решены задачи совершенствования способов оценки объема и удаления АСПО физико-химическим способом в нефтесборных трубопроводах. В качестве технологий, позволяющих повысить эффективность применения растворителя, предложен метод предварительной количественной оценки АСПО и способ динамического воздействия химическим реагентом на отложения.

Для реализации метода количественной оценки АСПО трубопровод заполняют однородной жидкостью с газосодержанием не более 2-х м3/м3 и обеспечивают движение такой жидкости по трубопроводу с постоянным, известным расходом. Одновременно в точках, равномерно расположенных по длине проблемного участка трубопровода, переносным ультразвуковым расходомером определяют скорость движения этой жидкости по трубопроводу. При постоянном расходе <3, объем отложений определяется измерением скорости движения жидкости V и последующим расчетом изменения проходного сечения трубопровода — Б.

Для оценки эффективности предложенного способа динамического воздействия растворителем на отложения АСПО на первом этапе были проведены лабораторные исследования, моделирующие статическое

и динамическое воздействие (рисунок 5). В опыте использовались образцы АСПО, отобранные из нефтесборного трубопровода Саитовского месторождения и углеводородные растворители марок Сонпар - 5402 и СНПХ - 7870 применяемые для удаления АСПО на скважинах и трубопроводах данного месторождения.

^»СНПХ-7870,дин -*-Соищар-5402,дин

-*-СНПХ-7870,стаг -ЧН-Сонлар-5402.стат Время растворения, мин

Рисунок 5 - Динамика растворения АСПО при разных режимах воздействия

Результаты испытаний показали, что при динамическом воздействии время растворения отложений сокращается не менее чем в два раза по сравнению со статическим режимом. При этом полного растворения отложений в статических условиях не достигается.

На втором этапе был разработан способ динамического воздействия растворителем на АСПО. Способ предусматривает подачу растворителя в участок трубопровода, где выявлены АСПО и обеспечение его возвратно-поступательного движения (динамический режим) на этом участке. Динамический режим воздействия на отложения ускоряет массообменные процессы и способствует более полному использованию растворяющей способности химического реагента.

Предложенные метод количественной оценки АСПО и способ динамического воздействия растворителем на отложения впервые применили на начальном участке нефтепровода УПСВ «Кадырово» - НСП «Манчарово». Объем отложений в нефтесборном трубопроводе (Уогл.) оценивался:

где: I - длина трубопровода;

Б — внутренний диаметр чистого трубопровода;

С}ф- фактический, постоянный заданный расход по трубопроводу;

п - количество точек измерения скорости движения жидкости;

Ы - скорость движения потока жидкости в ¡-ой точке измерения;

Расчет показал, что начальный участок нефтепровода протяженностью 20 м содержит АСПО толщиной до 3,4 мм, объемом 0,1 м3.

При использовании способа динамического воздействия в нефтепроводе сохранялось остаточное давление в 0,8 МПа для наличия упругой энергии нефтегазовой смеси, которая необходима для обеспечения обратного поступления растворителя в емкость передвижного насосного агрегата. Благодаря динамическому воздействию реагента на отложения произошло объемное, а не послойно гравитационное растворение АСПО. Растворяющая способность СНПХ-7870 была использована максимально, из-за эффекта динамического воздействия на АСПО, вызванного периодическим изменением давления в системе и знакопеременным движением реагента вдоль отложений. Время растворения АСПО растворителем сократилось в 2 раза.

(¿ш)/п

0Ф_ч

(2)

¡=1

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 На эффективность удаления АСПО значительное влияние оказывает концентрация доставляемого к месту отложения углеводородного растворителя. Для растворителей СНПХ-7870, при обработке АСПО скважин

Саитовского нефтяного месторождения, с содержанием: парафинов 29,68 % масс, смол 11,6 % масс, асфальтенов 7,34 % масс, растворяющая способность углеводородного растворителя снизилась с 82,3 % до 8,5 % при изменении его концентрации в нефти со 100 % до 20 %.

2 Для месторождений НГДУ «Чекмагушнефть» установлена степень отрицательного влияния технологических факторов на эффективность скважинных обработок подачей растворителя АСПО в межколонное пространство скважины. Результаты скважинных обработок углеводородными растворителями ухудшаются при: росте объема нефти в межколонном пространстве скважины, снижении дебита скважины по жидкости, уменьшении объема подачи растворителя и увеличении глубины спуска насоса.

3 Предложен метод диагностирования количества отложений в колонне НКТ с помощью реперной жидкости, позволяющий рассчитать объем подачи растворителя, необходимого для полного удаления АСПО.

4 Разработан комплекс способов адресной доставки растворителя АСПО на прием глубинного насоса и в колонну НКТ, позволяющих снизить расход химического реагента на 50 % за счет его оптимальной дозировки и доставки в чистом виде при одновременном сокращении времени обработки.

5 Получено аналитическое решение задачи оценки объема отложений в трубопроводе определением взаимосвязи между скоростью потока V, расходом О и изменением проходного сечения трубопровода - Б. Предложен и успешно испытан способ определения местоположения и количества отложений в трубопроводах с помощью ультразвукового расходомера. Получена формула для расчета объема отложений.

6 Установлено, что при динамическом воздействии растворителями СНПХ - 7870 и Сонпар - 5402 на АСПО Саитовского нефтяного месторождения время растворения отложений сократилось не менее чем в 2 раза. Разработана и успешно испытана технология очистки трубопровода от отложений динамическим воздействием химическим реагентом на основе

возвратно-поступательного, знакопеременного перемещения реагента

по трубопроводу.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных

трудах:

Ведущие рецензируемые журналы

1. Галимов A.M., Денисламов И.З., Гафаров Ш.А. Повышение эффективности работ по очистке нефтепромысловых трубопроводов от парафино - и солеотложений/ Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов/ Научно - технический журнал 3 (89) - Уфа: ГУП «ИПТЭР» - 2012. - С.58 - 63.

2. Денисламов И.З., Гафаров Ш.А., Галимов A.M. Эффективность применения растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений на нефтедобывающих скважинах/ Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов/ Научно - технический журнал 1 (91) - Уфа: ГУП «ИПТЭР» - 2013. - С.53 - 61.

Патенты

3. Патент на изобретение 2411351 Российская Федерация, МПК Е21В43/00, Е21В47/06. Способ эксплуатации нефтегазового месторождения [Текст]/ Галимов A.M., Денисламов И.З., Сахаутдинов Р.В., Ахмеров P.P., Гилимханов М.Р., Галимов И.А.; патентообладатели Галимов A.M., Денисламов И.З. - заявл. 01.09.2009; опубл. 10.02.2011. - Бюл. № 4.

4. Патент на изобретение 2445449 Российская Федерация, МПК Е21В37/06. Способ очистки глубинного насоса и лифтовых труб от отложений [Текст]/ Денисламов И.З., Галимов A.M., Еникеев P.M., Фархутдинов Ф.М., Галимов И.А., Идиятуллин И.К., Грищенко В.А.; патентообладатели Денисламов И.З., Галимов A.M. - заявл. 16.09.2010; опубл. 20.03.2012. - Бюл. № 7.

5. Патент на изобретение 2445448 Российская Федерация, МПК Е21В37/06. Способ очистки глубинного насоса и колонны лифтовых труб от отложений [Текст]/ Хасанов Ф.Ф., Галимов A.M., Денисламов И.З.; патентообладатели

Хасанов Ф.Ф., Галимов A.M., Денисламов И.З. — заявл. 18.10.2010; опубл. 20.03.2012.-Бюл. №8.

6. Патент на изобретение 2445545 Российская Федерация, МПК F17D3/00. Способ определения объема отложений в трубопроводе [Текст]/ Галимов A.M., Ибрагимов Р.Н., Хасанов Ф.Ф., Денисламов И.З.; патентообладатели Галимов A.M., Денисламов И.З., Хасанов Ф.Ф., — заявл. 17.02.2011; опубл. 20.03.2012.-Бюл. №5.

7. Патент на изобретение 2452850 Российская Федерация, МПК Е21В37/06. Устройство для очистки колонны лифтовых труб от отложений [Текст]/ Галимов A.M., Денисламов И.З., Гафаров Ш.А., Идиятуллин И.К., Нагимуллин А.Р., Фархутдинов Ф.М., Галимов И.А.; патентообладатели Галимов A.M., Денисламов И.З. - заявл. 20.12.2010; опубл. 10.06.2012. -Бюл. № 14.

8. Патент на изобретение 2457324 Российская Федерация, МПК Е21В47/00. Способ оценки объема отложений в колонне лифтовых труб скважины [Текст]/ Денисламов И.З., Галимов A.M., Идиятуллин И.К., Фархутдинов Ф.М., Мустафин В.Ю. Рабартдинов А.З., Еникеев P.M.; патентообладатели Денисламов И.З., Галимов A.M. - заявл. 31.01.2011; опубл. 27.07.2012. -Бюл. № 6.

9. Патент на изобретение 2460594 Российская Федерация, МПК В08В9/02, Е21В37/06. Способ удаления отложений из нефтесборного трубопровода [Текст]/ Нагимуллин А.Р., Денисламов И.З., Галимов A.M., Еникеев P.M.; патентообладатели Нагимуллин А.Р., Денисламов И.З., Галимов A.M. -заявл. 10.05.2011; опубл. 10.09.2012. - Бюл. № 16

10. Патент на изобретение 2464409 Российская Федерация, МПК Е21 В34/06,Е21В37/06, Е21В43/12. Способ доставки реагента в колонну лифтовых труб скважины [Текст]/ Денисламов И.З., Галимов A.M., Гафаров Ш.А., Нагимуллин А.Р., Еникеев P.M.; патентообладатели Денисламов И.З., Галимов A.M. - заявл. 07.04.2011; опубл. 20.10.2012. - Бюл. № 11.

Прочие печатные издания

11. Галимов A.M., Денисламов И.З., Гафаров Ш.А. Способ адресной доставки растворителя в лифтовые трубы для очистки от отложений АСПО / Повышение качества строительства скважин / Научно-техн. конф. - Уфа: Нефтегазовое дело. - 2010. - С. 369 - 372.

12. Гафаров Ш.А., Денисламов И.З., Галимов A.M. Диагностика и мониторинг отложений АСПО в лифтовых трубах и нефтепромысловых нефтепроводах/ Промышленная безопасность на объектах нефтегаздобычи. Техническое диагностирование и экспертиза/ Научно-практическая конференция - Уфа: Издательство УГНТУ. - 2011. - С.157 - 158.

13.Гафаров Ш.А., Денисламов И.З., Галимов A.M. Совершенствование диагностики отложений в нефтепромысловом оборудовании при подготовке скважинной продукции/ Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа/Международная научно-практическая конференция - Уфа: ГУП «ИПТЭР» - 2011. - С.87 - 88.

14.Гафаров Ш.А., Денисламов И.З., Галимов A.M. Реперные технологические жидкости в нефтедобыче/Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа/Международная научно-практическая конференция - Уфа: ГУП «ИПТЭР» - 2012. - С.46 - 47.

15. Гафаров Ш.А., Денисламов И.З., Галимов А.М., Нагимуллин А.Р. Повышение эффективности работ по очистке трубопровода от отложений / Нефтегазовые технологии и новые материалы,- Уфа: ООО "Монография", 2012.-С.250-253.

Подписано к печати 14.11.2013 г. Бумага писчая. Заказ №2. Тираж 100 экз. Гарнитура «Тайме». ИП Покшубин СА 450065, г. Уфа, ул. Кольцевая, 8

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Галимов, Артур Маратович, Уфа

ФГБОУ ВПО УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

ГАЛИМОВ АРТУР МАРАТОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В ПРОЦЕССЕ ДОБЫЧИ НЕФТИ

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

04201454874

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор Гафаров Ш.А.

Уфа 2013

С.

ВВЕДЕНИЕ............................................................................... 6

1 АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ОБРАЗОВАНИЯ АСПО В ПРОЦЕССЕ ДОБЫЧИ НЕФТИ..................................................................................... 11

1.1 Факторы, влияющие на интенсивность образования АСПО............... 14

1.2 Анализ распределения скважин, осложненных АСПО, по месторождениям НГДУ «Чекмагушнефть»....................................... 15

1.3 Исследование компонентного состава нефти и

асфальтосмолопарафиновых соединений осложненных скважин............ 18

1.4 Анализ распределения асфальтосмолопарафиновых веществ по

высоте лифтовых труб скважины.................................................... 26

1.5 Изучение растворимости АСПО в растворителях в лабораторных условиях................................................................................... 30

1.5.1 Методика экспресс-анализа отложений с ГНО по элементарному составу.................................................................................... 30

1.5.2 Методика оценки растворяющей и удаляющей способности растворителя АСПО..................................................................... 33

1.5.3 Анализ результатов лабораторных исследований по оценке растворения АСПО в промышленных растворителях.................................. 35

1.6 Экспресс-анализ степени растворения скважинных АСПО

в различных химических реагентах.................................................. 44

1.7 Оценка концентрации растворителя при скважинной обработке и

определение влияния концентрации на эффективность растворителя....... 45

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 1............................................................... 50

2 ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ УДАЛЕНИЯ АСПО ОТЛОЖЕНИЙ ОРГАНИЧЕСКИМИ РАСТВОРИТЕЛЯМИ.................... 51

2.1 Анализ эффективности применения растворителей для удаления

скважинных отложений асфальтосмолопарафина................................ 51

2.1.1 Объемы применения растворителей АСПО за 2010-2012 годы......... 51

2.2 Оценка эффективности обработок осложненных скважин органическими растворителями...................................................... 52

2.2.1 Методика сравнительного анализа эффективности по группам

скважин.................................................................................... 52

2.2.2 Значимые факторы эффективности применения растворителей на

скважинах................................................................................. 56

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 2............................................................... 67

3 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СПОСОБОВ КОЛИЧЕСТВЕННОЙ

ОЦЕНКИ И УДАЛЕНИЯ АСПО В ЛИФТОВЫХ ТРУБАХ СКВАЖИНЫ 68

3.1 Количественная оценка АСПО в лифтовых трубах скважины. Существующее положение............................................................ 68

3.2 Конструкция и принцип действия способа количественной оценки

АСПО в лифтовых трубах............................................................ 69

3.3 Повышение эффективности методов удаления АСПО

с внутренней поверхности колонны лифтовых труб с помощью растворителей........................................................................... 73

3.3.1 Конструкция и принцип действия способа адресной закачки растворителя АСПО под пакер колонны НКТ.................................... 74

3.3.2 Конструкция и принцип действия способа адресной доставки

реагента в контейнер под глубинным насосом.................................... 76

3.3.3 Технология заполнения колонны НКТ растворителем с устья скважины................................................................................. 80

3.3.4 Конструкция и принцип действия способа адресной доставки

реагента для промывки глубинного электроцентробежного насоса......... 83

3.4 Совершенствование способов удаления АСПО комбинированием физико-химических, механических и тепловых методов........................ 87

3.4.1 Оценка изменения температур скважинной жидкости в зависимости

от глубины скважины.................................................................. 87

3.4.2 Исследование зависимости растворяющей способности

растворителя от температуры......................................................... 90

3.4.3 Конструкция и принцип действия способа адресной доставки растворителя с предварительным нагревом. Комбинирование физико-химических и тепловых методов удаления АСПО.............................. 91

3.4.4 Совершенствование технологии удаления АСПО с помощью скребкового устройства. Комбинирование физико-химических и

тепловых методов удаления АСПО................................................. 95

3.5 Эксплуатация скважин с отложениями АСПВ с помощью регулирования производительности глубинного электроцентробежного

насоса...................................................................................... 100

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 3............................................................... 106

4 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СПОСОБОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ, КОЛИЧЕСТВЕННОЙ ОЦЕНКИ И УДАЛЕНИЯ АСПО В СИСТЕМЕ НЕФТЕСБОРА............................................................ 107

4.1 Определение местоположения и количественная оценка АСПО

в системе нефтесбора. Существующее положение.............................. 108

4.2 Совершенствование способа определения местоположения

и количественной оценки АСПО в системе нефтесбора........................ 110

4.2.1 Теоретические предпосылки создания технологии оценки

отложений................................................................................. 110

4.2.2 Конструкция и принцип действия способа определения местоположения и оценки объема отложений в трубопроводе............... 111

4.2.3 Применение новой технологии оценки отложений на действующем нефтесборном трубопроводе.......................................................... 114

4.3 Совершенствование способа удаления АСПО в системе нефтесбора.... 118 4.3.1 Конструкция и принцип действия способа динамического 118

воздействия на отложения в трубопроводе........................................

4.3.2 Исследование эффективности технологии динамического

воздействия на АСПО в лабораторных условиях..................................................................120

4.3.3 Промысловые испытания способа динамического воздействия на

АСПО нефтепровода УПСВ «Кадырово» - НСП «Манчарово»..............................121

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 4..............................................................................................................................124

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ..............................................................................................................................125

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ................................127

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ............................................................................................................................128

ПРИЛОЖЕНИЯ....................................................................................................................................................140

Актуальной проблемой для нефтедобывающих компаний является борьба с осложнениями, возникающими из-за асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Отложение асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) происходит в основном из-за снижения температуры добываемой жидкости при подъеме ее на поверхность, уменьшения давления среды до давления насыщения нефти газом и ниже при транспортировке флюида от забоя скважины до установок подготовки нефти.

Отложение АСПВ на глубинно-насосном оборудовании и в трубопроводах системы нефтесбора ведет к уменьшению дебита скважин, снижению наработки на отказ (ННО) оборудования скважин, росту давления в системе нефтесбора и в конечном итоге приводит к увеличению количества ремонтов скважин и себестоимости добываемой нефти.

Существуют разнообразные методы, направленные на удаление АСПО: тепловые (обработка горячей нефтью, паром, реагентами при взаимодействии с которыми протекают экзотермические реакции, электронагрев), механические (скребки), физико-химические (растворители). Наибольшее распространение в нефтедобывающих управлениях получили физико-химические методы удаления АСПО. Как показал анализ физико-химических методов воздействия, наибольшее распространение в нефтегазодобывающих управлениях получила технология подачи растворителя в межтрубное пространство добывающих скважин. Так, на примере нефтегазодобывающего управления (НГДУ) «Чекмагушнефть» ежемесячно данным способом обрабатывалось 38% осложненного фонда скважин. Недостатком данной технологии является разбавление подаваемого растворителя с продукцией скважины до подхода его к очагу отложений АСПВ. В итоге снижается растворяющая способность химического реагента, увеличивается расход растворителя и время обработки скважины. Недостаточно изучены геолого-физические и технологические факторы, оказывающие влияние

на успешность рассматриваемой технологии скважинной обработки растворителем. Решение этих задач позволит повысить эффективность обработок АСПО растворителем.

Не менее важным вопросом при удалении АСПО из лифтовых труб и внутрипромысловых трубопроводов является установление места и объема отложений перед подачей химических реагентов. Существующие методы определения местоположения и количественной оценки АСПО продолжительны во времени, особенно применительно к скважинам, и не нашли широкого использования в нефтедобыче, что приводит к нерациональному расходу растворителя.

В диссертационной работе приводятся результаты исследований эффективности применяемых методов количественной оценки и способов доставки химических реагентов до АСПО и предлагаются новые, усовершенствованные методики количественной оценки отложений и способы эффективного удаления отложений промыслового парафина на глубинно-насосном оборудовании (ГНО), в лифтовых трубах нефтяных скважин, в системе сбора и подготовки нефти. Представлены результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, обосновывающих эффективность новых и усовершенствованных методов и технологий борьбы с АСПО.

Объектом исследований диссертационной работы являются особенности и закономерности физико-химических процессов, происходящих при обработке растворителем отложений АСП в системе «скважина - наземное оборудование».

Предметом исследований являются физические и технологические связи и их соотношения в объекте исследований.

Цель диссертационной работы - повышение эффективности удаления АСПО в скважинном оборудовании и нефтесборных трубопроводах на основе совершенствования методов количественной оценки отложений и доставки углеводородных растворителей к АСПО.

Основные задачи исследований:

1. Изучение влияния концентрации углеводородного растворителя в нефти на эффективность химического реагента.

2. Оценка степени влияния технологических факторов на успешность скважинных обработок подачей растворителя АСПО в межколонное пространство скважины.

3. Совершенствование способов количественной оценки АСПО в лифтовых трубах добывающих скважин и в нефтесборных трубопроводах.

4. Разработка способов доставки химических реагентов для удаления АСПО в зону приема скважинного насоса и в колонну лифтовых труб.

5. Улучшение способов удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в нефтесборных трубопроводах.

Методика исследований

Поставленные в работе задачи решались путем проведения лабораторных и промысловых экспериментов и анализа полученных результатов. Исследования экспериментальной и нефтепромысловой информации проводились с использованием вероятностно-статистических методов.

Научная новизна

1 При обработке АСПО растворителями СНПХ-7870 скважин Саитовского нефтяного месторождения, с содержанием парафинов 29,68% масс, смол 11,6% масс, асфальтенов 7,34% масс, растворяющая способность углеводородного растворителя снизилась с 82,3 до 8,5% при изменении его концентрации в нефти со 100 до 20%.

2 Впервые получено аналитическое решение задачи оценки объема отложений в трубопроводе путем определения взаимосвязи между скоростью потока V, расходом и изменением проходного сечения трубопровода - Б.

3 Установлено, что при динамическом воздействии растворителями СНПХ-7870 и Сонпар-5402 на асфальтосмолопарафиновые отложения Саитовского нефтяного месторождения время растворения отложений сократилось не менее чем в 2 раза.

Практическая ценность и реализация работы

1 Способ очистки глубинного насоса и колонны лифтовых труб (патент РФ № 2445448), позволяющий сократить расход химического реагента в среднем в 2 раза, внедрен на 5-ти скважинах Кушнаренковского, Саитовского, Нурского и Чекмагушевского нефтяных месторождений НГДУ «Чекмагушнефть».

2 Способ оценки объема отложений в трубопроводе (патент РФ №2445545), позволяющий сократить время количественной оценки в 4 раза, внедрен на нефтяных месторождениях НГДУ «Чекмагушнефть».

3 Способ удаления отложений с нефтесборного трубопровода (патент РФ №2460594), позволяющий сократить время обработки химическим реагентом отложений в 2 раза, внедрен на нефтяных месторождениях НГДУ «Чекмагушнефть».

На защиту выносятся: результаты теоретических, экспериментальных и аналитических исследований, технические и технологические решения, направленные на совершенствование методов количественной оценки и способов удаления АСПО в лифтовых трубах скважины и нефтесборных трубопроводах.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на научно-технической конференции «Повышение качества строительства скважин», (г.Уфа, 2010 г.), научно-практической конференции «Промышленная безопасность на объектах нефтегаздобычи. Техническое диагностирование и экспертиза» (г.Уфа, 2011 г.), международной научно-практической

конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г.Уфа, 2011г.), научно-практической конференции «Нефтегазовые технологии и новые материалы» (г.Уфа, 2012г.), а также на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» ФГБОУ ВПО УГНТУ, технических советах, совещаниях в ООО «Башнефть - Добыча» и в его структурных подразделениях.

Публикации

Основные результаты диссертации опубликованы в 15 научных трудах, из них 2 статьи в рецензируемом научном журнале, рекомендованном ВАК Министерства образования и науки РФ, получено 8 патентов на изобретения.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов, списка использованных источников из 107 наименований и 7-ми приложений. Текст работы изложен на 156 страницах, включая 27 рисунков, 28 таблиц.

Автор выражает благодарность научному руководителю д.т.н., профессору Гафарову Ш.А., сотрудникам кафедры РЭНГМ УГНТУ докторам наук, профессорам Зейгману Ю.В., Мерзлякову В.Ф., к.т.н., доценту Гумерову O.A., к.т.н. Денисламову И.З., руководству и работникам НГДУ «Чекмагушнефть» за помощь в обобщении результатов исследований и поддержку в организации и проведении нефтепромысловых работ.

1 АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ОБРАЗОВАНИЯ АСПО В ПРОЦЕССЕ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Образование АСПО в скважинном оборудовании и призабойной зоне продуктивного пласта (ПЗП) и наземных трубопроводах является одним из факторов, снижающих эффективность эксплуатации нефтепромысловых систем. Проблема борьбы с АСПО при разработке месторождений, нефти которых характеризуются высоким содержанием парафинов, смол и асфальтенов, приобретает особую актуальность [53]. Образование АСПО в призабойной зоне и стволе скважин, устьевой арматуре, выкидных линиях борьба с ними связаны со специфическими химическими и реологическими свойствами этих отложений, а также условиями эксплуатации нефтепромысловых систем «пласт - скважина - наземное оборудование» и разнообразием состава и свойств АСПО. Фундаментальные исследования, посвященные изучению условий и механизма образования АСПО в технологических процессах добычи нефти, были выполнены более 40 лет тому назад. Несмотря на это проблема борьбы с АСПО не потеряла своей актуальности и в настоящее время. Это связано со вступлением значительного количества нефтяных месторождений страны в позднюю стадию разработки, характеризующуюся благоприятными условиями для образования АСПО -высокой обводненностью продукции скважин и низкими забойными давлениями [1].

В результате многочисленных исследований были выявлены основные причины образования АСПО при добыче нефти: эти отложения образуются в ПЗП и скважинном оборудовании при изменении термобарических условий и разгазировании нефти [53]. При снижении температуры и достижении температуры насыщения нефти парафином, при разгазировании нефти первоначально происходит образование кристаллов парафина, которые являются основой последующей его кристаллизации, выпадения из нефти и

отложения на твердой поверхности. Совместно с парафином происходит отложение асфальтосмолистых веществ, механических примесей, кристаллов неорганических солей, в результате этого образовавшееся АСПО имеют определенную прочность, которая усложняет процесс их удаления.

Одним из факторов образования АСПО в продуктивном пласте является снижение пластовой температуры в результате заводнения нефтяной залежи путем закачки холодной воды [53]. В работах [2, 3, 4, 5, 6, 7] показано существенное снижение (по сравнению с начальной пластовой) температуры на забо�